大慶油田北二西聚驅(qū)后油藏蒸汽驅(qū)可行性研究

　　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注入蒸汽的不良影響，充分發(fā)揮水蒸汽對原油的蒸餾、降粘等作用，改善油井附近的流通性及原油品質(zhì)，有效動用分布在厚油層頂部和薄差層中的剩余油，進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：TE345文獻標識碼：A文章編號：1672-3791（2012）09（a）-0090-01
　　目前，大慶油田已進入后續(xù)水驅(qū)的注聚區(qū)塊有16個，地質(zhì)儲量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)儲量殘留地下。通過研究初步得出聚驅(qū)后油藏進行蒸汽驅(qū)提高采收率的技術(shù)及經(jīng)濟可行性，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)機理研究
　　1.1 蒸汽驅(qū)各項機理的貢獻
　　為了定量研究針對稀油油藏注蒸汽提高采收率的機理，共開展了9次實驗。結(jié)果表明：對薩北開發(fā)區(qū)原油進行蒸汽驅(qū)270℃時，降粘的機理占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采收率貢獻值增大。
　　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)原油物理實驗分析組分，進行的數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，蒸汽蒸餾作用對采收率的貢獻值為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)原油物理實驗分析組分，進行的數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，稀油油藏巖石原油膨脹對蒸汽驅(qū)采收率影響較大，達到了6.01%（其中巖石膨脹影響占0.71%，原油膨脹的影響占5.30%）。而對于稠油油藏來說，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
　　由于蒸汽的相對密度遠小于原油及水，因而在蒸汽驅(qū)過程中，必然發(fā)生汽水分離。進入油層的蒸汽超覆于油層頂部，并向平面方向擴展；而蒸汽凝結(jié)水則從油層下部向前推進。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的速度快于下部熱水帶。
　　2 現(xiàn)場試驗
　　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)先導性礦場試驗。試驗利用該區(qū)塊內(nèi)的13口油水井，采用五點法面積井網(wǎng)，平均注采井距150FT5EG73XGg2OsIgCF96p1w==m（試驗區(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。試驗區(qū)面積0.18km2，地質(zhì)儲量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
　　通過數(shù)值模擬對蒸汽驅(qū)參數(shù)進行優(yōu)選，最終確定蒸汽驅(qū)優(yōu)選的注采參數(shù)為注汽強度為210t/m·km2·d，井底蒸汽干度0.4，采注比為1.3。通過數(shù)值模擬研究對比了常規(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)過經(jīng)濟評價后，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)場試驗效果
　　在注汽前關(guān)閉試驗區(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；啟動階段過后，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現(xiàn)油層上部得到充分的動用。目前試驗區(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，部分輕烴氣化會增加油層彈性能量，進一步提高驅(qū)油效率。
　　3 結(jié)論
　　（1）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采收率貢獻值增大。（2）蒸汽驅(qū)過程中蒸汽超覆現(xiàn)象明顯，蒸汽驅(qū)可以彌補水驅(qū)下部油層強水洗、上部油層弱水洗的動用不均的問題。（3）注汽強度、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，需對上述參數(shù)進行優(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)實驗、數(shù)值模擬研究和先期小規(guī)模試驗表明：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
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