摘 要：大慶油田主力油層投入聚合物開采后取得了較好的效果，但聚驅(qū)后仍有近一半地質(zhì)儲(chǔ)量殘留地下。室內(nèi)研究及取心井資料表明：在采取耐高溫泡沫調(diào)剖的前提下，可以降低聚合物驅(qū)后油層底部形成的大孔道和次生水體對(duì)注入蒸汽的不良影響，充分發(fā)揮水蒸汽對(duì)原油的蒸餾、降粘等作用，改善油井附近的流通性及原油品質(zhì)，有效動(dòng)用分布在厚油層頂部和薄差層中的剩余油，進(jìn)一步提高了聚合物驅(qū)后油藏的采收率。
　　關(guān)鍵詞：油氣田開發(fā)工程 提高采收率 稠油油藏 數(shù)值模擬 蒸汽驅(qū)
　　中圖分類號(hào)：TE345文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A文章編號(hào)：1672-3791（2012）09（a）-0090-01
　　目前，大慶油田已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)的注聚區(qū)塊有16個(gè)，地質(zhì)儲(chǔ)量2.75×108t，綜合含水96.07%，采出程度52.5%，聚驅(qū)后仍有近一半地質(zhì)儲(chǔ)量殘留地下。通過(guò)研究初步得出聚驅(qū)后油藏進(jìn)行蒸汽驅(qū)提高采收率的技術(shù)及經(jīng)濟(jì)可行性，確定主力油層聚驅(qū)后蒸汽驅(qū)合理的注采參數(shù)，完善相關(guān)配套工藝技術(shù)。
　　1 聚驅(qū)后蒸汽驅(qū)機(jī)理研究
　　1.1 蒸汽驅(qū)各項(xiàng)機(jī)理的貢獻(xiàn)
　　為了定量研究針對(duì)稀油油藏注蒸汽提高采收率的機(jī)理，共開展了9次實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明：對(duì)薩北開發(fā)區(qū)原油進(jìn)行蒸汽驅(qū)270℃時(shí)，降粘的機(jī)理占5.4%，熱膨脹占7.9%，脫氣作用占3.0%，蒸餾作用占11.5%，混相及其它占3.3%。與稠油油藏蒸汽驅(qū)相比，而蒸汽蒸餾作用和巖石流體熱膨脹作用對(duì)采收率貢獻(xiàn)值增大。
　　1.1.1 蒸汽蒸溜作用
　　在理想地質(zhì)模型中，采用薩北開發(fā)區(qū)原油物理實(shí)驗(yàn)分析組分，進(jìn)行的數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，蒸汽蒸餾作用對(duì)采收率的貢獻(xiàn)值為8.7%。
　　1.1.2 巖石原油熱膨脹作用
　　在理想地質(zhì)模型中，采用薩北開發(fā)區(qū)原油物理實(shí)驗(yàn)分析組分，進(jìn)行的數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，稀油油藏巖石原油膨脹對(duì)蒸汽驅(qū)采收率影響較大，達(dá)到了6.01%（其中巖石膨脹影響占0.71%，原油膨脹的影響占5.30%）。而對(duì)于稠油油藏來(lái)說(shuō)，巖石膨脹影響占0.05%，原油膨脹影響占3.43%。
　　1.1.3 蒸汽超覆
　　由于蒸汽的相對(duì)密度遠(yuǎn)小于原油及水，因而在蒸汽驅(qū)過(guò)程中，必然發(fā)生汽水分離。進(jìn)入油層的蒸汽超覆于油層頂部，并向平面方向擴(kuò)展；而蒸汽凝結(jié)水則從油層下部向前推進(jìn)。由于被蒸汽加熱的原油粘度降低、變輕及膨脹，促使在油層上部的蒸汽向前推進(jìn)的速度快于下部熱水帶。
　　2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)
　　為了探索聚驅(qū)后油藏采油蒸汽驅(qū)提高采收率技術(shù)，2008年在大慶油田薩北開發(fā)區(qū)北二西區(qū)塊開展了蒸汽驅(qū)先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)利用該區(qū)塊內(nèi)的13口油水井，采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，平均注采井距150FT5EG73XGg2OsIgCF96p1w==m（試驗(yàn)區(qū)內(nèi)平均注采井距149m），其中共有4口注汽井、9口采油井。目的層為PI1-4。試驗(yàn)區(qū)面積0.18km2，地質(zhì)儲(chǔ)量36.83×104t，砂巖厚度15.9m，有效厚度12.9m，滲透率0.6610μm2，地層6SKvsiJZaEJG5SkM5LeeJA==系數(shù)7.8819μm2·m。
　　2.1 蒸汽驅(qū)方案設(shè)計(jì)
　　通過(guò)數(shù)值模擬對(duì)蒸汽驅(qū)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，最終確定蒸汽驅(qū)優(yōu)選的注采參數(shù)為注汽強(qiáng)度為210t/m·km2·d，井底蒸汽干度0.4，采注比為1.3。通過(guò)數(shù)值模擬研究對(duì)比了常規(guī)水驅(qū)、間歇汽驅(qū)1年降壓后連續(xù)蒸汽驅(qū)、常規(guī)連續(xù)蒸汽驅(qū)和調(diào)剖后連續(xù)蒸汽驅(qū)三種不同的開發(fā)方式。經(jīng)過(guò)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)后，最終確定采用調(diào)剖后連續(xù)蒸汽驅(qū)的開采方式。
　　2.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果
　　在注汽前關(guān)閉試驗(yàn)區(qū)附近注水井，地層壓力降低到8.0MPa。注汽第一階段為2008年8月28日至2009年3月10日，第二階段為2009年7月10日到現(xiàn)在，采取高溫泡沫調(diào)剖連續(xù)汽驅(qū)的方式。目前的注汽速度為0.39PV/a，注汽強(qiáng)度為230t/m·km2·d，日注入量為685m3/d，鍋爐出口干度為0.76。截止到2010年6月31日累計(jì)注入蒸汽333612m3，累積產(chǎn)油18316.4t，含水95.6%。
　　2.2.1 蒸汽驅(qū)取得較好的增油效果
　　試驗(yàn)區(qū)9口生產(chǎn)井的產(chǎn)液、產(chǎn)油能力提高幅度較大，含水大幅下降。其生產(chǎn)曲線特征與稠油油藏相似：預(yù)熱階段產(chǎn)液、含水上升，產(chǎn)油下降；啟動(dòng)階段過(guò)后，含水緩慢下降，產(chǎn)油逐漸升高。隨著累積注汽量的增加，熱前緣向油層中上部拓展，并隨著蒸汽超覆的加劇最終實(shí)現(xiàn)油層上部得到充分的動(dòng)用。目前試驗(yàn)區(qū)處于蒸汽驅(qū)見效階段。有3口井見效效果明顯，3口井平均單井日增油4.7t，含水下降2.57%。單井最高日產(chǎn)油量達(dá)到了53.6t。
　　2.2.2 吸汽剖面改善明顯
　　從2008年8月28日蒸汽驅(qū)后，有部分井主力油層P12油層和P13油層的底部，基本形成水淹，導(dǎo)致汽竄快，溫度上升快。PI1、PI2上、PI3上油層剩余油飽和度較高，與蒸汽驅(qū)前差別不大，蒸汽超覆作用較弱，說(shuō)明注汽質(zhì)量較差。
　　從2009年7月14日開始采用高溫泡沫調(diào)剖，測(cè)試結(jié)果顯示吸汽剖面得到了改善，控制高滲通道的汽竄，提高中低滲透層的動(dòng)用程度。
　　2.2.3 原油物性得到改善
　　蒸汽驅(qū)前后的原油物性檢測(cè)分析結(jié)果表明，原油粘度、含蠟量、含膠量均有所下降，原油物性有所改善。原油重質(zhì)組分有所降低，原油物性得到一定改善。蒸汽可以蒸餾剩余油中的輕烴組分，凝結(jié)為液態(tài)的輕質(zhì)油，與該處原油互溶，增加了原油中的輕烴組分，部分輕烴氣化會(huì)增加油層彈性能量，進(jìn)一步提高驅(qū)油效率。
　　3 結(jié)論
　?。?）稀油油藏與稠油油藏蒸汽驅(qū)相比，蒸汽蒸餾作用和巖石流體熱膨脹作用對(duì)采收率貢獻(xiàn)值增大。（2）蒸汽驅(qū)過(guò)程中蒸汽超覆現(xiàn)象明顯，蒸汽驅(qū)可以彌補(bǔ)水驅(qū)下部油層強(qiáng)水洗、上部油層弱水洗的動(dòng)用不均的問(wèn)題。（3）注汽強(qiáng)度、蒸汽干度、采注比等是蒸汽驅(qū)能否取得成功的重要影響因素，需對(duì)上述參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，才能確保獲得較好的開發(fā)效果。（4）蒸汽泡沫驅(qū)比常規(guī)蒸汽驅(qū)能大幅度提高采收率。（5）室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、數(shù)值模擬研究和先期小規(guī)模試驗(yàn)表明：大慶油田聚驅(qū)后油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)能夠獲得良好效果。
　　參考文獻(xiàn)
　　[1]姜顏波.孤島油田中一區(qū)聚合物驅(qū)后油層的波及狀況[J].油氣地質(zhì)與采收率，2005，12（1）：66-70.
　　[2]錢昱，張思富.泡沫復(fù)合驅(qū)泡沫穩(wěn)定性及影響因素研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2010，2（2）：33-3