翁大丽，陈平，张军辉

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室 北京100027；2.中海油能源发展工程技术分公司 天津300452)

稠油热采底水条件下物理模拟实验技术

翁大丽1,2，陈平2，张军辉2

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室 北京100027；2.中海油能源发展工程技术分公司 天津300452)

研究了高温底水物理模拟实验系统的组成，建立了稠油热采底水条件下物理模拟实验方法，并以渤海LD底水油田为例，利用该系统开展高温底水物理模拟试验研究，模拟研究了热采驱替方式、底水能量、井型对底水侵入的影响。高温底水物理模拟实验技术的开发，能同时实现高温和底水条件下的物理模拟实验，该技术可推广应用于海上底水稠油油藏热采技术的实验研究中，为海上底水稠油油藏高效开发方案的编制提供技术支持。

稠油 热采 底水 物理模型 温度场

0 引 言

由于粘度高、流动性差，常规开采稠油十分困难。但稠油的粘度对温度很敏感，国内外自 20世纪50年代以来，探索出以热动力为主的各种开发方式，热采是一种较为有效的稠油开采技术。[1]然而，热采地下温度场的形成会降低稠油粘度，使之更容易流动，对有底水的稠油油藏的热采提出了底水侵入的难题。

在油田开发技术研究中，物理模拟实验技术能较真实地反映地下流体运动规律，是常用的一种研究手段。物理模型是物理模拟实验的重要组成部分，不同实验条件、不同油藏条件、不同研究目的要求有相对应的物理模型。[1]稠油底水油藏开发过程中，对于不同驱替压差、不同原油粘度、不同水平井井筒距原始油水界面的距离等对油田开发效果的影响规律，目前还没有得到统一的认识。[2]以往国内外开展的模拟底水油藏开发的物理模拟实验，多采用的是平板填砂模型，但由于模型未加压和密封效果较差，导致模型内砂粒过于疏松，并且有大的裂缝，不能真实地反映出底水推进过程和水锥形状。针对底水稠油油藏热采的物理模拟实验研究，要求物理模型同时体现出热采、底水的特点。[3]

本文就如何同时实现热采和底水条件，从实验系统研制、实验方法建立及实际应用方面开展了研究。其研究结果表明，该套实验系统可以开展底水稠油油藏不同条件下底水侵入的特征及规律、底水对热采的影响、抑制底水侵入的措施及注入工艺参数的优化模拟实验研究。对底水稠油油藏热采开发方案的编制及增效措施的制定具有一定的指导作用，可助力海上底水稠油油藏高效开发。

1 高温底水物理模拟实验系统

1.1 实验系统设计思路

高温底水物理模拟实验系统必须满足以下条件：①实现底水供给；②开展不同热采方式驱替；③耐压最高30,MPa、耐温最高350,℃；④温度和压力数据自动监控采集显示；⑤能实时展现温度场和压力场分布图；⑥实现产出。

1.2 实验系统组成

“高温底水物理模拟实验系统”是一套用于不同温度、压力条件下热水驱、蒸汽驱等不同热采方式的室内物理模拟装置。由注入系统、模型系统、采出计量系统、信号检测系统、数据采集和处理系统组成，流程示意见图1。

图1 高温底水物理模拟系统连接示意图Fig.1 Schematic diagram of connection of the physical modeling system of high temperature bottom water

1.2.1 注入系统

由注入泵、蒸汽发生器、中间储液容器组和恒温箱等组成。实现向模型系统中注入高温蒸汽、高温热水。

1.2.2 模型系统

由高温底水模型及相应的保温套、旋转机构及移动支架组成。

1.2.3 产出计量系统

由冷凝系统、回压系统、产出液计量等组成。

1.2.4 控制系统

包括信号检测和数据采集和处理部分。

1.2.5 信号检测部分

由压力、温控、温测、图像、安全措施等组成。

1.2.6 数据采集和处理部分

由各控制硬件、控制软件、工控机、安全保护等组成，可进行数据自动采集、设备自动控制。

1.3 高温底水物理模型研制

对底水稠油油藏热采物理模拟实验研究，满足稠油底水油藏条件、井型布置，以及不同热采驱替方式的实验研究等，高温底水物理模型研制时以此为依据设计。

1.4 数据采集和处理系统的特点

数据采集和处理系统能进行热采物模实验参数设置，模型内各部分测温点、测压点数据采集和数据控制。将相关数据信息以多种格式存储，根据用户要求以图表形式进行分析处理，提供公共数据共享接口，实现数据共享。可打印原始数据和处理数据文件，实时或最终绘制有关图表和曲线。

1.5 高温底水物理模拟实验的应用

高温边底水物理模拟实验可以开展的研究工作：①不同条件下底水侵入机理研究；②不同水体能量、不同油水流度比、不同油层韵律、不同渗透率级差等条件下的热采驱油效果评价；③底水油藏条件下井网布置、注采参数优化、化学增效药剂的优选评价等研究；④底水油藏条件下热采温度场的影响因素研究；⑤热采条件下抑制底水措施及效果评价。

2 高温底水物理模拟实验方法

以渤海 LD27-2底水油田为例，开展高温底水物理模拟实验研究。该油田的重质稠油储量主要集中在明化镇组和馆陶Ⅰ油组，其中尤以明化镇组最为重要。该油田如下基本油藏特征参数作为建立实验模型和确定实验条件的依据：

明下段储层主要为细-中粒岩屑长石砂岩，颗粒分选中-好，磨圆次圆-次棱状。岩石成分成熟度较低，石英含量 33%～45%，平均 37.5%；长石含量37.5%～45%，平均40.6%；岩屑含量16%～28%，平均21.9%。

明下段储层岩心分析覆压孔隙度在 24.8%～38.8%之间，平均 34.4%；覆压渗透率主要集中在(330.0～11,116.9)×10-3,µm2之间。平均 3,786.5×10-3,µm2。属于高孔高渗型储层。

流体性质。地面原油密度 0.977,g/cm3，地面原油粘度 2,967,mPa.s。利用渤海油田稠油回归公式计算地下原油粘度637.0,mPa.s。

氯离子 7,356～7,799,mg/L，总矿化度 11,912～12,636,mg/L，属于CaCl2水型。

压力梯度约1.0,MPa/100,m，温度梯度约2.7,℃/100,m，为正常的温度和压力系统。

2.1 实验设备

高温底水物理模拟系统，主要设备如下：

①注入泵：美国 ISCO-A260D双泵系统，最大工作压力为 51.7,MPa，流量为 0.001～80,mL/min；②蒸汽发生器：扬州华宝石油仪器有限公司，蒸汽发生量2.4,kg/h，最高温度350,℃，最高工作压力20,MPa。底水模型尺寸：400,mm×400,mm×40,mm。

2.2 实验条件

①油样：LD27-2原油过滤后使用。②水样：模拟地层水。③实验温度：模型系统温度为 60,℃。④入介质最高温度为 350,℃。⑤驱替方式：热水驱、蒸汽驱。⑥布井方式：一注一采。⑦井型：水平注入井，垂直采油井或水平采油井。⑧模型充填物：石英砂。⑨注入速度：最高20,mL/min。⑩底水速度：最高30,mL/min。

2.3 实验方法

高温底水物理模拟实验按下列操作步骤进行实验(见图 2)。

图2 高温底水物理模拟实验过程实物图Fig.2 Material objects used in the experimental process of physical modeling of high temperature bottom water

3 高温底水物理模拟实验的应用

3.1 实验目的

利用高温底水物理模拟实验，以渤海 LD27-2底水稠油油藏为原型，建立相应的底水实验物理模型，通过热水和蒸汽驱物理模拟方法研究稠油热采时不同热采方式、不同底水能量、不同井型等条件下底水的侵入特征。[4]

3.2 实验方案

3.2.1 方案1：不同热采方式下底水侵入特征

①200,℃热水驱 1组驱替实验；②200,℃蒸汽驱1组驱替实验。

3.2.2 方案2：不同注入底水能量下底水侵入特征

①220,℃蒸汽驱底水以10,mL/min的速度供给1组驱替实验；②220,℃蒸汽驱底水以 20,mL/min的速度供给1组驱替实验；③220,℃蒸汽驱底水以30,mL/min的速度供给1组驱替实验。

3.2.3 方案3：采出井不同井型下底水侵入特征

①采出井为直井时220,℃蒸汽驱1组驱替实验；②采出井为水平井时220,℃蒸汽驱1组驱替实验。

3.3 实验结果与分析

3.3.1 热水驱(200,℃)底水侵入特征

热水驱实验结果见图 3。图中可以看出，热水驱初期，沿注入井筒油层温度升高且向外扩展，随着油层温度的逐渐升高，原油粘度降低，随采出井产出。同时底水开始上升，其底水侵入的方向开始偏于注热方向，随着采出井附近的温度升高，逐步偏向于采出井方向。

图3 热水驱底水侵入过程图Fig.3 Process of bottom water intrusion during hot-water flooding

3.3.2 蒸汽驱(200,℃)底水侵入特征

蒸汽驱实验结果见图 4。图中可以看出：①蒸汽驱初期，热能扩散较快，随着采出井的生产，以注入井为中心并向采出井的热能扩散速度增强。②随着后续底水的释放，底水向着注入井方向侵入，表现为沿着采出井方向热能在底水的作用减小了，底水逐步向上且向采油井方向偏移，说明随着后续生产的进行，采油井附近热量聚集，底水侵入较快。此时应适当控制生产压差，保持注采平衡关系，使系统热能均匀扩散，达到防止油井过早见水和提高油井产量的目的。

图4 蒸汽驱底水侵入过程图Fig.4 Process of bottom water intrusion during steam flooding

3.3.3 不同底水能量下底水侵入特征

蒸汽驱(200,℃)底水以 10,mL/min、20,mL/min、30,mL/min的速度供给时，实验结果见图 5。图中可以看出，底水以 10,mL/min速度供给时，侵入的幅度较小，对温度场的影响较小；以 30,mL/min速度供给时，侵入的幅度最大，对温度场影响较大，已形成的温度场变小幅度增加。因此，进行热采方案设计时应充分考虑底水能量对后续生产的影响。

图5 不同底水注入速度下蒸汽驱底水侵入图Fig.5 Bottom water intrusion during steam flooding under different bottom water injection rates

3.3.4 不同井型下底水侵入特征

采出井为直井和水平井时蒸汽驱结束时底水侵入结果见图 6。实验结果表明：①采出井为直井蒸汽驱时底水沿着产出井方向缓慢侵入，底水未突破前，对形成的温度场影响较小。②采出井为水平井蒸汽驱时底水沿着水平井段(全射开)的下方成台阶式上升，对形成的温度场影响较大。

图6 不同采出井型下蒸汽驱底水侵入图Fig.6 Bottom water intrusion during steam flooding in different type production wells

4 结论与建议

建立了一套高温底水物理模型实验系统，形成了高温底水物理模拟实验方法。初步探索研究了热采条件下底水侵入特征，从实验结果看，热水驱、蒸汽驱驱替方式、底水能量大小、直井采油井和水平井采油井都影响底水侵入程度、方向和形状。建议该套实验设备和底水物理模拟实验方法推广应用于海上底水稠油热力开采基础实验研究中，为此类油田的高效开发提供实验技术支持。

［1］于连东. 世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望[J]. 特种油气藏，2002，8(2)：98-103.

［2］刘文章. 稠油注蒸汽热采工程[M]. 北京：石油工业出版社，1997：1-3.

［3］杨元亮，沈国华，宋文芳. 注氮气控制稠油油藏底水水锥技术[J]. 油气地质与采收率，2002，9(3)：83-88.

［4］李传亮，杨学锋. 底水油藏的压锥效果分析[J]. 大庆石油地质与开发，2006，25(5)：45-49.

A Physical Modeling Experiment Technology for Thermal Recovery of Heavy Oil with Bottom Water

WENG Dali1,2，CHEN Ping2，ZHANG Junhui2
(1. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation，Beijing 100027，China；2. CNOOC Energy Technology & Services Ltd. Drilling & Production Company，Tianjin 300452，China)

This paper studied the composition of a physical simulation experiment system for high temperature bottom water and established a physical model experiment method for the thermal recovery of heavy oil with bottom water.Taking LD reservoir with bottom water in Bohai Sea as an example，this system was used in the study of high temperature bottom water physical simulation experiments to analyze the influence of thermal displacement method，bottom water energy and well type on the bottom water intrusion. The technology is able to realize physical modeling experiments under the conditions of high temperature and bottom water. It can be applied in the experimental study on thermal recovery processes of heavy oil reservoir with bottom water and provide technical support for the efficient exploration plan.

heavy oil；thermal recovery；bottom water；physical model；temperature field

TE327

A

1006-8945(2014)10-0027-05

中海油总公司“海上典型底水稠油油藏热采配套工艺技术研究”项目(项目编号：CNOOC-KJ 125 2011ZX05024 NFCJF 2012-03)。

2014-09-09