非常規(guī)稠油油藏多元熱流體開發(fā)技術實驗研究

沈德煌，張運軍，韓 靜，李軍輝

(1.提高石油采收率國家重點實驗室，北京 100083;2.中油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;3.中油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

1 昌吉油田梧桐溝油藏概況

昌吉油田位于準噶爾盆地東部、吉木薩爾凹陷的東南緣，是在斜坡背景下的深層普通稠油油藏[1－4]，已探明石油儲量規(guī)模超億噸。油田具有以下特點:①埋藏較深，沉積厚度大，油層厚度較大，但相對分散，油層中深達1469.0～1835.0 m，沉積厚度為71～78 m，有效厚度為8.91～21.70 m，油層跨度為47～69 m;②儲層物性屬中孔、中滲[5]，平均孔隙度為20.8%，平均滲透率為105×10－3μm2，孔隙結構以細喉道為主，儲層非均質較強;③儲層的水敏性相對較強，儲層黏土礦物含量高達14.5%，主要成分是高嶺石和蒙脫石，高嶺石含量為72.9%，蒙脫石含量為21.8%，中水敏—極強水敏級別占70%;④梧桐溝油藏屬普通稠油，但不同斷塊黏度差異大，原油黏度范圍為41.1～9024.0 mPa·s;⑤初期采取水驅開發(fā)，水驅先導試驗見到了一定的效果，但水驅1 a后，含水由初期的5.7%上升到41.2%;單井平均日產(chǎn)油由初期4.4 t/d下降到3.1 t/d，下降幅度為30.0%;動態(tài)預測最終采收率僅為10%。

2 梧桐溝油藏開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

(1)油藏整體開發(fā)方式不明確。梧桐溝油藏同時具有埋藏深、油稠、滲透率低及水敏強等諸多個不利因素，使之成為“獨一無二”的“非常規(guī)”稠油油藏，世界上尚無類似油藏的成熟開發(fā)方式可以借鑒，開發(fā)建設面臨多重挑戰(zhàn)。該油藏可能采取的開發(fā)方式的優(yōu)勢劣勢分析情況見表1。

(2)油層條件下原油滲流能力差。梧桐溝稠油油水黏度比達2142，與滲透率為5×10－3μm2、黏度為3 mPa·s的低滲透油層相比，梧桐溝油藏的流度僅為1/10～1/3。常規(guī)生產(chǎn)，油井日產(chǎn)量遞減快。吉7井區(qū)5口井常規(guī)生產(chǎn)1 a后，平均日產(chǎn)油由6.8 t/d下降到4.3 t/d，年自然遞減37.5%。

(3)常規(guī)水驅效果差。注水試驗區(qū)，初期單井平均日產(chǎn)油為4.4 t/d，含水為5.7%，注水開發(fā)1 a，單井平均日產(chǎn)油下降到3.1 t/d，含水上升到41.2%。產(chǎn)油量下降30.0%，含水上升35.5%。累計產(chǎn)油為1.34×104t，階段采收率為1.96%。根據(jù)目前的注水生產(chǎn)動態(tài)，預計試驗區(qū)常規(guī)水驅的采收率僅為10%左右。

(4)常規(guī)注水對注入井周圍存在一定的冷傷害。試驗區(qū)常規(guī)水驅僅4～5個月，注入井周圍溫度下降明顯。統(tǒng)計6口井的資料，平均溫度下降2℃，原油黏度升高30.3%，進一步加劇了流體非均質程度。

(5)多介質復合驅技術處于探索階段。稠油油藏注入多介質組合開發(fā)技術研究及應用取得一定的進展[6－14]，但針對不同油藏和油品特點的經(jīng)濟有效配方體系仍需進一步完善配套。

表1 油藏可能采取的開發(fā)方式的優(yōu)勢劣勢分析

3 多元熱流體開發(fā)實驗研究

3.1 多元熱流體概念

用于改善稠油開發(fā)效果及提高開發(fā)效益的多元熱流體，通常是指由氣體、化學劑與蒸汽(或熱水)一起形成的多介質熱流驅油體系，技術原理如下。

(1)氣體(N2、CH4，CO2、空氣、煙道氣等)溶于稠油中，使稠油體積膨脹，黏度降低;氣體的膨脹能夠產(chǎn)生彈性驅動能量，強化回采;降低蒸汽分壓，提高注入熱量的潛熱利用率。

(2)氣體和泡沫劑生成泡沫，降低蒸汽在高滲透層的竄流，起到蒸汽轉向、擴大蒸汽波及體積的作用。

(3)化學添加劑和原油就地形成表面活性劑，降低油水界面張力，改變潤濕性，提高熱水帶和蒸汽帶的驅油效率。

(4)驅油劑乳化降黏，增大油相流動能力，提高驅油效率。

3.2 多元熱流體驅驅油效率實驗

油田開發(fā)過程中，準確測定不同驅替方式的驅油效率對正確描述油藏開發(fā)動態(tài)至關重要[15]。多元熱流體驅油體系確定:針對梧桐溝油藏的特點，篩選了多元熱流體驅油體系配方，并對其性能進行系統(tǒng)評價，最終確定了A、B、C型驅油體系，以適應不同的注入溫度。實驗裝置及巖心:利用高溫高壓長巖心驅替裝置，巖心取自梧桐溝油藏實際巖心，按照行業(yè)標準的規(guī)定完成了巖心的清洗、拼接與參數(shù)測試，直徑為2.5 cm，長度為30.8 cm，空氣滲透率為110×10－3μm2。實驗方案:注入溫度選擇50、150、200℃;方式是先水驅至含水率為99.0%，然后轉多元熱流體驅，至含水率為99.0%，結束實驗。

實驗結果與討論:①進行150、200℃水驅時，和50℃水驅相比注入水溫度提高了3～4倍，驅油效率僅提高6.35%和10.46%，說明只通過提升注入水溫度，對驅油效率的改善十分有限，究其原因認為該油藏熱水驅和常規(guī)水驅相比僅增加了降黏和熱膨脹的機理;②該油藏先進行水驅至產(chǎn)液含水率約為90%，再轉多元熱流體驅，共開展了50、150、200℃ 3個溫度點實驗，實驗結果見表2。從表2可知，在相同溫度條件下，多元熱流體驅在水驅的基礎上驅油效率提高值△ED分別為26.88、20.55、19.10個百分點，最終驅油效率ED分別達到78.44%、78.46%和81.12%。分析原因認為，研發(fā)的多元熱流體驅油體系既能使稠油混合發(fā)生乳化降黏，降低界面張力，提高驅油效率，又能調整注入介質的流度比，提高巖心兩端的驅替壓差，詳見圖1、2、3。驅替壓力升高，促使水驅殘余油重新成為可動油，降低殘余油飽和度，且體系中的氣體起到蒸汽驅的功能，圖3呈現(xiàn)出的蒸汽驅特征尤為顯著。

表2 多元熱流體驅驅油效率實驗結果

圖1 50℃水驅后轉多元熱流體驅巖心兩端壓差變化

圖2 150℃水驅后轉多元熱流體驅巖心兩端壓差變化

圖3 200℃水驅后轉多元熱流體驅巖心兩端壓差變化

3.3 多元熱流體驅提高采收率實驗

采收率是注入工作劑的宏觀波及系數(shù)與微觀驅油效率的乘積。影響波及效率的因素為原油與驅替流體的黏度比、原油與驅替流體的密度比、油藏非均質程度;影響驅油效率的因素為孔隙結構及巖石的潤濕性。

實驗模型設計:采用熱采模擬二維物理模型，巖心取自實際油藏，滲透率分別為20.65×10－3、171.76 ×10－3μm2，滲透率級差達8.3 倍，2 個巖心平行放置。實驗方案設計:注入溫度為50、150℃;注入方式是先水驅至含水率為99.0%，然后再轉多元熱流體驅至含水率為99.0%，結束實驗。結果見表 3、4。

(1)在50℃條件下進行水驅時，由于模型的強非均質性及高油水黏度比，導致高低滲透層的波及狀況差異極大。當產(chǎn)液含水率達99.0%時，低滲層產(chǎn)出液僅為0.098倍孔隙體積，高滲層產(chǎn)出液已達到6.757倍孔隙體積，是低滲層的68.9倍;高滲層采收率到達52.03%，低滲層采收率僅為20.28%。

(2)當50℃條件下水驅后轉A型多元熱流體驅時，低滲層動用狀況并沒有得到改善，而高滲層采收率提高幅度明顯。當產(chǎn)出液含水率達99.0%時，低滲層產(chǎn)出液僅為0.02倍孔隙體積，高滲層產(chǎn)出液達12.097倍孔隙體積，是低滲層604.8倍;高滲層采收率達到74.91%，而低滲層采收率僅提高24.52%。說明在50℃條件下進行多元熱流體驅僅能提高驅油效率，但對梧桐溝油藏的非均質油層，多元熱流體對注入介質在縱向上波及狀況的改善能力十分有限，繼續(xù)增大多元熱流體介質的黏度，將嚴重影響注入能力。

表3 擬二維模型多元熱流體驅提高采收率實驗結果(溫度:50℃，A型多元熱流體)

表4 擬二維模型多元熱流體驅提高采收率實驗結果(溫度:150℃，B型多元熱流體)

(3)150℃條件下水驅，雖然升高溫度使油水黏度比大幅度下降(油水黏度比為114)，高低滲透層的采收率都有所提高，但從波及狀況來考察，熱水驅時低滲層波及狀況改善并不顯著，當產(chǎn)液含水率達99.0%時，低滲透油層產(chǎn)出液僅為0.32倍孔隙體積，高滲層產(chǎn)出液為14.454倍孔隙體積，相差45.2倍;高滲透層的采收率為61.81%，低滲透層的采收率僅為47.03%。

(4)150℃熱水驅后轉B型多元熱流體驅時，低滲層和高滲層的驅替效果都能得到改善。當水驅含水率達99.0%時，低滲透油層產(chǎn)出液僅為0.895倍孔隙體積，高滲層產(chǎn)出液為7.908倍孔隙體積，相差 8.8倍;高滲透層的采收率達到77.38%，而低滲透層的采收率也達到56.72%。表明在150℃下，進行多元熱流體驅既能大幅度提高驅油效率，又能在滲透率級差高達8倍的情況下使油層縱向波及狀況得到較好的改善。

(5)對于梧桐溝油藏，選擇多元熱流體開發(fā)技術時，選擇適宜的多元熱流體配方是十分重要的，然而注入熱流體溫度的選擇更加關鍵，需要根據(jù)油藏原油的黏溫特征、油藏非均質程度、多元熱流體的調剖能力及經(jīng)濟因素進行綜合考量確定。

4 結論與認識

(1)梧桐溝油藏同時具有埋藏深、油稠、滲透率低及強水敏等諸多不利因素，常規(guī)水驅、熱水驅及蒸汽驅都難以進行有效開發(fā)。

(2)梧桐溝油藏采用多元熱流體段塞驅開發(fā)方式在技術上是可行的。選擇適宜的驅油體系及確定合理的多元熱流體驅替溫度是該油藏實現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)的2個至關重要因素。

(3)物理模擬實驗研究認為:針對梧桐組油藏吉006塊的原油黏度小于100 mPa·s，建議開展50℃水驅+A型泡沫段塞實驗;吉008塊的原油黏度為200～500 mPa·s，吉塊003的原油黏度為500～1000 mPa·s，建議開展150℃熱水+B型耐高溫泡沫段塞驅實驗。

(4)近年來，中國發(fā)現(xiàn)的稠油油藏大都為類似的低品位儲量，依靠已經(jīng)成熟的熱采技術難以進行有效開發(fā)，該項成果對類似油藏實現(xiàn)有效開發(fā)具有指導意義，另外該技術對已開發(fā)稠油油藏提高采收率也具有借鑒意義。

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