深层巨厚稠油油藏立体井网蒸汽驱机理初探

任芳祥，周 鹰，孙洪安，张金红

(中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

深层巨厚稠油油藏立体井网蒸汽驱机理初探

任芳祥，周 鹰，孙洪安，张金红

(中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

从深层稠油油藏特殊性出发，剖析转换开发方式存在的主要技术难点。通过对洼60－H25井组立体井网蒸汽驱机理的分析，提出深层稠油油藏转蒸汽驱开发应合理采用不同井型、立体井网架构、多种驱动力并存并以创造驱油环境为核心的方案设计思路。该研究对深层稠油油藏蒸汽驱开发具有重要指导意义。

深层稠油油藏;开发方式;蒸汽驱;井网架构;影响因素;机理

引 言

自1961年以来，随着经济增长需求和原油价格的持续攀升，以蒸汽驱为主要方式的EOR项目在全世界范围内迅速发展起来。在以蒸汽驱为主要提高采收率技术的美国、加拿大、印度尼西亚3个国家中，2000年初蒸汽驱日产量已占EOR日产量的55%、75%、94%。由此可见，蒸汽驱采油在EOR采油中占有举足轻重的位置。根据Chu对油藏埋深为49～1 524 m的28个蒸汽驱工程项目统计，只有7个项目油汽比高于0.2，1964年Brea Ca公司在加拿大开展的蒸汽驱项目 (油藏埋深为1 402 ～1 524 m) 油汽比只有 0.16［1］，深层稠油蒸汽驱仍存在难以突破的技术瓶颈。

中国从20世纪80年代末至2010年，先后在新疆和辽河油田开展了11个蒸汽驱先导试验项目。这些项目涵盖了浅层、中深层、深层、特深层不同油藏埋深条件下的薄层、互层状、厚层块状多种油藏类型。从试验效果看，辽河油田齐40块莲花油层的先导试验效果较好，油汽比达0.2以上［2］，其余几个尤其是深层和特深层油藏试验效果均不理想，技术指标和经济指标不能满足工业化推广的要求。

1 深层巨厚稠油油藏转换开发方式主要影响因素分析

通过对不同油藏埋深的蒸汽驱项目开发效果的对比分析可知，深层稠油油藏蒸汽驱项目主要存在5个技术难题:一是受油藏埋深及现有注汽工艺技术影响，井底干度达不到方案要求，汽腔波及体积小，前缘稳定性差;二是受井底干度低影响，注采井间温度、压力梯度大，生产井井底流压低、采液指数低，无法满足采注比为1.2的蒸汽腔持续扩展条件;三是井型单一，除个别区块外大多采用直井井型，这种以消耗能量为代价的驱替方式使注采井间压力梯度和温度梯度增大，大多数试验区块采注比未达到方案要求，其普遍性揭示了井型单一存在的弊端;四是井网架构单一，注采井数比较高的也只有反九点井网的1∶3，且边井与角井井距不同，无法实现低压、低采液指数条件下的多井均衡提液要求;五是单一井型条件下，侧重利用驱替压力，而忽略了重力辅助排液的潜在作用。

与目前开展的蒸汽驱项目机理研究相对比，在深层稠油油藏的蒸汽驱机理认识上仍存在误区，需要研究少井注、多井采、多井均衡提液、多种驱动力并存的立体井网架构，并改变以增大注采压差为手段的消耗能量驱动方式，实现以改善汽驱油藏环境为手段，重力、驱替压力综合利用的新型井网架构，实现深层稠油油藏提高采收率的技术突破。

1.1 油藏埋深及现有隔热条件对井底干度及蒸汽腔扩展的影响

在Chu等提出的蒸汽驱油藏条件筛选标准中［1］，油藏埋深的下限为1 524 m，在其统计的28个蒸汽驱项目中，只有Brea Ca公司在加拿大开展的蒸汽驱项目达到此井深，但开发效果并不理想。近几年来，国内在油藏埋深超过1 300 m的洼38块、高3－4－032井组、曙1－7－5块深层稠油油藏开展了蒸汽驱试验［3］，采注比均未达到方案要求的1.2，这种现象在深层稠油蒸汽驱项目中具有普遍性，说明提高采注比的技术对策不可能从改善提液工艺技术本身得到解决。多个深层蒸汽驱项目所得到的共识是:提液主要受采液指数影响，不能随注汽量增加而显著提升，因此必须从影响蒸汽腔持续扩展的因素出发，才有可能找到问题的答案。

1.1.1 现有隔热条件下深层稠油油藏注汽井底干度低

影响注汽井井底干度的因素主要包括注汽井井口干度、油藏埋深、蒸汽温度、注入速度、隔热条件、油藏压力6项因素，蒸汽温度、注入速度、井口干度3项为可控因素，而油藏埋深和油藏压力为不可控因素。井筒隔热条件随隔热管制造工艺的发展而定，就现制造工艺而言，目前基本视为不可控因素。深层典型油藏注汽井的井筒模拟结果表明，在现有隔热条件下，井深为1 400 m，注汽速率为100 t/d，井口蒸汽干度为75%，井底干度只有20%～30%。增加井底干度，除提高井筒隔热措施外，最主要的是增大注汽速率。如在相同井深条件下，注汽速率为400 t/d，井底蒸汽干度可达40% ～50%。但为保持稳定的地层压力，将对采油井的排液能力提出了更高的要求。在现有技术条件下，更多需要依赖优化油藏工程设计来解决。

1.1.2 低干度条件下，低采液指数和低采注比使蒸汽腔难以持续扩展

与浅层油藏对比，深层油藏井底干度低，汽化潜热低［4］，即注入地层的有效热量低，因此，深层油藏注汽井井底汽腔扩展慢，高温热场形成的范围较小，注采井间温度梯度较大。强行提液后，尽管增大了注采压差，但受温度梯度大影响，采液指数上升缓慢，无法通过提液实现采注比为1.2的目标，蒸汽腔难以持续扩展。

1.2 直井面积井网架构对蒸汽驱采注比的影响

截至目前，国内开展的蒸汽驱项目大多数采用直井反九点井网。由于多数利用了老井，边井与角井完井方式相同，且井距不均，在深层油藏注汽干度较低、汽化潜热较低条件下，与浅层蒸汽驱对比，注采井间温度剖面、压力剖面必然较陡，生产井采液指数上升缓慢，无法实现提液目标。另外，由于角井、边井与注汽井井距不同，在同一蒸汽腔及温度场下，角井采液指数、流压将会更低，无法达到三向受效井高液量的要求。

1.3 低干度的蒸汽腔特点对多种驱动力综合利用的影响

与浅层油藏对比，深层稠油油藏注汽压力较高，而浅层油藏渗透率往往较低，如果实施双水平井SAGD，无压差(仅以重力作为驱动力)，生产控制难度大。根据力的分解原理，汽腔边缘质点主要受重力、注采压差2种力的作用，其合力方向不是沿汽腔边缘切线方向，而是与切线呈一个角度进入流体内部。这种合力倾向于将蒸汽腔拉成扁平形状，从而使重力的作用越来越小。如果采取措施能够控制注采井的生产压差，只存在重力压差，理论上可实施重力泄油，但在操作上几乎不可行。

另外，由于深层油藏的井底干度偏低，蒸汽腔内的含水饱和度较高［5］，根据相对渗透率原理，蒸汽腔内的液相水倾向于向下驱替至生产井，因此，即使深层油藏能够通过控制压差形成SAGD，其生产井的含水率必定较高。问题的根源是深层油藏井底高压、低干度造成重力利用的难度加大。

上面只是从开发角度对深层稠油油藏转换开发方式进行了一些探讨，对地质条件并未涉猎，当然地质条件是决定转换开发方式成败的关键因素。如果假设地质条件符合转换开发方式要求，那么就不得不考虑上述3点问题。

2 立体井网蒸汽驱机理初探

为探索深层稠油油藏提高采收率的新方法，2009年10月，在洼60块沙三段油层洼60－H25井组开展了直井、水平井组合的立体井网蒸汽驱试验。实施2 a取得了较好效果，各项指标均达到方案要求。因此，有必要对其机理进行研究，以利今后扩大规模和工业化应用。

2.1 油藏基本情况

洼60断块沙三段油藏埋深为1 350 m，含油面积为1.8 km2，石油地质储量为605.9×104t，为底水超稠油油藏。构造形态为被断层复杂化的断裂背斜，属于水下扇沉积体系，岩性以不等粒砂岩和砾状砂岩为主。平均孔隙度为24.5%，平均渗透率为 1 462.6×10－3μm2，属中高孔、高渗储层。50℃地面脱气原油黏度为18×104mPa·s。

试验区位于洼59块东北部，含油面积为0.118 km2，石油地质储量为108.4×104t。试验前投产油井11口，其中直井9口，水平井2口(100 m井距井间加密水平井)，开井11口，日产液为185.9 t/d，日产油为25.5 t/d，综合含水为86%，平均单井吞吐9.7个周期，累计油汽比为0.74，采出程度为26.3%，蒸汽驱前地层压力为4.1 MPa，地层温度为80℃。

采用直井、水平井组合的立体井网蒸汽驱开发方式(图1)，上部水平井作为注汽井，下部水平井作为泄水水平井(垂向距离20 m):周边9口直井作为生产井，设计单井注汽速度为480 t/d，井口注汽干度为75%(利用汽水分离器后井口干度要求90%以上，注汽速度为360 t/d)。

图1 洼60－H25井组蒸汽驱井网示意图

2.2 实施效果

该井组从2009年10月开始注汽，初期注汽速度为480 t/d，井口蒸汽干度为75%，2010年12月采用汽水分离器实施高干度注汽，注汽速度为360 t/d，井口蒸汽干度为95%。截至目前，井组实施连续注汽607 d，与转驱前对比，井组产液量由185.9 t/d上升至450 t/d，产油量由25.2 t/d上升至77.0 t/d，含水下降4%。平均单井日增油5.5 t/d，日增液22.4 t/d。截至2011年5月底，累计注汽20.2×104t，累计产油3.6 ×104t，累计产液 22.0 ×104t，瞬时采注比为1.2，瞬时油汽比为0.19，取得了较好效果。

开发经历了预热和驱替2个阶段，2009年10月至2010年4月为预热阶段，2010年4月以后井组进入蒸汽驱阶段。

在预热阶段，井组生产动态与其他蒸汽驱区块表现基本相同:在产液量上升同时，含水出现小幅上升趋势，产量基本保持稳定;随着注汽量增加，井组进入驱替阶段后，出现了典型的“三升一降”生产动态，即出现产液量上升、产油量上升、井口温度上升、含水下降的趋势。与热连通阶段对比，井组产液量由179 t/d上升至440 t/d，井组产油量由31 t/d上升至72 t/d，含水由91.1%下降至80.0%，直井含水长期保持在75%左右，井口温度由45℃上升至65℃，瞬时采注比长期保持在1.2左右，表明生产动态进入蒸汽驱成熟期。

与以往深层直井蒸汽驱生产动态不同的是:随着注汽量的增加，油井表现出采液指数上升的态势，2010年10月实施5口井的换大泵试验，平均单井产液量上升至40 t/d以上，动液面稳定在990 m左右，供液能力出现上升趋势。油藏压力始终保持在4.5 MPa，井底蒸汽干度由初期的50%上升至56%。多项指标表明，蒸汽驱的成熟成度正日渐提高。

2.3 机理分析

2.3.1 立体井网蒸汽驱机理分析

在双水平井蒸汽辅助重力泄油过程中，注入蒸汽在汽腔边缘冷凝，注采井间只依靠重力作为压差生产，由于蒸汽腔边缘冷凝液与饱和湿蒸汽间存在密度差，冷凝液以此为动力泄到生产井中，形成这一过程的前提条件是井底的蒸汽干度较高(大于70%)。如果注入蒸汽干度低，达不到方案的要求(小于70%)，那么蒸汽腔内部及边缘含水饱和度应较高。根据相对渗透率原理，蒸汽腔内及边缘将出现蒸汽及冷凝的油、水3种相态，蒸汽腔内的高含水饱和度将使水具有较高的相对渗透率，因此，下部水平井将以产水为主。从上述分析可以看出，如果井底干度较低，双水平井SAGD的生产本身就是一个重力泄水过程，而且这一过程不只发生在蒸汽腔斜面部位，还发生在蒸汽腔内部，而泄油过程受低汽化潜热和汽腔较高含水饱和度的影响，将变得非常缓慢。

在上述洼60－H25井组立体井网蒸汽驱实例中，尽管采取了高干度注汽方式，但由于油藏埋深大于1 300 m，导致热损失大。根据现场监测资料，井底干度只有56%，蒸汽腔内部含水饱和度较高。假定忽略蒸汽黏度，那么蒸汽腔将具有统一的压力场，不管注汽水平井和生产水平井间的驱动压差有多大，蒸汽腔内部水相(不存在冷凝水)及边缘的冷凝水都会在重力影响下泄到下部水平井中［6］。在这一过程中，泄水速度和注入速度、井底干度、蒸汽冷凝速度有关。在控制好汽液界面的前提下，下部水平井可以采取较大压差生产，而不影响蒸汽腔内部及边缘的重力泄水过程。

2.3.2 立体井网蒸汽驱对相对渗透率的影响

在洼60－H25立体井网蒸汽驱实例中，泄水过程对平面及纵向油水两相相对渗透率的影响存在较大差异。在纵向上，重力泄水作用使双水平井间的含水饱和度较高，水相相对渗透率较高，下部水平井以排水为主;而在平面上，重力泄水作用使蒸汽腔内压力变得相对稳定，蒸汽腔保持较高的干度和相对稳定的驱动前缘。与以往深层直井蒸汽驱对比，注入蒸汽不再需要将注入湿蒸汽水相部分和蒸汽冷凝水部分通过冷凝前缘驱替到生产井中，因此驱油效率较高。平面驱动过程中，由于减少了水相部分，冷凝前缘和冷凝前缘前具有较高的含油饱和度和较高的油相相对渗透率。洼60－H25井组实施2 a来，直井一直保持75%左右的含水率，从实践上证明了重力泄水的作用。

2.3.3 改善蒸汽驱效果的设计要素分析

从上述分析可以看出，重力泄水为蒸汽驱替创造了更加适应的油藏环境，但在油藏工程设计过程中，还应该从稳定蒸汽腔压力、扩大蒸汽腔波及体积等因素出发，对井网中注汽井和生产井空间配置进行优化，才能得到较好的开发效果。

2.3.3.1 双水平井纵向井距

双水平井纵向井距是该种开发方式中重点设计参数之一。如果井距过大，则增大了水平井间的渗流阻力，同时使双水平井井间温度梯度加大而使采液指数降低，重力泄水速度不能与水平井的排液速度较好匹配，反过来使蒸汽腔压力升高，干度降低，注入蒸汽水相部分、蒸汽冷凝水将突破蒸汽腔前缘进入生产井中，直井将出现含水高、突破早的生产动态。

如果双水平井的井距过小，由于深层稠油油藏自身压力较高，蒸汽腔温度较高，通过控制下排液水平井井底温度和生产压差来控制汽液界面的难度将会加大，增大了现场操作的难度。

从理论上分析，双水平井纵向井距应以现井深和隔热条件下的井底干度、蒸汽腔内的重力泄水速度、蒸汽的冷凝速度为基础，以保持稳定蒸汽腔压力为条件，应使重力泄水速度与下部水平井排液速度实现较好匹配。同时，还应充分考虑双水平井间储层物性、隔夹层分布等储层非均质性和由动用不均引起的动用非均质性的影响。因此，必须建立高精度的油藏三维地质模型，通过数值模拟手段进行优化设计。

2.3.3.2 注汽水平井与直井空间配置

注汽水平井与直井的空间配置存在等注采井距和不等注采井距2种选择。不等注采井距将产生与传统反九点井网相似的效果，井距较大的井因渗流阻力大往往出现提液困难的情况。与之相反，井距较小的井往往出现高液量、高井温、突破早的情况。因此，不等注采井距将很难维持较完整的蒸汽腔形状，从而降低了蒸汽的波及体积和采收率，影响最终开发效果，在实际设计中应采用水平井和直井等注采井距的模式为宜。

2.3.3.3 双水平井A、B端相对位置

由于该种开发方式主要在稠油老区应用，经过多年的蒸汽吞吐开发，动态非均质性已经形成，即使采用循环预热方法，也很难解决双水平井的均衡泄水问题。如果上下水平井的A、B端采用同向设计，则增大了注汽水平井和排液水平井A点的压差，降低了B点压差，沿水平段的压力场将会很不均衡，进而导致蒸汽腔扩展不均和动用不均;如果上下水平井的A、B端采用反向设计，注采水平井A、B点的压力正好实现互相补偿，有利于保持均衡的压力场和稳定的蒸汽腔形状，在一定程度上克服了双水平井间静态和动态非均质性的问题。

3 结论与建议

(1)立体井网蒸汽驱是深层巨厚特超稠油油藏进入吞吐末期对提高采收率进行的一次探索性试验，首次从理论上对该种开发方式进行了分析，并对设计中的相关问题进行了论述。

(2)国内长期蒸汽驱实践过程中，往往将采注比未达到方案设计要求导致试验失败归结为工艺技术不过关，通过本研究可以启发读者从理论设计角度找到相应答案。

(3)立体井网蒸汽驱开发方式较好地解决了长期以来困扰稠油热采技术人员的蒸汽腔稳定扩展、采注比低、均衡提液困难等问题，对于丰富稠油热采理论意义重大。

(4)首次从力的综合利用角度进行理论分析，并采用立体井网解决了重力、驱替力的综合利用问题，可以引导设计人员从消耗能量的蒸汽驱设计模式中脱离出来，在今后的油藏工程设计中更加充分考虑能量利用的重要性。

(5)目前对该种开发方式还处于初期理论探索阶段，随着实践的深入和经验的积累，有必要应用经典油藏工程理论进行进一步的分析论证，为深层巨厚稠油油藏提高采收率和工业化开发打下基础。

［1］罗杰·M·巴特勒.重油和沥青的热力开采工艺［M］．北京:石油工业出版社，1994:77－78.

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［3］张瑞，等.稠油热采技术［M］.北京:石油工业出版社，1999:438.

［4］洪K C.蒸汽驱油藏管理［M］.北京:石油工业出版社，1996:37.

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［6］刘文章.稠油注蒸汽热采技术［M］.北京:石油工业出版社，1997:41.

Preliminary study on the mechanism of steam flooding with tridimensional well patterns for extremely thick deep heavy oil reservoirs

REN Fang– xiang，ZHOU Ying，SUN Hong– an，ZHANG Jin– hong
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010，China)

Based on the particularities of deep heavy oil reservoirs，the key technical difficulties existing during the conversion of production methods are analyzed in the paper．The mechanism of steam flooding in a tridimensional well pattern called well group Wa60 －H25 is analyzed and a program design concept is proposed for converting to steam flooding for deep heavy oil reservoirs，which mainly involves adopting different well types，tridimensional well patterns，multiple driving forces and creating oil displacement environments．This study is of great guiding significance in the development of deep heavy oil reservoirs by steam flooding．

deep heavy oil reservoir;development method;steam flooding;well pattern;affecting factor;mechanism

TE345

A

1006－6535(2011)06－0061－05

20110725;改回日期20110921

国家科技重大专项“渤海湾盆地辽河坳陷中深层稠油开发技术示范工程”(2011ZX05053)

任芳祥(1963－)，男，教授级高级工程师，1984年毕业于大庆石油学院油藏工程专业，现为辽河油田公司副总经理，《特种油气藏》第八届编委会副主任，主要从事油田开发管理工作。

编辑 姜 岭