稠油油藏蒸汽驅中后期剩余油分布特征及提高采收率方式研究

石蘭香，李秀巒，王宏遠，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.中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083)

0 引 言

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

室內實驗研究、數值模擬以及現場試驗結果表明，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油效率，從而提高蒸汽驅采收率[16-19]。相對于其它多介質輔助蒸汽驅，尿素輔助蒸汽驅具有多重優(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)生化學反應，生成具有表面活性的皂類物質，也具有乳化降黏作用。

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

1 典型稠油油藏數值模擬模型

我國采用蒸汽驅方式開發(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區(qū)塊及遼河油田的某蒸汽驅區(qū)塊的實際油藏參數為例(表1)，結合現場實際操作參數，建立了淺層稠油及中深層稠油油藏蒸汽驅典型地質模型，以反九點直井汽驅井網為基礎，模擬蒸汽吞吐13個周期后轉蒸汽驅情況下，不同稠油油藏蒸汽驅的開發(fā)規(guī)律及蒸汽驅中后期的剩余油分布特征。

表1 模擬區(qū)塊油藏參數表

圖1 淺層稠油油藏數值模擬滲透率剖面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 蒸汽驅開發(fā)規(guī)律

根據蒸汽驅的特征，可以把蒸汽驅開發(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，周期累產油量或周期日產油量逐漸下降，含水率上升；驅替階段：中間井轉變?yōu)檫B續(xù)注汽井，其余井轉變?yōu)檫B續(xù)生產井(針對面積井網)，在驅替壓力的作用下，壓力先增大，然后相對穩(wěn)定；產量逐漸上升，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，在該層段內驅替壓力下降，導致整體產量下降、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，由于驅替壓力較小，驅替產量有限，蒸汽反復沖洗已波及區(qū)，剝蝕已波及區(qū)的剩余油，表現出產量低、含水率高、油汽比低的特點。突破和剝蝕階段為蒸汽驅的中后期階段。

圖4和圖5分別為中深層、淺層稠油油藏蒸汽驅生產全過程開發(fā)動態(tài)曲線。兩類油藏的生產指標變化規(guī)律類似，且與蒸汽驅的開發(fā)規(guī)律一致。蒸汽驅階段日產油變化規(guī)律為：轉蒸汽驅之后產量迅速上升，然后保持相對高產、穩(wěn)產的狀態(tài)；蒸汽突破之后產量迅速下降，遞減率大；最后進入剝蝕階段，產量繼續(xù)降低，但遞減率較前一階段低。地層壓力變化規(guī)律為：轉汽驅之后壓力迅速上升，然后保持相對穩(wěn)定；汽驅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生產全過程生產指標變化曲線Fig.4 Production indicator variation curve throughout the steam flooding process in the medium-deep heavy oil reservoirs

圖5 淺層稠油蒸汽驅生產全過程生產指標變化曲線Fig.5 Production indicator variation curve throughout the steam flooding process in the shallow heavy oil reservoirs

對比不同生產階段的生產指標來看(表2)，中深層稠油與淺層稠油油藏蒸汽驅指標變化規(guī)律基本一致，穩(wěn)產階段生產效果好，油汽比高，含水率低；穩(wěn)產階段結束后，采出程度均已達到40%以上；突破和階段也是汽驅開發(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。吞吐結束后(轉驅前的熱連通階段)，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；蒸汽腔在油層上部發(fā)育，且相互獨立；汽驅突破時(驅替階段結束后)，油層溫度相對于吞吐階段已明顯上升，且井間已經熱連通，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。蒸汽突破之后，繼續(xù)汽驅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。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，蒸汽腔僅在以注汽井為中心的徑向1/3左右井距范圍內橫向擴展，蒸汽波及范圍有限。蒸汽突破后繼續(xù)汽驅，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 不同蒸汽驅油藏階段生產指標對比

圖6 淺層稠油油藏不同生產階段溫度、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的特征相似，仍然表現出上部油層溫度高、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油藏的開發(fā)層數較多，隔夾層較發(fā)育，縱向非均質性較強，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，吞吐結束后(轉汽驅之前)，相對于初始油藏壓力，地層壓力均大幅度降低，符合轉蒸汽驅的條件[1]。淺層稠油油藏由于初始油藏溫度、壓力較低，吞吐結束時的溫度、壓力也較低。相對于新疆淺層蒸汽驅油藏，遼河中深層蒸汽驅油藏的油層厚度較大，轉驅前的剩余油飽和度略高于淺層油藏。轉汽驅之后，遼河中深層蒸汽驅操作壓力較大(～3 MPa)，蒸汽溫度較高，因此穩(wěn)產、突破以及剝蝕階段的溫度和壓力均高于新疆淺層蒸汽驅的溫度和壓力。但是經過長時間蒸汽驅替之后，穩(wěn)產階段結束時，油層平均剩余油飽和度已基本一致。

表3 不同蒸汽驅油藏階段溫度、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、注采參數為依據，建立數值模擬模型，利用正交試驗方法，研究4個參數(50 ℃條件下脫氣原油黏度、滲透率、有效厚度、轉驅時平均含油飽和度)綜合作用下，影響蒸汽驅采收率(剩余油)的主控因素。表4為正交實驗方案設計表，每個參數設計5個水平，共25個方案，基本包含了新疆、遼河稠油蒸汽驅油藏參數范圍。

表4 正交試驗方案設計表(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，結果見表5。主控因素排序為：轉驅時含油飽和度>滲透率>有效厚度>原油黏度；轉驅時含油飽和度越大，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)計結果表——最終采收率(%)

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

5 現場應用

以遼河油田某中深層蒸汽驅油藏為目標區(qū)塊，研究了提高蒸汽驅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%。從生產井的產液剖面數據來看，如圖8所示，垂向上呈現分段動用特征，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 典型生產井產液剖面Fig.8 Typical production profile of producing wells

圖9 目標區(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；另外，再結合使用多介質復合驅，以提高驅油效率，進而提高采收率。

以該區(qū)塊的油藏及流體參數為基礎，開展純蒸汽驅及N2、CO2及尿素復合蒸汽驅一維驅替實驗。每個實驗保持總注入量不變，用CO2、N2或尿素替代15%的蒸汽。實驗結果顯示(表6)，用N2、CO2及尿素進行多介質復合驅，在減少15%的蒸汽用量的情況下，累產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，采收率分別提高9.16%和4.12%，N2增產效果不十分明顯。

表6 多介質復合蒸汽驅效果實驗結果對比(砂巖油藏@200℃)

在室內實驗的基礎上，進一步開展數值模擬研究。在蒸汽驅穩(wěn)產階段結束后(在本模擬中，開發(fā)第6 757天)，井組采出程度達到43.72%。在此基礎上，模擬對比了繼續(xù)籠統(tǒng)汽驅、逐層上返蒸汽驅、逐層上返的基礎上CO2輔助蒸汽驅、逐層上返的基礎上尿素輔助蒸汽驅共4種情況的開發(fā)效果。對于逐層上返的方案，在目前蒸汽驅的基礎上，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，蒸汽驅中后期繼續(xù)籠統(tǒng)注汽的日產油最低；采用尿素輔助可以獲得最大的日產油，其次是CO2輔助，再次是逐層上返蒸汽驅。以瞬時油汽比為0.12 m3/sm3作為截止條件(表7)，對比不同調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可繼續(xù)生產6 956 d，在目前基礎上提高采收率27.96個百分點，階段油汽比可達0.22 m3/sm3；尿素輔助汽驅可繼續(xù)生產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輔助汽驅可繼續(xù)生產7 320天，提高采收率33.28個百分點，在逐層上返汽驅基礎上可提高采收率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指標統(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輔助均能提高產出投入比，其中逐層上返的投入產出比最高，可達2.22，其次是CO2輔助，產出投入比為2.02，再次是籠統(tǒng)注汽，產出投入比為1.31，最后是尿素輔助，產出投入比為1.29。

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

表8 不同提高采收率方式投入產出統(tǒng)計表

6 結論與建議

(1)淺層稠油蒸汽驅與中深層稠油蒸汽驅的開發(fā)規(guī)律基本一致，可以分為4個階段，即吞吐熱連通、轉汽驅驅替、突破、剝蝕階段。突破和剝蝕階段處于蒸汽驅的中后期，仍然是蒸汽驅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、中深層稠油蒸汽驅中后期的剩余油均主要分布在油層的下部，表現出溫度低、黏度高、含油飽和度高的特點，是提高采收率的主要對象。

(3)正交試驗分析結果表明，影響蒸汽驅最終采收率的主控因素大小分別是：轉驅時含油飽和度>滲透率>有效厚度>原油黏度。因此，在吞吐熱連通之后，應當盡早轉蒸汽驅。

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