石蘭香，李秀巒，王宏遠(yuǎn)，羅池輝，劉鵬程

(1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.提高采收率國家重點實驗室，北京 100083；3.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010；4.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000；5.中國地質(zhì)大學(xué)(北京) 能源學(xué)院，北京 100083)

0 引 言

目前，我國稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)已基本進入中后期，面臨產(chǎn)量低、油汽比低、含水高的特點[1-6]，如何提高蒸汽驅(qū)中后期開發(fā)效果，是當(dāng)前工作的重點內(nèi)容。大量研究結(jié)果表明，通過注入多介質(zhì)(CO2、N2、煙道氣、泡沫、尿素等)輔助蒸汽驅(qū)，可以改善蒸汽驅(qū)開發(fā)效果[7-18]。席長豐等人針對新疆油田蒸汽驅(qū)中后期開發(fā)油藏，開展了CO2輔助蒸汽驅(qū)的室內(nèi)實驗和礦場應(yīng)用效果分析[7]。研究結(jié)果表明，調(diào)整射孔并結(jié)合注入CO2輔助后，實現(xiàn)了乳化降黏和重力泄油，大幅度提高了蒸汽驅(qū)的采收率和油汽比。劉慧卿等人利用室內(nèi)驅(qū)替實驗[12]，認(rèn)為蒸汽驅(qū)時注入煙道氣可以提高井底蒸汽干度、輔助降黏并實現(xiàn)混相驅(qū)的效果。Liu等人通過室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬研究指出[13]，蒸汽泡沫驅(qū)可以通過改善流體流度，提高波及效率，從而提高蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。

室內(nèi)實驗研究、數(shù)值模擬以及現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，在注蒸汽開發(fā)過程中注入尿素(CO(NH2)2)可以降低油水界面張力、降低原油黏度，顯著改善蒸汽波及體積和驅(qū)油效率，從而提高蒸汽驅(qū)采收率[16-19]。相對于其它多介質(zhì)輔助蒸汽驅(qū)，尿素輔助蒸汽驅(qū)具有多重優(yōu)勢：(1)可以以固體或者液體狀態(tài)運輸，運輸方便；(2)在地下分解，減少對井筒腐蝕的影響；(3)分解生成的CO2起到了CO2輔助汽驅(qū)的效果；(4)分解生成的NH3和水變成OH-和NH4+，OH-與高酸值稠油就地生成表面活性劑；(5)氨水能和稠油中的環(huán)烷酸、長鏈脂肪酸發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成具有表面活性的皂類物質(zhì)，也具有乳化降黏作用。

本文以國內(nèi)稠油油藏為基礎(chǔ)，利用數(shù)值模擬研究方法，研究了不同稠油油藏的蒸汽驅(qū)開發(fā)規(guī)律、剩余油分布特征，明確了影響蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的主控因素，并提出了提高采收率的方式，可為現(xiàn)場提供有效指導(dǎo)。

1 典型稠油油藏數(shù)值模擬模型

我國采用蒸汽驅(qū)方式開發(fā)的稠油油藏主要分布在新疆油田和遼河油田。新疆油田蒸汽驅(qū)油藏埋深較淺，以小于600 m為主，為淺層稠油油藏。遼河油田蒸汽驅(qū)油藏埋深較大，主要以600～1 300 m為主，為中深層稠油油藏。本次研究以新疆油田的某蒸汽驅(qū)區(qū)塊及遼河油田的某蒸汽驅(qū)區(qū)塊的實際油藏參數(shù)為例(表1)，結(jié)合現(xiàn)場實際操作參數(shù)，建立了淺層稠油及中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)典型地質(zhì)模型，以反九點直井汽驅(qū)井網(wǎng)為基礎(chǔ)，模擬蒸汽吞吐13個周期后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)情況下，不同稠油油藏蒸汽驅(qū)的開發(fā)規(guī)律及蒸汽驅(qū)中后期的剩余油分布特征。

表1 模擬區(qū)塊油藏參數(shù)表

圖1 淺層稠油油藏數(shù)值模擬滲透率剖面Fig.1 Vertical permeability profile of the shallow heavy oil reservoir by numerical simulation

圖2 中深層稠油油藏數(shù)值模擬滲透率剖面Fig.2 Vertical permeability profile of the medium-deep heavy oil reservoir by numerical simulation

圖1和圖2分別為淺層稠油油藏和中深層稠油油藏的滲透率剖面。淺層稠油油藏含2個油層，層間發(fā)育厚度大約為3 m的物性夾層將兩個油層完全分隔開；中深層稠油油藏含5個油層、4個夾層，夾層厚度約為3 m，其中第3個夾層不完全分隔，僅覆蓋一半井距。

圖3為不同稠油油藏的原油黏度與溫度變化曲線。其中，淺層稠油油藏的初始地層溫度為20 ℃，原油黏度為23 849 mPa·s；深層稠油油藏初始地層溫度為40 ℃，原油黏度為5 919 mPa·s。無論是淺層稠油還是中深層稠油，都表現(xiàn)出黏溫敏感的特征，即溫度升高之后，黏度明顯下降。對于淺層稠油，溫度升高至200 ℃之后，其黏度降至4.8 mPa·s；對于中深層稠油，溫度升高至200 ℃之后，其黏度降至26.7 mPa·s。

圖3 不同稠油油藏原油黏度曲線Fig.3 Oil viscosity vs. temperature curve for the different heavy oil reservoirs

2 蒸汽驅(qū)開發(fā)規(guī)律

根據(jù)蒸汽驅(qū)的特征，可以把蒸汽驅(qū)開發(fā)大致分成4個階段[20-22]。熱連通階段：先通過蒸汽吞吐建立井間的熱連通，隨著吞吐周期增加，地層壓力逐漸降低，周期累產(chǎn)油量或周期日產(chǎn)油量逐漸下降，含水率上升；驅(qū)替階段：中間井轉(zhuǎn)變?yōu)檫B續(xù)注汽井，其余井轉(zhuǎn)變?yōu)檫B續(xù)生產(chǎn)井(針對面積井網(wǎng))，在驅(qū)替壓力的作用下，壓力先增大，然后相對穩(wěn)定；產(chǎn)量逐漸上升，直至相對穩(wěn)定，油汽比也相對較高、較穩(wěn)定；突破階段：受蒸汽超覆或高滲優(yōu)勢通道影響，蒸汽在油層頂部或高滲通道帶優(yōu)先突破，在該層段內(nèi)驅(qū)替壓力下降，導(dǎo)致整體產(chǎn)量下降、油汽比下降、含水率上升；剝蝕階段：蒸汽突破之后繼續(xù)汽驅(qū)，由于驅(qū)替壓力較小，驅(qū)替產(chǎn)量有限，蒸汽反復(fù)沖洗已波及區(qū)，剝蝕已波及區(qū)的剩余油，表現(xiàn)出產(chǎn)量低、含水率高、油汽比低的特點。突破和剝蝕階段為蒸汽驅(qū)的中后期階段。

圖4和圖5分別為中深層、淺層稠油油藏蒸汽驅(qū)生產(chǎn)全過程開發(fā)動態(tài)曲線。兩類油藏的生產(chǎn)指標(biāo)變化規(guī)律類似，且與蒸汽驅(qū)的開發(fā)規(guī)律一致。蒸汽驅(qū)階段日產(chǎn)油變化規(guī)律為：轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)之后產(chǎn)量迅速上升，然后保持相對高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的狀態(tài)；蒸汽突破之后產(chǎn)量迅速下降，遞減率大；最后進入剝蝕階段，產(chǎn)量繼續(xù)降低，但遞減率較前一階段低。地層壓力變化規(guī)律為：轉(zhuǎn)汽驅(qū)之后壓力迅速上升，然后保持相對穩(wěn)定；汽驅(qū)突破之后地層壓力迅速下降，然后保持相對穩(wěn)定。含水率變化規(guī)律為：驅(qū)替階段含水率相對低且較穩(wěn)定；突破之后含水率迅速上升，剝蝕階段緩慢上升。瞬時油汽比變化規(guī)律為：驅(qū)替階段油汽比較高，突破之后油汽比迅速下降，剝蝕階段下降速度變緩。

圖4 中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)生產(chǎn)全過程生產(chǎn)指標(biāo)變化曲線Fig.4 Production indicator variation curve throughout the steam flooding process in the medium-deep heavy oil reservoirs

圖5 淺層稠油蒸汽驅(qū)生產(chǎn)全過程生產(chǎn)指標(biāo)變化曲線Fig.5 Production indicator variation curve throughout the steam flooding process in the shallow heavy oil reservoirs

對比不同生產(chǎn)階段的生產(chǎn)指標(biāo)來看(表2)，中深層稠油與淺層稠油油藏蒸汽驅(qū)指標(biāo)變化規(guī)律基本一致，穩(wěn)產(chǎn)階段生產(chǎn)效果好，油汽比高，含水率低；穩(wěn)產(chǎn)階段結(jié)束后，采出程度均已達到40%以上；突破和階段也是汽驅(qū)開發(fā)的重要階段，階段采出程度高(可達15%以上)，但是該階段油汽比明顯降低，表明蒸汽熱效率明顯降低。

3 剩余油分布特征

圖6為淺層稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)的不同階段的過注汽井的溫度、含油飽和度、氣體飽和度縱向剖面圖。整體來看，受蒸汽超覆作用影響，表現(xiàn)出明顯的垂向動用差異特征，即油層上部動用程度高，剩余油飽和度低，油層下部動用程度低，剩余油飽和度高。吞吐結(jié)束后(轉(zhuǎn)驅(qū)前的熱連通階段)，油層溫度低，剩余油飽和度較大，且縱向上主要分布在油層的下部3/4左右的厚度范圍內(nèi)；蒸汽腔在油層上部發(fā)育，且相互獨立；汽驅(qū)突破時(驅(qū)替階段結(jié)束后)，油層溫度相對于吞吐階段已明顯上升，且井間已經(jīng)熱連通，下部油層溫度也大幅度上升，剩余油飽和度大范圍下降；上部油層溫度高，蒸汽腔相互連通，形成一個整體的蒸汽腔，剩余油主要分布在下部1/2左右的厚度范圍內(nèi)。蒸汽突破之后，繼續(xù)汽驅(qū)10年，下部油層溫度進一步升高，剩余油飽和度繼續(xù)降低，剩余油主要分布在油層的下部1/3左右的厚度范圍內(nèi)。剝蝕階段的蒸汽波及范圍逐漸增大并向下擴展；但在下部油層內(nèi)，蒸汽腔僅在以注汽井為中心的徑向1/3左右井距范圍內(nèi)橫向擴展，蒸汽波及范圍有限。蒸汽突破后繼續(xù)汽驅(qū)，以剝蝕上部油層為主，這是造成該開發(fā)階段油汽比低的主要原因。

表2 不同蒸汽驅(qū)油藏階段生產(chǎn)指標(biāo)對比

圖6 淺層稠油油藏不同生產(chǎn)階段溫度、含油飽和度以及氣體飽和度縱向剖面Fig.6 Vertical profiles of the temperature, oil saturation and gas saturation of the shallow heavy oil reservoir in the different steam flooding stages

圖7為中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)的不同階段的過注汽井的溫度、含油飽和度和氣體飽和度縱向剖面圖。整體來看，中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)不同階段的溫度、含油飽和度和氣體飽和度的縱向分布特征與淺層稠油油藏蒸汽驅(qū)的特征相似，仍然表現(xiàn)出上部油層溫度高、剩余油飽和度低、蒸汽波及范圍大的特點。但由于中深層蒸汽驅(qū)油藏的開發(fā)層數(shù)較多，隔夾層較發(fā)育，縱向非均質(zhì)性較強，在一定程度下減緩了氣體超覆的影響，縱向上的差異有所減小。下部油層蒸汽驅(qū)擴展范圍有所增大，且垂向上發(fā)育多個獨立蒸汽腔。

圖7 中深層稠油油藏不同生產(chǎn)階段溫度、含油飽和度以及氣體飽和度縱向剖面Fig.7 Vertical profiles of the temperature, oil saturation and gas saturation of the medium-deep heavy oil reservoir in the different steam flooding stages

表3為統(tǒng)計的不同油藏在蒸汽驅(qū)開發(fā)不同階段的平均剩余油飽和度、溫度，以及地層壓力。可以發(fā)現(xiàn)，吞吐結(jié)束后(轉(zhuǎn)汽驅(qū)之前)，相對于初始油藏壓力，地層壓力均大幅度降低，符合轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的條件[1]。淺層稠油油藏由于初始油藏溫度、壓力較低，吞吐結(jié)束時的溫度、壓力也較低。相對于新疆淺層蒸汽驅(qū)油藏，遼河中深層蒸汽驅(qū)油藏的油層厚度較大，轉(zhuǎn)驅(qū)前的剩余油飽和度略高于淺層油藏。轉(zhuǎn)汽驅(qū)之后，遼河中深層蒸汽驅(qū)操作壓力較大(～3 MPa)，蒸汽溫度較高，因此穩(wěn)產(chǎn)、突破以及剝蝕階段的溫度和壓力均高于新疆淺層蒸汽驅(qū)的溫度和壓力。但是經(jīng)過長時間蒸汽驅(qū)替之后，穩(wěn)產(chǎn)階段結(jié)束時，油層平均剩余油飽和度已基本一致。

表3 不同蒸汽驅(qū)油藏階段溫度、壓力、飽和度對比

4 主控因素分析

以新疆稠油油田、遼河稠油油田實際油藏參數(shù)、注采參數(shù)為依據(jù)，建立數(shù)值模擬模型，利用正交試驗方法，研究4個參數(shù)(50 ℃條件下脫氣原油黏度、滲透率、有效厚度、轉(zhuǎn)驅(qū)時平均含油飽和度)綜合作用下，影響蒸汽驅(qū)采收率(剩余油)的主控因素。表4為正交實驗方案設(shè)計表，每個參數(shù)設(shè)計5個水平，共25個方案，基本包含了新疆、遼河稠油蒸汽驅(qū)油藏參數(shù)范圍。

表4 正交試驗方案設(shè)計表(L45(25))

以瞬時油汽比0.12 m3/sm3作為截止條件，統(tǒng)計不同方案下的最終采收率，并按照正交試驗分析方法，確定影響最終采收率的主控因素，結(jié)果見表5。主控因素排序為：轉(zhuǎn)驅(qū)時含油飽和度>滲透率>有效厚度>原油黏度；轉(zhuǎn)驅(qū)時含油飽和度越大，采收率越高；油層滲透率越大，采收率越高；有效厚度越大，采收率越高；原油黏度越低，采收率越高。

表5 正交實驗統(tǒng)計結(jié)果表——最終采收率(%)

因此，在熱連通后，盡早轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)有利于提高蒸汽驅(qū)采收率；油層物性越好(滲透率、厚度)，原油黏度越低，蒸汽驅(qū)最終采收率越高。

5 現(xiàn)場應(yīng)用

以遼河油田某中深層蒸汽驅(qū)油藏為目標(biāo)區(qū)塊，研究了提高蒸汽驅(qū)中后期采收率的方式和效果。該區(qū)塊為多層開發(fā)的蒸汽驅(qū)油藏，目前處于蒸汽突破后的剝蝕階段(開發(fā)中后期)，采出程度已達42.9%。從生產(chǎn)井的產(chǎn)液剖面數(shù)據(jù)來看，如圖8所示，垂向上呈現(xiàn)分段動用特征，上部油層采液強度較大，動用程度較高。進一步從數(shù)值模擬計算的目前含油飽和度分布剖面圖可以看出，如圖9所示，目標(biāo)區(qū)塊油層剩余油飽和度較大(平均剩余油飽和度為0.43)，尤其是中下部，剩余潛力仍然較大。

圖8 典型生產(chǎn)井產(chǎn)液剖面Fig.8 Typical production profile of producing wells

圖9 目標(biāo)區(qū)垂向剩余油飽和度剖面Fig.9 Vertical profile of the residual oil saturation in the target block

本次研究采用封堵上部油層，先開發(fā)最下方油層，再逐層上返的方式，減緩蒸汽超覆的影響，提高下方油層的蒸汽波及系數(shù)；另外，再結(jié)合使用多介質(zhì)復(fù)合驅(qū)，以提高驅(qū)油效率，進而提高采收率。

以該區(qū)塊的油藏及流體參數(shù)為基礎(chǔ)，開展純蒸汽驅(qū)及N2、CO2及尿素復(fù)合蒸汽驅(qū)一維驅(qū)替實驗。每個實驗保持總注入量不變，用CO2、N2或尿素替代15%的蒸汽。實驗結(jié)果顯示(表6)，用N2、CO2及尿素進行多介質(zhì)復(fù)合驅(qū)，在減少15%的蒸汽用量的情況下，累產(chǎn)油量和采收率都有一定程度的改善；尤其是尿素和CO2輔助蒸汽驅(qū)，采收率分別提高9.16%和4.12%，N2增產(chǎn)效果不十分明顯。

表6 多介質(zhì)復(fù)合蒸汽驅(qū)效果實驗結(jié)果對比(砂巖油藏@200℃)

在室內(nèi)實驗的基礎(chǔ)上，進一步開展數(shù)值模擬研究。在蒸汽驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)階段結(jié)束后(在本模擬中，開發(fā)第6 757天)，井組采出程度達到43.72%。在此基礎(chǔ)上，模擬對比了繼續(xù)籠統(tǒng)汽驅(qū)、逐層上返蒸汽驅(qū)、逐層上返的基礎(chǔ)上CO2輔助蒸汽驅(qū)、逐層上返的基礎(chǔ)上尿素輔助蒸汽驅(qū)共4種情況的開發(fā)效果。對于逐層上返的方案，在目前蒸汽驅(qū)的基礎(chǔ)上，先封堵上部油層，首先開發(fā)最下面的一段(⑤號層位)，然后再依次射開上方的各段(①-④號層位)，開采上部層位時，下方已射孔井段不封堵，繼續(xù)注入和采出。

從圖10可以發(fā)現(xiàn)，蒸汽驅(qū)中后期繼續(xù)籠統(tǒng)注汽的日產(chǎn)油最低；采用尿素輔助可以獲得最大的日產(chǎn)油，其次是CO2輔助，再次是逐層上返蒸汽驅(qū)。以瞬時油汽比為0.12 m3/sm3作為截止條件(表7)，對比不同調(diào)整方案的采收率及階段油汽比來看，繼續(xù)籠注汽可以繼續(xù)生產(chǎn)735 d，提高采收率3.41%，最終采收率為46.3%；逐層上返的方式汽驅(qū)可繼續(xù)生產(chǎn)6 956 d，在目前基礎(chǔ)上提高采收率27.96個百分點，階段油汽比可達0.22 m3/sm3；尿素輔助汽驅(qū)可繼續(xù)生產(chǎn)7 320 d，提高采收率38.81個百分點，較逐層上返提高10.9個百分點，階段油汽比可達0.19 m3/sm3；CO2輔助汽驅(qū)可繼續(xù)生產(chǎn)7 320天，提高采收率33.28個百分點，在逐層上返汽驅(qū)基礎(chǔ)上可提高采收率5.3個百分點，階段油汽比可達0.22 m3/sm3。

圖10 不同提高采收率方式的日產(chǎn)油變化曲線Fig.10 Daily oil production rate curves for the different EOR methods

表7 不同提高采收率方式的生產(chǎn)指標(biāo)統(tǒng)計表

按照油價2 267元/噸(45美元/桶)，尿素價格2 000元/噸，CO2價格450元/噸，注蒸汽價格220元/噸，對比不同方案的產(chǎn)出投入比，見表8。逐層上返、尿素輔助以及CO2輔助均能提高產(chǎn)出投入比，其中逐層上返的投入產(chǎn)出比最高，可達2.22，其次是CO2輔助，產(chǎn)出投入比為2.02，再次是籠統(tǒng)注汽，產(chǎn)出投入比為1.31，最后是尿素輔助，產(chǎn)出投入比為1.29。

因此，現(xiàn)場可根據(jù)實際需求，以及注入介質(zhì)的價格、來源以及對注入工藝的要求，在逐層上返的基礎(chǔ)上，選擇尿素或者CO2輔助蒸汽驅(qū)，提高蒸汽驅(qū)中后期的開發(fā)效果。

表8 不同提高采收率方式投入產(chǎn)出統(tǒng)計表

6 結(jié)論與建議

(1)淺層稠油蒸汽驅(qū)與中深層稠油蒸汽驅(qū)的開發(fā)規(guī)律基本一致，可以分為4個階段，即吞吐熱連通、轉(zhuǎn)汽驅(qū)驅(qū)替、突破、剝蝕階段。突破和剝蝕階段處于蒸汽驅(qū)的中后期，仍然是蒸汽驅(qū)提高采收率的重要階段。

(2)受蒸汽超覆及縱向滲透率差異的影響，淺層稠油、中深層稠油蒸汽驅(qū)中后期的剩余油均主要分布在油層的下部，表現(xiàn)出溫度低、黏度高、含油飽和度高的特點，是提高采收率的主要對象。

(3)正交試驗分析結(jié)果表明，影響蒸汽驅(qū)最終采收率的主控因素大小分別是：轉(zhuǎn)驅(qū)時含油飽和度>滲透率>有效厚度>原油黏度。因此，在吞吐熱連通之后，應(yīng)當(dāng)盡早轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。

(4)針對多層蒸汽驅(qū)油藏，結(jié)合現(xiàn)場實際，采用逐層上返并配合多介質(zhì)(尿素或者CO2)輔助汽驅(qū)，可以有效提高蒸汽驅(qū)中后期采油速度、采收率以及油汽比。