半年时间，孤岛中二中一个普通稠油区块采收率提高了18%。采收率如此大幅提高，得益于开发方式的转变。
这个转变就是在水驱对普通稠油几乎“无可奈何”时实施的蒸汽驱开发技术。采油研究院稠油开采研究所副所长盖平原介绍说，地层条件黏度介于50毫帕秒到10000毫帕秒的为普通稠油，其最佳开发方式是热采，但在上世纪七、八十年代，由于受观念认识和技术不配套等因素影响，普遍采用了水驱的开发方式。
该区是典型的普通稠油区块，开发于上世纪70年代，地质储量276万吨，开发方式为水驱。到去年年底，综合含水87.5％，采出程度23.2%，采油速度为1.1%。
随着开发程度的提高，普通稠油水驱的弊端日益显现，主要表现在采收率低、采出程度不到1%，含水率高、稠油黏度增加。随后实施的单井蒸汽吞吐又出现了产量递减快、接替不足、地层压力下降快、水侵影响日益加剧等问题。被称为“低效水驱”。
事实证明，普通稠油不适合水驱的开发方式。如何从开采机理上转换开发方式，增加原油产量和提高采收率，并为今后普通稠油油田水驱后提高采收率提供一套技术可行、经济高效的开发途径呢。
蒸汽驱开始进入油田的视野。蒸汽驱是经过蒸汽吞吐开采以后为进一步提高稠油油藏采收率的热采阶段，由注汽井向油藏中注入蒸汽，加热原油并将其驱向周围的生产井中，达到开采原油的目的。
2007年油田开始探索普通稠油转蒸汽驱提高采收率技术，因为符合油藏埋深小于1400米、含水低于90％、剩余油饱和度大于50％、有效厚度大于8米、地层条件原油黏度100毫帕秒到400毫帕秒的基本条件，2008年初，孤岛中二中馆5被确定为先导试验区。
半年时间里，先导试验区通过优化井网等各种措施，使得该区块采收率提高到采收率提高到45.6%，比单一吞吐的热采方式提高7%。盖平原认为，目前只是处于先导试验阶段，随着油藏参数的不断优化和配套工艺的不断完善，水驱后注蒸汽驱的采收率可以更高，将对胜利油田的产量稳定起到重要的支撑作用，也为中石化同类型油藏开发提供借鉴。
目前，胜利油田水驱普通稠油储量为9.1亿吨，水驱采收率一般低于20％，适合蒸汽驱的资源有2.16亿吨。蒸汽驱至少可以提高采收率20%以上，最高可以达到40%，如果推广开来，至少增加可采储量4320万吨。
|
|
