普通稠油油藏水驱转热采的必要性和可行性

2012-10-24魏超平

中国石油大学胜利学院学报 2012年4期

魏超平

（中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营257015）

按照国家对稠油分类的标准，地层黏度大于50 mPa·s并且地面黏度小于10Pa·s的为普通稠油［1］。胜利油田普通稠油储量为10.5亿t，以注水开发为主，其中地下原油黏度大于100mPa·s的水驱储量为3.75亿t，预测采收率小于20%。有必要对提高水驱普通稠油采收率的开发方式及水驱后转热采的可行性进行研究。

1 转换开发方式的必要性

1.1 含水率上升快，水驱增油能力有限

普通稠油油藏水驱后单井动液面、含水率均上升明显，能量得到及时补充。但由于水油流度比大，注入水快速突破形成水淹通道，水驱增油能力有限。如图1：某一井组注水后三口油井的动液面均明显上升，说明能量得到及时补充。B306-X3井，原油黏度2.793Pa·s，注水后日产油能力由3.0t提高到4.4t，含水率由5.9%上升到71.6%，水驱增油214 t；B509-X19井，原油黏度4.163Pa·s，注水后日产油能力由2.5t提高到2.9t，含水率由8.2%上升到66.4%，水驱增油52t；B306-2井，原油黏度6.257Pa·s，注水后日产油能力不变，含水率由23%上升到76%，水驱增液不增油。原油黏度越大，日产油能力提升幅度越小、递减越快。当原油黏度小于4.0Pa·s时，油井日产油虽能明显上升，但其递减快，见效期短，增油能力低。当原油黏度超过4.0Pa·s时，注水不能提高日产油能力。

图1 不同黏度水驱效果

1.2 水驱波及系数小，动用储量低

由于水油流度的差异，水驱油并非是活塞式的推进过程，水油流度比越大，指进现象越严重，水驱前缘越不规则，水驱波及系数越小［2-4］。曾有学者做过不同油水流度比条件下水驱油室内模拟试验（图2）［5］。试验表明，水油流度比越小，注入水波及面积越大。当水油流度比为71.5，油井与水井间形成水淹通道时，模型中有大量区域没有被水波及到，水驱波及系数较小。胜利油田稠油在地层条件下水油流度比为100～500，远大于试验时的71.5，水驱波及系数更小。

图2 不同水油流度比条件下水驱油试验驱替前缘分布示意图

式中，N为水驱动用地质储量，万t；B为水驱曲线的斜率。

利用式（1）计算胜利油田胜坨地区原油黏度为4.338和2.257Pa·s的两处普通稠油油藏的水驱动用程度，结果分别为41.8%和51.4%，水驱动用程度较低。

1.3 随水驱进行原油变稠

前苏联对两个长期注水开发的稠油油藏原油性质进行了跟踪对比，分析后发现：随着水驱的进行，采出油轻组分含量高于剩余油，而剩余油中胶质、沥青质含量比采出油高，随水驱采出油量的增加，地下剩余油的黏度也不断增加［9］。胜利油田多个稠油区块的实际原油分析化验资料也证实了这一结论。胜利油田水驱普通稠油油井S328-2，1999年4月测得其原油黏度为1.780Pa·s，随水驱进行其原油黏度不断上升，2011年5月其黏度上升到了4.188Pa·s，黏度增加了2倍多（图3）。

水驱动用地质储量计算公式［6-8］为

图3 S328-2井原油黏度随时间变化

1.4 水驱后期增油困难

水驱后期，由于原油黏度变大，水油流度比进一步扩大，日产油能力的提升更加困难。以胜利油田某一普通稠油油藏中注采对应好的一口油井和一口水井为例，注水初期，油井日产油能力由2.0t提升到4.6t。而后日产油能力快速递减，含水率不断上升。当日产油能力递减到1.8t、含水率上升到87%时，注入井日注量由33t提高至48t，生产井采取换大泵提液，日产液能力由18t提高到51t，日产油能力仅提高到2.0t。普通稠油油藏水驱后期，强化采油效果不明显，日产油能力提高比前期更困难。

1.5 普通稠油水驱采收率低

统计胜利油田多个区块原油黏度与水驱采收率后发现，区块水驱采收率随黏度增大呈指数下降（图4），当原油地层黏度大于100mPa·s时，其采收率小于20%。

图4 胜利油田水驱采收率与原油黏度关系

2 水驱转热采的可行性

2.1 一般稠油区块满足热采筛选标准

随着采油工艺的发展，特别是亚临界锅炉甚至超临界锅炉的使用，热采的筛选标准不断放宽。目前胜利稠油热采筛选标准油藏深度已经由1.6km增加到了2.0km，这样越来越多的水驱普通稠油油藏满足热采的要求。

2.2 水驱后油藏剩余油富集

目前胜利水驱普通稠油油藏的采出程度一般在15%以下，即使到了特高含水期，油藏的采出程度仍不高，大量剩余油富集为水驱转热采提供了物质基础。层间，渗透性好、吸水能力强的储层水洗程度高，渗透性差的储层剩余油富集；层内，由于重力分异作用，底部水洗程度高，顶部剩余油富集；平面上，主流线与高渗区水洗程度高，非主流线与低渗区剩余油富集［10-12］。