深層巨厚稠油油藏立體井網蒸汽驅機理初探

任芳祥，周 鷹，孫洪安，張金紅

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

深層巨厚稠油油藏立體井網蒸汽驅機理初探

任芳祥，周 鷹，孫洪安，張金紅

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

從深層稠油油藏特殊性出發，剖析轉換開發方式存在的主要技術難點。通過對洼60－H25井組立體井網蒸汽驅機理的分析，提出深層稠油油藏轉蒸汽驅開發應合理采用不同井型、立體井網架構、多種驅動力并存并以創造驅油環境為核心的方案設計思路。該研究對深層稠油油藏蒸汽驅開發具有重要指導意義。

深層稠油油藏;開發方式;蒸汽驅;井網架構;影響因素;機理

引 言

自1961年以來，隨著經濟增長需求和原油價格的持續攀升，以蒸汽驅為主要方式的EOR項目在全世界范圍內迅速發展起來。在以蒸汽驅為主要提高采收率技術的美國、加拿大、印度尼西亞3個國家中，2000年初蒸汽驅日產量已占EOR日產量的55%、75%、94%。由此可見，蒸汽驅采油在EOR采油中占有舉足輕重的位置。根據Chu對油藏埋深為49～1 524 m的28個蒸汽驅工程項目統計，只有7個項目油汽比高于0.2，1964年Brea Ca公司在加拿大開展的蒸汽驅項目 (油藏埋深為1 402 ～1 524 m) 油汽比只有 0.16［1］，深層稠油蒸汽驅仍存在難以突破的技術瓶頸。

中國從20世紀80年代末至2010年，先后在新疆和遼河油田開展了11個蒸汽驅先導試驗項目。這些項目涵蓋了淺層、中深層、深層、特深層不同油藏埋深條件下的薄層、互層狀、厚層塊狀多種油藏類型。從試驗效果看，遼河油田齊40塊蓮花油層的先導試驗效果較好，油汽比達0.2以上［2］，其余幾個尤其是深層和特深層油藏試驗效果均不理想，技術指標和經濟指標不能滿足工業化推廣的要求。

1 深層巨厚稠油油藏轉換開發方式主要影響因素分析

通過對不同油藏埋深的蒸汽驅項目開發效果的對比分析可知，深層稠油油藏蒸汽驅項目主要存在5個技術難題:一是受油藏埋深及現有注汽工藝技術影響，井底干度達不到方案要求，汽腔波及體積小，前緣穩定性差;二是受井底干度低影響，注采井間溫度、壓力梯度大，生產井井底流壓低、采液指數低，無法滿足采注比為1.2的蒸汽腔持續擴展條件;三是井型單一，除個別區塊外大多采用直井井型，這種以消耗能量為代價的驅替方式使注采井間壓力梯度和溫度梯度增大，大多數試驗區塊采注比未達到方案要求，其普遍性揭示了井型單一存在的弊端;四是井網架構單一，注采井數比較高的也只有反九點井網的1∶3，且邊井與角井井距不同，無法實現低壓、低采液指數條件下的多井均衡提液要求;五是單一井型條件下，側重利用驅替壓力，而忽略了重力輔助排液的潛在作用。

與目前開展的蒸汽驅項目機理研究相對比，在深層稠油油藏的蒸汽驅機理認識上仍存在誤區，需要研究少井注、多井采、多井均衡提液、多種驅動力并存的立體井網架構，并改變以增大注采壓差為手段的消耗能量驅動方式，實現以改善汽驅油藏環境為手段，重力、驅替壓力綜合利用的新型井網架構，實現深層稠油油藏提高采收率的技術突破。

1.1 油藏埋深及現有隔熱條件對井底干度及蒸汽腔擴展的影響

在Chu等提出的蒸汽驅油藏條件篩選標準中［1］，油藏埋深的下限為1 524 m，在其統計的28個蒸汽驅項目中，只有Brea Ca公司在加拿大開展的蒸汽驅項目達到此井深，但開發效果并不理想。近幾年來，國內在油藏埋深超過1 300 m的洼38塊、高3－4－032井組、曙1－7－5塊深層稠油油藏開展了蒸汽驅試驗［3］，采注比均未達到方案要求的1.2，這種現象在深層稠油蒸汽驅項目中具有普遍性，說明提高采注比的技術對策不可能從改善提液工藝技術本身得到解決。多個深層蒸汽驅項目所得到的共識是:提液主要受采液指數影響，不能隨注汽量增加而顯著提升，因此必須從影響蒸汽腔持續擴展的因素出發，才有可能找到問題的答案。

1.1.1 現有隔熱條件下深層稠油油藏注汽井底干度低

影響注汽井井底干度的因素主要包括注汽井井口干度、油藏埋深、蒸汽溫度、注入速度、隔熱條件、油藏壓力6項因素，蒸汽溫度、注入速度、井口干度3項為可控因素，而油藏埋深和油藏壓力為不可控因素。井筒隔熱條件隨隔熱管制造工藝的發展而定，就現制造工藝而言，目前基本視為不可控因素。深層典型油藏注汽井的井筒模擬結果表明，在現有隔熱條件下，井深為1 400 m，注汽速率為100 t/d，井口蒸汽干度為75%，井底干度只有20%～30%。增加井底干度，除提高井筒隔熱措施外，最主要的是增大注汽速率。如在相同井深條件下，注汽速率為400 t/d，井底蒸汽干度可達40% ～50%。但為保持穩定的地層壓力，將對采油井的排液能力提出了更高的要求。在現有技術條件下，更多需要依賴優化油藏工程設計來解決。

1.1.2 低干度條件下，低采液指數和低采注比使蒸汽腔難以持續擴展

與淺層油藏對比，深層油藏井底干度低，汽化潛熱低［4］，即注入地層的有效熱量低，因此，深層油藏注汽井井底汽腔擴展慢，高溫熱場形成的范圍較小，注采井間溫度梯度較大。強行提液后，盡管增大了注采壓差，但受溫度梯度大影響，采液指數上升緩慢，無法通過提液實現采注比為1.2的目標，蒸汽腔難以持續擴展。

1.2 直井面積井網架構對蒸汽驅采注比的影響

截至目前，國內開展的蒸汽驅項目大多數采用直井反九點井網。由于多數利用了老井，邊井與角井完井方式相同，且井距不均，在深層油藏注汽干度較低、汽化潛熱較低條件下，與淺層蒸汽驅對比，注采井間溫度剖面、壓力剖面必然較陡，生產井采液指數上升緩慢，無法實現提液目標。另外，由于角井、邊井與注汽井井距不同，在同一蒸汽腔及溫度場下，角井采液指數、流壓將會更低，無法達到三向受效井高液量的要求。

1.3 低干度的蒸汽腔特點對多種驅動力綜合利用的影響

與淺層油藏對比，深層稠油油藏注汽壓力較高，而淺層油藏滲透率往往較低，如果實施雙水平井SAGD，無壓差(僅以重力作為驅動力)，生產控制難度大。根據力的分解原理，汽腔邊緣質點主要受重力、注采壓差2種力的作用，其合力方向不是沿汽腔邊緣切線方向，而是與切線呈一個角度進入流體內部。這種合力傾向于將蒸汽腔拉成扁平形狀，從而使重力的作用越來越小。如果采取措施能夠控制注采井的生產壓差，只存在重力壓差，理論上可實施重力泄油，但在操作上幾乎不可行。

另外，由于深層油藏的井底干度偏低，蒸汽腔內的含水飽和度較高［5］，根據相對滲透率原理，蒸汽腔內的液相水傾向于向下驅替至生產井，因此，即使深層油藏能夠通過控制壓差形成SAGD，其生產井的含水率必定較高。問題的根源是深層油藏井底高壓、低干度造成重力利用的難度加大。

上面只是從開發角度對深層稠油油藏轉換開發方式進行了一些探討，對地質條件并未涉獵，當然地質條件是決定轉換開發方式成敗的關鍵因素。如果假設地質條件符合轉換開發方式要求，那么就不得不考慮上述3點問題。

2 立體井網蒸汽驅機理初探

為探索深層稠油油藏提高采收率的新方法，2009年10月，在洼60塊沙三段油層洼60－H25井組開展了直井、水平井組合的立體井網蒸汽驅試驗。實施2 a取得了較好效果，各項指標均達到方案要求。因此，有必要對其機理進行研究，以利今后擴大規模和工業化應用。

2.1 油藏基本情況

洼60斷塊沙三段油藏埋深為1 350 m，含油面積為1.8 km2，石油地質儲量為605.9×104t，為底水超稠油油藏。構造形態為被斷層復雜化的斷裂背斜，屬于水下扇沉積體系，巖性以不等粒砂巖和礫狀砂巖為主。平均孔隙度為24.5%，平均滲透率為 1 462.6×10－3μm2，屬中高孔、高滲儲層。50℃地面脫氣原油黏度為18×104mPa·s。

試驗區位于洼59塊東北部，含油面積為0.118 km2，石油地質儲量為108.4×104t。試驗前投產油井11口，其中直井9口，水平井2口(100 m井距井間加密水平井)，開井11口，日產液為185.9 t/d，日產油為25.5 t/d，綜合含水為86%，平均單井吞吐9.7個周期，累計油汽比為0.74，采出程度為26.3%，蒸汽驅前地層壓力為4.1 MPa，地層溫度為80℃。

采用直井、水平井組合的立體井網蒸汽驅開發方式(圖1)，上部水平井作為注汽井，下部水平井作為泄水水平井(垂向距離20 m):周邊9口直井作為生產井，設計單井注汽速度為480 t/d，井口注汽干度為75%(利用汽水分離器后井口干度要求90%以上，注汽速度為360 t/d)。

圖1 洼60－H25井組蒸汽驅井網示意圖

2.2 實施效果

該井組從2009年10月開始注汽，初期注汽速度為480 t/d，井口蒸汽干度為75%，2010年12月采用汽水分離器實施高干度注汽，注汽速度為360 t/d，井口蒸汽干度為95%。截至目前，井組實施連續注汽607 d，與轉驅前對比，井組產液量由185.9 t/d上升至450 t/d，產油量由25.2 t/d上升至77.0 t/d，含水下降4%。平均單井日增油5.5 t/d，日增液22.4 t/d。截至2011年5月底，累計注汽20.2×104t，累計產油3.6 ×104t，累計產液 22.0 ×104t，瞬時采注比為1.2，瞬時油汽比為0.19，取得了較好效果。

開發經歷了預熱和驅替2個階段，2009年10月至2010年4月為預熱階段，2010年4月以后井組進入蒸汽驅階段。

在預熱階段，井組生產動態與其他蒸汽驅區塊表現基本相同:在產液量上升同時，含水出現小幅上升趨勢，產量基本保持穩定;隨著注汽量增加，井組進入驅替階段后，出現了典型的“三升一降”生產動態，即出現產液量上升、產油量上升、井口溫度上升、含水下降的趨勢。與熱連通階段對比，井組產液量由179 t/d上升至440 t/d，井組產油量由31 t/d上升至72 t/d，含水由91.1%下降至80.0%，直井含水長期保持在75%左右，井口溫度由45℃上升至65℃，瞬時采注比長期保持在1.2左右，表明生產動態進入蒸汽驅成熟期。

與以往深層直井蒸汽驅生產動態不同的是:隨著注汽量的增加，油井表現出采液指數上升的態勢，2010年10月實施5口井的換大泵試驗，平均單井產液量上升至40 t/d以上，動液面穩定在990 m左右，供液能力出現上升趨勢。油藏壓力始終保持在4.5 MPa，井底蒸汽干度由初期的50%上升至56%。多項指標表明，蒸汽驅的成熟成度正日漸提高。

2.3 機理分析

2.3.1 立體井網蒸汽驅機理分析

在雙水平井蒸汽輔助重力泄油過程中，注入蒸汽在汽腔邊緣冷凝，注采井間只依靠重力作為壓差生產，由于蒸汽腔邊緣冷凝液與飽和濕蒸汽間存在密度差，冷凝液以此為動力泄到生產井中，形成這一過程的前提條件是井底的蒸汽干度較高(大于70%)。如果注入蒸汽干度低，達不到方案的要求(小于70%)，那么蒸汽腔內部及邊緣含水飽和度應較高。根據相對滲透率原理，蒸汽腔內及邊緣將出現蒸汽及冷凝的油、水3種相態，蒸汽腔內的高含水飽和度將使水具有較高的相對滲透率，因此，下部水平井將以產水為主。從上述分析可以看出，如果井底干度較低，雙水平井SAGD的生產本身就是一個重力泄水過程，而且這一過程不只發生在蒸汽腔斜面部位，還發生在蒸汽腔內部，而泄油過程受低汽化潛熱和汽腔較高含水飽和度的影響，將變得非常緩慢。

在上述洼60－H25井組立體井網蒸汽驅實例中，盡管采取了高干度注汽方式，但由于油藏埋深大于1 300 m，導致熱損失大。根據現場監測資料，井底干度只有56%，蒸汽腔內部含水飽和度較高。假定忽略蒸汽黏度，那么蒸汽腔將具有統一的壓力場，不管注汽水平井和生產水平井間的驅動壓差有多大，蒸汽腔內部水相(不存在冷凝水)及邊緣的冷凝水都會在重力影響下泄到下部水平井中［6］。在這一過程中，泄水速度和注入速度、井底干度、蒸汽冷凝速度有關。在控制好汽液界面的前提下，下部水平井可以采取較大壓差生產，而不影響蒸汽腔內部及邊緣的重力泄水過程。

2.3.2 立體井網蒸汽驅對相對滲透率的影響

在洼60－H25立體井網蒸汽驅實例中，泄水過程對平面及縱向油水兩相相對滲透率的影響存在較大差異。在縱向上，重力泄水作用使雙水平井間的含水飽和度較高，水相相對滲透率較高，下部水平井以排水為主;而在平面上，重力泄水作用使蒸汽腔內壓力變得相對穩定，蒸汽腔保持較高的干度和相對穩定的驅動前緣。與以往深層直井蒸汽驅對比，注入蒸汽不再需要將注入濕蒸汽水相部分和蒸汽冷凝水部分通過冷凝前緣驅替到生產井中，因此驅油效率較高。平面驅動過程中，由于減少了水相部分，冷凝前緣和冷凝前緣前具有較高的含油飽和度和較高的油相相對滲透率。洼60－H25井組實施2 a來，直井一直保持75%左右的含水率，從實踐上證明了重力泄水的作用。

2.3.3 改善蒸汽驅效果的設計要素分析

從上述分析可以看出，重力泄水為蒸汽驅替創造了更加適應的油藏環境，但在油藏工程設計過程中，還應該從穩定蒸汽腔壓力、擴大蒸汽腔波及體積等因素出發，對井網中注汽井和生產井空間配置進行優化，才能得到較好的開發效果。

2.3.3.1 雙水平井縱向井距

雙水平井縱向井距是該種開發方式中重點設計參數之一。如果井距過大，則增大了水平井間的滲流阻力，同時使雙水平井井間溫度梯度加大而使采液指數降低，重力泄水速度不能與水平井的排液速度較好匹配，反過來使蒸汽腔壓力升高，干度降低，注入蒸汽水相部分、蒸汽冷凝水將突破蒸汽腔前緣進入生產井中，直井將出現含水高、突破早的生產動態。

如果雙水平井的井距過小，由于深層稠油油藏自身壓力較高，蒸汽腔溫度較高，通過控制下排液水平井井底溫度和生產壓差來控制汽液界面的難度將會加大，增大了現場操作的難度。

從理論上分析，雙水平井縱向井距應以現井深和隔熱條件下的井底干度、蒸汽腔內的重力泄水速度、蒸汽的冷凝速度為基礎，以保持穩定蒸汽腔壓力為條件，應使重力泄水速度與下部水平井排液速度實現較好匹配。同時，還應充分考慮雙水平井間儲層物性、隔夾層分布等儲層非均質性和由動用不均引起的動用非均質性的影響。因此，必須建立高精度的油藏三維地質模型，通過數值模擬手段進行優化設計。

2.3.3.2 注汽水平井與直井空間配置

注汽水平井與直井的空間配置存在等注采井距和不等注采井距2種選擇。不等注采井距將產生與傳統反九點井網相似的效果，井距較大的井因滲流阻力大往往出現提液困難的情況。與之相反，井距較小的井往往出現高液量、高井溫、突破早的情況。因此，不等注采井距將很難維持較完整的蒸汽腔形狀，從而降低了蒸汽的波及體積和采收率，影響最終開發效果，在實際設計中應采用水平井和直井等注采井距的模式為宜。

2.3.3.3 雙水平井A、B端相對位置

由于該種開發方式主要在稠油老區應用，經過多年的蒸汽吞吐開發，動態非均質性已經形成，即使采用循環預熱方法，也很難解決雙水平井的均衡泄水問題。如果上下水平井的A、B端采用同向設計，則增大了注汽水平井和排液水平井A點的壓差，降低了B點壓差，沿水平段的壓力場將會很不均衡，進而導致蒸汽腔擴展不均和動用不均;如果上下水平井的A、B端采用反向設計，注采水平井A、B點的壓力正好實現互相補償，有利于保持均衡的壓力場和穩定的蒸汽腔形狀，在一定程度上克服了雙水平井間靜態和動態非均質性的問題。

3 結論與建議

(1)立體井網蒸汽驅是深層巨厚特超稠油油藏進入吞吐末期對提高采收率進行的一次探索性試驗，首次從理論上對該種開發方式進行了分析，并對設計中的相關問題進行了論述。

(2)國內長期蒸汽驅實踐過程中，往往將采注比未達到方案設計要求導致試驗失敗歸結為工藝技術不過關，通過本研究可以啟發讀者從理論設計角度找到相應答案。

(3)立體井網蒸汽驅開發方式較好地解決了長期以來困擾稠油熱采技術人員的蒸汽腔穩定擴展、采注比低、均衡提液困難等問題，對于豐富稠油熱采理論意義重大。

(4)首次從力的綜合利用角度進行理論分析，并采用立體井網解決了重力、驅替力的綜合利用問題，可以引導設計人員從消耗能量的蒸汽驅設計模式中脫離出來，在今后的油藏工程設計中更加充分考慮能量利用的重要性。

(5)目前對該種開發方式還處于初期理論探索階段，隨著實踐的深入和經驗的積累，有必要應用經典油藏工程理論進行進一步的分析論證，為深層巨厚稠油油藏提高采收率和工業化開發打下基礎。

［1］羅杰·M·巴特勒.重油和瀝青的熱力開采工藝［M］．北京:石油工業出版社，1994:77－78.

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［3］張瑞，等.稠油熱采技術［M］.北京:石油工業出版社，1999:438.

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［6］劉文章.稠油注蒸汽熱采技術［M］.北京:石油工業出版社，1997:41.

Preliminary study on the mechanism of steam flooding with tridimensional well patterns for extremely thick deep heavy oil reservoirs

REN Fang– xiang，ZHOU Ying，SUN Hong– an，ZHANG Jin– hong
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124010，China)

Based on the particularities of deep heavy oil reservoirs，the key technical difficulties existing during the conversion of production methods are analyzed in the paper．The mechanism of steam flooding in a tridimensional well pattern called well group Wa60 －H25 is analyzed and a program design concept is proposed for converting to steam flooding for deep heavy oil reservoirs，which mainly involves adopting different well types，tridimensional well patterns，multiple driving forces and creating oil displacement environments．This study is of great guiding significance in the development of deep heavy oil reservoirs by steam flooding．

deep heavy oil reservoir;development method;steam flooding;well pattern;affecting factor;mechanism

TE345

A

1006－6535(2011)06－0061－05

20110725;改回日期20110921

國家科技重大專項“渤海灣盆地遼河坳陷中深層稠油開發技術示范工程”(2011ZX05053)

任芳祥(1963－)，男，教授級高級工程師，1984年畢業于大慶石油學院油藏工程專業，現為遼河油田公司副總經理，《特種油氣藏》第八屆編委會副主任，主要從事油田開發管理工作。

編輯 姜 嶺