滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践

滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践

摘要：提高超稠油的采收率是油田采油技术的一个关键难题，滨南采油厂稠油油藏一直采用蒸汽吞吐方式开采，产量递减幅度较大，制约了区块开发效果。针对这一现状，本文结合滨南油田油藏的物性特点，对该区采用蒸汽驱进行了可行性研究，并进行了一系列先导试验，试验中共注了四个轮次的蒸汽段塞，累积产油2.6336×104t，油汽比达0.283，采出程度15.6%，取得了较好的汽驱试验效果。

关键词：超稠油蒸汽驱先导实验小井距

滨南油田位于东营凹陷西北边缘，滨南-利津断裂带的西部，北依滨县凸起，南临利津洼陷。主要为多油层、复杂断块低渗透油藏。含油面积32.4km，地质储量7106万吨，可采储量1640万吨。主要包括四套含油层系（沙一段、沙二段、沙三上、沙四下），其中沙二段、沙三下为主力油层，沙四上为高压低渗透油层，沙一段主要分布于滨一区东北部，面积较小。油藏特征表现为：一，油层渗透率低，平均渗透率23.3×10um，非均质严重。二，原油物性好（地下原油粘度12.4mps，地面原油相对密度为0.8972）。三，油层天然能量不足，弹性产率低。四，油藏水型以cacl2型为主，总矿化度65000mg/l。

一、蒸汽吞吐后期存在的主要问题

1.吞吐周期数高，采出程度高

该区两个老油田现有蒸汽吞吐井699口，平均单井吞吐高达7.8

个周期。其中：1～5周期307口，占43.9%；6～9周期163口，占23.3%；10周期以上井229口，占32.8%。特超稠油加密吞吐采出程度平均高达25.8%，已普遍进入蒸汽吞吐后期阶段。

2.地层压力下降幅度大

蒸汽吞吐进入后期，地层压力下降幅度大，据吞吐井常规测试，超稠油吞吐区块地层压力保持水平仅30.5～34.9%，相当于原始地层压力的三分之一。

3.排水期长，吞吐效果变差

目前高周期吞吐排水期一般长达60～90天，井口出油温度大于45℃的生产天数仅占周期生产时间的13.2%，产量占22%，78%的产量是在周期后期低温期采出。

4.产量递减幅度大

随着吞吐采出程度的提高和地层压力的大幅度下降，吞吐产量综合递减呈增大的趋势，01～04年期间蒸汽吞吐老井综合递减达19.4%。表明只靠现有蒸汽吞吐开采方式，持继稳产的难度很大，稠油热采亟待开发方式的转换。

二、该区蒸汽驱可行性研究

1.蒸汽驱的开采条件

国外自1970年蒸汽驱开采技术开始大规模应用以来，许多学者、专家对稠油油藏的热采筛选标准进行了大量的研究，最引人注目的有美国德士古公司朱杰博士等、美国壳牌公司的c.s.matthews、美国j.j.taber和f.d.martin及美国npc的报告（表1）。

由此可见，用现行稠油蒸汽驱筛选标准，对照滨南油田稠油资源，绝大部分油藏不适宜蒸汽驱开采，主要原因是“层薄、油稠”，蒸汽驱带有较大的风险性。

但是从蒸汽驱筛选标准的变迁，可以看到随着技术的进步，油藏条件的变化，蒸汽驱开采标准在逐步放宽，诸如油层厚度降到20ft （6m），原油粘度（地下条件）提高到15000mpa.s，蒸汽驱开采领域在逐步扩大，在国内蒸汽驱技术将成为“十五”及以后稠油蒸汽吞吐的主要接替方式。

2.小井距汽驱的可行性研究

2.1加密吞吐后仍有较高的剩余油分布

该区油田稠油油藏加密吞吐后，加密井控制区域采收率可达到30%左右，但仍有约70%的剩余油残留地下，油层平均剩余油饱和度仍在50%左右，高于美国专家朱杰博士关于蒸汽驱起始含油饱和度的研究值（so≥40%），据该区断块ⅳ9层数模研究，加密吞吐后井间剩余油饱和度在60%以上的分布面积占70%以上，蒸汽驱有较好的潜力。

2.2加密吞吐后，地层压力下降幅度大，有利于提高蒸汽驱的波及体积

由吞吐转入蒸汽驱的油藏压力至关重要，它将制约着蒸汽带的扩大和蒸汽驱的效果。据统计，国外蒸汽驱工程项目，埋深为200～700m的油藏，蒸驱前井底压力都比较低，大约在0.7～1.5mpa范围内，并且取得了较好的汽驱效果，采收率为38～60%，油汽比达

0.18～0.37。

据该区10块数模研究，经过加密调整后，进一步缩小了井距，地层压力由原始压力的1.93～3.69mpa下降到1.22～1.9mpa，下降幅度明显增大，平均下降幅度达47.1%，接近原始地层压力的一半，为转驱创造了有利条件。

2.3加密吞吐后，油层热连通程度明显变好

蒸汽驱开采重要的是在油藏中建立有效的蒸汽驱替前缘，并且达到较高的蒸汽波及体积，是蒸汽驱成功的关键。对于流动性较好的普通稠油，经过1～2个周期的吞吐后转汽驱，就能形成正常的蒸汽驱替过程。但对于粘度高的特超稠油油藏，由于原油在地层中的流动性很差，要实现正常的蒸汽驱替过程，最重要的是需要通过多轮吞吐，甚至是应用较小井距加密吞吐，使油层形成较好的热连通。

三、小井距蒸汽驱先导试验及现场试验结果

1.小井距蒸汽驱先导试验

为了进一步提高稠油资源的利用程度，在蒸汽驱可行性研究基础上，滨南油田10区开辟了三个反九点井组的小井距蒸汽驱试验区，试验目的层为ⅳ9层，注采井距70×100m，控制面积0.08km2，原始地质储量16.8×104t。试验区油层平均有效厚度9.0m，油层温度下脱气原油粘度54000mpa.s，属超稠油油藏。转汽驱前，四个井组老井平均蒸汽吞吐8-9个周期，平均产量仅0.53t/d，含水率达89.7%，已无经济效益。转驱后日产油水平由19.6t提高到40t，峰值产量达75t左右。其汽驱段生产情况如表2。

矿场实施过程中为了抑制汽窜，四个井组转驱后均采取间歇汽驱，共注了四个轮次的蒸汽段塞，累积注汽9.2906×104t，累积产油2.6336×104t，油汽比达0.283，采出程度15.6%，取得了较好的汽驱试验效果。

2.现场试验结果

2.1汽驱低产期短，生产见效快。汽驱试验投产两个月后，日产油由转驱前19.6t/d上升到75.5t/d，汽驱见效井出油温度由

38.5℃上升到57.3℃，表明转驱前热连通条件较好。

2.2据试验区先导试验生产特征分析，间歇汽驱停注2～3个月后，产油量产液量和出油温度开始明显降低，因此间歇时间不宜过长，适宜停注时间为2～3个月，一般不应超过3个月。

2.3蒸汽波及范围扩大，且推进较为均衡，大部分油井见到反应，受效差或不见效的井可采取吞吐引效措施，从而建立油层各个方向的热连通，改善汽驱效果。

2.4蒸汽驱现有集输干线对高温的适应性较差，超过90℃时一般采取关井和限产的办法，与薄层稠油强注强采（浅层稠油蒸汽驱高峰产油期出油温度在120-150℃左右）的要求不相适应被迫，影响了蒸汽驱的开采效果。

四、结论

1.蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后，进一步提高原油采收率的主要热采阶段。依靠蒸汽吞吐开采，只能采出各个油井井点附近油层中的原油，井间仍留有大量的剩余油富集区，采收率低，