寇永雙 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江 大慶163113）

大慶油田薩北開(kāi)發(fā)區(qū)PⅠ （葡萄花油層Ⅰ油組）油層于1964年投入開(kāi)發(fā)，先后經(jīng)歷了自噴生產(chǎn)、注水開(kāi)發(fā)和注聚合物開(kāi)發(fā)，聚合物驅(qū)后油層的采出程度達(dá)到52.5%，地層中仍有47.5%的儲(chǔ)量沒(méi)有采出，取心資料和水淹層資料表明這部分儲(chǔ)量主要分布在厚油層的頂部。為此，筆者進(jìn)行了薩北開(kāi)發(fā)區(qū)稀油油藏聚合物驅(qū)后蒸汽驅(qū)試驗(yàn)研究。

1 聚合物驅(qū)后油層蒸汽驅(qū)的可行性分析

1.1 篩選標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)輕質(zhì)油藏蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn) （見(jiàn)表1），認(rèn)為試驗(yàn)區(qū)各參數(shù)均達(dá)到要求，適合進(jìn)行蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)［1］。

表1 稀油、稠油油藏注蒸汽開(kāi)采篩選標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比

1.2 原油物性

試驗(yàn)區(qū)中心采油井地面原油黏度對(duì)溫度敏感。中心井原油黏溫曲線圖如圖1所示。由圖1可知，隨著溫度的升高，原油黏度逐漸降低。因此，蒸汽驅(qū)可以大幅度降低試驗(yàn)區(qū)原油黏度，從而改善原油流動(dòng)性。

圖1 中心井原油黏溫曲線圖

1.3 室內(nèi)物模試驗(yàn)

采用三管非均質(zhì)模型進(jìn)行試驗(yàn)［2］，先進(jìn)行水驅(qū)，含水達(dá)到89.0%時(shí)轉(zhuǎn)入聚合物驅(qū)，聚合物用量1.0PV（注入體積倍數(shù)）轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，含水達(dá)到98.0%時(shí)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。試驗(yàn)結(jié)果表明，在聚合物驅(qū)的基礎(chǔ)上進(jìn)行蒸汽驅(qū)可以彌補(bǔ)水驅(qū)的不足，大幅度降低厚油層頂部低滲透層的含油飽和度，最終使采收率達(dá)到32.2% （見(jiàn)表2）。

1.4 數(shù)值模擬預(yù)測(cè)

在歷史擬合地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上進(jìn)行數(shù)值模擬，優(yōu)化注汽強(qiáng)度230t／（m·km2·d），日注汽量667m2，采注比1.3，井底蒸汽干度0.4%，采用高溫泡沫調(diào)剖連續(xù)汽驅(qū)，預(yù)測(cè)蒸汽驅(qū)最終注入蒸汽1.62PV，階段采出程度14.3%，累積油汽比0.12m3／m3。

表2 三管巖心驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果表

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果及動(dòng)態(tài)特點(diǎn)

2.1 試驗(yàn)區(qū)概況

試驗(yàn)區(qū)面積0.18km2，地質(zhì)儲(chǔ)量36.830×104t，孔隙體積64.398×104m3，共有采注井13口，4注9采1口中心井，采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)開(kāi)采，注采井距150m，試驗(yàn)?zāi)康膶訛镻Ⅰ1－4層，平均單井鉆遇砂巖厚度15.9m，有效厚度12.9m，地層系數(shù)為7.8819μm2·m。

2.2 試驗(yàn)過(guò)程及效果

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施分2個(gè)階段注入，2008年8月28日～2009年3月10日進(jìn)行第1階段注汽，2009年7月10日～2010年8月11日進(jìn)行第2階段注汽，2個(gè)階段共累計(jì)注入蒸汽量362481m3，試驗(yàn)區(qū)累積增油1.1213×104t，取得了較好的增油效果。

1）注入壓力初期下降，后期穩(wěn)定 空白水驅(qū)4口注入井平均單井日注水量88m3，注入壓力9.7MPa。投注初期平均單井日注汽167m3，注入壓力10.3MPa，與空白水驅(qū)持平，隨后注入壓力逐步下降，注入蒸汽體積0.27PV時(shí)，穩(wěn)定在8MPa左右，與注汽初期相比壓力下降2.2MPa。

2）采油井見(jiàn)效以增液為主，含水下降幅度不大 蒸汽驅(qū)過(guò)程中，試驗(yàn)區(qū)平均日產(chǎn)液1050t，與試驗(yàn)前相比日增液324t，增液幅度45%，產(chǎn)液高峰值1336t，最大增液幅度84%。含水最低值88.6%，與試驗(yàn)前相比降幅不大。中心井見(jiàn)效明顯，注入0.129PV時(shí)開(kāi)始見(jiàn)效，注入0.202PV時(shí)達(dá)到產(chǎn)油高峰值9.2t，日增油6.2t，最大增油倍數(shù)為2.1倍，有效期超過(guò)19個(gè)月，累計(jì)增油2893t。

3）剖面調(diào)整顯著，動(dòng)用程度得到提高 統(tǒng)計(jì)有對(duì)比資料的2口注入井，注入蒸汽以后，吸入剖面得到明顯改善，吸汽層數(shù)、砂巖和有效厚度比例達(dá)到84.6%、86.5%和88.2%，分別比吸水剖面增加38.4%，41.0%和46.8%，而且吸汽剖面連續(xù)性好，注汽初期便得到較好調(diào)整，注汽中期和后期變化不大。產(chǎn)液剖面得到較好調(diào)整，中心井共發(fā)育4個(gè)小層，注汽前只有2個(gè)小層 （PⅠ1－2和PⅠ4）產(chǎn)液，且PⅠ4小層產(chǎn)液量占全井的80%，產(chǎn)液剖面不均。蒸汽驅(qū)后，全井4個(gè)小層均產(chǎn)液，新增加2個(gè)動(dòng)用層PⅠ1和PⅠ2－3，且PⅠ4小層相對(duì)產(chǎn)液量下降到34.2%，與注汽前相比，動(dòng)用層數(shù)、砂巖、有效厚度比例分別增加50.0%、59.6%和62.9%，動(dòng)用程度得到提高。

4）原油輕質(zhì)組分增加，驅(qū)油效率得到提高 對(duì)比3口采油井的原油分析資料，注入蒸汽后原油密度867.7kg／m3，黏度29.1mPa·s，凝固點(diǎn)32.0℃，含蠟量22.4%，含膠量18.6%，與試驗(yàn)前相比，原油密度下降5.0kg／m3，黏度下降4.1mPa·s，凝固點(diǎn)下降1.7℃，含蠟量下降7.5%，含膠量下降0.8%。原油的輕質(zhì)組分C11－C19由23.6%增加到39.9%，重質(zhì)組分C20－C39由76.4%減少到60.1%，輕質(zhì)組分增加，重質(zhì)組分減少。