提高蒸汽驱开发效果技术对策与应用

尹小梅

（中国石化股份有限公司胜利油田分公司，山东东营 257000）

蒸汽驱是稠油油藏大幅提高采收率最直接有效的手段之一，目前已经被广泛应用于矿场实 践[1-5]。油汽比（油汽比＝产油量/注汽量）是反映蒸汽驱开发经济效益最直接、最简单的一个指标。油汽比越高（即用少的注汽量产出多的原油），说明蒸汽驱经济效益越好，反之亦然。在蒸汽驱开发中，应制定各种技术对策，确保蒸汽驱油汽比维持在一个较高水平，促进蒸汽驱经济有效开发。

胜利油田开展蒸汽驱单元（或井组）共18个，覆盖地质储量2 131万吨。其中10个单元因油价大幅下降及油汽比低的原因已停止蒸汽驱，目前仍有8个单元正采用蒸汽驱生产。但这8个单元目前平均油汽比仅为0.15，油汽比不高。本次通过矿场实践、数值模拟研究及文献调研等方式，对蒸汽驱开发阶段进行了划分[6-7]，针对每一个阶段的矛盾提出提高蒸汽驱油汽比的技术措施，并对技术措施进行了机理分析。蒸汽驱矿场实践表明，所提技术针对性强、开发效果提升明显。

1 蒸汽驱阶段划分及各阶段的特点

根据蒸汽驱驱油机理分析认为，一个完整的蒸汽驱基本上分为热连通阶段、蒸汽驱替阶段、蒸汽突破3个阶段。每个阶段生产动态不一样，面对的矛盾不一样[8-11]。

1.1 热连通阶段

热连通阶段为蒸汽驱的初始阶段，油藏注汽量不大，在热连通还未完全建立前，注采井间未充分加热或温度上升不大，此时原油黏度仍较大，流动困难，井间冷油带向生产井推进过程中，驱替阻力较大，油层中油水流动速度很慢，油井采液及采油指数小，注汽量高于生产井的采液量，区块采注比低。随着蒸汽不断注入、驱替压力逐渐增大，吞吐阶段油井注入的蒸汽冷凝而成的水首先被采出，因而蒸汽驱井组在转驱初期生产动态上主要表现出井组日产液及含水（吞吐存留水）明显上升，而日产油持续下降，井口温度基本不变的特点。油井生产动态主要表现为“三升一降”即油藏压力、井组日产液及含水率明显上升，日产油量持续下降的特点。

热连通阶段，由于储层未完全加热，油汽比一般较低，对于原油黏度大或者渗透率低的油藏，该阶段持续时间较长，初期经济效益较差。利用CMG油藏数值模拟软件建立反九点汽驱井组计算，当油藏有效厚度为10 m、地层原油黏度为 2 000 mPa·s、油藏渗透率为1D时，汽驱3年后区块油汽比才达到峰值，前2年一直低于0.12 t/t，小于蒸汽驱经济极限油汽比，区块暂处于无效开发的状态。蒸汽驱此阶段主要矛盾为热连通建立困难、采注比低。

1.2 驱替阶段

随着注入蒸汽的不断增加、注采井间热连通程度的提高，油藏温度不断上升，原油黏度变小，原油流动性能大大提高，含水开始下降，蒸汽驱进入驱替阶段。该阶段油层温度大幅提高，油藏供液能力明显增强，从生产动态特征反映为“三升一降”即产液量上升、油量上升、温度上升、含水下降的特点。

在这一阶段中蒸汽在油藏中充分扩展，但与生产井间不连通，所以含水不断下降，在蒸汽驱替压力与热量导致原油黏度大幅下降的作用下，油井采油量不断升高。但受静态和动态非均质性的影响，驱替往往不均衡：在储层物性好的区域或主流线上，油井见效明显、同时含水上升快；而物性差的区域或非主流线上，油井日产油、含水变化不大，或者没有反应。驱替不均匀直接造成蒸汽腔较小，蒸汽波及系数低。蒸汽驱此阶段主要矛盾为驱替不均匀、蒸汽腔小。

1.3 蒸汽突破阶段

随着注汽量增加，蒸汽前缘不断向生产井方向推进，后期达到生产井，蒸汽驱进入蒸汽突破阶段。由于注入井与生产井之间建立起连通，蒸汽从注入井沿着连通通道快速移动到生产井，生产上此阶段表现为产油量锐减、井口温度及含水急剧上升，井口产液温度一般在100℃以上，同时伴有蒸汽产出。

在此阶段，由于注入井与生产井之间的通道形成，蒸汽或者其冷凝的热水沿着通道被生产井快速采出，导致注入的热焓利用率低。同时，通道形成后，注采井之间易形成汽窜，蒸汽腔扩展困难，汽驱波及体积基本固定。蒸汽驱此阶段主要矛盾为热利用率低、汽窜和蒸汽腔扩展困难。

2 蒸汽驱各阶段提高开发效果技术对策理论研究及矿场应用

2.1 热连通阶段

针对此阶段热连通建立困难、采注比低的矛盾，提出了吞吐辅助汽驱开发技术。即在汽驱的同时，分配一部分汽量到生产井，生产井进行吞吐生产，从注入井和生产井两端同时对油藏进行加热。该技术可以加快热连通、提高此阶段油汽比，同时可以缩短热连通的时间。

其提高开发效果的机理如下：①加快建立热连通，对比普通蒸汽驱，虽然注汽井周期温度低，但生产井周围温度较高，注采井之间能更快建立热连通（见图1），在相同的注汽量下，吞吐辅助蒸汽驱方式注采井之间已形成热连通，有利于用降低注采井之间的渗流阻力；②降低生产井附近渗流阻力、提高采注比，当蒸汽还未从注入井达到生产井时，其周围油藏温度仍较低、原油黏度较大，采用吞吐方式加热后，其周围油藏渗流阻力减小，产液量提高，开发中采注比提高，有利于油汽比提升。

国内某油田S块，油藏埋深1 050 m，渗透率1.5D，地层原油黏度10 000 mPa·s，投产初期采用吞吐生产，6年后地层压力由10.4 MPa下降至3.7 MPa，同时平均单井日产油不断降低，降幅高达81%。为改善此区块开发效果，考虑原油黏度较大的特点，采用了吞吐辅助蒸汽驱技术。第一年吞吐注汽18.3×104t、汽驱注汽 4.8×104t，第二年吞吐注汽和汽驱注汽量分别为10×104t和19.7×104t，蒸汽驱同时一直采用油井吞吐辅助。全区最终汽驱11年，汽驱阶段采出程度15.5%，油汽比0.22，整体采出程度38.5%。吞吐辅助蒸汽驱技术使得这种高黏稠油油藏最终采收率达到一个较高水平，并且整个蒸汽驱阶段油汽比较高，开发具有经济效益。

图1 蒸汽驱和吞吐辅助蒸汽驱相同注汽量时温度场

2.2 驱替阶段

图2 均衡驱替调配技术配产流程

针对驱替阶段驱替不均匀、蒸汽腔小的矛盾，配合“提”“控”“引”（提液、控液、吞吐引效）等措施，建立了均衡驱替调配技术（见图2）。采用油藏工程和数值模拟相结合的方法对生产井进行分配产液量，首先按油藏工程法进行，计算各油井实际控制汽驱区域的体积，然后计算其所占井组体积的百分比，根据注入量按采注比1.2确定井组采液量，各单井配产液量＝井组的采液量×单井控制体积所占井组百分比；然后把上述油藏工程方法计算的配产液量作为初始液量，将其代入数值模拟模型进行计算，并查看计算结果和蒸汽驱场图，检测配产液量是否能实现和场图是否均匀，如果满足两者，即可设计油井按此配产液量生产，如果不满足，则需重新调整液量并重复上述过程；同时，为反映蒸汽驱过程中储层动态非均质性的变化，汽驱一段时间后，当储层非均质性发生变化时，应重新按上述方案再次配产。

利用数值模拟模型建立了一个反九点的汽驱井组，并且设定北—南方向为主河道方向，河道位于井组中心，渗透率较高，河道两侧渗透率相对较低，模型渗透率级差为6。数值模拟模型分别采用3种方式配产生产：一是油藏工程方式配产；二是油藏工程和数值相结合但配产一直不变；三是油藏工程和数值模拟相结合并且后期不断调整配产。从计算结果看，三者采收率分别为35.8%、40.2%和43.4%，方式三的采收率最高，比方式一高7.6%。分析蒸汽驱后剩余含油饱和度场图（见图3），在驱替的次流线和主流线上分别距注入井70 m的地方取点分析（图3中数据为所在点的剩余油饱和度值），在相同注汽量下，方式一次流线剩余饱和度是注流线上的1.75倍，而方式三仅为1.10倍，说明方式三较方式一驱替更均匀。同时从场图角井区域的场图分析，方式三角井部位动用更充分，蒸汽驱受效差的井开发状况得到提升。

图3 不同配产方案汽驱饱和度场图

胜利孤岛油田中二北Ng5区块为一高孔高渗普通稠油油藏，该区块4个井组于2010年6月转蒸汽驱，转驱后由于受储层动静态非均质性影响，各井受效状况不一。例如，GD2-5321井受效明显，日产油由转驱前1.3 t/d提高至5.7 t/d，提高了3.4倍，同时井口温度上升至94℃，而井组上另一口井GD2-25XN534见效较差，日产油提升不到1倍，且井口温度仅为56℃。针对这种情况，在GD2-25X5331井组进行重新配产，对GD2-25XN534进行吞吐引效，GD2-24X5341进行降液生产，同时GD2-24X0533和GD2-26-532井进行提液生产，见表1。调整后蒸汽驱开发效果提升明显，井组平均日产油由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井组单井调整效果对比

2.3 突破阶段

2.3.1 注汽强度再优化

针对热焓利用率低的矛盾，提出了注汽强度再优化，在突破阶段重新优化井组的注汽强度，减少因采出液携带而造成的热焓浪费。如图4所示，当蒸汽驱进行突破阶段后，如果注汽强度仍按初期的1.6 t/（d·ha·m）进行注入，那么随采出液被采出的热焓将会急剧增加，热利用率较低；如果在突破阶段将注汽强度降至1.2 t/（d·ha·m），那么被采出的热焓明显降低，计算结果统计显示，热损失率将降低11.7%[12-13]。

图4 随采出液热焓采出速度变化曲线

利用模型分别计算5种注汽方案：方案1，一直保持最佳注汽强度1.6 t/（d·ha·m）直至蒸汽驱结 束；方案2，初期提高注汽强度至2.0 t/（d·ha·m）， 1年后恢复最佳注汽强度直至结束；方案3，初期降低注汽强度至1.2 t/（d·ha·m），1年后恢复最佳注汽强度直至结束；方案4，初期最佳注汽强度，3年后提高至2.0 t/（d·ha·m）直至结束；方案5，初期最佳注汽强度，3年后降至1.2 t/（d·ha·m）直至结束。利用数值模拟计算结果（见表2），按照净增油（净增油＝累产油－注汽成本－钻井成本）大小对上述5个方案蒸汽驱经济效益进行排序，方案五＞方案一＞方案三＞方案四＞方案二。对比结果说明，蒸汽驱初期应保持最佳注汽强度进行注汽，后期可以降低注汽强度，节约注汽量、提高油汽比，增加蒸汽驱开发经济效益。

表2 不同注汽方案开发效果预测

胜利油田孤气9块为一普通稠油区块，于2008年选取了2个井组进行蒸汽驱试验，初期注汽强度1.7 t/（d·ha·m），油汽比0.49，汽驱2.5年后进入突破阶段，油汽比下降至0.16。面对此情况，对井组重新优化注汽强度，并逐渐降至0.9 t/（d·ha·m），此后油汽比不断回升，截至2015年恢复到0.27，提高了69%，蒸汽驱经济效益明显变好。

2.3.2 泡沫蒸汽驱

针对注采井之间易形成汽窜、蒸汽腔扩展困难的矛盾，提出了泡沫蒸汽驱技术。泡沫蒸汽驱是指在注蒸汽的同时加入高温泡沫剂与氮气，通过泡沫“遇水起泡、遇油消泡”的选择封堵作用提高蒸汽的波及系数，同时降低残余油饱和度提高洗油效率[14-16]。

利用驱替阶段建立数学模型进行研究，同时纵向上设定为正韵律储层，渗透率级差为3。平面上，蒸汽在河道方向上推进距离是垂直河道方向上的1.6倍（220℃在河道方向上推进距离与垂直河道方向之比），而采用泡沫蒸汽驱为1.2倍；纵向上，普通蒸汽驱高渗层为低渗层的1.5倍（含油饱和度0.25距油井的距离之比），而泡沫蒸汽驱为1.1倍，见图5与图6（为节省篇幅，平面上展示温度场，纵向上展示剩余油饱和度场，温度场与剩余油饱和度场均分蒸汽驱中两个重要的分布场，且蒸汽驱中温度与与剩余油饱和度场正相关）。上述结果表明，泡沫蒸汽驱延缓了汽窜，扩大了波及体积，同时其最终采收率提高了5.6%，泡沫蒸汽驱效果明显。

图5 不同开发方式平面上温度场图

图6 不同开发方式纵向上剩余油饱和度场图

胜利孤岛油田在中二北Ng5进行蒸汽驱后转化学蒸汽驱，截至2016年底，整个蒸汽驱阶段累计注汽78.5万吨，产油16.1万吨，提高采出程度17.2%，目前采出程度超48%，累增油超10.9万吨，累积油汽比0.21，年油汽比0.17。采用泡沫蒸汽驱后，区块采收率和油汽比达到一个较高水平，经济效益较好。

2.4 全阶段分层注汽技术

对于纵向上油层较多且层间差异较大的油藏，应采用分层注汽工艺[17-20]，减小层间差异，提高整体采收率，该项技术可以运用于蒸汽驱的3个阶段。利用数值模拟模型计算笼统注汽与分层注汽的开发效果，模型设计2个油层，上部渗透率为300 mD，下部1 500 mD，模型设定2种注汽方式注汽速度一样。注汽1年后，从两者剩余油分布场图来看，分层注汽上下两层动用差异较少，采出程度相差4.8%，而笼统注汽相差12.3%；全区范围内，分层注汽整体采出程度提高了2.7%，见图7。

图7 不同注汽方式下含油饱和度场图

胜利油田孤岛中二中Ng5为普通稠油油藏，于2010年实施水驱转热采开发，并于2013年进行蒸汽驱。根据注入井地质条件和分层注汽工艺要求，全区实施同心双管分层注汽工艺4井次、单管分层配汽工艺2井次。对比笼统注汽井组GD2-33X521和单管分层注汽井组GD2-31N518的开发效果，从含水来看，单管分注井组含水明显低于笼统注汽，低6%左右，同时日产油高10 t/d，分层注汽工艺明显提高了蒸汽驱开发效果，见图8。

图8 蒸汽驱分注井组与笼统注汽井组含水对比

3 结论

1）蒸汽驱可以分为3个阶段：热连通阶段、驱替阶段、突破阶段，各个阶段生产特点不同，所面临的问题不同，提高油汽比的技术对策不同。

2）热连通阶段可采用吞吐辅助汽驱开发技 术，其可以加快建立热连通，同时降低生产井附近渗流阻力、提高采注比。

3）驱替阶段采用均衡驱替调配技术，根据油藏工程和油藏数值模拟方法，同时考虑储层非均质性与时间的变化，综合应用“提”“控” “引”等措施，保证汽驱均匀，扩大蒸汽波及体积。

4）突破阶段需要对注汽强度再优化，减少热量损失、提高热利用率；同时可以采用泡沫蒸汽驱，封堵汽窜通道和水淹层，进一步扩大蒸汽波及体积。

5）对于多油层蒸汽驱，在地质条件满足工艺要求的情况下，应采用分层注汽工艺，提高纵向上蒸汽波及系数，利用蒸汽驱充分动用各油层。