孫永杰

（中國石化股份勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東東營257015）

超稠油油藏由于膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量極高，開采難度較大［1］。隨著熱采技術(shù)的不斷發(fā)展，超稠油油藏逐漸成為熱采開發(fā)的重點。目前我國陸上已投入熱采的超稠油油藏主要有克拉瑪依油區(qū)的九7＋8區(qū)、遼河油區(qū)的小洼油田和曙光油田的杜84塊、勝利油區(qū)的樂安油田、孤東油田［2］及河南油區(qū)的井樓、古城油田等。這些油田多數(shù)已處于蒸汽吞吐開采的中后期，預(yù)計多數(shù)油藏吞吐結(jié)束后采出程度低于普通稠油油藏。

蒸汽驅(qū)是蒸汽吞吐之后提高普通稠油油藏采收率的主要方法，也是國外較為成熟的開發(fā)技術(shù)，對于淺層油藏應(yīng)用尤其廣泛［3］。美國Kern River油田、Midway－Sunset油田以及印度尼西亞Duri油田都是其基礎(chǔ)代表。在蒸汽驅(qū)過程中，通過注入井連續(xù)注入高干度蒸汽，攜帶的大量熱能加熱油藏，大幅度降低稠油黏度，將原油驅(qū)動至生產(chǎn)井。由于陸相沉積儲層地質(zhì)特征較為復(fù)雜，同時蒸汽吞吐與蒸汽驅(qū)開發(fā)具有關(guān)聯(lián)性，造成蒸汽驅(qū)開發(fā)效果與油藏地質(zhì)特點及吞吐階段動用狀況密切相關(guān)。本文通過理論和數(shù)值模擬研究，探討了淺層超稠油油藏蒸汽驅(qū)開采的可行性及開采潛力。

1 超稠油油藏開發(fā)概況

克拉瑪依油田九7＋8區(qū)齊古組超稠油油藏位于九區(qū)的西北部，含油面積9.8km2，埋深僅為175 m，地質(zhì)儲量3.040×107t。全區(qū)原始地層壓力低、溫度低、天然驅(qū)動能力弱，原始地層溫度為17.4℃，20℃時原油黏度為39.81～2 737 492mPa·s，平均199 264mPa·s，屬于淺層、低溫、低壓、特超稠油油藏。該塊于1986年投入開發(fā)，1999年至今進(jìn)入大規(guī)模蒸汽吞吐開發(fā)階段。目前生產(chǎn)過程中存在以下問題：（1）蒸汽吞吐周期含水上升較快（第一輪周期含水率59%，第二輪周期含水率65%，到第十輪時周期含水79%，上升了20%。）；（2）前四輪周期產(chǎn)油遞減較大（2～4輪的遞減分別為25%、14%、14%）；（3）高輪次井產(chǎn)油水平低，吞吐效果差（日產(chǎn)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%）。

針對吞吐效果逐漸變差的現(xiàn)象，為實現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)，最終達(dá)到提高采收率的目的，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式勢在必行。

2 蒸汽驅(qū)可行性分析

蒸汽驅(qū)是稠油油藏經(jīng)過蒸汽吞吐開采后，進(jìn)一步提高采收率的主要熱采技術(shù)［4］。蒸汽驅(qū)是由注入井連續(xù)向油層注入高溫濕蒸汽，加熱并驅(qū)替原油由生產(chǎn)井采出的開采方式，其主要機理是通過降黏、熱膨脹、蒸汽蒸餾、油的混相驅(qū)以及乳化等作用提高原油采收率［5］。依靠蒸汽吞吐開采，只能采出各油井井點附近油層中的原油，采收率一般為15%～25%，井間留有大量的剩余油富集區(qū)。采用蒸汽驅(qū)開采，能夠使蒸汽冷凝前緣遺留的殘余油飽和度在蒸汽波及范圍內(nèi)降到很低，從而提高驅(qū)油效率，達(dá)到較高的采出程度。通過調(diào)研國內(nèi)外相關(guān)資料，九7＋8區(qū)超稠油油藏地質(zhì)條件基本滿足篩選標(biāo)準(zhǔn)，埋深淺，油層厚度適中，儲層物性好等特點，為實施蒸汽驅(qū)的有利條件［6］。

2.1 吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)時機研究

凡是符合蒸汽驅(qū)開采條件的稠油油藏，都應(yīng)在蒸汽吞吐開采至適當(dāng)時機轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)開采，充分發(fā)揮蒸汽驅(qū)高驅(qū)油效率的優(yōu)勢，以提高注蒸汽開采的總體效果。由蒸汽吞吐適時轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)，采收率可增加20%～30%，總采收率可達(dá)45%～60%；如不及時轉(zhuǎn)入汽驅(qū)開采，不僅吞吐階段后期效果極差，而且轉(zhuǎn)汽驅(qū)后效果更差。因此，由蒸汽吞吐轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)開采存在一個最佳時機。

在黏度為2.0×105mPa·s的區(qū)域，選取有代表性的970023反九點井組，建立油藏數(shù)值模擬模型。模型共分為5個小層，5 780個網(wǎng)格，其中第2、4層是隔夾層，建模時這兩層的孔隙度和滲透率均為0。根據(jù)區(qū)塊具體情況，確定采用整體蒸汽吞吐繼續(xù)開發(fā)，待油層熱連通充分形成后再轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)開發(fā)，以有效避免汽竄。在歷史擬合的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬計算了6種不同的轉(zhuǎn)驅(qū)時間對開采效果的影響（見圖1），并與蒸汽吞吐的效果進(jìn)行了對比。

圖1 轉(zhuǎn)驅(qū)時機對開采效果的影響Fig.1 Influence of the timing of steam stimulation－steam flooding conversion on the performance of steam drive

從“吞吐＋汽驅(qū)”結(jié)果綜合分析，吞吐轉(zhuǎn)汽驅(qū)開發(fā)油藏效果明顯好于蒸汽吞吐開發(fā)效果（低于20%），并且存在最優(yōu)的轉(zhuǎn)驅(qū)時機。若較早轉(zhuǎn)驅(qū)（吞吐5～6個周期），則會由于油層熱連通尚未充分形成等因素使得汽驅(qū)較難進(jìn)行，蒸汽驅(qū)最終采收率較低，并且由于蒸汽驅(qū)階段較長，導(dǎo)致整個熱采階段油汽比偏低；若推遲轉(zhuǎn)驅(qū)時機（吞吐9個周期以上），注、采井近井地帶含水飽和度高，轉(zhuǎn)汽驅(qū)后見熱損失增大，熱效應(yīng)降低，導(dǎo)致開發(fā)效果變差。由圖1可知，吞吐7～8輪次為合理的轉(zhuǎn)驅(qū)時機，此時轉(zhuǎn)驅(qū)后總的采油速度和采收率均比較高。

2.2 轉(zhuǎn)驅(qū)時的油藏條件分析

蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)是建立在地下“三場”（含油飽和度、油層壓力、油層溫度）變化的基礎(chǔ)上［7］，油藏條件對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果起決定性作用，下面對其變化逐個進(jìn)行分析。

2.2.1 吞吐后較高的剩余油分布 油層含油飽和度與蒸汽驅(qū)采收率在直角坐標(biāo)中呈線性關(guān)系，其規(guī)律表現(xiàn)為：隨含油飽和度增加，蒸汽驅(qū)采收率呈線性遞增的變化［8］。當(dāng)油藏起始含油飽和度大于0.45時，汽驅(qū)階段采收率可達(dá)到20%以上。

九7＋8區(qū)超稠油油藏蒸汽吞吐8輪次后，油層平均剩余油飽和度高于50%（見圖2），高于蒸汽驅(qū)起始含油飽和度的研究值（So≥40%）。汽驅(qū)階段采收率有望達(dá)到25%以上，能夠較大幅度地提高采收率。

2.2.2 吞吐后地層壓力變化 蒸汽吞吐轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)開發(fā)時的油藏壓力對蒸汽驅(qū)開發(fā)稠油油藏至關(guān)重要，它制約著蒸汽帶的擴大和蒸汽驅(qū)的效果。根據(jù)國外蒸汽驅(qū)工程項目的經(jīng)驗，埋深為200～700m的油藏，蒸汽驅(qū)前井底壓力都比較低，低壓有利于提高蒸汽的波及范圍，采收率可以達(dá)到38%～60%［9］。

圖2 小層蒸汽吞吐后剩余油分布Fig.2 Distribution graph of oil saturation after steam stimulation

吞吐8輪次以后，地層壓力由原始壓力1.77 MPa下降到0.28～0.40MPa（見圖3），下降幅度明顯。儲層非均質(zhì)性的存在，造成南部高滲層壓降幅度較大。由于壓力較低使注入蒸汽有較高的比容，蒸汽將優(yōu)先進(jìn)入壓力較低的油層［10］，從而為轉(zhuǎn)驅(qū)創(chuàng)造了有利條件。

圖3 小層蒸汽吞吐后壓力分布Fig.3 Distribution graph of pressure after steam stimulation

2.2.3 吞吐后油層熱連通程度變化 在油藏中建立有效的蒸汽驅(qū)替前緣，并且達(dá)到較高的蒸汽波及體積，是蒸汽驅(qū)成功的關(guān)鍵。對于超稠油油藏，由于原油的流動性很差，要實現(xiàn)正常的蒸汽驅(qū)替過程，需要通過多輪吞吐，才能使油層形成較好的熱連通。

九7＋8區(qū)超稠油油藏吞吐8輪次后，油層儲熱明顯增加（見圖4），熱連通程度較吞吐前大幅度轉(zhuǎn)好，此時原油黏度大幅度降至150～2 000mPa·s，其流動性大大增強。

此外，蒸汽驅(qū)還有一個有利條件：較小的井距。目前，一般通過加密吞吐來延長吞吐時間，并且通過縮小井距，使得地層壓力進(jìn)一步下降，為加快實現(xiàn)低壓汽驅(qū)創(chuàng)造了有利條件［11］。九7＋8區(qū)采用70m小井距進(jìn)行吞吐，可在合適的時機直接轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)。

圖4 小層蒸汽吞吐后溫度分布Fig.4 Distribution graph of temperature after steam stimulation

綜上，根據(jù)數(shù)模研究以及蒸汽吞吐后油藏條件變化情況可知，黏度為2.0×105mPa·s的超稠油油藏吞吐8個輪次后，地層壓力下降幅度較大，溫度明顯升高，油層熱連通已基本形成，此時油藏仍具有較高的剩余油飽和度。數(shù)值模擬結(jié)果表明，此時轉(zhuǎn)驅(qū)汽驅(qū)采油速度較高，最終采收率也比較理想，故確定在蒸汽吞吐第8輪次后轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)開采，以進(jìn)一步提高采出程度。

3 蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化

國內(nèi)外的大量熱采數(shù)值模擬、物理模擬研究以及油田現(xiàn)場試驗結(jié)果都表明，蒸汽干度（井底干度）、注汽速度（或注汽強度）以及采注比等參數(shù)對蒸汽驅(qū)開采效果的影響非常大。因此，必須進(jìn)行蒸汽驅(qū)注采工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計，才能獲得最好的開發(fā)效果及經(jīng)濟效益［12］。

3.1 蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)選

3.1.1 注汽速度優(yōu)選 蒸汽驅(qū)不同注汽速度下的采收率以及采油速度變化曲線如圖5所示。由圖5可以看出，隨著注汽速度的增加，產(chǎn)油量、采油速度均不斷增加。當(dāng)注汽速度大于120m3／d時，采收率增加幅度減小，同時采油速度呈現(xiàn)下降趨勢。因此，最佳注汽速度為110～120m3／d。

圖5 注汽速度對蒸汽驅(qū)采收率以及采油速度的影響Fig.5 Influence of steam injection rate on the performance of steam drive and production rate

3.1.2 注汽干度優(yōu)選 數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，井底蒸汽干度對蒸汽驅(qū)效果影響較大，如圖6所示。由圖6可以看出，隨著蒸汽干度的增加，采油速度與采收率都隨之增加。但井底蒸汽干度大于50%以后，產(chǎn)量增加幅度減緩。因此，最佳蒸汽干度宜大于50%。

圖6 蒸汽干度對蒸汽驅(qū)采收率以及采油速度的影響Fig.6 Influence of steam quality on the performance of steam drive and production rate

3.1.3 采注比優(yōu)選 采用數(shù)值模擬研究不同采注比對汽驅(qū)開發(fā)效果的影響，結(jié)果見圖7。由圖7可以看出，隨采注比增加，蒸汽驅(qū)采收率也在增加。當(dāng)采注比介于1.0～1.2時，產(chǎn)量增加幅度較大；當(dāng)采注比大于1.2時，采收率增幅減緩。考慮到實際生產(chǎn)中采注比過大容易造成蒸汽突破，造成汽竄現(xiàn)象，最佳采注比為1.2。

圖7 采注比對蒸汽驅(qū)采收率以及采油速度的影響Fig.7 Influence of production injection ratio on the performance of steam drive and production rate

3.2 蒸汽驅(qū)開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

利用數(shù)值模擬方法，采用優(yōu)化的注采參數(shù)進(jìn)行生產(chǎn)動態(tài)預(yù)測。計算結(jié)果表明蒸汽驅(qū)階段采出程度可達(dá)46.26%，總采收率達(dá)到了58.91% （見表1）。數(shù)值模擬預(yù)測該區(qū)塊蒸汽吞吐到極限油汽比時，最終采收率為18.65%?？梢姡m時轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)大幅度提高了采收率，蒸汽驅(qū)達(dá)到了較好水平。

表1 蒸汽驅(qū)數(shù)模預(yù)測開發(fā)指標(biāo)Table1 Development indexes of steam drive predicted by numerical simulation

根據(jù)投入產(chǎn)出概算法對蒸汽驅(qū)開發(fā)效果進(jìn)行了經(jīng)濟評價。汽驅(qū)產(chǎn)油凈收入（扣除蒸汽消耗原油）為1.958 208×108元（油價為0.5＄／L），操作費用為1.021×108元（操作費1 000 元／t），管理費用為3.544 91×107元（產(chǎn)油總收入的10%），故凈收入為5.827 17×107元。經(jīng)濟效益初步評估示有盈利，所以對于本區(qū)塊超稠油油藏，采用蒸汽驅(qū)技術(shù)開發(fā)在經(jīng)濟上也是可行的。

［1］劉文章.特稠油、超稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)模式綜述［J］.特種油氣藏，1998，5（3）：1－7.Liu Wenzhang.An overview on thermal development mode of super viscous crude oil and extra viscous crude oil reservoir［J］.Special Oil ＆ Gas Reservoirs，1998，5（3）：1－7.

［2］劉廣友.孤東油田九區(qū)稠油油藏化學(xué)蒸汽驅(qū)提高采收率技術(shù)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2012，19（3）：78－80.Liu Guangyou.Study on chemical steam flood to enhance recovery ratio of ninth block of Gudong oilfield［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2012，19（3）：78－80.

［3］劉夢.遼河油田超稠油油藏SAGD技術(shù)集成與應(yīng)用［J］.遼寧化工，2012，41（11）：1214－1219.Liu Meng.Application of SAGD technology in ultra heavy oil reservoir of Liaohe oil field［J］.Liaoning Chemical Industry，2012，41（11）：1214－1219.

［4］劉佳聲.稠油邊底水油藏水平井堵水技術(shù)改進(jìn)與試驗［J］.當(dāng)代化工，2013，42（3）：290－293.Liu Jiasheng.Improvement and test of water plugging technology for horizontal wells in heavy oil reservoirs with edge andbottom water［J］.Contemporary Chemical Industry，2013，42（3）：290－293.

［5］龔姚進(jìn)，王中元，趙春梅，等.齊40塊蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)研究［J］.特種油氣藏，2007，14（6）：17－21.Gong Yaojin，Wang Zhongyuan，Zhao Chunmei，et al.Convert to steam flooding after cyclic steam stimulation in Block Qi40［J］.Special Oil ＆ Gas Reservoirs，2007，14（6）：17－21.

［6］李卉，李春蘭，趙啟雙，等.影響水平井蒸汽驅(qū)效果地質(zhì)因素分析［J］.特種油氣藏，2010，17（1）：75－77.Li Hui，Li Chunlan，Zhao Qishuang，et al.Analysis of geological factors affecting horizontal well steam flooding［J］.Special Oil ＆ Gas Reservoirs，2010，17（1）：75－77.

［7］周英杰.邊底水稠油油藏蒸汽吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)的研究［J］.石油勘探與開發(fā)，1993，20（6）：61－67.Zhou Yingjie.A study of the time for a conversion of steam huff－puff to steam drive in a heavy oil reservoir with active edge－bottom water drive［J］.Petroleum Expoloration and Development，1993，20（6）：61－67.

［8］李平科，張俠，岳清山.蒸汽驅(qū)開發(fā)采收率預(yù)測新方法［J］.石油勘探與開發(fā)，1996，23（1）：51－54.Li Pingke，Zhang Xia，Yue Qingshan.A new method of predicting oil recovery factor of steam drive ［J］.Petroleum Expoloration and Development，1996，23（1）：51－54.

［9］胡新正.曙光油田杜229塊蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)試驗技術(shù)［J］.特種油氣藏，2009，16（5）：61－64.Hu Xinzheng.Experimental study on converting to steam flooding after cyclic steam stimulation for Du 229block in Shuguang oilfield［J］.Special Oil ＆ Gas Reservoirs，2009，16（5）：61－64.

［10］Gael B T，Putro E S.Masykur.Reservoir management in the duri steam flood［J］.SPE27764，1994.

［11］汪暢，李彥平，張培洋，等.特超稠油油藏加密吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)可行性及礦場試驗［J］.河南石油，2003，17（2）：36－38.Wang Chang，Li Yanping，Zhang Peiyang，et al.Feasibility study of steamflooding after huff and puff in millers in superheavy oil reservoirs and field test［J］.Henan Petroleum，2003，17（2）：36－38.

［12］劉春澤，任香，李秀巒，等.淺薄層超稠油水平井蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究［J］.特種油氣藏，2010，17（4）：66－68.Liu Chunze，Ren Xiang，Li Xiuluan，et al.Study on conversion of development strategy after cyclic steam stimulation in horizontal well for shallow thin ultra heavy oil reservoir［J］.Special Oil ＆ Gas Reservoirs，2010，17（4）：66－68.