渤海湾海上稠油储量规模大，但常规冷采开发单井产能低、采油速度低、最终采收率低，大部分储量长期未有效动用^[1-2]，如何经济且有效地开发稠油是世界各国面临的重大问题。注蒸汽热采是解决该问题的有效途径之一^[3-4]。加拿大、委内瑞拉和中国等国家对陆上稠油油藏热采技术进行了应用与推广，取得了令人瞩目的开发效果^[5-7]，但海上稠油油藏与陆上稠油油藏存在很大的差异，采油平台空间有限且使用年限有限，注采井距大且井网不规则，井网形式多采用水平井等现实问题，导致陆上油藏的开采经验并不能完全适用于海上。渤海海域旅大油田借鉴陆地及渤海湾其他油田稠油热采成功的经验，进行了蒸汽吞吐先导试验，经蒸汽吞吐多轮次开发后，面临着由蒸汽吞吐方式转蒸汽驱油的问题^[8]。蒸汽驱油是通过注入井向油层中不断注入高干度蒸汽，利用蒸汽携带的热量加热储层以降低稠油黏度，使原油获得良好的流动性，进而将原油驱赶至生产井周围，以提高采收率。与蒸汽吞吐主要加热近井区域原油不同，蒸汽驱油主要是加热注采井间的原油，范围更广，可以有效地提高波及效率，是多轮次蒸汽吞吐后进一步提高原油采收率的主要技术^[9-12]。我国已在辽河油区、新疆油区以及胜利油区等陆上稠油油藏进行了若干次蒸汽驱油先导试验，取得了明显的增产效果，但是其主要工艺技术仍处于探索阶段，而海上油田的稠油蒸汽驱油开发面临的问题会更加复杂^[9-11]。张风义等^[13]、王树涛等^[14]认为海上稠油蒸汽驱油技术在热力降黏的基础上，可以有效地扩大注入流体的波及系数，改善稠油油藏开发效果。然而，目前海上稠油油藏蒸汽驱油仍处于探索阶段，对蒸汽驱油过程中蒸汽腔温度的扩展特征及驱油规律均认识不清^[6-7]。

对渤海海域旅大油田进行蒸汽驱油实验，利用长填砂管模型分析注汽温度、注入速度和原油黏度等因素对蒸汽驱油效果的影响，在此基础上利用物理模拟实验开展蒸汽驱油的参数优化及机理分析，以期为下一步蒸汽驱油提高采收率提供参考。

旅大油田位于渤海海域东部，处于渤东低凸起向东北方向延伸的倾没端，东西分别毗邻渤东和渤中两大生油凹陷，北为辽中生油凹陷，自上而下发育新近系明化镇组、馆陶组和古近系东营组3套含油层系，其中稠油主要分布在明化镇组下段^{[2, 6]}，油藏埋深为1 020~1 530 m。主力储层明化镇组属受断层控制的断块构造，以河道、砂坝型浅水三角洲沉积为主，储层横向变化较大，非均质性强，属于高孔隙度、高渗透率储层，油藏平均覆压孔隙度为35%，平均覆压渗透率约为4 500 mD。该储层的岩性主要为细—中粒岩屑长石砂岩(图 1)。地面温度为50 ℃时脱气原油黏度约为1 475 mPa·s，属于普通稠油Ⅱ类^[8]。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海海域旅大油田构造位置（a）及其稠油油藏岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location(a)and stratigraphic column(b)of Lvda oilfield, Bohai Sea

该油藏开发初期进行冷采试采，试采效果差，水平井冷采采油指数仅为10 m³(/d·MPa)，预测采收率仅为7.0%，目前已经进行了多轮次的蒸汽吞吐，蒸汽吞吐阶段采出程度达12.00%，目前含水率为10.00%~20.00%，预测井控储量的采收率为16.1%。

稠油具有黏度高、流动性差的特点，而湿饱和蒸汽的高温度与高热量能够降低原油黏度，起到增加驱油效率的作用^[5]。利用一维填砂管开展稠油蒸汽驱油效率实验，研究注汽温度、注汽速度和原油黏度对蒸汽驱油性能的影响。

本次蒸汽驱替实验的仪器分为3个部分，即注入系统，数据采集系统和生产系统，注入系统包括平流泵、蒸汽发生器、高压气瓶、气体质量流量计和中间容器；数据采集系统包括热电偶和计算机；生产系统包括手摇泵、量筒和回压装置(图 2)。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油实验流程图 Fig. 2 Flow chart of steam flooding experiment for heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

参考旅大油田实际稠油储层的孔隙度和渗透率，建立长岩心单管模型，设置模型内径为2.5 cm，长度为50.0 cm，填砂后模型孔隙度为35.0%，渗透率为4 500 mD，设置蒸汽干度为0.7。

实验流程如下：

① 准备长岩心，装填模型。结合研究区储层的岩石粒度、润湿性等指标，选择与之较相近的石英砂，分多次等份装入填砂管中，且每次测量填砂管空气渗透率，直到渗透率接近设定值4 500 mD时停止填砂，模型装好后试压1.3 MPa。

② 计算填砂管的孔隙体积。将模型接入抽空装置，设置真空度为133.3 Pa，连续抽空2~5 h，再饱和实验用水，测量填砂管吸入水的体积，用天平测定实验用水饱和前、后的质量，以此计算填砂管的孔隙体积。

③ 建立初始条件的温度场。启动恒温箱，将模型加热到设计温度，并保证实验过程中从蒸汽发生器出口至填砂管入口沿程的管线外侧缠绕的电加热带温度与蒸汽发生器的温度一致。

④ 建立初始含油饱和度场。将模型放入饱和油设备中，根据研究区储层原始含油饱和度63.7%，先将实验系统的温度升至80 ℃，此时对应的原油黏度为176 mPa·s，以恒定的较低速度1 mL/min将实验用油注入填砂管进行油驱水，当填砂管中压差稳定后，再驱替1.0~2.0倍孔隙体积，记录此时从模型中驱出的总水量和压差，以总出水量与模型孔隙度比值计算出填砂管的原始含油饱和度，然后将整个实验系统恢复至50 ℃。

④ 蒸汽驱油。用平流泵将蒸馏水注入蒸汽发生器，通过内置的大功率电加热管快速将蒸馏水加热为高温蒸汽，再将实验所需温度的蒸汽注入模型内。实验过程中，保证注入填砂管的蒸汽为湿饱和蒸汽。同时记录时间、压力等参数。

⑤ 结果处理。计量各阶段产油量、产液量，计算驱油效率、含水率等。

(1) 注汽温度的影响

由研究区原油黏度-温度关系曲线(图 3)可知，原油黏度随着温度的上升而逐渐下降，下降幅度有所不同，当温度为0~120 ℃时，黏度下降幅度大，但原油黏度高于100 mPa·s；当温度为120~200 ℃时，黏度下降幅度变小；当温度大于200 ℃后，随着温度的上升，黏度下降幅度再次变大，且黏度小于100 mPa·s。因此，设置注汽温度为200 ℃，250 ℃和300 ℃。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤海海域旅大油田稠油油藏原油黏度-温度关系曲线 Fig. 3 Relationship between oil viscosity and temperature of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

实验中使用在50 ℃时黏度为1 475 mPa·s的原油，保持注汽速度为3 mL/min，分别进行不同注汽温度的实验，并统计每次实验中不同阶段的驱油效率，即无水期驱油效率、含水率90% 时的驱油效率和最终驱油效率。

由实验结果(表 1)可知，随着温度的升高，阶段驱油效率和最终驱油效率均增加，但增加的幅度呈减小的趋势，当注汽温度从200 ℃上升至250 ℃时，无水驱油效率增加了5.00%，最终驱油效率增加了1.38%；当注汽温度从250 ℃上升至300 ℃时，无水驱油效率增加了0.99%，最终驱油效率增加了0.19%。含水率90% 时驱油效率随温度的升高先升高后下降，在250 ℃时最高为75.43%。因此，为获得较高的驱油效率，注汽温度设置为250 ℃最佳。

表 1(Table 1)

表 1 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油实验中不同注汽温度对驱油效率的影响 Table 1 Effect of different temperatures on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea 温度/℃ 驱油效率/% 无水期 含水率90% 最终 200 36.25 74.52 80.19 250 41.25 75.43 81.57 300 42.24 75.60 81.76

下载CSV 表 1 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油实验中不同注汽温度对驱油效率的影响 Table 1 Effect of different temperatures on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

(2) 注汽速度的影响

为了研究注汽速度对驱油效率的影响，设置4个不同的注入速度(3 mL/min，6 mL/min，9 m/min和12 mL/min)分别进行实验，实验过程中温度为250 ℃，使用在50 ℃时黏度为1 475 mPa·s的原油。

由实验结果(表 2)可知，随着注汽速度的升高，无水期驱油效率、含水率90% 时驱油效率及最终驱油效率均先上升再降低，且在注汽速度为6 mL/min时达到最高。分析认为，当注汽速度较低时，单位时间内注入填砂管的热量较少，在热损失一定的情况下，用于加热稠油的热量比例较低；当注汽速度过高时，由于蒸汽的流度大，易形成蒸汽或冷凝水的窜流，不利于提高驱油效率^[15]。因此，最佳注汽速度为6 mL/min。

表 2(Table 2)

表 2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油实验中不同注汽速度对驱油效率的影响 Table 2 Effect of different injection rates on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea 注汽速度/（mL·min-1） 驱油效率/% 无水期 含水率90% 最终 3 41.25 75.43 81.57 6 43.65 76.79 82.52 9 33.98 58.82 77.46 12 27.01 58.17 68.42

下载CSV 表 2 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油实验中不同注汽速度对驱油效率的影响 Table 2 Effect of different injection rates on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

(3) 原油黏度的影响

为了研究不同油品对蒸汽驱油效率的影响，选取5种不同黏度的原油(在50 ℃时黏度分别为400 mPa·s，600 mPa·s，1 000 mPa·s，1 475 mPa·s，2 000 mPa·s)分别进行实验，所需黏度的原油是利用现场不同类型的原油复配所得，即在50 ℃条件下，将黏度小于及大于目标黏度的2种原油进行混合并不断搅拌，利用旋转黏度计测定其黏度，直至达到所需黏度。实验过程中，注汽速度为6 mL/min，注汽温度为250 ℃。

由实验结果(表 3)可知，随着原油黏度的增加，无水期驱油效率、含水率90% 时驱油效率和最终驱油效率均逐渐降低；当黏度小于2 000 mPa·s时，驱油效率下降幅度较小，而当黏度大于2 000 mPa·s后，驱油效率下降幅度较大。

表 3(Table 3)

表 3 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油实验中不同原油黏度对驱油效率的影响 Table 3 Effect of different oil viscosity on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea 原油黏度/（mPa·s） 驱油效率/% 无水期 含水率90% 最终 400 49.67 78.93 88.13 600 47.04 77.78 87.65 1 000 45.21 77.16 85.47 1 475 43.65 76.79 82.52 2 000 32.51 63.66 69.46

下载CSV 表 3 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油实验中不同原油黏度对驱油效率的影响 Table 3 Effect of different oil viscosity on oil displacement efficiency in steam flooding experiment of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

旅大油田油藏温度条件下，原油的平均黏度为1 475 mPa·s，在注汽温度为250 ℃，注汽速度为6 mL/min时进行蒸汽驱油实验效果较好，最终驱油效率可达82.52%。

为了进一步研究渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油的生产动态特征，在蒸汽驱油实验的基础上，进行了二维物理模拟实验。

根据相似准则对研究区稠油油藏蒸汽驱油二维物理模拟实验进行参数设计(表 4)^{[7, 16]}。首先根据几何相似准则，将油藏实际尺寸转换为实验模型参数，设置油层厚度、井距、水平井长度等参数。其次，利用物性相似准则，根据流体物性、岩石物性等参数，计算实验模型的渗透率，实验中模型的渗透率需要适当放大，考虑到多孔介质中流体的渗流需要符合达西流动，最大渗透率不能超过30 000 mD，在实验过程中，可先利用填砂管测定填装不同目数石英砂的绝对渗透率，再利用相同的石英砂填装物理模拟装置。利用力学相似准则计算实验的生产压差；利用注采相似准则计算实验的注汽速度；利用时间相似准则计算实验时间等操作参数；孔隙度一般采用和实际油藏接近的数值；为了保证稠油渗流特性的一致性，在高压物理模拟中一般采用现场实际脱气原油作为油样；稠油油藏基本上为疏松砂岩，其主要成分为石英，而相似比例模型中填装饱和原油和地层水的是石英砂，因此可认为两者的热物性参数相同^[7]。

表 4(Table 4)

表 4 渤海海域旅大油田稠油油藏高压蒸汽驱油物理模拟相似准则 Table 4 Similarity criteria of high-pressure steam flooding physical simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea 相似准则 相似准则公式 模化参量 备注 几何相似 $ \frac{L_{\mathrm{m}}}{L_{\mathrm{f}}}=R$ 井距、井长、油层厚度 Lm和Lf分别为实验模型和实际油藏的长度，m；R为相似比例值 物性相似 $ \frac{\left(\frac{K_{\mathrm{m}}}{\mu_{\mathrm{om}}}\right)}{\left(\frac{K_{\mathrm{f}}}{\mu_{\mathrm{of}}}\right)}=\frac{1}{R} \frac{\alpha_{\mathrm{om}}}{\alpha_{\mathrm{of}}} \frac{\Delta \rho_{\mathrm{f}}}{\Delta \rho_{\mathrm{m}}}$ 渗透率 Km和Kf分别为实验模型和实际油藏的绝对渗透率，mD； μom和μof分别为实验模型和实际油藏的原油黏度，mPa·s； αom和αof分别为实验模型和实际油藏油层的热扩散系数，m2/s； Δρm和Δρf分别为实验模型和实际油藏的水油密度差，kg/m3 力学相似 $ \frac{\Delta P_{\mathrm{m}}}{\Delta P_{\mathrm{f}}}=R \frac{\Delta \rho_{\mathrm{m}}}{\Delta \rho_{\mathrm{f}}}$ 生产压差 ΔPm和ΔPf分别为实验模型和实际油藏的生产压差，MPa 注采相似 $ \frac{q_{\mathrm{m}}}{q_{\mathrm{f}}}=R \frac{\alpha_{\mathrm{om}}}{\alpha_{\mathrm{of}}} \frac{\varphi_{\mathrm{m}}}{\varphi_{\mathrm{f}}}$ 注汽速度 qm和qf分别为实验模型和实际油藏注汽速率（冷水当量），mL/min； φm和φf分别为实验模型和实际油藏的孔隙度，% 时间相似 $ \frac{t_{\mathrm{m}}}{t_{\mathrm{f}}}=R^2 \frac{\alpha_{\mathrm{of}}}{\alpha_{\mathrm{om}}}$ 生产时间 tm和tf分别为实验模型和实际油藏的生产时间，min

下载CSV 表 4 渤海海域旅大油田稠油油藏高压蒸汽驱油物理模拟相似准则 Table 4 Similarity criteria of high-pressure steam flooding physical simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

根据实际油藏的水平井长度、原油物性及地层水物性、储层热物性等参数，将旅大油田实际油藏的地质参数与注采参数转换为实验室相似理论物理模拟参数(表 5)。

表 5(Table 5)

表 5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油现场参数与实验参数的对比 Table 5 Comparison of field parameters and experiment parameters for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea 参数名称 现场 模型 参数名称 现场 模型 相似比 357 1 原始含油饱和度/% 63.7 80.0 油层有效厚度/m 6.00 0.06 注汽温度/℃ 250 250 水平井井距/m 250.0(热釆井平均值) 0.7 注汽速度/(mL·min-1) 118 055.7 157.4 水平井长度/m 210.0(水平井平均值） 0.6 注汽干度 0.5 0.5 孔隙度/% 35.0(平均值） 37.0 生产压差/MPa 2.00 0.56 渗透率/mD 4 500(平均值) 2 5300 井底流压/MPa 3.5 3.5 原油黏度(50℃)/mPa-s 1 475 1 475 生产时长/min 525 600.00 8.24 原始地层温度/℃ 50 50

下载CSV 表 5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油现场参数与实验参数的对比 Table 5 Comparison of field parameters and experiment parameters for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

物理模拟实验是在蒸汽驱油实验的基础上进行改进，将一维填砂管换成油藏物理模型，实验装置分为注入系统、生产系统、数据采集系统与油藏模型(图 4)。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油二维相似比例物理模拟实验流程 Fig. 4 Schematic diagram of 2D scaling physical simulation for steam flooding of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

实验的具体操作流程如下：

① 装填油藏物理模型，在模型内安装2口水平井取代填砂管，注入井为A井，生产井为B井，测温热电偶87个，压力测点12个。

② 按照蒸汽驱油实验的操作流程计算模型的孔隙体积；建立初始条件的温度场，当各测温点的温度值相差小于2 ℃时，可认为模型内温度场基本保持均匀一致；建立初始含原油饱和度场。

③ 打开注入系统，打开数据采集系统，设定流量；打开蒸汽发生器，设定温度并调试蒸汽干度到设计值。

④ 模拟蒸汽吞吐过程。通过蒸汽发生器以及注入泵，将蒸汽注入物理模型的2口水平井中，交替进行蒸汽吞吐，建立井间热连通。

⑤ 模拟蒸汽驱油过程。根据设计的注汽速度(157.4 mL/min)与蒸汽干度，对A井持续注汽，B井生产，收集采出液并做好实验记录。

⑥ 结果处理。根据记录的产量数据，计算采出程度等开发指标，并结合温度场的变化，进一步分析蒸汽驱油提高采收率机理。

(1) 温度场特征

① 蒸汽吞吐预热阶段。以157.4 mL/min的注入速度向油藏模型中A井注入蒸汽，待模型压力达到1.2 MPa后，关闭A井，开始焖井，此时蒸汽的热能会向油层扩散。焖井一段时间后开B井生产，当B井几乎不产液时本轮吞吐结束。反复注汽、焖井，重复上述步骤，直至建立井间热连通。蒸汽吞吐过程中，温度场主要分布在2口水平井的垂直方向上，且水平井底部温度比顶部高，横向波及速度较慢，经历2轮次注采，到197 min时，注、采水平井间才建立了热连通关系(图 5)。蒸汽吞吐预热阶段采出程度为10.79%，平均含水率为83.48%。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油模拟实验中蒸汽吞吐阶段温度分布特征 Fig. 5 Temperature distribution characteristics during steam huff and puff stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

② 蒸汽驱替阶段。注、采井建立热连通后，继续以157.4 mL/min的速度由A井注入蒸汽，B井收集产出液，此时转为蒸汽驱油，蒸汽不断注入后经扩展形成蒸汽腔。根据蒸汽腔温度场的变化可将蒸汽驱替过程分为启动阶段(0~9 min)、稳定驱替阶段(9~96 min)，蒸汽突破阶段(96~97 min)和蒸汽剥蚀阶段(97~184 min)^[7]。启动阶段蒸汽沿着注采井底部推进速度较快，沿井顶部推进速度较慢；稳定驱替阶段蒸汽腔温度场以“三角形”分布特征向生产井逐渐推进，该阶段高温蒸汽在运移时可以进入到微小孔隙或孔隙盲端内，增加了微观驱油效率，提高稠油采收率；当蒸汽突破至B井后为蒸汽突破阶段，突破阶段持续时间较短；蒸汽剥蚀阶段，蒸汽腔沿对角线扩展，但波及速度变慢^[17-18] (图 6)。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油模拟实验中蒸汽驱替阶段温度分布变化 Fig. 6 Temperature distribution characteristics during steam flooding stage in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

蒸汽驱替过程中，水平井间的蒸汽腔发育并不均衡。注入泡沫类流体，对蒸汽驱替过程的水平井沿程流动剖面进行调整以扩大波及体积，可以进一步改善稠油热采开发效果^[19-20]。

(2) 生产特征

根据稠油蒸汽驱油物理模拟实验结果(图 7)，原油采出程度随着时间的增加而提高，在突破阶段提高幅度变缓。启动阶段，采出程度为4.30%；稳定驱替阶段采出程度为39.06%，占蒸汽驱替阶段采出程度的75.32%，是主要的产油阶段；蒸汽突破阶段和蒸汽剥蚀阶段采出程度为8.50%，蒸汽驱替阶段总采出程度为51.86%。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油模拟实验中采出程度及油汽比变化特征 Fig. 7 Recovery degree and variation characteristics of oil steam ratio in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

随蒸汽驱油时间的增加，瞬时油汽比呈先升后降趋势。启动阶段，油汽比值高，平均为0.35，最高可达0.56；稳定驱替阶段，油汽比为0.15~0.63，变化幅度较大，平均为0.25；蒸汽突破和蒸汽剥蚀阶段，油汽比从0.10下降至0.05以下。

蒸汽驱替过程中产液速率呈先升后稳的趋势。在启动阶段，产液速率上升，由蒸汽吞吐阶段的63.75 mL/min增加到153.14 mL/min；稳定驱替阶段，平均产液速率为124.55 mL/min；蒸汽突破和剥蚀阶段，产液速率比较稳定，约为98.47 mL/min。

产油速率呈先升后降趋势，在启动阶段，产油速率快速上升，从9.38 mL/min上升到59.43 mL/min；稳定驱替阶段，快速下降，从52.23 mL/min下降到12.31 mL/min；蒸汽突破和蒸汽剥蚀阶段产油速率下降幅度变小，由9.47 mL/min下降到2.32 mL/min。这一结果表明，在高温作用下注汽井附近稠油中的轻质组分发生蒸馏效应，会优先被推至生产井采出，因此产油速率快速上升；在稳定驱替阶段随着大量轻质组分产出，产油速率下降；当蒸汽突破后产油速率下降减缓，同时流动性较差的原油会被剥蚀。

蒸汽驱替过程中含水率呈先降后升的趋势，上升幅度逐渐变小，最后趋于稳定。在启动阶段，含水率从85.29%下降至61.19%；稳定驱替阶段，含水率从55.81% 持续上升为88.30%；蒸汽突破和蒸汽剥蚀阶段，含水率从88.30%上升到91.67%(图 8)。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤海海域旅大油田稠油油藏蒸汽驱油模拟实验中瞬时产出特征曲线 Fig. 8 Instantaneous output characteristic curves in steam flooding simulation of heavy oil reservoir in Lvda oilfield, Bohai Sea

结合上述实验结果认为渤海海域旅大油田蒸汽驱油模拟实验的驱油机理表现为4个方面：①通过注入高温蒸汽可以有效降低储层中原油的黏度，提高其流动能力，从而提高采收率，这是蒸汽驱油开采稠油最重要的机理^[13]。②蒸汽具有蒸馏效应，高温高压蒸汽可以降低地层中流体的沸点温度，当温度高于系统的沸点温度时，流动性较差的原油会被剥蚀，将从死孔隙向连通孔隙转移，从而增加了微观驱油效率^[14-15]。③伴随着油藏温度的升高，蒸汽会发生剥蚀作用，原始地层温度下吸附在孔隙表面的原油会被驱替，形成脱吸附现象，部分亲水岩石表面重新暴露，使得油藏中束缚水饱和度升高，残余油饱和度降低，进而大幅提高稠油油藏的采收率。④蒸汽的微观波及能力较强，高温蒸汽可以进入到微小孔隙或孔隙盲端内，从而提高微观驱油效率，进一步改善开发效果。

(1) 渤海海域旅大油田稠油油藏原油在油藏温度条件下，以注汽温度为250 ℃，注汽速度为6 mL/min条件下进行蒸汽驱油可取得较好的效果。

(2) 旅大油田稠油油藏蒸汽驱油物理模拟实验过程可分为启动阶段、稳定驱替阶段、蒸汽突破阶段和蒸汽剥蚀阶段，稳定驱替阶段为主要产油阶段，采出程度为39.06%，蒸汽驱油阶段总采出程度达51.86%；蒸汽驱油过程中油汽比随时间的增加呈先升后降趋势，稳定驱替阶段油汽比始终大于0.10；产液速率呈先升后稳的趋势，产油速率呈先升后降趋势，含水率呈先降后升的趋势，在稳定驱替阶段产液速率和产油速率开始下降，含水率上升；注、采水平井间的蒸汽腔温度场不均衡，水平井底部温度扩展速度快，顶部温度的扩展速度慢，稳定驱替阶段温度场呈“三角形”推进模式。

(3) 注入高温蒸汽可以有效降低稠油黏度，提高其流动能力，使大量不可动油变为可动油；原吸附在孔隙表面的原油形成脱吸附现象，大幅度降低残余油饱和度；注汽井附近稠油中的轻质组分发生蒸馏效应，流动性较差的原油会被剥蚀；此外，高温蒸汽可以进入到微小孔隙或孔隙盲端内，增加了微观驱油效率。在多种机理协同作用下，蒸汽驱油可以大幅度提高稠油油藏采收率。