许 鑫，刘永建，尚 策，李 巍，孟 菊1,

(1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318；2.提高采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

蒸汽驱是目前在技术和经济上比较成功的稠油油藏方式转换开发技术之一[1]。储层非均质性及各生产井工作制度上的差异性造成位于髙渗透方向、高产量且注采井距小的生产井首先发生蒸汽突破现象[2-3]，油藏热利用率和经济性均无法得到有效保障。目前稠油油藏热利用率的计算方法主要有威尔曼法[4]、马克斯-兰根海姆法[5]、沃格尔法[6]，这些方法普遍建立在活塞式推进驱替模型的基础上，仅考虑顶底盖层的热损失，而忽略了净毛比、含水饱和度、采注比等因素所产生的影响，使得热效率的计算结果普遍偏低，不利于稠油蒸汽驱注采参数的控制以及后期开采方式的优化调整[7]。通过采用油藏工程方法与数值模拟方法相结合的方式，对蒸汽驱热效率的影响因素开展分析研究，确定各个因素对蒸汽驱不同阶段所产生的影响，从而调整注采参数，对油藏工程设计进一步优化，提高蒸汽驱开发效果及经济性。

1 汽水分布规律

蒸汽驱驱油过程是通过向油藏中持续注入蒸汽，对油藏不断加热，从而降低原油黏度，使原油流至生产井底部而被采出。以辽河油田齐40块为例，油藏埋深为-625～-1 050 m，平均孔隙度为31.5%，平均渗透率为2 062 mD， 50 ℃脱气原油黏度为2 639 mPa·s。注入油藏中的蒸汽以高温蒸汽和高温热水2种介质形式向周围生产井波及。当油藏压力为2～3 MPa时，对应的饱和蒸汽温度为212～234 ℃，此时驱替介质以高温蒸汽状态存在。物理模拟结果表明，当温度达到90 ℃且地下原油黏度低于50 mPa·s时，原油较易发生流动，通过温度反算，从而确定热水波及的温度为90 ℃～210 ℃。利用上述标准，可以判断汽驱过程中汽水的空间分布。由于蒸汽驱油效率好于热水驱油效率，需要确定蒸汽的注入干度[8]。

2 注入蒸汽干度计算

若使一个蒸汽驱油藏能够达到最高采出程度，需要精确估算进入至地层中的净热量(式1)，从而保证注入地层中蒸汽的干度(仅考虑进入地层后的热损失，不考虑地面管线和油套环空的热损失)。

Q=Qo+Qw+Qg+Qn+QL

(1)

式中：Q为注入地层的热量，kJ；Qo为原油的吸收的热量，kJ；Qw为产出液中水吸收的热量，kJ；Qg为岩石骨架吸收的热量，kJ；QL为隔夹层吸收的热量，kJ；Qn为顶底盖层吸收的热量，kJ。

随着油藏进入开发后期，产出液含水率可达80%～90%，而此时地面管线、油套环空及隔夹层等的热量损失在达到一定程度后会维持稳定[10-11]。此时，通过控制产出液的热损失可以有效地调整注入蒸汽的干度值[9]。因此，对不同注入干度下的产出液含水进行分析，可等效为对热损失进行分析。

以辽河油田齐40块为例。表1为不同蒸汽干度下的产出液含水率，由表1可知，注入的蒸汽干度越大，产出液的含水率越低；当蒸汽干度大于0.7时，产出液的含水率基本保持不变。图1为不同蒸汽干度下的热损失，由图1可知，当干度为0.6～0.8时热损失较小。综上所述，热利用率在注入蒸汽干度为0.8时达到最高值。

表1 不同蒸汽干度下的产出液含水率

图1 不同蒸汽干度下热损失变化

3 热利用率影响因素分析

3.1 油藏条件

应用油藏工程及数值模拟方法对影响热利用率的地质类因素展开研究。研究发现，其主要影响因素包括油藏埋深、油层厚度、含水饱和度、油藏压力以及原油黏度。图2为注入相同热量时，含水饱和度分别为0.6、0.3时的数值模拟温度场，由图2可知，含水饱和度为0.3时的汽腔扩展更好；注入相同热量的情况下，含水饱和度越低，油层存储的热量越多。通过对不同饱和度进行模拟计算可知，随着含水饱和度的增加，油层热利用率逐渐降低。

3.2 采注比

增加产液井数可以使液体牵引蒸汽波及，从而扩大汽腔体积，增加油藏存热，但产液量过高，因此，需要调整采注比。随着采注比逐渐增加，油层的热利用率逐渐增大，但过高的采注比会导致汽腔萎缩，无法达到扩展汽腔波及范围的目的，热利用率降低。图3为采注比分别为0.8、1.2和1.4时的温度场。由图3可知，采注比为0.8时，热量主要集中在注汽井周围，蒸汽腔的波及范围较小，无法使井组中的角井受效；采注比为1.4时，汽腔发生萎缩现象，热利用率降低；采注比为1.2时，蒸汽腔波及体积较大，生产井受效更好。同时，随着井组产液量的增加，油藏压力随之降低。较低的油藏压力可以促使蒸汽腔得到更快、更好地扩展。较快的蒸汽腔扩展速度可以调高油藏采油速度，进而提高油层的热利用率。因此，确定采注比为1.2。

4 热利用率计算

应用CMG软件中的CMOST模块自主参数调整功能，辅助完成高精度历史拟合并进行敏感性分析，量化地质参数开发参数对开发效果的影响权重，引入地层水、岩石骨架、隔夹层频率等参数，对热利用率公式进行修正。同时结合多层蒸汽驱油藏特点及地质类开发类因素对热损失的影响，总结得到如下热利用率计算公式：

图2 不同含水饱和度条件下的温度场

图3 不同采注比对应温度场

(2)

Qo=AhρoCoSoφε(TS-TR)

(3)

Qw=AhρwCwφε(1-So)(TS-TR)

(4)

Qg=AhρgCgε(1-φ)(TS-TR)

(5)

(6)

Qn=AhρnCn(1-ε)(TS-TR)

(7)

式中：Eh为油层热利用率 %；A为加热面积，m2；h为加热厚度，m；K为地层的渗透率，mD；C为压缩系数；ρ为密度，g/cm3；TR为注入蒸汽后前热表面温度，℃；TS为注入蒸汽后油层温度，℃；So为含油饱和度；ε为净总厚度比；φ为孔隙度 %；t为持续时间，s；下标o、w、g、L、n分别代表原油、地层水、岩石骨架、隔夹层、顶底盖层。

式(2)中产出液中的水均看作是地层水，但实际生产中，产出液中的水包括地层水和蒸汽无效循环所形成的水，二者吸收热量不同，因此，引入含水饱和度的概念，对式(2)进行修正。此外，由于油田开发后期，岩石骨架、隔夹层、顶底盖层的热损失趋于定值，无需多次计算。综上所述，将各量的值代入式(2)中，并对其进行简化和修正。

(8)

(9)

(10)

(11)

式中：Vw为产出液中水的体积；Vo为原油体积；fw为含水饱和度；ηpro为产出液中水所携带的热量百分比。

应用修正过的热利用率计算公式，可快速计算得到油层热利用率，结合本文所给出的热利用率修正公式对杜229块油藏蒸汽驱不同阶段的热利用进行计算(图4)。由图4可知，未经修正过的油层热利用率值相较于修正后的值普遍偏低近10个百分点，且剥蚀阶段的热利用率较低，这就直接影响到后期蒸汽驱注采参数的调控，亟待采取措施进行调整。

5 现场实践

杜229块兴隆台油层纵向上呈层状分布，以中—厚互层状为主。储层岩性为中—细砂岩、砂砾岩和砾岩；储层物性较好，孔隙度一般为28.1%～33.5%，渗透率为920～2 050 mD，为高孔、高渗储层。

图4 不同驱替阶段油层热利用率变化曲线

兴隆台油层原油密度大、黏度高，地面20 ℃脱气原油密度为1.005～1.010 g/cm3，50 ℃原油黏度为53 450～72 340 mPa·s。

由于杜229块存在原油黏度过大、汽驱所需驱动力高等问题，需对油藏进行整体预热[13-15]。因此，需要针对杜229块转驱前生产阶段及蒸汽驱热连通阶段分别设计。根据蒸汽驱注入热量计算及生产阶段划分，考虑不同开发阶段热利用率主要控制因素的不同，应用修正过的热利用率计算公式进行针对性设计。利用室内实验绘制黏温曲线，应用数值模拟对不同转驱时机温度、压力场图进行预测，认为在整体吞吐预热3个周期后转蒸汽驱会取得较好效果[16-17]。

研究发现，采用优化后注汽干度为0.8及采注比为1.2的条件下，剥蚀阶段降注后，虽然油层热利用率提高，但开发效果变差，降注比例大于15%后，采出程度大幅下降。因此，降注量应不大于15%，既可以保证较好的开发效果，又保证了汽驱开发的经济性。

此外，通过对不同开发阶段采取不同技术手段，可有效提高蒸汽驱开发过程中的热利用率：转驱前设计及热连通阶段，应选层选段汽驱，整体预热；驱替阶段，采用多井点采液，可在平面上有效扩大波及体积；突破阶段，选择性注采可以提高纵向动用程度，降低无效循环；剥蚀调整阶段，通过合理降注可有效降低蒸汽无效循环量。采用上述各开发阶段技术方法后，杜229块13-025井组的日产油量由17 t/d上升至25 t/d，增产效果显著。

6 结 论

(1) 产出液含水率是油层热利用率的主要决定因素，注入蒸汽干度在汽驱开发效果中起主要作用。

(2) 结合汽驱不同开发阶段的特点，对注采参数进行优化调整，确定最佳采注比为1.2。

(3) 在分析热利用率的影响因素的基础上，修正热利用率计算公式，未经修正过的油层热利用率值较修正后的值普遍偏低近10个百分点。

(4) 实例应用表明，采用注汽干度为0.8、采注比为1.2、降注量为15%的操作参数和对不同开发阶段采取不同技术手段，杜229块13-025井组的日产油量从17 t/d上升至25 t/d，增产效果显著。