王立智，王云龍

(大慶油田有限責任公司第十采油廠，黑龍江大慶 166405)

1 蒸汽采油提高采收率機理

試驗區(qū)塊作為典型的特低滲透油田，其各項油層標準都不符合一般意義上的蒸汽驅篩選標準[1](見表1)。目前的研究認為，對于注蒸汽熱采開發(fā)稀油的機理與開發(fā)稠油略有不同[2]，主要是降粘作用的減弱，蒸餾作用的增強。熱采開發(fā)低滲透油藏與熱采開發(fā)中高滲透油藏的機理有顯著的不同，由于注入壓力較高，注入井井底流壓在21～23 MPa，蒸汽是在一種亞臨界或超臨界狀態(tài)下，以特殊的汽水混合物的形態(tài)進入油藏，從機理上說已經是一種特殊的蒸汽驅了。

表1 蒸汽驅油藏篩選標準Table 1 Standard steam-flooding reservoir screening criteria

1.1 改善注入能力，能更有效地建立驅替體系

低滲透油藏的滲流不符合達西定律，存在著啟動壓力梯度，低滲透油藏非達西滲流方程可以寫為

式(1)中， Q為油井產液量，m3/d;h為有效厚度，m;μ為原油粘度，mPa·s;PH、Pf為驅動壓力、流動壓力，MPa;λ為啟動壓力梯度，MPa/m;r為驅動半徑，m;rw為井筒半徑，m;c為單位換算系數(shù);k為滲透率，μm2。

從式(1)看出，有效驅動體系的建立，受到驅動壓差、滲透率、原油粘度、啟動壓力梯度等多種因素的控制。與常規(guī)水驅相比，注蒸汽可以降低流體的粘度和改變介質相態(tài)，提高相對滲透率，降低啟動壓差，因此可以有助于驅替體系的建立。

1.1.1 注入高溫流體有助于降低原油粘度、提高注入流體流動能力

試驗區(qū)塊油田原油粘度對溫度比較敏感，當溫度由地層溫度上升到200℃時，原油粘度由45 mPa·s下降到1.5 mPa·s，下降了30倍，原油流動能力大幅度提高。在高溫條件下注入介質的粘度也有大幅度的下降，注入滲流阻力減小，有助于提高注入量。

隨著注水溫度的上升，水的粘度下降，200℃水的粘度僅為40℃水的粘度的1/4.69，350℃水的粘度僅為40℃水的粘度的1/8.45，350℃蒸汽的粘度為40℃水的粘度的1/26.07。因此通過提高注入水的溫度或者注入蒸汽的干度，有效降低了注入介質的粘度，增大了注入介質的流動能力，注入滲流阻力減小，因此注入能力顯著提高。

在滲透率為5×10－3μm2、相同的其他油藏物性和注入壓力條件下，利用數(shù)值模擬對比了注入不同溫度水的平均注入能力。模擬結果表明，當提高注入水溫度時，注入能力明顯提高，當溫度從油藏溫度提高到100℃時，注入能力提高了一倍左右，因此提高注入流體的溫度，可以明顯提高注入能力，注入蒸汽干度提高時，注入能力也明顯提高。因此，蒸汽驅能夠改善特低滲透油藏的注入能力，擴大壓力和注入水的波及范圍，能更有效地建立驅替體系，提高開發(fā)效果。

1.1.2 注入高溫流體縮短注采井間的響應時間，建立壓力驅替體系

利用一維30 m長的單管模擬一注一采模型，模擬了不同溫度流體的注入的啟動壓力梯度和生產井相應動態(tài)。

模擬結果表明，隨著注水溫度提高，油井響應時間明顯縮短，注入水50℃條件下油井響應時間為145 d，350℃條件下為96 d，響應時間縮短了近1/3，因此注入溫度的提高大大縮短了油井見效時間，提高了采油速度。

從注入的啟動壓力梯度來看，隨著注水溫度提高，啟動壓力梯度明顯減小。當注入水溫度低于150℃時，油藏啟動壓力梯度下降幅度較小，平均在0.125 MPa/m左右，當注入水溫度高于150℃以后，啟動壓力梯度下降幅度明顯增大。因此可見，提高注水溫度，可以降低啟動壓力梯度，減少憋壓現(xiàn)象，加快壓力傳遞。

同樣，室內實驗結果也表明，隨著溫度升高，巖心的注入能力得到大幅度提高，在相同的注入壓差條件下，120℃時的注入速度為25℃時的4.5倍左右。在相同的注入量均為0.5 cm3/min的條件下，25℃注入水的注水壓力在26 MPa，而當注入水溫度升高到120℃以后，注水壓力下降到了6 MPa左右。因此升高注入水的溫度，可以明顯降低注入壓力。

針對實際井網井距條件下，注水溫度對注采井間壓力分布的影響研究表明，當注水壓力為25 MPa，常溫注水時，近井地帶50 m范圍內壓力降到10 MPa左右，壓力損失了3/5，隨著注水溫度的上升，注入能力增強，當注水溫度升高到350℃時，在近井地帶50 m范圍內壓力降落到15 MPa左右，壓力損失了2/5，相比常溫注水而言，壓力損失減少了1/5，相同壓力對比結果表明，常溫注水的壓力所傳遞的范圍比350℃注水所傳遞的范圍小了30 m左右，因此，在同樣時間內，通過提高注入水的溫度，可以明顯地加快壓力的傳遞，更容易建立驅替體系。

1.2 高溫流體的注入，有利于提高驅油效率

高溫降粘及蒸餾作用是蒸汽驅提高驅油效率的兩種最重要的機理。高溫降粘作用，提高了原油的流動能力，改善了油水流度比。蒸汽高溫改變了巖石的潤濕程度，使巖石向水濕轉變。降粘和蒸餾的共同作用使油水相滲曲線的共滲點向右移動，提高了驅替的驅油效率。實驗室進行了55℃水驅～270℃蒸汽驅的4組驅替試驗，注入10 PV體積數(shù)時，殘余油飽和度由55℃水驅的37%降到了270℃蒸汽驅的7%，驅油效率提高了30%左右。

1.3 高溫蒸汽有助于提高波及系數(shù)

注入油層中的蒸汽與水在油層中的滲流機理不同。注入水在重力下優(yōu)先進入下部的儲層和儲層的下部，而蒸汽在重力分異的作用下，優(yōu)先進入上部的儲層或者儲層的上部。針對水驅后的油藏進行蒸汽驅開發(fā)物理模擬實驗說明:蒸汽驅之初，蒸汽主要進入水驅底部已形成的高滲通道中。隨著累積注汽量增加，蒸汽向注入井徑向推進的同時，熱前緣在縱向上也在向油層中部和上部拓展，并隨著蒸汽超覆的加劇最終實現(xiàn)油層上部得到充分的動用。

2 室內實驗研究

2.1 巖石熱物性參數(shù)測定

在注蒸汽采油工程中，需要計算油層熱損失、溫度場分布、加熱帶的擴展及加熱效率等，需要知道油層中巖石及頂?shù)讓拥膶崧?、熱容量、熱擴散系數(shù)、比熱等熱參數(shù)。巖石熱物性參數(shù)包括:巖石導熱系數(shù)、比熱、密度、熱擴散系數(shù)和熱容等參數(shù)。對試驗區(qū)塊巖心進行了熱物性參數(shù)測試(見表2)。

表2 試驗區(qū)塊巖石熱物性參數(shù)Table 2 Rock thermophysical paramters of test block

2.2 原油粘溫關系

原油的粘度在某一溫度區(qū)內，隨著溫度的升高而急劇地下降，這是高粘度原油及稠油重要的熱物理特性，也是熱力采油的基本依據(jù)。針對試驗區(qū)塊的油樣，使用瑞典StessTech旋轉粘度計測定了原油粘度。測定方法參照SY/T6136—1997“稠油油藏流體物性分析方法—原油粘度測定”標準中所規(guī)定的方法進行。

2.3 原油蒸餾率測定

原油蒸汽蒸餾率與Vw/Voi的關系曲線可以用于估算蒸汽驅過程中地下產生溶劑帶的大小。通過室內蒸汽蒸餾實驗和數(shù)值模擬計算可以估計蒸汽驅過程中油藏中可用于蒸餾的原油量(Voi)和所需要的蒸汽量(Vw(CWE))。當計算出這些數(shù)據(jù)后，蒸汽驅過程中溶劑帶的大小將很容易確定，以輔助蒸汽驅的設計及操作。

首先測定了試驗區(qū)塊熱采試驗區(qū)的原油在蒸汽條件下的初餾點及在初餾點下的蒸汽蒸餾率;然后，測定200℃、250℃和270℃條件下的蒸汽蒸餾率(見表3)。

表3 不同溫度下原油蒸餾率測定結果Table 3 Measurement results ofoil distillation rate

根據(jù)原油蒸餾率的測定結果可以看出:a.朝陽溝低滲透油藏原油的初餾點較低，在120℃時，就有輕組分餾出;b.該區(qū)的原油蒸餾率較高，在250℃、270℃時分別是43.4%和49.5%。

2.4 驅油效率和相對滲透率

驅油效率和高溫相對滲透率測定應用高溫高壓巖心驅替裝置，其巖心夾持器為橡膠筒外壓密封的三維加壓模型。全部實驗是在恒溫條件下，用恒速驅替法進行，壓力由壓力調節(jié)器保持一定。

首先針對朝陽溝低滲透油田的真實巖心和實際原油，測定了不同溫度下水驅油的驅油效率和不同溫度下蒸汽驅油的驅油效率;然后，測定不同溫度油水相對滲透率和油汽相對滲透率。

2.4.1 驅油效率

原油驅油效率測定結果見表4。

表4 試驗區(qū)塊原油驅油效率實驗結果Table 4 Measurement results of oildisplacement efficiency

1)隨著溫度的升高，用水驅油的驅油效率得到一定程度的改善，但提高的幅度并不大，從55℃提高至270℃其驅油效率僅提高14.0%，這主要是因為冷水驅和熱水驅的機理基本一致，所不同的是由于溫度升高，使巖心的潤濕性發(fā)生改變。

2)在相同的溫度(200℃、270℃)下，蒸汽驅的驅油效率比熱水驅有較大幅度的提高，驅油效率分別提高了18%和17.5%;這主要是因為蒸汽驅除了有和熱水驅相同的機理外，還有蒸汽蒸餾等重要機理。另外，采油速度也有大幅度提高。

2.4.2 高溫相對滲透率

從表5可以看出:a.隨著溫度的升高，巖心的束縛水飽和度增大，巖心向水濕轉變;b.溫度升高，水驅巖心的殘余油飽和度降低;c.溫度升高，在同一含水飽和度下，油相相對滲透率增大，而水相相對滲透率變化不大。

表5 試驗區(qū)塊巖心相對滲透率實驗結果Table 5 Measurement results ofcore relative permeability

2.5 注入能力實驗

低滲透油田的注入能力是阻礙其實現(xiàn)有效開發(fā)的主要問題之一。由于低滲透油藏滲透率低，導致注水能力差，注水壓力高，注采井間壓力傳播慢等問題是制約低滲透油藏有效注水開發(fā)的主要矛盾。

對于注蒸汽開發(fā)，由于向地層注入熱流體，引發(fā)了儲層內固、液、汽三相物質間強烈的物理化學作用和地球化學作用，其中尤其是水－巖作用，將會引起儲層巖石的潤濕性、孔隙結構、導油孔道等發(fā)生明顯改變，使孔隙結構遭受破壞、孔隙中填充物膨脹等。

針對試驗區(qū)塊的實際巖心進行了注冷水和熱水的注入能力實驗。實驗結果表明:溫度的升高，巖心的注入能力得到大幅度提高，在相同的注入壓差條件下，120℃和270℃時的注入速度分別為25℃時的4.5倍和7.7倍左右。

2.6 高溫潤濕性測定實驗

利用試驗區(qū)塊扶余油層的巖心、原油及地層水，進行巖心潤濕程度的實驗。

潤濕指數(shù)的計算公式如式(2):

式(2)中，I為潤濕指數(shù);IW為水濕指數(shù);IO為油濕指數(shù)。

水濕指數(shù)IW的計算公式如式(3):

式(3)中，Vo1為在吸油儀中吸水排油，最終的排油體積;Vo2為在巖心夾持器中水驅油的體積。

油濕指數(shù)Io的計算公式如式(4):

式(4)中，Vw1為在吸油儀中吸油排水，最終的排水體積;Vw2為在巖心夾持器中油驅水的體積。

實驗結果見表6。在原始狀態(tài)下，實驗測得的潤濕指數(shù)是－0.02，巖石表現(xiàn)為中性，當溫度200℃時，潤濕指數(shù)0.210 5，巖石表現(xiàn)為弱親水性，溫度270℃時潤濕指數(shù)升高到0.381 6，巖石的潤濕性變?yōu)橛H水。從實驗中可以確定:高溫條件下巖石的潤濕程度向親水方向改變。高溫時油水相對滲透率表現(xiàn)為束縛水升高、殘余油下降，同飽和度條件下油相滲透率上升。油水相滲曲線的共滲點向右移動。

表6 朝A井巖石潤濕性測定結果Table 6 Measurement results of rock wettability of Well Chao－A

3 現(xiàn)場試驗形成的配套技術

3.1 地層預處理防止粘土膨脹技術研究

試驗區(qū)塊扶余油層為一套不等?；祀s碎屑硬砂質長石砂巖，空氣滲透率低，朝B井區(qū)扶余油層粘土礦物組成為蒙脫石－綠泥石混合層占73.0%，伊利石占17.7%，高嶺石為5.0%。蒙脫石含量較高，遇高溫、低礦化度注入蒸汽后，很容易出現(xiàn)粘土膨脹，對油層產生傷害。為了保護油層，提高蒸汽吞吐效果，進行了粘土防膨劑配方的優(yōu)選。

從試驗井組注汽情況來看，從各油層吸氣狀況來看，各層吸氣能力較強，且較為均勻。由此可見，地層預處理適合試驗區(qū)塊(見表7)。

表7 巖心實驗結果表Table 7 Measurement results of rock

3.2 套管環(huán)空注氮氣隔熱技術及高溫真空隔熱油管技術研究

蒸汽驅油主要是將高溫高干度蒸汽通過管柱注入井底，把熱量帶入地層，降低原油粘度，提高原油流動能力。因此，應盡量減少井筒中的熱量損失，保證井底注汽干度，提高蒸汽驅油效果。試驗區(qū)塊油層埋藏深，滲透率很低，采油井為常規(guī)完井，這些不利因素都對蒸汽驅油帶來很大的難度，需要解決的主要工藝問題是如何減少井筒熱損失，提高注入蒸汽的熱利用率，提高注入蒸汽的質量，以及如何保護套管，保證注蒸汽后采油井的正常生產。為此，筆者利用井筒溫度模擬軟件(wellbore temperature simulation packet，WTSP)，對深度1 300 m 的油層，使用封隔器條件下，模擬計算了光油管注蒸汽與使用隔熱油管注蒸汽、注氮氣隔熱與不注氮氣條件下的井底注入參數(shù)，優(yōu)化了注蒸汽過程中的隔熱配套技術——采用隔熱管柱和環(huán)空注氮隔熱技術。

3.2.1 隔熱管柱和普通油管注蒸汽效果模擬研究

通過對普通管柱與隔熱管柱注蒸汽效果研究對比(見表8)，在注蒸汽速度120 t/d條件下，蒸汽干度由0%提高到42.7%，熱損失由30.5%降低到14.3%，普通管柱比隔熱管柱熱損失大1倍多，即隔熱管柱提高了井底干度，減少了熱損失。因此，在蒸汽吞吐注氣時，為減少井筒熱損失，采用高效隔熱管柱。此外，使用隔熱管柱，還能使套管保持較低溫度，減少套管和水泥護層上的熱應力，預防由熱應力造成的套管斷裂。

表8 普通油管與隔熱管柱注蒸汽效果對比表Table 8 Compare of general oil pipe andinsulation pipe steam-flooding effect

3.2.2 環(huán)空隔熱介質研究

在采用了高效隔熱注蒸汽管柱、防熱變伸縮管的基礎上，為了降低熱蒸汽對原井套管管柱的熱影響，減少熱損失，提高井底干度，對環(huán)空隔熱介質和方式進行了研究。在相同注蒸汽條件下，分別計算環(huán)空介質為水、甲烷、空氣、氮氣4種情況下的注蒸汽效果，結果表明(見圖1)，環(huán)空介質為氮氣或空氣時的套管溫度沿程相差不大，環(huán)空介質為水時，套管溫度最高。同時，應用數(shù)值模擬技術對比環(huán)空介質分別為氮氣和空氣時，井下干度變化和熱損失情況。可以看出，環(huán)空注氮后井筒熱損失、井底干度、井底溫度以及套管溫度等指標都比不注氮好，環(huán)空介質為氮氣時的井筒熱損失較小，干度較高。因此，采用“環(huán)空注氮氣隔熱”可以減少熱損失，有利于提高井底干度，保護油井套管。

圖1 不同介質套管溫度變化圖Fig.1 Temperature of different casing medium

4 蒸汽采油試驗效果

4.1 蒸汽吞吐試驗效果

在室內可行性研究與注氣配套技術研究基礎上，2002—2004年共對2口井實施了兩個周期蒸汽吞吐采油試驗，取得了較好效果(見表9)。2口井兩個周期累積注蒸汽量6 768 t，累積增油量為2 405.0 t，增產油汽比為0.36。第一周期，累積產油2 028.6 t，累積產水 821.7 m3，累積增油量為1 127.2 t，平均有效期230天，油汽比0.67，增產油汽比0.38;第二周期，平均有效期377天，累積產油2 849.4 t，累 積 產 水 1 079.7 m3，累 積 增 油1 277.8 t，比第一周期多增產原油150.6 t。油汽比0.75，增產油汽比0.34。特別是朝B井在經過4次壓裂增產措施之后，蒸汽吞吐的增產效果較明顯。

表9 二類區(qū)塊蒸汽吞吐試驗井效果表Table 9 Steam－flooding effect of two type blocks

4.2 蒸汽驅油試驗效果

2005年5月到2009年1月試驗區(qū)塊開展了蒸汽驅油現(xiàn)場試驗，注蒸汽井3口，累積注蒸汽9.6×104t。

井區(qū)共連通14口油井，注蒸汽3個月見到明顯注蒸汽效果。日產液由2007年2月的32.7 t上升到受效高峰56.2 t，2009年1月46.9 t，日產油由29.6 t上升到48.5 t，2009年1月42.1 t。為了驗證效果對井區(qū)汽驅前產量按照雙曲遞減對井區(qū)產量進行預測水驅效果，試驗累積增油1.81×104t，增產油氣比為0.27。

5 低滲高粘稀油油藏蒸汽采油的油藏界限研究

5.1 低滲高粘稀油油藏蒸汽驅油滲透率下限研究

研究了地層平均滲透分別為1 mD、2 mD、5 mD、8 mD、10 mD、15 mD、30 mD 7 種不同方案的蒸汽驅開發(fā)效果。并對比不同滲透率級別下常規(guī)水驅及連續(xù)注蒸汽驅油開發(fā)效果。確定低滲高粘稀油油藏蒸汽驅油滲透率下限為5 mD(見圖2)。

5.2 低滲高粘稀油油藏蒸汽驅油含油飽和度下限研究

分別研究了飽和度為 0.35、0.40、0.45、0.50、0.57情況下汽驅生產情況(見表10)。

從不同飽和度下的采收率變化來看，當含油飽和度從0.4升高到0.45時，蒸汽驅采收率大幅度提高。研究表明:含油飽和度界限為0.45(見表11)。

通過試驗區(qū)塊蒸汽驅油現(xiàn)場先導試驗，突破了國內外蒸汽采油技術的界限[1]。

圖2 不同滲透率條件下采出程度變化曲線Fig.2 The degree of exploitationin different penetration

表10 不同含油飽和度蒸汽驅指標對比表Table 10 Compare of stream－flooding factors for different oil saturation

表11 蒸汽驅油油藏條件下限對比表Table 11 Compare of lower limit for difference steam－flooding reservoir

6 結語

1)通過首次在特低滲透高粘稀油油藏開展了注蒸汽驅油現(xiàn)場試驗，打破了在高粘稠油油藏蒸汽采油技術的常規(guī)認識。

2)突破了國內蒸汽驅油的滲透率、孔隙度、凈總厚度比等技術界限。突破了滲透率下限，由大于200 ×10－3μm2下降到10 ×10－3μm2;突破了凈總厚度比下限，由大于0.5下降到0.2左右。

[1]張 銳.稠油熱采技術[M].北京:石油工業(yè)出版社，1999.

[2]李獻民，白增杰.單家寺熱采稠油油藏[M].北京:石油工業(yè)出版社，1997.