中国稠油蒸汽吞吐后提高采收率接替技术前景

2022-06-09方吉超李晓琦计秉玉王海波路熙

断块油气田 2022年3期

方吉超，李晓琦，计秉玉，王海波，路熙

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石化海相油气藏开发重点实验室，北京 100083）

0 引言

中国稠油资源丰富，截至2020年，以辽河油田、新疆油田、塔河油田和胜利油田为主的陆上油田稠油动用储量约28×108t。近海稠油开发较慢，纳入规划的稠油地质储量约为26×108t［1-2］。蒸汽吞吐热采为中国稠油主要开发方式，2020年稠油热采产量1 600×104t，约占中国稠油年产量的77%，平均采收率仅20%，开发潜力巨大。然而，中国稠油黏度大、埋藏深，多轮次蒸汽吞吐后，面临高含水、低产出、低效益等难题，亟需探讨低油价下稠油效益化开发接替技术发展前景。

本文统计了中国稠油资源的分布与开发特征，综述了稠油蒸汽吞吐热采技术现状，明确了多轮次蒸汽吞吐后面临的效益化开发技术瓶颈，探讨了蒸汽吞吐后提高采收率技术发展现状及面临的挑战，展望了中国稠油效益化开发接替技术发展前景，对中国稠油蒸汽吞吐后提高采收率技术突破方向具有重要意义。

1 稠油资源

以油田开发状况看，中国稠油大体可以分为陆上东部、陆上西部和海上稠油3部分。陆上东部稠油以辽河油田、胜利油田为主，也是我国目前稠油产量最高的区域，普通稠油与超稠油并存，油藏埋深主要集中在1 000～1500m，远深于国外稠油储层（一般小于500 m），85%以上稠油产量以蒸汽吞吐方式开采，储量动用率90%以上，综合含水率80%以上，采收率仅约20.0%［3-5］。陆上西部稠油以新疆油田、胜利新春油田最为典型，属于浅层超稠油砂岩储层，稠油产量稳中有增，以强化蒸汽吞吐和蒸汽辅助重力泄油（SAGD）为主要开发方式。陆上西部稠油部分老区采收率约24.0%，综合含水率高达88%，热采费用高达操作成本的56%，生产效益持续下降［6-7］。海上稠油以渤海油田储量最丰富，地层原油黏度大于350 mPa·s的稠油探明储量约7.428×108t，目前尝试进行蒸汽吞吐方式开发，动用储量仅0.928×108t，储量动用率仅 12.2%［8-10］。 2020 年 9 月，中国海洋石油集团有限公司建成中国首座大型稠油热采开发平台，迈出海上稠油规模化热采的关键一步。预计至“十四五”末，渤海油田将建成300×104t以上稠油热采产量规模。因此，发展稠油蒸汽吞吐后提高采收率接替技术是解决陆上稠油油田高含水、低采出的关键，也是海上稠油持续高效开发的重要技术储备。

2 稠油蒸汽吞吐开发特征

2.1 蒸汽吞吐技术的周期性

稠油是温敏性流体，随温度升高黏度大幅降低。早在1959年，蒸汽吞吐就在委内瑞拉马拉开波湖地区进行了工业化应用［11］。20世纪60年代，中国开始在克拉玛依油田（现新疆油田）进行蒸汽吞吐试验，后又推广至辽河、胜利等油田稠油区块［12］。蒸汽吞吐技术是一个周期性开发措施，每一个周期包括高温高压蒸汽注入、焖井和再生产3个过程［13］。矿场实践表明，稠油井在经过8～12个周期吞吐开采后，普遍面临高含水、低油气比、低效益等难题。胜利油田典型稠油井多周期蒸汽吞吐效果表明，蒸汽吞吐6个周期后，油气比显著下降，10个周期后油气比降至0.4以下，难以进一步实现效益化稠油开采。目前，在常规蒸汽吞吐的基础上，逐步发展了溶剂、调剖、氮气、CO2和空气等辅助蒸汽吞吐技术［14-15］，这在一定程度上延长了蒸汽吞吐周期和开发效果。

2.2 蒸汽加热半径

蒸汽以扩散和高压对流的形式进入储层内部，单井吞吐过程必然导致储层加热范围受限。蒸汽吞吐后期，有效热波及范围不再随吞吐周期增加而扩大，近井无效重复加热导致蒸汽热效率降低，油气比减少，热采效益逐渐变差［16］。加热半径是衡量蒸汽吞吐加热范围和预测可采储量的重要参数。Narayan［17］首次将蒸汽加热区域温度动态变化引入计算模型，发现第1年加热半径仅20.0 m，多年措施后加热半径可达35～40 m。窦宏恩等［18］首次采用Buckley-Leverret方程计算了热水带加热半径，提出蒸汽吞吐1～4个周期起到扩大加热半径作用，而随周期增加，加热半径外扩作用减小，多以重复加热局部油层为主，普通稠油、特稠油和超稠油蒸汽吞吐加热半径分别为 31.2，21.5，14.5m。何聪鸽等［19］以能量平衡为原则，考虑加热区温度由蒸汽温度降至原始地层温度的非等温变化，计算得出3个周期蒸汽吞吐平衡温度为50℃时，加热半径仅15.0 m。随着水平井蒸汽吞吐开采超稠油的技术推广，水平井的加热半径也成为评价热采效果的重要指标。刘春泽等［20］计算了300 m长水平井周向加热半径，结果表明第1个周期水平段周向加热半径仅为3～5 m，与直井第1轮蒸汽吞吐加热半径相当。倪学锋等［21］进一步计算了多周期水平井蒸汽吞吐加热半径，当超过6个周期后，加热范围不再明显增加，平均加热半径约为40 m。采用热流固耦合方法进一步计算动态热传递特点及加热半径，结果表明，当井底温度为290℃、远井温度为60℃时，蒸汽注入焖井第2天热半径仅为20.0 m，且近井温降梯度较大。有限且重复的加热范围是制约蒸汽吞吐后期增产的主要原因。

2.3 蒸汽吞吐后地层条件变化

多周期蒸汽吞吐后大量余热导致储层温度上升，辽河油田杜66块蒸汽吞吐后，温度上升18～28℃左右，个别井测温达70℃以上［22］。胜利新春采油厂蒸汽吞吐后，部分区块温度也达65℃。

由于储层稠油的高黏特性，井底压力传导受阻，多周期蒸汽吞吐开发后，近井地带面临亏空和低压等问题，油藏平均地层压力仅为原始地层压力的1/4～1/3，有效生产压差仅为1～2 MPa，低压差难以驱动原油流入井筒。

2.4 蒸汽吞吐后剩余油分布

稠油高黏特性和蒸汽吞吐工艺特点导致平面未波及井间剩余油较为丰富［23］。江汉清河油田面8区块蒸汽吞吐开发14 a后，剩余油分布见图1。新疆油田曾在九区齐古组油藏钻密闭取心井5口，分析发现在100 m×140 m反九点井网条件下，蒸汽吞吐3～8 a后，蒸汽波及半径仅35.0 m，而35～70 m井间油层处于未动用或低动用状态［24］。蒸汽吞吐波及范围内，汽、油密度差导致剩余油纵向差异较大，上部储层动用程度明显大于下部储层。辽河油田第1口侧钻小井眼取心表明，多周期蒸汽吞吐后，蒸汽波及区域高部位残余油饱和度（17.2%）明显低于低部位残余油饱和度（30.4%），平均含油饱和度为19.7%，以中—薄残环或孤滴、残迹状残余油为主［25］。一般情况下，稠油油藏蒸汽吞吐平均采收率不足15.0%，大量剩余油留在地下，进一步提高采收率潜力极大。

图1 清河油田8-X13井组蒸汽吞吐后剩余油分布

3 提高采收率接替技术进展及前景

3.1 蒸汽驱技术

蒸汽驱是将部分蒸汽吞吐井转为蒸汽注入井，建立井组注采关系，连续注入高压、高干度蒸汽，提供持续热能和驱动压差，把热降黏与驱替作用相结合，有效扩大热采动用范围，实现井间剩余油高效开采的技术。Jekins等［26］利用4D地震新技术在印度尼西亚Duri油田检测蒸汽驱引起的地层反射数据变化，证实了蒸汽驱加热半径达80～110 m，储层受热范围约为蒸汽吞吐的5～10倍。蒸汽驱在国内外均有成功的案例，如美国Kern River油田试验区埋深213～243 m，油层厚度29.5 m，平均地层压力1.55 MPa，地层原油黏度2 710 mPa·s，1970年采用蒸汽驱增产措施后，采收率增加，达37.0%［27］。中国从20世纪80年代开始试验蒸汽吞吐转蒸汽驱，进一步提高稠油热采动用程度。在胜利油田、辽河油田及新疆油田等进行了多个先导试验区，大部分未取得经济性规模开发突破。在蒸汽吞吐转蒸汽驱的实践过程中，国内外逐渐形成了蒸汽驱筛选标准：地层压力小于5 MPa，油层厚度大于10 m，采注比大于1.2，井底蒸汽干度大于40%，油井降压开采［28-29］。目前，形成规模化、在操作的蒸汽驱典型区块为辽河油田齐40块。齐40块油藏埋深625～1 050 m，平均有效厚度为37.7 m，地质储量为3 774×104t，50℃下脱气原油黏度2 639 mPa·s。1987—2005年采用蒸汽吞吐方式开发，平均蒸汽吞吐10.3个周期；2006年开始工业化转驱，至2007年，实现蒸汽驱在生产井组145个，全面实现了蒸汽吞吐转蒸汽驱接替开发，区块日产油较蒸汽吞吐增加超700 t，效果非常显著；截至2020年底，齐40块蒸汽驱累计增产原油超650×104t，阶段采收率达49.0%。

虽然蒸汽驱解决了蒸汽吞吐加热半径受限的难题，但仍未在中国取得大规模推广。埋藏相对较深是制约蒸汽吞吐转蒸汽驱技术发展的重要原因，中国大部分稠油储层集中在1 000～1 500 m疏松砂岩储层，井筒热损失和储层压力相对较大，导致井底蒸汽干度仅为30%左右。薄层稠油储层较多［30］，单层厚度小于 5 m，蒸汽沿程无效热损失大。汽窜也是蒸汽驱面临的主要问题之一［31-32］，齐40块规模转蒸汽驱3 a后，汽窜井组达34个，占比23.5%。未来，蒸汽吞吐后转蒸汽驱依旧是浅厚层稠油快速大幅度提高采收率的有效手段。技术层面，蒸汽驱具有一定的便利性和接续性，国外成熟工艺可借鉴性高。蒸汽吞吐开发后期井间距多为100～150 m，为蒸汽驱提供了“小井距密井网”有利基础。经济层面，科技进步促使地面超高温高干度蒸汽锅炉、保温抗腐蚀管柱、超高温汽体封窜等技术升级换代，将逐步降低储层高干度蒸汽获取成本，提升中—深层稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱效益可行性。此外，智能一体优化创效也是值得深入探索的道路，建立蒸汽生成、输送、驱替一体化工艺优化方法。

3.2 火烧油层技术

火烧油层以部分原油重质组分为燃料，连续注入空气或富氧气体等助燃剂，通过人工点火方法引燃，加热储层原油，局部油层温度可达600～800℃［33］。随助燃剂的不断注入，燃烧产生的大量热、气体及水蒸汽等使得稠油降黏［34］，并驱动原油向生产井流动。火烧油层将热源由地面转到地下，解决了地面及井筒热损失、热腐蚀等问题，同时热源的动态推进也解决了无效重复加热的能量浪费问题。火烧油层自20世纪50年代出现以来，一直是国内外研究的热点，在罗马尼亚Suplacu油田、加拿大Mobil油田和美国Bellevue油田等取得一定成功。1963年Bellevue油田将火烧油层技术应用到矿场试验，试验区块埋深85～105 m，油藏温度约24℃，原油黏度676 mPa·s，截至1982年，火烧油层推广223口井，日产量由36 t上升至390 t。1958年新疆油田首次采用自研点火器开展火烧油层试验，取得了一定的经验与认识［35］。2003年，中石化在胜利油田郑408块开展首个火烧油层重大先导试验，点火温度380～419℃，点火4 d后，生产井出现套压上升和CO2含量增加现象，O2利用率达98%，试验3 a，井网累计注气1 300×104m3，累计产油超 16 000 t［36］。2009 年，中石油在新疆红浅1井区完成蒸汽吞吐、蒸汽驱后，开展了火烧油层先导试验，累计增油9.04×104t，预计最终可提高采收率36.2百分点［37］。近年来，为了解决深层超稠油开采难题，火烧油层吞吐技术也获得重视。2015年2月，内蒙M8区块某井进行了火烧油层吞吐技术矿场试验，点火后持续注空气，焖井燃烧7 d以后，放喷生产，产油黏度由 5 600 mPa·s降低至 1 313 mPa·s，累计产油 320 t［38］。

自1960年以来，火烧油层的研究从未间断，现阶段面临的挑战主要包括：1）技术复杂，井底点火失败率较高，燃烧不均衡、不充分情况严重；2）出砂和套损，高温破坏砂粒间胶结物，热胀冷缩现象引起储层出砂和水泥环破坏，产生的CO2，H2S等形成酸水腐蚀套管；3）安全担忧，火烧油层流体包括稠油、裂解轻烃、氧气、含硫气体等，在燃烧不充分情况下，易在采油井筒及地面管网等引起安全问题。

未来很长一段时间，火烧油层将作为储备技术聚焦于蒸汽吞吐、蒸汽驱后稠油极限提高采收率方法。国内外火烧油层技术室内采收率高达80%～90%，国外矿场试验采收率也高达70%以上，具备稠油油藏极限开发的能力，火烧油层有望成为目前有技术、无经济效益的废弃/半废弃稠油油田的最终提高采收率方法。

3.3 化学复合驱冷采技术

化学复合驱冷采技术利用化学方法降低稠油黏度，提供驱动压差，实现稠油非加热条件下有效开采，其最大的优势在于成本低，避免了注蒸汽高投入和强腐蚀的难题，可与常规水驱增产措施有机结合，解决波及受限和窜流问题。

多周期蒸汽吞吐后期，汽窜通道为建立注采关系提供了基础，高含水为形成水包油乳状液、乳化降黏提供了条件，室内体系降黏率可达70%～95%［39］。化学法多应用于井筒降黏，已经在辽河油田、塔河油田及胜利油田的多个区块推广应用［40］。近年来，根据稠油低成本开发和“双碳”目标的要求，化学吞吐、化学驱接替蒸汽吞吐取得了一定进展。胜利油田陈家庄某水平井蒸汽吞吐7个周期后套损，2016年被迫转化学剂吞吐开发，单周期有效期达15个月，累计增油1 200 t，措施成本仅为蒸汽吞吐的50%。胜利油田孤岛馆5区于1995年投产，油藏埋深1 300 m，地下原油黏度300～500 mPa·s，动用储量 100×104t，平均蒸汽吞吐 5 个周期，采收率26.5%，综合含水率高达92%。2020年，典型井组开展稠油化学复合降黏驱先导试验，截至2021年7月，平均单井日增油36%，含水率下降3.9百分点，累计增油 1 900 t（见图 2）。

图2 胜利油田孤岛典型井组化学驱试验

稠油化学复合驱冷采技术推广还面临2方面困难，一是多孔介质内水动力弱，乳化难；二是乳化粒径（10～100 μm）与孔隙尺寸相当，稠油液滴运移难。下一步，化学复合驱冷采技术需在以下3方面重点攻关：1）开展低能量下快速乳化机制研究，研发适用于储层低动力条件的乳化剂体系；2）在乳化粒径控制和非连续相降黏方面做出突破，揭示受限空间内稠油乳化降黏机制；3）开展受限空间下乳化油滴体系运移规律研究，建立高效运移的最佳粒径-喉道比、内外相黏度比、界面张力等参数指标体系。

长远看，由高成本热采转向低成本冷采将是稠油油田多周期蒸汽吞吐开发后期的必然选择，稠油开发成本可由蒸汽吞吐热采后期的50～60$/bbl下降至40～50$/bbl（1 bbl=0.1590 m3）。胜利、大庆等油田二元、三元化学驱技术也为稠油化学复合驱冷采提供了一定的技术参考，特别是中海油针对350 mPa·s以下常规稠油聚驱开发的成功，为化学复合驱冷采提供了可行性技术借鉴。未来，随着技术发展，将逐步解决稠油化学复合驱冷采现阶段面临的挑战，分步逐级实现由低黏普通稠油向超稠油的冷采开发，有序开展多周期蒸汽吞吐热采后化学复合驱冷采接替开采稠油。预计“十四五”期间，将实现350～1 000 mPa·s稠油油藏化学复合驱冷采，综合开发成本降低30%，采收率提高10～15百分点。