萨北开发区稀油油藏聚合物驱后蒸汽驱试验研究

寇永双 （中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江 大庆163113）

大庆油田萨北开发区PⅠ （葡萄花油层Ⅰ油组）油层于1964年投入开发，先后经历了自喷生产、注水开发和注聚合物开发，聚合物驱后油层的采出程度达到52.5%，地层中仍有47.5%的储量没有采出，取心资料和水淹层资料表明这部分储量主要分布在厚油层的顶部。为此，笔者进行了萨北开发区稀油油藏聚合物驱后蒸汽驱试验研究。

1 聚合物驱后油层蒸汽驱的可行性分析

1.1 筛选标准

根据轻质油藏蒸汽驱筛选标准 （见表1），认为试验区各参数均达到要求，适合进行蒸汽驱开发［1］。

表1 稀油、稠油油藏注蒸汽开采筛选标准对比

1.2 原油物性

试验区中心采油井地面原油黏度对温度敏感。中心井原油黏温曲线图如图1所示。由图1可知，随着温度的升高，原油黏度逐渐降低。因此，蒸汽驱可以大幅度降低试验区原油黏度，从而改善原油流动性。

图1 中心井原油黏温曲线图

1.3 室内物模试验

采用三管非均质模型进行试验［2］，先进行水驱，含水达到89.0%时转入聚合物驱，聚合物用量1.0PV（注入体积倍数）转后续水驱，含水达到98.0%时转蒸汽驱。试验结果表明，在聚合物驱的基础上进行蒸汽驱可以弥补水驱的不足，大幅度降低厚油层顶部低渗透层的含油饱和度，最终使采收率达到32.2% （见表2）。

1.4 数值模拟预测

在历史拟合地质模型的基础上进行数值模拟，优化注汽强度230t／（m·km2·d），日注汽量667m2，采注比1.3，井底蒸汽干度0.4%，采用高温泡沫调剖连续汽驱，预测蒸汽驱最终注入蒸汽1.62PV，阶段采出程度14.3%，累积油汽比0.12m3／m3。

表2 三管岩心驱替试验结果表

2 现场应用效果及动态特点

2.1 试验区概况

试验区面积0.18km2，地质储量36.830×104t，孔隙体积64.398×104m3，共有采注井13口，4注9采1口中心井，采用五点法面积井网开采，注采井距150m，试验目的层为PⅠ1－4层，平均单井钻遇砂岩厚度15.9m，有效厚度12.9m，地层系数为7.8819μm2·m。

2.2 试验过程及效果

现场实施分2个阶段注入，2008年8月28日～2009年3月10日进行第1阶段注汽，2009年7月10日～2010年8月11日进行第2阶段注汽，2个阶段共累计注入蒸汽量362481m3，试验区累积增油1.1213×104t，取得了较好的增油效果。

1）注入压力初期下降，后期稳定 空白水驱4口注入井平均单井日注水量88m3，注入压力9.7MPa。投注初期平均单井日注汽167m3，注入压力10.3MPa，与空白水驱持平，随后注入压力逐步下降，注入蒸汽体积0.27PV时，稳定在8MPa左右，与注汽初期相比压力下降2.2MPa。

2）采油井见效以增液为主，含水下降幅度不大 蒸汽驱过程中，试验区平均日产液1050t，与试验前相比日增液324t，增液幅度45%，产液高峰值1336t，最大增液幅度84%。含水最低值88.6%，与试验前相比降幅不大。中心井见效明显，注入0.129PV时开始见效，注入0.202PV时达到产油高峰值9.2t，日增油6.2t，最大增油倍数为2.1倍，有效期超过19个月，累计增油2893t。

3）剖面调整显著，动用程度得到提高 统计有对比资料的2口注入井，注入蒸汽以后，吸入剖面得到明显改善，吸汽层数、砂岩和有效厚度比例达到84.6%、86.5%和88.2%，分别比吸水剖面增加38.4%，41.0%和46.8%，而且吸汽剖面连续性好，注汽初期便得到较好调整，注汽中期和后期变化不大。产液剖面得到较好调整，中心井共发育4个小层，注汽前只有2个小层 （PⅠ1－2和PⅠ4）产液，且PⅠ4小层产液量占全井的80%，产液剖面不均。蒸汽驱后，全井4个小层均产液，新增加2个动用层PⅠ1和PⅠ2－3，且PⅠ4小层相对产液量下降到34.2%，与注汽前相比，动用层数、砂岩、有效厚度比例分别增加50.0%、59.6%和62.9%，动用程度得到提高。

4）原油轻质组分增加，驱油效率得到提高 对比3口采油井的原油分析资料，注入蒸汽后原油密度867.7kg／m3，黏度29.1mPa·s，凝固点32.0℃，含蜡量22.4%，含胶量18.6%，与试验前相比，原油密度下降5.0kg／m3，黏度下降4.1mPa·s，凝固点下降1.7℃，含蜡量下降7.5%，含胶量下降0.8%。原油的轻质组分C11－C19由23.6%增加到39.9%，重质组分C20－C39由76.4%减少到60.1%，轻质组分增加，重质组分减少。