馬奎前，劉 東，黃 琴

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

渤海灣海上稠油儲(chǔ)量規(guī)模大，但常規(guī)冷采開發(fā)單井產(chǎn)能低、采油速度低、最終采收率低，大部分儲(chǔ)量長期未有效動(dòng)用［1-2］，如何經(jīng)濟(jì)且有效地開發(fā)稠油是世界各國面臨的重大問題。注蒸汽熱采是解決該問題的有效途徑之一［3-4］。加拿大、委內(nèi)瑞拉和中國等國家對(duì)陸上稠油油藏?zé)岵杉夹g(shù)進(jìn)行了應(yīng)用與推廣，取得了令人矚目的開發(fā)效果［5-7］，但海上稠油油藏與陸上稠油油藏存在很大的差異，采油平臺(tái)空間有限且使用年限有限，注采井距大且井網(wǎng)不規(guī)則，井網(wǎng)形式多采用水平井等現(xiàn)實(shí)問題，導(dǎo)致陸上油藏的開采經(jīng)驗(yàn)并不能完全適用于海上。渤海海域旅大油田借鑒陸地及渤海灣其他油田稠油熱采成功的經(jīng)驗(yàn)，進(jìn)行了蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，經(jīng)蒸汽吞吐多輪次開發(fā)后，面臨著由蒸汽吞吐方式轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)油的問題［8］。蒸汽驅(qū)油是通過注入井向油層中不斷注入高干度蒸汽，利用蒸汽攜帶的熱量加熱儲(chǔ)層以降低稠油黏度，使原油獲得良好的流動(dòng)性，進(jìn)而將原油驅(qū)趕至生產(chǎn)井周圍，以提高采收率。與蒸汽吞吐主要加熱近井區(qū)域原油不同，蒸汽驅(qū)油主要是加熱注采井間的原油，范圍更廣，可以有效地提高波及效率，是多輪次蒸汽吞吐后進(jìn)一步提高原油采收率的主要技術(shù)［9-12］。我國已在遼河油區(qū)、新疆油區(qū)以及勝利油區(qū)等陸上稠油油藏進(jìn)行了若干次蒸汽驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了明顯的增產(chǎn)效果，但是其主要工藝技術(shù)仍處于探索階段，而海上油田的稠油蒸汽驅(qū)油開發(fā)面臨的問題會(huì)更加復(fù)雜［9-11］。張風(fēng)義等［13］、王樹濤等［14］認(rèn)為海上稠油蒸汽驅(qū)油技術(shù)在熱力降黏的基礎(chǔ)上，可以有效地?cái)U(kuò)大注入流體的波及系數(shù)，改善稠油油藏開發(fā)效果。然而，目前海上稠油油藏蒸汽驅(qū)油仍處于探索階段，對(duì)蒸汽驅(qū)油過程中蒸汽腔溫度的擴(kuò)展特征及驅(qū)油規(guī)律均認(rèn)識(shí)不清［6-7］。

對(duì)渤海海域旅大油田進(jìn)行蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，利用長填砂管模型分析注汽溫度、注入速度和原油黏度等因素對(duì)蒸汽驅(qū)油效果的影響，在此基礎(chǔ)上利用物理模擬實(shí)驗(yàn)開展蒸汽驅(qū)油的參數(shù)優(yōu)化及機(jī)理分析，以期為下一步蒸汽驅(qū)油提高采收率提供參考。

1 油藏概況

旅大油田位于渤海海域東部，處于渤東低凸起向東北方向延伸的傾沒端，東西分別毗鄰渤東和渤中兩大生油凹陷，北為遼中生油凹陷，自上而下發(fā)育新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組和古近系東營組3 套含油層系，其中稠油主要分布在明化鎮(zhèn)組下段［2，6］，油藏埋深為1 020～1 530 m。主力儲(chǔ)層明化鎮(zhèn)組屬受斷層控制的斷塊構(gòu)造，以河道、砂壩型淺水三角洲沉積為主，儲(chǔ)層橫向變化較大，非均質(zhì)性強(qiáng)，屬于高孔隙度、高滲透率儲(chǔ)層，油藏平均覆壓孔隙度為35%，平均覆壓滲透率約為4 500 mD。該儲(chǔ)層的巖性主要為細(xì)—中粒巖屑長石砂巖（圖1）。地面溫度為50 ℃時(shí)脫氣原油黏度約為1 475 mPa·s，屬于普通稠油Ⅱ類［8］。

圖1 渤海海域旅大油田構(gòu)造位置（a）及其稠油油藏巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column（b）of Lvda oilfield，Bohai Sea

該油藏開發(fā)初期進(jìn)行冷采試采，試采效果差，水平井冷采采油指數(shù)僅為10 m3/（d·MPa），預(yù)測(cè)采收率僅為7.0%，目前已經(jīng)進(jìn)行了多輪次的蒸汽吞吐，蒸汽吞吐階段采出程度達(dá)12.00%，目前含水率為10.00%～20.00%，預(yù)測(cè)井控儲(chǔ)量的采收率為16.1%。

2 蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

稠油具有黏度高、流動(dòng)性差的特點(diǎn)，而濕飽和蒸汽的高溫度與高熱量能夠降低原油黏度，起到增加驅(qū)油效率的作用［5］。利用一維填砂管開展稠油蒸汽驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)，研究注汽溫度、注汽速度和原油黏度對(duì)蒸汽驅(qū)油性能的影響。

2.1 實(shí)驗(yàn)裝置與流程

本次蒸汽驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的儀器分為3 個(gè)部分，即注入系統(tǒng)，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和生產(chǎn)系統(tǒng)，注入系統(tǒng)包括平流泵、蒸汽發(fā)生器、高壓氣瓶、氣體質(zhì)量流量計(jì)和中間容器；數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)包括熱電偶和計(jì)算機(jī)；生產(chǎn)系統(tǒng)包括手搖泵、量筒和回壓裝置（圖2）。

圖2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.2 Flow chart of steam flooding experiment for heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

參考旅大油田實(shí)際稠油儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率，建立長巖心單管模型，設(shè)置模型內(nèi)徑為2.5 cm，長度為50.0 cm，填砂后模型孔隙度為35.0%，滲透率為4 500 mD，設(shè)置蒸汽干度為0.7。

實(shí)驗(yàn)流程如下：

①準(zhǔn)備長巖心，裝填模型。結(jié)合研究區(qū)儲(chǔ)層的巖石粒度、潤濕性等指標(biāo)，選擇與之較相近的石英砂，分多次等份裝入填砂管中，且每次測(cè)量填砂管空氣滲透率，直到滲透率接近設(shè)定值4 500 mD 時(shí)停止填砂，模型裝好后試壓1.3 MPa。

②計(jì)算填砂管的孔隙體積。將模型接入抽空裝置，設(shè)置真空度為133.3 Pa，連續(xù)抽空2～5 h，再飽和實(shí)驗(yàn)用水，測(cè)量填砂管吸入水的體積，用天平測(cè)定實(shí)驗(yàn)用水飽和前、后的質(zhì)量，以此計(jì)算填砂管的孔隙體積。

③建立初始條件的溫度場(chǎng)。啟動(dòng)恒溫箱，將模型加熱到設(shè)計(jì)溫度，并保證實(shí)驗(yàn)過程中從蒸汽發(fā)生器出口至填砂管入口沿程的管線外側(cè)纏繞的電加熱帶溫度與蒸汽發(fā)生器的溫度一致。

④建立初始含油飽和度場(chǎng)。將模型放入飽和油設(shè)備中，根據(jù)研究區(qū)儲(chǔ)層原始含油飽和度63.7%，先將實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)的溫度升至80 ℃，此時(shí)對(duì)應(yīng)的原油黏度為176 mPa·s，以恒定的較低速度1 mL/min 將實(shí)驗(yàn)用油注入填砂管進(jìn)行油驅(qū)水，當(dāng)填砂管中壓差穩(wěn)定后，再驅(qū)替1.0～2.0倍孔隙體積，記錄此時(shí)從模型中驅(qū)出的總水量和壓差，以總出水量與模型孔隙度比值計(jì)算出填砂管的原始含油飽和度，然后將整個(gè)實(shí)驗(yàn)系統(tǒng)恢復(fù)至50 ℃。

④蒸汽驅(qū)油。用平流泵將蒸餾水注入蒸汽發(fā)生器，通過內(nèi)置的大功率電加熱管快速將蒸餾水加熱為高溫蒸汽，再將實(shí)驗(yàn)所需溫度的蒸汽注入模型內(nèi)。實(shí)驗(yàn)過程中，保證注入填砂管的蒸汽為濕飽和蒸汽。同時(shí)記錄時(shí)間、壓力等參數(shù)。

⑤結(jié)果處理。計(jì)量各階段產(chǎn)油量、產(chǎn)液量，計(jì)算驅(qū)油效率、含水率等。

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

（1）注汽溫度的影響

由研究區(qū)原油黏度-溫度關(guān)系曲線（圖3）可知，原油黏度隨著溫度的上升而逐漸下降，下降幅度有所不同，當(dāng)溫度為0～120 ℃時(shí)，黏度下降幅度大，但原油黏度高于100 mPa·s；當(dāng)溫度為120～200 ℃時(shí)，黏度下降幅度變?。划?dāng)溫度大于200 ℃后，隨著溫度的上升，黏度下降幅度再次變大，且黏度小于100 mPa·s。因此，設(shè)置注汽溫度為200 ℃，250 ℃和300 ℃。

圖3 渤海海域旅大油田稠油油藏原油黏度-溫度關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between oil viscosity and temperature of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

實(shí)驗(yàn)中使用在50 ℃時(shí)黏度為1 475 mPa·s 的原油，保持注汽速度為3 mL/min，分別進(jìn)行不同注汽溫度的實(shí)驗(yàn)，并統(tǒng)計(jì)每次實(shí)驗(yàn)中不同階段的驅(qū)油效率，即無水期驅(qū)油效率、含水率90%時(shí)的驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表1）可知，隨著溫度的升高，階段驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均增加，但增加的幅度呈減小的趨勢(shì)，當(dāng)注汽溫度從200 ℃上升至250 ℃時(shí)，無水驅(qū)油效率增加了5.00%，最終驅(qū)油效率增加了1.38%；當(dāng)注汽溫度從250 ℃上升至300 ℃時(shí)，無水驅(qū)油效率增加了0.99%，最終驅(qū)油效率增加了0.19%。含水率90%時(shí)驅(qū)油效率隨溫度的升高先升高后下降，在250 ℃時(shí)最高為75.43%。因此，為獲得較高的驅(qū)油效率，注汽溫度設(shè)置為250 ℃最佳。

表1 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中不同注汽溫度對(duì)驅(qū)油效率的影響Table 1 Effect of different temperatures on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

（2）注汽速度的影響

為了研究注汽速度對(duì)驅(qū)油效率的影響，設(shè)置4個(gè)不同的注入速度（3 mL/min，6 mL/min，9 m/min和12 mL/min）分別進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)過程中溫度為250 ℃，使用在50 ℃時(shí)黏度為1 475 mPa·s 的原油。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表2）可知，隨著注汽速度的升高，無水期驅(qū)油效率、含水率90%時(shí)驅(qū)油效率及最終驅(qū)油效率均先上升再降低，且在注汽速度為6 mL/min時(shí)達(dá)到最高。分析認(rèn)為，當(dāng)注汽速度較低時(shí)，單位時(shí)間內(nèi)注入填砂管的熱量較少，在熱損失一定的情況下，用于加熱稠油的熱量比例較低；當(dāng)注汽速度過高時(shí)，由于蒸汽的流度大，易形成蒸汽或冷凝水的竄流，不利于提高驅(qū)油效率［15］。因此，最佳注汽速度為6 mL/min。

表2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中不同注汽速度對(duì)驅(qū)油效率的影響Table 2 Effect of different injection rates on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

（3）原油黏度的影響

為了研究不同油品對(duì)蒸汽驅(qū)油效率的影響，選取5 種不同黏度的原油（在50 ℃時(shí)黏度分別為400 mPa·s，600 mPa·s，1 000 mPa·s，1 475 mPa·s，2 000 mPa·s）分別進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，所需黏度的原油是利用現(xiàn)場(chǎng)不同類型的原油復(fù)配所得，即在50 ℃條件下，將黏度小于及大于目標(biāo)黏度的2 種原油進(jìn)行混合并不斷攪拌，利用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定其黏度，直至達(dá)到所需黏度。實(shí)驗(yàn)過程中，注汽速度為6 mL/min，注汽溫度為250 ℃。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表3）可知，隨著原油黏度的增加，無水期驅(qū)油效率、含水率90%時(shí)驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均逐漸降低；當(dāng)黏度小于2 000 mPa·s時(shí)，驅(qū)油效率下降幅度較小，而當(dāng)黏度大于2 000 mPa·s后，驅(qū)油效率下降幅度較大。

表3 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中不同原油黏度對(duì)驅(qū)油效率的影響Table 3 Effect of different oil viscosity on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

旅大油田油藏溫度條件下，原油的平均黏度為1 475 mPa·s，在注汽溫度為250 ℃，注汽速度為6 mL/min 時(shí)進(jìn)行蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果較好，最終驅(qū)油效率可達(dá)82.52%。

3 物理模擬實(shí)驗(yàn)

為了進(jìn)一步研究渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，在蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，進(jìn)行了二維物理模擬實(shí)驗(yàn)。

3.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

根據(jù)相似準(zhǔn)則對(duì)研究區(qū)稠油油藏蒸汽驅(qū)油二維物理模擬實(shí)驗(yàn)進(jìn)行參數(shù)設(shè)計(jì)（表4）［7，16］。首先根據(jù)幾何相似準(zhǔn)則，將油藏實(shí)際尺寸轉(zhuǎn)換為實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蛥?shù)，設(shè)置油層厚度、井距、水平井長度等參數(shù)。其次，利用物性相似準(zhǔn)則，根據(jù)流體物性、巖石物性等參數(shù)，計(jì)算實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷臐B透率，實(shí)驗(yàn)中模型的滲透率需要適當(dāng)放大，考慮到多孔介質(zhì)中流體的滲流需要符合達(dá)西流動(dòng)，最大滲透率不能超過30 000 mD，在實(shí)驗(yàn)過程中，可先利用填砂管測(cè)定填裝不同目數(shù)石英砂的絕對(duì)滲透率，再利用相同的石英砂填裝物理模擬裝置。利用力學(xué)相似準(zhǔn)則計(jì)算實(shí)驗(yàn)的生產(chǎn)壓差；利用注采相似準(zhǔn)則計(jì)算實(shí)驗(yàn)的注汽速度；利用時(shí)間相似準(zhǔn)則計(jì)算實(shí)驗(yàn)時(shí)間等操作參數(shù)；孔隙度一般采用和實(shí)際油藏接近的數(shù)值；為了保證稠油滲流特性的一致性，在高壓物理模擬中一般采用現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際脫氣原油作為油樣；稠油油藏基本上為疏松砂巖，其主要成分為石英，而相似比例模型中填裝飽和原油和地層水的是石英砂，因此可認(rèn)為兩者的熱物性參數(shù)相同［7］。

表4 渤海海域旅大油田稠油油藏高壓蒸汽驅(qū)油物理模擬相似準(zhǔn)則Table 4 Similarity criteria of high-pressure steam flooding physical simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

根據(jù)實(shí)際油藏的水平井長度、原油物性及地層水物性、儲(chǔ)層熱物性等參數(shù)，將旅大油田實(shí)際油藏的地質(zhì)參數(shù)與注采參數(shù)轉(zhuǎn)換為實(shí)驗(yàn)室相似理論物理模擬參數(shù)（表5）。

表5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)與實(shí)驗(yàn)參數(shù)的對(duì)比Table 5 Comparison of field parameters and experiment parameters for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

物理模擬實(shí)驗(yàn)是在蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上進(jìn)行改進(jìn)，將一維填砂管換成油藏物理模型，實(shí)驗(yàn)裝置分為注入系統(tǒng)、生產(chǎn)系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)與油藏模型（圖4）。

圖4 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油二維相似比例物理模擬實(shí)驗(yàn)流程Fig.4 Schematic diagram of 2D scaling physical simulation for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

實(shí)驗(yàn)的具體操作流程如下：

①裝填油藏物理模型，在模型內(nèi)安裝2 口水平井取代填砂管，注入井為A 井，生產(chǎn)井為B 井，測(cè)溫?zé)犭娕?7 個(gè)，壓力測(cè)點(diǎn)12 個(gè)。

②按照蒸汽驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的操作流程計(jì)算模型的孔隙體積；建立初始條件的溫度場(chǎng)，當(dāng)各測(cè)溫點(diǎn)的溫度值相差小于2 ℃時(shí)，可認(rèn)為模型內(nèi)溫度場(chǎng)基本保持均勻一致；建立初始含原油飽和度場(chǎng)。

③打開注入系統(tǒng)，打開數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，設(shè)定流量；打開蒸汽發(fā)生器，設(shè)定溫度并調(diào)試蒸汽干度到設(shè)計(jì)值。

④模擬蒸汽吞吐過程。通過蒸汽發(fā)生器以及注入泵，將蒸汽注入物理模型的2 口水平井中，交替進(jìn)行蒸汽吞吐，建立井間熱連通。

⑤模擬蒸汽驅(qū)油過程。根據(jù)設(shè)計(jì)的注汽速度（157.4 mL/min）與蒸汽干度，對(duì)A 井持續(xù)注汽，B 井生產(chǎn)，收集采出液并做好實(shí)驗(yàn)記錄。

⑥結(jié)果處理。根據(jù)記錄的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，計(jì)算采出程度等開發(fā)指標(biāo)，并結(jié)合溫度場(chǎng)的變化，進(jìn)一步分析蒸汽驅(qū)油提高采收率機(jī)理。

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

（1）溫度場(chǎng)特征

①蒸汽吞吐預(yù)熱階段。以157.4 mL/min 的注入速度向油藏模型中A 井注入蒸汽，待模型壓力達(dá)到1.2 MPa 后，關(guān)閉A 井，開始燜井，此時(shí)蒸汽的熱能會(huì)向油層擴(kuò)散。燜井一段時(shí)間后開B 井生產(chǎn)，當(dāng)B 井幾乎不產(chǎn)液時(shí)本輪吞吐結(jié)束。反復(fù)注汽、燜井，重復(fù)上述步驟，直至建立井間熱連通。蒸汽吞吐過程中，溫度場(chǎng)主要分布在2 口水平井的垂直方向上，且水平井底部溫度比頂部高，橫向波及速度較慢，經(jīng)歷2 輪次注采，到197 min 時(shí)，注、采水平井間才建立了熱連通關(guān)系（圖5）。蒸汽吞吐預(yù)熱階段采出程度為10.79%，平均含水率為83.48%。

圖5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)中蒸汽吞吐階段溫度分布特征Fig.5 Temperature distribution characteristics during steam huff and puff stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

②蒸汽驅(qū)替階段。注、采井建立熱連通后，繼續(xù)以157.4 mL/min 的速度由A 井注入蒸汽，B 井收集產(chǎn)出液，此時(shí)轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)油，蒸汽不斷注入后經(jīng)擴(kuò)展形成蒸汽腔。根據(jù)蒸汽腔溫度場(chǎng)的變化可將蒸汽驅(qū)替過程分為啟動(dòng)階段（0～9 min）、穩(wěn)定驅(qū)替階段（9～96 min），蒸汽突破階段（96～97 min）和蒸汽剝蝕階段（97～184 min）［7］。啟動(dòng)階段蒸汽沿著注采井底部推進(jìn)速度較快，沿井頂部推進(jìn)速度較慢；穩(wěn)定驅(qū)替階段蒸汽腔溫度場(chǎng)以“三角形”分布特征向生產(chǎn)井逐漸推進(jìn)，該階段高溫蒸汽在運(yùn)移時(shí)可以進(jìn)入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi)，增加了微觀驅(qū)油效率，提高稠油采收率；當(dāng)蒸汽突破至B井后為蒸汽突破階段，突破階段持續(xù)時(shí)間較短；蒸汽剝蝕階段，蒸汽腔沿對(duì)角線擴(kuò)展，但波及速度變慢［17-18］（圖6）。

圖6 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)中蒸汽驅(qū)替階段溫度分布變化Fig.6 Temperature distribution characteristics during steam flooding stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

蒸汽驅(qū)替過程中，水平井間的蒸汽腔發(fā)育并不均衡。注入泡沫類流體，對(duì)蒸汽驅(qū)替過程的水平井沿程流動(dòng)剖面進(jìn)行調(diào)整以擴(kuò)大波及體積，可以進(jìn)一步改善稠油熱采開發(fā)效果［19-20］。

（2）生產(chǎn)特征

根據(jù)稠油蒸汽驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖7），原油采出程度隨著時(shí)間的增加而提高，在突破階段提高幅度變緩。啟動(dòng)階段，采出程度為4.30%；穩(wěn)定驅(qū)替階段采出程度為39.06%，占蒸汽驅(qū)替階段采出程度的75.32%，是主要的產(chǎn)油階段；蒸汽突破階段和蒸汽剝蝕階段采出程度為8.50%，蒸汽驅(qū)替階段總采出程度為51.86%。

圖7 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)中采出程度及油汽比變化特征Fig.7 Recovery degree and variation characteristics of oil steam ratio in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

隨蒸汽驅(qū)油時(shí)間的增加，瞬時(shí)油汽比呈先升后降趨勢(shì)。啟動(dòng)階段，油汽比值高，平均為0.35，最高可達(dá)0.56；穩(wěn)定驅(qū)替階段，油汽比為0.15～0.63，變化幅度較大，平均為0.25；蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段，油汽比從0.10 下降至0.05 以下。

蒸汽驅(qū)替過程中產(chǎn)液速率呈先升后穩(wěn)的趨勢(shì)。在啟動(dòng)階段，產(chǎn)液速率上升，由蒸汽吞吐階段的63.75 mL/min 增加到153.14 mL/min；穩(wěn)定驅(qū)替階段，平均產(chǎn)液速率為124.55 mL/min；蒸汽突破和剝蝕階段，產(chǎn)液速率比較穩(wěn)定，約為98.47 mL/min。

產(chǎn)油速率呈先升后降趨勢(shì)，在啟動(dòng)階段，產(chǎn)油速率快速上升，從9.38 mL/min上升到59.43 mL/min；穩(wěn)定驅(qū)替階段，快速下降，從52.23 mL/min 下降到12.31 mL/min；蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段產(chǎn)油速率下降幅度變小，由9.47 mL/min下降到2.32 mL/min。這一結(jié)果表明，在高溫作用下注汽井附近稠油中的輕質(zhì)組分發(fā)生蒸餾效應(yīng)，會(huì)優(yōu)先被推至生產(chǎn)井采出，因此產(chǎn)油速率快速上升；在穩(wěn)定驅(qū)替階段隨著大量輕質(zhì)組分產(chǎn)出，產(chǎn)油速率下降；當(dāng)蒸汽突破后產(chǎn)油速率下降減緩，同時(shí)流動(dòng)性較差的原油會(huì)被剝蝕。

蒸汽驅(qū)替過程中含水率呈先降后升的趨勢(shì)，上升幅度逐漸變小，最后趨于穩(wěn)定。在啟動(dòng)階段，含水率從85.29%下降至61.19%；穩(wěn)定驅(qū)替階段，含水率從55.81%持續(xù)上升為88.30%；蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段，含水率從88.30%上升到91.67%（圖8）。

4 驅(qū)油機(jī)理

結(jié)合上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果認(rèn)為渤海海域旅大油田蒸汽驅(qū)油模擬實(shí)驗(yàn)的驅(qū)油機(jī)理表現(xiàn)為4 個(gè)方面：①通過注入高溫蒸汽可以有效降低儲(chǔ)層中原油的黏度，提高其流動(dòng)能力，從而提高采收率，這是蒸汽驅(qū)油開采稠油最重要的機(jī)理［13］。②蒸汽具有蒸餾效應(yīng)，高溫高壓蒸汽可以降低地層中流體的沸點(diǎn)溫度，當(dāng)溫度高于系統(tǒng)的沸點(diǎn)溫度時(shí)，流動(dòng)性較差的原油會(huì)被剝蝕，將從死孔隙向連通孔隙轉(zhuǎn)移，從而增加了微觀驅(qū)油效率［14-15］。③伴隨著油藏溫度的升高，蒸汽會(huì)發(fā)生剝蝕作用，原始地層溫度下吸附在孔隙表面的原油會(huì)被驅(qū)替，形成脫吸附現(xiàn)象，部分親水巖石表面重新暴露，使得油藏中束縛水飽和度升高，殘余油飽和度降低，進(jìn)而大幅提高稠油油藏的采收率。④蒸汽的微觀波及能力較強(qiáng)，高溫蒸汽可以進(jìn)入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi)，從而提高微觀驅(qū)油效率，進(jìn)一步改善開發(fā)效果。

5 結(jié)論

（1）渤海海域旅大油田稠油油藏原油在油藏溫度條件下，以注汽溫度為250 ℃，注汽速度為6 mL/min 條件下進(jìn)行蒸汽驅(qū)油可取得較好的效果。

（2）旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)過程可分為啟動(dòng)階段、穩(wěn)定驅(qū)替階段、蒸汽突破階段和蒸汽剝蝕階段，穩(wěn)定驅(qū)替階段為主要產(chǎn)油階段，采出程度為39.06%，蒸汽驅(qū)油階段總采出程度達(dá)51.86%；蒸汽驅(qū)油過程中油汽比隨時(shí)間的增加呈先升后降趨勢(shì)，穩(wěn)定驅(qū)替階段油汽比始終大于0.10；產(chǎn)液速率呈先升后穩(wěn)的趨勢(shì)，產(chǎn)油速率呈先升后降趨勢(shì)，含水率呈先降后升的趨勢(shì)，在穩(wěn)定驅(qū)替階段產(chǎn)液速率和產(chǎn)油速率開始下降，含水率上升；注、采水平井間的蒸汽腔溫度場(chǎng)不均衡，水平井底部溫度擴(kuò)展速度快，頂部溫度的擴(kuò)展速度慢，穩(wěn)定驅(qū)替階段溫度場(chǎng)呈“三角形”推進(jìn)模式。

（3）注入高溫蒸汽可以有效降低稠油黏度，提高其流動(dòng)能力，使大量不可動(dòng)油變?yōu)榭蓜?dòng)油；原吸附在孔隙表面的原油形成脫吸附現(xiàn)象，大幅度降低殘余油飽和度；注汽井附近稠油中的輕質(zhì)組分發(fā)生蒸餾效應(yīng)，流動(dòng)性較差的原油會(huì)被剝蝕；此外，高溫蒸汽可以進(jìn)入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi)，增加了微觀驅(qū)油效率。在多種機(jī)理協(xié)同作用下，蒸汽驅(qū)油可以大幅度提高稠油油藏采收率。