稠油注蒸汽开采方法

由于蒸汽吞吐方法是单井作业，即每口井既是注汽井又是生产井，将一定量蒸汽注入油层后，关井数天后即开井回采，靠加热油层降低原油粘度来提高产量。这种方法的经济风险性较小，而且，虽然可以每口井进行5~8周期的吞吐作业，采油速度高达3％~8％，一般经济效益比蒸汽驱高数倍，但是原油采收率仅10％~20％，损失大量可采储量。因此，并不推荐稠油油藏只进行蒸汽吞吐开采，可以将蒸汽吞吐筛选标准作为评价稠油油藏的一种方法和依据，对某些很难进行蒸汽驱开采和稠油油藏，*行蒸汽吞吐开采也是可行的，但不是*选择。

    稠油注蒸汽开采，按驱动方式分为蒸汽吞吐及蒸汽驱两个阶段，这是国外通常的作法。但是从生产作业程序上可分为三个阶段，即：

    蒸汽吞吐阶段；注汽井连续注汽进行蒸汽驱，采油井继续进行蒸汽吞吐阶段；采油井结束吞吐连续采油，进行蒸汽驱开采阶段。这样的划分，给出一个由*靠蒸汽吞吐开采到*靠汽驱开采的过渡阶段，在此过渡阶段，根据油藏热采动态，如各井点、井组的采出程度以及温度场、压力场，含油饱和度场的分布情况进行较灵活的注汽及采油的调控，以zui大限度地提高开发效果及经济效益。稠油蒸汽驱开采筛选标准是按先蒸汽吞吐接着进行蒸汽驱开采考虑的。由于稠油油藏进行蒸汽驱开采是高技术、高投入、高速度、高耗能，能否取得益、高水平不仅主要取决于油藏地质条件，也取决于工艺技术的*住。有些油藏条件，虽然在技术上能够成功，但经济上可能无利可图而失败，因而稠油油藏进行蒸汽驱开采，还具有某些技术上、经济上的风险性。

    油藏热采筛选条件很多，影响蒸汽驱开发效果zui大的主要油藏地质条件，可分为上文所介绍的五个参数组。即：

    1）油藏条件（或油层温度）下的原油粘度及地面条件下的原油相对密度；

    2）油层深度（中部）；

    3）油层纯厚度及纯厚/总厚比；

    4）孔隙度φ；初始油饱和度oiS，两者的乘积×φoiS及储量系数；

    5）渗透率。热采筛选标准，还应考虑工艺技术的成熟程度及技术发展前景。随着技术的发展，筛选标准应有变化。而且，经济指标主要按油汽比（OSR）考虑。

    （1）原油粘度及相对密度蒸汽驱存在两个筛选极限值，即zui低粘度及zui大粘度，而密度是次要的。不同原油粘度采用注水驱的残余油饱和度结果表明，当油水粘度比大于100时，残余油饱和度在30％以上，水驱效果差。推荐原油粘度大于150~200mPa·s时，采用注蒸汽开发或注热水驱开发。至于适宜于蒸汽驱的原油粘度上限值，随着技术进步，有所提高。70年代，许多专家提出＜100mPa·s。80年代以来，Taber及Manin提出＜5000mPa·s。1984年美国NPC专家提出＜15000mPa·s。原油粘度越高，注蒸汽开发效果越差。尤其明显的是，蒸汽驱的开发指标（如驱油效率、体积扫油系数及油汽比等）随粘度增大显著降低，而且随油层厚度变薄，开发效果更是变差。10m厚度油层，油汽比大于0.15的原油粘度极限是10000mPa·s，如果粘度达到50000mPa·s，油层厚度必须大于20m，油汽比才能在0.15以上。

    （2）油层深度对于蒸汽驱采油，存在油层深度的zui小极限及zui大极限值。油层埋藏太浅，注蒸汽的压力不能超过油层破裂压力，因而注入压力低，蒸汽的温度也太低，在蒸汽温度下的原油粘度高，而且注入速度太低。这样将导致蒸汽驱的采收率很低。推荐按注蒸汽温度不小于200℃（注汽压力1.5MPa）考虑，取zui小的油层深度为150m。油层深度增加，井筒热损失率增大，井底蒸汽干度降低，而且套管温度高，超过安全权限而受到损坏。目前油藏深度达1600m的高升油田，已采用隔热油管及耐高温封隔器等井筒隔热技术，获得蒸汽吞吐开采成功。但是，井底蒸汽干度很难达到50％以上，因而，还不能进行蒸汽驱开采。按现有工艺技术条件，推荐蒸汽驱油层深度是150m~1400m。

    （3）油层纯厚度，纯厚度与总厚度比值蒸汽驱油藏zui重要的油层条件之一是足够的油层厚度，且油层中非含油致密夹层（页岩、泥质粉砂岩、粘土层等）要尽量少。油层厚度越厚越好。在连续注蒸汽过程中（一般长达5~7a），进入油层的热能不断向油层顶盖层及底板层散失。油层越薄热损失率越大，而且随着注入时间延长，累积热损失率增加。如果油层间有泥岩夹层，这种不含油夹层也吸收大量热能。在注蒸汽某个时刻，保留在含油层中的热量占有总的累积注入热量的百分比，称作油层的加热效率。油层中为蒸汽及热水所驱动并采出的油量，取决于注入热量与加热效率的乘积，即，油层中保存的有效热量，或者说取决于油层中蒸汽带的体积，如果油层中热损失率太大，蒸汽带的体积就要相对减小，耗汽量增大，而采出油量少，采收率及经济效益（OSR）受到影响。不同厚度油层随注入时间变化的累积热损失率热采数值模拟结果（如注汽300d，20m、10m及5m厚度油层的累积热损失率分别为30％、48％及67％；如注汽1500d，则分别为50％、70％及84％。显然，厚度小于10m以下，油层中热损失率太大，也即油层的加热效率太低。

    （4）孔隙度、含油饱和度及储量系数

    （5）渗透率及Kh/μ值

    （6）其他因素的考虑􀁺储层岩性：zui适宜于热采的储层是砂岩，但裂缝性砂岩易引起蒸汽串流。且油层加热效益太低，不利于蒸汽驱。􀁺油层压力：油层压力太高，蒸汽驱蒸汽带体积较小，这是湿饱和蒸汽的特性所致。但是，我国多数稠油油藏较深，又未经过长期常规采油，油层压力较高。先经过蒸汽吞吐降压后再进行蒸汽驱仍是可行的。地层倾角要小：据RIPED室内试验证实，倾角超过10度以上，蒸汽带重力超覆作用加剧，降低了蒸汽驱的采收率。􀁺注采井之间的连通性要好：对于任何采油方式，油层的非均质性严重，注采井之间油层因尖灭、缺失或断层相隔引起注采井之间不连通都是极不利的。􀁺边底水的干扰：对于边底水活跃的稠油油藏，在蒸汽吞吐开采压力降低后，将加剧边底水的入浸，不仅会降低蒸汽吞吐阶段的开发效果，而且会干扰蒸汽驱开采正常进行。辽河锦45块及胜利单家寺稠油油田，由于蒸汽吞吐开采阶段，边水浸入严重，失去了转汽驱开采的条件；而曙光油田曙175块，有边水浸入但提早转汽驱并采取了其他措施，转汽驱开采成功。因此，对边底水的干扰应早有对策，不可忽视。

    （7）热采筛选标准中的经济极限OSR

    稠油油藏热采开发方式的筛选按稠油性质分类，一般采用的开采方式：

    1）对于普通稠油油藏，油层原油粘度小于150mPa·s时200mPa·s，大干200mPa·s时采用热水驱或注蒸汽开采。

    2）对于普通稠油油藏，油层原油粘度仅几百至2000mPa·s（含气油）以下，油层厚度较大，油层较深时，地质参数符合蒸汽吞吐筛选标准一等储量时，先采用常规机械采油方式开发。在产量达到来油速度为1％以上的条件下开采，然后转入蒸汽吞吐；如地质参数也符合蒸汽驱筛选标准一等储量。接着再进行蒸汽驱开采，即三个阶段的开采方式。

    3）对于粘度较高的普通稠油油藏，油层天然能量不足以获得常规开采理想采油速度的油藏，如粘度在2000~10000mPa·s，尽早采用先蒸汽吞吐，后进行蒸汽驱开采，即两个阶段的开采方式。但是地质参数要符合蒸汽驱筛选标准一等储量，如只符合蒸汽吞吐筛选标准，则不能进行常规蒸汽驱开采。

    4）对于原油粘度为10000~50000mPa·s的特稠油油藏，在目前技术经济条件下，如地质参数符合蒸汽吞吐筛选标准的一等储量，则采用蒸汽吞吐开采；如原油粘度小于20000mPa·s，并且其他地质参数符合蒸汽驱筛选标准，可以采用吞吐加汽驱的开发方式，有一定的经济风险，先开辟注蒸汽热采先导试验区，井试验水平井热采方法。

    5）对于原油粘度为10000~50000mPa·s的特稠油油藏，有很大可能采用常规蒸汽吞吐开发方式，如果地质参数符合筛选标准的话。但是目前按90年代后期水平井热采技术的发展趋势，这类油藏更适合于采用水平井热采开发方式。

    6）对于原油粘度超过50000mPa·s的超稠油油藏，采用常规注蒸汽开发（打直井）难获得经济效益，因而只能采用水平井热采方式。 由于蒸汽吞吐方法是单井作业，即每口井既是注汽井又是生产井，将一定量蒸汽注入油层后，关井数天后即开井回采，靠加热油层降低原油粘度来提高产量。这种方法的经济风险性较小，而且，虽然可以每口井进行5~8周期的吞吐作业，采油速度高达3％~8％，一般经济效益比蒸汽驱高数倍，但是原油采收率仅10％~20％，损失大量可采储量。因此，并不推荐稠油油藏只进行蒸汽吞吐开采，可以将蒸汽吞吐筛选标准作为评价稠油油藏的一种方法和依据，对某些很难进行蒸汽驱开采和稠油油藏，*行蒸汽吞吐开采也是可行的，但不是*选择。

    稠油注蒸汽开采，按驱动方式分为蒸汽吞吐及蒸汽驱两个阶段，这是国外通常的作法。但是从生产作业程序上可分为三个阶段，即：

    蒸汽吞吐阶段；注汽井连续注汽进行蒸汽驱，采油井继续进行蒸汽吞吐阶段；采油井结束吞吐连续采油，进行蒸汽驱开采阶段。这样的划分，给出一个由*靠蒸汽吞吐开采到*靠汽驱开采的过渡阶段，在此过渡阶段，根据油藏热采动态，如各井点、井组的采出程度以及温度场、压力场，含油饱和度场的分布情况进行较灵活的注汽及采油的调控，以zui大限度地提高开发效果及经济效益。稠油蒸汽驱开采筛选标准是按先蒸汽吞吐接着进行蒸汽驱开采考虑的。由于稠油油藏进行蒸汽驱开采是高技术、高投入、高速度、高耗能，能否取得益、高水平不仅主要取决于油藏地质条件，也取决于工艺技术的*住。有些油藏条件，虽然在技术上能够成功，但经济上可能无利可图而失败，因而稠油油藏进行蒸汽驱开采，还具有某些技术上、经济上的风险性。

    油藏热采筛选条件很多，影响蒸汽驱开发效果zui大的主要油藏地质条件，可分为上文所介绍的五个参数组。即：

    1）油藏条件（或油层温度）下的原油粘度及地面条件下的原油相对密度；

    2）油层深度（中部）；

    3）油层纯厚度及纯厚/总厚比；

    4）孔隙度φ；初始油饱和度oiS，两者的乘积×φoiS及储量系数；

    5）渗透率。热采筛选标准，还应考虑工艺技术的成熟程度及技术发展前景。随着技术的发展，筛选标准应有变化。而且，经济指标主要按油汽比（OSR）考虑。

    （1）原油粘度及相对密度蒸汽驱存在两个筛选极限值，即zui低粘度及zui大粘度，而密度是次要的。不同原油粘度采用注水驱的残余油饱和度结果表明，当油水粘度比大于100时，残余油饱和度在30％以上，水驱效果差。推荐原油粘度大于150~200mPa·s时，采用注蒸汽开发或注热水驱开发。至于适宜于蒸汽驱的原油粘度上限值，随着技术进步，有所提高。70年代，许多专家提出＜100mPa·s。80年代以来，Taber及Manin提出＜5000mPa·s。1984年美国NPC专家提出＜15000mPa·s。原油粘度越高，注蒸汽开发效果越差。尤其明显的是，蒸汽驱的开发指标（如驱油效率、体积扫油系数及油汽比等）随粘度增大显著降低，而且随油层厚度变薄，开发效果更是变差。10m厚度油层，油汽比大于0.15的原油粘度极限是10000mPa·s，如果粘度达到50000mPa·s，油层厚度必须大于20m，油汽比才能在0.15以上。

    （2）油层深度对于蒸汽驱采油，存在油层深度的zui小极限及zui大极限值。油层埋藏太浅，注蒸汽的压力不能超过油层破裂压力，因而注入压力低，蒸汽的温度也太低，在蒸汽温度下的原油粘度高，而且注入速度太低。这样将导致蒸汽驱的采收率很低。推荐按注蒸汽温度不小于200℃（注汽压力1.5MPa）考虑，取zui小的油层深度为150m。油层深度增加，井筒热损失率增大，井底蒸汽干度降低，而且套管温度高，超过安全权限而受到损坏。目前油藏深度达1600m的高升油田，已采用隔热油管及耐高温封隔器等井筒隔热技术，获得蒸汽吞吐开采成功。但是，井底蒸汽干度很难达到50％以上，因而，还不能进行蒸汽驱开采。按现有工艺技术条件，推荐蒸汽驱油层深度是150m~1400m。

    （3）油层纯厚度，纯厚度与总厚度比值蒸汽驱油藏zui重要的油层条件之一是足够的油层厚度，且油层中非含油致密夹层（页岩、泥质粉砂岩、粘土层等）要尽量少。油层厚度越厚越好。在连续注蒸汽过程中（一般长达5~7a），进入油层的热能不断向油层顶盖层及底板层散失。油层越薄热损失率越大，而且随着注入时间延长，累积热损失率增加。如果油层间有泥岩夹层，这种不含油夹层也吸收大量热能。在注蒸汽某个时刻，保留在含油层中的热量占有总的累积注入热量的百分比，称作油层的加热效率。油层中为蒸汽及热水所驱动并采出的油量，取决于注入热量与加热效率的乘积，即，油层中保存的有效热量，或者说取决于油层中蒸汽带的体积，如果油层中热损失率太大，蒸汽带的体积就要相对减小，耗汽量增大，而采出油量少，采收率及经济效益（OSR）受到影响。不同厚度油层随注入时间变化的累积热损失率热采数值模拟结果（如注汽300d，20m、10m及5m厚度油层的累积热损失率分别为30％、48％及67％；如注汽1500d，则分别为50％、70％及84％。显然，厚度小于10m以下，油层中热损失率太大，也即油层的加热效率太低。

    （4）孔隙度、含油饱和度及储量系数

    （5）渗透率及Kh/μ值

    （6）其他因素的考虑􀁺储层岩性：zui适宜于热采的储层是砂岩，但裂缝性砂岩易引起蒸汽串流。且油层加热效益太低，不利于蒸汽驱。􀁺油层压力：油层压力太高，蒸汽驱蒸汽带体积较小，这是湿饱和蒸汽的特性所致。但是，我国多数稠油油藏较深，又未经过长期常规采油，油层压力较高。先经过蒸汽吞吐降压后再进行蒸汽驱仍是可行的。地层倾角要小：据RIPED室内试验证实，倾角超过10度以上，蒸汽带重力超覆作用加剧，降低了蒸汽驱的采收率。􀁺注采井之间的连通性要好：对于任何采油方式，油层的非均质性严重，注采井之间油层因尖灭、缺失或断层相隔引起注采井之间不连通都是极不利的。􀁺边底水的干扰：对于边底水活跃的稠油油藏，在蒸汽吞吐开采压力降低后，将加剧边底水的入浸，不仅会降低蒸汽吞吐阶段的开发效果，而且会干扰蒸汽驱开采正常进行。辽河锦45块及胜利单家寺稠油油田，由于蒸汽吞吐开采阶段，边水浸入严重，失去了转汽驱开采的条件；而曙光油田曙175块，有边水浸入但提早转汽驱并采取了其他措施，转汽驱开采成功。因此，对边底水的干扰应早有对策，不可忽视。

    （7）热采筛选标准中的经济极限OSR

    稠油油藏热采开发方式的筛选按稠油性质分类，一般采用的开采方式：

    1）对于普通稠油油藏，油层原油粘度小于150mPa·s时200mPa·s，大干200mPa·s时采用热水驱或注蒸汽开采。

    2）对于普通稠油油藏，油层原油粘度仅几百至2000mPa·s（含气油）以下，油层厚度较大，油层较深时，地质参数符合蒸汽吞吐筛选标准一等储量时，先采用常规机械采油方式开发。在产量达到来油速度为1％以上的条件下开采，然后转入蒸汽吞吐；如地质参数也符合蒸汽驱筛选标准一等储量。接着再进行蒸汽驱开采，即三个阶段的开采方式。

    3）对于粘度较高的普通稠油油藏，油层天然能量不足以获得常规开采理想采油速度的油藏，如粘度在2000~10000mPa·s，尽早采用先蒸汽吞吐，后进行蒸汽驱开采，即两个阶段的开采方式。但是地质参数要符合蒸汽驱筛选标准一等储量，如只符合蒸汽吞吐筛选标准，则不能进行常规蒸汽驱开采。

    4）对于原油粘度为10000~50000mPa·s的特稠油油藏，在目前技术经济条件下，如地质参数符合蒸汽吞吐筛选标准的一等储量，则采用蒸汽吞吐开采；如原油粘度小于20000mPa·s，并且其他地质参数符合蒸汽驱筛选标准，可以采用吞吐加汽驱的开发方式，有一定的经济风险，先开辟注蒸汽热采先导试验区，井试验水平井热采方法。

    5）对于原油粘度为10000~50000mPa·s的特稠油油藏，有很大可能采用常规蒸汽吞吐开发方式，如果地质参数符合筛选标准的话。但是目前按90年代后期水平井热采技术的发展趋势，这类油藏更适合于采用水平井热采开发方式。

    6）对于原油粘度超过50000mPa·s的超稠油油藏，采用常规注蒸汽开发（打直井）难获得经济效益，因而只能采用水平井热采方式。