尹小梅

（中國石化股份有限公司勝利油田分公司，山東東營 257000）

蒸汽驅(qū)是稠油油藏大幅提高采收率最直接有效的手段之一，目前已經(jīng)被廣泛應用于礦場實 踐[1-5]。油汽比（油汽比＝產(chǎn)油量/注汽量）是反映蒸汽驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟效益最直接、最簡單的一個指標。油汽比越高（即用少的注汽量產(chǎn)出多的原油），說明蒸汽驅(qū)經(jīng)濟效益越好，反之亦然。在蒸汽驅(qū)開發(fā)中，應制定各種技術(shù)對策，確保蒸汽驅(qū)油汽比維持在一個較高水平，促進蒸汽驅(qū)經(jīng)濟有效開發(fā)。

勝利油田開展蒸汽驅(qū)單元（或井組）共18個，覆蓋地質(zhì)儲量2 131萬噸。其中10個單元因油價大幅下降及油汽比低的原因已停止蒸汽驅(qū)，目前仍有8個單元正采用蒸汽驅(qū)生產(chǎn)。但這8個單元目前平均油汽比僅為0.15，油汽比不高。本次通過礦場實踐、數(shù)值模擬研究及文獻調(diào)研等方式，對蒸汽驅(qū)開發(fā)階段進行了劃分[6-7]，針對每一個階段的矛盾提出提高蒸汽驅(qū)油汽比的技術(shù)措施，并對技術(shù)措施進行了機理分析。蒸汽驅(qū)礦場實踐表明，所提技術(shù)針對性強、開發(fā)效果提升明顯。

1 蒸汽驅(qū)階段劃分及各階段的特點

根據(jù)蒸汽驅(qū)驅(qū)油機理分析認為，一個完整的蒸汽驅(qū)基本上分為熱連通階段、蒸汽驅(qū)替階段、蒸汽突破3個階段。每個階段生產(chǎn)動態(tài)不一樣，面對的矛盾不一樣[8-11]。

1.1 熱連通階段

熱連通階段為蒸汽驅(qū)的初始階段，油藏注汽量不大，在熱連通還未完全建立前，注采井間未充分加熱或溫度上升不大，此時原油黏度仍較大，流動困難，井間冷油帶向生產(chǎn)井推進過程中，驅(qū)替阻力較大，油層中油水流動速度很慢，油井采液及采油指數(shù)小，注汽量高于生產(chǎn)井的采液量，區(qū)塊采注比低。隨著蒸汽不斷注入、驅(qū)替壓力逐漸增大，吞吐階段油井注入的蒸汽冷凝而成的水首先被采出，因而蒸汽驅(qū)井組在轉(zhuǎn)驅(qū)初期生產(chǎn)動態(tài)上主要表現(xiàn)出井組日產(chǎn)液及含水（吞吐存留水）明顯上升，而日產(chǎn)油持續(xù)下降，井口溫度基本不變的特點。油井生產(chǎn)動態(tài)主要表現(xiàn)為“三升一降”即油藏壓力、井組日產(chǎn)液及含水率明顯上升，日產(chǎn)油量持續(xù)下降的特點。

熱連通階段，由于儲層未完全加熱，油汽比一般較低，對于原油黏度大或者滲透率低的油藏，該階段持續(xù)時間較長，初期經(jīng)濟效益較差。利用CMG油藏數(shù)值模擬軟件建立反九點汽驅(qū)井組計算，當油藏有效厚度為10 m、地層原油黏度為 2 000 mPa·s、油藏滲透率為1D時，汽驅(qū)3年后區(qū)塊油汽比才達到峰值，前2年一直低于0.12 t/t，小于蒸汽驅(qū)經(jīng)濟極限油汽比，區(qū)塊暫處于無效開發(fā)的狀態(tài)。蒸汽驅(qū)此階段主要矛盾為熱連通建立困難、采注比低。

1.2 驅(qū)替階段

隨著注入蒸汽的不斷增加、注采井間熱連通程度的提高，油藏溫度不斷上升，原油黏度變小，原油流動性能大大提高，含水開始下降，蒸汽驅(qū)進入驅(qū)替階段。該階段油層溫度大幅提高，油藏供液能力明顯增強，從生產(chǎn)動態(tài)特征反映為“三升一降”即產(chǎn)液量上升、油量上升、溫度上升、含水下降的特點。

在這一階段中蒸汽在油藏中充分擴展，但與生產(chǎn)井間不連通，所以含水不斷下降，在蒸汽驅(qū)替壓力與熱量導致原油黏度大幅下降的作用下，油井采油量不斷升高。但受靜態(tài)和動態(tài)非均質(zhì)性的影響，驅(qū)替往往不均衡：在儲層物性好的區(qū)域或主流線上，油井見效明顯、同時含水上升快；而物性差的區(qū)域或非主流線上，油井日產(chǎn)油、含水變化不大，或者沒有反應。驅(qū)替不均勻直接造成蒸汽腔較小，蒸汽波及系數(shù)低。蒸汽驅(qū)此階段主要矛盾為驅(qū)替不均勻、蒸汽腔小。

1.3 蒸汽突破階段

隨著注汽量增加，蒸汽前緣不斷向生產(chǎn)井方向推進，后期達到生產(chǎn)井，蒸汽驅(qū)進入蒸汽突破階段。由于注入井與生產(chǎn)井之間建立起連通，蒸汽從注入井沿著連通通道快速移動到生產(chǎn)井，生產(chǎn)上此階段表現(xiàn)為產(chǎn)油量銳減、井口溫度及含水急劇上升，井口產(chǎn)液溫度一般在100℃以上，同時伴有蒸汽產(chǎn)出。

在此階段，由于注入井與生產(chǎn)井之間的通道形成，蒸汽或者其冷凝的熱水沿著通道被生產(chǎn)井快速采出，導致注入的熱焓利用率低。同時，通道形成后，注采井之間易形成汽竄，蒸汽腔擴展困難，汽驅(qū)波及體積基本固定。蒸汽驅(qū)此階段主要矛盾為熱利用率低、汽竄和蒸汽腔擴展困難。

2 蒸汽驅(qū)各階段提高開發(fā)效果技術(shù)對策理論研究及礦場應用

2.1 熱連通階段

針對此階段熱連通建立困難、采注比低的矛盾，提出了吞吐輔助汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)。即在汽驅(qū)的同時，分配一部分汽量到生產(chǎn)井，生產(chǎn)井進行吞吐生產(chǎn)，從注入井和生產(chǎn)井兩端同時對油藏進行加熱。該技術(shù)可以加快熱連通、提高此階段油汽比，同時可以縮短熱連通的時間。

其提高開發(fā)效果的機理如下：①加快建立熱連通，對比普通蒸汽驅(qū)，雖然注汽井周期溫度低，但生產(chǎn)井周圍溫度較高，注采井之間能更快建立熱連通（見圖1），在相同的注汽量下，吞吐輔助蒸汽驅(qū)方式注采井之間已形成熱連通，有利于用降低注采井之間的滲流阻力；②降低生產(chǎn)井附近滲流阻力、提高采注比，當蒸汽還未從注入井達到生產(chǎn)井時，其周圍油藏溫度仍較低、原油黏度較大，采用吞吐方式加熱后，其周圍油藏滲流阻力減小，產(chǎn)液量提高，開發(fā)中采注比提高，有利于油汽比提升。

國內(nèi)某油田S塊，油藏埋深1 050 m，滲透率1.5D，地層原油黏度10 000 mPa·s，投產(chǎn)初期采用吞吐生產(chǎn)，6年后地層壓力由10.4 MPa下降至3.7 MPa，同時平均單井日產(chǎn)油不斷降低，降幅高達81%。為改善此區(qū)塊開發(fā)效果，考慮原油黏度較大的特點，采用了吞吐輔助蒸汽驅(qū)技術(shù)。第一年吞吐注汽18.3×104t、汽驅(qū)注汽 4.8×104t，第二年吞吐注汽和汽驅(qū)注汽量分別為10×104t和19.7×104t，蒸汽驅(qū)同時一直采用油井吞吐輔助。全區(qū)最終汽驅(qū)11年，汽驅(qū)階段采出程度15.5%，油汽比0.22，整體采出程度38.5%。吞吐輔助蒸汽驅(qū)技術(shù)使得這種高黏稠油油藏最終采收率達到一個較高水平，并且整個蒸汽驅(qū)階段油汽比較高，開發(fā)具有經(jīng)濟效益。

圖1 蒸汽驅(qū)和吞吐輔助蒸汽驅(qū)相同注汽量時溫度場

2.2 驅(qū)替階段

圖2 均衡驅(qū)替調(diào)配技術(shù)配產(chǎn)流程

針對驅(qū)替階段驅(qū)替不均勻、蒸汽腔小的矛盾，配合“提”“控”“引”（提液、控液、吞吐引效）等措施，建立了均衡驅(qū)替調(diào)配技術(shù)（見圖2）。采用油藏工程和數(shù)值模擬相結(jié)合的方法對生產(chǎn)井進行分配產(chǎn)液量，首先按油藏工程法進行，計算各油井實際控制汽驅(qū)區(qū)域的體積，然后計算其所占井組體積的百分比，根據(jù)注入量按采注比1.2確定井組采液量，各單井配產(chǎn)液量＝井組的采液量×單井控制體積所占井組百分比；然后把上述油藏工程方法計算的配產(chǎn)液量作為初始液量，將其代入數(shù)值模擬模型進行計算，并查看計算結(jié)果和蒸汽驅(qū)場圖，檢測配產(chǎn)液量是否能實現(xiàn)和場圖是否均勻，如果滿足兩者，即可設計油井按此配產(chǎn)液量生產(chǎn)，如果不滿足，則需重新調(diào)整液量并重復上述過程；同時，為反映蒸汽驅(qū)過程中儲層動態(tài)非均質(zhì)性的變化，汽驅(qū)一段時間后，當儲層非均質(zhì)性發(fā)生變化時，應重新按上述方案再次配產(chǎn)。

利用數(shù)值模擬模型建立了一個反九點的汽驅(qū)井組，并且設定北—南方向為主河道方向，河道位于井組中心，滲透率較高，河道兩側(cè)滲透率相對較低，模型滲透率級差為6。數(shù)值模擬模型分別采用3種方式配產(chǎn)生產(chǎn)：一是油藏工程方式配產(chǎn)；二是油藏工程和數(shù)值相結(jié)合但配產(chǎn)一直不變；三是油藏工程和數(shù)值模擬相結(jié)合并且后期不斷調(diào)整配產(chǎn)。從計算結(jié)果看，三者采收率分別為35.8%、40.2%和43.4%，方式三的采收率最高，比方式一高7.6%。分析蒸汽驅(qū)后剩余含油飽和度場圖（見圖3），在驅(qū)替的次流線和主流線上分別距注入井70 m的地方取點分析（圖3中數(shù)據(jù)為所在點的剩余油飽和度值），在相同注汽量下，方式一次流線剩余飽和度是注流線上的1.75倍，而方式三僅為1.10倍，說明方式三較方式一驅(qū)替更均勻。同時從場圖角井區(qū)域的場圖分析，方式三角井部位動用更充分，蒸汽驅(qū)受效差的井開發(fā)狀況得到提升。

圖3 不同配產(chǎn)方案汽驅(qū)飽和度場圖

勝利孤島油田中二北Ng5區(qū)塊為一高孔高滲普通稠油油藏，該區(qū)塊4個井組于2010年6月轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，轉(zhuǎn)驅(qū)后由于受儲層動靜態(tài)非均質(zhì)性影響，各井受效狀況不一。例如，GD2-5321井受效明顯，日產(chǎn)油由轉(zhuǎn)驅(qū)前1.3 t/d提高至5.7 t/d，提高了3.4倍，同時井口溫度上升至94℃，而井組上另一口井GD2-25XN534見效較差，日產(chǎn)油提升不到1倍，且井口溫度僅為56℃。針對這種情況，在GD2-25X5331井組進行重新配產(chǎn)，對GD2-25XN534進行吞吐引效，GD2-24X5341進行降液生產(chǎn)，同時GD2-24X0533和GD2-26-532井進行提液生產(chǎn)，見表1。調(diào)整后蒸汽驅(qū)開發(fā)效果提升明顯，井組平均日產(chǎn)油由2.0 t/d提升至3.0 t/d，含水由93.2%下降至90.9%，油汽比由0.11上升至0.17。

表1 GD2-25X5331井組單井調(diào)整效果對比

2.3 突破階段

2.3.1 注汽強度再優(yōu)化

針對熱焓利用率低的矛盾，提出了注汽強度再優(yōu)化，在突破階段重新優(yōu)化井組的注汽強度，減少因采出液攜帶而造成的熱焓浪費。如圖4所示，當蒸汽驅(qū)進行突破階段后，如果注汽強度仍按初期的1.6 t/（d·ha·m）進行注入，那么隨采出液被采出的熱焓將會急劇增加，熱利用率較低；如果在突破階段將注汽強度降至1.2 t/（d·ha·m），那么被采出的熱焓明顯降低，計算結(jié)果統(tǒng)計顯示，熱損失率將降低11.7%[12-13]。

圖4 隨采出液熱焓采出速度變化曲線

利用模型分別計算5種注汽方案：方案1，一直保持最佳注汽強度1.6 t/（d·ha·m）直至蒸汽驅(qū)結(jié) 束；方案2，初期提高注汽強度至2.0 t/（d·ha·m）， 1年后恢復最佳注汽強度直至結(jié)束；方案3，初期降低注汽強度至1.2 t/（d·ha·m），1年后恢復最佳注汽強度直至結(jié)束；方案4，初期最佳注汽強度，3年后提高至2.0 t/（d·ha·m）直至結(jié)束；方案5，初期最佳注汽強度，3年后降至1.2 t/（d·ha·m）直至結(jié)束。利用數(shù)值模擬計算結(jié)果（見表2），按照凈增油（凈增油＝累產(chǎn)油－注汽成本－鉆井成本）大小對上述5個方案蒸汽驅(qū)經(jīng)濟效益進行排序，方案五＞方案一＞方案三＞方案四＞方案二。對比結(jié)果說明，蒸汽驅(qū)初期應保持最佳注汽強度進行注汽，后期可以降低注汽強度，節(jié)約注汽量、提高油汽比，增加蒸汽驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟效益。

表2 不同注汽方案開發(fā)效果預測

勝利油田孤氣9塊為一普通稠油區(qū)塊，于2008年選取了2個井組進行蒸汽驅(qū)試驗，初期注汽強度1.7 t/（d·ha·m），油汽比0.49，汽驅(qū)2.5年后進入突破階段，油汽比下降至0.16。面對此情況，對井組重新優(yōu)化注汽強度，并逐漸降至0.9 t/（d·ha·m），此后油汽比不斷回升，截至2015年恢復到0.27，提高了69%，蒸汽驅(qū)經(jīng)濟效益明顯變好。

2.3.2 泡沫蒸汽驅(qū)

針對注采井之間易形成汽竄、蒸汽腔擴展困難的矛盾，提出了泡沫蒸汽驅(qū)技術(shù)。泡沫蒸汽驅(qū)是指在注蒸汽的同時加入高溫泡沫劑與氮氣，通過泡沫“遇水起泡、遇油消泡”的選擇封堵作用提高蒸汽的波及系數(shù)，同時降低殘余油飽和度提高洗油效率[14-16]。

利用驅(qū)替階段建立數(shù)學模型進行研究，同時縱向上設定為正韻律儲層，滲透率級差為3。平面上，蒸汽在河道方向上推進距離是垂直河道方向上的1.6倍（220℃在河道方向上推進距離與垂直河道方向之比），而采用泡沫蒸汽驅(qū)為1.2倍；縱向上，普通蒸汽驅(qū)高滲層為低滲層的1.5倍（含油飽和度0.25距油井的距離之比），而泡沫蒸汽驅(qū)為1.1倍，見圖5與圖6（為節(jié)省篇幅，平面上展示溫度場，縱向上展示剩余油飽和度場，溫度場與剩余油飽和度場均分蒸汽驅(qū)中兩個重要的分布場，且蒸汽驅(qū)中溫度與與剩余油飽和度場正相關(guān)）。上述結(jié)果表明，泡沫蒸汽驅(qū)延緩了汽竄，擴大了波及體積，同時其最終采收率提高了5.6%，泡沫蒸汽驅(qū)效果明顯。

圖5 不同開發(fā)方式平面上溫度場圖

圖6 不同開發(fā)方式縱向上剩余油飽和度場圖

勝利孤島油田在中二北Ng5進行蒸汽驅(qū)后轉(zhuǎn)化學蒸汽驅(qū)，截至2016年底，整個蒸汽驅(qū)階段累計注汽78.5萬噸，產(chǎn)油16.1萬噸，提高采出程度17.2%，目前采出程度超48%，累增油超10.9萬噸，累積油汽比0.21，年油汽比0.17。采用泡沫蒸汽驅(qū)后，區(qū)塊采收率和油汽比達到一個較高水平，經(jīng)濟效益較好。

2.4 全階段分層注汽技術(shù)

對于縱向上油層較多且層間差異較大的油藏，應采用分層注汽工藝[17-20]，減小層間差異，提高整體采收率，該項技術(shù)可以運用于蒸汽驅(qū)的3個階段。利用數(shù)值模擬模型計算籠統(tǒng)注汽與分層注汽的開發(fā)效果，模型設計2個油層，上部滲透率為300 mD，下部1 500 mD，模型設定2種注汽方式注汽速度一樣。注汽1年后，從兩者剩余油分布場圖來看，分層注汽上下兩層動用差異較少，采出程度相差4.8%，而籠統(tǒng)注汽相差12.3%；全區(qū)范圍內(nèi)，分層注汽整體采出程度提高了2.7%，見圖7。

圖7 不同注汽方式下含油飽和度場圖

勝利油田孤島中二中Ng5為普通稠油油藏，于2010年實施水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采開發(fā)，并于2013年進行蒸汽驅(qū)。根據(jù)注入井地質(zhì)條件和分層注汽工藝要求，全區(qū)實施同心雙管分層注汽工藝4井次、單管分層配汽工藝2井次。對比籠統(tǒng)注汽井組GD2-33X521和單管分層注汽井組GD2-31N518的開發(fā)效果，從含水來看，單管分注井組含水明顯低于籠統(tǒng)注汽，低6%左右，同時日產(chǎn)油高10 t/d，分層注汽工藝明顯提高了蒸汽驅(qū)開發(fā)效果，見圖8。

圖8 蒸汽驅(qū)分注井組與籠統(tǒng)注汽井組含水對比

3 結(jié)論

1）蒸汽驅(qū)可以分為3個階段：熱連通階段、驅(qū)替階段、突破階段，各個階段生產(chǎn)特點不同，所面臨的問題不同，提高油汽比的技術(shù)對策不同。

2）熱連通階段可采用吞吐輔助汽驅(qū)開發(fā)技 術(shù)，其可以加快建立熱連通，同時降低生產(chǎn)井附近滲流阻力、提高采注比。

3）驅(qū)替階段采用均衡驅(qū)替調(diào)配技術(shù)，根據(jù)油藏工程和油藏數(shù)值模擬方法，同時考慮儲層非均質(zhì)性與時間的變化，綜合應用“提”“控” “引”等措施，保證汽驅(qū)均勻，擴大蒸汽波及體積。

4）突破階段需要對注汽強度再優(yōu)化，減少熱量損失、提高熱利用率；同時可以采用泡沫蒸汽驅(qū)，封堵汽竄通道和水淹層，進一步擴大蒸汽波及體積。

5）對于多油層蒸汽驅(qū)，在地質(zhì)條件滿足工藝要求的情況下，應采用分層注汽工藝，提高縱向上蒸汽波及系數(shù)，利用蒸汽驅(qū)充分動用各油層。