蒸汽吞吐开采技术

一、原　　理

（一）基本概念

蒸汽吞吐方法简言之就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数大，加热油层中的原油，然后开井回采。通常，注入蒸汽的数量按水当量计算，每米油层注入70～120t；蒸汽，注入10～2）天；注入蒸汽的干度要高，井底蒸汽干度要求达到50％以上；注入压力（温度）及速度以不超过油层破裂压力为上限。关井焖井几天后开井采油。我国多数新的稠油油藏，不论浅层（200～300m）还是深层（1000～1600m），大量生产实践中都出现第一周期吞吐时，由于油层压力保持在原始压力水平，开井回采都能自喷生产一段时间，因而峰值产量较高。当不能自喷时，立即下泵转抽。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。

注蒸汽作业前，要准备好机械采油设备及出油条件，油井中下入注汽管柱———隔热油管及耐热封隔器。通常将隔热油管及封隔器下到注汽目的层以上几米处，尽量缩短未隔热井段。注蒸汽锅炉及水处理设备调试正常后，开始通过注汽管柱向油层注汽。注汽工艺参数（注入压力、蒸汽干度、注汽速度、周期注汽量及注汽强度）根据油藏地质参数及原油粘度等进行优化设计。注完预定的蒸汽数量后，停止注汽，关井，也叫焖井。焖井时间一般2～7 天，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩展，扩大蒸汽带及蒸汽凝结带（即热水带）加热地层及原油的范围，使注入热量分布较均匀。在回采阶段，当油层压力较高时，油井能够自喷生产。装较大油嘴自喷来防止油层出砂。开井生产最初几天，采出液中含水率很高，往往最初的1－2 天几乎全是蒸汽凝结水。但很快就会出现产油高峰。高峰期的产量往往很高，超过常规采油时的几十倍，这正是增产的主要时机，一切工艺措施应追求高峰期尽量延长。高峰期产出的原油温度很高，一般超过注汽温度之半。回采阶段生产管柱中的原油及凝结水携带出大量热能，因而原油粘度很低，有利于抽油泵及杆柱正常工作。随着回采时间延长，由于油层中注入热量的损失及产出液带出的热量，被加热的油层逐渐降温，流向近井地带及井底的原油粘度逐渐增高，原油产量逐渐下降。当产量降到某个界限时（经济极限产量或极限井口原油温度），结束该周期生产，重新进行下一周期蒸汽吞吐。第二次注汽、焖井及开井回采。如此多周期吞吐作业，最后转入蒸汽驱开采。一般每个周期的采油期由几个月到一年左右，甚至有二年的实例。一般蒸汽吞吐周期可达5～7 次，国外虽有高达22 次的报导，但超过10次的也很少见。蒸汽吞吐方法是一种强化热采手段，年采油速度数倍于常规采油方法，一般达到3％～8％。因此，不仅产量增加快，而且投资回收快，经济效益好。多周期吞吐的生产动态见示意图8－3－6a，辽河油区的一口井实际生产动态。

（二）增产机理

稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产机理如下。

1．油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理。

向油层注入高温高压蒸汽后，近井地带相当距离内的地层温度升高，将油层及原油加热。虽然注入油层的蒸汽优先进入高渗透层，而且由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽将向油层顶部超覆，油层加热并不均匀，但由于热对流及热传导作用，注入蒸汽量足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽带的温度仍保持井底蒸汽温度Ts（250～350℃）。蒸汽凝结带，即热水带的温度Tw虽有所下降，但仍然很高。形成的加热带中的原油粘度将由几千到几万毫帕秒降低到几个毫帕秒。这样，原油流向井底的阻力大大减小，流动系数Khμ上上成几十倍地增加，油井产量必然增加许多倍。

2．对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后也充分释放出来，成为驱油能量

受热后的原油产生膨胀，原油中如果存在少量的溶解气，也将从热原油中逸出，产生溶解气驱的作用。这也是重要的增产机理。在蒸汽吞吐数值模拟计算中既使考虑了岩石压缩系数。含气原油的降粘作用等，但生产中实际的产量往往比计算预测的产量高，尤其是第一周期，这说明加热油层后，放大压差生产时，弹性能量、溶气驱及流体的热膨胀等作用发挥相当重要的作用。

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

在浅层、低压及油层厚度大的美国加州稠油油田重力驱动是主要的增产机理。

4．带走大量热量，冷油补充入降压的加热带

当油井注汽后回采时，随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中，带走了大量热能，但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带，补充入降压的加热带。由于吸收油层、顶盖层及夹层中的余热而将原油粘度降低，因而流向井底的原油数量可以延续很长时间。尤其对于普通稠油（粘度在10000mPa·s 内）在油层条件下本来就具有一定的流动性，当原油加热温度高于原始油层温度时，在一定的压力梯度下，流向井底的速度加快。但是，对于特稠油（粘度1×104～5×104mPa·s），非加热带的原油进入供油区的数量要少，超稠油（粘度＞5×104mPa·s）更是困难。例如新疆风城区超稠油，原油粘度达几十万毫帕秒，常规蒸汽吞吐效果很差，原油蒸汽比仅0．10 左右。未加热的冷原油不可能采出。

5．地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理

委内瑞拉马拉开波湖岸重油区，实际观测到在蒸汽吞吐开采过程30 年以来，由于地层压实作用，产生严重的地面沉降。产油区地面沉降达20～30m 。据研究，地层压实作用产生的驱出油量高达15％左右。该油区由于地层压实作用多产出原油。

6．蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用

稠油油藏在钻井完井、井下作业及采油过程中，入井液及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层损害。一旦造成油层损害后，常规采油方法，甚至采用酸化，热洗等方法都很难清除堵塞物。这是由于固形堵塞物受到稠油中沥青胶质成分的粘结作用，加上流速很低时，很难排出，不像轻质原油油藏那样在采油初期那样强的“自洁”解堵作用。例如辽河高升油田几十口常规采油井日产量低于10t／d。进行蒸汽吞吐后，开井回采时能够自喷，放喷产液量高达200～300m3／d 左右，正常自喷生产产量高达50～100t／d，个别井超过100t／d。我国其他油田也有同样情况。早在60 年代，美国加州许多重质油田蒸吞吐采油历史表明，蒸汽吞吐后的解堵增产油量高达20 倍左右。

7．注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用

分布在蒸汽加热带的蒸汽，在回采过程中，蒸汽将大大膨胀，部分高压凝结热水由于突然降压闪蒸为蒸汽。这也具有一定程度的驱动作用。

8．高温下原油裂解，粘度降低

油层中的原油在高温蒸汽下产生蒸馏作用和某种程度的裂解，使原油轻馏分增多，粘度有所降低。这几年国外已有研究报告认为，在蒸汽吞吐及蒸汽驱开采过程中，油层中的原油蒸馏作用，较轻成分掺入原油中，使蒸汽吞吐过程中原油馏分发生变化。由国内胜利油田选择单家寺5 口蒸汽吞吐井回吐过程中系统取样分析的结果得出，先采出的原油变轻，随着时间的推移逐渐变重，尤以第一个月内变化的幅度较大。，单10－25－9 井，回采第11 天的原油密度（20℃）由0．9710g／cm3增加到第205 天的0．9805gcm3；相应的原油粘度（50℃脱气）由2911mPa·s 升到10351mPa·s，变化达3．5 倍。单10－11－15 井，原油密度，粘度变化也是如此，原油分子量也逐渐增加。

9．油层加热后，油水相对渗透率变化，增加了流向井筒的可动油。

在油层中，注入湿蒸汽加热油层后，在高温下，油层对油与水的相对渗透率起了变化，砂粒表面的沥青胶质极性油膜破坏，润湿性改变，由原来油层为亲油或强亲油，变为亲水或强亲水。在同样水饱和度条件下，油相渗透率增加，水相渗透率降低，束缚水饱和度增加。而且热水吸入低渗透率油层，替换出的油进入港流孔道，增加了流向井筒的可动油。

10．某些有边水的稠油油藏，在蒸汽吞吐采油过程中，随着油层压力下降，边水向开发区推进。

如胜利油区单家寺油田及辽河油区欢喜岭锦45 区。在前几轮吞吐周期，边水推进在一定程度上补充了压力，即驱动能量之一，有增产作用。但一旦边水推进到生产油井，含水率迅速增加，产油量受到影响。而且随着油层条件下，油水粘度比的大小不同，其正、负效应也有不同，但总的看，弊大于利，尤其是极不利于以后的蒸汽驱开采，应控制边水推进。从总体上讲，蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采，只不过在人工注入一定数量蒸汽，加热油层后，产生了一系列强化采油机理，而主导的是原油加热降粘的作用。蒸汽吞吐开采效果的技术评价指标主要有：

（1）周期产油量及吞吐阶段累积采油量；

（2）周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比；原油蒸汽比定义为采出油量与注入蒸汽量（水当量）之比，即每注一吨蒸汽的采油量。如果油井吞吐前有常规产油量，则按增产油量计算，称作增产油汽比。通常每烧一吨原油作燃料，可生产15t 蒸汽；

（3）采油速度，年采油量占开发区动用地质储量百分数；

（4）周期回采水率及吞吐阶段回采水率。回采水率名义为采出水量占注入蒸汽的水当量百分数；

（5）原油生产成本；

（6）吞吐阶段原油采收率，即阶段累积产量占动用区块地质储量的百分数；

（7）油井生产时率及油井利用率，按开发区计算；

（8）阶段油层压力下降程度。

二、蒸汽吞吐生产动态计算方法

通常采用三维三相热采数值模拟软件计算蒸汽吞吐采油过程的生产动态并优选注汽工艺参数。为了快速。简便的计算，可以采用解析解方法，而且通过这种方法的运用，可以加深了解蒸汽吞吐采油过程的某些基本概念。计算蒸汽吞吐生产动态常用的一种解析方法是博贝格一伦兹（Boberg－lantz）方法。这种方法的假设条件为含油层是均质的，并且蒸汽呈径向注入。对于多油层生产井，假定蒸汽注入每一层的半径是相同的。计算加热面积时，必须考虑井筒内的热损失及向邻近不渗透层传导热而引起的能量损失。其计算步骤如下。

1）计算井筒热损失；

2）采用马克斯－兰根海姆（Max－Langenheim）法计算加热面积；

3）计算加热面积内的平均温度；

4）考虑在加热面积内原油粘度下降，计算原油产量；

5）对于以后的轮回，重复（1）～（4）步，同时考虑前一注汽周期的剩余热量。

（一）计算加热带面积

假设在注汽过程中，加热带面积仅是蒸汽带，不包括热水带，故其面积内的温度为油层压力下的饱和蒸汽温度。而热水带的温度则是由饱和蒸汽温度陡降至初始油层的温度。加热带面积计算公式如下：

（二）加热带平均温度

（三）产出液体带走的热量

（四）日产油量

要计算蒸汽吞吐生产日采油量，首先要知道未吞吐时（即冷油）的采油指数Jc及油藏静压pe。Jc可以通过吞吐前油井采油指数历史的曲线外推得到，pe则可从吞吐前的pe与累积采油量曲线外推得到。

（五）吞吐结束时油层中剩余热量

为了预测下一周期的生产动态，必须考虑本周期结束时油层中的剩余热量，其近似公式为：Qr＝πr2h（ρc）1h （Tavg－Tr）                             （3－19）

在进行下一周期的计算时，要将此剩余热量加到注入热量之中。蒸汽吞吐生产动态的上述计算，实际上都是采用现有的注蒸汽热采数值模拟计算软件进行的，既方便又准确。上述所介绍的公式只给出过程中的物理概念。三、油藏地质条件对蒸汽吞吐开采的影响油藏地质条件（主要是原油粘度、油层有效厚度、净总厚度比、原始含油饱和度、渗透率油层非均质性以及边、底水能量大小等）对蒸汽吞吐开采效果有较大的影响。

（一）原油粘度的影响原油粘度对蒸汽吞吐开采效果影响很大，其主要原因在于：

1．原油粘度越高，其流动能力越差，在大然能量驱动下，产油量低，开采效果越差。

2．原油粘度随温度的增高而降低，蒸汽吞吐开采热波及的范围有限，油藏原油粘度越低，形成的泄油半径越大，供油量也较大。相反，原油粘度越高，泄油半径则较小。当原油粘度高到难以流动时，冷油很难进入泄油区，因而采出油量有限。

3．在相同的截止产量条件下，蒸汽吞吐开采随着压力、温度的下降，原油粘度越高，吞吐周期短，周期采油量少。

（二）油层有效厚度的影响

油层有效厚度对蒸汽吞吐效果影响较大。在油层有效厚度不同，其他油藏地质条件相的近的情况下，一般油层厚度大，吞吐产量高，周期长，周期产量大，油汽比高，开发效果好。油层薄，顶底盖层及夹层热损失大。此外，油层薄，注汽速度较低，井筒及地面热损失大，吞吐开采产量低、油汽比低。河南井楼油田零区试验区13 口井蒸汽吞吐开采指标统计值。统计表明，随油层厚度增加，周期生产时间长，油汽比、周期采油量和平均日产油量等明显提高。

（三）净总厚度比的影响

对于砂泥岩交互沉积的互层状油藏，由于夹层的存在，在蒸汽吞吐开采中，会引起热损失的增加。用净总厚度比的概念定量描述，其定义为油藏有效厚度（净厚度）占油藏总厚度的比。净总厚度比越小，注入蒸汽的热量相当一部分损失在夹层中，注入蒸汽热效率降低，从而导致加热半径减小，蒸汽吞吐开采效果变差。根据国外经验和研究结果表明，一般净总厚度比小于0．4 的油藏不适宜于蒸汽吞吐开采。

（四）原始含油饱和度的影响

油层中含油量的多少对蒸汽吞吐的开采效果有较大的影响。研究结果表明：原始含油饱和度降低，蒸汽吞吐开采效果变差，峰值产量低。这主要由两方面原因引起的：（1）原始含油饱和度越小．可流动油越少，油水两相流动，水相相对渗透率增大，产水量增多，产油量减少；（2）由于水的比热大于油的比热（约大一倍），使注入蒸汽的加热半径相对减小，最终也导致泄油半径减小，蒸汽吞吐开采效果交差。研究认为，蒸汽吞吐开采经济有效的原始含油饱和度应高于0．5。

（五）油层渗透率的影响

油层渗透率对蒸汽吞吐开采效果有较大的影响。稠油油藏一般多为疏松的砂岩油藏，物性好，渗透率较高，有利于蒸汽吞吐开采。辽河曙光油田杜66 块一周期蒸汽吞吐效果统计表，可以看出，渗透家越高，油层流动系数越大，油层吸汽能力强，产油能力高，因而蒸汽吞吐的开采效果好。

（六）油层非均质性的影响

油藏渗透率非均质性对蒸汽吞吐的开采效果影响较大。在油层中存在高渗透率层时，注入蒸汽将优先进入高渗层而导致层间吸汽不均，在蒸汽吞吐的初期，吞吐效果较好（因加热带扩大），但对后续的吞吐和蒸汽驱产生不利的影响，油层储量动用不均，从而影响整个油滚的开采效果。

（七）边、底水的影响

边、底水的存在将会对稠油热采带来程度不同的影响，这种影响主要表现在边水侵入。底水锥进。其影响程度一是取决于边、底水能量大小，即活跃程度，二是取决于生产井离水体的距离远近。具有活跃边、底水的稠油油藏，在热采过程中，由于水体导热性能好以及水、油粘度悬殊，对蒸汽吞吐和蒸汽驱将带来不利的影响。

四、注汽参数对蒸汽吞吐开采的影响

对不同类型油藏，在现有工艺技术条件下，为了提高蒸汽吞吐开采效果，必须进行工艺数的优化。应用物理模拟和数值模拟的方法，研究了主要的注汽工艺参数对蒸汽吞吐开采果的影响规律，为优化注汽工艺参数提供了依据。

（一）蒸汽干度

我国东部地区多数稠油油藏埋藏较深，一般在800～1600m ，在注蒸汽开采中，井筒热损失较大，井底蒸汽干度较低。研究表明，蒸汽干度是影响吞吐开采效果的重要工艺参数。用数值模拟的方法研究了蒸汽干度对蒸汽吞吐开采效果的影响。研究结果表明，蒸汽于度越高，在相同的蒸汽注入量下，热烙值越大，加热的体积越大，蒸汽吞吐开采效果越好；此外，由于温饱和蒸汽的特性，在相同压力下，干度越高，比容越大；但随压力升高，同样的干度下，比客减小。因此，在注入压力高达12～15MPa 下，同样的注入量，蒸汽于度越高，油藏的加热体积越大，增产效果越好，但和较低压力下的增产效果相比，其差别减小。因此，为了提高蒸汽吞吐的开采效果，应尽可能地提高井底蒸汽干度。

（二）周期注入强度

对于一个具体稠油油藏，蒸汽吞吐开采周期注入量有一个优选范围。一般蒸汽注入量越大，加热范围增加，产量越高；但是，（1）注汽量越大，加热体积增加的速度减缓，产量增长的幅度减小，吞吐油汽比下降；（2）周期注汽量过大，井底压力增高，影响有效地提高蒸汽干度；（3）注汽量大，注汽时间长，油井停产作业时间延长，并可能产生井间于扰。因此，周期注入量有一个优选值。

数值模拟研究了周期注汽量分别为1000t，2000t，3000t，3500t，4000t 和5000t时的蒸汽吞吐开采效果。表8－3－7 是生产一个周期的开采结果。可以看出，周期注汽量越高加热半径越大，产油量越高，但油汽比降低。当注汽量过小时，产油量则较低，开采效果差。

表8－3－7　不同周期注入量下的蒸汽吞吐开采效果

序　号	注汽量 t	加热半径 m	累积产油 t	油汽比
1	1000	4．2	3531	3．53
2	2000	5．9	4612	2．32
3	3000	7．5	5535	1．85
4	4000	8．5	6142	1．54
5	5000	10．3	7249	1．2

一般注汽量按油层每米有效厚度来选定，也即注汽强度，最优的经验值是80～120t／m 。但对于薄油层和非均质严重的互层状油藏，初期的注汽强度应适当低些，尤其是油层浅压力低的油藏，注汽量过大，回采产量将降低。对于多周期吞吐作业，需逐周期增加注汽量，以扩大加热范围，一般推荐的注蒸汽周期增加量为10％～15％。

（三）注汽速度

应用数值模拟的方法研究了注汽速度对蒸汽吞吐开采的影响。注汽速度分别为100td，160t／d 和240td 时的蒸汽吞吐开采动态。可以看出，注汽速度越高，开采效果相对较好，但生产动态很接近、开采效果的差异较小。这主要因为，在蒸汽吞吐阶段，注汽时间较短，向顶、底层的热损失比其蒸汽驱阶段来说小得多，因此，注汽速度对蒸汽吞吐影响较小。提高注汽速度有利于缩短油井停产时间，又有利于提高增产效果。而且，注汽速度降低，将增加井筒的热损失，导致井底于度的降低，从而降低吞吐开采效果。这是决定注汽速度不能太低的主要原因。另一方面，注汽速度也不能太高，它主要取决于三个方面：（1）油层本身的吸汽能力。油层的吸汽能力取决于水、汽渗透率，油层厚度，原油粘度，油层压力和注汽压力。公式（3－20）给出了油层最大吸汽能力的计算式。（2）油层的破裂压力。（3）蒸汽锅炉的最高工作压力。这是因为，注汽速度如超过油层的吸汽能力，蒸汽难以注入油层。如注汽压力超过地层破裂压力，易发生汽窜，影响开采效果。另外，受锅炉最高工作压力的限制，提高注汽速度也将是困难的。

因此，选择合理的注汽速度必须从以上几方面考虑。注汽速度不能太低，太低则井筒热损失率太大而导致井底蒸汽于度过低；又不能太高，太高使注汽压力超过地层破裂压力，而发生注汽窜进，反而降低开采效果。一般而言，在尽可能采用高质量隔热油管的条件下，将注汽速度选在100t／d 以上，注汽速度不宜超过油层破裂压力，以蒸汽锅炉最高工作压力为上限。

（四）焖井时间

一般认为，在注完蒸汽后关井一段时间，使注入油层中的蒸汽充分与孔隙介质中的原油进行热交换，使蒸汽完全凝结成热水后再开井生产，可避免开井回采时携带过多的热量从而降低热能利用率。但是，焖井时间也不宜太长，否则，注入蒸汽向顶底层的热损失将增加。深层稠油油藏油层压力较高、井底蒸汽于度小于70％的情况下，关井焖井时间不宜过长，一般为2～3d，最长不超过7d。为提高吞吐效果，尽可能在注汽后尽快做好投产准备，争取利用油层压力较高的条件自喷投产，这有助于排除油层中存在的伤害堵塞。对于浅油层油藏，所推荐的焖井时间也不应过长，一般不宜超过3d。