蒸汽辅助重力泄油改善汽腔发育均匀性物理模拟

马德胜，郭嘉，昝成，王红庄，李秀峦，史琳

（1. 提高石油采收率国家重点实验室；2. 中国石油勘探开发研究院；3. 清华大学热科学与动力工程教育部重点实验室）

0 引言

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）在加拿大某些油田的成功应用使得该技术成为开采稠油尤其是超稠油油藏最有前途的技术之一[1-4]。目前全世界数十个SAGD项目正在操作、建设或处于计划阶段[5]。实践证明，SAGD在现场应用中仍存在技术难题，例如，蒸汽腔沿水平井段的欠均匀发育会极大地影响开发效果[6-7]。Ong和Butler[8]研究了现场条件下的井筒流动阻力，指出蒸汽腔沿井长呈斜坡状发育可能是由井筒压降引起的。Nasr等[9]通过实验研究也指出蒸汽腔沿井长方向呈斜坡状下降。Das[10]指出在 SAGD操作中超过 80%的蒸汽在注入井的跟端附近注入油藏，剩余的 20%在趾端附近注入油藏，而产出流体可能从生产井的跟端或趾端采出，或两处均采出。这可能是导致蒸汽腔欠均匀发育的原因。Wei和Gates[11]通过分析SAGD现场先导试验的温度数据和油藏地质条件，检验了蒸汽波及对SAGD工艺效果的影响。对A井对的分析表明：井内的蒸汽流动状况对汽腔沿水平井发育均匀性有较大影响。Ibatullin等[12]针对鞑靼斯坦共和国境内的非均质油藏提出了一种改进的 SAGD工艺——U型井 SAGD，并使用CMG STARS软件对改进工艺进行了数值模拟研究，通过改变产液量和注汽体积以及泵的放置位置实现对井筒内流体流动的有效控制，从而使蒸汽腔均匀发育，避免蒸汽单点突破。Li等[13]描述了一种SAGD完井方式，注采井均使用双油管完井，短管下入水平井跟端处，长管下入趾端，并使用离散井筒模型进行了油藏数值模拟，研究了某些操作参数对SAGD效果的影响，结果表明，该完井方式对于调节蒸汽腔发育具有一定灵活性。

本文针对某超稠油油藏SAGD现场先导试验中汽腔沿井长方向欠均匀发育的问题，设计并建立了高温高压双水平井双管柱SAGD三维比例物理模型。开展双水平井双管柱结构SAGD蒸汽腔沿水平井段欠均匀发育的3组实验，研究注汽井长短油管协同注汽-生产井长短油管协同采油和注汽井短管注汽-生产井趾端采油 2种生产调控模式改善汽腔沿水平井长方向发育均匀性的效果。

1 物理模拟实验

1.1 相似准则

为研究SAGD蒸汽腔沿井长发育的问题，建立三维物理模型时需要对油藏和井筒按比例模化。本研究使用 Pujol和 Boberg[14]的相似准则对油藏进行模化，该准则适用于重力泄油占主导作用的注蒸汽开采。史琳等[15]采用井筒变质量流模型，结合Navier-Stokes方程推导了高压油藏的水平井相似准则，本文采用该相似准则对水平井筒进行模化。

以某超稠油油藏SAGD先导试验区为原型进行了物理模型设计，模型主要参数和生产阶段操作参数见表1和表2。

1.2 实验装置

物理模拟实验使用中国石油勘探开发研究院提高石油采收率国家重点实验室的高温高压注蒸汽三维物理模拟装置（见图1），该实验装置主要由注入系统、模型系统、数据采集与控制系统、采出系统等 4部分组成。注入系统主要由蒸汽发生器和高压驱替泵等组成，主要功能是在定压或定流量工况下提供实验所需的高温高压蒸汽。模型系统主要由高压舱、模型本体、加热/冷却装置、磁力搅拌器等辅助设备组成，其中模型本体是实验装置的核心部分，它的作用是对油藏原型进行按比例模化，将原型一个完整的注采单元（井组）或注采单元的一个对称部分按相似比例缩小几百倍，模拟原型油藏和井网的几何形状及尺寸，并按相同的相似准则模拟渗透率、注采速度及注采时间等。模型本体置于密闭的高压舱内，高压舱与模型本体之间填充高压氮气，用以模拟实际地层压力。数据采集与控制系统包含计算机和美国NI公司的PXIe-1075高精度数据采集平台，以及一套图形化显示和分析软件，用以实时显示实验过程中的温度场和压力场等，记录和存储实验数据，并对实验过程进行自动控制。采出系统主要用来收集和计量采出液。详细的实验装置描述见文献[16]。

表1 原型和模型油藏参数

表2 生产阶段操作参数

1.3 物理模型

依据相似准则设计和建立了高温高压双水平井双管柱SAGD三维比例物理模型（见图2），内尺寸为500 mm×500 mm×160 mm（长×宽×高）。模型采用2 mm厚不锈钢焊接而成，实验过程中模型壁可与岩石、流体同步收缩膨胀。模型内共安装 432个热电偶，以描述蒸汽腔的发育情况。热电偶分 5层，各层至模型顶部距离分别为24 mm、54 mm、84 mm、114 mm和144 mm，每层共81（9×9）个热电偶（见图1），注采井间设置9个热电偶监测井间热联通状态。模型和高压舱内设置23个压力测点监测实验过程中的压力和注采压差变化。

图1 高温高压三维物理模拟装置示意图

图2 物理模型及双管柱水平井结构示意图

物理模型及双管柱水平井结构见图2。注采井外部为Φ12 mm的割缝不锈钢钢管，模拟注采井的筛管，内部为Φ5 mm的长短油管，注汽井长管I2和生产井长管P2下入趾端，注汽井短管I1和生产井短管P1下入跟端；为模拟U型井，在注采井趾端分别设置一个注汽油管 I3和生产油管 P3。各个注汽/生产油管可实现独立注采。

实验使用现场原油，50 ℃下黏度3.2×104mPa·s。模型用两种不同粒径的玻璃微珠混合均匀后装填，其中0.59～0.85 mm（30～20目）微珠占10%，0.85～1.00 mm（20～18目）微珠占90%。

1.4 实验步骤

实验步骤主要包括模型装填、饱和原油和驱替。

在模型内安装热电偶、压力测点和模型井。将耐高温胶混合玻璃珠涂抹到模型内壁上，防止驱替过程中蒸汽沿壁面窜流。用按配比混合好的玻璃微珠装填模型，饱和水并加压检漏。模型保温处理后放置在高压舱内。将原油加热至80 ℃后注入模型内驱替水，并将模型加压至实验压力。之后将模型冷却至20 ℃。

采用双水平井循环注汽预热方式启动 SAGD：注采井长管I2和P2连续注汽，注采井短管I1和P1连续采出，注汽速率为80 mL/min，注汽干度约为1，注汽压力为2.2 MPa，预热时间持续约15 min。待两井间温度均达120 ℃后，转入SAGD生产模式，注汽速率提升至200 mL/min。使用背压阀控制生产压力，用经标定的样品瓶分别收集各油管的采出液。采用数据采集与控制系统记录温度、压力以及注入和采出数据并控制实验操作。具体实验操作参照石油天然气行业标准SY/T 6311-2012《注蒸汽采油高温高压三维比例物理模拟实验技术要求》[17]。

针对某超稠油油藏SAGD现场先导试验水平井趾端区域热联通较差，汽腔沿水平井井长方向欠均匀发育的情况，共进行了 3组物理模拟实验。每组实验前均进行相同方式的循环预热（见图 3）。3组实验的操作方案如下。

图3 循环预热温度场

实验1：模拟现场趾端处汽腔发育迟缓，汽腔沿井长欠均匀发育的现象。注汽井短管I1连续注汽，生产井短管P1连续生产，实验持续46 min（现场3.5 a）。

实验2：在实验1基础上采取调整策略之一。先重复实验1的注采方式模拟欠均匀的温度场，持续 57.2 min（现场 4.35 a）。然后进入调整阶段，注汽井短管I1保持连续注汽，生产井短管P1保持连续生产，视汽腔发育和产油速率变化开启注汽井长管I2注汽，以及生产井长管P2生产，采用注汽井长短管协同注汽和生产井长短管协同采油的操作方式来调整汽腔均匀性。总注汽速率保持200 mL/min，实验共持续79.2 min（现场 6.02 a）。

实验3：在实验1基础上采取调整策略之二。先重复实验1的注采方式模拟欠均匀的温度场，持续44 min（现场3.35 a）。然后进入调整阶段，注汽井短管I1保持连续注入，生产井短管P1关闭，流体从生产井趾端油管P3连续采出，模拟U型井SAGD调整注采，改善汽腔在趾端欠发育的状况，实验共持续96.8 min（现场 7.4 a）。

实验过程中各油管的开关状态见表3。

表3 实验中各油管的开关状态

2 实验结果

2.1 实验1

蒸汽腔的发育状况可以通过模型截面的温度场反映。选取 3个典型截面分析模型温度场：水平井所在纵截面、跟端附近横截面以及趾端附近横截面。图 4给出了实验1不同时刻典型截面的温度场。由图4可见，不同时刻蒸汽腔沿水平井长方向发育欠均匀，趾端附近蒸汽腔发育缓慢。从跟端到趾端，蒸汽腔呈斜坡状下降，这与Ong[8]以及Nasr[9]等的研究结论相符。另外从温度场也可观察到实验持续39.4 min（现场3 a）后，跟端的蒸汽腔开始横向发育。

图4 实验1温度场

2.2 实验2

实验2前57.2 min（现场前4.35 a）采用与实验1相同的操作模式，得到与实验 1相同的欠均匀的蒸汽腔。从第57.2 min开始，进行第1种调控策略实验（见图5a、图5b）。由图5b可见，调整前产油速率已经快速下降，由于加强了从生产井长油管P2的产出，调整后的产油速率明显上升。调整前，由于采用I1注汽P1采油，跟端注采井间压差较大，生产驱动力也大，而趾端注采压差较小，生产驱动力较弱，导致水平井跟端附近汽腔发育较快而趾端附近蒸汽腔发育缓慢。调整措施加强了趾端的注汽和采油，趾端生产驱动力增大，因而水平井趾端蒸汽腔发育逐渐恢复。由于I2的注汽位置和P2的采油位置靠近趾端，因此增加的产量主要来自于趾端原油的泄流，由图5c可见，趾端的蒸汽腔发育逐渐增强。说明这种调整策略下，蒸汽腔沿井长方向发育趋于均匀。因此，采用注汽井长、短管协同注汽和生产井长、短管协同采油的操作方式对于调控汽腔均匀发育有效。

2.3 实验3

图5 实验2的注采策略和调整后的典型温度场

图6 实验3的注采策略和调整后的典型温度场

实验3的前44 min（现场前3.35 a）同样采用了与实验1相同的注采模式，得到了与实验1类似的欠均匀蒸汽腔。随后，进行U型SAGD操作模式调整，关闭P1，打开P3生产。注采策略见图6a和图6b。图6c给出了调整后不同时刻典型油藏截面的温度场。与实验 2相同，由于调整前跟端注采压差大于趾端，导致水平井趾端附近蒸汽腔发育缓慢。调整后，由于注采压差沿井长方向趋于均匀，因而趾端蒸汽腔恢复发育，水平井两端蒸汽腔发育逐渐同步。由图6b可见，调整后，产油速率稳步增长，调整效果明显。由此可见，采用U型SAGD操作模式对于调控汽腔有效。

3 结论

以某超稠油油藏SAGD先导试验区为原型，设计并建立了高温高压双水平井双管柱SAGD三维比例物理模型，开展了3组物理模拟实验，模拟了SAGD汽腔沿水平井欠均匀发育的情况，并实验研究了两种不同的调控策略对于改善汽腔沿水平井长发育状况的效果，揭示了不同调控方式下蒸汽腔发育与产油速率之间的关系。

采用注汽井长短油管协同注汽-生产井长短油管协同采油的生产调控模式，水平井趾端汽腔加快发育，汽腔沿水平井段发育均匀性改善，产油速率明显提高。

采用注汽井短管注汽-生产井趾端采油的 U型井SAGD调控模式，由于注采井间压差分布均匀，汽腔沿水平井段发育均匀性改善，产油速率也明显提高。

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