中国渤海油区稠油储量丰富，主要分布在旅大、南堡、绥中、埕北等油区，截至2010年底, 渤海稠油储量占渤海油区石油储量70%[1]。渤海NB35-2油藏具有原油黏度高(450~950 mPa·s)、高孔高渗和非均质性严重等特点。由于原油黏度高，常规注水开发效果差。近年来，渤海稠油油田开展了聚合物驱和聚合物凝胶调驱现场试验，取得了明显增油降水效果[2-5]。与此同时，热流体吞吐作为一项相对成熟且广泛应用的热采技术，也在海上稠油油藏开发中发挥了十分重要的作用[7-8]。但以往这两项技术通常单独使用，其协调效应未能发挥，增油效果受到制约。目前，有关调驱[9-10]或热力采油[11-12]方面的研究报道有许多，但关于“调驱+热采”联合作业相关研究的文献报道还没有。为探索“调驱+热采”联合作业提高采收率机理和优化联合作业施工参数，本实验以油藏工程、物理化学和热力学等理论为指导，以仪器分析、化学分析和物理模拟等为技术手段，以渤海NB35-2油藏储层地质和流体为实验平台，开展了调驱、热采和“调驱+热采”联合作业增油效果实验研究，为海上稠油油藏高效开发提供了理论和实验依据。
调驱、热采和“调驱+热采”联合作业过程中油藏原油黏度分布见图 1。
在热流体注入过程中，它与储层间热交换导致岩石及其孔隙中流体温度升高，进而导致稠油黏度降低。从与热源接触时间来分析[13-14]，离井壁距离越近，接触时间越长，吸收热量越多，温度升高幅度越大，原油黏度越低(见图 1)。但由于受到岩心几何尺寸限制，采用蒸汽发生器向岩心内注入高温高压蒸汽的实验方法难以真实模拟储层温度或原油黏度分布状况，给“调驱+热采”物理模拟研究带来极大困难。在本实验研究中，拟将岩心沿长度方向分为若干段，对各段岩心分别饱和不同黏度原油，以此模拟岩心中原油黏度分布。
聚合物为大庆炼化公司生产的部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量为1 900×104，固含量为90%(w)。交联剂为有机铬，Cr3+有效含量为2.89%(w)。
实验用油为模拟油，由渤海稠油与煤油混合而成。50 ℃条件下黏度分别为850 mPa·s、428 mPa·s、120 mPa·s、50 mPa·s、23 mPa·s和12 mPa·s。实验用水取自渤海NB35-2油田水源井水，矿化度为4 441.76 mg/L。
实验岩心为层内非均质岩心和仿真模型[15-16]，外观尺寸分别为：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm和4.5 cm×30 cm×30 cm。岩心由石英砂与环氧树脂胶结而成，包括高中低3个渗透层，各小层厚度为1.5 cm，渗透率Kg分别为3 200×10-3 μm2、1 600×10-3 μm2和800×10-3 μm2。
采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试驱油剂黏度，转速为6 r/min。
驱油效果实验装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其他部分置于温度为50 ℃的恒温箱内。
(1) 空白水驱实验。岩心饱和黏度850 mPa·s原油，水驱到含水98%，计算水驱采收率，作为后续实验采收率增幅对比基础。
(2) 聚合物浓度的影响。岩心饱和黏度850 mPa·s原油，水驱到含水40%，转注Cr3+聚合物凝胶0.05 PV(聚合物质量浓度分别为800 mg/L、1 200 mg/L、1 600 mg/L和2 000 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)，后续水驱到含水98%。
(3) 原油黏度的影响。采用4种黏度原油饱和岩心，原油黏度分别为850 mPa·s、120 mPa·s、50 mPa·s和12 mPa·s。
(1) 热流体作用范围的影响。当热流体作用范围确定后，受热流体影响区域内原油黏度为μ，其余部分原油黏度仍然等于原始黏度μo。
(2) 热流体加热强度(降黏效果)的影响。通过改变热流体作用区域内原油黏度来模拟热流体加热强度，在热流体作用区域内原油黏度为μi(i=1，2，3，……)，其余部分为原始黏度μo。
(3) 热流体作用范围内原油黏度梯度的影响。在热流体作用范围内，将其分为若干长度段，从注入端开始, 各段原油黏度逐渐增加，直至原始原油黏度μo。
在前期“热采”优化注入参数条件下，开展以下实验研究：
(1) 考察Cr3+聚合物凝胶段塞尺寸对“保压+热采”联合使用增油效果的影响，段塞尺寸分别为0.025 PV、0.05 PV、0.075 PV和0.10 PV。
(2) 考察Cr3+聚合物凝胶注入时机对“保压+热采”联合使用增油效果的影响，调驱剂注入时机含水率分别为0、40%、80%和98%。
(1) 水驱和调驱增油效果实验。在反九点仿真物理模型上，考察水驱和Cr3+聚合物凝胶调驱增油效果，具体方案为：
普通水驱：水驱到含水98%；
水驱+调驱：
1) 方案一：水驱到含水98%+0.03 PV Cr3+聚合物凝胶驱(CP为1 200 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)+后续水驱到98%；
2) 方案二：水驱到含水40%+0.03 PV Cr3+聚合物凝胶驱(CP为1 200 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)+后续水驱到98%；
(2) “水驱+热采”和“调驱+热采”增油效果实验。在反九点仿真物理模型上，采用优化热采注入工艺参数考察“水驱+热采”和“调驱+热采”增油效果，具体实验方案内容包括：
1) 方案三：水井水驱，油井热采，直到含水98%；
2) 方案四：水井水驱到含水40%+0.05 PV Cr3+聚合物凝胶驱(CP=1 200 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)，油井热采，直到含水98%。
考虑到Cr3+聚合物凝胶在配制和注入过程中受到的剪切作用，实验前对聚合物溶液进行剪切，使其黏度保留率为60%。
NB35-2油田脱水脱气原油黏度与温度的关系见表 1。
从表 1可看出，在温度从50 ℃增加到100 ℃时，原油黏度从3 225 mPa·s下降至120 mPa·s，下降了25倍。由此可见，该稠油黏度对温度极为敏感，有利于通过热力方式减小渗流阻力，提高原油采收率。
在驱油效果评价中，调驱、热采和“调驱+热采”采收率增幅以“方案1”(水驱)为对比基础。
(1) 聚合物浓度的影响。用黏度850 mPa·s的原油饱和岩心，水驱到含水40%，转注0.05 PV的Cr3+聚合物凝胶，后续水驱到含水98%。聚合物浓度对调驱增油效果影响见表 2。
从表 2可看出，在聚合物浓度相同条件下，与聚合物溶液相比较，Cr3+聚合物凝胶调驱效果较好，前者采收率增幅为3.6%，后者为13.8%。当聚合物浓度从800 mg/L增加到2 000 mg/L时，Cr3+聚合物凝胶调驱采收率增幅从8.1%提高到14.6%，各个方案间采收率增幅差值为3.5%、2.2%和0.8%。由此可见，随聚合物浓度增加，采收率增加，但增幅逐渐减小。CP最佳范围为1 200 mg/L~1 600 mg/L。
(2) 原油黏度的影响。用不同黏度原油饱和岩心，水驱到40%和98%含水率，转注Cr3+聚合物凝胶0.05 PV(CP为1 200 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)，后续水驱到含水98%。原油黏度和调驱时机对调驱增油效果影响见表 3。
从表 3可看出，随岩心中原油黏度降低，水驱开发效果增强。当调驱时机为岩心含水98%，原油黏度从850 mPa·s降低到12 mPa·s时，水驱采收率从10.2%增加到42.4%，调驱采收率增幅由8.5%增加到13.0%。类似地，当调驱时机为岩心含水率40%，原油黏度从850 mPa·s降低到12 mPa·s时，水驱采收率由3.2%增加到23.3%，调驱采收率增幅从11.6%增加到15.6%。由此可见，原油黏度降低即热流体加热强度增大时，水驱和调驱增油效果提高。
在以下物理模拟实验中，通过改变热流体作用区域内原油黏度来模拟热采效果。采用低黏度原油饱和“热流体作用区域”，再水驱到极限含水率，其水驱采收率与对比方案(方案1-0)的差值(即增幅)可用来评价热采效果。
(1) 热流体作用范围的影响。热流体作用范围(作用范围内原油黏度为120 mPa·s)对水驱增油效果影响实验结果见表 4，岩心中原油黏度分布见图 2，实验过程中动态特征见图 3。
从表 4可看出，随热流体作用范围增加(见图 2)，渗流阻力减小区域扩大，水驱注入压力减小，含水率上升幅度变缓，最终采收率增大(见表 4和图 3)。当热流体作用范围由1/10注采井距增加到5/10注采井距时，采收率增幅由1.2%增加到7.5%，相邻方案间采收率差值分别为1.2%、1.4%、1.5%、1.7%和1.7%。由此可见，当热流体作用范围超过3/10注采井距时，继续增加热流体作用范围对开发效果影响逐渐减小。
(2) 热流体加热强度。在热流体作用范围为“3/10注采井距”条件下，热流体作用范围内原油黏度变化对采收率影响实验结果见表 5。
从表 5可看出，当热流体作用范围内原油黏度分别为428 mPa·s、120 mPa·s、50 mPa·s、23 mPa·s和12 mPa·s时，“水驱+热采”采收率逐渐增加，各个方案间采收率差值分别为1.6%、2.5%、2.4%、1.8%和1.3%。因此，推荐热流体作用范围内原油黏度范围为50~120 mPa·s进行以下实验研究。
(3) 热流体作用范围内原油黏度梯度的影响。在热流体作用范围为“3/10注采井距”条件下，热流体作用范围内原油黏度分布对采收率影响的实验数据见表 6。
从表 6可看出，当热流体作用范围内原油黏度分布为1种组合、2种组合、3种组合和4种组合时，采收率增幅分别为4.1%、5.8%、6.3%和5.5%。由此可见，当原油黏度分布超过1种组合后，各方案间采收率差异不大，建议采用3种黏度组合为宜。
如上所述，优化热采参数为：热流体作用范围为“3/10注采井距”，热采范围内原油黏度分布为428 mPa·s、120 mPa·s和23 mPa·s，其余部分原始黏度850 mPa·s。采用该热采参数进行“调驱+热采”联合作业实验研究，进一步优化调驱注入工艺参数。
(1) Cr3+聚合物凝胶段塞尺寸的影响。Cr3+聚合物凝胶(CP为1 200 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)段塞尺寸对“调驱+热采”联合作业采收率影响实验结果见表 7。
从表 7可看出，当Cr3+聚合物凝胶段塞尺寸为0.025 PV、0.05 PV、0.075 PV和0.10 PV时，“调驱+热采”联合作业采收率增幅分别为14.0%、19.4%、23.3%和25.8%，相邻方案间采收率增幅差异为5.4%、3.9%和2.5%，呈现下降趋势。由此可见，合理的段塞尺寸范围为0.025 PV~0.075 PV。
(2) Cr3+聚合物凝胶注入时机的影响。在Cr3+聚合物凝胶(CP为1 200 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)段塞尺寸为0.05 PV条件下，注入时机对“调驱+热采”联合作业增油效果影响见表 8。
从表 8可看出，当Cr3+聚合物凝胶注入时机含水率为0、40%、80%和98%时，采收率增幅分别为17.4%、19.4%、18.1%和16.2%。由此可见，含水率40%是实施“调驱+热采”联合作业的最佳时机。
反九点仿真物理模型结构示意图见图 4。
在图 4“调驱+热采”物理模型中，热流体加热半径为3/10注采井距，作用范围内划分为428 mPa·s、120 mPa·s和23 mPa·s等3个黏度分布，其余部分仍保持原始原油黏度850 mPa·s。
在反九点法仿真模型上采用前期调驱和热采实验获取的优化参数，实施水驱、调驱、热采和“调驱+热采”联合作业实验，其采收率实验结果见表 9。
从表 9可看出，与水驱相比较，“水驱+热采”和调驱开发效果较好。其中，“水驱+热采”采收率增幅2.7%，调驱采收率增幅5.1%。在“水驱+热采”、调驱和“调驱+热采”3种开发方式中(水驱到含水98%)，“调驱+热采”采收率增幅为9.2%，调驱为5.1%，“水驱+热采”为2.7%。由此可见，“调驱+热采”增油效果远好于“水驱+热采”和调驱的增油效果。此外，调驱措施实施时机对采收率存在影响，与水驱含水98%相比较，含水40%时实施的增油效果较好。进一步分析发现，与单独热采(方案38)和调驱(方案40)相比较，“调驱+热采”联合作业增油效果较好，并且其采收率(9.2%)大于二者之和(7.8%)。由此可见，“调驱+热采”联合作业可以产生协同效应。
(1) 与采用蒸汽发生器向岩心内注入高温高压蒸汽的实验方法相比较，通过在岩心中不同区域饱和不同黏度原油来模拟热流体注入即热采过程，不仅能够更好地模拟热采过程中储层内原油黏度分布，而且技术操作性好。
(2) 与单独热采和调驱措施相比较，“调驱+热采”联合作业增油效果较好，采收率增幅大于二者之和，可以产生协同效应。
(3) “调驱+热采”联合作业优化工艺参数：Cr3+聚合物凝胶段塞尺寸范围为0.025 PV~0.075 PV，CP为1 200~1 600 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=(180:1)~(270:1)。热流体作用范围小于3/10注采井距，作用范围内原油黏度50~120 mPa·s。
2015, Vol. 44 Issue (6): 89-95
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