莊淑蘭 (中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000)

洛躍雄 (中石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000)

扶余油田水驅(qū)轉(zhuǎn)注蒸汽驅(qū)提高采收率試驗(yàn)研究

莊淑蘭 (中國石油吉林油田公司勘探開發(fā)研究院，吉林 松原 138000)

洛躍雄 (中石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000)

從扶余油田東區(qū)油藏參數(shù)、原油粘度、高溫相滲、驅(qū)油效率及波及系數(shù)等方面論證了扶余油田水驅(qū)轉(zhuǎn)注蒸汽開發(fā)的可行性，同時(shí)在優(yōu)化注蒸汽技術(shù)參數(shù)研究基礎(chǔ)上，在扶余油田東九區(qū)開展了先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了比較好的試驗(yàn)效果，為注水開發(fā)油田轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，進(jìn)一步提高采收率，提供了新的思路。

扶余油田；熱采可行性；注蒸汽開發(fā)；參數(shù)優(yōu)化；開發(fā)效果

扶余油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)東緣，扶余3號構(gòu)造上，屬于在穹隆背景控制下受一定巖性因素影響的構(gòu)造油藏。油田含油面積110.39km2，地質(zhì)儲(chǔ)量18122×104t，主要開采扶余油層。 油層埋藏深度280～550m，扶余油層儲(chǔ)層沉積環(huán)境為三角洲分流平原相沉積，含油層段厚度70～90m，砂巖厚度30～60m，有效厚度6～18m，平均有效厚度為10.3m。扶余油層儲(chǔ)層物性中等，油層平均孔隙度為24.2%，平均空氣滲透率為180×10-3μm2，平均含油飽和度為73%。

扶余油田是已開發(fā)40多年的老油田，歷經(jīng)溶解氣驅(qū)、注水開發(fā)、加密調(diào)整及近幾年的綜合調(diào)整階段，取得了較好的開發(fā)效果，同時(shí)開發(fā)過程中也暴露出了一些問題。扶余油層原油粘度平面上由西到東逐漸增大,水驅(qū)開發(fā)效果也逐漸變差，特別是原油粘度較高的東區(qū)，已進(jìn)入中高含水開發(fā)階段，依靠注水開發(fā)進(jìn)一步提高最終采收率的難度較大。為此，筆者從探索熱采技術(shù)入手，針對油層薄、斷層多、油品差、區(qū)塊注水不見效的扶南擴(kuò)邊、扶北區(qū)塊等難采區(qū)塊及長期注水開發(fā)區(qū)塊，結(jié)合遼河和新疆油田的熱采經(jīng)驗(yàn)，積極開展了熱采試驗(yàn)研究，提高了扶余油田弱稠油地區(qū)最終采收率，形成具有扶余油田特色的熱采開發(fā)模式。

1 水驅(qū)后弱稠油油藏注蒸汽熱采的可行性

1.1注蒸汽開發(fā)適應(yīng)性評價(jià)

根據(jù)國內(nèi)外提出的蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)[1，2]和扶余油田東區(qū)的油藏參數(shù)(見表1)可知，扶余油田東區(qū)適合注蒸汽開發(fā)。

表1 扶余油田東區(qū)主要油藏參數(shù)表

1.2原油粘度對溫度的影響

扶余油層原油粘度對溫度反應(yīng)敏感，隨溫度升高、粘度快速下降。溫度每升高10℃,原油粘度下降50%左右[3]。根據(jù)中國稠油熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)[1，2]和扶余油田粘溫曲線圖(圖1)可知，在50℃下脫氣原油粘度大于30mPa·s的扶余油田區(qū)塊基本適合熱采方式開發(fā)。

圖1 扶余油田東區(qū)原油粘溫變化曲線

1.3高溫對油水相對滲透率的影響

圖2 不同溫度下油-水相對滲透率曲線

從扶余油田東+54-10.2井巖心在不同溫度條件的油水相對滲透率曲線(圖2)可以看出：①含水飽和度相同時(shí)，油相相對滲透率(Kro)隨著溫度的升高而增加，水相相對滲透率(Krw)隨溫度升高而降低；②隨溫度升高，束縛水飽和度升高，巖心表面更趨向于親水，束縛水飽和度由21%上升到40%；③隨著溫度的升高，由于巖石顆粒的熱膨脹及束縛水飽和度的增加，殘余油飽和度降低，由42%下降到14%。因此加熱可改善油水相對滲透率，降低殘余油飽和度，提高了開發(fā)效率。

1.4高溫對驅(qū)油效率的影響

表2 東+54-10.2井巖心驅(qū)油效率試驗(yàn)表

熱采可以大幅度提高驅(qū)油效率，降低油水粘度比，提高波及系數(shù)，從而大幅度提高采收率。從扶余油田東+54-10.2井巖心熱水驅(qū)和蒸汽驅(qū)試驗(yàn)(見表2)表明，驅(qū)油效率隨溫度升高而提高，蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率明顯高于熱水驅(qū)。

1.5水驅(qū)不同含水率時(shí)機(jī)轉(zhuǎn)注蒸汽驅(qū)對采收率的影響

水驅(qū)不同含水率時(shí)機(jī)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)各階段采收率和總采收率模擬結(jié)果(見表3)表明，轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)時(shí)油井含水率fw越高，蒸汽驅(qū)后提高的驅(qū)油效率幅度越低，但對水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)累積驅(qū)油效率影響不大[4]。

表3 不同水驅(qū)開發(fā)程度對注蒸汽開發(fā)效果的影響(K= 340.3×10-3μm2，μ50℃=23.4mPa·s)

1.6蒸汽超覆對波及系數(shù)的影響

對于扶余油田正韻律分布的油層水驅(qū)開采過程中，注入水首先沿著底部高滲透層段突進(jìn)，以致底部水淹嚴(yán)重，注入水波及體積小，層內(nèi)上部動(dòng)用較差，剩余油飽和度高[5，6]；當(dāng)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后，由于蒸汽超覆作用可以動(dòng)用低滲透的上部油層，改善縱向動(dòng)用程度，使正韻律的各層驅(qū)替相對均勻，大幅度提高波及系數(shù)，改善開發(fā)效果[7，8](見表4)，提高采收率。

表4 水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)各層采收率及殘余油飽和度

2 水驅(qū)后普通稠油注蒸汽開發(fā)技術(shù)優(yōu)化

為了進(jìn)一步驗(yàn)證水驅(qū)后普通稠油油藏注蒸汽開發(fā)技術(shù)在扶余油田的可行性，首先在扶余東區(qū)東9隊(duì)開展先導(dǎo)試驗(yàn)。東9隊(duì)位于松遼盆地南部中央凹陷區(qū)東緣，扶新隆起帶扶余Ⅲ號構(gòu)造南斜坡上，被2條近南北向正斷層切割形成一個(gè)相對獨(dú)立的斷壘。該塊含油層系為泉四段的扶余油層和泉三段的楊大城子油層，其中扶余油層的6、9～12號小層及楊大城子的14+15、19+20號小層為主力小層。儲(chǔ)集層有效厚度12.4m，平均孔隙度27.6%，滲透率219 10-3m2，其油藏類型為巖性構(gòu)造油藏，埋深300～500m，油層溫度31.5℃，原始地層壓力4.2MPa，含油面積2.4km2，地質(zhì)儲(chǔ)量423×104t，50℃地面脫氣原油粘度30～60mPa·s，原油密度0.877g/cm3。區(qū)塊具有面積小、邊底水近、原油相對較稠和儲(chǔ)量集中等特點(diǎn)。

東9隊(duì)于1976年投入常規(guī)開發(fā)，1978年10月采用360m井距反7點(diǎn)面積井網(wǎng)轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，1983年加密調(diào)整改為180m井距反7點(diǎn)面積注水井網(wǎng)，至1993年2次加密調(diào)整為反11點(diǎn)面積注水井網(wǎng)。到2007年6月規(guī)劃區(qū)共有油水井164口，其中油井135口，水井37口，累計(jì)產(chǎn)油74×104t，采出程度17.5%，采油速度為0.4%；綜合含水90.1%。進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，但采出程度、采油速度較低。

2.1注蒸汽井網(wǎng)調(diào)整

經(jīng)研究和論證，東區(qū)東9隊(duì)油藏地質(zhì)條件適合開展注蒸汽開發(fā)試驗(yàn)，但井網(wǎng)井況不滿足要求，為此，需要對原井網(wǎng)進(jìn)行加密調(diào)整[4]。根據(jù)國內(nèi)外現(xiàn)場實(shí)踐及數(shù)模研究，結(jié)合區(qū)塊目前反11點(diǎn)井網(wǎng)形式，部署98口加密井，部署井均按注蒸汽要求完井，加密后的井網(wǎng)為90m×150m菱形反9點(diǎn)井網(wǎng)。

2.2注蒸汽開發(fā)方式

水驅(qū)轉(zhuǎn)注蒸汽開發(fā)，初期油層壓力較高，殘留的注入水較多，因此，初期可能采用蒸汽吞吐開發(fā)方式[9～11]，一方面利用油層高壓提高注蒸汽開發(fā)的采油速度和油汽比，別一方面可達(dá)到降低油層壓力、盡量多的采出油層中的殘留水的目的，同時(shí)起對油層進(jìn)行預(yù)熱作用，以更有利于蒸汽開發(fā)[12，13]。

根據(jù)數(shù)模研究結(jié)果，對比了井網(wǎng)加密后不同轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)蒸汽驅(qū)指標(biāo)(見表5)，可見吞吐加蒸汽驅(qū)方式提高采收率最大。

表5 不同轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)的蒸汽驅(qū)開發(fā)指標(biāo)對比表

2.3注蒸汽開發(fā)注汽參數(shù)優(yōu)化

通過數(shù)值模擬優(yōu)化了不同注汽強(qiáng)度、注汽速度、蒸汽干度及燜井時(shí)間及生產(chǎn)效果，以獲得較高的采出程度和合理的油汽比為目標(biāo)，吞吐井合理單井周期注汽強(qiáng)度為100～120t/m，注汽速度為100～120t/d，井口注汽干度不低于70%，同時(shí)在現(xiàn)場實(shí)施過程中根據(jù)單井實(shí)際情況適當(dāng)調(diào)整。

3 水驅(qū)后普通稠油油藏注蒸汽開發(fā)效果

2007年6月扶余油田東9區(qū)塊實(shí)施注蒸汽開發(fā)試驗(yàn)，取得較好開發(fā)效果(見表6)。預(yù)測注蒸汽開發(fā)9年，累積產(chǎn)油25.94×104t，比水驅(qū)增加產(chǎn)油量18.84×104t，提高采收率22.22%(見圖3)。繼而試驗(yàn)區(qū)推廣到扶余東區(qū)的扶北區(qū)塊及探91區(qū)塊，注蒸汽吞吐平均單井產(chǎn)油能力是常規(guī)水驅(qū)開采的2～3倍。預(yù)測蒸汽吞吐采收率比水驅(qū)提高10%以上。

表6 東9區(qū)塊水驅(qū)與熱采效果對比表

4 結(jié) 論

圖3 扶余油田東9隊(duì)水驅(qū)與注蒸汽驅(qū)效果預(yù)測

扶余油田東區(qū)為長期注水開發(fā)區(qū)塊，原油粘度大于30mPa·s，注水開采收率一般低于20%。原油粘度對溫度敏感，注蒸汽熱采可降低原油粘度，改善流度比，降低殘余油飽和度，擴(kuò)大波及系數(shù)，提高驅(qū)油效率和采收率。

注蒸汽熱采是普通稠油油藏水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率較為理想的開發(fā)方式，國內(nèi)外有許多成功的先例。扶余油田東區(qū)注蒸汽先導(dǎo)試驗(yàn)表明，蒸汽吞吐可大大提高單井產(chǎn)能，繼而再進(jìn)行蒸汽驅(qū)，將更大幅度提高采收率。而扶余油田符合熱采條件的油藏含油面積55km2，地質(zhì)儲(chǔ)量7150×104t ，按照熱采后采收率提高15%計(jì)算，可增加可采儲(chǔ)量1072×104t。水驅(qū)后普通稠油油藏注蒸汽開發(fā)具有非常廣闊的前景。

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[編輯] 易國華

TE357.41

A

1673-1409(2009)02-N038-04

2009-02-26

莊淑蘭(1970-)，女，1996年大學(xué)畢業(yè)，工程師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。