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        渤海旅大油田新近系稠油油藏水平井蒸汽驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)

        2022-09-06 10:30:28馬奎前
        巖性油氣藏 2022年5期
        關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)驅(qū)油稠油

        馬奎前,劉 東,黃 琴

        (中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300459)

        0 引言

        渤海灣海上稠油儲(chǔ)量規(guī)模大,但常規(guī)冷采開發(fā)單井產(chǎn)能低、采油速度低、最終采收率低,大部分儲(chǔ)量長期未有效動(dòng)用[1-2],如何經(jīng)濟(jì)且有效地開發(fā)稠油是世界各國面臨的重大問題。注蒸汽熱采是解決該問題的有效途徑之一[3-4]。加拿大、委內(nèi)瑞拉和中國等國家對(duì)陸上稠油油藏?zé)岵杉夹g(shù)進(jìn)行了應(yīng)用與推廣,取得了令人矚目的開發(fā)效果[5-7],但海上稠油油藏與陸上稠油油藏存在很大的差異,采油平臺(tái)空間有限且使用年限有限,注采井距大且井網(wǎng)不規(guī)則,井網(wǎng)形式多采用水平井等現(xiàn)實(shí)問題,導(dǎo)致陸上油藏的開采經(jīng)驗(yàn)并不能完全適用于海上。渤海海域旅大油田借鑒陸地及渤海灣其他油田稠油熱采成功的經(jīng)驗(yàn),進(jìn)行了蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn),經(jīng)蒸汽吞吐多輪次開發(fā)后,面臨著由蒸汽吞吐方式轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)油的問題[8]。蒸汽驅(qū)油是通過注入井向油層中不斷注入高干度蒸汽,利用蒸汽攜帶的熱量加熱儲(chǔ)層以降低稠油黏度,使原油獲得良好的流動(dòng)性,進(jìn)而將原油驅(qū)趕至生產(chǎn)井周圍,以提高采收率。與蒸汽吞吐主要加熱近井區(qū)域原油不同,蒸汽驅(qū)油主要是加熱注采井間的原油,范圍更廣,可以有效地提高波及效率,是多輪次蒸汽吞吐后進(jìn)一步提高原油采收率的主要技術(shù)[9-12]。我國已在遼河油區(qū)、新疆油區(qū)以及勝利油區(qū)等陸上稠油油藏進(jìn)行了若干次蒸汽驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn),取得了明顯的增產(chǎn)效果,但是其主要工藝技術(shù)仍處于探索階段,而海上油田的稠油蒸汽驅(qū)油開發(fā)面臨的問題會(huì)更加復(fù)雜[9-11]。張風(fēng)義等[13]、王樹濤等[14]認(rèn)為海上稠油蒸汽驅(qū)油技術(shù)在熱力降黏的基礎(chǔ)上,可以有效地?cái)U(kuò)大注入流體的波及系數(shù),改善稠油油藏開發(fā)效果。然而,目前海上稠油油藏蒸汽驅(qū)油仍處于探索階段,對(duì)蒸汽驅(qū)油過程中蒸汽腔溫度的擴(kuò)展特征及驅(qū)油規(guī)律均認(rèn)識(shí)不清[6-7]。

        對(duì)渤海海域旅大油田進(jìn)行蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn),利用長填砂管模型分析注汽溫度、注入速度和原油黏度等因素對(duì)蒸汽驅(qū)油效果的影響,在此基礎(chǔ)上利用物理模擬實(shí)驗(yàn)開展蒸汽驅(qū)油的參數(shù)優(yōu)化及機(jī)理分析,以期為下一步蒸汽驅(qū)油提高采收率提供參考。

        1 油藏概況

        旅大油田位于渤海海域東部,處于渤東低凸起向東北方向延伸的傾沒端,東西分別毗鄰渤東和渤中兩大生油凹陷,北為遼中生油凹陷,自上而下發(fā)育新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組和古近系東營組3 套含油層系,其中稠油主要分布在明化鎮(zhèn)組下段[2,6],油藏埋深為1 020~1 530 m。主力儲(chǔ)層明化鎮(zhèn)組屬受斷層控制的斷塊構(gòu)造,以河道、砂壩型淺水三角洲沉積為主,儲(chǔ)層橫向變化較大,非均質(zhì)性強(qiáng),屬于高孔隙度、高滲透率儲(chǔ)層,油藏平均覆壓孔隙度為35%,平均覆壓滲透率約為4 500 mD。該儲(chǔ)層的巖性主要為細(xì)—中粒巖屑長石砂巖(圖1)。地面溫度為50 ℃時(shí)脫氣原油黏度約為1 475 mPa·s,屬于普通稠油Ⅱ類[8]。

        圖1 渤海海域旅大油田構(gòu)造位置(a)及其稠油油藏巖性地層綜合柱狀圖(b)Fig.1 Structural location(a)and stratigraphic column(b)of Lvda oilfield,Bohai Sea

        該油藏開發(fā)初期進(jìn)行冷采試采,試采效果差,水平井冷采采油指數(shù)僅為10 m3/(d·MPa),預(yù)測(cè)采收率僅為7.0%,目前已經(jīng)進(jìn)行了多輪次的蒸汽吞吐,蒸汽吞吐階段采出程度達(dá)12.00%,目前含水率為10.00%~20.00%,預(yù)測(cè)井控儲(chǔ)量的采收率為16.1%。

        2 蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

        稠油具有黏度高、流動(dòng)性差的特點(diǎn),而濕飽和蒸汽的高溫度與高熱量能夠降低原油黏度,起到增加驅(qū)油效率的作用[5]。利用一維填砂管開展稠油蒸汽驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn),研究注汽溫度、注汽速度和原油黏度對(duì)蒸汽驅(qū)油性能的影響。

        2.1 實(shí)驗(yàn)裝置與流程

        本次蒸汽驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的儀器分為3 個(gè)部分,即注入系統(tǒng),數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和生產(chǎn)系統(tǒng),注入系統(tǒng)包括平流泵、蒸汽發(fā)生器、高壓氣瓶、氣體質(zhì)量流量計(jì)和中間容器;數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)包括熱電偶和計(jì)算機(jī);生產(chǎn)系統(tǒng)包括手搖泵、量筒和回壓裝置(圖2)。

        圖2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.2 Flow chart of steam flooding experiment for heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        參考旅大油田實(shí)際稠油儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率,建立長巖心單管模型,設(shè)置模型內(nèi)徑為2.5 cm,長度為50.0 cm,填砂后模型孔隙度為35.0%,滲透率為4 500 mD,設(shè)置蒸汽干度為0.7。

        實(shí)驗(yàn)流程如下:

        ①準(zhǔn)備長巖心,裝填模型。結(jié)合研究區(qū)儲(chǔ)層的巖石粒度、潤濕性等指標(biāo),選擇與之較相近的石英砂,分多次等份裝入填砂管中,且每次測(cè)量填砂管空氣滲透率,直到滲透率接近設(shè)定值4 500 mD 時(shí)停止填砂,模型裝好后試壓1.3 MPa。

        ②計(jì)算填砂管的孔隙體積。將模型接入抽空裝置,設(shè)置真空度為133.3 Pa,連續(xù)抽空2~5 h,再飽和實(shí)驗(yàn)用水,測(cè)量填砂管吸入水的體積,用天平測(cè)定實(shí)驗(yàn)用水飽和前、后的質(zhì)量,以此計(jì)算填砂管的孔隙體積。

        ③建立初始條件的溫度場(chǎng)。啟動(dòng)恒溫箱,將模型加熱到設(shè)計(jì)溫度,并保證實(shí)驗(yàn)過程中從蒸汽發(fā)生器出口至填砂管入口沿程的管線外側(cè)纏繞的電加熱帶溫度與蒸汽發(fā)生器的溫度一致。

        ④建立初始含油飽和度場(chǎng)。將模型放入飽和油設(shè)備中,根據(jù)研究區(qū)儲(chǔ)層原始含油飽和度63.7%,先將實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)的溫度升至80 ℃,此時(shí)對(duì)應(yīng)的原油黏度為176 mPa·s,以恒定的較低速度1 mL/min 將實(shí)驗(yàn)用油注入填砂管進(jìn)行油驅(qū)水,當(dāng)填砂管中壓差穩(wěn)定后,再驅(qū)替1.0~2.0倍孔隙體積,記錄此時(shí)從模型中驅(qū)出的總水量和壓差,以總出水量與模型孔隙度比值計(jì)算出填砂管的原始含油飽和度,然后將整個(gè)實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)恢復(fù)至50 ℃。

        ④蒸汽驅(qū)油。用平流泵將蒸餾水注入蒸汽發(fā)生器,通過內(nèi)置的大功率電加熱管快速將蒸餾水加熱為高溫蒸汽,再將實(shí)驗(yàn)所需溫度的蒸汽注入模型內(nèi)。實(shí)驗(yàn)過程中,保證注入填砂管的蒸汽為濕飽和蒸汽。同時(shí)記錄時(shí)間、壓力等參數(shù)。

        ⑤結(jié)果處理。計(jì)量各階段產(chǎn)油量、產(chǎn)液量,計(jì)算驅(qū)油效率、含水率等。

        2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

        (1)注汽溫度的影響

        由研究區(qū)原油黏度-溫度關(guān)系曲線(圖3)可知,原油黏度隨著溫度的上升而逐漸下降,下降幅度有所不同,當(dāng)溫度為0~120 ℃時(shí),黏度下降幅度大,但原油黏度高于100 mPa·s;當(dāng)溫度為120~200 ℃時(shí),黏度下降幅度變?。划?dāng)溫度大于200 ℃后,隨著溫度的上升,黏度下降幅度再次變大,且黏度小于100 mPa·s。因此,設(shè)置注汽溫度為200 ℃,250 ℃和300 ℃。

        圖3 渤海海域旅大油田稠油油藏原油黏度-溫度關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between oil viscosity and temperature of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        實(shí)驗(yàn)中使用在50 ℃時(shí)黏度為1 475 mPa·s 的原油,保持注汽速度為3 mL/min,分別進(jìn)行不同注汽溫度的實(shí)驗(yàn),并統(tǒng)計(jì)每次實(shí)驗(yàn)中不同階段的驅(qū)油效率,即無水期驅(qū)油效率、含水率90%時(shí)的驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率。

        由實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表1)可知,隨著溫度的升高,階段驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均增加,但增加的幅度呈減小的趨勢(shì),當(dāng)注汽溫度從200 ℃上升至250 ℃時(shí),無水驅(qū)油效率增加了5.00%,最終驅(qū)油效率增加了1.38%;當(dāng)注汽溫度從250 ℃上升至300 ℃時(shí),無水驅(qū)油效率增加了0.99%,最終驅(qū)油效率增加了0.19%。含水率90%時(shí)驅(qū)油效率隨溫度的升高先升高后下降,在250 ℃時(shí)最高為75.43%。因此,為獲得較高的驅(qū)油效率,注汽溫度設(shè)置為250 ℃最佳。

        表1 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中不同注汽溫度對(duì)驅(qū)油效率的影響Table 1 Effect of different temperatures on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        (2)注汽速度的影響

        為了研究注汽速度對(duì)驅(qū)油效率的影響,設(shè)置4個(gè)不同的注入速度(3 mL/min,6 mL/min,9 m/min和12 mL/min)分別進(jìn)行實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)過程中溫度為250 ℃,使用在50 ℃時(shí)黏度為1 475 mPa·s 的原油。

        由實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表2)可知,隨著注汽速度的升高,無水期驅(qū)油效率、含水率90%時(shí)驅(qū)油效率及最終驅(qū)油效率均先上升再降低,且在注汽速度為6 mL/min時(shí)達(dá)到最高。分析認(rèn)為,當(dāng)注汽速度較低時(shí),單位時(shí)間內(nèi)注入填砂管的熱量較少,在熱損失一定的情況下,用于加熱稠油的熱量比例較低;當(dāng)注汽速度過高時(shí),由于蒸汽的流度大,易形成蒸汽或冷凝水的竄流,不利于提高驅(qū)油效率[15]。因此,最佳注汽速度為6 mL/min。

        表2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中不同注汽速度對(duì)驅(qū)油效率的影響Table 2 Effect of different injection rates on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        (3)原油黏度的影響

        為了研究不同油品對(duì)蒸汽驅(qū)油效率的影響,選取5 種不同黏度的原油(在50 ℃時(shí)黏度分別為400 mPa·s,600 mPa·s,1 000 mPa·s,1 475 mPa·s,2 000 mPa·s)分別進(jìn)行實(shí)驗(yàn),所需黏度的原油是利用現(xiàn)場(chǎng)不同類型的原油復(fù)配所得,即在50 ℃條件下,將黏度小于及大于目標(biāo)黏度的2 種原油進(jìn)行混合并不斷攪拌,利用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定其黏度,直至達(dá)到所需黏度。實(shí)驗(yàn)過程中,注汽速度為6 mL/min,注汽溫度為250 ℃。

        由實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表3)可知,隨著原油黏度的增加,無水期驅(qū)油效率、含水率90%時(shí)驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均逐漸降低;當(dāng)黏度小于2 000 mPa·s時(shí),驅(qū)油效率下降幅度較小,而當(dāng)黏度大于2 000 mPa·s后,驅(qū)油效率下降幅度較大。

        表3 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中不同原油黏度對(duì)驅(qū)油效率的影響Table 3 Effect of different oil viscosity on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        旅大油田油藏溫度條件下,原油的平均黏度為1 475 mPa·s,在注汽溫度為250 ℃,注汽速度為6 mL/min 時(shí)進(jìn)行蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果較好,最終驅(qū)油效率可達(dá)82.52%。

        3 物理模擬實(shí)驗(yàn)

        為了進(jìn)一步研究渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征,在蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,進(jìn)行了二維物理模擬實(shí)驗(yàn)。

        3.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

        根據(jù)相似準(zhǔn)則對(duì)研究區(qū)稠油油藏蒸汽驅(qū)油二維物理模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行參數(shù)設(shè)計(jì)(表4)[7,16]。首先根據(jù)幾何相似準(zhǔn)則,將油藏實(shí)際尺寸轉(zhuǎn)換為實(shí)驗(yàn)?zāi)P蛥?shù),設(shè)置油層厚度、井距、水平井長度等參數(shù)。其次,利用物性相似準(zhǔn)則,根據(jù)流體物性、巖石物性等參數(shù),計(jì)算實(shí)驗(yàn)?zāi)P偷臐B透率,實(shí)驗(yàn)中模型的滲透率需要適當(dāng)放大,考慮到多孔介質(zhì)中流體的滲流需要符合達(dá)西流動(dòng),最大滲透率不能超過30 000 mD,在實(shí)驗(yàn)過程中,可先利用填砂管測(cè)定填裝不同目數(shù)石英砂的絕對(duì)滲透率,再利用相同的石英砂填裝物理模擬裝置。利用力學(xué)相似準(zhǔn)則計(jì)算實(shí)驗(yàn)的生產(chǎn)壓差;利用注采相似準(zhǔn)則計(jì)算實(shí)驗(yàn)的注汽速度;利用時(shí)間相似準(zhǔn)則計(jì)算實(shí)驗(yàn)時(shí)間等操作參數(shù);孔隙度一般采用和實(shí)際油藏接近的數(shù)值;為了保證稠油滲流特性的一致性,在高壓物理模擬中一般采用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際脫氣原油作為油樣;稠油油藏基本上為疏松砂巖,其主要成分為石英,而相似比例模型中填裝飽和原油和地層水的是石英砂,因此可認(rèn)為兩者的熱物性參數(shù)相同[7]。

        表4 渤海海域旅大油田稠油油藏高壓蒸汽驅(qū)油物理模擬相似準(zhǔn)則Table 4 Similarity criteria of high-pressure steam flooding physical simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        根據(jù)實(shí)際油藏的水平井長度、原油物性及地層水物性、儲(chǔ)層熱物性等參數(shù),將旅大油田實(shí)際油藏的地質(zhì)參數(shù)與注采參數(shù)轉(zhuǎn)換為實(shí)驗(yàn)室相似理論物理模擬參數(shù)(表5)。

        表5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)與實(shí)驗(yàn)參數(shù)的對(duì)比Table 5 Comparison of field parameters and experiment parameters for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        物理模擬實(shí)驗(yàn)是在蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上進(jìn)行改進(jìn),將一維填砂管換成油藏物理模型,實(shí)驗(yàn)裝置分為注入系統(tǒng)、生產(chǎn)系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)與油藏模型(圖4)。

        圖4 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油二維相似比例物理模擬實(shí)驗(yàn)流程Fig.4 Schematic diagram of 2D scaling physical simulation for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        實(shí)驗(yàn)的具體操作流程如下:

        ①裝填油藏物理模型,在模型內(nèi)安裝2 口水平井取代填砂管,注入井為A 井,生產(chǎn)井為B 井,測(cè)溫?zé)犭娕?7 個(gè),壓力測(cè)點(diǎn)12 個(gè)。

        ②按照蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的操作流程計(jì)算模型的孔隙體積;建立初始條件的溫度場(chǎng),當(dāng)各測(cè)溫點(diǎn)的溫度值相差小于2 ℃時(shí),可認(rèn)為模型內(nèi)溫度場(chǎng)基本保持均勻一致;建立初始含原油飽和度場(chǎng)。

        ③打開注入系統(tǒng),打開數(shù)據(jù)采集系統(tǒng),設(shè)定流量;打開蒸汽發(fā)生器,設(shè)定溫度并調(diào)試蒸汽干度到設(shè)計(jì)值。

        ④模擬蒸汽吞吐過程。通過蒸汽發(fā)生器以及注入泵,將蒸汽注入物理模型的2 口水平井中,交替進(jìn)行蒸汽吞吐,建立井間熱連通。

        ⑤模擬蒸汽驅(qū)油過程。根據(jù)設(shè)計(jì)的注汽速度(157.4 mL/min)與蒸汽干度,對(duì)A 井持續(xù)注汽,B 井生產(chǎn),收集采出液并做好實(shí)驗(yàn)記錄。

        ⑥結(jié)果處理。根據(jù)記錄的產(chǎn)量數(shù)據(jù),計(jì)算采出程度等開發(fā)指標(biāo),并結(jié)合溫度場(chǎng)的變化,進(jìn)一步分析蒸汽驅(qū)油提高采收率機(jī)理。

        3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

        (1)溫度場(chǎng)特征

        ①蒸汽吞吐預(yù)熱階段。以157.4 mL/min 的注入速度向油藏模型中A 井注入蒸汽,待模型壓力達(dá)到1.2 MPa 后,關(guān)閉A 井,開始燜井,此時(shí)蒸汽的熱能會(huì)向油層擴(kuò)散。燜井一段時(shí)間后開B 井生產(chǎn),當(dāng)B 井幾乎不產(chǎn)液時(shí)本輪吞吐結(jié)束。反復(fù)注汽、燜井,重復(fù)上述步驟,直至建立井間熱連通。蒸汽吞吐過程中,溫度場(chǎng)主要分布在2 口水平井的垂直方向上,且水平井底部溫度比頂部高,橫向波及速度較慢,經(jīng)歷2 輪次注采,到197 min 時(shí),注、采水平井間才建立了熱連通關(guān)系(圖5)。蒸汽吞吐預(yù)熱階段采出程度為10.79%,平均含水率為83.48%。

        圖5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)中蒸汽吞吐階段溫度分布特征Fig.5 Temperature distribution characteristics during steam huff and puff stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        ②蒸汽驅(qū)替階段。注、采井建立熱連通后,繼續(xù)以157.4 mL/min 的速度由A 井注入蒸汽,B 井收集產(chǎn)出液,此時(shí)轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)油,蒸汽不斷注入后經(jīng)擴(kuò)展形成蒸汽腔。根據(jù)蒸汽腔溫度場(chǎng)的變化可將蒸汽驅(qū)替過程分為啟動(dòng)階段(0~9 min)、穩(wěn)定驅(qū)替階段(9~96 min),蒸汽突破階段(96~97 min)和蒸汽剝蝕階段(97~184 min)[7]。啟動(dòng)階段蒸汽沿著注采井底部推進(jìn)速度較快,沿井頂部推進(jìn)速度較慢;穩(wěn)定驅(qū)替階段蒸汽腔溫度場(chǎng)以“三角形”分布特征向生產(chǎn)井逐漸推進(jìn),該階段高溫蒸汽在運(yùn)移時(shí)可以進(jìn)入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi),增加了微觀驅(qū)油效率,提高稠油采收率;當(dāng)蒸汽突破至B井后為蒸汽突破階段,突破階段持續(xù)時(shí)間較短;蒸汽剝蝕階段,蒸汽腔沿對(duì)角線擴(kuò)展,但波及速度變慢[17-18](圖6)。

        圖6 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)中蒸汽驅(qū)替階段溫度分布變化Fig.6 Temperature distribution characteristics during steam flooding stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        蒸汽驅(qū)替過程中,水平井間的蒸汽腔發(fā)育并不均衡。注入泡沫類流體,對(duì)蒸汽驅(qū)替過程的水平井沿程流動(dòng)剖面進(jìn)行調(diào)整以擴(kuò)大波及體積,可以進(jìn)一步改善稠油熱采開發(fā)效果[19-20]。

        (2)生產(chǎn)特征

        根據(jù)稠油蒸汽驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖7),原油采出程度隨著時(shí)間的增加而提高,在突破階段提高幅度變緩。啟動(dòng)階段,采出程度為4.30%;穩(wěn)定驅(qū)替階段采出程度為39.06%,占蒸汽驅(qū)替階段采出程度的75.32%,是主要的產(chǎn)油階段;蒸汽突破階段和蒸汽剝蝕階段采出程度為8.50%,蒸汽驅(qū)替階段總采出程度為51.86%。

        圖7 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)中采出程度及油汽比變化特征Fig.7 Recovery degree and variation characteristics of oil steam ratio in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield,Bohai Sea

        隨蒸汽驅(qū)油時(shí)間的增加,瞬時(shí)油汽比呈先升后降趨勢(shì)。啟動(dòng)階段,油汽比值高,平均為0.35,最高可達(dá)0.56;穩(wěn)定驅(qū)替階段,油汽比為0.15~0.63,變化幅度較大,平均為0.25;蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段,油汽比從0.10 下降至0.05 以下。

        蒸汽驅(qū)替過程中產(chǎn)液速率呈先升后穩(wěn)的趨勢(shì)。在啟動(dòng)階段,產(chǎn)液速率上升,由蒸汽吞吐階段的63.75 mL/min 增加到153.14 mL/min;穩(wěn)定驅(qū)替階段,平均產(chǎn)液速率為124.55 mL/min;蒸汽突破和剝蝕階段,產(chǎn)液速率比較穩(wěn)定,約為98.47 mL/min。

        產(chǎn)油速率呈先升后降趨勢(shì),在啟動(dòng)階段,產(chǎn)油速率快速上升,從9.38 mL/min上升到59.43 mL/min;穩(wěn)定驅(qū)替階段,快速下降,從52.23 mL/min 下降到12.31 mL/min;蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段產(chǎn)油速率下降幅度變小,由9.47 mL/min下降到2.32 mL/min。這一結(jié)果表明,在高溫作用下注汽井附近稠油中的輕質(zhì)組分發(fā)生蒸餾效應(yīng),會(huì)優(yōu)先被推至生產(chǎn)井采出,因此產(chǎn)油速率快速上升;在穩(wěn)定驅(qū)替階段隨著大量輕質(zhì)組分產(chǎn)出,產(chǎn)油速率下降;當(dāng)蒸汽突破后產(chǎn)油速率下降減緩,同時(shí)流動(dòng)性較差的原油會(huì)被剝蝕。

        蒸汽驅(qū)替過程中含水率呈先降后升的趨勢(shì),上升幅度逐漸變小,最后趨于穩(wěn)定。在啟動(dòng)階段,含水率從85.29%下降至61.19%;穩(wěn)定驅(qū)替階段,含水率從55.81%持續(xù)上升為88.30%;蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段,含水率從88.30%上升到91.67%(圖8)。

        4 驅(qū)油機(jī)理

        結(jié)合上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果認(rèn)為渤海海域旅大油田蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)的驅(qū)油機(jī)理表現(xiàn)為4 個(gè)方面:①通過注入高溫蒸汽可以有效降低儲(chǔ)層中原油的黏度,提高其流動(dòng)能力,從而提高采收率,這是蒸汽驅(qū)油開采稠油最重要的機(jī)理[13]。②蒸汽具有蒸餾效應(yīng),高溫高壓蒸汽可以降低地層中流體的沸點(diǎn)溫度,當(dāng)溫度高于系統(tǒng)的沸點(diǎn)溫度時(shí),流動(dòng)性較差的原油會(huì)被剝蝕,將從死孔隙向連通孔隙轉(zhuǎn)移,從而增加了微觀驅(qū)油效率[14-15]。③伴隨著油藏溫度的升高,蒸汽會(huì)發(fā)生剝蝕作用,原始地層溫度下吸附在孔隙表面的原油會(huì)被驅(qū)替,形成脫吸附現(xiàn)象,部分親水巖石表面重新暴露,使得油藏中束縛水飽和度升高,殘余油飽和度降低,進(jìn)而大幅提高稠油油藏的采收率。④蒸汽的微觀波及能力較強(qiáng),高溫蒸汽可以進(jìn)入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi),從而提高微觀驅(qū)油效率,進(jìn)一步改善開發(fā)效果。

        5 結(jié)論

        (1)渤海海域旅大油田稠油油藏原油在油藏溫度條件下,以注汽溫度為250 ℃,注汽速度為6 mL/min 條件下進(jìn)行蒸汽驅(qū)油可取得較好的效果。

        (2)旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)過程可分為啟動(dòng)階段、穩(wěn)定驅(qū)替階段、蒸汽突破階段和蒸汽剝蝕階段,穩(wěn)定驅(qū)替階段為主要產(chǎn)油階段,采出程度為39.06%,蒸汽驅(qū)油階段總采出程度達(dá)51.86%;蒸汽驅(qū)油過程中油汽比隨時(shí)間的增加呈先升后降趨勢(shì),穩(wěn)定驅(qū)替階段油汽比始終大于0.10;產(chǎn)液速率呈先升后穩(wěn)的趨勢(shì),產(chǎn)油速率呈先升后降趨勢(shì),含水率呈先降后升的趨勢(shì),在穩(wěn)定驅(qū)替階段產(chǎn)液速率和產(chǎn)油速率開始下降,含水率上升;注、采水平井間的蒸汽腔溫度場(chǎng)不均衡,水平井底部溫度擴(kuò)展速度快,頂部溫度的擴(kuò)展速度慢,穩(wěn)定驅(qū)替階段溫度場(chǎng)呈“三角形”推進(jìn)模式。

        (3)注入高溫蒸汽可以有效降低稠油黏度,提高其流動(dòng)能力,使大量不可動(dòng)油變?yōu)榭蓜?dòng)油;原吸附在孔隙表面的原油形成脫吸附現(xiàn)象,大幅度降低殘余油飽和度;注汽井附近稠油中的輕質(zhì)組分發(fā)生蒸餾效應(yīng),流動(dòng)性較差的原油會(huì)被剝蝕;此外,高溫蒸汽可以進(jìn)入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi),增加了微觀驅(qū)油效率。在多種機(jī)理協(xié)同作用下,蒸汽驅(qū)油可以大幅度提高稠油油藏采收率。

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