春風油田排601塊水平井蒸汽驅井網類型優化物理模擬實驗

王海濤倫增珉呂成遠趙清民何應付駱銘

1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室；2.中國石化石油勘探開發研究院

春風油田排601塊水平井蒸汽驅井網類型優化物理模擬實驗

王海濤1，2倫增珉1，2呂成遠1，2趙清民1，2何應付1，2駱銘1，2

1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室；2.中國石化石油勘探開發研究院

蒸汽驅是稠油油藏水平井蒸汽吞吐進入開發后期主要的接替技術，而水平井的井網形式影響著蒸汽驅的開發效果。以春風油田排601塊淺薄層稠油油藏為研究對象，依據相似準則，建立了高溫高壓三維比例物理模型，并開展了排狀井網、五點井網、反九點井網條件下蒸汽驅物理模擬實驗。研究結果表明：蒸汽驅過程中溫度場的發育主要受注入井與生產井間的驅替壓差的控制，注入蒸汽主要流向流動阻力小的區域（臨近井、高滲條帶、高溫低黏油帶）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油從模型產出；實驗結束后，蒸汽未波及區域存在大量剩余油。在排601塊油藏條件下，排狀井網、五點井網和反九點井網蒸汽驅的最終采收率分別為45.10%、41.90%和38.30%；排狀井網、五點井網和反九點井網最大累積油汽比分別為0.69、0.63和0.53，綜合對比排狀井網效果最優。蒸汽驅過程的主要作用機理和現象包括：高溫降黏作用、高溫體積膨脹、高溫蒸汽蒸餾和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆。研究結果可以有效支撐春風油田排601塊水平井蒸汽驅設計。

稠油；蒸汽驅；水平井井網；物理模擬；溫度場；采收率；驅替機理

春風油田排601塊位于準格爾盆地西部，油藏埋藏淺（大部分小于600 m），儲層厚度小于10 m，原油黏度大（28℃時為30～90 Pa·s）。現場已經開展了幾個輪次的蒸汽吞吐，目前存在地層能量下降快、水平生產井間熱干擾頻繁、蒸汽吞吐采收率低等問題，需要新的能量補充和提高采收率方法［1］。

普遍認為，蒸汽驅是蒸汽吞吐開發稠油油藏的有效接替方式［2］。國外許多薄層稠油油藏已經采用蒸汽驅開發，比如美國的Kern River油田［3］和印度尼西亞的Duri油田［4］。國內許多油田也已經開展了薄層稠油油藏蒸汽驅實驗，比如中石油新疆油田的紅淺區塊、克淺區塊和風城區塊等［5］，同時針對深層稠油油藏也開展了大量研究，比如中石油遼河油田［6］、勝利油田［7］等。齊40區塊的蒸汽驅開發已經取得了較好的開發效果［8］。

蒸汽驅開發設計過程中，合理的井網設計是蒸汽驅有效開發的關鍵，井網類型優化普遍采用數值模擬方法，但是數值模擬方法所依據的參數調整必須以室內物理模擬實驗結果為依據。同時不同目標研究區塊的油藏條件不盡相同，所以不同區塊的物理模擬實驗結果不能通用，需要針對特定目標區塊條件開展相應的物理模擬實驗研究［9］。對于春風油田排601塊淺薄層稠油油藏，整體水平井開發可以最大程度地控制地質儲量，提高區塊的整體開發效果。但是目前，缺乏合適的不同水平井井網條件下的蒸汽驅物理模擬研究結果。

井網類型優化物理模擬實驗需要借助高溫高壓比例物理模型，通過在模型內部布置不同類型井網，開展物理模擬實驗，進而優化井網類型。此類實驗的關鍵是高溫高壓比例物理模型的制作與內部井網的設計。許多學者成功設計了高溫高壓比例物理模型，并且開展了目標區塊稠油蒸汽驅物理模擬實驗，對比了不同井網條件下的開發效果。劉其成［10］等建立了高溫高壓比例物理模擬系統，并利用其開展了遼河油田洼38塊組合式蒸汽吞吐及吞吐后轉換開發方式物理模擬研究。馬德勝［11］等建立了高溫高壓注蒸汽比例物理模型，研究了3種不同井網的蒸汽吞吐后注蒸汽采油接替開發方式，3種井網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］等建立了高溫高壓三維比例物理模擬實驗裝置，利用該裝置開展了特稠油水平井與直井組合熱采及超稠油雙水平井SAGD（蒸汽輔助重力泄油）三維比例物理模擬實驗研究。趙慶輝［13］等在多功能高溫高壓三維比例物理模擬系統和二維可視化比例模型上，開展了直井與水平井組合SAGD方式模擬實驗。劉寶良［14］依據相似原理設計并建立了比例物理模型，開展了SAGD比例物理模擬實驗。楊立強［15］等應用高溫高壓比例物理模擬方法，研究了水平井布于直井斜下方時SAGD蒸汽腔的形成和擴展過程。目前未見采用高溫高壓比例物理模型開展不同水平井井網條件下蒸汽驅過程的研究。

筆者以春風油田排601塊淺薄層稠油油藏作為原型，利用高溫高壓比例物理模擬手段開展不同水平井井網條件下蒸汽驅實驗，評價了排狀井網、五點井網和反九點井網蒸汽驅開發效果，得到了春風油田排601塊最優化水平井網類型。

1 物理模型建立

Establishment of physical model

高溫高壓比例物理模擬實驗是一種研究蒸汽驅過程規律的有效方法［16-17］。物理模擬實驗的核心是二維物理模型的設計與制作，利用Pujol L，Boberg T C［18］提出的相似準則對實驗參數進行設計。

實驗采用排601塊真實脫水脫氣原油，50℃原油黏度18 600 mPa·s。模型采用壓縮系數、導熱系數等物性參數與儲層巖石相近的石英砂進行裝填，石英砂經過人工篩選，按照不同目數同滲透率的關系進行配比。

原型和模型主要參數如表1所示。原型與模型幾何相似比例尺（R）為625∶1，模型尺寸400 mm×400 mm×40 mm，內部布置4口水平井，通過接口與外部管線連接，水平井距離模型底部20 mm；平面上設置有168個溫度傳感器檢測溫度場變化，溫度傳感器頂端距離模型底部20 mm；在入口、出口、油藏中部分別布置5個壓力傳感器。模型內部采用保溫材料保溫，外部采用加熱套模擬油藏溫度。實驗設計開展3種水平井井網蒸汽驅實驗，分別為排狀井網、五點井網、反九點井網，不同水平井井網物理模型設計如圖1所示。

表1 實驗模型與原型油藏地質流體參數Table 1 Parameters of geologic fluids in oil reservoir in experimental model and prototype

圖1 不同水平井井網物理模型設計Fig.1 Physical model design for different horizontal well patterns

2 實驗方法

Experimental method

（1）模型填砂。為了避免流體在模型表面發生竄流，將模型內表面進行了粗糙化處理。按照物理模型設計，將4口水平井裝入模型內部，水平井井筒采用不銹鋼管模擬，井筒外部包裹200目的不銹鋼篩網，以防止模型內部油砂運移進入水平井井筒發生堵塞。采用逐漸加砂、逐層壓實的步驟，將石英砂裝填進入模型內，石英砂目數為40～60目，孔隙度為40%。

（2）原油飽和。常壓下模型飽和地層水，模型和原油容器升溫到80℃，然后以恒定速度將原油注入到模型中。注入的原油驅替模型中的地層水，分別從不同的井產出，以保證整個模型都能被原油飽和，直到所有井產出液完全為原油。升高整個系統壓力至油藏壓力，保持油藏壓力降低溫度至油藏溫度。

（3）測試步驟。3種水平井井網蒸汽驅步驟均為從注入井以設定速度注入蒸汽，生產井定4 MPa回壓生產，當含水率達到99%時實驗結束。

3 實驗結果及分析

Experimental result and analysis

3.1 不同水平井井網條件下溫度場變化特征

Change characteristics of temperature field in different horizontal well patterns

3.1.1 排狀井網 排狀井網實驗過程溫度場變化如圖2所示。可以看出：隨著蒸汽注入時間的延長，蒸汽驅溫度場從蒸汽注入井向生產井逐漸發育，整個實驗模型溫度逐漸升高，直至實驗結束。從蒸汽驅溫度場變化特征可以獲得以下規律：（1）即使在相對均質的模型中，蒸汽腔發育并不均勻，從2口蒸汽注入井到2口生產井依然呈現出了明顯的蒸汽竄流現象，從圖中可以明顯地觀察到蒸汽沿著2條相對高滲條帶突進；（2）實驗過程中，即使生產井已經發生了蒸汽突破的現象，依然可以采出大量的原油，這個現象從圖中不同生產時間階段溫度場的變化特征可以觀察到；（3）蒸汽驅實驗結束時，在模型左側蒸汽沒有波及的位置依然存在大量的剩余油。

圖2 排狀井網溫度場變化特征Fig.2 Change characteristics of temperature field in row well pattern

3.1.2 五點井網 五點井網溫度場的變化特征如圖3所示。可以看出：隨著蒸汽注入時間的延長，蒸汽驅溫度場從注入井向生產井逐漸發育，整個實驗模型溫度逐漸升高，直至實驗結束。從蒸汽驅溫度場變化特征可以獲得以下規律：（1）蒸汽腔首先向鄰近的生產井發育，這主要是因為注入井與鄰近的生產井壓差小；（2）由于2口蒸汽注入井位于模型的2個對角，所以模型的中間部分是2個蒸汽腔距離最近的地方，溫度較高，流動阻力較小，蒸汽腔主要沿著該方向進行發育；（3）實驗過程中，即使是生產井發生了蒸汽突破的現象，依然可以采出大量的原油；（4）實驗結束時，在模型的上方和下方蒸汽沒有波及的位置依然存在大量的剩余油。

3.1.3 反九點井網 反九點井網溫度場的變化特征如圖4所示。可以看出：隨著蒸汽注入時間的延長，蒸汽腔從注入井向生產井逐漸發育，整個實驗模型溫度逐漸升高，直至實驗結束。從蒸汽驅溫度場變化特征可以獲得以下規律：（1）由于注入井與鄰近的生產井壓差小，因此蒸汽腔首先向鄰近的生產井發育；（2）隨著蒸汽的注入，蒸汽會沿著高滲條帶向平行的生產井發育，但是蒸汽腔的發育規模和速度要遠遠小于鄰近的生產井；（3）實驗過程中，即使是生產井發生了蒸汽突破的現象，依然可以采出大量的原油；（4）實驗過程中，蒸汽沒有波及到注入井對角線位置的生產井，該處依然存在大量的剩余油，造成這種現象的原因是該井距離注入井最遠，其生產壓差最大，而且蒸汽注入過程始終沿著阻力最小通道流動，注入的蒸汽基本上全部流向鄰近的2口生產井。

圖3 五點井網溫度場變化特征Fig.3 Change characteristics of temperature field in five-spot well pattern

圖4 反九點井網溫度場變化特征Fig.4 Change characteristics of temperature field in inverted nine-spot well pattern

3.2 不同水平井井網條件下生產指標對比

Production indicator comparison between different horizontal well patterns

不同水平井井網條件下，蒸汽驅過程生產指標變化如圖5、6所示。實驗結果表明：隨著蒸汽注入時間的增加，不同井網條件下采出程度均呈現初始階段緩慢增加，中間階段快速增加，最后階段緩慢增加達到穩定值的趨勢；不同井網條件下含水率均逐漸增加，最后達到穩定值；不同井網條件下累積油汽比經歷了先緩慢增加，后快速增加達到最大值，最終快速下降等階段；不同井網條件下壓差呈現逐漸下降的趨勢，造成這種現象的原因是蒸汽注入后油藏溫度逐漸升高，原油黏度下降，流動性改善［19］，隨著蒸汽的注入，油藏中的原油被逐漸采出，蒸汽在流動過程中的阻力逐漸占主導，其流動阻力遠遠小于原油。

圖5 蒸汽驅過程中采收率和含水率隨時間變化Fig.5 Relationship of recovery factor and water cut vs.time in the process of steam flooding

圖6 蒸汽驅過程中累積油汽比和壓差變化Fig.6 Change of cumulative oil/steam ratio and pressure difference in the process of steam flooding

圖7中蒸汽驅過程中含水率和采收率關系曲線呈凸形，主要儲量在中、高含水期被采出，表明蒸汽驅油過程呈現非活塞驅替特征；3種水平井井網的驅替特征基本一致，表明水平井井網類型對整個驅替特征影響不大。

通過溫度場、采收率、壓差和油汽比的變化規律可以將整個蒸汽驅過程分為3個階段。第1階段：蒸汽注入，油層加熱階段（蒸汽注入量0～0.5 PV），其特征為采出程度緩慢增加，油汽比緩慢增加，驅替壓差快速下降；第2階段：穩產、高產階段（蒸汽注入量0.5～2 PV），其特征為采出程度快速增加，油汽比快速增加達到最大值后出現明顯的下降，驅替壓差快速下降，并且在該階段蒸汽已經突進到生產井；第3階段：蒸汽驅結束階段（蒸汽注入量2～3 PV），其特征為采出程度緩慢增加，達到最終采收率值，油汽比快速下降，驅替壓差下降趨勢趨于平緩。

圖7 蒸汽驅過程中含水率和采收率關系Fig.7 Relationship of water cut vs.recovery factor in the process of steam flooding

在排601塊油藏條件下，排狀井網、五點井網和反九點井網蒸汽驅的最終采收率分別為45.10%、41.90%和38.30%，最大累積油汽比分別為0.69、0.63和0.53。綜合對比可得：排狀井網為排601塊最優化水平井網。

3.3 蒸汽驅現象及機理討論

Discussion on phenomenon and mechanism of steam flooding

蒸汽驅過程中，原油的黏度、密度和化學組成等物性會發生變化。目前，蒸汽驅溫度（250℃）條件下原油物性變化是難點，本文利用實驗測試的方法分析了蒸汽驅條件下原油物性的變化規律，進而對蒸汽驅的機理進行系統的討論。

（1）高溫降黏作用。采用流變儀對實驗原油進行黏溫關系測試（圖8）。隨著溫度的升高，油樣黏度減小。當溫度從30℃增加到75℃時，油樣黏度從42 686 mPa·s下降到3 610 mPa·s；當溫度從75℃增加到250℃時，油樣黏度從3 610 mPa·s下降到5.1 mPa·s。實驗結果表明：原油黏溫性強，在注入蒸汽的過程中，隨著油藏溫度的升高，原油黏度下降，流動性改善。

（2）高溫體積膨脹作用。采用高溫密度計對實驗原油進行了密度-溫度關系測試（圖8）。隨著溫度的升高，油樣密度減小，體積膨脹，并且油樣密度與溫度的變化呈現線性變化關系。溫度為20℃時，油樣密度為0.981 2 g/cm3；當溫度增加到250℃時，油樣密度減小為0.870 4 g/cm3，減小幅度為11.30%。

圖8 油樣黏度和密度隨溫度變化曲線Fig.8 Relationship of oil sample viscosity and density vs.temperature

（3）高溫條件下蒸汽蒸餾和原油裂解作用。對實驗前后的油樣開展了四組分分析，原始油樣膠質和瀝青質的含量達到了18.17%，飽和分含量為31.84%，屬于重質原油。經過蒸汽驅實驗后，原油在高溫下發生了物理化學變化，蒸汽驅后的原油膠質和瀝青質含量變為15.49%，飽和分含量為37.07%。結果表明，原油在蒸汽驅過程中，由于高溫作用部分膠質和瀝青質發生了裂解，變為了飽和分，改善了原油的流動性［20］。實驗結束后產出的油水樣品也可以證明這點。

（4）高波及效率。不同水平井井網條件下蒸汽驅的波及效率可以通過圖2c、圖3c和圖4c按照下式計算。

式中，為波及效率，%；S1為溫度場中高于200℃區域的面積，m2；S為溫度場的總面積，m2。

蒸汽驅結束時，排狀井網、五點井網和反九點井網的平面波及效率分別為83.97%，69.36%和64.38%。

（5）蒸汽超覆現象。蒸汽驅實驗過程中，蒸汽的密度小于原油的密度，由于重力分異作用，蒸汽會逐漸向油藏的上部流動，驅出油藏上部的原油，而密度大的原油會流向油層的下部［21］，從蒸汽驅后的模型照片（圖9）可以發現：實驗過程中油藏上部的油砂局部出現白色的油砂，即油砂含油飽和度很低，而油藏下部的油砂為高含油飽和度的黑色油砂。

4 結論

Conclusions

（1）通過相似準則將油田原型參數轉化為實驗室模型參數，建立了能夠模擬不同水平井井網蒸汽驅的物理模型及物理模擬方法。開展了3種水平井井網蒸汽驅物理模擬實驗，分別為排狀井網、五點井網和反九點井網。該方法能夠實現水平井蒸汽驅過程溫度場發育規律的表征，同時確定不同井網類型條件下采收率、含水率、油汽比等參數。

圖9 模型的蒸汽超覆現象Fig.9 Picture of steam overlapping phenomenon

（2）井網類型對蒸汽驅開發效果有較大影響。蒸汽驅過程中溫度場的發育主要受驅替壓差的控制，注入蒸汽主要流向流動阻力小的區域（臨近井、高滲條帶、高溫低黏油帶）；蒸汽突破初期，依然有大量的原油從模型產出；實驗結束后，蒸汽未波及區域殘余大量的原油。通過對比來看，排狀井網平面上驅替更均勻，最終采收率和最大累積油汽比更高。蒸汽驅油過程呈現非活塞驅替特征，主要儲量在中、高含水期被采出；水平井井網類型對整個驅替特征影響不大。綜合對比可得，排狀井網為排601塊最優化水平井網。

（3）水平井蒸汽驅過程主要作用機理及現象包括：高溫降黏作用、高溫體積膨脹、高溫蒸汽蒸餾和原油裂解作用、高波及效率和蒸汽超覆現象。

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（修改稿收到日期 2017-02-15）

〔編輯 朱 偉〕

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

王海濤，倫增珉，呂成遠，趙清民，何應付，駱銘.春風油田排601塊水平井蒸汽驅井網水平井蒸汽驅井網類型優化物理模擬實驗［J］.石油鉆采工藝，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.

國家自然科學基金“核磁共振技術研究裂縫性致密油藏注二氧化碳提高采收率機理”（編號：51504283）；中國石油化工股份有限公司科技開發部項目“水平井蒸汽驅物理模擬與數值模擬研究”（編號：P12108），“熱化學復合體系開發超稠油機理研究”（編號；P08071）。

王海濤（1982-），2008年畢業于中國石油大學（北京），現從事提高采收率方面的研究工作。通訊地址：（100083）北京海淀學院路31號。電話：010-82311615。E-mail：wanght.syky@sinopec.com