扶余油田水驱转注蒸汽驱提高采收率试验研究

庄淑兰 (中国石油吉林油田公司勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

洛跃雄 (中石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716000)

扶余油田水驱转注蒸汽驱提高采收率试验研究

庄淑兰 (中国石油吉林油田公司勘探开发研究院，吉林 松原 138000)

洛跃雄 (中石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西 延安 716000)

从扶余油田东区油藏参数、原油粘度、高温相渗、驱油效率及波及系数等方面论证了扶余油田水驱转注蒸汽开发的可行性，同时在优化注蒸汽技术参数研究基础上，在扶余油田东九区开展了先导试验，取得了比较好的试验效果，为注水开发油田转变开发方式，进一步提高采收率，提供了新的思路。

扶余油田；热采可行性；注蒸汽开发；参数优化；开发效果

扶余油田位于松辽盆地南部中央坳陷区东缘，扶余3号构造上，属于在穹隆背景控制下受一定岩性因素影响的构造油藏。油田含油面积110.39km2，地质储量18122×104t，主要开采扶余油层。 油层埋藏深度280～550m，扶余油层储层沉积环境为三角洲分流平原相沉积，含油层段厚度70～90m，砂岩厚度30～60m，有效厚度6～18m，平均有效厚度为10.3m。扶余油层储层物性中等，油层平均孔隙度为24.2%，平均空气渗透率为180×10-3μm2，平均含油饱和度为73%。

扶余油田是已开发40多年的老油田，历经溶解气驱、注水开发、加密调整及近几年的综合调整阶段，取得了较好的开发效果，同时开发过程中也暴露出了一些问题。扶余油层原油粘度平面上由西到东逐渐增大,水驱开发效果也逐渐变差，特别是原油粘度较高的东区，已进入中高含水开发阶段，依靠注水开发进一步提高最终采收率的难度较大。为此，笔者从探索热采技术入手，针对油层薄、断层多、油品差、区块注水不见效的扶南扩边、扶北区块等难采区块及长期注水开发区块，结合辽河和新疆油田的热采经验，积极开展了热采试验研究，提高了扶余油田弱稠油地区最终采收率，形成具有扶余油田特色的热采开发模式。

1 水驱后弱稠油油藏注蒸汽热采的可行性

1.1注蒸汽开发适应性评价

根据国内外提出的蒸汽驱筛选标准[1，2]和扶余油田东区的油藏参数(见表1)可知，扶余油田东区适合注蒸汽开发。

表1 扶余油田东区主要油藏参数表

1.2原油粘度对温度的影响

扶余油层原油粘度对温度反应敏感，随温度升高、粘度快速下降。温度每升高10℃,原油粘度下降50%左右[3]。根据中国稠油热采筛选标准[1，2]和扶余油田粘温曲线图(图1)可知，在50℃下脱气原油粘度大于30mPa·s的扶余油田区块基本适合热采方式开发。

图1 扶余油田东区原油粘温变化曲线

1.3高温对油水相对渗透率的影响

图2 不同温度下油-水相对渗透率曲线

从扶余油田东+54-10.2井岩心在不同温度条件的油水相对渗透率曲线(图2)可以看出：①含水饱和度相同时，油相相对渗透率(Kro)随着温度的升高而增加，水相相对渗透率(Krw)随温度升高而降低；②随温度升高，束缚水饱和度升高，岩心表面更趋向于亲水，束缚水饱和度由21%上升到40%；③随着温度的升高，由于岩石颗粒的热膨胀及束缚水饱和度的增加，残余油饱和度降低，由42%下降到14%。因此加热可改善油水相对渗透率，降低残余油饱和度，提高了开发效率。

1.4高温对驱油效率的影响

表2 东+54-10.2井岩心驱油效率试验表

热采可以大幅度提高驱油效率，降低油水粘度比，提高波及系数，从而大幅度提高采收率。从扶余油田东+54-10.2井岩心热水驱和蒸汽驱试验(见表2)表明，驱油效率随温度升高而提高，蒸汽驱的驱油效率明显高于热水驱。

1.5水驱不同含水率时机转注蒸汽驱对采收率的影响

水驱不同含水率时机转蒸汽驱各阶段采收率和总采收率模拟结果(见表3)表明，转蒸汽驱时油井含水率fw越高，蒸汽驱后提高的驱油效率幅度越低，但对水驱后转蒸汽驱累积驱油效率影响不大[4]。

表3 不同水驱开发程度对注蒸汽开发效果的影响(K= 340.3×10-3μm2，μ50℃=23.4mPa·s)

1.6蒸汽超覆对波及系数的影响

对于扶余油田正韵律分布的油层水驱开采过程中，注入水首先沿着底部高渗透层段突进，以致底部水淹严重，注入水波及体积小，层内上部动用较差，剩余油饱和度高[5，6]；当转蒸汽驱后，由于蒸汽超覆作用可以动用低渗透的上部油层，改善纵向动用程度，使正韵律的各层驱替相对均匀，大幅度提高波及系数，改善开发效果[7，8](见表4)，提高采收率。

表4 水驱后转蒸汽驱各层采收率及残余油饱和度

2 水驱后普通稠油注蒸汽开发技术优化

为了进一步验证水驱后普通稠油油藏注蒸汽开发技术在扶余油田的可行性，首先在扶余东区东9队开展先导试验。东9队位于松辽盆地南部中央凹陷区东缘，扶新隆起带扶余Ⅲ号构造南斜坡上，被2条近南北向正断层切割形成一个相对独立的断垒。该块含油层系为泉四段的扶余油层和泉三段的杨大城子油层，其中扶余油层的6、9～12号小层及杨大城子的14+15、19+20号小层为主力小层。储集层有效厚度12.4m，平均孔隙度27.6%，渗透率219 10-3m2，其油藏类型为岩性构造油藏，埋深300～500m，油层温度31.5℃，原始地层压力4.2MPa，含油面积2.4km2，地质储量423×104t，50℃地面脱气原油粘度30～60mPa·s，原油密度0.877g/cm3。区块具有面积小、边底水近、原油相对较稠和储量集中等特点。

东9队于1976年投入常规开发，1978年10月采用360m井距反7点面积井网转入注水开发，1983年加密调整改为180m井距反7点面积注水井网，至1993年2次加密调整为反11点面积注水井网。到2007年6月规划区共有油水井164口，其中油井135口，水井37口，累计产油74×104t，采出程度17.5%，采油速度为0.4%；综合含水90.1%。进入特高含水开发阶段，但采出程度、采油速度较低。

2.1注蒸汽井网调整

经研究和论证，东区东9队油藏地质条件适合开展注蒸汽开发试验，但井网井况不满足要求，为此，需要对原井网进行加密调整[4]。根据国内外现场实践及数模研究，结合区块目前反11点井网形式，部署98口加密井，部署井均按注蒸汽要求完井，加密后的井网为90m×150m菱形反9点井网。

2.2注蒸汽开发方式

水驱转注蒸汽开发，初期油层压力较高，残留的注入水较多，因此，初期可能采用蒸汽吞吐开发方式[9～11]，一方面利用油层高压提高注蒸汽开发的采油速度和油汽比，别一方面可达到降低油层压力、尽量多的采出油层中的残留水的目的，同时起对油层进行预热作用，以更有利于蒸汽开发[12，13]。

根据数模研究结果，对比了井网加密后不同转驱时机蒸汽驱指标(见表5)，可见吞吐加蒸汽驱方式提高采收率最大。

表5 不同转驱时机的蒸汽驱开发指标对比表

2.3注蒸汽开发注汽参数优化

通过数值模拟优化了不同注汽强度、注汽速度、蒸汽干度及焖井时间及生产效果，以获得较高的采出程度和合理的油汽比为目标，吞吐井合理单井周期注汽强度为100～120t/m，注汽速度为100～120t/d，井口注汽干度不低于70%，同时在现场实施过程中根据单井实际情况适当调整。

3 水驱后普通稠油油藏注蒸汽开发效果

2007年6月扶余油田东9区块实施注蒸汽开发试验，取得较好开发效果(见表6)。预测注蒸汽开发9年，累积产油25.94×104t，比水驱增加产油量18.84×104t，提高采收率22.22%(见图3)。继而试验区推广到扶余东区的扶北区块及探91区块，注蒸汽吞吐平均单井产油能力是常规水驱开采的2～3倍。预测蒸汽吞吐采收率比水驱提高10%以上。

表6 东9区块水驱与热采效果对比表

4 结 论

图3 扶余油田东9队水驱与注蒸汽驱效果预测

扶余油田东区为长期注水开发区块，原油粘度大于30mPa·s，注水开采收率一般低于20%。原油粘度对温度敏感，注蒸汽热采可降低原油粘度，改善流度比，降低残余油饱和度，扩大波及系数，提高驱油效率和采收率。

注蒸汽热采是普通稠油油藏水驱后进一步提高采收率较为理想的开发方式，国内外有许多成功的先例。扶余油田东区注蒸汽先导试验表明，蒸汽吞吐可大大提高单井产能，继而再进行蒸汽驱，将更大幅度提高采收率。而扶余油田符合热采条件的油藏含油面积55km2，地质储量7150×104t ，按照热采后采收率提高15%计算，可增加可采储量1072×104t。水驱后普通稠油油藏注蒸汽开发具有非常广阔的前景。

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[编辑] 易国华

TE357.41

A

1673-1409(2009)02-N038-04

2009-02-26

庄淑兰(1970-)，女，1996年大学毕业，工程师，现主要从事油气田开发方面的研究工作。