馮慶偉，楊玉珍，萬惠平，許德廣，殷方好，王金芝

（1.中國(guó)石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠，山東東營(yíng) 257000；2.中國(guó)石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院；3.山東省稠油開采技術(shù)省級(jí)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室）

樂安油田草 20區(qū)塊西北部是典型的邊底水稠油油藏，油藏平均滲透率（1 000～3 000）×10-3μm2，孔隙度10%～30%，泥質(zhì)含量6.2%～8.9%，原始含油飽和度65%，油層厚度6～10 m。

草 20區(qū)塊目前有水平井 34口，水平段長(zhǎng)度150～250 m，平均單井日產(chǎn)液33.5 t，單井日產(chǎn)油1.9 t，綜合含水94.3%，平均動(dòng)液面209 m。該區(qū)塊多輪次吞吐后，水平段熱量分布不均、造成儲(chǔ)層動(dòng)用不均衡，油汽比逐年下降，因此，需要開展原油的黏–溫[1-2]、相對(duì)滲透率的測(cè)試及原油在儲(chǔ)層中流動(dòng)能力[3]的實(shí)驗(yàn)研究，然后根據(jù)動(dòng)用程度、儲(chǔ)層物性、邊底水侵入程度等變化因素對(duì)儲(chǔ)層需要的熱量進(jìn)行優(yōu)化，提升開發(fā)效益。

1 草20區(qū)塊油藏的滲流特征

1.1 實(shí)驗(yàn)材料與方法

1.1.1 實(shí)驗(yàn)樣品與裝置

實(shí)驗(yàn)樣品（稠油）取自草20區(qū)塊，密度為0.991 7 g/cm3；巖心孔隙度為28.8%，滲透率為1 860×10–3μm2，。

啟動(dòng)壓力及油水相對(duì)滲透率測(cè)試裝置主要由巖心部分、注入部分和采出部分等組成（圖1），滲流實(shí)驗(yàn)在Memmert UF450型恒溫箱中完成。稠油的黏–溫曲線由Brookfield DV–III+黏度–流變儀測(cè)量得到。

圖1 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程

1.1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）不同溫度下的啟動(dòng)壓力梯度測(cè)定步驟： ①以一定流量（0.01 mL/min）水驅(qū)地層，測(cè)定滲透率；②某一溫度下，先以0.001 mL/min的速度用原油驅(qū)替至驅(qū)出水量不再增加（回壓要大于該溫度下的飽和蒸汽壓），然后加大排量至某一最大注入壓力驅(qū)至地層條件下的束縛水飽和度；③停泵，卸掉巖心上游壓力，恒溫狀態(tài)下老化24 h；④以0.001 mL/min的速度油驅(qū)，待巖心出口端有原油流出后，停泵，觀察入口端壓力表讀數(shù)變化情況。然后記錄穩(wěn)定后的壓力讀數(shù)，此壓力即為最小啟動(dòng)壓力，計(jì)算最小啟動(dòng)壓力梯度；⑤調(diào)整泵的排量，每一流量下待巖心兩端壓力穩(wěn)定后記錄壓差、流量。⑥繪制啟動(dòng)壓力梯度隨流速的關(guān)系曲線；⑦改變實(shí)驗(yàn)溫度，重復(fù)實(shí)驗(yàn)步驟②～⑥。

（2）相對(duì)滲透率曲線測(cè)定的實(shí)驗(yàn)步驟：①填制巖心、抽真空，抽真空壓力達(dá)10–3MPa后再連續(xù)抽1～2 h，然后飽和水條件下，計(jì)算巖心孔隙體積和孔隙度；②在實(shí)驗(yàn)設(shè)定溫度和飽和油條件下，測(cè)定該束縛水飽和度下的油相滲透率；③在實(shí)驗(yàn)設(shè)定的溫度條件下，以恒定的注入速度，進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，記錄實(shí)驗(yàn)時(shí)間、注入壓差和流速、巖心入口壓力、巖心出口壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)液量等；④當(dāng)含水率達(dá)到99.5%以上，壓差穩(wěn)定后，測(cè)定殘余油狀態(tài)下的水相（蒸汽相）滲透率。⑤應(yīng)用數(shù)值模擬方法計(jì)算油水相對(duì)滲透率[4-5]。

1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

1.2.1 原油黏–溫特性

原油的黏–溫曲線顯示（圖2），草20區(qū)塊原油在50 ℃時(shí)黏度為30 000～100 000 mPa·s，屬于特–超稠油。低溫下黏度很大，基本沒有流動(dòng)性，對(duì)溫度具有較強(qiáng)的敏感性，隨著溫度的增加，其黏度大幅下降。溫度大于70 ℃后，原油黏度下降幅度明顯變慢。

圖2 原油黏–溫曲線

1.2.2 啟動(dòng)壓力梯度

稠油油藏的主要特征是原油黏度大，油中富含膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等高分子化合物。由于受溫度、儲(chǔ)層滲透率、邊界層、壓差等因素的影響，稠油油藏滲流規(guī)律復(fù)雜，最顯著的特征是稠油的滲流不符合達(dá)西定律。實(shí)驗(yàn)測(cè)定了該區(qū)塊脫水原油在不同溫度下的啟動(dòng)壓力梯度。

從圖3可以看出，溫度越低，啟動(dòng)壓力梯度越大。分析認(rèn)為，溫度越低，稠油黏度越大，流體滲流所需克服的阻力也越大；隨溫度增加，啟動(dòng)壓力梯度下降；溫度達(dá)到110 ℃，啟動(dòng)壓力梯度接近于零，流動(dòng)能力增強(qiáng)。

1.2.3 油水相對(duì)滲透率

圖3 啟動(dòng)壓力梯度與溫度的關(guān)系

為了考察溫度對(duì)油水相滲的影響，進(jìn)行了不同溫度下的油–水相對(duì)滲透率測(cè)試，并進(jìn)行油水相對(duì)滲透率計(jì)算。

圖4顯示，巖心油–水相對(duì)滲透率曲線呈現(xiàn)如下特征：①隨溫度升高，巖心的束縛水飽和度逐漸增加。分析認(rèn)為，溫度升高導(dǎo)致油相流動(dòng)性增加，從而使原來吸附在巖石表面的原油逐漸解吸；水分子的聚集使得巖石表面的潤(rùn)濕性逐漸向親水轉(zhuǎn)變，水油界面張力降低，小孔中充滿水，其中的油被驅(qū)替出來，導(dǎo)致束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低，兩相共滲區(qū)逐漸減小。②油相相對(duì)滲透率曲線較陡、下降速度快，水相相對(duì)滲透率上升緩慢。分析認(rèn)為，主要是草20區(qū)塊原油與水的流度比較大，造成較大的流動(dòng)阻力，使得水相相對(duì)滲透率曲線增幅平緩，而油相相對(duì)滲透率曲線降幅很快[6-8]。

圖4 不同溫度下相滲曲線

低溫時(shí)，油水兩相共滲范圍較窄，等滲點(diǎn)較低。隨溫度升高，油水兩相共滲范圍變寬，等滲點(diǎn)有所升高，原油滲流能力增強(qiáng)。

2 “三場(chǎng)”展布規(guī)律

應(yīng)用稠油油藏?cái)?shù)值模擬軟件，對(duì)研究區(qū)域進(jìn)行開發(fā)動(dòng)態(tài)的跟蹤模擬，并據(jù)此進(jìn)行相應(yīng)的開發(fā)技術(shù)政策研究。

2.1 模型建立及歷史擬合

根據(jù)草 20區(qū)塊邊水稠油油藏典型井的數(shù)據(jù)建立地質(zhì)模型。依據(jù)前期對(duì)該井附近邊水的認(rèn)識(shí)以及在擬合過程中對(duì)能量的來源分析，設(shè)置數(shù)值水體+解析水體相結(jié)合的方法，保證了邊水水體的準(zhǔn)確性。

2.2 不同周期“三場(chǎng)”分布規(guī)律

利用地質(zhì)模型計(jì)算結(jié)果，對(duì)以往周期生產(chǎn)過程中的“三場(chǎng)”分布規(guī)律進(jìn)行分析，為儲(chǔ)層需要的熱量?jī)?yōu)化奠定基礎(chǔ)。

2.2.1 壓力場(chǎng)分布規(guī)律

從周期內(nèi)壓力場(chǎng)的變化情況可以看出，吞吐前3個(gè)周期，邊水未影響，周期內(nèi)壓力逐漸降低；多輪次注入后，邊水有能量補(bǔ)充，周期內(nèi)壓力先下降后上升；周期內(nèi)壓力場(chǎng)總是先降低后升高，說明邊水的侵入起到了能量補(bǔ)充的作用（圖5）。

2.2.2 溫度場(chǎng)分布規(guī)律

各周期注汽結(jié)束后的溫度場(chǎng)顯示，吞吐初期，隨著原油的不斷產(chǎn)出，井底周圍含油飽和度減小，注汽時(shí)更有利于溫度場(chǎng)擴(kuò)散，蒸汽的加熱范圍不斷增加（圖6）。

圖6 各周期注汽結(jié)束后溫度場(chǎng)分布

2.2.3 含油飽和度分布規(guī)律

周期結(jié)束后飽和度場(chǎng)顯示，第3周期從水平井A端開始有底水侵入，到第5，6周期，底水均有脊進(jìn)現(xiàn)象（圖7）。

圖7 各周期生產(chǎn)結(jié)束后含油飽和度

3 儲(chǔ)層需要熱量的優(yōu)化

3.1 水平井吞吐轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)優(yōu)化

利用草 20–平 37井所建立的地質(zhì)模型，選取含水率為94%，95%，96%，97%四種情況，通過對(duì)比第七和第八兩個(gè)周期的產(chǎn)油量，優(yōu)選最佳轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)（表1）。

表1 不同轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)周期生產(chǎn)情況對(duì)比

轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)優(yōu)化時(shí)，考慮周期內(nèi)、周期間的開發(fā)規(guī)律，按照前后兩個(gè)周期產(chǎn)油量最大化的原則，優(yōu)化轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)，提高熱利用率和效益。對(duì)比前后兩個(gè)周期的產(chǎn)油量，結(jié)合周期生產(chǎn)效益，可以看出，含水率為95%～96%時(shí)，為最佳轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)。

3.2 水平井吞吐儲(chǔ)層熱量需求的優(yōu)化

在轉(zhuǎn)周時(shí)機(jī)為含水率 95.5%的條件下，通過數(shù)值模擬得到了該井第七周期不同熱量下的產(chǎn)油量（表2）。

當(dāng)熱量增加到一定水平以后，產(chǎn)量增幅變緩，油汽比呈下降態(tài)勢(shì)。在50 USD/bbl油價(jià)條件下，當(dāng)井底熱焓值為508 000×104kJ時(shí)，增加注汽量的投入費(fèi)用與增加產(chǎn)出油的收益相等，該熱量即為效益最大化時(shí)儲(chǔ)層的熱量需求。

表2 不同井底熱焓值第七周期生產(chǎn)情況對(duì)比

按照以上的優(yōu)化方法，結(jié)合三場(chǎng)變化，對(duì)不同周期的儲(chǔ)層需要的熱量進(jìn)行了優(yōu)化，得到了不同周期儲(chǔ)層需要熱量?jī)?yōu)化模板（圖8）。在吞吐初期，邊水影響小，井底壓力不斷降低，注汽強(qiáng)度需要不斷增加，每米油層需要的熱量不斷增大；邊水入侵后，井底壓力趨于穩(wěn)定，為了防止邊水大規(guī)模入侵，儲(chǔ)層需要的熱量也隨之趨于穩(wěn)定。

圖8 儲(chǔ)層需要的熱量?jī)?yōu)化模板

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

在室內(nèi)物模研究、數(shù)學(xué)建模的基礎(chǔ)上，通過“三場(chǎng)”展布規(guī)律研究，確定草20區(qū)塊某水平井本周期儲(chǔ)層需要的熱量為505 000×104kJ；同時(shí)采用B級(jí)隔熱管、隔熱管接箍配套隔熱襯套、加深隔熱管下深等手段減少井筒熱損失，地面提升注汽干度至86%時(shí)注汽。通過井筒熱力學(xué)計(jì)算，最終優(yōu)化井口注汽量為2 228 t，注汽速度12.5 t/h，實(shí)現(xiàn)按需注汽。從生產(chǎn)效果上看，本周期生產(chǎn)238 d，延長(zhǎng)48 d；排水期16 d，縮短3 d；累計(jì)產(chǎn)油1 287 t，增加508 t；油汽比0.58，提高0.29，效果顯著。

2017年以來，在草 20區(qū)塊邊底水油藏累計(jì)實(shí)施注汽量?jī)?yōu)化20井次，平均單井注汽2 095 t，平均周期注汽量減少210 t，階段產(chǎn)油327 t，較上周期同期增油31 t，油汽比提高了0.04。

5 結(jié)論

（1）草20區(qū)塊原油對(duì)溫度具有較強(qiáng)的敏感性，溫度大于70 ℃后，原油黏度下降幅度明顯變慢。隨溫度增加，啟動(dòng)壓力梯度下降。溫度達(dá)到 110 ℃，啟動(dòng)壓力梯度接近于零，流動(dòng)能力增強(qiáng)。

（2）“三場(chǎng)”展布規(guī)律研究表明，草20區(qū)塊邊水稠油油藏多輪次吞吐后，邊水存在入侵的現(xiàn)象，水平段動(dòng)用不均衡，通過油藏?cái)?shù)值模擬，可以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)不同周期儲(chǔ)層熱量的需求。

（3）草20區(qū)塊邊水稠油油藏在吞吐初期，邊水影響小，井底壓力不斷降低，注汽強(qiáng)度不斷增加，每米油層需要的熱量不斷增大；經(jīng)多輪次吞吐邊水入侵后，井底壓力趨于穩(wěn)定，為防止大規(guī)模邊水入侵，儲(chǔ)層需要的熱量也隨之趨于穩(wěn)定?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了較好的效果。