深层稠油油藏高干度蒸汽驱物理模拟实验

赵燕，杨艳霞，吴光焕

（1.中国石油大学（华东）胜利学院，山东 东营 257000；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015）

0 引言

蒸汽驱是稠油油藏吞吐后进一步提高采收率的有效手段［1-4］，国内外成功蒸汽驱实例提高采收率幅度非常明显，依据国内外已形成的蒸汽驱筛选标准，对于油藏压力大于5 MPa的稠油油藏，不适合采用转蒸汽驱提高采收率［5-7］。胜利油田稠油资源丰富，截至2016年动用地质储量5.37×108t，但90%以上稠油油藏埋深1000～1 400 m，属于深层稠油，且多具有边底水［8-9］，吞吐降压缓慢，其中2.4×108t稠油储量油藏压力难以降低到5 MPa，已开展的深层稠油油藏普通蒸汽驱 （注汽干度30%左右）矿场实践表明，随着油藏压力增加，形成蒸汽腔所需要的温度升高，蒸汽腔扩展困难，蒸汽驱采收率明显下降［10-11］。

近年来高干度注汽技术取得长足发展［12-13］，胜利深层稠油油藏井底蒸汽干度由30%提高到50%，为此笔者开展了7 MPa条件下高干度蒸汽驱物理模拟实验，监测蒸汽驱过程中蒸汽腔的发育状况，对比不同注汽干度条件下蒸汽驱的开发指标，实验结果表明，提高注汽干度可有效提高蒸汽驱采收率，是深层稠油油藏改善蒸汽驱开发效果的一条简捷有效途径。

1 物理模型的建立

1.1 实验装置

实验采用的是自主研制的二维比例高压蒸汽热采物理模拟装置（见图1）。模型本体是纵向二维高压模型，耐压10 MPa，耐温300℃，可模拟一注一采井间纵向非均质剖面。注入系统主要由高压恒速泵、蒸汽发生器、中间容器、管阀件等组成，可以实现不同干度蒸汽注入。产出系统主要是油水计量装置，完成对模型采出液的分离和计量。测控系统包括压力监测装置和温度采集装置，压力监测装置监测进口端和出口端压力，实时反映模型压力的变化。温度采集装置通过各层热电偶实时采集模型内测温点温度变化，利用计算机进行存储、处理和显示温度场图。

图1 二维高压蒸汽热采物理模拟装置

1.2 物理模型

根据蒸汽驱物理模拟相似准则，以孤岛油田中二北Ng5稠油油藏为原型，结合油藏地质开发参数，建立了对应的纵向非均质的二维物理模拟模型，模拟一注一采井间剖面。模型宽度为700 mm，高度为90 mm，纵向共7个模拟层（见表1），每层布置热电偶17个，共计119个。经过插值可以得到油层中任意温度剖面，可以判断蒸汽腔及蒸汽前缘在纵向上的展布规律。

油管柱采用直径为6 mm的不锈钢管线，在油层部位割缝以模拟现场井的射孔段。实验用油为孤岛中二北地层原油，50℃地面脱气原油黏度3 783 mPa·s，地面脱气原油密度0.976 4 g/cm3，模拟油藏初始温度65℃，模型压力为7 MPa，生产时间为25.7 min，注汽速度为25 mL/min。

表1 纵向非均质模型参数

2 模拟实验

2.1 实验设计

设计了3套实验方案。方案1注入蒸汽干度10%，方案2注入蒸汽干度30%，方案3注入蒸汽干度50%。实验过程中通过温度传感器对蒸汽驱过程中温度场变化进行监测，对模型产出液进行油水分离和计量分析，确定不同方案的生产指标，研究注汽干度对蒸汽驱开发效果的影响和蒸汽腔波及规律。

2.2 实验步骤

1）模型装填。先用不同粒度的砂进行配比，采用单管模型测试其空气渗透率，使其渗透率与模型渗透率相等，模型砂是经过酸处理的粒度均匀的压裂砂；采取注水沉降法装填好模型后，注水试漏，试压9 MPa，时间1 h，压力不降为合格；将试压时模型中的水放出后抽真空，用蒸馏水饱和模型测孔隙体积和孔隙度。2）模型初始化。向模型中以恒定的低速注入实验用油至出口端不再有水产出，计算各层的含油饱和度及束缚水饱和度；对模型的温度和压力进行调试，使其稳定在所模拟的温度与压力，静置12 h。3）不同实验方案下蒸汽驱模拟。蒸汽注入速度为25 mL/min，定时记录进、出口的压力及各层温度场的变化，计量产油量、产水量以及注入量。

3 实验结果与分析

3.1 蒸汽腔变化特点

方案1，注汽干度10%，温度场扩展速度缓慢（见图2）。注入蒸汽量（水当量）达到3.0 PV时，在上部的渗透层开始形成蒸汽腔，随着蒸汽的不断注入，蒸汽腔逐步向前扩展。注入蒸汽量（水当量）达到4.6 PV时，蒸汽驱结束。注汽井到生产井的方向上，分别为靠近注汽井的蒸汽腔，蒸汽腔后面的凝结热水带，靠近生产井的原始温度带。其中蒸汽腔的扩展距离小，只有井距的近1/10，模型中大部分为热水带，占井距的近6/10，中下部渗透层一直没有形成蒸汽腔，说明压力7 MPa，注汽干度10%的条件下，开展的蒸汽驱，基本为热水驱。

图2 方案1温度场发育过程

方案2，注汽干度30%，温度场扩展速度加快（见图3）。注入蒸汽量达到2.2 PV时，在上部2个渗透层开始形成蒸汽腔。注入蒸汽量 （水当量）达到5.5 PV时，蒸汽驱结束。蒸汽腔的扩展距离较方案一有所变大，占井距的近1/6，但蒸汽腔的发育仍然不理想。

图3 方案2温度场发育过程

方案3，注汽干度50%，注入蒸汽量达到1.3 PV时，在上部3个渗透层都形成了蒸汽腔（见图4）。注入蒸汽量（水当量）达到6.5 PV时，蒸汽驱结束。蒸汽腔扩展距离明显变大，接近井距的近1/2，油层温度整体明显升高，上部的渗透层蒸汽腔的扩展距离更大一些，表现出蒸汽超覆的特性。

图4 方案3温度场发育过程

对比方案1，2，3可以发现，随注汽干度的提高，蒸汽腔形成时间缩短，蒸汽驱结束时间变长，蒸汽驱结束时蒸汽腔扩展距离变大。其原因是蒸汽驱过程中，油层被加热到蒸汽饱和温度时才能够开始形成蒸汽腔，期间需要大量的蒸汽冷凝为热水，释放热量加热原油和岩石，注汽干度高，蒸汽汽化潜热高，注入热量的时间效率高，蒸汽腔形成时间缩短，扩展速度加快；同时加热降黏是蒸汽驱主要作用机理，注汽干度越高，携带热焓高，原油加热越充分，原油流动能力越好，水油的流度比越低，蒸汽突进减弱，蒸汽推进更加均衡，因此蒸汽驱结束时间变长。

3.2 开发效果

方案3最终采出程度最高为59.9%，蒸汽驱时间最长，方案2最终采出程度为51.9%，方案1最终采出程度最低为45.6%，在7 MPa油藏压力条件下注汽干度由10%升高到50%，蒸汽驱阶段采出程度提高了14.3百分点，注汽干度对蒸汽驱采出程度影响显著，提高注汽干度可有效改善深层稠油蒸汽驱开发效果。

4 结束语

随注汽干度的提高，蒸汽腔形成时间缩短，蒸汽驱结束时间变长，蒸汽驱结束时蒸汽腔扩展距离变大。7 MPa油藏压力条件下注汽干度对蒸汽驱采出程度影响显著，提高注汽干度可有效改善深层稠油蒸汽驱开发效果。井底注汽干度由30%提高到50%，蒸汽驱油藏压力可由5 MPa扩展到7 MPa，增加胜利油田深层稠油油藏蒸汽驱动用储量1.32×108t。

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