浅层超稠油油藏蒸汽驱可行性及潜力评价

孙永杰

（中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015）

超稠油油藏由于胶质、沥青质含量极高，开采难度较大［1］。随着热采技术的不断发展，超稠油油藏逐渐成为热采开发的重点。目前我国陆上已投入热采的超稠油油藏主要有克拉玛依油区的九7＋8区、辽河油区的小洼油田和曙光油田的杜84块、胜利油区的乐安油田、孤东油田［2］及河南油区的井楼、古城油田等。这些油田多数已处于蒸汽吞吐开采的中后期，预计多数油藏吞吐结束后采出程度低于普通稠油油藏。

蒸汽驱是蒸汽吞吐之后提高普通稠油油藏采收率的主要方法，也是国外较为成熟的开发技术，对于浅层油藏应用尤其广泛［3］。美国Kern River油田、Midway－Sunset油田以及印度尼西亚Duri油田都是其基础代表。在蒸汽驱过程中，通过注入井连续注入高干度蒸汽，携带的大量热能加热油藏，大幅度降低稠油黏度，将原油驱动至生产井。由于陆相沉积储层地质特征较为复杂，同时蒸汽吞吐与蒸汽驱开发具有关联性，造成蒸汽驱开发效果与油藏地质特点及吞吐阶段动用状况密切相关。本文通过理论和数值模拟研究，探讨了浅层超稠油油藏蒸汽驱开采的可行性及开采潜力。

1 超稠油油藏开发概况

克拉玛依油田九7＋8区齐古组超稠油油藏位于九区的西北部，含油面积9.8km2，埋深仅为175 m，地质储量3.040×107t。全区原始地层压力低、温度低、天然驱动能力弱，原始地层温度为17.4℃，20℃时原油黏度为39.81～2 737 492mPa·s，平均199 264mPa·s，属于浅层、低温、低压、特超稠油油藏。该块于1986年投入开发，1999年至今进入大规模蒸汽吞吐开发阶段。目前生产过程中存在以下问题：（1）蒸汽吞吐周期含水上升较快（第一轮周期含水率59%，第二轮周期含水率65%，到第十轮时周期含水79%，上升了20%。）；（2）前四轮周期产油递减较大（2～4轮的递减分别为25%、14%、14%）；（3）高轮次井产油水平低，吞吐效果差（日产油水平由2.7t／d降到1.6t／d，油汽比由0.31降到0.13，含水率由59%上升至79%）。

针对吞吐效果逐渐变差的现象，为实现区块稳产，最终达到提高采收率的目的，转换开发方式势在必行。

2 蒸汽驱可行性分析

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采后，进一步提高采收率的主要热采技术［4］。蒸汽驱是由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式，其主要机理是通过降黏、热膨胀、蒸汽蒸馏、油的混相驱以及乳化等作用提高原油采收率［5］。依靠蒸汽吞吐开采，只能采出各油井井点附近油层中的原油，采收率一般为15%～25%，井间留有大量的剩余油富集区。采用蒸汽驱开采，能够使蒸汽冷凝前缘遗留的残余油饱和度在蒸汽波及范围内降到很低，从而提高驱油效率，达到较高的采出程度。通过调研国内外相关资料，九7＋8区超稠油油藏地质条件基本满足筛选标准，埋深浅，油层厚度适中，储层物性好等特点，为实施蒸汽驱的有利条件［6］。

2.1 吞吐转蒸汽驱时机研究

凡是符合蒸汽驱开采条件的稠油油藏，都应在蒸汽吞吐开采至适当时机转入蒸汽驱开采，充分发挥蒸汽驱高驱油效率的优势，以提高注蒸汽开采的总体效果。由蒸汽吞吐适时转入蒸汽驱，采收率可增加20%～30%，总采收率可达45%～60%；如不及时转入汽驱开采，不仅吞吐阶段后期效果极差，而且转汽驱后效果更差。因此，由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采存在一个最佳时机。

在黏度为2.0×105mPa·s的区域，选取有代表性的970023反九点井组，建立油藏数值模拟模型。模型共分为5个小层，5 780个网格，其中第2、4层是隔夹层，建模时这两层的孔隙度和渗透率均为0。根据区块具体情况，确定采用整体蒸汽吞吐继续开发，待油层热连通充分形成后再转为蒸汽驱开发，以有效避免汽窜。在历史拟合的基础上，利用数值模拟计算了6种不同的转驱时间对开采效果的影响（见图1），并与蒸汽吞吐的效果进行了对比。

图1 转驱时机对开采效果的影响Fig.1 Influence of the timing of steam stimulation－steam flooding conversion on the performance of steam drive

从“吞吐＋汽驱”结果综合分析，吞吐转汽驱开发油藏效果明显好于蒸汽吞吐开发效果（低于20%），并且存在最优的转驱时机。若较早转驱（吞吐5～6个周期），则会由于油层热连通尚未充分形成等因素使得汽驱较难进行，蒸汽驱最终采收率较低，并且由于蒸汽驱阶段较长，导致整个热采阶段油汽比偏低；若推迟转驱时机（吞吐9个周期以上），注、采井近井地带含水饱和度高，转汽驱后见热损失增大，热效应降低，导致开发效果变差。由图1可知，吞吐7～8轮次为合理的转驱时机，此时转驱后总的采油速度和采收率均比较高。

2.2 转驱时的油藏条件分析

蒸汽吞吐转蒸汽驱是建立在地下“三场”（含油饱和度、油层压力、油层温度）变化的基础上［7］，油藏条件对蒸汽驱开发效果起决定性作用，下面对其变化逐个进行分析。

2.2.1 吞吐后较高的剩余油分布 油层含油饱和度与蒸汽驱采收率在直角坐标中呈线性关系，其规律表现为：随含油饱和度增加，蒸汽驱采收率呈线性递增的变化［8］。当油藏起始含油饱和度大于0.45时，汽驱阶段采收率可达到20%以上。

九7＋8区超稠油油藏蒸汽吞吐8轮次后，油层平均剩余油饱和度高于50%（见图2），高于蒸汽驱起始含油饱和度的研究值（So≥40%）。汽驱阶段采收率有望达到25%以上，能够较大幅度地提高采收率。

2.2.2 吞吐后地层压力变化 蒸汽吞吐转为蒸汽驱开发时的油藏压力对蒸汽驱开发稠油油藏至关重要，它制约着蒸汽带的扩大和蒸汽驱的效果。根据国外蒸汽驱工程项目的经验，埋深为200～700m的油藏，蒸汽驱前井底压力都比较低，低压有利于提高蒸汽的波及范围，采收率可以达到38%～60%［9］。

图2 小层蒸汽吞吐后剩余油分布Fig.2 Distribution graph of oil saturation after steam stimulation

吞吐8轮次以后，地层压力由原始压力1.77 MPa下降到0.28～0.40MPa（见图3），下降幅度明显。储层非均质性的存在，造成南部高渗层压降幅度较大。由于压力较低使注入蒸汽有较高的比容，蒸汽将优先进入压力较低的油层［10］，从而为转驱创造了有利条件。

图3 小层蒸汽吞吐后压力分布Fig.3 Distribution graph of pressure after steam stimulation

2.2.3 吞吐后油层热连通程度变化 在油藏中建立有效的蒸汽驱替前缘，并且达到较高的蒸汽波及体积，是蒸汽驱成功的关键。对于超稠油油藏，由于原油的流动性很差，要实现正常的蒸汽驱替过程，需要通过多轮吞吐，才能使油层形成较好的热连通。

九7＋8区超稠油油藏吞吐8轮次后，油层储热明显增加（见图4），热连通程度较吞吐前大幅度转好，此时原油黏度大幅度降至150～2 000mPa·s，其流动性大大增强。

此外，蒸汽驱还有一个有利条件：较小的井距。目前，一般通过加密吞吐来延长吞吐时间，并且通过缩小井距，使得地层压力进一步下降，为加快实现低压汽驱创造了有利条件［11］。九7＋8区采用70m小井距进行吞吐，可在合适的时机直接转为蒸汽驱。

图4 小层蒸汽吞吐后温度分布Fig.4 Distribution graph of temperature after steam stimulation

综上，根据数模研究以及蒸汽吞吐后油藏条件变化情况可知，黏度为2.0×105mPa·s的超稠油油藏吞吐8个轮次后，地层压力下降幅度较大，温度明显升高，油层热连通已基本形成，此时油藏仍具有较高的剩余油饱和度。数值模拟结果表明，此时转驱汽驱采油速度较高，最终采收率也比较理想，故确定在蒸汽吞吐第8轮次后转为蒸汽驱开采，以进一步提高采出程度。

3 蒸汽驱注采参数优化

国内外的大量热采数值模拟、物理模拟研究以及油田现场试验结果都表明，蒸汽干度（井底干度）、注汽速度（或注汽强度）以及采注比等参数对蒸汽驱开采效果的影响非常大。因此，必须进行蒸汽驱注采工艺参数优化设计，才能获得最好的开发效果及经济效益［12］。

3.1 蒸汽驱注采参数优选

3.1.1 注汽速度优选 蒸汽驱不同注汽速度下的采收率以及采油速度变化曲线如图5所示。由图5可以看出，随着注汽速度的增加，产油量、采油速度均不断增加。当注汽速度大于120m3／d时，采收率增加幅度减小，同时采油速度呈现下降趋势。因此，最佳注汽速度为110～120m3／d。

图5 注汽速度对蒸汽驱采收率以及采油速度的影响Fig.5 Influence of steam injection rate on the performance of steam drive and production rate

3.1.2 注汽干度优选 数值模拟研究结果表明，井底蒸汽干度对蒸汽驱效果影响较大，如图6所示。由图6可以看出，随着蒸汽干度的增加，采油速度与采收率都随之增加。但井底蒸汽干度大于50%以后，产量增加幅度减缓。因此，最佳蒸汽干度宜大于50%。

图6 蒸汽干度对蒸汽驱采收率以及采油速度的影响Fig.6 Influence of steam quality on the performance of steam drive and production rate

3.1.3 采注比优选 采用数值模拟研究不同采注比对汽驱开发效果的影响，结果见图7。由图7可以看出，随采注比增加，蒸汽驱采收率也在增加。当采注比介于1.0～1.2时，产量增加幅度较大；当采注比大于1.2时，采收率增幅减缓。考虑到实际生产中采注比过大容易造成蒸汽突破，造成汽窜现象，最佳采注比为1.2。

图7 采注比对蒸汽驱采收率以及采油速度的影响Fig.7 Influence of production injection ratio on the performance of steam drive and production rate

3.2 蒸汽驱开发指标预测

利用数值模拟方法，采用优化的注采参数进行生产动态预测。计算结果表明蒸汽驱阶段采出程度可达46.26%，总采收率达到了58.91% （见表1）。数值模拟预测该区块蒸汽吞吐到极限油汽比时，最终采收率为18.65%。可见，适时转为蒸汽驱大幅度提高了采收率，蒸汽驱达到了较好水平。

表1 蒸汽驱数模预测开发指标Table1 Development indexes of steam drive predicted by numerical simulation

根据投入产出概算法对蒸汽驱开发效果进行了经济评价。汽驱产油净收入（扣除蒸汽消耗原油）为1.958 208×108元（油价为0.5＄／L），操作费用为1.021×108元（操作费1 000 元／t），管理费用为3.544 91×107元（产油总收入的10%），故净收入为5.827 17×107元。经济效益初步评估示有盈利，所以对于本区块超稠油油藏，采用蒸汽驱技术开发在经济上也是可行的。

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