李兆敏，王 鹏，鹿 腾，王壮壮，李松岩，刘尚奇，李星民

(1.中国石油大学石油工程学院，山东青岛266580;2.中国石油勘探开发研究院，北京100083)

在委内瑞拉及加拿大等地区，一些稠油油藏在衰竭开采过程中产油迅速，且所获得的一次采收率远高于理论预期［1］。一般认为，溶解气驱过程中形成的泡沫油流是产生这种现象的主要原因［2-6］。泡沫油流是气相以小气泡形式分散在油流中而形成的一种独特的流动形态，由于稠油的黏度高，气泡难以聚并形成连续相，这样既降低了气相流度又增加了油相流度［7-8］，使得溶解气驱过程中不易发生气窜，因此显著提高了溶解气驱采收率。在这类油藏中，尽管一次采收率较高，在溶解气驱结束后，地层中仍有大量剩余油存在［9-11］。因此开采过程中采取相应措施充分发挥泡沫油流的优势，从而进一步提高采收率具有重要意义。水驱普遍应用于常规油藏的二次开采中。由于稠油黏度大，易发生严重指进现象，对于稠油油藏水驱效果差［12-14］，但因开发成本低，在部分稠油油藏也有所应用［15-18］。笔者通过物理模拟实验，研究水驱对泡沫油衰竭开采后采收率的提高程度，分析不同转驱压力、水驱速度对提高采收率的影响，并对水湿性多孔介质中见水后稠油水驱机制进行讨论。

1 实验

1.1 实验条件

实验测试油样采用委内瑞拉某区块地面脱气原油，脱气原油密度为1 016 kg/m3，54℃下原油黏度为14491 mPa·s。溶解气模拟现场溶解气，采用二氧化碳与天然气混合气体，体积分数分别为18%和82%。实验所用活油油样使用高温高压配样器配制，高于泡点压力条件下呈单一液相，溶解气油比为18，54℃下泡点压力为6.12 MPa。

1.2 实验方法

图1 实验流程图Fig.1 Workflow of waterflooding experiment

1.2.1 转驱压力影响实验

分别在衰竭至不同压力下进行水驱物理模拟实验。实验流程图如图1所示，实验步骤为:①根据泡点压力及溶解气油比在配样器中配制活油;②使用石英砂制作水湿性填砂管模型，称取模型干重，抽真空4h;③饱和水，测量岩心渗透率，称取湿重，计算孔隙度;④将岩心放置恒温箱中恒温4 h后饱和油，温度设置为54℃，回压设置为8 MPa(回压大于原油泡点压力)，根据出水体积计算初始含油饱和度;⑤将模型恒温4 h后模拟稠油衰竭式开采过程，逐渐降低回压，压降速度设置为0.1 MPa/min，记录实验过程中产油量和压力随时间的变化关系;⑥衰竭至实验设定压力时保持回压不变，转为水驱，驱替至3 VP(VP为孔隙体积)实验结束，水驱速度设置为0.5 mL/min，记录注水过程中产油量、产水量和注入压力随注入体积的变化关系。

1.2.2 水驱速度影响实验

根据转驱压力实验结果，在最佳转驱压力下分别进行不同水驱速度的水驱物理模拟实验。水驱速度分别设置为 0.01、0.10、0.50 和 2.50 mL/min，记录实验过程中产油量、产水量及注入压力随注入体积的变化关系。

2 实验结果分析

2.1 转驱压力影响

通过一维岩心水驱物理模拟研究了转驱压力对开发效果的影响，各组实验参数及实验结果分别如表1、2所示。

表1 实验填砂管模型数据Table 1 Experiment data of sand packs

实验1-1中转驱压力为0 MPa，完整地模拟了稠油溶解气驱过程，通过该组实验可以较好地观察泡沫油流特征。图2为实验1-1溶解气驱过程中采收率及累积生产气油比随系统平均压力的变化关系。从图2中可以看出，溶解气驱过程可分为3个阶段［19］。原始压力至泡点压力为第一阶段，由于压力高于泡点压力，没有溶解气析出，为单相渗流阶段，依靠原油弹性能产油，产油速度缓慢，累积生产气油比接近原始溶解气油比;泡点压力至3.1 MPa为第二阶段，该阶段中溶解气析出，但由于高的原油黏度，气相无法发育成连续相，以小气泡形式分散在油相中，形成独特的泡沫油流形态［2-3］，因此产油速度迅速上升，累积生产气油比缓慢增加;在3.1 MPa处累积生产气油比曲线出现拐点，该点所对应压力即为拟泡点压力［20］，当系统压力低于拟泡点压力时，分散在油相中的气泡发生聚并，并逐渐发育成连续气相，形成气窜通道，产油速度显著降低，累积生产气油比迅速增加。通过以上分析可知，泡沫油流阶段是稠油溶解气驱过程中的主要产油阶段，在这一阶段的采出程度占最终一次采收率的90.91%。这是由于泡沫油拟泡点压力比泡点压力低，临界气相饱和度较高，一般可达8% ～9%［3］，减缓了气体的释放，地层压降速度降低，使得气体在原油中的滞留时间更长，这样既降低了气相的流度，不易发生气窜，又增大了油相的流度，从而更加有利于原油的采出。而泡沫油的形成存在一定的压力范围，因此，合理地选择转驱压力进行注水，从而充分发挥泡沫油流的优势对于该类油藏的开采具有重要意义。

表2 不同转驱压力下水驱实验结果Table 2 Waterflooding experiment results under different pressures at injection timing

图2 水驱采收率及累积生产气油比随系统平均压力变化关系Fig.2 Waterflood recovery and gas oil ratio vs.average pressure

图3 采出程度随转驱压力变化关系Fig.3 Different kinds of recovery vs.pressure at injection timing

图3为各组实验采出程度随转驱压力的变化关系。从图3可以看出，溶解气驱采出程度随转驱压力降低而逐渐升高。当转驱压力高于3.1 MPa时，溶解气驱采出程度随转驱压力降低而迅速升高;当转驱压力低于3.1 MPa时，溶解气驱采出程度随转驱压力降低变化较小。这与一个完整的溶解气驱过程规律相符，表明各组实验具有很好的一致性。

从图3看出，水驱采出程度随转驱压力的升高呈阶梯式增长规律。首先，在6.2～4.6 MPa范围内，水驱采出程度随压力的降低而迅速降低。这可能是由于在这一阶段的泡沫油流处于发育阶段，压力的降低使得分散在油相中的气泡逐渐变多变大［19］。

式中，σ为油气界面张力，N/m;r1和 r2为气泡的曲率半径，m。

当气泡小于孔喉直径时，对油相的封堵作用较小，随着压力的降低气泡逐渐增大，气泡通过孔喉时发生的贾敏效应对油相产生的阻力增大。这导致了更加不利的水油流度比，因此注入水更易发生水窜，形成水流通道，导致水驱采收率迅速减小。在4.6～3.1 MPa时，泡沫油流发育成熟，分散气泡的大小与数量趋于稳定，气泡的封堵作用对压力的敏感程度下降，因此在这一转驱压力范围内水驱采收率随压力降低变化较小。当压力低于拟泡点压力时，分散在油相中的气泡逐渐合并形成连续相，并逐渐发育成气窜通道，注入水会沿渗流阻力较低的气窜通道发生窜流，导致水驱采收率随压力的下降而迅速降低。但随着压力的继续降低，气窜通道逐渐发育成熟，水驱采收率随压力的变化逐渐减小。

通过分析可知，水驱可以在溶解气驱的基础上进一步提高采收率。溶解气驱采收率随转驱压力的降低而逐渐增大，水驱采收率随转驱压力的降低而逐渐减小，总采收率在3.1 MPa时达到最高值，也就是近似在拟泡点压力处的开发效果最好。这是由于当转驱压力较高时，无法充分发挥溶解气驱中泡沫油的优势。当转驱压力较低时，气体已经发育成连续气相，注入水容易在气窜通道内发生窜流。

图4为不同转驱压力下注采压差随注入体积的变化关系。在注入水到达产出端之前，由于油水流度比大，水的注入速度大于油的产出速度，注采压差首先随注入体积逐渐升高。当注入水突破时，注采压差达到峰值，之后逐渐降低并趋于平稳，说明此时水窜通道已经形成。从图4可以看出，转驱压力越低，最高注水压差越低，注入水突破时间越早。这表明转驱压力越低，气相连续程度越高，对水的渗流阻力越低，越利于水的突破。图5为各转驱压力下含水率随注入体积的变化关系。从图5中可以看出，转驱压力越高，见水时刻含水率越低，含水率上升速度越慢。分析其原因可能是由于转驱压力影响了孔喉结构中的油气分布，因此改变了水驱稳定性，使得见水时间、见水时刻含水率及含水率上升速度不同，进而影响水驱采收率。此外，转驱压力越高，溶解气驱采收率越低，地层中有更多的油未被采出，这也是造成后续水驱采收率随转驱压力升高而增大的一个主要原因。

图4 各转驱压力下注采压差对比Fig.4 Pressure drop comparison under different pressures at injection timing

图5 各转驱压力下含水率变化对比Fig.5 Water cut comparison under different pressures at injection timing

表3为各个转驱压力下采出程度随含水率的分布情况。从表3中可以看出，转驱压力低于拟泡点压力(3.1 MPa)时，大部分油均在高含水期产出，而转驱压力高于拟泡点压力时高含水期产油量所占比重相对较小。对比可见，含水率低于90%时，采收率随转驱压力升高而增大，且增大幅度较为明显;而含水率高于90%时，转驱压力对采收率的影响则不明显。这说明转驱压力对水驱采收率的影响主要作用在高含水期前，对于高含水期影响较小。

表3 不同转驱压力下的采收率随含水率分布情况Table 3 Waterflooding recovery vs.water cut under different core pressure at start of injection

2.2 水驱速度影响

通过一维岩心水驱物理模拟研究了水驱速度对开发效果的影响，各实验参数及实验结果分别如表4、5 所示。

表4 实验填砂管模型数据Table 4 Experiment data of sand packs

图6为各水驱速度条件下水驱采收率随注入体积变化关系。从图6及表5中看出，水驱速度越低，产出端见水时间越晚，见水时刻含水率越低，水驱采收率越大，最高水驱速度与最低水驱速度水驱采收率可相差13.11%。这与水驱替稠油的机制有关。水驱稠油的动力主要有水相的渗吸作用、重力及驱替压差［1，14］。由于本次实验是在水平放置的岩心管内开展的，且油水密度差较小，因此重力作用可以忽略。由表5可知，水驱速度越大，驱替压差越大，但实验结果显示水驱速度越大，采收率越小。考虑到实验所用石英砂润湿性为水湿，因此，相对而言，水在毛管力驱动下的渗吸作用应该是驱油的主要动力。所谓渗吸是多孔介质在毛细管力驱动下自发地吸入某种润湿液体的过程，当饱和多孔介质侵入或者接触另一种润湿能力更强的液体时，这种液体将在润湿并 吸入多孔介质过程中置换出原有非润湿流体。

表5 不同水驱速度下水驱实验结果Table 5 Waterflooding experiments results under different injection rates

图6 各水驱速度下水驱采出程度对比Fig.6 Waterflood recovery under different injection rate

表6为各组实验驱替速度及稳定驱替压差比值的对比情况。从表6看出，稳定驱替压差比值始终大于驱替速度比值。稳定驱替压差计算式［10］为

式中，Δptot为一定速度下的稳定驱替压差，Pa;Δpw和Δpo分别为水相和油相的压差，Pa;Δpc为毛管力，Pa。

表6 各组实验驱替速度与稳定驱替压差对比Table 6 Comparison between injection rate and pressure drop

由表4可知，各组实验所用岩心渗透率、孔隙度大致相同，因此各组实验中Δpc相差较小。而驱替速度越小，所需Δpw和Δpo越小，Δpc的作用就相对越强，因此Δptot相对越小。通过以上分析可知，驱替速度越低，毛管力驱动下水的渗吸作用相对越强，驱油效果越好。

为进一步验证水在孔隙介质中的渗析作用进行了实验2－5。图7为实验2－5条件下含水率及注采压差随注入体积的变化关系。在注水1.5VP后停注24 h，再次注水后观察到含水率明显下降，但很快恢复到高含水水平。这证实了注入水在多孔介质中的渗吸作用。在停注期间，油水在毛管力作用下在多孔介质中重新分布，注入水通过渗吸作用进入之前难以波及到的细小孔喉中并将油驱替至大孔道中［9-10］，因此重新注水时含水率明显下降。可见，合理控制水驱速度可在一定程度上提高水驱的波及系数，从而改善泡沫油的水驱开发效果。

图7 含水率及注采压差随注入体积的变化关系Fig.7 Water cut and pressure drop for different water injected

3 结论

(1)泡沫油流阶段是稠油溶解气驱过程中的主要产油阶段，在这一阶段的采出程度可占最终一次采收率的90.91%。

(2)水驱可在泡沫油溶解气驱的基础上进一步提高采收率。随着转驱压力的降低，泡沫油溶解气驱采收率逐渐升高，水驱采收率呈阶梯式规律下降。总采收率在转驱压力为拟泡点压力3.1 MPa附近时最大，可达35.71%。

(3)转驱压力可能通过影响孔喉中油气两相的分布而影响到泡沫油水驱稳定性，并且这种影响主要作用在高含水期前，含水率达到90%后转驱压力对水驱影响较小。

(4)水的渗吸作用是水湿性多孔介质中见水后水驱泡沫油的主要动力，水驱速度越低，渗吸作用相对越强，水驱采收率越高。水驱速度由2.5降为0.01 mL/min时水驱采收率可提高13.11%。

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