黃世軍 陳肖 劉昊 劉會勝 楊李杰 夏赟

1.中國石油大學（北京）石油工程學院； 2.石油工程教育部重點實驗室

蒸汽驅作為稠油油藏提高采收率的主要手段已在國內外進行了大規(guī)模的應用，增產效果顯著［1-2］。但大量的室內實驗和礦場實踐都表明薄層稠油油藏蒸汽驅存在熱損失嚴重和蒸汽波及范圍有限等問題，嚴重限制了蒸汽的熱利用率，制約了薄層稠油油藏的經濟開采年限及最終經濟效益［3-4］。Ali首次提出利用烴類溶劑輔助熱力開采稠油的開發(fā)方式，并進行了室內實驗和數值模擬研究，研究認為溶劑能夠大幅度降低蒸汽使用量和提高蒸汽的垂向波及系數，提高開發(fā)效果［5］。開采稠油油藏時溶劑可作為降黏劑，在伴隨蒸汽注入過程中，溶劑呈氣態(tài)，在靠近蒸汽腔壁時，溶劑溶解于原油中極大地降低了原油黏度，并有少部分溶劑會通過擴散作用深入油層降低原油黏度，研究表明100 ℃時黏度為200 mPa·s的原油，添加摩爾分數超過0.48的正己烷溶劑，相同溫度下溶劑與原油的混合黏度低至10 mPa·s［6］。近幾年，國內外在生產實踐中運用溶劑輔助SAGD技術（ES-SAGD）取得了良好的開發(fā)效果，該技術主要利用輕質溶劑可隨蒸汽腔擴展并在腔壁凝結起降黏作用的性質，有效地提高了蒸汽腔的波及面積，提高了采收率［7-10］。薄層稠油油藏廣泛存在于世界各地［11-12］，但添加溶劑輔助開采薄層稠油油藏的實驗研究還很少［13-14］，導致目前的理論分析和礦場實驗缺少依據，鑒于此，提出利用添加溶劑改善薄層超稠油水平井蒸汽驅的開發(fā)效果［15］，并采用室內物理模擬和數值模擬方法研究了添加輕質溶劑后蒸汽腔的發(fā)育特征、溶劑在蒸汽腔中的運移規(guī)律和生產動態(tài)特征及其原因，可供礦場生產實踐參考。

1 實驗流程與條件

1.1 實驗參數

相似比例實驗的相似原理主要包括幾何相似、物理性質相似以及時間相似［16］。相似準則是指兩個相似現象的無量綱形式的方程組和單值條件，并存在相同的無量綱形式解。因此本實驗主要通過相似準則原理，將某油田的礦場尺度參數轉化為實驗室尺度的參數并確定實驗過程中的相關操作參數，并通過平衡常數K的相似原理選擇正己烷作為模擬實驗室條件下的輕質溶劑（表1）。選擇以下主要的相似準則數：π1=Δp/（ρogL），驅動力與重力之比；π2=xLv/（CwΔT），注入油層熱量與蓋層吸熱之比；π3=λot/（ρoCoL2），油層熱量傳播時間與加熱時間之比；π4=kρogt/（φΔSμoL），達西公式修正項；π5=qgt/（φΔSρwL3），注入量與存儲量之比；π6=Ks，平衡常數相似。

表1 溶劑輔助蒸汽驅相似準則對比表Table 1 Comparison of similarity criteria of solvent assisted steam flooding

1.2 實驗系統(tǒng)

溶劑輔助蒸汽驅熱采物理模擬系統(tǒng)如圖1所示，主要由注入系統(tǒng)、驅替模型、加熱保溫系統(tǒng)和采集系統(tǒng)4部分組成。其中驅替模型和加熱保溫系統(tǒng)是該實驗的主體部分，采用課題組自主研制的二維熱采物理模型裝置；采集系統(tǒng)主要包括采出液收集和溫度測量2部分。選取驅替模型的一個橫切面作為研究對象，驅替模型的內部是一個長方體的填砂模型，尺寸為580 mm×200 mm×50 mm，共設置48個溫度傳感器，通過數據采集器連接，可以實現溫度的實時采集、存儲和顯示。驅替模型外側包有可加熱的保溫套，可以實時地調節(jié)模型溫度。注入系統(tǒng)包括蒸汽發(fā)生器和ISCO高精度氣壓泵，可以實現定量或定壓注入。

圖1 溶劑輔助蒸汽驅物理模擬實驗系統(tǒng)Fig. 1 Physical simulation experiment system for solvent assisted steam flooding

1.3 實驗方案

基于某油田區(qū)塊的薄層稠油油藏特性，設計了2組室內物理模擬方案。其中，方案1為水平井普通蒸汽驅的基礎方案，用以模擬水平井蒸汽驅開發(fā)階段和分析不同開發(fā)階段的生產特征；方案2為水平井溶劑輔助蒸汽驅實驗，其在方案1的基礎上，在注入蒸汽中添加了摩爾比為0.1的正己烷，其他注入參數與方案1基本一致。

1.4 實驗步驟

（1）根據實驗設計準備好120目的玻璃珠、原油（80 ℃黏度為 500 mPa·s）。（2）檢查各項設備與裝置都處于良好狀態(tài)。（3）模型裝填：先將模型四周貼上1 cm厚的耐熱橡膠（圖2），以實現絕熱與壓實效果；再將模型井安裝在指定端口；裝填120目的玻璃珠，并密封模型；檢測氣密性。（4）模型裝填完畢后，用氮氣瓶向模型加壓，將壓力穩(wěn)定在1.5 MPa并保持48 h，記錄氮氣瓶壓力是否下降；飽和水及飽和油。（5）氣密性檢測完畢后，將模型旋轉為垂直狀態(tài)，由下部水平井注水，并從上部水平井流出，待流出液達1 L時可飽和油，模型飽和油時先將模型及裝油的中間容器溫度升至90 ℃，然后用泵以低流速沿上部水平井向模型內注入原油，待下部水平井出油量達1 L時，飽和油結束，此時可將恒溫箱溫度降至油藏溫度，待模型溫度降至原始油藏溫度時即可開始實驗。（6）驅替實驗。實驗過程中，實時監(jiān)測蒸汽發(fā)生器出口、模型內部及井端、回壓閥、恒溫箱等處的溫度、壓力；采出系統(tǒng)對產出液進行分時段收集，直至發(fā)生汽竄，結束實驗。（7）實驗結束后對產出液進行破乳、分離，以計量出油和水的瞬時產量。

圖2 測溫點及井的位置Fig. 2 Temperature measurement point and well location

2 實驗結果及分析

2.1 輕質溶劑對蒸汽腔擴展的影響

本次實驗主要通過溫度場圖反映蒸汽腔剖面的移動，從而探索添加輕質溶劑對蒸汽腔擴展的影響。此外，為了說明使用溫度場來反映蒸汽腔這個方法的合理性，本實驗將剩余油分布場與溫度場進行了對比驗證。

由圖3可見：輕質溶劑輔助蒸汽驅早期（a），模型內溫度較低，溫度沿注汽井開始抬升，溫度場較為均勻，在普通蒸汽驅早期（d），溫度場擴展范圍沿注汽井跟端朝趾端遞減；輕質溶劑輔助蒸汽驅中期（b），蒸汽腔波及模型大部分區(qū)域，前緣抵達生產井，在普通蒸汽驅中期（e），溫度場呈三角形，注汽井跟端大部分區(qū)域被蒸汽腔波及，注汽井趾端被蒸汽腔波及范圍較小；輕質溶劑輔助蒸汽驅后期（c），溫度場覆蓋整個模型，注汽井與生產井間區(qū)域皆被蒸汽腔波及，在普通蒸汽驅后期（f），溫度場呈梯形，注汽井跟端與生產井之間區(qū)域全部被蒸汽腔波及，注汽井趾端與生產井之間區(qū)域被蒸汽腔波及面積小。

由圖4a可見，注汽井與生產井間油砂呈灰色，表明含油飽和度較低，證明整個模型被蒸汽腔波及了，并且驅替效率高；由圖4b可見，注汽井與生產井間油砂呈黑色，且注汽井跟端與生產井間顏色較淺，表明注汽井跟端與生產井間含油飽和度較低，注汽井趾端顏色較深，表明含油飽和度較高，其形狀恰恰與普通蒸汽驅溫度場呈梯形分布的形狀對應。研究表明通過溫度場表征蒸汽腔是合理的。

圖3 溶劑輔助蒸汽驅與普通蒸汽驅二維溫度場圖Fig. 3 2D temperature field of solvent assisted steam flooding and conventional steam flooding

圖4 溶劑輔助蒸汽驅與普通蒸汽驅剩余油分布圖Fig. 4 Distribution of remaining oil after solvent assisted steam flooding and conventional steam flooding

2.2 輕質溶劑對蒸汽驅開發(fā)效果的影響

圖5 生產動態(tài)曲線Fig. 5 Production performance curve

由圖5可以看出，添加輕質溶劑改善了蒸汽腔前緣擴展，提高了蒸汽腔波及面積，并最終提高了采出程度；生產過程中，出現了低含水高產油階段，高產油且含水遞增階段以及高含水低產油階段。故將溶劑輔助蒸汽驅生產動態(tài)分為蒸汽腔發(fā)育、蒸汽前緣抵達生產井及蒸汽前緣突破后的高含水階段。

（1）蒸汽腔發(fā)育階段。溶劑輔助蒸汽驅在低含水階段產油量大于普通蒸汽驅，因為添加溶劑后，沿注汽井方向原油黏度低，提高了注汽井沿程吸汽能力，增大了蒸汽腔波及面積，導致了見水時間晚且低含水期產油量高；而普通蒸汽驅由于沿注汽井方向黏度梯度大，造成了沿程吸汽不均勻，造成了蒸汽腔波及面積小，導致了見水時間早且低含水期產油量低。

（2）蒸汽前緣抵達生產井階段。溶劑輔助蒸汽驅在高產油、含水遞增階段的產油量大于普通蒸汽驅，因為添加溶劑后，模型內被蒸汽腔波及區(qū)域原油黏度低且該區(qū)域面積大，因此伴隨著含水率的上升，大量低黏度原油在該階段被采出；而普通蒸汽驅幾乎沒有出現含水率遞增的階段，直接進入了高含水階段，因為沿程吸汽不均勻，造成了蒸汽腔擴展范圍小，導致了含水率急劇上升時產油量低。

（3）高含水階段。蒸汽前緣突破，低含油飽和度區(qū)域形成汽竄通道，與蒸汽發(fā)生熱交換的原油量少，熱利用率低。蒸汽前緣突破后，輕質溶劑輔助蒸汽驅和普通蒸汽驅都表現為瞬時產油量急劇降低且含水率增加，發(fā)生汽竄。

3 數值模型的建立

黏度場、含油飽和度場以及溶劑在地層中的分布對分析溶劑輔助蒸汽驅的蒸汽腔擴展特征以及開發(fā)效果非常關鍵。但是通過目前的實驗設備和技術難以實現，因此為進一步研究溶劑在蒸汽腔中的運移規(guī)律和對溫度場、黏度場以及含油飽和度場的影響規(guī)律，這里主要采用了基于物理模擬的數值模擬技術作為研究手段，根據實驗模型、具體資料確定了合適的建模方法，建立了以實驗參數為基礎的理論模型，盡可能地描述了模型內實際情況［17］。

3.1 網格化模型

在劃分網格時采用了均質網格系統(tǒng)，建立了60×20×5 的網格，共 6 000 個網格，i、j、k方向網格皆為1 cm，在理論上網格數可以滿足此次模擬要求。注采水平井長度為58 cm，生產井距離油層底部1 cm，注入井與生產井垂向距離18 cm。

3.2 模型參數

所建立的實驗模型的油藏巖石及流體物性參數均來自實際模型。原油黏溫曲線見圖6，數值模型地質及熱物性參數見表2。

圖6 原油黏溫曲線Fig. 6 Viscosity and temperature of crude oil

表2 模型參數Table 2 Model parameters

3.3 數值模型驗證

由圖7可以看出，數值模型可以擬合實驗生產動態(tài)的趨勢，這證明以實驗室室內物理模型參數為基礎建立的數值模型可以描述實驗模型內的動態(tài)，基于此，通過正己烷的Kv1、Kv4和Kv5系數定義了平衡常數，計算了不同溫度、壓力條件下的平衡常數，并用數值模擬方法研究溶劑對蒸汽腔剖面的影響。

圖7 室內實驗和數值模擬普通蒸汽驅的生產動態(tài)擬合Fig. 7 Production performance fitting of conventional steam flooding in laboratory experiment and numerical simulation

4 數值模擬

本文主要運用驗證了的數值模型，分析對比了常規(guī)蒸汽驅與溶劑輔助蒸汽驅這兩種開發(fā)方式在相同注入時間條件下，油藏含油飽和度、油藏溫度場擴展以及油藏黏度場的分布特征。

4.1 蒸汽腔中的溶劑分布

圖8為溶劑輔助蒸汽驅蒸汽腔發(fā)育（16 min）、前緣抵達生產井（264 min）和發(fā)生汽竄（700 min）時，輕質溶劑在蒸汽腔中的油相摩爾分數（a）和輕質溶劑在蒸汽腔中的氣相摩爾分數（b）。由圖8可見，蒸汽腔發(fā)育過程中，溶劑在注汽井周圍富集；前緣抵達生產井后，由于大量溶劑伴隨稠油被采出，溶劑含量迅速降低；發(fā)生汽竄后溶劑含量極低。

圖8 不同生產階段溶劑的油相摩爾分數（a）和氣相摩爾分數（b）Fig. 8 Oil mole fraction （a） and gas mole fraction （b） of solvent in different production stages

4.2 蒸汽腔中的含油飽和度場

圖9為模擬生產16、264、700 min后溶劑輔助蒸汽驅（a）和普通蒸汽驅（b）的油藏含油飽和度變化。由圖9可見，蒸汽腔發(fā)育階段，溶劑輔助蒸汽驅由于注汽井附近富集溶劑，原油黏度低，頂替效率高，因此沿注汽井方向含油飽和度低，沿生產井方向含油飽和度極差大，蒸汽驅由于注汽井附近黏度僅受溫度影響，原油黏度高，頂替效率低，因此沿注汽井方向含油飽和度較高，沿生產井方向含油飽和度極差較小；前緣抵達生產井階段，溶劑輔助蒸汽驅的蒸汽腔波及范圍廣，低黏度原油區(qū)域大，大量原油在該階段被采出，低含油飽和度面積大，而蒸汽驅的蒸汽腔波及范圍小，低黏度原油區(qū)域小，該階段原油采出程度低，低含油飽和度區(qū)域小；發(fā)生汽竄時，采用溶劑輔助蒸汽驅的殘余油飽和度低，驅油效率高，采用蒸汽驅的殘余油飽和度高，驅油效率低。

圖9 不同生產階段的含油飽和度對比Fig. 9 Comparison of oil saturation in different production stages

4.3 蒸汽腔中的溫度場

圖10為模擬生產16、264、700 min后溶劑輔助蒸汽驅（a）和普通蒸汽驅（b）的油藏溫度場分布。由圖10可見，蒸汽腔發(fā)育階段，溶劑輔助蒸汽驅沿注汽井方向溫度波及范圍大且溫度梯度小，蒸汽驅沿注汽井方向溫度波及范圍小且溫度梯度大；前緣抵達生產井階段，溶劑輔助蒸汽驅沿生產井方向溫度波及范圍大且蒸汽腔前緣擴展均勻，蒸汽驅沿生產井方向溫度波及范圍小且蒸汽腔前緣擴展不均勻；發(fā)生汽竄時，采用溶劑輔助蒸汽驅的溫度波及面積大，熱利用率高，采用蒸汽驅的溫度波及面積小，熱利用率低。

圖10 不同生產階段的溫度場對比Fig. 10 Comparison of temperature field in different production stages

4.4 蒸汽腔中的黏度場

圖11為模擬生產16、264、700 min后溶劑輔助蒸汽驅（a）和普通蒸汽驅（b）的油藏黏度分布。由圖11可見，蒸汽腔發(fā)育階段，溶劑輔助蒸汽驅沿注汽井方向黏度極低，蒸汽驅沿注汽井方向黏度高；前緣抵達生產井階段，溶劑輔助蒸汽驅的低黏區(qū)域面積大，蒸汽驅的低黏區(qū)域面積小；發(fā)生汽竄時，采用溶劑輔助蒸汽驅的注采井間皆為低黏區(qū)，采用蒸汽驅的注采井間仍有大面積高黏區(qū)。

圖11 不同生產階段的黏度場對比Fig. 11 Comparison of viscosity field in different production stages

通過分析溶劑輔助蒸汽驅的溶劑分布和對比添加溶劑后含油飽和度場、溫度場和黏度場的變化特征可見，添加溶劑后沿注汽井原油黏度低，提高了沿注汽井沿程的吸汽能力，沿注汽井溫度擴散更均勻且溫度波及面積更大，由于溶劑向生產井擴散的過程中，注汽井與生產井間大部分區(qū)域黏度急劇降低，這大幅提高了沿注汽井的吸汽能力，提高了溫度的波及面積，提高了熱利用率，表明溶劑輔助水平井蒸汽驅是開發(fā)薄層稠油油藏的有效手段。

5 結論

（1）進行了溶劑輔助蒸汽驅實驗，并且通過溫度場與飽和度場的對比，說明可以用溫度場來表征蒸汽波及范圍。

（2）室內實驗結果表明：輕質溶劑輔助蒸汽驅相對于普通蒸汽驅，蒸汽腔形成更早，擴展更均勻，波及范圍更廣，最終采收率更高。

（3）基于室內實驗基本參數建立了數值模型，并驗證了其準確性。數值模擬結果表明：相對于常規(guī)水平井蒸汽驅，水平井溶劑輔助蒸汽驅的黏度場發(fā)育特征為，蒸汽腔內黏度更低，低黏區(qū)范圍更廣；蒸汽腔沿注汽井方向擴展更快，沿生產井方向擴展更均勻，蒸汽前緣突破更快，最終的波及范圍更大。因此，溶劑輔助水平井蒸汽驅作為開發(fā)薄層稠油油藏的有效手段可以在油田進行礦場試驗。

（4）輕質溶劑輔助蒸汽驅存在著溶劑沿注汽井跟端和趾端朝生產井擴散較快等問題，導致了模型受溶劑波及區(qū)域受限，溶劑利用率較低。因此，有必要開展中質和重質溶劑改善蒸汽腔擴展效果的相關室內實驗，從而為實際油田開發(fā)提供最優(yōu)參數。