深層稠油油藏DCS技術(shù)研究及應(yīng)用

段志剛，杜 勇，龔雪峰，林志彬，陳曉英

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營(yíng) 257237;

2.中石化勝利油田勝利泵業(yè)有限公司，山東 東營(yíng) 257237)

深層稠油油藏DCS技術(shù)研究及應(yīng)用

段志剛1，杜 勇1，龔雪峰1，林志彬1，陳曉英2

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營(yíng) 257237;

2.中石化勝利油田勝利泵業(yè)有限公司，山東 東營(yíng) 257237)

針對(duì)深層稠油油藏樁139塊部分井注汽壓力高、注汽質(zhì)量無(wú)法保證，導(dǎo)致周期產(chǎn)油下降的問(wèn)題，進(jìn)行了DCS(油溶性復(fù)合降黏劑及二氧化碳輔助蒸汽吞吐)技術(shù)的研究和應(yīng)用。根據(jù)樁139塊的油藏特征，優(yōu)化降黏劑和二氧化碳的用量以及注汽強(qiáng)度，施工費(fèi)用下降50%左右。礦場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，該技術(shù)可有效提高蒸汽利用率，降低注汽壓力，提高油汽比，增加產(chǎn)量。在深層稠油油藏樁139塊進(jìn)行4口井DCS技術(shù)試驗(yàn)，取得了良好的增油效果，已累計(jì)增油8000多t。

稠油油藏;深層;DCS;參數(shù)優(yōu)化;樁西油田

引 言

樁西油田深層稠油油藏樁139塊位于樁西油田北部灘海區(qū)，水深為2～3 m，是以樁古46井的井場(chǎng)為基礎(chǔ)擴(kuò)建采油平臺(tái)，實(shí)施“海油陸采”。該塊主力含油砂層組為Ng上6、Ng上7，Ng上6砂層組為曲流河沉積，其中含油小層為 Ng上63、Ng上67;Ng上7砂層組為辮狀河沉積，其中含油小層為Ng上71、Ng上72。油層埋深為1 550～1 650 m。Ng上儲(chǔ)層孔隙度為21.5% ～41.6%，平均為34%，滲透率為480×10－3～4 140 ×10－3μm2，平均為1 804 ×10－3μm2。根據(jù)試油資料分析，樁斜138井Ng上63油層中深為1 611.5 m，測(cè)得地層壓力為14.86 MPa，壓力系數(shù)為0.92;樁斜139井Ng上72油層中深為1 643.5 m，測(cè)得地層壓力為16.05 MPa，壓力系數(shù)為0.98，Ng上71油層中深為1 611.7 m，測(cè)得地層壓力為16.47 MPa，壓力系數(shù)為1.02;油層溫度70℃，地溫梯度為0.034℃/m，屬常溫常壓系統(tǒng)。該塊2002年試采，2003年投入開(kāi)發(fā)，2006年2月全部投產(chǎn)，先后經(jīng)歷了冷采和蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)階段。受油藏埋深和物性差的影響，隨著吞吐輪次增加，部分吞吐井注汽壓力高，注汽質(zhì)量無(wú)法保證，周期油汽比低，有9口井注汽壓力大于18 MPa。針對(duì)普通方式難開(kāi)采或無(wú)法開(kāi)采的超稠油油藏，借鑒HDCS高效開(kāi)采的成功經(jīng)驗(yàn)［1］，對(duì)樁西深層稠油油藏開(kāi)展了DCS技術(shù)研究，達(dá)到降低注汽壓力，提高蒸汽波及效率的目的，解決了樁139深層稠油油藏?zé)岵砷_(kāi)發(fā)中的難題。

1 深層稠油油藏DCS增油機(jī)理

蒸汽吞吐主要是在人工注入一定量蒸汽加熱油層降黏后，依靠天然能量開(kāi)采。而DCS技術(shù)是一種采用油溶性復(fù)合降黏劑及二氧化碳輔助蒸汽吞吐，通過(guò)三者的復(fù)合降黏和混合傳質(zhì)作用實(shí)現(xiàn)稠油油藏經(jīng)濟(jì)開(kāi)采的新技術(shù)。油溶性復(fù)合降黏劑和二氧化碳都有較好的降黏作用，二者的協(xié)同作用可以使其降黏作用進(jìn)一步增強(qiáng)，有效降低近井地帶原油黏度，進(jìn)而降低注汽壓力。二氧化碳與蒸汽間的協(xié)同作用是DCS技術(shù)的關(guān)鍵部分，其協(xié)同作用體現(xiàn)在3個(gè)方面:協(xié)同降黏、熱量傳遞和動(dòng)量傳遞。該作用有效地降低了注汽壓力、擴(kuò)大蒸汽的波及體積，提高蒸汽的有效率［2］。

2 室內(nèi)研究

針對(duì)稠油降黏難的問(wèn)題積極引進(jìn)JNG_N300油溶性復(fù)合降黏劑，對(duì)該降黏劑進(jìn)行了室內(nèi)研究和評(píng)價(jià)［3］。

2.1 油溶性復(fù)合降黏劑的理化性能

油溶性復(fù)合降黏劑借助于溶劑、熱力、滲流攪拌作用及表面活性劑等輔助手段，先拆散芳香片聚集體，再通過(guò)降黏劑中的復(fù)配成分與其相互作用，從而達(dá)到更為理想的降黏效果。復(fù)合降黏劑主要成分為丙烯酸高級(jí)脂肪醇酯類聚合物，該聚合物含有化學(xué)結(jié)構(gòu)與原油中大分子結(jié)構(gòu)相似的長(zhǎng)碳?xì)滏?，能阻止原油中大分子形成網(wǎng)絡(luò)層狀結(jié)構(gòu)，同時(shí)該降黏劑與重質(zhì)芳烴、表面活性劑等多種有機(jī)組分復(fù)配而成，具有很強(qiáng)的滲透性、反相乳化性能，能夠快速溶解、分散稠油中的大分子結(jié)構(gòu)，并大幅度降低油水表面張力，對(duì)油包水乳狀液進(jìn)行反相乳化，能夠?qū)崿F(xiàn)稠油在油藏條件下的強(qiáng)制降黏［4］。

2.2 油溶性復(fù)合降黏劑敏感性評(píng)價(jià)

為了確保降黏后稠油性質(zhì)的穩(wěn)定，分析了降黏后樁139塊脫水稠油的黏溫性質(zhì)，并與降黏前稠油的黏溫性質(zhì)進(jìn)行比較。實(shí)驗(yàn)測(cè)定了加入l%降黏劑后稠油黏度隨測(cè)定溫度變化的情況，結(jié)果見(jiàn)表1、圖1。

表1 加入1%降黏劑后的稠油黏溫關(guān)系

圖1 加入降黏劑后的黏溫關(guān)系曲線

降黏前稠油黏溫關(guān)系曲線斜率絕對(duì)值為0.093 1，降黏后稠油黏溫關(guān)系曲線斜率絕對(duì)值為0.100 8。這說(shuō)明降黏后的稠油黏溫敏感性改善［2］，對(duì)環(huán)境溫度具有更好的適應(yīng)能力。

3 深層稠油油藏DCS技術(shù)施工參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)樁斜139井試油資料分析，20℃地面原油密度為0.970 5～0.987 2×103kg/m3，70℃地面脫氣油黏度為2 727～9 196 mPa·s，縱向上Ng上63、Ng上72小層原油黏度相對(duì)較低，為2 727～3 694 mPa·s，Ng上71小層原油黏度相對(duì)較高，為7 589～9 196 mPa·s，均屬于普通稠油［5］。實(shí)驗(yàn)用油取自樁西油田樁139塊樁139－X20井，油品性質(zhì)見(jiàn)表2。針對(duì)樁139塊底水稠油油藏的構(gòu)造特征和儲(chǔ)層物性，為了提高注汽和采油效果，加強(qiáng)對(duì)油層的保護(hù)，具體優(yōu)化如下［6］。

表2 樁139－X20井原油性質(zhì)統(tǒng)計(jì)

3.1 降黏劑的優(yōu)化

3.1.1 油溶性復(fù)合降黏劑對(duì)樁139塊稠油降黏性能評(píng)價(jià)

首先分析降黏劑在油藏溫度下對(duì)稠油的降黏效果［7］。在脫水稠油中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.5%、1.0%、1.5%和2.0%的油溶性復(fù)合降黏劑，充分作用后測(cè)定70℃條件下稠油黏度，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的降黏劑后的稠油黏度

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著降黏劑加入量的增加，稠油降黏率增加，降黏效果變好，因此在充分考慮經(jīng)濟(jì)效益的前提下，可提高降黏劑的加入量。

3.1.2 油溶性復(fù)合降黏劑注入強(qiáng)度優(yōu)化

圖2為降黏劑注入量與采出程度、油汽比關(guān)系曲線。綜合考慮，降黏劑周期注入強(qiáng)度取0.15 t/m左右較適宜。

圖2 不同降黏劑注入強(qiáng)度與采出程度、油汽比關(guān)系曲線

3.2 二氧化碳用量的優(yōu)化

3.2.1 二氧化碳對(duì)樁139塊稠油降黏性能評(píng)價(jià)

表4為70℃時(shí)原油膨脹系數(shù)與二氧化碳溶解度關(guān)系。表5為油藏溫度壓力下樁139－X20井原油黏度與二氧化碳溶解量的關(guān)系。實(shí)驗(yàn)表明，隨著二氧化碳溶解度的增加，稠油的飽和壓力和膨脹系數(shù)是增加的;隨溶解度的增加，油氣混和物黏度迅速下降，降黏率迅速提高［8］。

表4 70℃時(shí)原油膨脹系數(shù)與二氧化碳溶解度關(guān)系

3.2.2 二氧化碳注入強(qiáng)度優(yōu)化

根據(jù)數(shù)模計(jì)算結(jié)果，作出二氧化碳注入量與采出程度、油汽比關(guān)系曲線(圖3)?？梢?jiàn)，隨著二氧化碳注入量的增加，采出程度不斷提高，但采油量與二氧化碳注入量呈現(xiàn)減小趨勢(shì)。

圖3 不同二氧化碳注入強(qiáng)度與采出程度、油汽比關(guān)系曲線

經(jīng)過(guò)研究，并考慮2項(xiàng)指標(biāo)，認(rèn)為二氧化碳周期注入強(qiáng)度在1.5 t/m左右最佳［9］。

表5 油藏溫度壓力下原油黏度與二氧化碳溶解量的關(guān)系

3.3 注汽強(qiáng)度優(yōu)化

概念模型計(jì)算結(jié)果表明:隨著注汽強(qiáng)度的增加，采出程度和油汽比均呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律［10］，當(dāng)注汽強(qiáng)度為12.5 t/m時(shí)，采出程度和油汽比均最大。因此設(shè)計(jì)注汽強(qiáng)度為12.5 t/m。

4 礦場(chǎng)應(yīng)用

針對(duì)樁139塊底水稠油油藏的構(gòu)造特征和儲(chǔ)層物性，優(yōu)化DCS工藝施工參數(shù)，降低了施工費(fèi)用，提高了施工效果。截至2010年5月，在樁139－X14、樁139－X20、樁139－平1等4口井進(jìn)行DCS技術(shù)先導(dǎo)試驗(yàn)。平均單井用降黏劑3 t、二氧化碳55 t、費(fèi)用10.0×104元。施工費(fèi)用與HDCS工藝平均單井費(fèi)用(20.3×104元)相比，降低了50.7%。實(shí)施該技術(shù)后平均注蒸汽壓力比前輪次注汽壓力降低2～3 MPa，干度提高近40個(gè)百分點(diǎn)。措施有效率100%，累計(jì)增產(chǎn)原油8 210.5 t，平均單井增油2 052.63 t，日增油31 t/d，結(jié)果見(jiàn)表6。4口井開(kāi)井后生產(chǎn)均正常，目前生產(chǎn)持續(xù)有效。

目前DCS技術(shù)在深層稠油油藏的應(yīng)用歸納［3］為2類:

(1)解堵提高注汽質(zhì)量。該類井處于儲(chǔ)層物性較高、原油黏度較低的部位，隨著生產(chǎn)的進(jìn)行容易出現(xiàn)近井地帶膠質(zhì)、瀝青質(zhì)滯留，儲(chǔ)層膠結(jié)遭到破壞，造成有機(jī)、無(wú)機(jī)復(fù)合堵塞，油井的產(chǎn)液量下降，生產(chǎn)周期縮短。后期因注汽壓力高，注汽質(zhì)量無(wú)法保證。這些井實(shí)施該技術(shù)后能有效解除近井地帶的堵塞，提高注汽質(zhì)量，降低原油黏度，增加油水流度比。

(2)降黏提高周期產(chǎn)油。由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性，原油及其他流體生成、運(yùn)移等，導(dǎo)致部分井稠油物性極差，原油在蒸汽吞吐的條件下無(wú)法流動(dòng)。在該類井反復(fù)實(shí)施該技術(shù)后，二氧化碳會(huì)逐漸溶解在整個(gè)油藏中，改善原油整體物性，降低原油黏度，從而提高油藏采收率。

表6 DCS工藝實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)

5 結(jié)論

(1)油溶性復(fù)合降黏劑隨加入量的增加，稠油降黏率增加，降黏效果變好。降黏后的稠油黏溫敏感性改善，對(duì)油藏環(huán)境溫度具有更好的適應(yīng)能力。

(2)隨著二氧化碳溶解度的增加，稠油的飽和壓力和膨脹系數(shù)是增加的;隨溶解度的增加，油氣混和物黏度迅速下降，降黏率迅速提高。

(3)針對(duì)樁139塊底水稠油油藏的構(gòu)造特征和儲(chǔ)層物性，優(yōu)化DCS工藝施工參數(shù)，降低了施工費(fèi)用，提高了施工效果。

(4)DCS技術(shù)適用于油層埋深為1 550～1 650 m、原油黏度為2 727～9 196 mPa·s、平均孔隙度為34.5%、平均滲透率為1 269 ×10－3μm2的高孔、高滲深層稠油油藏。

(5)DCS技術(shù)綜合了油溶性降黏劑降黏技術(shù)、二氧化碳非混相驅(qū)油技術(shù)和蒸汽吞吐技術(shù)，能夠解除近井地帶污染，降低注汽壓力，提高油汽比，增加產(chǎn)量。

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Research and application of DCS technique in deep heavy oil reservoirs

DUAN Zhi– gang1，DU Yong1，GONG Xue– feng1，LIN Zhi– bin1，CHEN Xiao– ying2
(1．Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong 257237，China;(2．Shengli Oilfield Pump Industry Corporation，SINOPEC，Dongying，Shandong 257237，China)

Some of the wells in Block Zhuang139 deep heavy oil reservoir experienced high steam injection pressure，so the steam injection quality could not be guaranteed，leading to the declined cyclic oil production．Therefore the technique of DCS(oil soluble compounded viscosity reducer(dissolver)+CO2assisted CSS)was studied and applied in the paper．Based on the reservoir characteristics of Block Zhuang139，the dosage of viscosity reducer and CO2and steam injection volume were optimized，reducing the operation cost by about 50%．The field application results indicate that the technique can effectively improve the utilization ratio of steam，decrease the steam injection pressure，increase oil/steam ratio and production．It has been tested in 4 wells in Block Zhuang139 deep heavy oil reservoir，achieving good results with cumulated incremental oil production of more than 8 000 tons．

heavy oil reservoir;deep layer;DCS;parameter optimization;Zhuangxi Oilfield

TE357.4

A

1006－6535(2011)06－0113－04

20110504;改回日期20110925

中國(guó)石化勝利油田分公司項(xiàng)目“稠油熱力復(fù)合驅(qū)的耦合作用與耦合模型”部分內(nèi)容(E060709－60276040)

段志剛(1978－)，男，工程師，2002年畢業(yè)于成都理工大學(xué)石油地質(zhì)專業(yè)，現(xiàn)從事采油技術(shù)的研究與推廣工作。

編輯 王 昱