蒸汽驱机理再认识及全生命周期开发研究

李相方，马宏斌，杨 戬，符永江，郑利民

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

0 引 言

辽河油田齐40块是典型的稠油油藏，位于辽河油田欢喜岭采油厂的东北部，距离约4 km，目前已开发30余年。先期进行蒸汽吞吐生产，后期逐渐转为蒸汽驱开发。尽管蒸汽驱在齐40块取得了显著的增油效果，但是由于开发时间长，目前面临着产量下降、含水上升等挑战，这也是国内外其他稠油油藏蒸汽驱普遍存在的问题[1-11]。针对这些问题，需要对蒸汽驱的全过程进行研究[12-21]。

国内外学者通过对蒸汽驱过程中温度场、含油饱和度场、压力场“三场”变化特征进行分析[22-24]，从而对蒸汽驱全过程进行了刻画。研究表明，蒸汽驱具有阶段性。Jones[25]、Hong K C[26]、赵洪岩[27]等普遍将蒸汽驱全过程分为受效阶段、驱替阶段和突破阶段。蒸汽突破后，国内外学者对接替方式进行了一系列研究分析[28-32]。上述研究在一定程度上能够刻画蒸汽驱的全过程，但是依然存在一些值得商榷的问题：①稠油的黏度是重要的开发指标，“三场”对描述地层稠油黏度的分布不直观。②蒸汽驱阶段划分应与蒸汽驱场的分布及驱替机理结合，从而能够准确描述蒸汽驱的全过程，进而针对不同开发阶段提出差异化的调整对策。但“3个阶段”的划分与驱替机理的结合有限，因此，实际应用存在一定困难。③目前蒸汽驱后的接替方式研究较多，但是尚缺乏对于接替方式的机理研究，从而导致现场对于蒸汽驱后接替方式转换还存在一定的顾虑。

针对以上稠油蒸汽驱开发存在的诸多挑战，以辽河油田齐40块为例，通过梳理该区块的热采开发历程，结合蒸汽驱的开发机理，重新划分了蒸汽驱的生产阶段，提出了齐40块全生命周期的注采参数设计方法，解决目前存在的问题，进而指导现场生产。

1 辽河油田齐40块的开发历程

辽河油田齐40块于1987年实施蒸汽吞吐开发，1998年10月进行4个反九点井组的蒸汽驱先导试验，2003年7月蒸汽驱试验增加了7个井组，2006年12月蒸汽驱开始规模化应用于齐40块。截至2008年3月，共有149个井组转为蒸汽驱开发，取得了较好的开发效果，主要体现在5个方面：一是采油速度实现大幅提高，齐40块转驱前采油速度仅为1.2%，转驱后最高达到1.8%；二是驱替稳产期长达6 a，与同类方式对比一致；三是预计最终采收率为60.1%，相比蒸汽吞吐开发采收率提高了28.0个百分点；四是阶段增油效果显著，预计蒸汽驱阶段增油1 045×104t；五是开发时间大幅延长，区块开发年限延长18 a。但随着蒸汽驱开发的不断进行，油藏的含水率上升，产油量下降，蒸汽驱效果变差。截至2019年年底，齐40块的含水率高达85.3%，年油汽比为0.14，目前生产面临着较大的挑战。

2 全生命周期蒸汽驱评价方法提出与修正

2.1 目前蒸汽驱的“三场”开发理念

蒸汽驱过程中温度、含油饱和度、压力是评价开发的3个重要指标，目前一些学者[22-24]提出利用“三场”即温度场、含油饱和度场、压力场来评价蒸汽驱开发效果。虽然“三场”在一定程度上能够反映开发效果，但不同类型的稠油物性不同，2种类型的稠油处在相同的“三场”条件下，其开发方式会存在较大的差异，因此，基于“三场”的蒸汽驱开发效果评价存在进一步提升的空间。

2.2 基于“四场”开发理念的蒸汽驱效果评价

不同类型的稠油重质组分含量不同，导致原油黏度存在差异性。热力降黏是稠油热采最重要的开发机理之一，黏度是稠油开发的关键因素，黏度越大，对开发越不利。直观地描述蒸汽驱过程中的黏度场分布，对准确评价蒸汽驱开发效果有重要的意义。因此，黏度场与温度场、含油饱和度场及压力场一样，是评价蒸汽驱效果的方法之一。黏度场可以为开发方式提供依据，根据黏度场分布，当注采井间存在原油黏度较大的区域，则证明地层温度较低，需要继续注蒸汽升高地层温度，从而进行蒸汽驱开发；当注采井间黏度较小，则证明地层温度不需要继续升高，保持现阶段温度进行开发，此时可以转为其他开发方式，如热水驱、汽水交替、间歇汽驱等。

2.3 目前蒸汽驱的“3个阶段”生产划分

目前学者[25-27]普遍将蒸汽驱划分为“3个阶段”，即热连通阶段、蒸汽驱阶段及蒸汽突破阶段。研究认为[33-36]：热连通阶段的特征是通过前期蒸汽吞吐以及蒸汽驱建立注采井间的温度连通，从而为后续驱替创造条件；蒸汽驱阶段是主要的生产阶段，该阶段的特征为原油产量上升、地层压力上升、温度上升；蒸汽突破阶段的特征为产出液温度高，并伴有蒸汽产出，研究人员认为蒸汽突破后需要转其他接替方式。虽然该阶段划分方法体现了蒸汽驱的整个驱替过程，但是忽略了不同阶段的开发特征及驱替机理的深入研究，因此，“3个阶段”划分方法依然存在改进的空间。

2.4 基于“4个阶段”的蒸汽驱开发分析

通过深入分析蒸汽驱的全过程开发方式，在充分分析各阶段开发机理及开发特征的基础上，将蒸汽驱全过程由“3个阶段”重新划分为“4个阶段”，分别为：热连通建立温度场阶段、蒸汽驱替阶段、蒸汽较明显突破调整注采参数阶段和蒸汽全面突破改变注采方式阶段。

2.4.1 热连通建立温度场阶段

该阶段始于注蒸汽时刻，终于温度前缘传递到采油井。该阶段注入蒸汽开始向采油井扩展，加热储层岩石及流体，初步建立了温度场，产出原油的温度远低于注入蒸汽的温度，“四场”分布特征见文献[37]。由于该阶段末温度场前缘刚刚到达生产井底，而蒸汽前缘未到达生产井底，由温度场特征可以看出，高温区域主要分布于注入井附近，而地层温度较低；由含油饱和度场可以看出，地层还有大量原油未被采出；由压力场可以看出，注采井间的驱替压差较大；由黏度场可以看出，注采井间黏度较高。因此，由“四场”的分布特征可以看出，该阶段地层温度低、原油采出程度低、驱替压差大、地层原油黏度较大，热力降黏机理并不显著，主要驱替机理为压差驱替。

2.4.2 蒸汽驱替阶段

该阶段始于温度前缘到达生产井底，终于蒸汽前缘到达生产井底。在该阶段，生产井周围储层温度持续上升，流体黏度持续下降，产油量及产油温度上升。蒸汽腔没有直接作用于产出的油，而是继续利用潜热加热降黏，并以压差的形式驱动原油，该阶段的“四场”分布与上一阶段类似，主要区别是蒸汽腔的分布特征。在该阶段末，蒸汽前缘刚刚扩展至生产井底；而上一阶段末，蒸汽前缘刚刚到达注采井的位置，如图1所示。由于蒸汽腔从注入井不断扩展至生产井，从而导致温度场继续向生产井底扩展，地层温度较上一阶段有显著上升；该阶段原油动用明显上升，采油量增加；由压力场可以看出，注采井间同样具有较明显的压力差；由黏度场可以看出，原油黏度较上一阶段显著下降，蒸汽的热力降黏作用在该阶段开始显著发挥，因此，该阶段的驱替机理为压差驱替与热力降黏。

图1 前2个阶段含汽饱和度剖面图对比

2.4.3 蒸汽较明显突破调整注采参数阶段

该阶段始于蒸汽前缘到达生产井底，直至生产井大量产出蒸汽为止。在该阶段初期，蒸汽前缘刚扩展至生产井底，地层温度进一步上升，原油黏度进一步下降，油藏驱替系统建立，产油量稳中有升；随着蒸汽进一步突破，汽相饱和度增加，汽相相对渗透率上升，油相相对渗透率下降；受蒸汽超覆作用影响，地层上部原油饱和度降低，产油量开始下降。蒸汽的驱油效率远高于热水[31]，因此，该阶段既不能破坏地层中形成的蒸汽腔，又要减缓蒸汽突破的程度，应通过调整注采参数来实现最优的开发效果，如降低注汽量、降低蒸汽干度等。该阶段的“四场”分布见文献[37]。由温度场可以看出，蒸汽前缘进一步向生产井井底扩展，地层温度进一步升高；由含油饱和度场可以看出，地层原油动用进一步扩大，采油量进一步上升；由压力场可以看出，注采压差依然较为明显；由黏度场可以看出，原油黏度进一步降低。由于该阶段蒸汽前缘已到达生产井井底，因此，被蒸汽蒸馏出的原油开始从地层中产出。由“四场”分布可以看出，该阶段的驱替机理包括压差驱动、高温降黏及蒸汽的蒸馏作用。

2.4.4 蒸汽全面突破改变注采方式阶段

该阶段的特征是生产井大量产出蒸汽，通过调整注采参数已经无法有效控制蒸汽突破。理论上，当某时刻的瞬时油汽比低于经济极限油汽比，且无论如何调整注采参数，都无法改变这一情况时，就可以认为已达到蒸汽全面突破阶段。此时蒸汽驱已不适合油藏的开发，应当转变开发方式以达到稠油油藏的技术及经济可行性。由于蒸汽密度低，驱油时存在蒸汽超覆现象，因此，在蒸汽全面突破阶段继续进行蒸汽驱，蒸汽也只是在不停驱替地层上部的原油，而地层下部原油无法有效驱替，从而导致波及系数较低，生产油汽比降低，原油产量降低，含水率大幅上升。

3 蒸汽驱各阶段注采参数设计新方法

齐40块的主体部位油层厚度为30～50 m，单层厚度为8～10 m。为了准确反映油藏的地质特征，明确各阶段的注采参数设计，结合各阶段“四场”分布和驱替机理，通过建立反九点蒸汽驱井组，分析阶段采出程度与热利用率，优化各阶段的注采参数。为了评价热利用率，提出了有效热利用因子这一概念：

(1)

式中：Qo为累计产油量，m3；Einj为注入热量，J；E为有效热利用因子，m3/J。

由式(1)可知，注入相同热量下，累计产油量越高，有效热利用因子越大，热利用率越高。

3.1 热连通建立温度场阶段注采参数设计

基于反九点模型，对该阶段的注采参数进行优化。为了与现场的注采参数一致，设计模型中注汽干度为0.57，采注比为1.2。分别选取注汽强度为150、200、400 m3/(d·m·km2)，综合考虑产油量与热利用率，优化该阶段的注汽强度。不同注汽强度对应的生产结果如表1所示。

表1 热连通建立温度场阶段不同注汽强度的生产结果[37]

由表1可以看出，注汽强度越高，阶段生产时间越短，而原油产量与有效热利用因子先增加后降低。当蒸汽注入强度为200 m3/(d·m·km2)，原油产量最高，有效热利用率最大。因此，该阶段的最优注汽强度为200 m3/(d·m·km2)。

3.2 蒸汽驱替阶段注采参数设计

在蒸汽驱替阶段，注汽干度为0.57，采注比为1.2。由于该阶段地层原油黏度较上一阶段有明显降低，因此，注汽强度应当降低。分别选取注汽强度为100、150、200 m3/(d·m·km2)，计算不同注汽强度对应的注入蒸汽热量、原油产量和有效热利用因子，生产结果如表2所示[37]。

表2 蒸汽驱替阶段不同注汽强度的生产结果

蒸汽驱替阶段与热连通阶段的生产趋势类似，当注汽强度为150 m3/(d·m·km2)时，原油产量最高，有效热利用因子最大，即证明热利用率最高。因此，该阶段的最优注采强度为150 m3/(d·m·km2)。

3.3 蒸汽较明显突破调整注采参数阶段注采参数设计

该阶段由于蒸汽开始突破，地层原油黏度已经下降至较低水平，此时无需继续提高地层温度进行开发，而应降低注汽强度及注汽干度以实现最优的开发效果。为了实现上述的优化目的，首先对注汽强度进行优化。该阶段注汽干度为0.57，采注比为1.2，分别计算注汽强度为100、120、140、170 m3/(d·m·km2)时的采出程度，结果如图2所示。由图2可知，阶段采出程度随注汽强度增加而增大，当注汽强度超过120 m3/(d·m·km2)时，阶段采出程度的增量开始减缓。

图2 不同注汽强度下采出程度对比

除了需要优化注汽强度外，注汽干度也是一个重要的注入参数。基于120 m3/(d·m·km2)的最优注汽强度，不同注汽干度的生产结果如表3所示[37]。由表3可知，注汽干度越高，原油产量越高，但热利用率越低，无法选择该阶段最优的注汽干度。

表3 不同注汽干度的生产结果

因此，提出了一种新的方法。以蒸汽干度0.10为基准，分别计算干度为0.20、0.40与0.57时原油产量增加程度与有效热利用因子减少程度(图3)。

图3 不同干度原油产量与有效热利用因子变化程度

由图3可知：随着干度上升，原油产量增加，同时有效热利用因子降低。当干度低于0.2时，随着干度上升，原油增加程度与有效热利用因子减少程度相当；当干度大于0.2后，原油产量增加程度远低于有效热利用因子减少程度。因此，综合评估认为，该阶段的干度应保持在0.2左右，对开发比较有利。

4 蒸汽驱全面汽窜后接替方式研究

蒸汽驱的第4个阶段是蒸汽全面突破阶段，由于蒸汽超覆，地层的剩余油无法有效驱出，因此，不再建议使用蒸汽驱继续开发，需要转换开发方式，从而达到更好的开发效果[38-39]。

4.1 蒸汽-热水交替注入驱替

4.1.1 驱替机理

蒸汽的温度与饱和压力存在一定的关系，当10 ℃≤T≤168 ℃时，可以利用Antoine公式进行计算：

(2)

式中：ps为饱和蒸汽压力，kPa；T为蒸汽温度，℃。

由于式(2)所对应的温度范围较窄，Keenan和Keyes[40]归纳后得到水的饱和蒸汽压为：

(3)

x=673.4-1.8T

(4)

式中：a、b、c、d、e、f、g分别为常数，a=2.21×104，b=2.302 585，c=3.243 781，d=3.260 14×10-3，e=2.006 58×10-9，f=1.165 09×103，g=1.215 47×10-3。

饱和蒸汽压曲线如图4所示。由图4可以看出，以曲线为分界线，曲线的左上部为纯热水区域，曲线的右下部为纯蒸汽区域，曲线上的各点代表各温度条件下的饱和蒸汽压力。以200 ℃为例，此时饱和蒸汽压力为1.55 MPa，即在1.55 MPa的条件下，热水的最高温度为200 ℃；当继续加热，热水吸热转化为蒸汽，蒸汽干度升高而温度保持不变，当蒸汽干度达到1.0时，继续加热温度才会升高，此时蒸汽为过热蒸汽。反之，蒸汽转化为相同温度的热水需要降低干度，只要干度不降至0.0，蒸汽就会一直存在。

图4 饱和蒸汽压力曲线

蒸汽-热水交替注入的宏观原理：由于蒸汽超覆，蒸汽能够驱替地层上部的原油，而热水密度较大，能够驱替地层下部的原油(图5)。因此，蒸汽-热水交替注入适合在蒸汽全面突破后，对地层原油进行驱替。

对于水湿地层，从微观上蒸汽-热水交替注入能够增大其波及体积。在水湿地层中，蒸汽为非润湿相，因此，在驱替时优先进入地层的大孔隙；而热水为润湿相，在毛管力的作用下驱替时容易进入地层的小孔隙，因此，能够增大波及体积，从而提高采收率。

图5 蒸汽-热水交替注入宏观驱替机理

4.1.2 开发效果

由数值模拟结果可知，在蒸汽全面突破后继续驱替1 200 d，蒸汽-热水交替注入的采出程度达到6.0%，而蒸汽驱的采出程度仅为2.7%。由此可见，蒸汽-热水交替注入的开发效果明显好于继续蒸汽驱。

4.2 间歇汽驱开发

4.2.1 驱替机理

间歇汽驱分为注汽周期与停注周期。在注汽周期，注汽井周围压力高，生产井周围压力低，压力梯度驱使流体主要由注汽井流至生产井；在停注周期，注汽井的压力显著下降，注采井间压力梯度变小，注采井间的流体流动能力变弱。停注后，由于地层上部蒸汽腔减小，地层上部压力下降程度大，而下部压力下降程度小，停注阶段流体主要由地层低部位流向地层高部位(图6)。因此，间歇汽驱能够扩大动用体积，有利于原油驱替。

图6 注汽周期和停注周期压力分布

此外，停注期间蒸汽冷凝成热水，热水能够驱替地层下部原油，从而提高波及体积，提高原油采收率。

4.2.2 开发效果

由数值模拟结果可知，在蒸汽全面突破后继续驱替1 200 d，间歇汽驱的采出程度达到5.5%，而蒸汽驱的采出程度仅为2.7%，表明间歇汽驱的开发效果好于继续蒸汽驱。

4.3 接替方式与蒸汽驱的开发效果对比

对比3种开发方式，继续蒸汽驱的采出程度最低，为2.7%，其注入热量最高，为178.9×1012J；间歇汽驱的采出程度较高，为5.5%，其注入热量为178.9×1012J；蒸汽-热水交替的采出程度最高，为6.0%，同时其注入热量最低，为132.8×1012J(表4)。对于齐40块，蒸汽-热水交替是一个很好的接替方式。

表4 蒸汽全面突破后不同开发方式开发效果对比

5 结 论

(1) 在蒸汽驱“三场”的基础上增加黏度场有利于注采参数的设计及调控。黏度场可以反推地层温度分布情况，黏度过高，应当增加注汽强度或干度；黏度过低，应当减少注汽强度或干度。

(2) 将蒸汽驱从“3个阶段”修正为“4个阶段”，可以更加准确地刻画蒸汽驱替过程。在蒸汽驱的第1和第2阶段，驱替机理主要为压差驱替与降黏；在蒸汽驱第3和第4阶段，驱替机理主要为蒸汽蒸馏与乳化。

(3) 基于不同阶段蒸汽驱的驱替机理，提出了综合考虑产油量与有效热利用因子的蒸汽驱各阶段注采参数设计方法。在热连通建立温度场阶段，最优注汽强度为200 m3/(d·m·km2)；在蒸汽驱替阶段，最优注汽强度为150 m3/(d·m·km2)；在蒸汽较明显突破调整注采参数阶段，最优注汽强度为120 m3/(d·m·km2)，最优干度为0.2左右。根据不同阶段的驱替特征，揭示注汽参数的变化规律，对蒸汽驱开发起到了指导意义。

(4) 研究了蒸汽驱全面汽窜后接替方式的驱替机理。由于重力作用，热水能够驱替地层下部位的原油，蒸汽能够驱替地层上部位的原油，因此，汽水交替与间歇汽驱都能增大波及体积。除此以外，对于汽水交替，水湿地层中热水优先进入小毛管，蒸汽优先进入大毛管，因此，能够驱出大毛管和小毛管里的原油；对于间歇汽驱，注汽周期注入井周围压力上升，地层流体从注入井流向生产井，而在停注周期，由于地层上部位蒸汽逐渐冷凝为热水，因此，地层上部位压力降低，流体由地层下部位流向地层上部位，从而有效驱出原油。

(5) 在蒸汽全面突破后，采用蒸汽-热水交替驱替和间歇汽驱开发方式有更高的采收率。通过数值模拟结果可以看出，相比继续蒸汽驱，蒸汽-热水交替驱替和间歇汽驱能够有效提高原油采收率，提高油藏开发的热利用率，是蒸汽全面突破后较好的接替方式。