稠油开采过程中蒸汽技术的实践要点

于彩英(中国石油新疆油田分公司重油开发公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引言

近几年，随着人们对稠油利用的大力关注，稠油开采项目逐步推进。因稠油具有较强特殊性，与“稀油”开采存在较大差异，在开采阶段存在原油黏度大、油层压力低、地层温度低等诸多挑战，采收率始终维持在较低的水平。因此，为满足稠油开采的需要，对蒸汽技术的实践进行研究非常必要。

1 项目情况

某油田位于盆地南部东南隆起区II号构造上，主要开发目的层为齐古组油层，顶层埋深为100～200 m，油层平均有效厚度为13.4 m。该油田为特稠稠油油藏，20 ℃时地面脱气油黏度平均21 097 mPa·s；50 ℃时原油黏度平均1 746 mPa·s。原始地层压力在1.8 MPa，地层压力系数在1.026左右，平均渗透率约2.025 µm，平均孔隙率约31.7%，储量动用程度为31.7%。整体具有储层埋藏浅、油层薄、黏度大、高孔高渗、低温低压、温度敏感性强的特征。

2 稠油开采过程中蒸汽技术的实践要点

2.1 蒸汽吞吐

蒸汽吞吐主要是依靠油层天然能量将降低黏度之后的原油驱动到井底。即依据特定周期向油井口注入定量蒸汽后“焖井”，随后开井产油[1]。注汽时，地层可以划分为蒸汽带、热水带、冷水带三个带，在热对流机理下将蒸汽的热焓向油层传递，而油层的部分热量传递给顶底盖层。在热量传递过程中，随着温度的升高，原油黏度以及油水界面张力、岩石孔隙体积会下降[2]。同时伴随着高温高速蒸汽冲刷过程，近井储层井筒周边钻井液污染会减小甚至解除，促使油的产出量提升。蒸汽吞吐的注入热量仅可保证井筒周边一定范围内的油层加热，加热半径在10.00 m以上、30.00 m以下，最大不会超过50.00 m，仅能满足各油井周边油层原油需要。

蒸汽吞吐技术适用于流动性差、泄油半径小、采油量少、吞吐周期短、净总厚度比(油藏有效厚度与油藏总厚度之比)大于0.4的油藏。具体流程如图1所示。

图1 蒸汽吞吐技术实践流程

如图1所示，在蒸汽吞吐技术实践过程中，首先，技术人员依据套管法兰、套管短节与套管内径相同点原则安装注汽井口装置；其次，技术人员应在丈量、核算油补距、套补距的基础上，结合《常规修井作业规程 第5部分：井下作业井筒准备》(SY/T 5587.5-2018)的要求进行通井操作。通井操作到人工井底上后，上提油管促使油管尾部与人工井底相距1.25 m。同时利用洗井液代替泥浆，依据每小时25.00 m3的速度排放；再次，结合测井内容，贯彻步调一致、平稳起下的原则，用手扶正仪器开始测井。在测井结果与要求相符后，以下光油管管柱为主要工具，经正循环方式向井筒内分段均匀填砂。在填砂后，向上提拉管柱至规定砂面上，沉砂后探砂面至砂面深度达到设计要求。在填砂结束后，结合《常规修井作业规程 第5部分：井下作业井筒准备》的要求进行刮削套管、射孔、防砂、探冲砂及冲砂操作；最后，根据设计要求下注汽管柱，调整套管试压大约在6.00 MPa，坐封合格后挤破乳剂并进行压井操作。在压井操作结束后起注汽管柱，按要求执行下泵及试抽投产操作。需要注意的是，在井筒内存在稠油且下油管遇到阻碍时，应选择小于套管内径5.00 mm的刮蜡器通井刮油并进行分段热洗井。

2.2 蒸汽辅助重力泄油

蒸汽辅助重力泄油是一种大面积用于稠油特别是超稠油油藏开采中的技术，主要通过注汽井注入高温蒸汽达到提升地层温度的目的。在提升地层温度的过程中降低地层中原油黏度，配合重力作用泄油到注汽井下方生产井。在蒸汽辅助重力泄油应用过程中，布井方式是重中之重，关乎技术应用效果。当前蒸汽辅助重力泄油大多选择生产井与注汽井平行的双水平布井方式。即在油藏底部分布水平生产井，在水平生产井上部布置注汽井，两口水平井虽然同时位于油层底部但上下之间距离为12.00 m。进而选择与产油方向相反的方向注入蒸汽，即从水平井段趾部注入蒸汽，相应位置也负责流体的采出。

在蒸汽辅助重力泄油技术应用阶段，因地层本身非均质性，极易出现汽窜、含水量上升、热利用率低等问题。基于此，在气体或化学添加剂或溶剂辅助下开展蒸汽辅助重力泄油技术实践。其中气体辅助主要是在该技术应用过程中加入氮气、二氧化碳、烟道气、空气作为辅助，形成隔热层，提高热量利用效率。同时维持系统压力比处于均衡的水平，保证流度比与要求相符。特别是在氮气注入后，集中分布在蒸汽腔上部形成一个阻碍热量向顶部传递的隔热层，引导蒸汽腔在横向扩展，提高稠油开采率。

2.3 蒸汽驱

相较于蒸汽吞吐先向油井内注入蒸汽后焖井再开井生产模式，蒸汽驱采油主要是在蒸汽吞吐开采稠油油藏之后，基于进一步提高稠油采收率的目的，针对油井与油井之间仍然存在的大量死油区，由注入井连续不间断地向油层内注入高干度蒸汽。利用高干度蒸汽在地层内转变为热流体过程中加热油层作用，在降低地层原油黏度的同时将原油驱赶到生产井周边并被开采到地面上。

与蒸汽辅助重力泄油类似的是，蒸汽驱技术长时间应用过程中会受全油层段笼统射孔开发干扰，限制蒸汽腔有效扩展变大，进而导致汽窜问题。而汽窜问题出现后，油层整体形成以热水驱为主的组成形式，严重限制驱油效率。因此，利用二氧化碳辅助蒸汽驱技术，提高采收率。具体应用时选择反九点面积井网，分别考虑油层段全部射开、射开下部油层下半部分情况，结合油藏实际情况设计填砂量。调整初始阶段，蒸汽驱蒸汽注入速度为每分钟80.00 mL水当量，促使内部过热蒸汽度超出85.00%。随后在添加二氧化碳情况下，调整相应温度、压力条件下蒸汽注入量、二氧化碳注入量之和与前期蒸汽注入量一致。蒸汽驱后开展射孔调整的过程包括蒸汽驱、二氧化碳辅助蒸汽驱两个环节。前一个环节需要选择全井段射开的方式管理注汽井、生产井。在蒸汽出现汽窜且含水率达到95.00%时进入第二个阶段。并调整至仅射开下部油层下半部分，以便充分改善蒸汽汽窜后油层波、体积。

3 稠油开采过程中蒸汽技术的实践效果

3.1 蒸汽吞吐实践效果

通过上述正确技术实践，油藏平均压力由最初的2.20 MPa逐步上升到2.80 MPa且稳定在2.80 MPa，表明上述蒸汽技术实施可以保持稠油油藏压力一定。同时扩展蒸汽腔范围，延长开采时间，将采收率由以往的30.02%提升到40.20%。整个稠油开采过程平稳进行，不需泡沫剂调剖，油汽比可达到0.29。

3.2 蒸汽辅助重力泄油实践效果

由于在稠油开采阶段蒸汽辅助重力泄油技术应用阶段选择了双水平井布井方式，最大限度提高井筒、油藏之间的接触面积，每一口生产井的产量以及开采速度均达到了预期效果。试验经项目从正式转入蒸汽辅助重力泄油生产并选择气体辅助方式开始，实践成效如表1所示。

表1 蒸汽辅助重力泄油实践效果

如表1所示，累计生产时间365 d，产油5.023 1×104t，井组日产215.5 t，生产参数指标与稠油开采方案设计标准相符，可采储量也增加了约8×107t ，油田开采期延长了7.6 a以上，采收率达到了50.63%。

3.3 蒸汽驱实践效果

蒸汽驱技术的有效应用，可以强迫促使蒸汽由高渗段、高渗层或高渗带进入低渗段、低渗层、低渗带，综合发挥蒸汽蒸馏作用、热膨胀作用、降黏度作用、溶解汽驱作用和油的混相驱作用，持续改变注采周期并适应地下压力场变化，提高蒸汽吞吐开采形成热联通后原“死油”区开采率。特别是在调整射孔后的二氧化碳气体辅助蒸汽驱应用下，可以在保持阶段采出程度达到61.00%的情况下，促使蒸汽腔由生产井上部扩展至下部，采收率由以往的30.02%提升到80.36%，形成高效率稠油开采模式。这主要是由于二氧化碳气体辅助蒸汽驱情况下，形成了注汽井中下部汽腔侧扩展模式，可在高温水、二氧化碳气体、油之间形成波动较小的乳化拟单相流体，同步发挥二氧化碳隔热作用以及引导蒸汽分压作用，提高注入蒸汽热效率，为稠油开采效率提高提供依据。

4 结语

综上所述，蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力泄油、蒸汽驱是稠油开采阶段的主要技术。根据稠油本身所具有的黏度大以及开采区域储层埋藏低、高孔高渗、温度敏感性强的特点，应恰当设置蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力泄油、蒸汽驱技术参数以及应用方案，保证技术作用的充分发挥，提高稠油开采率。