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稠油热采：下一站，蒸汽驱？

编者按：SAGD、蒸汽驱和火驱，是稠油转换开发方式的三大接替技术。在之前的报道中，中国石油报已对SAGD进行过详细介绍。相较而言，蒸汽驱和火驱对于读者来说还是“陌生面孔”。

中国页岩气网讯：8月中旬，辽河油田齐40块20口新井开钻在即。这只是《齐40蒸汽驱长期稳产方案》的“先头部队”。此方案共设计新井104口，齐40块蒸汽驱将再现“大场面”。

蒸汽驱作为稠油转换开发方式的重要技术，在辽河油田齐40、锦45、杜229等区块得到成功应用，对我国稠油效益稳产具有重要意义。

蒸汽驱适合何类油藏？

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐后，为进一步提高采收率而采取的一项热采方法。蒸汽吞吐只能采出各油井附近油层中的原油，在油井与油井之间还留有大量“死油区”。蒸汽驱通过注入高干度蒸汽给油层加热，将原油驱赶到生产井周围并将其采出。

据辽河油田勘探开发研究院专家宫宇宁介绍，决定一个油藏是否适合蒸汽驱的因素，主要包括油藏埋深、原油黏度、油层厚度、含油饱和度和边底水等。从开发效果和操作因素考虑，蒸汽驱的原油黏度最好小于1万毫帕秒。“蒸汽驱油好比推车，黏度越大摩擦力越大，越难推动。”宫宇宁说。据悉，当深度大于1600米时，在现有隔热技术和采油工艺条件下，蒸汽驱基本无效。同时，蒸汽驱油藏的孔隙度最好大于20%，渗透率一般应大于200毫达西。“此外，由于水吸热性较强，向边底水活跃的油藏注蒸汽热损失较大，蒸汽驱非常‘怕水’。”宫宇宁告诉记者。

以齐40块为例，这个区块自然条件虽然与国外蒸汽驱相比“先天不足”，在辽河却是首屈一指：平均孔隙度31.5%，渗透率2060毫达西，属于高孔高渗储层；油藏埋深900米左右，转驱前剩余探明地质储量仍达2600多万吨；平均黏度2639毫帕秒，为普通稠油，水体能量弱。

从上述数据看，齐40块几乎符合所有蒸汽驱的技术指标，正因如此，齐40块成为中国石油首批实施的十个重大开发项目之一，承担着我国稠油开发创新的使命。

值得一提的是，随着认识的突破和技术的进步，蒸汽驱的应用范围不断扩大。洼59块开发深度达到1590米，最高原油黏度53万毫帕秒。辽河油田采用“上水平井注汽+直井采油+下水平井泄水”的全新方案，专门设计一口水平井采水，使得埋深1600米的高黏度油藏也可以实现蒸汽驱，试验井组日产油量翻了一番。

蒸汽驱的优缺点何在？

目前，蒸汽吞吐仍是稠油开发的“主角”。在辽河油田，有近70%的稠油采用吞吐开采。究其原因，吞吐技术成熟度高、见效快、适用范围广。但蒸汽吞吐采收率通常只有30%甚至更低，操作成本较高，转换开发方式势在必行。

蒸汽驱、SAGD、火驱是稠油转换开发方式三大接替技术。专家介绍，衡量一项开发技术价值大小主要看其推广价值和经济效益，而经济效益很大程度上又取决于推广价值，实施规模越大，效益越显著。

与SAGD和火驱相比，蒸汽驱技术相对成熟，适用范围介于另外两项技术之间。凭借这两项优势，蒸汽驱在稠油热采中占据一席之地。

然而，蒸汽驱也有短板。一般情况下，蒸汽驱和蒸汽吞吐所存在的问题基本相同，即生成蒸汽成本高，尤其在水资源短缺和水价昂贵的地区，水处理费用高。同时，油井热损失、出砂、套管损坏等情况较严重。

在蒸汽驱试验初期，辽河油田按照注水油藏管理热采油田，实际上蒸汽驱是降压力、降存水率的过程，与注水油田提压力、提存水率开发理念有着本质区别。随后，辽河油田建立了以采为先、以产定注、以液牵汽的新理念和新认识，蒸汽驱效果有了很大改善甚至改变。锦45块Ⅱ类蒸汽驱应用“回”形井网设计，日产油由45吨升至160吨；欢127块应用水平井采水、水平井注汽、周围油井复产的开发策略，日产油量由4吨上升到40吨以上。

“蒸汽驱的诀窍和核心就是保持较低的地层压力，同时使采注比尽量达到1.2。抓住这两点就抓住了蒸汽驱的本质。”锦州采油厂副厂长兼总地质师刘贵满说。

蒸汽驱是否经济可行？

在更加注重质量效益发展的今天，蒸汽驱这一技术的效益到底如何？是否经济可行？

与蒸汽吞吐相比，蒸汽驱需要经过长时间才能见到效果，费用回收期较长。以齐40块为例，区块4个先导试验井组投资回收期6.2年，139个工业化实施井组投资回收期则为5.17年。

虽然初期成本高，但随着时间延长，蒸汽驱效果逐渐变好、效益逐渐显现。经测算，齐40块蒸汽驱开发较蒸汽吞吐开发将增加974万吨产量，吨油操作成本较继续吞吐降低234.7元。

油汽比最能反映蒸汽驱的效益情况。辽河油田经济评价中心测算认定，0.12是蒸汽驱效益盈亏临界值，低了无效，高了有效。齐40块和锦45块目前的油汽比都在0.15左右。目前，齐40块蒸汽驱建设投资已经收回。此外，辽河油田形成蒸汽驱系列配套技术，输出到新疆油田和吉林油田，实现技术创效。

辽河油田开发处处长尹万泉从四个方面肯定了齐40蒸汽驱的价值。一是增加了原油产量。与原蒸汽吞吐开采方式相比，年增产原油近50万吨。二是使辽河油田产量自然递减率降低了1.5%。三是节省了勘探投资。新增可采储量1000万吨，相当于发现一个近5000万吨级的大油田。四是节省了产能建设投资。齐40块年产量达60万吨，按新建产能到位率70%推算，相当于少建产能约80万吨，节省产能建设投资32亿元。

开发认识和理念的创新，也为蒸汽驱开辟了一条质量效益发展之路。杜229块为超稠油油藏，依照国际技术筛选标准，不适合蒸汽驱开发。辽河油田突破传统认识，将原来注采对应的井网变成“回”形井网，使传统设计的15个井组变成了8个井组，少钻新井20口，节约投资5000万元。(记者张晗通讯员方坤董文明)

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影响蒸汽驱开发效果的因素

除油藏参数外，蒸汽驱的操作条件对其开发效果同样影响较大，应用合理的操作条件，可以取得较好的开发效果。如果设计或实施的操作条件不合理，也会使蒸汽驱面临失败。总体来看，影响蒸汽驱效果的主要操作条件是注汽速度、采注比和蒸汽干度。

注汽速度。从蒸汽驱全系统热损失的角度看，随着注汽速度的加快，井筒、地面及地层的总热损失将减少，热能利用率提高，开采效果会更好。但并非注汽速度越快越好，速度过快会导致过多的热能从生产井产出，降低热能利用率，从而影响开采效果。对于每个具体油藏，存在一个最佳注汽速度，要通过经验和试验来确定。

采注比。蒸汽驱中采注比存在一个临界值，当采注比小于临界值时，蒸汽驱采收率非常低；大于临界值时，蒸汽驱可取得较好效果。临界采注比一般经验值为1.2。

注汽干度。注汽干度越高，开发效果越好，干度越低效果越差。

此外，蒸汽驱的油藏压力对开发效果也有重大影响。理论和实践表明，在满足一定产能的条件下，蒸汽驱的油藏压力越低越好。

【延伸阅读】

蒸汽驱发展历程

蒸汽驱技术起源于20世纪550年代。蒸汽驱技术自诞生后，先后经历了上世纪六七十年代的缓慢发展，八九十年代的突飞猛进，现已发展成为一项成熟的热采技术。

目前，蒸汽驱在国外已得到大规模工业应用，成为稠油油藏，特别是蒸汽吞吐后的稠油油藏，提高采收率的有效方法，并取得了良好的应用效果。蒸汽驱采油在EOR（热力采油）中占有举足轻重的地位。以2000年的一项数据为例，在美国、加拿大和印度尼西亚，蒸汽驱占EOR的比重分别为55%、75%和94%。

美国加州的克恩河油田，是世界上最早成功进行蒸汽驱开发的油田，其原始地质储量6.36亿立方米。通过自下而上的层间接替蒸汽驱，目前克恩河油田日产油1.6万吨，已汽驱过的层组采收率达62.4%，累积油汽比达到0.32。

印尼杜里油田是目前世界上蒸汽驱规模最大的油田，其原始地质储量为7.9亿吨，1985年后开始大规模蒸汽驱，目前日产油4.5万吨。

我国从上世纪80年代末开始试验和应用蒸汽驱技术。上世纪80年代末90年代初，我国先后在新疆油田和辽河油田开展了8个蒸汽驱先导试验。

辽河齐40块是目前我国规模实施蒸汽驱规模最大的区块之一。辽河油田从1995年开始进行齐40块蒸汽驱室内试验研究和方案编制工作，1998年以来，先后经历了现场先导试验、扩大试验和工业化应用三个阶段。2006年，开始工业化转蒸汽驱建设，2008年3月，工业化转驱139个井组全面完成，区块全面转入蒸汽驱工业化开发。2011年，这个区块年生产原油60万吨，比原方式增产50万吨，进入稳产阶段。

【技术展台】

蒸汽驱十大配套技术：

油藏描述及实验技术。包括取芯井分析、三维随机建模、剩余油定量描述等。

蒸汽驱油藏工程研究设计技术。优化井网形式、注采参数及操作条件，确定指标操控界限。

蒸汽驱动态调控技术。通过完善采液井点、分层汽驱、提高排液量等手段，促进蒸汽腔发育和均衡驱替，提高蒸汽驱开发效果。

低压油藏油层保护钻（完）井技术。解决低压油藏钻井泥浆漏失严重伤害油层及固井质量不高的问题。

分层汽驱工艺技术。与笼统汽驱对比，可提高纵向动用程度21%。

蒸汽驱监测技术。建立完整的监测网，对蒸汽腔前缘、等吸汽剖面与产液剖面等进行连续监测。

高温举升技术。采用陶瓷泵、柔性金属泵等，适合汽驱不同阶段需要。

蒸汽分配与计量技术。对蒸汽精确计量，确保注入误差在5%以内。

高温长效井筒隔热技术。采用E级真空隔热油管，注汽井井底蒸汽干度达到50%。

高温产出液计量及污水处理技术。污水处理后可回输热采锅炉再利用。

蒸汽驱长期稳产创新技术

热水驱

蒸汽驱后注水开发能够充分利用地下既有温场，提高油藏下部动用效果。同热值的热水成本仅为蒸汽的27%，可以有效提高经济效益。

水平井蒸汽驱

由于蒸汽通常都是往上运移，导致部分油藏下部难以被波及，直井蒸汽驱替难以动用。辽河油田在厚层底部部署了水平井，利用直井水平井组合蒸汽驱的方式，扩大蒸汽波及体积，提高剩余油动用程度。目前，辽河油田已部署水平井蒸汽驱30余口，最高单井原油日产量15吨以上。

空气氮气辅助蒸汽驱

与蒸汽相比，空气和氮气密度较小，可运移至蒸汽上方，具有减弱蒸汽超覆、调整吸汽剖面和提高热利用率等作用。为进一步提高蒸汽驱纵向油层动用程度，辽河油田还在蒸汽驱过程中同时注入空气或氮气，以减少热损失，有效动用下部油层。

【专家视点】

转蒸汽驱要把握好时机

——访勘探开发研究院热采所副所长李秀峦

作为稠油转换开发方式的重要接替技术之一，蒸汽驱在应用过程中需要哪些条件？哪些环节还有待提高和完善？针对这些问题，本报记者对勘探开发研究院热采所副所长李秀峦进行专访。

蒸汽驱是稠油提高采收率的重要接替技术。目前，我国稠油热采主要运用蒸汽吞吐技术，尽管工艺简单见效快，但采收率较低，而蒸汽驱能够将采收率提高到50%以上。值得注意的是，由蒸汽吞吐转蒸汽驱要把握好时机，如果蒸汽吞吐时间过长，会对后期蒸汽驱带来诸多不利影响。

能否转蒸汽驱必须视具体的油藏条件而定。简单来讲，如果原油黏度在200毫帕秒至5万毫帕秒之间，油藏压力又低于5兆帕，可以考虑转蒸汽驱开发。印度杜里油田和美国克恩河油田等的原始油藏压力低于5兆帕，一次采油后直接进行蒸汽驱。国内新疆油田和辽河油田油藏条件不同，都是通过蒸汽吞吐降压（或热连通）后再转驱开发。

目前，我国蒸汽驱技术已达到世界先进水平。国外蒸汽驱主要应用于浅层稠油开发。辽河油田在隔热技术上取得突破，成功将蒸汽驱应用于中深层稠油开发，开创国际先例。同时，我国还形成了一套“以采定注”的合理的油藏工程方案设计方法，采油工艺如高温举升技术等也达到较高水平。

现阶段，国内蒸汽驱应用规模还不是很大，这跟以往的开发理念有关。由于蒸汽吞吐工艺简单，较短时间内能够大幅度增产原油，因此多数稠油区块吞吐时间过长，地下油藏条件日趋复杂，给转驱开发带来很多不利因素，让大家普遍担心转驱的经济效益。因此，要树立新疆风城全生命周期开发理念，初期做方案时，就系统、合理地规划好蒸汽吞吐和蒸汽驱时间。

今后，蒸汽驱要发展得更好，还必须加强蒸汽驱过程中的精细管理。影响蒸汽驱效果的主要因素，包括地质、工艺、合理的开发方案和油藏管理等方面。目前，我国在前三方面做得都比较好，但油藏管理还有很大的改进空间。油藏、工艺、地面等各部门要强化沟通协作，实现从注入到生产每个环节的科学运行。

在注入蒸汽环节，要解决好蒸汽的分配和计量问题，保证注入的蒸汽具有高干度。在采液环节，要实现油井排空生产，确保采出大于注入，从而发挥油井最大产液能力，降低油藏压力保证蒸汽带扩展。同时，还要做好数据采集和动态监测，不断跟踪注入和产出动态，分析整个蒸汽驱系统热能利用状况，及时采取调整措施优化整个开发过程，达到蒸汽驱最佳开发效果。

出于降低成本和改善环境的考虑，长远来看，蒸汽驱将向多元热流体驱的方向发展。通过以空气、氮气、烟道气甚至是二氧化碳取代部分蒸汽，降低燃料成本，提高开发效益，同时更好地保护自然环境。

责编：王亭亭

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