水驱普通稠油油藏转注蒸汽开发技术研究
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摘要：扶余东区原油性质属于普通稠油油藏，初期采用注水方式开发。2007年开始转为注蒸汽方式开发。蒸汽吞吐第一周期获得了非常好的效果，但第二周期产油量、油汽比明显变低。分析认为，原油流动性较好、油层压力低及汽窜是影响第二周期的主要因素。为此，开展了助排、封堵及整体注汽等技术对策研究，并通过现场试验，见到了良好的效果。为改善多轮次蒸汽吞吐的效果、延长吞吐有效期，提供了技术支持。
关键词: 原油黏度 水驱 蒸汽吞吐 矿场试验
Technology Development and Research for Water driven common thick oil pool converting to steam driven
Wang Shuping
Fuyu Oil Extraction of Jilin Oil Field Company, Songyuan, Jilin, 138000
Abstract: Fuyu oil property belongs to heavy oil reservoirs, at the beginning we applied water injection development way. From 2007 we started to steam injection development way. The first cycle of steam stimulation won the very good effect, but at the second cycle oil, oil steam considerably lower. According to analysis, crude oil and with good fluidity reservoir pressure lower and steam channeling is the main factors of influence the second cycle. Therefore, carried out the help row, sealing and whole steam injection technology research, and through the field countermeasures test, see a good effect. To improve the effect of many rounds of steam stimulation, extend the validity of stimulation, provide the technical support.
Key Words: Oil Viscosity, Water Driven, Steam Stimulation, Mine Field Test
扶余油田东区和扩边区，油层温度下脱气原油黏度在100～500mPa.s，属于普通稠油［1］。由于原油在地下具有一定的流动性，开发初期采用了注水方式，见到一定的效果，但由于原油黏度相对较高，水油流度比相对较大，预测水驱采收率仅为20%左右，注水开发潜力小，转变开发方式，是改善开发效果、提高采收率的根本途径［2］。
2007年开始，通过优化部署，实施开发井，在扶余东区开展了蒸汽吞吐试验［3］。第一周期吞吐产量是常规压裂投产井产量的2～3倍，而含水仅为50%左右，蒸汽吞吐试验见到了良好的效果。
1 蒸汽吞吐过程中暴露出的问题
扶余东区在蒸汽吞吐生产过程中，存在第一周期蒸汽吞吐效果显著，第二和第三周期效果明显逐渐变差的问题。
扶余东区扶北区块，第一周期平均生产178天，周期累产油566t，周期油汽比0.52；第二周期平均生产149d，周期累产油299t，周期油汽比0.23；第三周期平均生产149d，周期累产油248t，周期油汽比0.18，吞吐效果逐渐变差，扶余东区的探51、探91等区块，多周期蒸汽吞吐也表现出类似的生产特征。
2 影响多轮次蒸汽吞吐效果因素分析
2.1 原油黏度低及油层压力低，是导致第二周期吞吐效果变差的直接原因
由于扶余东区原油黏度相对较低，有一定的流动性，蒸汽注入过程中，容易将原油推向远处，周围邻井有增产现象；同时，扶余东区虽然注水开发多年，但由于井网不适，水油流度比较大等原因，导致注水效果差，因此地层压力已由原始压力的4.3 Mpa降到目前的2.0Mpa左右，因而无法将推向远处的原油及时采回，从而导致第二周期吞吐效果变差。第一周期平均单井日产油3.4t/d，而第二周期就降至1.7t/d，产量递减50%。
2.2 部分井注汽过程中发生汽窜，影响了吞吐效果
部分井注汽过程中，邻井产液量、含水及产液温度上升，发生明显的汽窜现象。这些井放喷生产后，表现为产量低、周期累产油量低及有效期短的生产特征。这是由于储层裂缝的存在，蒸汽沿着裂缝窜进，无法均匀有效加热油层，导致吞吐效果变差。
3 提高多轮次吞吐效果对策研究
由于蒸汽吞吐具有一次性投资较少，工艺技术简单，增产快，经济效益好的优势，因此改善多轮次的吞吐效果、延长吞吐有效期，是热采工作中的重要内容。
3.1多周期助排试验
针对地层压力低导致原油无法及时采回，导致第二周期吞吐效果变差的问题，开展了蒸汽吞吐助排研究［4］。通过对氮气助排、混合气泡沫助排、泡沫助排、氮气泡沫助排及二氧化碳泡沫助排等方式研究，确定氮气泡沫助排和二氧化碳泡沫助排在改善吸汽剖面、扩大蒸汽波及范围及助排等方面，效果显著，可以作为提高多轮次吞吐效果的技术对策。
3.2多井整体蒸汽吞吐
多井整体蒸汽吞吐就是把相邻的多口同层位、且汽窜频繁的吞吐井，组合为一个开发单元，集中注汽，统一焖井和吞吐生产，变单井的孤立行为为整体行为。多井整体吞吐具有有效补充地层能量、避免汽窜而减少热量损失的优点，从而改善高轮次井的开发效果。
3.3 高温暂堵
由于扶余油层存在裂缝及高渗透带，蒸汽吞吐注汽过程中，部分井出现汽窜现象，因此，第二周期注汽时，需要对这部分井进行封堵。针对扶余油层的裂缝或高渗带既是主要窜流通道，也是主要油流通道，要求堵剂在注蒸汽时起到堵的作用，在停止注蒸汽时，堵剂可以破胶，失去堵的作用，保证油流通道的畅通。
4 提高多轮次蒸汽吞吐效果现场试验
4.1二氧化碳泡沫助排试验
二氧化碳泡沫助排就是采用蒸汽、二氧化碳及泡沫段塞方式注入，这样可以更好的发挥助排、调剖及降黏作用，达到改善吞吐效果的目的。扶北区块FB11-22井于2008年进行了第一轮蒸汽吞吐，累注汽1165t，生产时间为619d，累产油1479t，油汽比1.27。针对第二轮蒸汽吞吐普遍变差的问题，确定这口井在二轮吞吐时，开展氮气泡沫助排方式试验，采用注蒸汽、二氧化碳及泡沫段塞方式注入。该井于2010年6月5日投产，累注汽1393t，生产时间为350d，周期累产油685.2t，平均单井日产油2t，油汽比0.5，而该井第二轮吞吐前日产油仅为0.1t，助排试验取得了非常好的效果。
4.2多井整体蒸汽吞吐
助排试验虽然取得了一定的效果，但没从根本上解决由于原油流动性好、地层压力低及汽窜导致的第二周期，尤其是多周期效果变差的问题。
2011年5月，探91区块的D+54-14.2等8口井开展了多井蒸汽吞吐试验，注气量大的先注，延长焖井时间，注气量小的后注，减少焖井时间，然后同时开井生产。探91区块的8口井注汽过程中，周围生产井未见汽窜反应。2011年6月，放喷生产后，平均单井日产液9.3t/d，日产油3.0t/d，含水70.4%，而整体吞吐前，8口井平均单井日产液2.5t/d，日产油0.5t/d，含水80%。整体蒸汽吞吐见到了良好的效果，
4.3高温暂堵试验
针对吞吐注汽过程中出现的汽窜问题，开展了高温暂堵试验。探91区块D+56-10.2井第二轮注汽时，注汽压力为7.1MPa，明显低于第一周期的9.6MPa，且北部距其195m的D+54-10.2井口温度上升，确定该井汽窜而停注。第三轮注汽时，首先对东+56-10.2井进行了高温暂堵，注汽时注汽压力恢复到8.8MPa，邻井未发现异常反应。该井放喷生产21d，平均日产液26.1t，日产油6.0t，含水77%，第三轮累计生产227d，累产油432.8t，取得了非常好的效果，封堵试验获得了成功。
5 结论与认识
（1）原油流动性差，地层压力低，以及汽窜是导致多轮次吞吐效果变差的主要原因。
（2）助排在一定程度上改善了多轮次吞吐的效果，但没从根本上解决效果变差的问题。
（3）多井整体吞吐，避免了汽窜现象的发生，有效地补充油藏能量。
（4）蒸汽吞吐可作为一项增产措施，蒸汽驱是提高采收率的根本途径。
参考文献：
［1］刘文章.稠油注蒸汽热采工程［M］.北京：石油工业出版社，1997：23～24
［2］苏映红.油田开发中后期可采储量标定方法［J］.石油勘探与开发，2005.12：94～96
［3］胡常忠.稠油开采技术［M］. 北京：石油工业出版社，1998：8～9
［4］ 河南稠油油田氮气辅助蒸汽吞吐技术［J］. 石油地质与工程，2008.10：84～85
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