薩北開發區稀油油藏聚合物驅后蒸汽驅試驗研究

寇永雙 （中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠，黑龍江 大慶163113）

大慶油田薩北開發區PⅠ （葡萄花油層Ⅰ油組）油層于1964年投入開發，先后經歷了自噴生產、注水開發和注聚合物開發，聚合物驅后油層的采出程度達到52.5%，地層中仍有47.5%的儲量沒有采出，取心資料和水淹層資料表明這部分儲量主要分布在厚油層的頂部。為此，筆者進行了薩北開發區稀油油藏聚合物驅后蒸汽驅試驗研究。

1 聚合物驅后油層蒸汽驅的可行性分析

1.1 篩選標準

根據輕質油藏蒸汽驅篩選標準 （見表1），認為試驗區各參數均達到要求，適合進行蒸汽驅開發［1］。

表1 稀油、稠油油藏注蒸汽開采篩選標準對比

1.2 原油物性

試驗區中心采油井地面原油黏度對溫度敏感。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，蒸汽驅可以大幅度降低試驗區原油黏度，從而改善原油流動性。

圖1 中心井原油黏溫曲線圖

1.3 室內物模試驗

采用三管非均質模型進行試驗［2］，先進行水驅，含水達到89.0%時轉入聚合物驅，聚合物用量1.0PV（注入體積倍數）轉后續水驅，含水達到98.0%時轉蒸汽驅。試驗結果表明，在聚合物驅的基礎上進行蒸汽驅可以彌補水驅的不足，大幅度降低厚油層頂部低滲透層的含油飽和度，最終使采收率達到32.2% （見表2）。

1.4 數值模擬預測

在歷史擬合地質模型的基礎上進行數值模擬，優化注汽強度230t／（m·km2·d），日注汽量667m2，采注比1.3，井底蒸汽干度0.4%，采用高溫泡沫調剖連續汽驅，預測蒸汽驅最終注入蒸汽1.62PV，階段采出程度14.3%，累積油汽比0.12m3／m3。

表2 三管巖心驅替試驗結果表

2 現場應用效果及動態特點

2.1 試驗區概況

試驗區面積0.18km2，地質儲量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，采用五點法面積井網開采，注采井距150m，試驗目的層為PⅠ1－4層，平均單井鉆遇砂巖厚度15.9m，有效厚度12.9m，地層系數為7.8819μm2·m。

2.2 試驗過程及效果

現場實施分2個階段注入，2008年8月28日～2009年3月10日進行第1階段注汽，2009年7月10日～2010年8月11日進行第2階段注汽，2個階段共累計注入蒸汽量362481m3，試驗區累積增油1.1213×104t，取得了較好的增油效果。

1）注入壓力初期下降，后期穩定 空白水驅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，與空白水驅持平，隨后注入壓力逐步下降，注入蒸汽體積0.27PV時，穩定在8MPa左右，與注汽初期相比壓力下降2.2MPa。

2）采油井見效以增液為主，含水下降幅度不大 蒸汽驅過程中，試驗區平均日產液1050t，與試驗前相比日增液324t，增液幅度45%，產液高峰值1336t，最大增液幅度84%。含水最低值88.6%，與試驗前相比降幅不大。中心井見效明顯，注入0.129PV時開始見效，注入0.202PV時達到產油高峰值9.2t，日增油6.2t，最大增油倍數為2.1倍，有效期超過19個月，累計增油2893t。

3）剖面調整顯著，動用程度得到提高 統計有對比資料的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、砂巖和有效厚度比例達到84.6%、86.5%和88.2%，分別比吸水剖面增加38.4%，41.0%和46.8%，而且吸汽剖面連續性好，注汽初期便得到較好調整，注汽中期和后期變化不大。產液剖面得到較好調整，中心井共發育4個小層，注汽前只有2個小層 （PⅠ1－2和PⅠ4）產液，且PⅠ4小層產液量占全井的80%，產液剖面不均。蒸汽驅后，全井4個小層均產液，新增加2個動用層PⅠ1和PⅠ2－3，且PⅠ4小層相對產液量下降到34.2%，與注汽前相比，動用層數、砂巖、有效厚度比例分別增加50.0%、59.6%和62.9%，動用程度得到提高。

4）原油輕質組分增加，驅油效率得到提高 對比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32.0℃，含蠟量22.4%，含膠量18.6%，與試驗前相比，原油密度下降5.0kg／m3，黏度下降4.1mPa·s，凝固點下降1.7℃，含蠟量下降7.5%，含膠量下降0.8%。原油的輕質組分C11－C19由23.6%增加到39.9%，重質組分C20－C39由76.4%減少到60.1%，輕質組分增加，重質組分減少。