林 濤， 宋宏志， 孫玉豹， 孫永濤， 劉海濤， 吳春洲

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業(yè)部，天津300450）

0 引 言

渤海地區(qū)稠油資源量十分巨大，占總資源量近80%［1］，主要分布在旅大、南堡、綏中、埕北等油區(qū)。稠油熱采作為目前非常規(guī)稠油開發(fā)的主要技術手段，已在國內外稠油油田中廣泛應用，到目前為止，已形成了蒸汽吞吐、蒸汽驅等為主要開發(fā)方式的稠油熱采技術［2］。近年來，稠油熱采技術在海上油田開展應用，其中多元熱流體吞吐作為海上稠油熱采開發(fā)創(chuàng)新技術［3］，多元熱流體熱采技術是通過燃燒產生高溫高壓水蒸汽、CO2及N2氣等混合氣體，具氣體混相驅（氮氣驅、二氧化碳驅）和熱力采油（蒸汽吞吐、蒸汽驅）的特點［4-7］，經(jīng)過多年的熱采試驗，取得了良好的效果。由于海上稠油稠油熱采的特點：海上油田開發(fā)高投入要求必須高產出，熱采技術不僅要提高采收率還要有較高的采油速度；海上稠油油田高孔、高滲、高壓、低黏，井少等特點又要求熱采技術確保開采效果，解決經(jīng)濟效益的挑戰(zhàn)［8］，這些都要求海上稠油熱采開發(fā)研究的精細化，可以通過研究解決的問題都在室內開展模擬研究。物理模擬和數(shù)值模擬是開展研究重要的方法，在研究手段上，室內一維管式模型、二維平板模型、三維物理模擬研究等不同手段都被廣泛采用。通過對平板模型用某種生產方案進行開采，用較短的時間就可以完成實際油田需要幾十年的開采過程，從而達到預測開發(fā)效果的目的［9］。

對于二維平板模型的研究，主要采用一維玻璃管油氣運移模擬實驗和二維可視油氣運移模擬實驗［10］。陳平等［11］利用Φ25 mm×70 mm的高溫高壓可視化填砂管，實現(xiàn)耐溫100℃，壓力20 MPa，但該方法采用的是填砂管，無法觀測平面的波及情況；王泊［12］通過二維可視化物理模擬技術，建立200 mm×200 mm的二維可視化模型，耐壓3 MPa；牛保倫［13］利用高溫高壓微觀可視模型，建立50 mm×50 mm的激光刻蝕平板玻璃模型，通過外圍壓力始終高于模型內驅替壓力2～3 MPa，實現(xiàn)整體模型耐壓20 MPa；吳正彬等［14］通過二維可視化物理模擬設備，建立200 mm×200 mm的二維可視化模型，已開展注入蒸汽壓力0.35 MPa的實驗；郭省學［15］利用高溫高壓微觀可視化模擬系統(tǒng)，建立40 mm×40 mm的微觀可視化滲流模型，模擬的溫度壓力為70℃、8 MPa；吳光煥等［16］利用二維可視化實驗裝置，通過高溫高壓打孔石英來實現(xiàn)，模擬耐溫200℃。通過廣泛調研發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)有二維平板模型的尺寸和溫度多是結合具體油田的研究需求進行定制設計的，無論是玻璃管還是平板模型，其實驗壓力都不高。這主要由模型裝置的設計方法決定，而海上的稠油油田地層壓力都較高，直接采用較低壓力的二維可視化模型模擬的實驗結果很難真實反映地層的實際情況，因此迫切需要可以實現(xiàn)高溫高壓可視化物理模擬的實驗裝置。

綜合目前渤海稠油油田的主要地質油藏特點，普遍埋藏較深，其中非常規(guī)稠油90%的儲量埋深超過900 m［17］。按照正常的地溫梯度的計算，一般的地層初始壓力在10～20 MPa。考慮到熱采工藝在海上稠油油藏的實施，結合二維可視化研究的要求，對于實驗裝置的性能要求滿足耐溫300℃，耐壓20 MPa。

通過前期調研發(fā)現(xiàn)，三維物理模擬實驗裝置采用高壓艙設計后，可以同時滿足耐溫和耐壓的要求。借鑒這種方式，對于二維可視化實驗裝置采用高壓艙的設計，將耐溫和耐壓的部件分開，內層模型體耐溫但不耐壓，外層壓力艙耐壓但不耐溫，內外層之間壓力平衡且隔熱。由于壓力艙本身可承受較高壓力，通過壓力艙對可視化模型加覆壓，自動跟蹤模型內部壓力，使模型上玻璃內外壓差維持在玻璃可承受的壓力范圍之內（一般0.5 MPa）。利用壓力平衡控制的方式，實現(xiàn)同時滿足耐溫300℃，耐壓20 MPa的要求。

1 實驗裝置研制

1.1 實驗裝置功能設計

高溫高壓大型二維可視化物理模擬裝置主要用于模擬采油過程中油藏中油、氣、水和驅替介質的流動規(guī)律，通過流體在模擬裝置中的二維流動模擬開展熱采技術增產機理研究、單井采油工藝參數(shù)優(yōu)化及油藏整體開發(fā)方案的研究，需滿足以下功能：① 模擬多組分流體熱采過程中油藏參數(shù)對開采效果影響，油藏地質參數(shù)包括油層滲透率、含油飽和度、孔隙度、原油黏度、油層非均質性等；②開展注采工藝參數(shù)對油藏開采效果影響的研究，包括注入溫度、注入速度、注入量等；③

開展不同開采方式包括多組分流體吞吐、多組分流體驅、多組分流體輔助重力泄油的開采效果模擬研究；④

在平面模型開展不同井網(wǎng)條件下不同模擬井開采效果研究。

1.2 實驗裝置研制

結合實驗裝置的功能定位，實驗裝置主要由注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)、采出處理系統(tǒng)等組成。該裝置整體耐溫最高可達300℃，整體耐壓20 MPa，其中模型系統(tǒng)尺寸為500 mm×500 mm×40mm，溫度測點最多可布169個，壓力測點最多可布25個。

注入系統(tǒng)用于將流體注入模型系統(tǒng)中的物理模型。由注入泵、儲液罐、蒸汽發(fā)生器、中間容器、恒溫套、管線恒溫、管閥件等組成，可以注入過熱蒸汽、濕蒸汽、單一氣體、混合氣體等多種流體，其設計注入排量遠大于一般的模擬實驗裝置，最大可達200 mL/min。

模型系統(tǒng)用于進行模擬實驗。由玻璃可視模型、高壓高溫模型、高壓艙、各種井網(wǎng)及測壓測溫探頭、壓力艙覆壓系統(tǒng)、高壓艙加熱保溫、攝像光源系統(tǒng)等組成。將玻璃可視模型放在高壓艙中，壓力艙本身可承受高壓，然后通過壓力艙對可視化模型加覆壓，使模型上玻璃內外壓差維持在玻璃可承受的壓力范圍之內（一般0.5 MPa），覆壓可通過專用的氮氣供給系統(tǒng)調節(jié)，從而實現(xiàn)整體耐壓的要求。玻璃可視模型的內襯為3 cm厚的云母層，防止熱采過程中熱量損失，且云母層表面涂覆一層高溫膠，防止流體沿云母層發(fā)生竄流，整個裝置見圖1。

圖1 高溫高壓二維可視化物理模擬實驗裝置結構示意圖

根據(jù)地層相似比例建立模型，模型本體預埋注采直井、水平井、壓力場測點、溫度場傳感器、飽和度探頭，可測定不同部位驅油效果。模擬井筒采用不同尺寸的不銹鋼管線制成，管線均勻割縫模擬篩管完井，割縫外有不銹鋼絲網(wǎng)包覆，防止細沙粒堵塞篩網(wǎng)。

數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)用于注入流量、模擬壓力、溫度的控制，儀器超壓、超溫安全自動保護。裝置的注入、采出及模型測點壓力、溫度、飽和度通過儀表電子電路及計算機數(shù)據(jù)處理工作站實現(xiàn)。數(shù)據(jù)處理計算機工作站用于控制實驗自動進行，并處理實驗數(shù)據(jù)。包括計算機工作站和數(shù)據(jù)處理工作軟件，可對系統(tǒng)數(shù)據(jù)儀表數(shù)據(jù)進行采集、操作、控制、數(shù)據(jù)存儲、計算及打印等，并實時顯示壓力場、溫度場、飽和度場二維圖像和曲線圖表，實驗裝置整體結構如圖2所示。采出分離計量采用定時收集到計量管并切換。

圖2 高溫高壓二維可視化物理模擬實驗裝置

2 實驗流程的設計

實驗裝置的注入系統(tǒng)、模型系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集與處理系統(tǒng)、采出處理系統(tǒng)通過各類管線接口及相應的連接管線、閥門等連接，為滿足各類管線進出高壓艙時的密封要求，在高壓艙上設置了注采井接口、引壓管接口以及飽和度接口，其流程見圖3。

圖3 高溫高壓二維可視化物理模擬實驗流程

實驗前對系統(tǒng)進行整體試壓，采用逐級增加壓力的方式（見圖4），緩慢提升壓力至設計壓力20 MPa，穩(wěn)壓超過60 min，壓力不降，試壓合格。

圖4 高溫高壓二維可視化物理模擬實驗裝置試壓曲線

3 二維可視化模擬實驗

3.1 實驗方案設計

以海上某平臺熱采井B1和B2為原型，評價熱采吞吐井多輪次吞吐，氣竄形成高滲條帶后注入溫敏凝膠改善氣竄的效果以及注入化學增效劑后熱采增效情況。

3.2 實驗條件

實驗用水按地層離子組成配制，地層水水型為NaHCO3型，總礦化度為1 218～1 814 mg/L；實驗用油為油田原油，56℃下地下原油黏度在2.15 Pa·s，實驗溫度56℃；模型主體采用40～50目河砂填制，模擬高滲條帶采用30～40目河砂填制；實驗用化學劑采用工業(yè)高純度CO2（純度99.9%），工業(yè)高純度N2（純度99.95%）。

3.3 實驗步驟

（1）模型填砂，準備不同砂比的實驗用砂、已沉降脫水原油、蒸餾水。按照模型設計的孔隙度計算油、水用量，并按照油藏條件在模型中設置高滲透條帶。

（2）連接實驗線路，飽和水、油。

（3）按照實驗設計要求，將壓力艙溫度調至油藏溫度，將模型加熱至56℃，模型內部各點溫度相差不超過0.5℃；

（4）按實驗方案設定注入?yún)?shù)，打開兩路氣體注入流程，按體積比設置氣體質量流量控制器，同時繼續(xù)注入熱水/蒸汽，完成設計注入量，再按調堵方案進行注入。

3.4 實驗方案

實驗過程為多組分流體驅替，再注溫敏凝膠，然后進行多組分流體驅替（注入溫度200～230℃），注采井網(wǎng)采用一注一采的方式，油藏溫度56℃，油藏壓力5 MPa，油層厚度4～10 m，原油黏度2.150 Pa·s，熱水注入速度3 t/h，實驗方案如表1所示。

表1 實驗參數(shù)設置

3.5 實驗結果分析

按照實驗步驟開展實驗，采用水平井進行飽和油，飽和油過程見圖5。

圖5 飽和油過程示意圖

實驗研究表明，注入多組分流體后，流體有明顯的竄流，綜合含水率上升。溫敏凝膠有效封堵了氣竄通道，使多元熱流體從兩側發(fā)生繞流，起到延緩氣竄，增加波及面積的作用，使采收率從36.1%提高至45.1%。

通過數(shù)據(jù)采集與顯示的溫度場波及情況，與實際觀測的情況進行對比。結果表明，在實際模型中白色部分是多元熱流體驅掃過的部分，含油飽和度較低，接近砂的顏色，模型最終表面輪廓與驅替結束時溫度場輪廓有一定相似性。由圖6可見，在驅替結束后，實驗數(shù)據(jù)采集顯示的溫度場波及情況與實際可視化觀測的波及情況基本一致。

圖6 高溫高壓二維可視化實驗溫度波及情況

4 結 語

通過采用高壓艙設計，對可視化模型加覆壓，使實驗裝置的“耐溫”和“耐壓”分離開，設計了一套二維可視化實驗裝置，模型尺寸達到500 mm×500 mm×40 mm，實驗溫度可達300℃，耐壓最高20 MPa。通過實驗研究，整體裝置測試達到設計指標要求，基本滿足海上油田高溫高壓可視化物理模擬研究的需求，采用該實驗裝置研究了熱采調堵工藝，實驗結果為工藝技術的應用奠定基礎。