稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则
稠油开采技术
稠油开采技术如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。
稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。
我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。
深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。
目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差，主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水＋化学吞吐、携砂冷采，等等。
1、热采技术注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。
关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用，原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。
蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。
高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用，即产生分子量较小的烃类。
在蒸汽驱过程中，从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时，又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。
注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义，蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。
在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。
热采井完井时的主要问题是，360℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。
为此，采用特超稠油HDCS技术，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。
特超稠油HDCS强化采油技术已在胜利油田成功应用。
稠油火驱开采技术分析
稠油火驱开采技术分析稠油是指相对于常规油而言，具有较高粘度、密度较大的油类资源。
而稠油火驱开采技术是指通过热能的输入来改善稠油流动性，从而提高采收率的一种开采技术。
稠油火驱开采技术主要包括热水驱和蒸汽驱两种方式。
热水驱是将加热后的水注入到稠油层中，通过加热稠油来改善其流动性。
而蒸汽驱则是通过注入高温高压的蒸汽来加热稠油，从而减小其粘度，提高流动性。
稠油火驱开采技术的主要优点是可以提高稠油的采收率，延长油田的生产寿命。
在采油过程中，稠油经过加热会减小其粘度，从而提高了油井的产量。
而且火驱技术相对成本较低，设备简单，操作方便，适用范围广。
稠油火驱开采技术的主要缺点是能耗较高。
由于需要提供大量的热能来加热稠油，火驱过程中的燃烧会产生大量的废气和废热，造成能源浪费。
在火驱过程中可能会有渗漏、泄露等安全隐患，需要加强安全措施来保障人员和环境的安全。
在实际应用中，稠油火驱开采技术需要考虑以下几个关键因素。
需要确定合适的火驱方式，选择热水驱还是蒸汽驱，需要结合地质条件和油藏特点来进行决策。
需要确定合适的火驱参数，包括注入温度、压力和注入速度等。
不同的油藏和地质条件可能需要不同的参数来达到最佳效果。
需要合理设计和布置火驱井网，以达到最大的采收效果。
在实际应用中，稠油火驱开采技术已经取得了一定的成功。
在中国的大庆油田、苏里格气田等地都有较为成熟的稠油火驱开采技术应用案例。
火驱技术也得到了不断的改进和创新，如采用太阳能、地热能等可再生能源来提供热能，以降低能耗和环境影响。
稠油火驱开采技术是一种有效的稠油开采手段，能够提高稠油的采收率和延长油田的生产寿命。
仍然需要进一步研究和改进，以降低能耗、提高安全性和环保性，并适应不同地质条件和油藏特点的需求。
稠油开采方案
稠油开采方案1. 引言稠油是指黏度较高的原油，由于其黏度高，相比于常规原油，开采过程更加复杂且困难。
本文将介绍稠油开采的方案，涵盖一些常用的稠油开采技术和方法。
2. 稠油开采技术2.1 热蒸汽注入法热蒸汽注入法是常用于稠油开采的技术之一。
该方法通过注入高温的蒸汽来减低油藏中的原油粘度，降低黏度后，使得原油更易于抽采。
热蒸汽注入法可以分为直接蒸汽驱和蒸汽辅助重力排油两种。
直接蒸汽驱是将高温蒸汽注入到油藏中，通过热蒸汽的温度和压力作用，降低原油的粘度，使得原油流动性得到改善，从而提高采收率。
蒸汽辅助重力排油是通过注入蒸汽从而提高油温，使得原油流动性增加，同时借助地层的自然排水能力，将原油通过重力驱出。
2.2 转矩驱油技术转矩驱油技术是一种基于转子引动原理的稠油开采技术。
该方法通过在井下安装转子设备，利用转子的运动来产生剪切力和推动力，使得原油流动起来。
转矩驱油技术主要用于黏度较高的胶体状原油开采。
2.3 溶剂驱油技术溶剂驱油技术是一种常用的稠油开采方法，通过注入特定的溶剂来降低原油的粘度，提高其流动性。
常用的溶剂包括丙酮、苯和二甲苯等。
该方法可以与蒸汽驱、转矩驱油技术等相结合，提高稠油开采效果。
3. 稠油开采方法3.1 增注增注是指向油层注入特定的驱油剂以改善油层的流动性。
这是一种常用的稠油开采方法，可以提高原油的采收率。
增注方法包括水驱、聚合物驱、碱驱、聚合物-碱联合驱等。
水驱是指注入水来增加原油流动性和驱出原油。
聚合物驱是指注入具有降低粘度的聚合物溶液来改善原油流动性。
碱驱是指注入具有碱性的溶液来降低油藏中的黏土含量，改善原油流动性。
聚合物-碱联合驱是将聚合物驱和碱驱相结合的方法，可以更好地改善稠油开采效果。
3.2 高压气体驱油高压气体驱油是指通过注入高压气体来提高砂岩孔隙中的压力，从而驱使原油流动。
常用的高压气体包括天然气和二氧化碳。
该方法可以提高原油流动性，增加采收率。
3.3 超声波驱油技术超声波驱油技术是一种新兴的稠油开采方法，通过在井下注入超声波来改变原油的流变性质，提高原油的流动性。
石油工程技术专业《1.4.2.1聚驱含水变化规律及跟踪调整要点》
由注聚结束至水驱结束。此阶段含水继续上升、注入压力下降，注入水从高渗透层突破，采聚浓度急剧下降，产液能力有所上升。该阶段累积产油占整个阶段10％左右。
1,该阶段应结合动态资料，进一步深化对聚驱区块的认识，为聚合物驱方案优化提供准备。
2,该阶段以保证注入液均匀推进、采油井均衡受效为调整目标，平面各生产井的见效差异及层内层ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ的动用状况差异为主要治理对象
二、聚合物驱全过程五个阶段的划分
通过对大庆油田主力油层聚合物驱的实际含水变化规律的分析，并结合其他指标的动态特点，将聚合物驱的全过程分为五个阶段。
1．水驱空白及见效前期
此阶段包括空白水驱及注聚未见效阶段，聚合物溶液注入为0~ 0.05PV，油井尚未见效，含水继续上升；
应着重采取以下几项措施，一是对聚驱控制程度低的局部井区完善注采系统；二是调整注采参数缓解平面矛盾；三是适当下调注入速度，为注聚及聚驱前调剖预留压力上升空间；四是明确深度调剖井及分层注聚井，编制深度调剖及分层注聚措施方案；五是水驱阶段注入压力不正常、动静不符的井在此阶段应完成治理。
该阶段以增产、提液、最大限度延长含水低值期、推迟剖面返转时机为目标，可采取局部注采关系调整、封堵高渗透层、压裂、三换等措施。
4. 含水上升阶段
注入聚合物溶液0.4PV至注聚合物溶液结束，此阶段含水上升，产油量下降，产聚浓度和注入压力在高水平上稳定。此阶段累积产油占整个阶段30％左右。
该阶段以控制含水上升及聚合物溶液的低效无效循环、充分挖掘剩余油为主要目标，针对采聚浓度高且上升快，吸水剖面变差等矛盾可采取深度调剖、注采参数调整、周期注聚、封堵高渗透层等技术措施，确定井组、注入站、区块的停注聚时机。
2. 注聚见效及含水下降阶段
对注气开发稠油几点看法
注汽开发稠油的几点思考霍广荣二○一一年八月组织研讨班的领导让我在会上发个言，盛情难却。
我是一个已退休的、但搞了较长时间稠油的老稠油人了，让我参加这个会，一是可会会老朋友，同时结识一下新朋友，是人生很爽快的事，所以我答应了。
但要讲点什么呢？确实十分为难。
要谈新工艺新技术的发展情况，各种技术会议、国内外技术期刊都介绍过了，同志们了解的比我多，要讲有探索引领作用的开发先导实验，我已多年陌生了，更没跟踪了解，所以我想还是讲点自己熟悉的，目前仍大量应用的工艺技术为好。
就是这些技术也在不断发展中，而我讲的视角，也不准备讲发展了什么、完善了什么，而是准备从存在的问题、易忽视的方面，讲点看法。
在此要说明一下，我这样讲，绝没有责备谁的意思，我没这个资格。
稠油发展到这种规模，没有相当的技术发展和管理水平是不可能的，我赞扬还来不及呢! 我只是怀着对稠油事业的热爱，期盼稠油有更好的发展而尽言的。
毛主席曾说：“文学艺术要百花齐放，科学技术要百家争鸣。
”我就算一家之言吧！因为离开工作很多年了，尤其对开发现状、现场情况都生疏了，所以我今天讲的现场问题很可能以偏概全，不符合实际，我的观点也会有偏激不妥之处，在此恳请大家谅解，并给予纠正。
一、蒸汽吞吐蒸汽吞吐工艺在目前胜利油田稠油热采中仍占有主要地位，90%以上的稠油产量仍来自蒸汽吞吐，蒸汽吞吐工艺热波及体积有限，这是工艺本身的局限性，尽管蒸汽驱可以弥补其不足，但由于其操作条件苛刻，加上胜利油田已吞吐的大多数油田边、底水活跃，非均质造成汽窜严重，超稠油、特超稠油占比较大，要大规模、大面积转变成汽驱开发，不是近几年能够完成的，另外从开发指标油汽比来看，一旦转驱，油汽比在0.3以上就是不错的了。
而目前多数吞吐轮次已达6次以上的吞吐区块，其油气比仍在0.4以上，难倒我们会为了转驱而牺牲0.4的油汽比，而去要0.3的油气比吗？况且目前井网、井距下是否已达热连通，还有待验证。
所以吞吐工艺还会有一个相当的时期。
影响稠油井蒸汽吞吐效果的因素及措施探讨
影响稠油井蒸汽吞吐效果的因素及措施探讨稠油井蒸汽吞吐技术是一种在稠油开发中常用的增油方法，通过注入高温高压的蒸汽来降低油黏度，提高油井产能。
稠油井蒸汽吞吐效果受到多种因素的影响。
本文将就这些因素进行探讨，并提出相应的措施。
稠油井蒸汽吞吐效果受到油层温度的影响。
油层温度决定了蒸汽吞吐的效果，过低的油层温度会导致蒸汽无法达到良好的热力效果，影响油井产能的提高。
可以通过提高蒸汽注入的温度，或者选择合适的加热设备来保持油层温度在一个较高的水平，从而提高蒸汽吞吐效果。
井筒状况是影响蒸汽吞吐效果的重要因素之一。
井筒的直径、砂层孔隙度和渗透率等参数会影响蒸汽的传导速度和分布均匀性。
如果井筒直径过小，会阻碍蒸汽的传导，降低对油层的加热效果；如果砂层孔隙度和渗透率过低，会限制蒸汽的流动性，导致吞吐效果不佳。
在实际操作中，需要合理选择井筒的直径，并采取适当的井壁封堵措施，以提高蒸汽的传导效果。
稠油井蒸汽吞吐效果还受到蒸汽注入量的影响。
合理的蒸汽注入量可以避免产生过多的温度梯度，从而实现有效的吞吐效果。
如果蒸汽注入量过大，会导致温度梯度过大，造成蒸汽的集中作用，无法有效吞吐深层油藏中的稠油；而如果注入量过小，则无法达到良好的吞吐效果。
需要根据具体井筒条件和油藏特征，合理确定蒸汽注入量。
稠油井蒸汽吞吐效果还与蒸汽分布的均匀性有关。
如果蒸汽分布不均匀，会导致油层局部温度过高或过低，影响蒸汽吞吐效果。
在注入蒸汽之前，可以通过工艺措施，如在井筒中设置均质器、调整注汽速度和轮换注汽位置等，来提高蒸汽的分布均匀性。
影响稠油井蒸汽吞吐效果的因素有很多，包括油层温度、井筒状况、蒸汽注入量和蒸汽分布均匀性等。
针对这些因素，可以采取相应的措施来提高稠油井蒸汽吞吐效果，如提高油层温度、调整井筒直径和孔隙度、合理选择蒸汽注入量以及改善蒸汽分布均匀性等。
通过综合考虑以上因素，并采取相应的措施，可以提高稠油井蒸汽吞吐效果，从而提高油井的产能。
石油工程技术 井下作业 稠油开发工艺简介
稠油开发工艺简介由于稠油和稠油油藏本身的特点，决定了开发工艺不同于稀油油藏。
到目前为止，稠油油藏主要采用热力开采，对油层加热的方式有两种：一是向油层中注入热流体，如热水、蒸汽等；二是油层内燃烧产生热量，称火烧油层方法。
很多油田也试验向油层中注入二氧化碳、氮气等气体，以及化学溶剂等来开采稠油。
1、蒸汽吞吐采油1.1蒸汽吞吐采油原理稠油蒸汽吞吐法又称周期性注汽或循环注蒸汽方法，是稠油开采中普遍采用的方法。
就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油，然后开井回采。
注入蒸汽的数量按水当量计算，通常注入蒸汽的干度越高，注汽效果越好。
蒸汽吞吐的增产机理主要有如下几方面：1.1.1油层中原油加热后黏度大幅度降低，流动阻力大大减小；1.1.2对于压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱油能量；1.1.3对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用；1.1.4原油采出过程中带走大量热量，冷油补充到压降的加热带；1.1.5蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用，在钻井完井、修井作业及采油过程中，入井流体及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层伤害，蒸汽吞吐可起到油层解堵作用；1.1.6高温下原油裂解，黏度降低；1.1.7油层加热后，油水相对渗透率发生变化，增加了流向井底的油量。
1.2蒸汽吞吐采油生产过程蒸汽吞吐采油的生产过程可分为三个阶段：油井注汽、焖井和回采。
1.2.1油井注汽油井注蒸汽前要做好注汽设备、地面注汽管线、热采井口、油井内注汽管柱和注汽量计量等准备工作，然后按注汽设计要求进行注汽。
注汽工艺参数主要有：注入压力、蒸汽干度、注汽速度、注汽强度和周期注汽量等。
1.2.2焖井完成设计注入量或满足开采技术参数要求后，停止注汽，关井，也称焖井。
焖井时间一般为2～7d，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩散，扩大蒸汽带及蒸汽凝结带加热地层及原油的范围。
1.2.3回采在回采阶段，当油井压力较高时，能够自喷生产，自喷结束后进行机械采油；有些油井放喷压力较低，直接进行机械采油。
东Ng3稠油热化学蒸汽驱试验探讨
东Ng3稠油热化学蒸汽驱试验探讨【摘要】本文首先分析研究了东ng3稠油单元蒸汽吞吐开发过程中存在的问题，针对性的总结出了制约吞吐效果的主要因素，并在此基础上提出了蒸汽吞吐后期转热化学蒸汽驱的解决方案。
【关键词】稠油油藏蒸汽驱吞吐后期波及体积东区ng3稠油与孤岛油田ng5稠油相比：油藏埋藏浅、储层厚度薄、泥质含量高（16.5%）、胶结疏松、易出砂，原油粘度（3000-5000mpa.s）相对较低，多轮次吞吐后地层能量低、油汽比下降、吞吐效果变差。
为探索东区ng3稠油多轮次开发后期提高采收率有效接替技术，在前期油藏研究及蒸汽驱操作参数优化研究的基础上，2010年5月在东24-3井区选择了d22-1井组开展了低压、中干度锅炉蒸汽驱推广应用试验。
1 提高东24-3井区蒸汽驱效果的配套措施1.1 优化注汽参数，保障汽驱效果蒸汽驱参数对汽驱效果影响非常大，只有在合理的操作条件下才能取得油藏条件应有的采收率，因此，要使蒸汽驱达到油藏条件应达到的汽驱采收率，必须同时满足以下4个汽驱参数条件：（1）注汽速率：不小于1.6m3/（d.ha. m）；（2）采注比：不小于1.2；（3）井底蒸汽干度：大于40%；（4）油藏压力：小于5mpa。
东22-1井组蒸汽驱井距140-200m，在井组生产一段时间后，采注比为1.3，注汽速度为6.0t/h，井组日产油量高，从高温测试图上得出在井下1000米时测得的干度为60.4%，注汽参数的优化为蒸汽驱井组提供了基本保障。
1.2 “扶、排、引、调”跟踪调整，提高汽驱效果在注入期间对油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业资料的录取，遇错必纠、遇异加密，详细记录每口汽驱井每天的温度、压力、产量、含水等情况，同时每周测试功图、液面及时掌握油井的供液状况，根据温度、压力等单井生产变化情况，摸索出每口井的生产规律。
蒸汽驱动态变化比较大，注入前期及注入过程中对周围油井根据注入速度、蒸汽干度、温度、采注比“四维”原则，采用“扶、排、引、调”及时跟踪调整。
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文章编号:1000-0747(2008)06-0715-05稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则
张义堂,李秀峦,张霞(中国石油勘探开发研究院热力采油研究所)基金项目:中国石油天然气股份有限公司/稠油汽驱方案动态跟踪及稠油剩余油分布预测技术研究0项目(030124)
摘要:利用数值模拟方法研究注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响,给出了具体的量化指标范围。研究结果表明,对于普通稠油油藏,要达到较好的蒸汽驱开发效果,必须满足以下条件:¹注汽速率大于等于1.6m3/(d#hm2#m),从而保持蒸汽带的不断扩展,并保持井底蒸汽干度;º井底蒸汽干度大于等于40%,反映
蒸汽驱对单位注入流体热焓的要求;»油藏压力小于5.0MPa,最好为1.0~3.0MPa,保持较低的油藏压力可提高蒸汽波及体积;¼蒸汽驱稳定阶段的瞬时采注比大于等于1.2,才能真正实现蒸汽驱。辽河油田齐40块蒸汽驱先导试验和扩大试验的方案设计、跟踪调整及评价表明,提出的有关量化指标已成为蒸汽驱方案设计、跟踪调整和评价的四项基本准则。图6表1参10关键词:稠油油藏;蒸汽驱;注汽速率;井底蒸汽干度;采注比;油藏压力
中图分类号:TE345 文献标识码:A
Fourfundamentalprinciplesfordesignandfollow-upofsteamfloodinginheavyoilreservoirsZHANGY-itang,LIXiu-luan,ZHANGXia(ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China)Abstract:Numericalsimulationisusedtounderstandtheimpactsofsteaminjectionrate,bottom-holesteamquality,production/injectionratioandreservoirpressureontheperformanceofsteamfloodinginheavyoilreservoirs,providingtheconcreterangesofquantifiedindices.Forconventionalheavyoilreservoirs,torealizebetterperformancebysteamflooding,thefollowingconditionsmustbemet:(1)steaminjectionrateshouldnotbelessthan1.6m3/(d#hm2#m),thuskeepingthecontinuousextensionofsteamchamberandmaintainingthebottomholesteamquality;(2)bottomholesteamqualityshouldnotbelessthan40%,whichreflectstherequirementofenthalpyforunitinjectedfluidbysteamflooding;(3)reservoirpressureshouldbelessthan5.0MPa,hadbetterin1.0-3.0MPa,thusmaintainingalowerreservoirpressuretoimprovethesweptvolumeofsteam;(4)instantproduction/injectionratioshouldnotbelessthan1.2duringthestablestageofsteamflooding,realizingpracticalsteamflooding.Thedesign,follow-upandevaluationofsteamfloodinginpilottestandextensiontestinQi40BlockofLiaoheOilfieldshowthatthequantifiedindiceshavebecomefourfundamentalprinciplesforsuchdesign,follow-upandevaluation.Keywords:heavyoilreservoir;steamflooding;steaminjectionrate;bottom-holesteamquality;production/injectionratio;reservoirpressure
0引言蒸汽驱是普通稠油油藏的重要开采方式。目前,普通稠油油藏大多先进行若干周期的蒸汽吞吐开采,之后转为蒸汽驱,以进一步提高原油采收率[1-4]。蒸汽驱过程中,由注入井连续注入高干度蒸汽,大量的热能加热油藏,大幅度降低稠油黏度,将原油驱动至生产井采出[5,6]。我国在/八五0至/九五0期间曾开展了11个蒸汽驱先导试验,除个别试验外,大多数试验效果不甚理想。从当时的蒸汽驱状况看,试验失败的原因主要在于对蒸汽驱的认识程度不够,没有充分掌握蒸汽驱技术。在选择适合蒸汽驱油藏的基础上,科学地设计开发方案并认真地实施及管理,才能实现蒸汽驱。笔者经过多年的研究和总结,发现注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对蒸汽驱开发效果具有显著的影响。本文分析各因素对蒸汽驱开发效果的影响程度,给出了合理的量化数值,称之为蒸汽驱开发方案设计及跟踪调整的四项基本准则,并在实际应用中进行
715 石 油 勘 探 与 开 发 2008年12月 PETROLEUMEXPLORATIONANDDEVELOPMENT Vol.35 No.6验证。1蒸汽驱的四项基本准则假设一个适合蒸汽驱的典型油藏条件,其油藏参数及井网如下:油藏埋深800m,油层厚度18m,净毛比0.6,平均孔隙度30%,平均渗透率1000@10-3Lm2,垂直渗透率与水平渗透率之比为0.5,含油饱和度70%,渗透率变异系数0.6,油层温度40e,油层压力5MPa,油藏条件下原油黏度为500mPa#s,采用注采井距为70m的五点法井网。假设油藏平面均质,纵向非均质,建立该油藏的数值模型,模拟网格数为23@23@9(4761)个,纵向上分为9层(5个等厚油层,4个等厚夹层)。应用油藏数值模拟方法,系统地研究注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对蒸汽驱效果的影响。1.1注汽速率稠油油藏蒸汽驱开采依靠的能量主要是热能,尤其是湿饱和蒸汽中的汽化潜热能。注入油藏的蒸汽携带的热能将原油黏度大幅度降低;蒸汽中大量、连续补充的汽化潜热使得形成的蒸汽带不断扩展、驱替原油至生产井采出。如果油藏中蒸汽带汽化潜热能的补充量不足以抵消蒸汽带的热损失量(加热油藏孔隙介质中原油与岩石基质所消耗的热量及损失于顶、底岩层与非含油夹层的热量),则蒸汽带体积缩小或蒸汽前缘停止推进,蒸汽带前缘的凝结热水向前扩展。同样温度下,热水的驱油效率比蒸汽的驱油效率差得多,达不到蒸汽驱的效果。因此,蒸汽驱过程中,必须保持一定的注汽速率[7-9]。根据蒸汽驱实践经验及数值模拟分析,研究了注汽速率对蒸汽驱开发效果的影响,图1为不同注汽速率条件下油藏的采收率变化曲线。由图1可见,随着注汽速率的增加,蒸汽驱采收率增加,注汽速率(纯油层)小于1.6m3/(d#hm2#m)时,采收率对注汽速率非常敏感,大于该值后采收率提高幅度变缓。图1 注汽速率对蒸汽驱开发效果的影响1.2井底蒸汽干度根据蒸汽驱实践经验及数值模拟分析,研究了井底蒸汽干度对蒸汽驱开发效果的影响。图2为不同井底蒸汽干度条件下油藏的采收率变化曲线,可见,井底蒸汽干度越高,蒸汽驱采收率越高。当井底蒸汽干度低于40%时,采收率对蒸汽干度很敏感,随蒸汽干度的增加快速上升,这是由热水驱向蒸汽驱的转化过程。当蒸汽干度超过40%之后,蒸汽驱效果对蒸汽干度不太敏感。因此,蒸汽驱过程中,应保持井底的蒸汽干度在40%以上。对于具体的稠油油藏,需要通过物理模拟和数值模拟研究确定最优的井底蒸汽干度。/八五0至/九五0期间开展的11个蒸汽驱先导试验中,一部分即是由于当时的井筒隔热技术水平不高,注入井井底的蒸汽干度达不到要求,蒸汽驱成为热水驱,因而导致试验失败。
图2 井底蒸汽干度对蒸汽驱开发效果的影响1.3油藏压力在蒸汽驱初期,由于大量蒸汽的注入,油藏压力开始持续上升。随着油藏压力的上升以及热影响范围的不断扩大,当采注比达到1.2左右时,油藏压力达到顶点,随着采注比的进一步提高,油藏压力开始持续下降。此后,蒸汽驱必须保持整体降压的开采过程。在蒸汽驱采油机理中,除原油加热降黏、蒸汽驱油等作用外,还有一个很重要的作用就是蒸汽体积膨胀的驱动效应。蒸汽的膨胀不仅能扩大油藏中蒸汽带的体积,而且能提高蒸汽波及系数,改善驱油效果。蒸汽体积与油藏压力直接相关,蒸汽的比容与油藏压力、蒸汽干度相关(见表1)。如注入干度为50%的蒸汽,油藏压力为7.0MPa时,蒸汽的体积将是同温度、同质量热水体积的14.6倍。如果油藏压力降低为5.0MPa,则蒸汽体积增加为热水体积的20.7倍;如果油藏压力再降低为3.0MPa,则蒸汽体积增加为热水体积的34.5倍。由此可见,油藏压力的下降会使蒸汽带体积显著增大。
716石油勘探与开发#油气田开发 Vol.35 No.6 表1 不同压力、蒸汽干度条件下蒸汽体积与水体积比较油藏压力/MPa
温度/
e
比容/(m3#kg-1)X=10%X=50%X=80%蒸汽体积/水体积*
X=10%X=50%X=80%1.01790.02080.09950.158620.899.5158.63.02320.00780.03450.05467.834.554.65.02620.00510.02070.03245.120.732.47.02840.00400.01460.02264.014.622.69.03020.00330.01120.01703.311.217.010.03090.00310.00990.01503.19.915.0 注:蒸汽体积/水体积为蒸汽体积与相同温度下相同质量热水体积的比值;X)蒸汽干度
图3是通过数值模拟得到的油藏压力对蒸汽驱开发效果的影响曲线,可以看出,随着油藏压力的增加,蒸汽驱采收率急剧下降,只有当油藏压力低于5.0MPa,特别是在1.0~3.0MPa时才能取得好的蒸汽驱效果。
图3 油藏压力对蒸汽驱开发效果的影响 蒸汽驱时油藏压力低于5.0MPa包含两方面的含义:¹转驱时的油藏压力,即转蒸汽驱时的油藏压力最好低于5.0MPa;º蒸汽驱过程中的油藏压力,即在整个蒸汽驱过程中,油藏压力尽可能低于5.0MPa。实际生产中,蒸汽驱过程中的油藏压力更为重要。若转驱时的油藏压力小于5.0MPa,但在蒸汽驱过程中采注比小于1.2,油藏压力就会上升,若超过5.0MPa,同样会影响蒸汽驱的开发效果。若转驱时油藏压力稍高于5.0MPa,但在蒸汽驱过程中采注比大于1.2,油藏压力则会下降,在较短的时间内,油藏压力降至5.0MPa以下,蒸汽驱亦可取得较好的开发效果。1.4采注比根据蒸汽驱开采过程中要在油藏中形成蒸汽带这一基本要求,蒸汽驱前的蒸汽吞吐阶段要充分降低油藏压力,蒸汽驱过程中仍要以较大的采注比(此时的采注比是蒸汽驱稳定阶段的瞬时采注比,而不是累计采注比)形成注采井间的压力梯度,以保持蒸汽带前缘向生产井不断扩展。数值模拟研究表明,蒸汽驱稳定阶段,当采注比小于1.0时,蒸汽带逐渐缩小,甚至消失;当采注比为1.0时,蒸汽带形成后基本上呈停止状态;只有当采注比大于1.0,达到1.2时,蒸汽带才会不断扩展。因此,对于1个井组或1个开发单元,蒸汽驱阶段生产井的瞬时采出液量必须大于注汽井的瞬时注汽量。图4是采注比对蒸汽驱开发效果的影响曲线,可以看出,当采注比小于1.0时,蒸汽驱采收率很低而且对采注比不甚敏感。实际上,在这种条件下,注入油藏的流体体积大于采出的流体体积,油藏压力不断上升,注入的蒸汽被压缩凝析成热水,此时油藏中的驱替过程主要为热水驱。当采注比为1.0~1.2时,蒸汽驱采收率对采注比非常敏感,几乎为突变过程,这实际上是从热水驱向蒸汽驱的过渡阶段。当采注比超过1.2之后,蒸汽驱采收率很高且对采注比不敏感,这时从油藏中采出的流体体积逐渐由与注入体积平衡变为大于注入流体体积,在这种条件下,油藏压力是个缓慢下降过程,因而能真正实现蒸汽驱。图4 采注比对蒸汽驱开发效果的影响 蒸汽驱不同阶段对采注比要求不同。在转驱初期,由于多年的蒸汽吞吐,油藏亏空较大,油藏压力较低,生产压差较小,虽然注汽井和生产井附近经过吞吐预热,油藏温度较高,但远离井点处的油藏温度较低。此时,井间冷油带向生产井推进,油井采液指数小,产液量和产油量处于低峰值。注汽井转入连续注汽后,注入能力往往高于生产井的产液能力,此时,注入量大于采出量,油藏压力回升,驱替压力梯度逐渐增大。随着蒸汽驱的进行,生产压差逐渐增大,产液量逐渐提高,当蒸汽腔前缘推进至生产井附近时,生产井井点附近的油藏温度明显上升,油井采液指数大幅度提高,采油量和采液量大幅度上升,油井明显见到蒸汽驱效果。此时,采液量必须大于注入量,采注比必须达到或大于临界采注比1.2。此后,油藏压力开始逐渐下降,蒸汽带得到有效扩展,从而获得较好的开发效果和经济效益。这一阶段是蒸汽驱过程中最为重要的阶段,亦是蒸汽驱产量的高峰阶段,蒸汽驱阶段50%的产量都将在该阶段产出。这一