中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)技術(shù)研究進展與發(fā)展方向

戶昶昊

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

蒸汽吞吐是稠油開發(fā)的主要技術(shù)，但隨著吞吐降壓，開發(fā)進入中后期，開發(fā)方式轉(zhuǎn)換成為稠油進一步提高采收率、實現(xiàn)產(chǎn)量接替的重要途徑，而蒸汽驅(qū)技術(shù)為主要的接替技術(shù)之一。目前，中國蒸汽驅(qū)實施區(qū)塊主要分布在遼河油區(qū)、新疆油區(qū)、勝利油區(qū)。其中，遼河油田是最大的蒸汽驅(qū)開發(fā)基地，蒸汽驅(qū)年產(chǎn)油量占中國蒸汽驅(qū)總產(chǎn)油量的50%，為遼河油田開發(fā)方式轉(zhuǎn)換總產(chǎn)油量的40%左右。蒸汽驅(qū)是遼河油田千萬噸穩(wěn)產(chǎn)的重要組成部分。遼河油田蒸汽驅(qū)油藏屬于中深層稠油油藏，地質(zhì)條件復雜多樣，開發(fā)難度大且無成熟經(jīng)驗借鑒。因此，自20世紀80年代開始進行中深層稠油蒸汽驅(qū)探索，經(jīng)歷了蒸汽驅(qū)技術(shù)從直接引用到因地制宜的創(chuàng)新發(fā)展道路，形成了中深層蒸汽驅(qū)開發(fā)理論技術(shù)系列，提升了遼河油田的技術(shù)核心競爭力，取得了較好的應用效果，為遼河油田千萬噸穩(wěn)產(chǎn)提供了強有力的理論與技術(shù)支撐。

1 發(fā)展歷程

1988年，遼河油田首次在曙1-7-5塊大凌河油層開展蒸汽驅(qū)先導試驗，10余年后再次開辟8個先導試驗區(qū)，中深層稠油蒸汽驅(qū)技術(shù)取得突破并獲得成功，實現(xiàn)了工業(yè)化應用。30多年來，中深層稠油蒸汽驅(qū)歷經(jīng)探索、攻關(guān)試驗、Ⅰ類油藏規(guī)模實施、Ⅱ類油藏試驗接替4個階段，實施規(guī)模不斷擴大，蒸汽驅(qū)產(chǎn)量快速增長，實現(xiàn)了跨越式發(fā)展[1]。

1.1 探索階段

中深層稠油油藏經(jīng)過多個周期蒸汽吞吐后，地層壓力低，繼續(xù)開發(fā)潛力小。為進一步提高油藏采收率，延長油田穩(wěn)產(chǎn)期，1988至1997年，遼河油田引進國外蒸汽驅(qū)成熟理論和配套技術(shù)，直接應用于曙1-7-5塊大凌河油層、杜163井區(qū)、高3-4-76塊、齊40塊、杜66塊、高3-4-56塊等8個蒸汽驅(qū)先導試驗區(qū)，但由于油藏埋深大、原油黏度高，研究人員對機理認識不深入，造成油藏工程設(shè)計適應性差，注汽及舉升工藝達不到設(shè)計要求，導致試驗未能達到預期目的。盡管初期蒸汽驅(qū)試驗未取得成功，但為中深層稠油蒸汽驅(qū)探索積累了寶貴經(jīng)驗，并為下一步攻關(guān)指明了方向。

1.2 攻關(guān)試驗階段

通過自主研制大型多功能高溫高壓三維比例物理模型，開展系列物模實驗，深入研究驅(qū)油機理，同時帶動中深層稠油蒸汽驅(qū)油藏工程設(shè)計技術(shù)的初步形成，解決了注采井網(wǎng)與現(xiàn)場工藝不匹配的問題，完善了高效隔熱注汽、耐高溫舉升等配套技術(shù)。1998年，在中深層中厚互層狀普通稠油油藏齊40塊蓮Ⅱ油層開展的4個70 m×100 m井距反九點井網(wǎng)蒸汽驅(qū)先導試驗獲得成功，2003年，齊40塊開展7個井組擴大試驗，標志著中深層蒸汽驅(qū)開發(fā)進入全面啟動階段。

1.3 Ⅰ類油藏規(guī)模實施階段

在先導擴大試驗取得成功的基礎(chǔ)上，通過進一步完善注采層段選擇設(shè)計方法、分層注汽工藝等技術(shù)，2006年11月Ⅰ類油藏齊40塊開始規(guī)模轉(zhuǎn)驅(qū)。2006年11月至2007年3月主體部位轉(zhuǎn)驅(qū)，2007年12月外圍轉(zhuǎn)驅(qū)，2008年3月底，實施井組達149個，實現(xiàn)了Ⅰ類油藏齊40塊蒸汽驅(qū)工業(yè)化規(guī)模實施。

1.4 Ⅱ類油藏試驗接替階段

為繼續(xù)擴大轉(zhuǎn)驅(qū)規(guī)模，2009年開始探索攻關(guān)開發(fā)難度相對較大的Ⅱ類油藏蒸汽驅(qū)技術(shù)。相繼開展杜229塊、洼59塊等7項現(xiàn)場試驗，創(chuàng)新形成超稠油蒸汽驅(qū)技術(shù)、重力泄水輔助蒸汽驅(qū)技術(shù)，進一步豐富了中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)技術(shù)系列，實施對象由Ⅰ類油藏擴展至Ⅱ類油藏，油藏深度由800 m拓展至1 600 m，原油黏度界限由3 000 mPa·s提高至200 000 mPa·s，油藏類型從中厚互層油藏到薄互層和厚層塊狀油藏。中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)技術(shù)系列的形成與成功應用，豐富了遼河油田特色開發(fā)理論與技術(shù)，極大地提升了遼河油田整體開發(fā)技術(shù)實力與水平。

2 發(fā)展現(xiàn)狀與成效

2.1 中深層稠油蒸汽驅(qū)驅(qū)油機理認識

國內(nèi)外常規(guī)蒸汽驅(qū)由于單層厚度適中(10 m左右)，大多采用逐層驅(qū)替的開發(fā)模式，即投入開發(fā)的層段僅為1～2個小層，當開發(fā)層段內(nèi)蒸汽腔擴展至生產(chǎn)井發(fā)生蒸汽突破后，隨即調(diào)整至其他層系開發(fā)。此外，大多為普通稠油，僅少部分為特稠油。因此，常規(guī)蒸汽驅(qū)開發(fā)生命期內(nèi)的主要采油機理為蒸汽驅(qū)替[2-4]。

遼河油田中深層稠油儲層單層厚度薄(2～5 m)、驅(qū)替層數(shù)多(8～10層)、原油黏度高、油藏埋深大，多種地質(zhì)作用疊加，開發(fā)機理十分復雜，缺乏系統(tǒng)研究。通過研發(fā)大型多功能高溫高壓三維比例物理模型，模擬蒸汽驅(qū)開采過程中油層縱向、平面的溫度場和壓力場變化特征，研究儲層非均質(zhì)性、原油黏度、含油飽和度等地質(zhì)因素對驅(qū)替規(guī)律影響，結(jié)合現(xiàn)場測試資料分析和數(shù)值模擬方法，對不同類型油藏的驅(qū)替特征進行研究，認為存在三大類驅(qū)替特征。

(1) 層狀油藏以蒸汽驅(qū)驅(qū)替作用為主，剝蝕作用為輔。遼河油田中深層稠油儲層采用多個小層組合開發(fā)的模式，存在縱向非均質(zhì)性。蒸汽驅(qū)開發(fā)初期及中期，具有高滲透性的層段為主力層，蒸汽驅(qū)替是主要的驅(qū)油作用力；當主力層發(fā)生蒸汽突破后，進入蒸汽驅(qū)開發(fā)中后期，受縱向動用差異影響，蒸汽腔不發(fā)育的小層剩余油富集，具有進一步開發(fā)潛力，需要通過調(diào)整動用非主力層。此時，主力驅(qū)替層段橫向驅(qū)動力減弱，與蒸汽腔接觸的原油受熱導致垂向重力作用增強，泄油形成的薄層油墻在生產(chǎn)壓差下采出，呈現(xiàn)剝蝕采油特征；非主力層蒸汽腔發(fā)育，為蒸汽驅(qū)替采油。根據(jù)遼河油田蒸汽驅(qū)實際開發(fā)經(jīng)驗，蒸汽剝蝕產(chǎn)油階段可持續(xù)4～6 a，采出程度接近蒸汽驅(qū)驅(qū)替階段，為重要采油階段。

(2) 超稠油油藏以剝蝕作用為主，驅(qū)替作用為輔。室內(nèi)物理模擬及數(shù)值模擬研究表明：超稠油油藏與普通稠油相比，原油黏度更大，黏滯力更強，達到相同流動狀態(tài)需要更高的溫度和熱量[5]。因此，在蒸汽驅(qū)過程中當注入速度和注入熱量相同時，超稠油的加熱范圍小、蒸汽腔體積小、可動油量少，蒸汽驅(qū)動作用下的油墻薄、阻力小，蒸汽易沿較窄的高滲通道快速推進，形成指狀汽竄。因此，在超稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)生命周期內(nèi)，蒸汽驅(qū)替作用程度較弱。當超稠油自頂部發(fā)生汽竄后，蒸汽與下部油層接觸加熱原油，實現(xiàn)剝蝕產(chǎn)油。根據(jù)現(xiàn)場經(jīng)驗，剝蝕產(chǎn)油期可達到6 a以上。因此，超稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)主要以剝蝕作用為主。

(3) 深層塊狀油藏上部受蒸汽驅(qū)替作用，下部受重力作用。遼河油田深層油藏在開發(fā)過程中存在熱損失大、采注比低、蒸汽腔擴展難的問題，為提高注入熱量、增強排液能力，采用疊置雙水平井注汽排液立體開發(fā)模式：上部水平井注汽，側(cè)向直井生產(chǎn)井牽引蒸汽腔，在驅(qū)替作用力下采油；下部水平井利用重力作用排水采油，防止注入蒸汽無效加熱熱容比大于原油的地下冷凝水，減少熱損失，同時由于地下冷凝水被采出，降低了油藏壓力，提高了井底蒸汽干度，有利于發(fā)揮蒸汽潛熱，增大了注入蒸汽體積，有利于蒸汽腔的形成和均衡擴展。

2.2 中深層蒸汽驅(qū)設(shè)計技術(shù)

礦場經(jīng)驗和研究表明，為達到蒸汽驅(qū)理想采收率，必須滿足注汽速率不小于160 t/(d·m·km2)、采注比不小于1.2、井底蒸汽干度大于40%、油藏壓力小于5 MPa[6]。常規(guī)蒸汽驅(qū)區(qū)塊埋藏淺、油藏壓力低，實際生產(chǎn)過程中易滿足以上4個條件，因此，在實際設(shè)計過程中大多采用單一井網(wǎng)、單一開發(fā)層段，并在原始油藏狀態(tài)轉(zhuǎn)驅(qū)。但遼河油田蒸汽驅(qū)區(qū)塊埋藏深、儲層復雜、熱利用率低，應根據(jù)實際油藏特點及生產(chǎn)能力開展針對性設(shè)計。

2.2.1 多層蒸汽驅(qū)層段組合精細研究

遼河油田中深層油藏采用多層組合開發(fā)，層間非均質(zhì)性強，縱向動用不均[7]，精細層段選擇與組合關(guān)系劃分十分必要。現(xiàn)場監(jiān)測資料及數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，縱向動用主要受滲透率級差、油層厚度、凈總比3個因素影響[8-9]。

(1) 滲透率級差。層間滲透率差異是形成優(yōu)勢通道的內(nèi)在因素，滲透率差異越大，滲透率級差越大，縱向非均質(zhì)性越強，縱向動用比例越低。分析蒸汽腔發(fā)育形態(tài)與儲層縱向非均質(zhì)性可知，隨儲層縱向非均質(zhì)性增強，動用比例降低，蒸汽驅(qū)過程形成箱型、錐型、雙峰型和指型4種典型驅(qū)替模式。滲透率級差小、非均質(zhì)性較弱的儲層發(fā)育箱型驅(qū)替模式，縱向動用比例高達90%；錐型驅(qū)替模式滲透率級差大、非均質(zhì)性強，縱向動用比例為50%；雙峰型及指型驅(qū)替模式存在于高滲層，滲透率級差最大，縱向動用比例僅為30%。因此，篩選滲透率級差較小的層段組合是提高縱向動用比例的關(guān)鍵。統(tǒng)計分析滲透率級差與吸汽強度關(guān)系可知，隨滲透率級差的增大，小層吸汽強度大幅下降，當滲透率級差大于4時，小層吸汽量幾乎為0。同時，取心資料顯示，滲透率級差大于4的小層含油飽和度大于50%。因此，蒸汽驅(qū)層段滲透率級差應控制在4以內(nèi)。

(2) 油層厚度。受蒸汽超覆及滲透率影響，有效驅(qū)替層厚度有限。監(jiān)測資料及動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計結(jié)果表明，隨油層厚度的增加，縱向有效驅(qū)替厚度不斷增大，且油汽比不斷提高，當油層厚度達到25 m后，有效驅(qū)替厚度不再受油層厚度影響。因此，確定合理的油層厚度為15～25 m。

(3) 凈總比。受沉積作用影響，河道擺動頻繁，儲層砂體接觸關(guān)系復雜，隔夾層發(fā)育，凈總比低。數(shù)值模擬研究及熱能計算結(jié)果表明，隨凈總比的降低，隔夾層熱損失增大，油層熱利用率降低，開發(fā)效果變差。對于厚度相同但凈總比不同的2個井組，凈總比為0.40的井組熱利用率為25%，日產(chǎn)油僅為10 t/d，而凈總比為0.65的井組熱利用率為50%，井組日產(chǎn)油可達25 t/d。統(tǒng)計分析認為，當凈總比大于0.50時，可保證較好的開發(fā)效果。

綜上所述，進行蒸汽驅(qū)開發(fā)時應優(yōu)選油層厚度集中、連通性好、級差小的層段，以實現(xiàn)集中注熱、減小非均質(zhì)性、提高動用程度。

2.2.2 超稠油啟動界限研究

超稠油蒸汽驅(qū)過程中需要大量熱量加熱原油，形成快速連通后剝蝕產(chǎn)油。根據(jù)室內(nèi)物理模擬，當超稠油油藏轉(zhuǎn)驅(qū)前蒸汽吞吐預熱不充分時，前緣存在未被加熱的冷油區(qū)，原油流動性差，驅(qū)替阻力大，轉(zhuǎn)驅(qū)后蒸汽難以驅(qū)替原油，蒸汽腔形成不理想，剝蝕效果差。因此，充分預熱是超稠油成功轉(zhuǎn)驅(qū)的前提，建立不同原油黏度條件下的轉(zhuǎn)驅(qū)啟動溫度界限并選取充分預熱方式是成功轉(zhuǎn)驅(qū)的關(guān)鍵。

為精細研究超稠油溫度啟動界限，開展小尺度數(shù)值模擬一維管式模型研究，網(wǎng)格步長為1 cm，參照實際油藏條件，黏度設(shè)計為60 000～200 000 mPa·s，地層溫度為60～130 ℃，轉(zhuǎn)驅(qū)前含油飽和度為50%，滲透率為500～4 000 mD。模擬結(jié)果表明，原油黏度越大、滲透率越小，原油流動性越差，轉(zhuǎn)驅(qū)啟動溫度越高，并確定不同區(qū)塊的啟動界限(表1)。

表1 超稠油啟動界限

2.2.3 深層塊狀油藏蒸汽驅(qū)復合井網(wǎng)設(shè)計研究

對于埋深為1 400～1 600 m的特深層稠油油藏，傳統(tǒng)直井井網(wǎng)條件下蒸汽注入地層時的井底干度小于30.0%，熱利用率僅為20%，因此，選用疊置雙水平井注汽排液立體井網(wǎng)開發(fā)模式進行開采。該井網(wǎng)由上下2口水平井及其兩側(cè)直井所構(gòu)成，其中，上水平井注汽、下水平井排水，兩側(cè)直井采油。上水平井的強注汽能力可保證足夠的注入熱量與井底干度，下水平井的強排液能力可實現(xiàn)注采平衡。數(shù)值模擬結(jié)果表明：直井井口蒸汽干度分別為75.0%和95.0%、注汽壓力為12 MPa、日注入蒸汽為230 t/d情況下，1 500 m處井底蒸汽干度分別為0.0和13.5%，熱焓值分別損失了38%和37%，不滿足生產(chǎn)需求；而驅(qū)泄復合立體井網(wǎng)水平井井口注蒸汽干度分別為75.0%和95.0%、注汽壓力為12 MPa、日注入蒸汽為230 t/d情況下，1 500 m處井底蒸汽干度分別為16.4%和51.8%，熱焓值分別損失了29%和20%，滿足蒸汽腔形成與擴展需求。

2.3 高效注采配套工藝技術(shù)

為滿足中深層稠油蒸汽驅(qū)對熱利用率、井底干度、排液能力等方面的高度需求，研發(fā)了耐高溫的高效隔熱配套工藝技術(shù)，涵蓋完井、注汽、舉升、測試及作業(yè)等方面[10]，有效保證中深層蒸汽驅(qū)有序推進。

2.3.1 高效隔熱注汽技術(shù)

中深層稠油油藏埋深大，注汽井沿程熱利用率低、井底干度低，蒸汽腔難以形成，因此，攻關(guān)研制由真空隔熱管、隔熱型接箍、壓力補償式隔熱型蒸汽驅(qū)伸縮管、Y441強制解封蒸汽驅(qū)封隔器、高溫單流閥、多級長效蒸汽驅(qū)密封器等工具組成的高效隔熱注汽管柱，采用真空隔熱管+封隔器隔熱或環(huán)空注氮隔熱的方式，注汽熱利用率由40%提升至70%，井底干度由30%提升至50%以上，為中深層蒸汽驅(qū)試驗的實施奠定了基礎(chǔ)。

2.3.2 蒸汽等干度分配及多參數(shù)監(jiān)測技術(shù)

在將GPS測繪技術(shù)應用在工程測繪期間，相關(guān)管理部門也應將工作重點放在培養(yǎng)測繪人員專業(yè)技能上。一方面，針對GPS測繪技術(shù)理論知識及實際操作技能在測繪人員群體中開展教育培訓活動，使其能夠充分發(fā)揮出GPS測繪技術(shù)應用期間的綜合效益；另一方面，構(gòu)建GPS測繪技術(shù)應用管理機制，針對GPS測繪技術(shù)實際應用期間存在的局限性制定出與之相應的解決措施，采用業(yè)績考核及獎懲機制相融合的手段，提升GPS測繪技術(shù)實際應用過程中的規(guī)范性及有效性，以獲得更加精準的測繪數(shù)據(jù)，為工程穩(wěn)定有序的開展奠定堅實基礎(chǔ)。

為滿足蒸汽驅(qū)注入熱量的需求，設(shè)計采用大鍋爐、多井分配、高注汽強度的注入方式，但實踐過程中存在一爐多注時地面蒸汽干度分配不均的現(xiàn)象。針對該問題，成功研制蒸汽等干度分配及多參數(shù)監(jiān)測裝置，實現(xiàn)地面蒸汽干度均勻分配，干度分配偏差小于5%，流量精準可控，控制偏差小于3%，保證注汽井井口蒸汽干度，提高注汽效果。目前，已大規(guī)模推廣應用于蒸汽驅(qū)雙管注汽現(xiàn)場200余井次，同時帶動適用于亞臨界注汽的地面蒸汽等干度分配及干度流量計技術(shù)發(fā)展，填補中國稠油注汽開采撬裝蒸汽等干度分配技術(shù)空白。

2.3.3 高溫舉升技術(shù)

針對蒸汽驅(qū)過程中不同階段具有不同產(chǎn)液溫度的特點，研發(fā)了非金屬、金屬、陶瓷三大類蒸汽驅(qū)系列舉升技術(shù)，包括耐高溫浮環(huán)泵、柔性金屬泵、汽驅(qū)井高溫陶瓷泵，滿足了蒸汽驅(qū)提液需求，耐溫可達250 ℃以上，適應蒸汽驅(qū)井高溫、出砂、腐蝕、高含氣等復雜井況，為遼河油田蒸汽驅(qū)高效開發(fā)提供強有力的技術(shù)支撐。

2.3.4 蒸汽驅(qū)采出液高效集輸技術(shù)

中深層蒸汽驅(qū)在注汽與集輸過程中存在注汽鍋爐在線吹灰實現(xiàn)難、注汽站隔音降噪難、高溫產(chǎn)出液計量難、兩相流蒸汽計量難等問題，創(chuàng)新研發(fā)集高能脈沖在線吹灰、熱采蒸汽鍋爐低噪聲排放擴容裝置、高溫高壓智能一體化渦街兩相流計量等技術(shù)于一體的地面建設(shè)方法，達到自動計量、自動控制、降低工作噪聲等目的，計量及控制精度達到80%以上。該技術(shù)適用于各種蒸汽驅(qū)油田地面集輸工藝建設(shè)工程。

2.3.5 分層汽驅(qū)技術(shù)

針對多層稠油油藏各層動用程度不均、蒸汽超覆、單層突進導致蒸汽驅(qū)縱向波及效率降低的問題，研發(fā)偏心式、同心式、環(huán)形可調(diào)式分層汽驅(qū)技術(shù)并進行規(guī)模實施，解決了蒸汽驅(qū)各層段配汽量的動態(tài)調(diào)節(jié)的難題，改善了油藏縱向動用程度差的狀況，縱向動用比例可由30%提升至70%以上，實現(xiàn)儲量的均衡動用。

2.4 應用成效

上述理論認識與技術(shù)在遼河油田齊40塊、錦45塊、洼38塊等10個區(qū)塊應用取得了巨大成功，中深層稠油蒸汽驅(qū)建成80×104t/a產(chǎn)量規(guī)模，應用井組259個，實施規(guī)模為中國最大。蒸汽腔體積占比達到50%以上，穩(wěn)產(chǎn)時間可達8 a，油汽比為0.13，采收率為55%～60%，各類開發(fā)指標達到國外淺層油藏開發(fā)水平；實施油藏由Ⅰ類油藏擴展至復雜的Ⅱ類油藏，油藏深度由800 m拓展至1 600 m，原油品類由普通稠油拓展至超稠油，實施范圍得到有效提高。

3 發(fā)展方向

遼河油田蒸汽驅(qū)潛力較大，但在不斷擴大實施規(guī)模實現(xiàn)上產(chǎn)目標的過程中存在兩大難題：一是穩(wěn)產(chǎn)難，已實施區(qū)塊處于開發(fā)中后期，開發(fā)矛盾突出，產(chǎn)量遞減快，產(chǎn)量占比大幅下降；二是實施規(guī)模擴大難。待轉(zhuǎn)驅(qū)的Ⅱ類油藏條件更加復雜，擴大規(guī)模實現(xiàn)有效產(chǎn)量接替難主要體現(xiàn)在以下3個方面：一是早期汽竄。由于蒸汽驅(qū)之前油藏歷經(jīng)多周期蒸汽吞吐開發(fā)，受油藏非均質(zhì)性的影響和操作壓差的影響，生產(chǎn)井之間普遍出現(xiàn)不同程度的蒸汽竄流。注入蒸汽后，蒸汽優(yōu)先沿這些低流動阻力通道過早突破到生產(chǎn)井，如何實現(xiàn)蒸汽驅(qū)早期均勻動用有待進一步研究。二是轉(zhuǎn)驅(qū)“四場”薄弱。常規(guī)蒸汽驅(qū)認為“三場”(溫度場、壓力場、飽和度場)是轉(zhuǎn)驅(qū)的基礎(chǔ)，但對于遼河油田稠油油藏而言，黏度場是否達到轉(zhuǎn)驅(qū)要求至關(guān)重要，因此，精細“四場”研究亟待加強。三是邊底水油藏壓力高、熱利用率低。對于邊底水發(fā)育油藏，蒸汽吞吐降壓難度大，且邊底水侵入嚴重，轉(zhuǎn)驅(qū)后蒸汽腔難以形成，如何實現(xiàn)邊底水油藏的有效蒸汽驅(qū)尚待研究。

未來中深層蒸汽驅(qū)技術(shù)攻關(guān)重點集中在開發(fā)中后期的區(qū)塊與條件復雜的Ⅱ類油藏。開發(fā)中后期的區(qū)塊首先應明確其平面及縱向開發(fā)矛盾，精細剩余油分布規(guī)律評價，重點探索適合中深層油藏地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀的有效接替技術(shù)，如蒸汽驅(qū)后轉(zhuǎn)火驅(qū)、熱化學復合驅(qū)等，緩解產(chǎn)量遞減。條件復雜的Ⅱ類油藏轉(zhuǎn)驅(qū)研究需考慮以下方面：①解決早期汽竄引起的動用不均，先進行汽竄井分析與識別，再采用蒸汽吞吐引效、加強排液等方式促進蒸汽波及弱勢方面井連通，達到蒸汽腔均勻波及的目的；②精細“四場”描述與評價，重點加強轉(zhuǎn)驅(qū)前黏度場分布規(guī)律研究，進一步發(fā)展轉(zhuǎn)驅(qū)“甜點區(qū)”評價與識別技術(shù)，分級評價轉(zhuǎn)驅(qū)潛力；③攻關(guān)水淹油藏蒸汽驅(qū)技術(shù)，在開展水淹規(guī)律精細評價的基礎(chǔ)上，采用火驅(qū)、多介質(zhì)與蒸汽驅(qū)組合的開發(fā)方式，提高邊底水油藏蒸汽熱利用率，有效解決蒸汽腔形成難的問題，完善中深層多元蒸汽開發(fā)技術(shù)。

4 結(jié) 論

(1) 由于地質(zhì)體復雜，中深層蒸汽驅(qū)開發(fā)機理無可借鑒經(jīng)驗。遼河油田由常規(guī)蒸汽驅(qū)驅(qū)替機理認識應用于實踐到探索中深層蒸汽驅(qū)驅(qū)替與剝蝕復合采油理論認識，有效指導了油藏開發(fā)設(shè)計，豐富了蒸汽驅(qū)開發(fā)理論。

(2) 遼河油田以“精細層段組合、建立啟動界限、復合井網(wǎng)設(shè)計”為核心，發(fā)展了適合中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)技術(shù)，實現(xiàn)蒸汽腔均勻擴展，采收率提升至55%～60%，蒸汽驅(qū)實施深度界限突破至1 600 m，原油黏度界限突破至200 000 mPa·s。

(3) 成功研制高效隔熱蒸汽等干度分配、分注管柱及耐高溫泵等裝置，集成高效配套技術(shù)，熱利用率提高30個百分點，井底干度達到50%以上，保證蒸汽驅(qū)現(xiàn)場實施效果。

(4) 中深層蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)系列實現(xiàn)了稠油油藏高效開發(fā)，大幅度增加了原油產(chǎn)量，具有推廣應用價值，是遼河油田實現(xiàn)“十四五”千萬噸穩(wěn)產(chǎn)的重要支撐。未來中深層稠油蒸汽驅(qū)技術(shù)應立足于中后期接替技術(shù)的探索與Ⅱ類復雜油藏多元復合驅(qū)技術(shù)的攻關(guān)，實現(xiàn)高效可持續(xù)發(fā)展。