深层稠油油藏高干度蒸汽驱物理模拟实验
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]。
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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。
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1 物理模型的建立
1.1 实验装置
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。
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图1 二维高压蒸汽热采物理模拟装置
1.2 物理模型
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。
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。
表1 纵向非均质模型参数
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分层 厚度/cm 渗透率/10-3μm2 K1层 1.59 1 594 K2层 1.33 1 606隔层 1.49 K3层 0.95 1 495 K4层 1.18 1 477隔层 1.07 K5层 1.39 1 381
2 模拟实验
2.1 实验设计
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。
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
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。
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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。
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图3 方案2温度场发育过程
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。
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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。
通过问卷调查、社区走访及向相关医生咨询等途径,我们对用户的需求进行了切实的分析。根据分析,得到系统的功能性需求,分为以下4部分。
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。
参考文献
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