王正东

（辽河石油职业技术学院，辽宁盘锦124103）

不同韵律油藏蒸汽驱后转热水驱物理模拟研究

王正东

（辽河石油职业技术学院，辽宁盘锦124103）

针对普通稠油油藏，利用三维剖面模型分别进行反韵律、正韵律和复合韵律油藏注蒸汽开发，后期进行转热水驱或水汽交替注入开发的物理模拟研究。结果表明，注入蒸汽由于重力超覆作用而向油藏顶部运移，和正韵律油藏相比，反韵律油藏顶部更容易形成蒸汽的窜流通道；而转热水驱或水汽交替注入后，注入热水携带油藏中蒸汽的剩余热量向油藏下部运移，从而有效动用油藏中蒸汽驱的剩余油，改善稠油油藏的开发效果，降低生产井的含水率。蒸汽驱后转水汽交替注入的驱油效率比转热水驱的驱油效率有所提高，水汽交替注入实施过程中含水率出现大幅度降低，增油效果明显。

韵律油藏； 蒸汽驱； 热水驱； 水汽交替注入； 三维物理模拟

稠油油藏注蒸汽开发中后期，蒸汽窜流及超覆现象越来越严重，蒸汽吞吐以及蒸汽驱的开发效果日益变差，其主要表现为原油日产量下降、含水率上升、累积油汽比降低等。对于储层物性好、渗透率高的稠油油藏，易形成蒸汽突进，造成严重的蒸汽窜流；同时注入的高温蒸汽与油藏流体间的密度差异导致蒸汽超覆于油藏顶部流动，因此注蒸汽开发后期油藏中仍然残留大量的热量［1－3］。注蒸汽开发后转热水驱不但能够起到对油藏续热，而且能够充分利用地层中的残余热，增大纵向波及系数，提高稠油油藏的最终采收率［4］。本文利用不同韵律剖面模型，研究稠油油藏蒸汽驱后转热水驱或水汽交替注入开发的可行性，在此基础上分析蒸汽驱后转热水驱开发的机理。

1 实验部分

1.1 实验装置

剖面韵律实验装置主要由流体注入系统（蒸汽发生器、恒流恒压驱替泵）、物理模拟模型（中间容器、剖面模型、恒温装置）、数据采集系统（压力采集装置、温度采集装置）、油水计量系统四大部分组成，剖面韵律模型实验流程如图1所示。

Fig.1 The diagram of cross－section rhythm model图1 剖面韵律模型实验流程

图2为剖面模型韵律分布设计，其内部尺寸为50cm×50cm×7.5cm，一个侧面均匀分布25个测压点，另外一个侧面分布25个测温点。实验过程中模型的外面包裹上绝热材料，以减少向外界的热损失。采用非均质填砂方式，根据不同粒径的石英砂混合填装而达到所需的渗透率。按渗透率分布将模型内填装成3种韵律分布，即反韵律、正韵律和复合韵律，不同粒径石英砂之间用500目滤网分隔，渗透率分布如表1所示。

Fig.2 Rhythm distribution of cross－section model图2 剖面模型韵律分布设计

表1 韵律性分布及模型参数Table 1 Rhythm distribution and model parameters

1.2 实验方法

首先利用长度60cm、内径3.8cm的填砂管分别测定20，80和120目石英砂的气测渗透率，将不同目数的石英砂按韵律分布要求填至剖面模型内，不同石英砂界面之间平铺500目的滤网。将模型连接到高压氮气瓶上进行试压，如果30min内压力不降表示模型密封完好。利用真空机对剖面模型抽真空饱和地层水，测定模型的孔隙体积和孔隙度，将剖面模型外面包裹上绝热材料，将整个装置按实验流程进行连接，不同韵律模型特性参数见表2。

表2 不同韵律模型物性参数Table 2 The parameters of cross－section model in different rhythm models

将恒温箱温度设定为80℃，恒温5h以上，保证原油温度达到80℃，从而有利于原油的流动。所用的原油为稠油II类油藏的地面脱水脱气原油，用驱替泵驱动原油容器中原油进入剖面模型，从而驱替模型中的地层水，建立束缚水饱和度和初始含油饱和度。饱和过程中不断变换入口位置和出口位置，保证模型内的可动水驱替完毕。将恒温箱温度设定为油层温度（30℃），使整个系统恒温至30℃。实验过程中每间隔5s系统自动采集25个测压点的压力值和25个测温点的温度值，出口端的产油量和产水量由实验人员不断计量。实验时先进行蒸汽驱，蒸汽注入温度为250℃，驱替1 000min（大约0.68PV）时转120℃热水驱或水汽交替注入开发（蒸汽注入温度300℃、热水注入温度120℃），蒸汽与热水的注入速度均取5mL/min，驱替至出口含水率达到98%时停止实验。原油及地层水性质见表3，4。

2 结果与讨论

2.1 开发效果对比

图3为不同韵律油藏注蒸汽开发后转热水驱及水汽交替注入的开发效果对比。

表3 原油性质Table 3 The properties of crude oil

表4 地层水性质Table 4 The properties of formation water

图3（a）为反韵律油藏蒸汽驱后转热水驱及水汽交替的开发效果对比。由图3（a）可知，反韵律油藏自蒸汽驱开始至注入0.68PV（注入物体积与所注入试验对象的孔隙体积的比值）蒸汽后转热水驱及水汽交替，此时转热水驱实验的蒸汽驱驱油效率为34.50%，而转水汽交替实验的蒸汽驱驱油效率为34.20%；实施转驱后两种方式的含水率都有所下降，分别下降了4.50%和8.60%，说明反韵律油藏蒸汽驱后转热水或水汽交替有利于使注入热水向油层底部低渗透地层运移；随着生产的进行含水率迅速增加，对于转热水驱而言含水率至注入1.35 PV后基本稳定，而对于水汽交替在蒸汽注入阶段含水率出现了降低，最大降低幅度达到5.60%，水汽交替注入开发效果要优于转热水驱开发效果。生产结束时反韵律油藏蒸汽驱转热水驱的驱油效率为3 9.58%，蒸汽驱转水汽交替注入的驱油效率为43.05%。

图3（b）为正韵律油藏蒸汽驱后转热水驱和水汽交替的开发效果对比。由图3（b）可知，正韵律油藏蒸汽驱后转热水驱的含水率从8 7.1 0%降至83.10%，而后含水率快速上升，注入热水1.1PV后一直维持在98.00%以上；而对于水汽交替而言，自0.9PV时注入250℃的蒸汽，含水率从96.70%降至91.30%，随后每次注蒸汽过程含水率都有所下降；至生产结束时正韵律蒸汽驱转热水驱的驱油效率为37.00%，而蒸汽驱转水汽交替的驱油效率达到38.98%。正韵律油藏的开发效果远差于反韵律油藏，其原因为正韵律油藏的渗透率分布有利于注入的蒸汽或热水沿油藏底部运移，油藏顶部动用程度差。

图3（c）为复合韵律油藏蒸汽驱转热水驱及水汽交替开发效果对比。由图3（c）可知，复合韵律油藏蒸汽驱阶段含水率迅速上升，转热水驱实验开始时的含水率为76.40%，此时对应的蒸汽驱驱油效率为33.93%，而转水汽交替开始时的含水率为73.20%，所对应的蒸汽驱驱油效率为34.50%；两个实验转驱后的含水率均迅速上升，转热水驱的含水率在1.1PV时超过95.00%，而后逐渐稳定，驱油效率增幅不大，从蒸汽驱阶段到注热水结束时驱油效率增加4.85%，达到38.78%；对于转水汽交替而言，水汽交替注入过程中注蒸汽时含水率有所下降，增油效果明显，至实验结束时驱油效率增加7.28%，达到41.78%。

图3（d）为不同韵律油藏蒸汽驱转热水驱及水汽交替注入的采出程度对比。由图3（d）可知，反韵律储层蒸汽驱后转热水驱和水汽交替的采出程度要优于正韵律和复合韵律，其中正韵律的采出程度最差；对于反韵律而言，水汽交替注入的采出程度要比转热水驱的采出程度高出3.47%，对于正韵律而言，水汽交替要比热水驱高出1.98%，对于复合韵律而言，水汽交替要比热水驱高出3.00%。不同韵律储层蒸汽驱后转水汽交替的采出程度较好，其原因为注入的蒸汽的密度较小，蒸汽产生超覆，大部分蒸汽滞留在油层上部运移；注入热水后，由于热水密度较大，在重力的作用下，热水携带着上部蒸汽的残余热流向油层底部，提高热波及范围，改善纵向上的波及程度［5－6］。

Fig.3 Comparison of development efficiency between thermal water flooding and water－steam alternative injection in different rhythm reservoirs图3 不同韵律油藏蒸汽驱转热水驱及水汽交替注入的开发效果对比

2.2 油藏温度场变化分析

2.2.1 蒸汽驱转热水驱 图4为不同韵律油藏蒸汽驱后转热水驱开发过程中垂向温度分布对比。

图4（a）为反韵律油藏蒸汽驱后转热水驱垂向温度分布。由图4（a）可知，蒸汽驱注入0.56PV蒸汽时（采出程度为22.27%），高温区域主要集中在注入井附近的高部位，油藏顶部渗透率高使得注入的高温蒸汽主要集中在高部位流动，模型中心点的温度达45℃左右；注入1.08PV蒸汽时（采出程度为33.69%），注入井附近的高部位的高温范围进一步加大，模型中心点的温度超过55℃，蒸汽驱过程中注入井与生产井间温度差别大，形成自注入井顶端向生产井底部倾斜的波及方式。此时进行转热水驱实验，总注入量达到1.3 8PV时（采出程度为37.34%），注入井附近高温区域范围减小，模型中心温度在54℃左右，生产井附近温度基本没有变化，注入2.16PV时（采出程度为38.99%），模型内温度进一步降低，模型中心点温度降至49℃，热水驱过程中注入井附近的等温线变得陡峭，说明反韵律油藏中注入的热水有向下运移的趋势，有利于启动反韵律油藏蒸汽驱过程中在底部位低渗地层的剩余油。

图4（b）为正韵律油藏蒸汽驱后转热水驱垂向温度分布。由图4（b）可知，由蒸汽驱阶段高温区域主要集中在注入井附近的中底部位，此处属于中高渗透率地层，注入的高温蒸汽沿渗流阻力小的高渗透率的底部地层流动；注入0.56PV时（采出程度为25.65%），模型中心点的温度达到50℃，相同时刻正韵律与反韵律相比高温范围要大，说明正韵律储层的高渗透层位于地层的底部，注入井底部为蒸汽的主要渗流区域，随着蒸汽的注入，在重力分异作用下，蒸汽有向高部位运移的趋势，相同蒸汽注入量时蒸汽的加热范围要比反韵律的大；注入1.08PV时（采出程度为33.88%），开始转热水驱，此时高温范围进一步增大，模型中心点温度达到65℃，注入井近井周围的等温线变得陡峭，说明注入的120℃热水使注入井底的温度大幅度降低，另外部分蒸汽在重力分异作用下向油层顶部运移；转热水驱后总注入量达到1.38PV时（采出程度为35.60%），注入井附近温度大幅度降低，但生产井附近温度降低幅度不大，仍然维持在60℃左右，而模型中心点温度降至55℃左右，注入热水后的正韵律地层高温范围主要集中在注入井底部，此时等温线又变得相对弯曲，说明注入热水集中于油层底部的高渗地带流动，波及系数低，开发效果较差。

Fig.4 Vertical temperature distribution of thermal water flooding after steam flooding in different rhythm reservoirs图4 不同韵律油藏蒸汽驱后转热水驱垂向温度分布

实验中所用的复合韵律储层为低高中渗透率分布。图4（c）为复合韵律油藏蒸汽驱后转热水驱垂向温度分布。由图4（c）可知，实施蒸汽驱过程中由于储层中部渗透率高，使得蒸汽主要集中于油层中部运移，同时由于蒸汽在重力分异作用下，蒸汽有向油层顶部运移的趋势，因此低高中复合韵律储层温度分布图呈现近井周围中上部温度高而底部温度低的现象；注蒸汽0.56PV时（采出程度为20.78%），高温区域主要集中于注入井的中部和中上部，此时模型中心点温度在55℃左右；注入1.08PV时（采出程度为33.78%），注入井近井周围中上部高温区域进一步扩大，同时高温区域向油层顶部扩展趋势明显，此时模型中心点温度在65℃左右；转热水驱后，总注入量为1.38PV时（采出程度为36.70%），低高中复合韵律模型内部温度降低，注入井附近温度降低明显，近井地带等温线变得很密集且有向油层底部扩展的趋势，但生产井附近温度有所升高；总注入量达到2.16PV时（采出程度为38.8%），油层温度进一步降低，高温区域主要集中在注入井附近的油层中部及中部稍偏下的区域，此时刻等温线向油层底部扩展的趋势更加明显，说明注入热水在重力作用下向底部的中渗层运移。因此，注入热水可以驱动油层底部的剩余油［7－8］。

2.2.2 蒸汽驱转水汽交替 图5为不同律韵油藏蒸汽驱后转水汽交替注入开发过程中垂向温度分布对比。

图5（a）为反韵律油藏蒸汽驱转水汽交替注入垂向温度分布。由图5（a）可知，反韵律油藏蒸汽驱后转水汽交替开发总注入量达到1.38PV时（采出程度为38.40%），注入井附近顶部的高渗地层仍处于高温状态；和相同时刻热水驱相比高温范围进一步增加，模型中心点的温度达到55℃上，同时等温线变得更加陡峭；注入2.1 6PV时（采出程度为41.40%），模型中心点的温度接近60℃，注入井底部温度有所增加，说明注入的热水携带蒸汽的热量向油藏底部低渗透地层运移，可以有效驱动储层内的剩余油。

图5（b）为正韵律油藏蒸汽驱转水汽交替注入垂向温度分布。由图5（b）可知，正韵律油藏蒸汽驱后转水汽交替开发后高温区域主要集中在注入井附近的中低部位，正韵律地层的高温范围进一步扩大；转水汽交替后总注入量1.38PV时（采出程度为36.40%），等温线变得更加陡峭，说明注入的高温蒸汽有向油层顶部运移的趋势，从而有利于驱替油层顶部的剩余油；注入2.16PV时（采出程度为38.60%），高温范围进一步扩大，油层顶部温度进一步升高，模型中心点的温度达到60℃，说明水汽交替注入有利于驱替正韵律储层蒸汽驱过程中油层顶部的剩余油。因此，对于正韵律油藏实施水汽交替措施或注热水时添加抑制热水在油藏底部运移的添加剂（泡沫或凝胶等）可有效改善热水驱的开发效果。

图5（c）为复合韵律油藏蒸汽驱转水汽交替注入垂向温度分布。由图5（c）可知，复合韵律油藏蒸汽驱转水汽交替后的模型内部温度明显高于转热水驱的温度分布，同时高温区域有向油层顶部运移的趋势，说明注入蒸汽在重力分异作用下向油层顶部的低渗油层运移，因此水汽交替措施有利于蒸汽驱替油层顶部的剩余油；总注入量达到2.16PV时（采出程度为41.78%），注入井附近沿垂向高温分布范围加大，说明蒸汽向上运移加热了油层顶部，注入的热水向油层底部运移，使油层底部剩余油得到动用［9］。

3 稠油注蒸汽开发转热水驱机理

热水驱也是一种稠油热力开采方式，同样具有降低原油粘度、改善油水流度比、降低残余油饱和度及改善油水相对渗透率、引起液体和岩石的热膨胀的机理；另外，由于热水驱对油层加温比较缓慢，不容易形成高含油饱和度油带而堵塞地层［10］。

当稠油油藏蒸汽驱进入中后期时，产油速度降低，油汽比大幅度降低，而低油汽比表明注入蒸汽的利用率降低，大量的注入热量被滞留于油藏的岩石和流体中，其中一部分热量只是在油藏中循环而对采油无任何影响；如果继续连续注蒸汽，将会导致岩石和流体中的大量热量被滞留于油藏中而被浪费。而蒸汽驱后转水驱会改善这一状况，蒸汽驱过程中注入的蒸汽在地层中发生严重的重力超覆，蒸汽主要驱替油藏顶部的原油，造成油藏底部有大量剩余油存在；转热水驱后注入热水主要从油层底部附近潜入，注入热水趋向于在油藏下部流动，因此可以采出蒸汽未波及的油层底部原油。

Fig.5 Vertical temperature distribution of water－steam alternative injection after steam flooding in different rhythm reservoirs图5 不同韵律油藏蒸汽驱后转水汽交替注入垂向温度分布

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（Ed.：SGL，Z）

Physical Simulation on Thermal Water Flooding After Steam Flooding in Different Rhythm Heavy Oil Reservoir

WANG Zheng－dong
（Liaohe Petroleum Vocational Technology College，Panjin Liaoning124103，P.R.China）

Aiming at conventional heavy oil reservoir，3－D dimensional cross－section model was employed to study thermal water flooding or water－steam alternative injection after steam flooding in anti－rhythm reservoir，positive rhythm reservoir and composite rhythm reservoir.The results show that steam trended to flow on the top of reservoir due to over lap of injection steam.Steam channeling is more easily generated in anti－rhythm reservoir than in positive rhythm reservoir.Thermal water flooding and water－steam alternative injection after steam flooding could carry remaining heat to migrate into the bottom of reservoir，so amount of heavy oil in reservoir can be recovered.The recovery efficiency of water－steam alternative injection is obviously higher than thermal water flooding and water cut decreased largely during water－steam alternative injection.

Rhythm reservoir；Steam flooding；Thermal water flooding；Water－steam alternative injection；3－D Physical simulation

.Tel.：＋86－15942736000；e－mail：wangzd077＠163.com

TE345

A

10.3696/j.issn.1006－396X.2011.01.013

2010－11－16

王正东（1963－），男，辽宁盘锦市，副教授，博士。

1006－396X（2011）01－0052－07

Received16November2010；revised4January2011；accepted10January2011