普通稠油油藏水驱转热采的必要性和可行性

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］。……