王海涛伦增珉吕成远赵清民何应付骆铭

1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室；2.中国石化石油勘探开发研究院

春风油田排601块水平井蒸汽驱井网类型优化物理模拟实验

王海涛1，2伦增珉1，2吕成远1，2赵清民1，2何应付1，2骆铭1，2

1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室；2.中国石化石油勘探开发研究院

蒸汽驱是稠油油藏水平井蒸汽吞吐进入开发后期主要的接替技术，而水平井的井网形式影响着蒸汽驱的开发效果。以春风油田排601块浅薄层稠油油藏为研究对象，依据相似准则，建立了高温高压三维比例物理模型，并开展了排状井网、五点井网、反九点井网条件下蒸汽驱物理模拟实验。研究结果表明：蒸汽驱过程中温度场的发育主要受注入井与生产井间的驱替压差的控制，注入蒸汽主要流向流动阻力小的区域（临近井、高渗条带、高温低黏油带）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油从模型产出；实验结束后，蒸汽未波及区域存在大量剩余油。在排601块油藏条件下，排状井网、五点井网和反九点井网蒸汽驱的最终采收率分别为45.10%、41.90%和38.30%；排状井网、五点井网和反九点井网最大累积油汽比分别为0.69、0.63和0.53，综合对比排状井网效果最优。蒸汽驱过程的主要作用机理和现象包括：高温降黏作用、高温体积膨胀、高温蒸汽蒸馏和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆。研究结果可以有效支撑春风油田排601块水平井蒸汽驱设计。

稠油；蒸汽驱；水平井井网；物理模拟；温度场；采收率；驱替机理

春风油田排601块位于准格尔盆地西部，油藏埋藏浅（大部分小于600 m），储层厚度小于10 m，原油黏度大（28℃时为30～90 Pa·s）。现场已经开展了几个轮次的蒸汽吞吐，目前存在地层能量下降快、水平生产井间热干扰频繁、蒸汽吞吐采收率低等问题，需要新的能量补充和提高采收率方法［1］。

普遍认为，蒸汽驱是蒸汽吞吐开发稠油油藏的有效接替方式［2］。国外许多薄层稠油油藏已经采用蒸汽驱开发，比如美国的Kern River油田［3］和印度尼西亚的Duri油田［4］。国内许多油田也已经开展了薄层稠油油藏蒸汽驱实验，比如中石油新疆油田的红浅区块、克浅区块和风城区块等［5］，同时针对深层稠油油藏也开展了大量研究，比如中石油辽河油田［6］、胜利油田［7］等。齐40区块的蒸汽驱开发已经取得了较好的开发效果［8］。

蒸汽驱开发设计过程中，合理的井网设计是蒸汽驱有效开发的关键，井网类型优化普遍采用数值模拟方法，但是数值模拟方法所依据的参数调整必须以室内物理模拟实验结果为依据。同时不同目标研究区块的油藏条件不尽相同，所以不同区块的物理模拟实验结果不能通用，需要针对特定目标区块条件开展相应的物理模拟实验研究［9］。对于春风油田排601块浅薄层稠油油藏，整体水平井开发可以最大程度地控制地质储量，提高区块的整体开发效果。但是目前，缺乏合适的不同水平井井网条件下的蒸汽驱物理模拟研究结果。

井网类型优化物理模拟实验需要借助高温高压比例物理模型，通过在模型内部布置不同类型井网，开展物理模拟实验，进而优化井网类型。此类实验的关键是高温高压比例物理模型的制作与内部井网的设计。许多学者成功设计了高温高压比例物理模型，并且开展了目标区块稠油蒸汽驱物理模拟实验，对比了不同井网条件下的开发效果。刘其成［10］等建立了高温高压比例物理模拟系统，并利用其开展了辽河油田洼38块组合式蒸汽吞吐及吞吐后转换开发方式物理模拟研究。马德胜［11］等建立了高温高压注蒸汽比例物理模型，研究了3种不同井网的蒸汽吞吐后注蒸汽采油接替开发方式，3种井网形式包括直井注汽直井采油、直井注汽水平井采油、水平井注汽直井采油。昝成［12］等建立了高温高压三维比例物理模拟实验装置，利用该装置开展了特稠油水平井与直井组合热采及超稠油双水平井SAGD（蒸汽辅助重力泄油）三维比例物理模拟实验研究。赵庆辉［13］等在多功能高温高压三维比例物理模拟系统和二维可视化比例模型上，开展了直井与水平井组合SAGD方式模拟实验。刘宝良［14］依据相似原理设计并建立了比例物理模型，开展了SAGD比例物理模拟实验。杨立强［15］等应用高温高压比例物理模拟方法，研究了水平井布于直井斜下方时SAGD蒸汽腔的形成和扩展过程。目前未见采用高温高压比例物理模型开展不同水平井井网条件下蒸汽驱过程的研究。

笔者以春风油田排601块浅薄层稠油油藏作为原型，利用高温高压比例物理模拟手段开展不同水平井井网条件下蒸汽驱实验，评价了排状井网、五点井网和反九点井网蒸汽驱开发效果，得到了春风油田排601块最优化水平井网类型。

1 物理模型建立

Establishment of physical model

高温高压比例物理模拟实验是一种研究蒸汽驱过程规律的有效方法［16-17］。物理模拟实验的核心是二维物理模型的设计与制作，利用Pujol L，Boberg T C［18］提出的相似准则对实验参数进行设计。

实验采用排601块真实脱水脱气原油，50℃原油黏度18 600 mPa·s。模型采用压缩系数、导热系数等物性参数与储层岩石相近的石英砂进行装填，石英砂经过人工筛选，按照不同目数同渗透率的关系进行配比。

原型和模型主要参数如表1所示。原型与模型几何相似比例尺（R）为625∶1，模型尺寸400 mm×400 mm×40 mm，内部布置4口水平井，通过接口与外部管线连接，水平井距离模型底部20 mm；平面上设置有168个温度传感器检测温度场变化，温度传感器顶端距离模型底部20 mm；在入口、出口、油藏中部分别布置5个压力传感器。模型内部采用保温材料保温，外部采用加热套模拟油藏温度。实验设计开展3种水平井井网蒸汽驱实验，分别为排状井网、五点井网、反九点井网，不同水平井井网物理模型设计如图1所示。

表1 实验模型与原型油藏地质流体参数Table 1 Parameters of geologic fluids in oil reservoir in experimental model and prototype

图1 不同水平井井网物理模型设计Fig.1 Physical model design for different horizontal well patterns

2 实验方法

Experimental method

（1）模型填砂。为了避免流体在模型表面发生窜流，将模型内表面进行了粗糙化处理。按照物理模型设计，将4口水平井装入模型内部，水平井井筒采用不锈钢管模拟，井筒外部包裹200目的不锈钢筛网，以防止模型内部油砂运移进入水平井井筒发生堵塞。采用逐渐加砂、逐层压实的步骤，将石英砂装填进入模型内，石英砂目数为40～60目，孔隙度为40%。

（2）原油饱和。常压下模型饱和地层水，模型和原油容器升温到80℃，然后以恒定速度将原油注入到模型中。注入的原油驱替模型中的地层水，分别从不同的井产出，以保证整个模型都能被原油饱和，直到所有井产出液完全为原油。升高整个系统压力至油藏压力，保持油藏压力降低温度至油藏温度。

（3）测试步骤。3种水平井井网蒸汽驱步骤均为从注入井以设定速度注入蒸汽，生产井定4 MPa回压生产，当含水率达到99%时实验结束。

3 实验结果及分析

Experimental result and analysis

3.1 不同水平井井网条件下温度场变化特征

Change characteristics of temperature field in different horizontal well patterns

3.1.1 排状井网 排状井网实验过程温度场变化如图2所示。可以看出：随着蒸汽注入时间的延长，蒸汽驱温度场从蒸汽注入井向生产井逐渐发育，整个实验模型温度逐渐升高，直至实验结束。从蒸汽驱温度场变化特征可以获得以下规律：（1）即使在相对均质的模型中，蒸汽腔发育并不均匀，从2口蒸汽注入井到2口生产井依然呈现出了明显的蒸汽窜流现象，从图中可以明显地观察到蒸汽沿着2条相对高渗条带突进；（2）实验过程中，即使生产井已经发生了蒸汽突破的现象，依然可以采出大量的原油，这个现象从图中不同生产时间阶段温度场的变化特征可以观察到；（3）蒸汽驱实验结束时，在模型左侧蒸汽没有波及的位置依然存在大量的剩余油。

图2 排状井网温度场变化特征Fig.2 Change characteristics of temperature field in row well pattern

3.1.2 五点井网 五点井网温度场的变化特征如图3所示。可以看出：随着蒸汽注入时间的延长，蒸汽驱温度场从注入井向生产井逐渐发育，整个实验模型温度逐渐升高，直至实验结束。从蒸汽驱温度场变化特征可以获得以下规律：（1）蒸汽腔首先向邻近的生产井发育，这主要是因为注入井与邻近的生产井压差小；（2）由于2口蒸汽注入井位于模型的2个对角，所以模型的中间部分是2个蒸汽腔距离最近的地方，温度较高，流动阻力较小，蒸汽腔主要沿着该方向进行发育；（3）实验过程中，即使是生产井发生了蒸汽突破的现象，依然可以采出大量的原油；（4）实验结束时，在模型的上方和下方蒸汽没有波及的位置依然存在大量的剩余油。

3.1.3 反九点井网 反九点井网温度场的变化特征如图4所示。可以看出：随着蒸汽注入时间的延长，蒸汽腔从注入井向生产井逐渐发育，整个实验模型温度逐渐升高，直至实验结束。从蒸汽驱温度场变化特征可以获得以下规律：（1）由于注入井与邻近的生产井压差小，因此蒸汽腔首先向邻近的生产井发育；（2）随着蒸汽的注入，蒸汽会沿着高渗条带向平行的生产井发育，但是蒸汽腔的发育规模和速度要远远小于邻近的生产井；（3）实验过程中，即使是生产井发生了蒸汽突破的现象，依然可以采出大量的原油；（4）实验过程中，蒸汽没有波及到注入井对角线位置的生产井，该处依然存在大量的剩余油，造成这种现象的原因是该井距离注入井最远，其生产压差最大，而且蒸汽注入过程始终沿着阻力最小通道流动，注入的蒸汽基本上全部流向邻近的2口生产井。

图3 五点井网温度场变化特征Fig.3 Change characteristics of temperature field in five-spot well pattern

图4 反九点井网温度场变化特征Fig.4 Change characteristics of temperature field in inverted nine-spot well pattern

3.2 不同水平井井网条件下生产指标对比

Production indicator comparison between different horizontal well patterns

不同水平井井网条件下，蒸汽驱过程生产指标变化如图5、6所示。实验结果表明：随着蒸汽注入时间的增加，不同井网条件下采出程度均呈现初始阶段缓慢增加，中间阶段快速增加，最后阶段缓慢增加达到稳定值的趋势；不同井网条件下含水率均逐渐增加，最后达到稳定值；不同井网条件下累积油汽比经历了先缓慢增加，后快速增加达到最大值，最终快速下降等阶段；不同井网条件下压差呈现逐渐下降的趋势，造成这种现象的原因是蒸汽注入后油藏温度逐渐升高，原油黏度下降，流动性改善［19］，随着蒸汽的注入，油藏中的原油被逐渐采出，蒸汽在流动过程中的阻力逐渐占主导，其流动阻力远远小于原油。

图5 蒸汽驱过程中采收率和含水率随时间变化Fig.5 Relationship of recovery factor and water cut vs.time in the process of steam flooding

图6 蒸汽驱过程中累积油汽比和压差变化Fig.6 Change of cumulative oil/steam ratio and pressure difference in the process of steam flooding

图7中蒸汽驱过程中含水率和采收率关系曲线呈凸形，主要储量在中、高含水期被采出，表明蒸汽驱油过程呈现非活塞驱替特征；3种水平井井网的驱替特征基本一致，表明水平井井网类型对整个驱替特征影响不大。

通过温度场、采收率、压差和油汽比的变化规律可以将整个蒸汽驱过程分为3个阶段。第1阶段：蒸汽注入，油层加热阶段（蒸汽注入量0～0.5 PV），其特征为采出程度缓慢增加，油汽比缓慢增加，驱替压差快速下降；第2阶段：稳产、高产阶段（蒸汽注入量0.5～2 PV），其特征为采出程度快速增加，油汽比快速增加达到最大值后出现明显的下降，驱替压差快速下降，并且在该阶段蒸汽已经突进到生产井；第3阶段：蒸汽驱结束阶段（蒸汽注入量2～3 PV），其特征为采出程度缓慢增加，达到最终采收率值，油汽比快速下降，驱替压差下降趋势趋于平缓。

图7 蒸汽驱过程中含水率和采收率关系Fig.7 Relationship of water cut vs.recovery factor in the process of steam flooding

在排601块油藏条件下，排状井网、五点井网和反九点井网蒸汽驱的最终采收率分别为45.10%、41.90%和38.30%，最大累积油汽比分别为0.69、0.63和0.53。综合对比可得：排状井网为排601块最优化水平井网。

3.3 蒸汽驱现象及机理讨论

Discussion on phenomenon and mechanism of steam flooding

蒸汽驱过程中，原油的黏度、密度和化学组成等物性会发生变化。目前，蒸汽驱温度（250℃）条件下原油物性变化是难点，本文利用实验测试的方法分析了蒸汽驱条件下原油物性的变化规律，进而对蒸汽驱的机理进行系统的讨论。

（1）高温降黏作用。采用流变仪对实验原油进行黏温关系测试（图8）。随着温度的升高，油样黏度减小。当温度从30℃增加到75℃时，油样黏度从42 686 mPa·s下降到3 610 mPa·s；当温度从75℃增加到250℃时，油样黏度从3 610 mPa·s下降到5.1 mPa·s。实验结果表明：原油黏温性强，在注入蒸汽的过程中，随着油藏温度的升高，原油黏度下降，流动性改善。

（2）高温体积膨胀作用。采用高温密度计对实验原油进行了密度-温度关系测试（图8）。随着温度的升高，油样密度减小，体积膨胀，并且油样密度与温度的变化呈现线性变化关系。温度为20℃时，油样密度为0.981 2 g/cm3；当温度增加到250℃时，油样密度减小为0.870 4 g/cm3，减小幅度为11.30%。

图8 油样黏度和密度随温度变化曲线Fig.8 Relationship of oil sample viscosity and density vs.temperature

（3）高温条件下蒸汽蒸馏和原油裂解作用。对实验前后的油样开展了四组分分析，原始油样胶质和沥青质的含量达到了18.17%，饱和分含量为31.84%，属于重质原油。经过蒸汽驱实验后，原油在高温下发生了物理化学变化，蒸汽驱后的原油胶质和沥青质含量变为15.49%，饱和分含量为37.07%。结果表明，原油在蒸汽驱过程中，由于高温作用部分胶质和沥青质发生了裂解，变为了饱和分，改善了原油的流动性［20］。实验结束后产出的油水样品也可以证明这点。

（4）高波及效率。不同水平井井网条件下蒸汽驱的波及效率可以通过图2c、图3c和图4c按照下式计算。

式中，为波及效率，%；S1为温度场中高于200℃区域的面积，m2；S为温度场的总面积，m2。

蒸汽驱结束时，排状井网、五点井网和反九点井网的平面波及效率分别为83.97%，69.36%和64.38%。

（5）蒸汽超覆现象。蒸汽驱实验过程中，蒸汽的密度小于原油的密度，由于重力分异作用，蒸汽会逐渐向油藏的上部流动，驱出油藏上部的原油，而密度大的原油会流向油层的下部［21］，从蒸汽驱后的模型照片（图9）可以发现：实验过程中油藏上部的油砂局部出现白色的油砂，即油砂含油饱和度很低，而油藏下部的油砂为高含油饱和度的黑色油砂。

4 结论

Conclusions

（1）通过相似准则将油田原型参数转化为实验室模型参数，建立了能够模拟不同水平井井网蒸汽驱的物理模型及物理模拟方法。开展了3种水平井井网蒸汽驱物理模拟实验，分别为排状井网、五点井网和反九点井网。该方法能够实现水平井蒸汽驱过程温度场发育规律的表征，同时确定不同井网类型条件下采收率、含水率、油汽比等参数。

图9 模型的蒸汽超覆现象Fig.9 Picture of steam overlapping phenomenon

（2）井网类型对蒸汽驱开发效果有较大影响。蒸汽驱过程中温度场的发育主要受驱替压差的控制，注入蒸汽主要流向流动阻力小的区域（临近井、高渗条带、高温低黏油带）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油从模型产出；实验结束后，蒸汽未波及区域残余大量的原油。通过对比来看，排状井网平面上驱替更均匀，最终采收率和最大累积油汽比更高。蒸汽驱油过程呈现非活塞驱替特征，主要储量在中、高含水期被采出；水平井井网类型对整个驱替特征影响不大。综合对比可得，排状井网为排601块最优化水平井网。

（3）水平井蒸汽驱过程主要作用机理及现象包括：高温降黏作用、高温体积膨胀、高温蒸汽蒸馏和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆现象。

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（修改稿收到日期 2017-02-15）

〔编辑 朱 伟〕

Physical simulation experiment for the optimization of steam flooding horizontal well patterns in Pai 601 Block of Chunfeng Oilfield

WANG Haitao1,2,LUN Zengmin1,2,LYU Chengyuan1,2,ZHAO Qingmin1,2,HE Yingfu1,2,LUO Ming1,2
1.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development,Beijing100083,China;
2.SINOPEC Petroleum Exploration &Production Research Institute,Beijing100083,China

Steam flooding is the dominant technology replacing horizontal-well steam soaking in the late development stage of heavy oil reservoirs,and its development effect is impacted by the style of horizontal well pattern.In this paper,the heavy oil reservoir in shallow thin layers in Pai 601 Block,Chunfeng Oilfield was taken as the study object.A high temperature/high pressure 3D scaled physical model was established according to the similarity criteria.Then,physical simulation experiment was carried out on steam flooding in row well pattern,five-spot well pattern and inverted nine-spot well pattern.It is indicated that the growth of temperature field in the process of steam flooding is mainly controlled by the displacement pressure difference between injection well and production well.The injected steam mainly flows to the areas of low flow resistance,such as adjacent well,high permeability belt and high-temperature low-viscosity oil band.In the early stage of steam breakthrough,a large amount of crude oil is still produced from the model.After the experiment ends,there is abundant remaining oil in unswept regions.In the oil reservoir conditions of Pai 601 Block,the ultimate recovery factor of steam flooding in row well pattern,five-spot well pattern and inverted nine-spot well pattern is 45.10%,41.90% and 38.30%,respectively,and their maximum cumulative oil/steam ratio is 0.69,0.63 and 0.53,respectively.Based on comprehensive comparison,the effect of row well pattern is the best.The main mechanisms and phenomena in the process of steam flooding include high-temperature viscosity reduction,high-temperature volume expansion,high-temperature steam distillation and crude oil cracking,high sweep efficiency and steam overlapping.The research results provide the effective support for the design of horizontal-well steam flooding in Pai 601 Block,Chunfeng Oilfield.

heavy oil;steam flooding;horizontal well pattern;physical simulation;temperature field;recovery ratio;displacement mechanism

王海涛，伦增珉，吕成远，赵清民，何应付，骆铭.春风油田排601块水平井蒸汽驱井网水平井蒸汽驱井网类型优化物理模拟实验［J］.石油钻采工艺，2017，39（2）：138-145.

TE357.4

：A

1000-7393（2017）02-0138-08

10.13639/j.odpt.2017.02.003

: WANG Haitao,LUN Zengmin,LYU Chengyuan,ZHAO Qingmin,HE Yingfu,LUO Ming.Physical simulation experiment for the optimization of steam flooding horizontal well patterns in Pai 601 Block of Chunfeng Oilfield［J］.Oil Drilling &Production Technology,2017,39(2): 138-145.

国家自然科学基金“核磁共振技术研究裂缝性致密油藏注二氧化碳提高采收率机理”（编号：51504283）；中国石油化工股份有限公司科技开发部项目“水平井蒸汽驱物理模拟与数值模拟研究”（编号：P12108），“热化学复合体系开发超稠油机理研究”（编号；P08071）。

王海涛（1982-），2008年毕业于中国石油大学（北京），现从事提高采收率方面的研究工作。通讯地址：（100083）北京海淀学院路31号。电话：010-82311615。E-mail：wanght.syky@sinopec.com