渤海旅大油田新近系稠油油藏水平井蒸汽驅(qū)油物理模擬實驗

馬奎前，劉 東，黃 琴

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 引言

渤海灣海上稠油儲量規(guī)模大，但常規(guī)冷采開發(fā)單井產(chǎn)能低、采油速度低、最終采收率低，大部分儲量長期未有效動用［1-2］，如何經(jīng)濟且有效地開發(fā)稠油是世界各國面臨的重大問題。注蒸汽熱采是解決該問題的有效途徑之一［3-4］。加拿大、委內(nèi)瑞拉和中國等國家對陸上稠油油藏?zé)岵杉夹g(shù)進行了應(yīng)用與推廣，取得了令人矚目的開發(fā)效果［5-7］，但海上稠油油藏與陸上稠油油藏存在很大的差異，采油平臺空間有限且使用年限有限，注采井距大且井網(wǎng)不規(guī)則，井網(wǎng)形式多采用水平井等現(xiàn)實問題，導(dǎo)致陸上油藏的開采經(jīng)驗并不能完全適用于海上。渤海海域旅大油田借鑒陸地及渤海灣其他油田稠油熱采成功的經(jīng)驗，進行了蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗，經(jīng)蒸汽吞吐多輪次開發(fā)后，面臨著由蒸汽吞吐方式轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)油的問題［8］。蒸汽驅(qū)油是通過注入井向油層中不斷注入高干度蒸汽，利用蒸汽攜帶的熱量加熱儲層以降低稠油黏度，使原油獲得良好的流動性，進而將原油驅(qū)趕至生產(chǎn)井周圍，以提高采收率。與蒸汽吞吐主要加熱近井區(qū)域原油不同，蒸汽驅(qū)油主要是加熱注采井間的原油，范圍更廣，可以有效地提高波及效率，是多輪次蒸汽吞吐后進一步提高原油采收率的主要技術(shù)［9-12］。我國已在遼河油區(qū)、新疆油區(qū)以及勝利油區(qū)等陸上稠油油藏進行了若干次蒸汽驅(qū)油先導(dǎo)試驗，取得了明顯的增產(chǎn)效果，但是其主要工藝技術(shù)仍處于探索階段，而海上油田的稠油蒸汽驅(qū)油開發(fā)面臨的問題會更加復(fù)雜［9-11］。張風(fēng)義等［13］、王樹濤等［14］認為海上稠油蒸汽驅(qū)油技術(shù)在熱力降黏的基礎(chǔ)上，可以有效地擴大注入流體的波及系數(shù)，改善稠油油藏開發(fā)效果。然而，目前海上稠油油藏蒸汽驅(qū)油仍處于探索階段，對蒸汽驅(qū)油過程中蒸汽腔溫度的擴展特征及驅(qū)油規(guī)律均認識不清［6-7］。

對渤海海域旅大油田進行蒸汽驅(qū)油實驗，利用長填砂管模型分析注汽溫度、注入速度和原油黏度等因素對蒸汽驅(qū)油效果的影響，在此基礎(chǔ)上利用物理模擬實驗開展蒸汽驅(qū)油的參數(shù)優(yōu)化及機理分析，以期為下一步蒸汽驅(qū)油提高采收率提供參考。

1 油藏概況

旅大油田位于渤海海域東部，處于渤東低凸起向東北方向延伸的傾沒端，東西分別毗鄰渤東和渤中兩大生油凹陷，北為遼中生油凹陷，自上而下發(fā)育新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組和古近系東營組3 套含油層系，其中稠油主要分布在明化鎮(zhèn)組下段［2，6］，油藏埋深為1 020～1 530 m。主力儲層明化鎮(zhèn)組屬受斷層控制的斷塊構(gòu)造，以河道、砂壩型淺水三角洲沉積為主，儲層橫向變化較大，非均質(zhì)性強，屬于高孔隙度、高滲透率儲層，油藏平均覆壓孔隙度為35%，平均覆壓滲透率約為4 500 mD。該儲層的巖性主要為細—中粒巖屑長石砂巖（圖1）。地面溫度為50 ℃時脫氣原油黏度約為1 475 mPa·s，屬于普通稠油Ⅱ類［8］。

圖1 渤海海域旅大油田構(gòu)造位置（a）及其稠油油藏巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column（b）of Lvda oilfield，Bohai Sea

該油藏開發(fā)初期進行冷采試采，試采效果差，水平井冷采采油指數(shù)僅為10 m3/（d·MPa），預(yù)測采收率僅為7.0%，目前已經(jīng)進行了多輪次的蒸汽吞吐，蒸汽吞吐階段采出程度達12.00%，目前含水率為10.00%～20.00%，預(yù)測井控儲量的采收率為16.1%。

2 蒸汽驅(qū)油實驗

稠油具有黏度高、流動性差的特點，而濕飽和蒸汽的高溫度與高熱量能夠降低原油黏度，起到增加驅(qū)油效率的作用［5］。利用一維填砂管開展稠油蒸汽驅(qū)油效率實驗，研究注汽溫度、注汽速度和原油黏度對蒸汽驅(qū)油性能的影響。

2.1 實驗裝置與流程

本次蒸汽驅(qū)替實驗的儀器分為3 個部分，即注入系統(tǒng)，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和生產(chǎn)系統(tǒng)，注入系統(tǒng)包括平流泵、蒸汽發(fā)生器、高壓氣瓶、氣體質(zhì)量流量計和中間容器；數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)包括熱電偶和計算機；生產(chǎn)系統(tǒng)包括手搖泵、量筒和回壓裝置（圖2）。

圖2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實驗流程圖Fig.2 Flow chart of steam flooding experiment for heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

參考旅大油田實際稠油儲層的孔隙度和滲透率，建立長巖心單管模型，設(shè)置模型內(nèi)徑為2.5 cm，長度為50.0 cm，填砂后模型孔隙度為35.0%，滲透率為4 500 mD，設(shè)置蒸汽干度為0.7。

實驗流程如下：

①準(zhǔn)備長巖心，裝填模型。結(jié)合研究區(qū)儲層的巖石粒度、潤濕性等指標(biāo)，選擇與之較相近的石英砂，分多次等份裝入填砂管中，且每次測量填砂管空氣滲透率，直到滲透率接近設(shè)定值4 500 mD 時停止填砂，模型裝好后試壓1.3 MPa。

②計算填砂管的孔隙體積。將模型接入抽空裝置，設(shè)置真空度為133.3 Pa，連續(xù)抽空2～5 h，再飽和實驗用水，測量填砂管吸入水的體積，用天平測定實驗用水飽和前、后的質(zhì)量，以此計算填砂管的孔隙體積。

③建立初始條件的溫度場。啟動恒溫箱，將模型加熱到設(shè)計溫度，并保證實驗過程中從蒸汽發(fā)生器出口至填砂管入口沿程的管線外側(cè)纏繞的電加熱帶溫度與蒸汽發(fā)生器的溫度一致。

④建立初始含油飽和度場。將模型放入飽和油設(shè)備中，根據(jù)研究區(qū)儲層原始含油飽和度63.7%，先將實驗系統(tǒng)的溫度升至80 ℃，此時對應(yīng)的原油黏度為176 mPa·s，以恒定的較低速度1 mL/min 將實驗用油注入填砂管進行油驅(qū)水，當(dāng)填砂管中壓差穩(wěn)定后，再驅(qū)替1.0～2.0倍孔隙體積，記錄此時從模型中驅(qū)出的總水量和壓差，以總出水量與模型孔隙度比值計算出填砂管的原始含油飽和度，然后將整個實驗系統(tǒng)恢復(fù)至50 ℃。

④蒸汽驅(qū)油。用平流泵將蒸餾水注入蒸汽發(fā)生器，通過內(nèi)置的大功率電加熱管快速將蒸餾水加熱為高溫蒸汽，再將實驗所需溫度的蒸汽注入模型內(nèi)。實驗過程中，保證注入填砂管的蒸汽為濕飽和蒸汽。同時記錄時間、壓力等參數(shù)。

⑤結(jié)果處理。計量各階段產(chǎn)油量、產(chǎn)液量，計算驅(qū)油效率、含水率等。

2.2 實驗結(jié)果與分析

（1）注汽溫度的影響

由研究區(qū)原油黏度-溫度關(guān)系曲線（圖3）可知，原油黏度隨著溫度的上升而逐漸下降，下降幅度有所不同，當(dāng)溫度為0～120 ℃時，黏度下降幅度大，但原油黏度高于100 mPa·s；當(dāng)溫度為120～200 ℃時，黏度下降幅度變?。划?dāng)溫度大于200 ℃后，隨著溫度的上升，黏度下降幅度再次變大，且黏度小于100 mPa·s。因此，設(shè)置注汽溫度為200 ℃，250 ℃和300 ℃。

圖3 渤海海域旅大油田稠油油藏原油黏度-溫度關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between oil viscosity and temperature of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

實驗中使用在50 ℃時黏度為1 475 mPa·s 的原油，保持注汽速度為3 mL/min，分別進行不同注汽溫度的實驗，并統(tǒng)計每次實驗中不同階段的驅(qū)油效率，即無水期驅(qū)油效率、含水率90%時的驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率。

由實驗結(jié)果（表1）可知，隨著溫度的升高，階段驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均增加，但增加的幅度呈減小的趨勢，當(dāng)注汽溫度從200 ℃上升至250 ℃時，無水驅(qū)油效率增加了5.00%，最終驅(qū)油效率增加了1.38%；當(dāng)注汽溫度從250 ℃上升至300 ℃時，無水驅(qū)油效率增加了0.99%，最終驅(qū)油效率增加了0.19%。含水率90%時驅(qū)油效率隨溫度的升高先升高后下降，在250 ℃時最高為75.43%。因此，為獲得較高的驅(qū)油效率，注汽溫度設(shè)置為250 ℃最佳。

表1 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實驗中不同注汽溫度對驅(qū)油效率的影響Table 1 Effect of different temperatures on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

（2）注汽速度的影響

為了研究注汽速度對驅(qū)油效率的影響，設(shè)置4個不同的注入速度（3 mL/min，6 mL/min，9 m/min和12 mL/min）分別進行實驗，實驗過程中溫度為250 ℃，使用在50 ℃時黏度為1 475 mPa·s 的原油。

由實驗結(jié)果（表2）可知，隨著注汽速度的升高，無水期驅(qū)油效率、含水率90%時驅(qū)油效率及最終驅(qū)油效率均先上升再降低，且在注汽速度為6 mL/min時達到最高。分析認為，當(dāng)注汽速度較低時，單位時間內(nèi)注入填砂管的熱量較少，在熱損失一定的情況下，用于加熱稠油的熱量比例較低；當(dāng)注汽速度過高時，由于蒸汽的流度大，易形成蒸汽或冷凝水的竄流，不利于提高驅(qū)油效率［15］。因此，最佳注汽速度為6 mL/min。

表2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實驗中不同注汽速度對驅(qū)油效率的影響Table 2 Effect of different injection rates on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

（3）原油黏度的影響

為了研究不同油品對蒸汽驅(qū)油效率的影響，選取5 種不同黏度的原油（在50 ℃時黏度分別為400 mPa·s，600 mPa·s，1 000 mPa·s，1 475 mPa·s，2 000 mPa·s）分別進行實驗，所需黏度的原油是利用現(xiàn)場不同類型的原油復(fù)配所得，即在50 ℃條件下，將黏度小于及大于目標(biāo)黏度的2 種原油進行混合并不斷攪拌，利用旋轉(zhuǎn)黏度計測定其黏度，直至達到所需黏度。實驗過程中，注汽速度為6 mL/min，注汽溫度為250 ℃。

由實驗結(jié)果（表3）可知，隨著原油黏度的增加，無水期驅(qū)油效率、含水率90%時驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率均逐漸降低；當(dāng)黏度小于2 000 mPa·s時，驅(qū)油效率下降幅度較小，而當(dāng)黏度大于2 000 mPa·s后，驅(qū)油效率下降幅度較大。

表3 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油實驗中不同原油黏度對驅(qū)油效率的影響Table 3 Effect of different oil viscosity on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

旅大油田油藏溫度條件下，原油的平均黏度為1 475 mPa·s，在注汽溫度為250 ℃，注汽速度為6 mL/min 時進行蒸汽驅(qū)油實驗效果較好，最終驅(qū)油效率可達82.52%。

3 物理模擬實驗

為了進一步研究渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油的生產(chǎn)動態(tài)特征，在蒸汽驅(qū)油實驗的基礎(chǔ)上，進行了二維物理模擬實驗。

3.1 實驗設(shè)計

根據(jù)相似準(zhǔn)則對研究區(qū)稠油油藏蒸汽驅(qū)油二維物理模擬實驗進行參數(shù)設(shè)計（表4）［7，16］。首先根據(jù)幾何相似準(zhǔn)則，將油藏實際尺寸轉(zhuǎn)換為實驗?zāi)Ｐ蛥?shù)，設(shè)置油層厚度、井距、水平井長度等參數(shù)。其次，利用物性相似準(zhǔn)則，根據(jù)流體物性、巖石物性等參數(shù)，計算實驗?zāi)Ｐ偷臐B透率，實驗中模型的滲透率需要適當(dāng)放大，考慮到多孔介質(zhì)中流體的滲流需要符合達西流動，最大滲透率不能超過30 000 mD，在實驗過程中，可先利用填砂管測定填裝不同目數(shù)石英砂的絕對滲透率，再利用相同的石英砂填裝物理模擬裝置。利用力學(xué)相似準(zhǔn)則計算實驗的生產(chǎn)壓差；利用注采相似準(zhǔn)則計算實驗的注汽速度；利用時間相似準(zhǔn)則計算實驗時間等操作參數(shù)；孔隙度一般采用和實際油藏接近的數(shù)值；為了保證稠油滲流特性的一致性，在高壓物理模擬中一般采用現(xiàn)場實際脫氣原油作為油樣；稠油油藏基本上為疏松砂巖，其主要成分為石英，而相似比例模型中填裝飽和原油和地層水的是石英砂，因此可認為兩者的熱物性參數(shù)相同［7］。

表4 渤海海域旅大油田稠油油藏高壓蒸汽驅(qū)油物理模擬相似準(zhǔn)則Table 4 Similarity criteria of high-pressure steam flooding physical simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

根據(jù)實際油藏的水平井長度、原油物性及地層水物性、儲層熱物性等參數(shù)，將旅大油田實際油藏的地質(zhì)參數(shù)與注采參數(shù)轉(zhuǎn)換為實驗室相似理論物理模擬參數(shù)（表5）。

表5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油現(xiàn)場參數(shù)與實驗參數(shù)的對比Table 5 Comparison of field parameters and experiment parameters for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

物理模擬實驗是在蒸汽驅(qū)油實驗的基礎(chǔ)上進行改進，將一維填砂管換成油藏物理模型，實驗裝置分為注入系統(tǒng)、生產(chǎn)系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)與油藏模型（圖4）。

圖4 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油二維相似比例物理模擬實驗流程Fig.4 Schematic diagram of 2D scaling physical simulation for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

實驗的具體操作流程如下：

①裝填油藏物理模型，在模型內(nèi)安裝2 口水平井取代填砂管，注入井為A 井，生產(chǎn)井為B 井，測溫?zé)犭娕?7 個，壓力測點12 個。

②按照蒸汽驅(qū)油實驗的操作流程計算模型的孔隙體積；建立初始條件的溫度場，當(dāng)各測溫點的溫度值相差小于2 ℃時，可認為模型內(nèi)溫度場基本保持均勻一致；建立初始含原油飽和度場。

③打開注入系統(tǒng)，打開數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，設(shè)定流量；打開蒸汽發(fā)生器，設(shè)定溫度并調(diào)試蒸汽干度到設(shè)計值。

④模擬蒸汽吞吐過程。通過蒸汽發(fā)生器以及注入泵，將蒸汽注入物理模型的2 口水平井中，交替進行蒸汽吞吐，建立井間熱連通。

⑤模擬蒸汽驅(qū)油過程。根據(jù)設(shè)計的注汽速度（157.4 mL/min）與蒸汽干度，對A 井持續(xù)注汽，B 井生產(chǎn)，收集采出液并做好實驗記錄。

⑥結(jié)果處理。根據(jù)記錄的產(chǎn)量數(shù)據(jù)，計算采出程度等開發(fā)指標(biāo)，并結(jié)合溫度場的變化，進一步分析蒸汽驅(qū)油提高采收率機理。

3.2 實驗結(jié)果與分析

（1）溫度場特征

①蒸汽吞吐預(yù)熱階段。以157.4 mL/min 的注入速度向油藏模型中A 井注入蒸汽，待模型壓力達到1.2 MPa 后，關(guān)閉A 井，開始燜井，此時蒸汽的熱能會向油層擴散。燜井一段時間后開B 井生產(chǎn)，當(dāng)B 井幾乎不產(chǎn)液時本輪吞吐結(jié)束。反復(fù)注汽、燜井，重復(fù)上述步驟，直至建立井間熱連通。蒸汽吞吐過程中，溫度場主要分布在2 口水平井的垂直方向上，且水平井底部溫度比頂部高，橫向波及速度較慢，經(jīng)歷2 輪次注采，到197 min 時，注、采水平井間才建立了熱連通關(guān)系（圖5）。蒸汽吞吐預(yù)熱階段采出程度為10.79%，平均含水率為83.48%。

圖5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實驗中蒸汽吞吐階段溫度分布特征Fig.5 Temperature distribution characteristics during steam huff and puff stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

②蒸汽驅(qū)替階段。注、采井建立熱連通后，繼續(xù)以157.4 mL/min 的速度由A 井注入蒸汽，B 井收集產(chǎn)出液，此時轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)油，蒸汽不斷注入后經(jīng)擴展形成蒸汽腔。根據(jù)蒸汽腔溫度場的變化可將蒸汽驅(qū)替過程分為啟動階段（0～9 min）、穩(wěn)定驅(qū)替階段（9～96 min），蒸汽突破階段（96～97 min）和蒸汽剝蝕階段（97～184 min）［7］。啟動階段蒸汽沿著注采井底部推進速度較快，沿井頂部推進速度較慢；穩(wěn)定驅(qū)替階段蒸汽腔溫度場以“三角形”分布特征向生產(chǎn)井逐漸推進，該階段高溫蒸汽在運移時可以進入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi)，增加了微觀驅(qū)油效率，提高稠油采收率；當(dāng)蒸汽突破至B井后為蒸汽突破階段，突破階段持續(xù)時間較短；蒸汽剝蝕階段，蒸汽腔沿對角線擴展，但波及速度變慢［17-18］（圖6）。

圖6 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實驗中蒸汽驅(qū)替階段溫度分布變化Fig.6 Temperature distribution characteristics during steam flooding stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

蒸汽驅(qū)替過程中，水平井間的蒸汽腔發(fā)育并不均衡。注入泡沫類流體，對蒸汽驅(qū)替過程的水平井沿程流動剖面進行調(diào)整以擴大波及體積，可以進一步改善稠油熱采開發(fā)效果［19-20］。

（2）生產(chǎn)特征

根據(jù)稠油蒸汽驅(qū)油物理模擬實驗結(jié)果（圖7），原油采出程度隨著時間的增加而提高，在突破階段提高幅度變緩。啟動階段，采出程度為4.30%；穩(wěn)定驅(qū)替階段采出程度為39.06%，占蒸汽驅(qū)替階段采出程度的75.32%，是主要的產(chǎn)油階段；蒸汽突破階段和蒸汽剝蝕階段采出程度為8.50%，蒸汽驅(qū)替階段總采出程度為51.86%。

圖7 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油模擬實驗中采出程度及油汽比變化特征Fig.7 Recovery degree and variation characteristics of oil steam ratio in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield，Bohai Sea

隨蒸汽驅(qū)油時間的增加，瞬時油汽比呈先升后降趨勢。啟動階段，油汽比值高，平均為0.35，最高可達0.56；穩(wěn)定驅(qū)替階段，油汽比為0.15～0.63，變化幅度較大，平均為0.25；蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段，油汽比從0.10 下降至0.05 以下。

蒸汽驅(qū)替過程中產(chǎn)液速率呈先升后穩(wěn)的趨勢。在啟動階段，產(chǎn)液速率上升，由蒸汽吞吐階段的63.75 mL/min 增加到153.14 mL/min；穩(wěn)定驅(qū)替階段，平均產(chǎn)液速率為124.55 mL/min；蒸汽突破和剝蝕階段，產(chǎn)液速率比較穩(wěn)定，約為98.47 mL/min。

產(chǎn)油速率呈先升后降趨勢，在啟動階段，產(chǎn)油速率快速上升，從9.38 mL/min上升到59.43 mL/min；穩(wěn)定驅(qū)替階段，快速下降，從52.23 mL/min 下降到12.31 mL/min；蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段產(chǎn)油速率下降幅度變小，由9.47 mL/min下降到2.32 mL/min。這一結(jié)果表明，在高溫作用下注汽井附近稠油中的輕質(zhì)組分發(fā)生蒸餾效應(yīng)，會優(yōu)先被推至生產(chǎn)井采出，因此產(chǎn)油速率快速上升；在穩(wěn)定驅(qū)替階段隨著大量輕質(zhì)組分產(chǎn)出，產(chǎn)油速率下降；當(dāng)蒸汽突破后產(chǎn)油速率下降減緩，同時流動性較差的原油會被剝蝕。

蒸汽驅(qū)替過程中含水率呈先降后升的趨勢，上升幅度逐漸變小，最后趨于穩(wěn)定。在啟動階段，含水率從85.29%下降至61.19%；穩(wěn)定驅(qū)替階段，含水率從55.81%持續(xù)上升為88.30%；蒸汽突破和蒸汽剝蝕階段，含水率從88.30%上升到91.67%（圖8）。

4 驅(qū)油機理

結(jié)合上述實驗結(jié)果認為渤海海域旅大油田蒸汽驅(qū)油模擬實驗的驅(qū)油機理表現(xiàn)為4 個方面：①通過注入高溫蒸汽可以有效降低儲層中原油的黏度，提高其流動能力，從而提高采收率，這是蒸汽驅(qū)油開采稠油最重要的機理［13］。②蒸汽具有蒸餾效應(yīng)，高溫高壓蒸汽可以降低地層中流體的沸點溫度，當(dāng)溫度高于系統(tǒng)的沸點溫度時，流動性較差的原油會被剝蝕，將從死孔隙向連通孔隙轉(zhuǎn)移，從而增加了微觀驅(qū)油效率［14-15］。③伴隨著油藏溫度的升高，蒸汽會發(fā)生剝蝕作用，原始地層溫度下吸附在孔隙表面的原油會被驅(qū)替，形成脫吸附現(xiàn)象，部分親水巖石表面重新暴露，使得油藏中束縛水飽和度升高，殘余油飽和度降低，進而大幅提高稠油油藏的采收率。④蒸汽的微觀波及能力較強，高溫蒸汽可以進入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi)，從而提高微觀驅(qū)油效率，進一步改善開發(fā)效果。

5 結(jié)論

（1）渤海海域旅大油田稠油油藏原油在油藏溫度條件下，以注汽溫度為250 ℃，注汽速度為6 mL/min 條件下進行蒸汽驅(qū)油可取得較好的效果。

（2）旅大油田稠油油藏蒸汽驅(qū)油物理模擬實驗過程可分為啟動階段、穩(wěn)定驅(qū)替階段、蒸汽突破階段和蒸汽剝蝕階段，穩(wěn)定驅(qū)替階段為主要產(chǎn)油階段，采出程度為39.06%，蒸汽驅(qū)油階段總采出程度達51.86%；蒸汽驅(qū)油過程中油汽比隨時間的增加呈先升后降趨勢，穩(wěn)定驅(qū)替階段油汽比始終大于0.10；產(chǎn)液速率呈先升后穩(wěn)的趨勢，產(chǎn)油速率呈先升后降趨勢，含水率呈先降后升的趨勢，在穩(wěn)定驅(qū)替階段產(chǎn)液速率和產(chǎn)油速率開始下降，含水率上升；注、采水平井間的蒸汽腔溫度場不均衡，水平井底部溫度擴展速度快，頂部溫度的擴展速度慢，穩(wěn)定驅(qū)替階段溫度場呈“三角形”推進模式。

（3）注入高溫蒸汽可以有效降低稠油黏度，提高其流動能力，使大量不可動油變?yōu)榭蓜佑停辉皆诳紫侗砻娴脑托纬擅撐浆F(xiàn)象，大幅度降低殘余油飽和度；注汽井附近稠油中的輕質(zhì)組分發(fā)生蒸餾效應(yīng)，流動性較差的原油會被剝蝕；此外，高溫蒸汽可以進入到微小孔隙或孔隙盲端內(nèi)，增加了微觀驅(qū)油效率。在多種機理協(xié)同作用下，蒸汽驅(qū)油可以大幅度提高稠油油藏采收率。