互層狀超稠油油藏調(diào)剖助排技術(shù)研究與應(yīng)用

鮑 繼 紅

（中油遼河油田公司，遼寧 盤(pán)錦 124010）

互層狀超稠油油藏調(diào)剖助排技術(shù)研究與應(yīng)用

鮑 繼 紅

（中油遼河油田公司，遼寧 盤(pán)錦 124010）

興隆臺(tái)超稠油油藏因?yàn)樵驼扯雀?、縱向及平面上非均質(zhì)性、井距近等因素影響，井間汽竄干擾、周期吞吐時(shí)間短等矛盾突出。為此，在原有技術(shù)的基礎(chǔ)上，將高溫暫堵調(diào)剖和驅(qū)油助排結(jié)合，研發(fā)了調(diào)剖助排技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后，在抑制汽竄的同時(shí)，降低產(chǎn)出液粘度，改善了吞吐效果。在超稠油吞吐開(kāi)發(fā)領(lǐng)域內(nèi)，實(shí)現(xiàn)了整體的工藝創(chuàng)新。

互層狀超稠油；汽竄干擾；粘度高；調(diào)剖助排

曙光油田位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，是一個(gè)具有多套含油層系、多種油品性質(zhì)的復(fù)雜斷塊油田。目前以稠油蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)方式為主。興隆臺(tái)超稠油油藏年產(chǎn)油102.5×104t，占曙光油田年產(chǎn)量的52.2%，是維持曙光油田產(chǎn)量穩(wěn)定的主導(dǎo)力量。

1 概 況

1.1 地質(zhì)概況

興隆臺(tái)油藏開(kāi)發(fā)目的層包括沙三上段、沙一+二段兩套地層，兩套地層砂體十分發(fā)育，縱向上相互接觸，屬同一油水壓力系統(tǒng)，自上而下分為六個(gè)油層組，13個(gè)砂巖組21個(gè)小層，沉積相帶以河道邊部、前緣薄層砂及分流河口壩，總體上從構(gòu)造高部位向低部位物性變差[1]。其探明含油面積 13.4 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量8 600×104t，已動(dòng)用含油面積9.93 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量6770×104t。

興隆臺(tái)油藏油層埋深650～850 m，有效厚度單井平均63.3 m。油藏儲(chǔ)層均為高孔高滲儲(chǔ)層。采用一套開(kāi)發(fā)層系、70～100 m井距，正方形井網(wǎng)部署。

1.2 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

截止2011年底，該油藏共有油井991口，開(kāi)井692口，年產(chǎn)油102.5×104t，綜合含水74.3%，累積產(chǎn)油796.3×104 t，采出程度12.95%，可采儲(chǔ)量采出程度59.1%。累計(jì)注汽2200.1×104t，累計(jì)油汽比0.36，平均油井吞吐14.4周期。

2 存在問(wèn)題分析

2.1 汽竄干擾突出

自興隆臺(tái)油層投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，井間汽竄問(wèn)題就成為制約油田開(kāi)發(fā)的主要矛盾，隨著開(kāi)發(fā)規(guī)模的擴(kuò)大，油井吞吐輪次的增加，汽竄矛盾更為突出,對(duì)產(chǎn)量的影響日趨嚴(yán)重。

近年來(lái)影響產(chǎn)量都在3×104t以上，因此，汽竄干擾因其不可避免性已成為超稠油開(kāi)發(fā)的主要矛盾。

(a) 汽竄原因

其原因主要有油藏因素和開(kāi)發(fā)因素兩個(gè)方面。

（1）油藏因素

① 原油粘度高，汽油流度比大，原油粘度在（12～23）×104mPa·s。

② 儲(chǔ)層物性好，高孔、高滲，平均滲透率2.37 μm2，有效孔隙度32.6%。

③ 非均質(zhì)性嚴(yán)重[2]，易單層突進(jìn)，最大滲透率級(jí)差達(dá)到203。

（2）開(kāi)發(fā)因素

① 近井距增加了汽竄幾率，采取70 m井距，且井間加密水平井。

② 井間動(dòng)用差異大，因投產(chǎn)時(shí)間不同，油井采出程度不同，高壓區(qū)域油井注汽時(shí)易汽竄相鄰低壓區(qū)域油井[3]。

(b) 汽竄危害

（1） 注汽井能量外溢，蒸汽熱利用率降低。汽竄會(huì)引起油藏加熱嚴(yán)重不均勻現(xiàn)象，導(dǎo)致蒸汽波及體積小、熱效率低、吞吐效果差；形成汽竄通道進(jìn)一步加劇動(dòng)用不均的矛盾。

（2） 輕微受竄井有效生產(chǎn)時(shí)率下降，影響產(chǎn)量。汽竄造成被竄井產(chǎn)液量大幅增加，產(chǎn)油量大幅波動(dòng)，產(chǎn)量運(yùn)行不平穩(wěn)。累積汽竄5 798井次，影響36.6×104t

（3） 嚴(yán)重受竄井發(fā)生套壞，造成油井報(bào)廢。嚴(yán)重汽竄可能導(dǎo)致受擾井井噴污染事故的發(fā)生，造成的危害也越來(lái)越嚴(yán)重。更為嚴(yán)重的是汽竄會(huì)導(dǎo)致被竄井套壞關(guān)井。

2.2 原油粘度高，流動(dòng)性差影響生產(chǎn)效果

隨著蒸汽的注入，地層原油因加熱輕質(zhì)組分先被采出，致使不流動(dòng)的有機(jī)質(zhì)沉積于油層巖石表面，縮小流體滲流孔道；另外，原油因粘度受溫度的影響十分敏感，其拐點(diǎn)溫度為 80 ℃時(shí)，興隆臺(tái)原油幾乎失去流動(dòng)性，吞吐的過(guò)程中，隨原油的采出近井地帶油層溫度迅速下降，當(dāng)?shù)陀诠拯c(diǎn)溫度時(shí)，原油因失去流動(dòng)性而無(wú)法采出，周期生產(chǎn)被迫結(jié)束。

2.3 原有工藝的局限性

針對(duì)汽竄問(wèn)題采取了暫堵調(diào)剖措施，采用耐高溫的化學(xué)堵劑，注汽前擠入油層，當(dāng)堵劑在地層條件下固化后，改變注入蒸汽的走向，達(dá)到緩解汽竄、抑制井間干擾目的，取得了較好的效果，但仍存在一定問(wèn)題。實(shí)施調(diào)剖措施后產(chǎn)能下降，分析原因是措施后雖然低滲透層吸汽狀況得到改善，但其產(chǎn)能的增加不足以彌補(bǔ)主力層（封堵層位）產(chǎn)能下降。

針對(duì)原油流動(dòng)性差的問(wèn)題，采取助排工藝，聽(tīng)過(guò)剝離作用、乳化降粘、改變潤(rùn)濕性、礦物收縮等作用，降低地層流體的滲流阻力，從而延長(zhǎng)油井生產(chǎn)周期，提高油井產(chǎn)液能力。但因?yàn)榭v向及平面上的動(dòng)用不均，導(dǎo)致助排劑大量進(jìn)入高動(dòng)用區(qū)域，有效作用體積小。

3 調(diào)剖助排技術(shù)的技術(shù)研究

針對(duì)注汽井汽竄、井間干擾嚴(yán)重，油層動(dòng)用不均、原油粘度高流動(dòng)性差的問(wèn)題，研制了調(diào)剖助排工藝。一方面防止汽竄；另一方面減小地層流體流動(dòng)阻力，改善油井吞吐效果。

3.1 技術(shù)原理

該技術(shù)將高溫調(diào)剖、驅(qū)油助排兩項(xiàng)工藝有機(jī)結(jié)合。在注汽前將高溫調(diào)剖劑注入地層，堵劑優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，縱向上改善了注汽剖面，提高了注汽開(kāi)發(fā)的效果。驅(qū)油助排劑可將油包水型乳狀液轉(zhuǎn)化為水包油型乳狀液并將砂粒表面由親水性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H油性，改善回采液的流動(dòng)性，提高產(chǎn)液量和回采水率。

通過(guò)復(fù)合工藝的實(shí)施，先注入調(diào)剖劑，緩解層間矛盾，抑制井間注汽干擾，提高油層縱向動(dòng)用程度，再注入助排劑，使助排劑盡可能分散到各個(gè)有層中去，避免了單一助排中助排劑集中進(jìn)入高動(dòng)用層的缺陷，最終達(dá)到提高油井周期采油量、實(shí)現(xiàn)稠油穩(wěn)產(chǎn)增效的目的。

3.2 室內(nèi)研究?jī)?nèi)容

3.2.1 高溫調(diào)剖劑配方研制

該技術(shù)中所選用的高溫調(diào)剖劑選擇成膠前的流動(dòng)性能好、暫時(shí)封堵且高溫后可破解地層傷害小的凝膠型堵劑[4]，主要由聚丙烯酰胺、有機(jī)交聯(lián)劑、耐高溫油溶性樹(shù)脂、橡膠粉、無(wú)機(jī)增強(qiáng)劑及熱穩(wěn)定劑等凝膠體系組成。通過(guò)實(shí)驗(yàn)使技術(shù)指標(biāo)均能達(dá)到高溫注汽條件下的使用要求：

① 密度：1.00～1.05 g/cm3

② 凝膠粘度：＞2×105mPa·s

③ 封堵率（280 ℃）：≥90%

突破壓力測(cè)定：在 75 ℃條件下，向已測(cè)出水相滲透率的巖心中反向擠入調(diào)剖劑，關(guān)閉進(jìn)出口閘門(mén)，維持溫度條件不變，使其成膠，然后正向擠模擬水，使出口與大氣相通，以0.05 MPa/min的升壓速度提升擠入壓力，直至出口端流出第一滴液體為止，此時(shí)的進(jìn)口壓力即為突破壓力，結(jié)果見(jiàn)表 1。通過(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果看出，此突破壓力梯度值足以滿(mǎn)足高溫調(diào)剖的要求。

3.2.2 驅(qū)油助排劑篩選及性能評(píng)價(jià)

從耐溫性能較好的非離子表面活性劑中篩選出適用于稠油的驅(qū)油助排劑，具有良好的較高的表面活性和潤(rùn)濕性[5]，驅(qū)油劑的表面活性成分可有效降低油水界面張力, 提高洗油效率[6]。

表1 突破壓力測(cè)定結(jié)果Table 1 Breakthrough pressure determination results

(1)驅(qū)油助排劑耐溫和降粘實(shí)驗(yàn)

將配制好的0.5%驅(qū)油助排劑溶液，在不同溫度下恒溫24 h取出。按照油水比7︰3，測(cè)試在不同溫度條件下的降粘率。所用油樣為現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際油井脫水原油。

由表2可見(jiàn)，隨著老化溫度的升高，驅(qū)油助排劑性能呈下降趨勢(shì)。當(dāng)溫度達(dá)到300 ℃仍具有較好的性能，可滿(mǎn)足返排驅(qū)油的需要。

表2 溫度對(duì)驅(qū)油助排劑性能的影響Table 2 Influence of temperature on oil displacement assistant agent performance

（2）驅(qū)油助排劑驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)

驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)按以下方案進(jìn)行：先注5 PV的蒸汽驅(qū)掃巖心，然后注入5 PV驅(qū)油助排劑，確定采收率提高的程度。

從實(shí)驗(yàn)我們觀察到，當(dāng)注入5 PV蒸汽后，蒸汽已不能有效地將巖心內(nèi)的油驅(qū)出，產(chǎn)出液基本為清水；當(dāng)繼續(xù)注入驅(qū)油助排劑后卻有油從巖心中被驅(qū)出。驅(qū)油劑提高采收率的幅度為 22.6%。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析來(lái)看，當(dāng)驅(qū)油劑在油層中液相的有效濃度為0.3%～0.5%時(shí)，都可取得較好的驅(qū)替效果。

3.2.3 調(diào)剖助排性能評(píng)價(jià)

（1）調(diào)剖助排體系封堵性能評(píng)價(jià)

采用不同滲透率填砂模型，在 50 ℃條件下，水測(cè)填砂模型滲透率后（記錄壓力和流量），向填砂模型中正向擠入1.0 PV的凝膠（0.9 PV凝膠+0.1 PV驅(qū)油劑），并用氮?dú)獗３痔钌肮軌毫Ψ€(wěn)定，恒溫恒壓24 h使其成膠。然后打開(kāi)出口端，正向注入300 ℃蒸汽驅(qū)替，記錄壓力和流量，直至出口端被蒸汽突破為止，記錄蒸汽突破的時(shí)間。測(cè)定不同填砂模型分別注入凝膠、凝膠+驅(qū)油劑段塞后的阻力因子、汽驅(qū)后的殘余阻力因子，如表3所示。通過(guò)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，和常規(guī)凝膠相比，凝膠+驅(qū)油劑的封堵性能基本相近。

表3 不同注入介質(zhì)封堵性能測(cè)定結(jié)果Table 3 Different plugging properties of injected medium

（2）調(diào)剖助排體系驅(qū)油效率評(píng)價(jià)

驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)按以下方案進(jìn)行：先注2 PV的蒸汽驅(qū)掃巖心，然分別采取繼續(xù)3 PV蒸汽；注入1 PV的凝膠，再注2 PV蒸汽；注入0.9 PV的凝膠+0.1 PV驅(qū)油劑，再注2 PV蒸汽，確定注入不同介質(zhì)后采收率變化。

從實(shí)驗(yàn)我們觀察到，采取調(diào)剖措施的巖心，蒸汽有效波及體積增大，采收率提高；采取調(diào)剖助排措施的巖心，其采收率的最高。

圖1 注入不同介質(zhì)后的驅(qū)油效率Fig.1 The oil displacement efficiency after infusion of different medium

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

2011年至目前，該技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)累計(jì)實(shí)施64井次，其中37口井周期結(jié)束。措施后吸汽剖面改善、汽竄影響減緩、增產(chǎn)效果明顯，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中取得了較好的措施效果。

（1）吸汽剖面改善

吸汽剖面明顯改善，吸汽剖面測(cè)試結(jié)果顯示措施后吸汽剖面得到明顯改善，措施后不吸汽層和強(qiáng)吸汽層厚度減少。

（2）汽竄影響減緩

措施前64井次汽竄方向69個(gè)，汽竄影響1 207天，影響產(chǎn)量6 175 t；措施后汽竄方向20個(gè)（原汽竄方向上），影響469 d，影響產(chǎn)量1 504 t。即措施后降低汽竄影響49個(gè)方向，減少影響738 d，減少影響產(chǎn)量4 671 t。

（3）措施后增油效果明顯

37口井周期結(jié)束，平均措施周期12.3輪，措施后周期產(chǎn)油 926 t,措施前后周期對(duì)比單井增油 213 t，周期未結(jié)束的27口井，同期對(duì)比平均單井增油165 t，增油效果明顯。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)該項(xiàng)技術(shù)技術(shù)將暫堵調(diào)剖和驅(qū)油助排二項(xiàng)工藝有機(jī)結(jié)合，更適合于粘度高、汽竄矛盾突出的互層狀超稠油井吞吐開(kāi)發(fā)需要。

(2)室內(nèi)研究表明，所選用的調(diào)剖劑和驅(qū)油劑具有較好的配伍性，調(diào)剖有效擴(kuò)大了助排劑和蒸汽的波及體積，為提高采收率打下良好基礎(chǔ)。

(3)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該技術(shù)可有效改善油井吸汽剖面、減緩汽竄影響，增加原油產(chǎn)量。

［1］ 周明升.遼河油田曙一區(qū)互層狀超稠油油藏改善吞吐效果技術(shù)研究[J].石油地質(zhì)與工程，2007，21(3)：64-65.

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［5］ 羅全民,張清軍,羅曉惠,等. 稠油熱采高效驅(qū)油技術(shù)應(yīng)用研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào)( 江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)),2010,32(3):361-363．

［6］ 趙福麟.采油用劑[ M] .東營(yíng): 石油大學(xué)出版社, 2001.

Research on Profile Cleanup Integration Technology and Its Application in Interlayered Extra-Heavy Oil Reservoirs

BAO Ji-hong
（Liaohe Oilfield Company, Liaoning Panjin 124010，China）

Because of high viscosity, vertical and horizontal heterogeneity, near well distance and other factors, contradictions including interwell steam channeling disturbance, short cycle throughput time, etc. in Xinglongtai ultra heavy oil reservoir have developed into serious problems. Therefore, on the basic of existing processes, the profile control and cleanup integration technology was developed. Field application results show that the technology can control steam channeling, at the same time, lower the produced fluid viscosity, improve stimulation effect. In huff and puff development field of super heavy oil, this technology has realized the whole process innovation.

Extra-heavy oil reservoir; Steam channeling; High viscosity; Profile cleanup integration

TE 34

A

1671-0460（2012）09-0895-03

2012-10-27

鮑繼紅（1962-），女，工程師，2004年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院采油工程專(zhuān)業(yè)，研究方向：從事油田采油技術(shù)工作。E-mail：baojh@petrochina.com.cn，電話：0427-7824109。