復(fù)合熱采技術(shù)在稠油油藏開發(fā)中的應(yīng)用

屈繼峰，李泓漣，曾豐燕，黨少敏

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065;3.中國(guó)石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東 東營(yíng) 257051)

復(fù)合熱采技術(shù)在稠油油藏開發(fā)中的應(yīng)用

屈繼峰1，李泓漣2，曾豐燕2，黨少敏3

(1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065;3.中國(guó)石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東 東營(yíng) 257051)

金家油田地處于東營(yíng)凹陷西南邊緣斜坡帶，油藏原油粘度高、敏感性強(qiáng)，常規(guī)蒸汽吞吐熱采開發(fā)難以動(dòng)用。針對(duì)強(qiáng)敏感性稠油的開發(fā)難點(diǎn)，提出了蒸汽、氣體、降粘劑、粘土穩(wěn)定劑復(fù)合熱采工藝技術(shù)，通過研究各要素的作用機(jī)理，借助于多種因素的協(xié)同作用，形成了適合于此類油藏的復(fù)合采油技術(shù)，并采用數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)行了復(fù)合熱采工藝參數(shù)的優(yōu)化?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，復(fù)合熱采工藝在金家油田獲得了較好的開發(fā)效果，有效解決了該地區(qū)油藏開采難度大的問題。

稠油油藏 熱采 降粘劑 金家油田 東營(yíng)凹陷

20世紀(jì)60年代，經(jīng)過鉆探在東營(yíng)凹陷西南邊緣斜坡帶沙河街組發(fā)現(xiàn)了金家油田。先后探索了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層等熱采開發(fā)方式試驗(yàn)，仍難以實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)[1-2]。針對(duì)制約油藏開發(fā)的主要矛盾，開展了熱采工藝技術(shù)攻關(guān)，形成了一套適用于金家油田敏感性稠油油藏的工藝技術(shù)。

1 金家油田主要地質(zhì)特點(diǎn)

金家油田為近源的地層不整合稠油油藏；從北向南逐層遭受剝蝕，沉積及儲(chǔ)層變化快，北部地層厚度70～80 m，南部地層厚度僅20～30 m。油藏孔隙度29.1%～38.4%，滲透率(213～680) ×10-3μm2，埋深720～1 000 m，單層厚度0.8～3.0 m，疊合厚度6.7 m，屬于薄互層稠油油藏。

研究區(qū)平面上及縱向上，巖性差異大，非均質(zhì)強(qiáng)。全巖分析粘土礦物含量24.4%，比類似油田高66%。蒙脫石含量達(dá)到97.9%，水敏指數(shù)在0.70～0.97之間，為極強(qiáng)水敏儲(chǔ)層。含油小層多，單層厚度小，凈毛比為0.2～0.5。該區(qū)塊埋深淺，壓實(shí)作用弱，成巖性差，膠結(jié)疏松，易出砂。50 ℃脫氣原油粘度為194～10 390 mPa·s，平均為1 704 mPa·s。平面上，東部平均粘度為5 424 mPa·s，中部平均粘度為762 mPa·s。粘土含量高，儲(chǔ)層水敏性極強(qiáng)，注水注汽影響大，儲(chǔ)量動(dòng)用難度大；薄互層為主，凈毛比低，常規(guī)吞吐熱損失大，效果差；油藏埋藏淺、壓實(shí)程度低，地層易出砂；油藏特征變化大，簡(jiǎn)單工藝不能實(shí)現(xiàn)油藏儲(chǔ)量有效動(dòng)用。

2 復(fù)合熱采工藝技術(shù)機(jī)理

SGDA復(fù)合熱采是采用氣體(N2，CO2)、油溶性降粘劑和粘土穩(wěn)定劑輔助熱采的工藝，利用其協(xié)同降粘、增能助排作用，達(dá)到降低注汽壓力、擴(kuò)大波及范圍、提高熱能利用率，實(shí)現(xiàn)強(qiáng)敏感性稠油油藏的高效開發(fā)[3-5]。

2.1蒸汽作用機(jī)理

稠油熱采最重要的機(jī)理是加熱降粘。熱采過程中，將近井地帶油層及原油加熱，使原油粘度降低，從而大大提高了原油的流度，改善了滲流能力。由于蒸汽的密度很小，蒸汽將向油層頂部超覆，但加熱范圍在熱傳導(dǎo)作用下逐漸擴(kuò)展，加熱帶的原油粘度大大降低，原油流向井筒的阻力減小，油井產(chǎn)量成倍增加。例如，檢16-1井地層溫度下的脫氣原油粘度為56 400 mPa·s，加熱到50 ℃時(shí)為4 050 mPa·s，對(duì)溫度敏感性極強(qiáng)。

2.2氣體作用機(jī)理

注入氣體(N2，CO2)可以降低井筒熱損失。在注蒸汽過程中，環(huán)空注入N2、CO2等導(dǎo)熱系數(shù)比較低的氣體，可以減少井筒沿程的熱損失，保證注汽質(zhì)量。

在熱采過程中，N2、CO2等氣體的導(dǎo)熱系數(shù)比巖石、水和原油低1～2個(gè)數(shù)量級(jí)，當(dāng)這些氣體進(jìn)入油層，在重力作用下，上浮到油層頂部，就會(huì)在油層頂部形成低熱傳導(dǎo)層，減少蓋層熱損失，提高油層溫度和熱利用率[6-7]。

淺層稠油油藏?zé)岵删捎诘貙訅毫Φ?、生產(chǎn)壓差小，因此排液能力低，開發(fā)效果差，通過注入氣體可有效提高提高地層壓力，改善油井排液能力。

2.3降粘劑作用機(jī)理

針對(duì)金家稠油油藏原油特性，采用了大分子聚合物為主體的油溶性復(fù)合降粘劑。該降粘劑核心降粘機(jī)理是將膠質(zhì)、瀝青質(zhì)團(tuán)狀結(jié)構(gòu)分解，形成以膠質(zhì)和瀝青質(zhì)為分散相、原油輕質(zhì)組分為連續(xù)相的分散體系，有效降低原油粘度，進(jìn)而降低近井地帶的原油啟動(dòng)壓力。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)顯示，地層溫度條件下加入1%的油溶性降粘劑后，降粘率最高可達(dá)92%。油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果表明，與常規(guī)熱采相比，加入降粘劑其降粘范圍擴(kuò)大了5 m左右，注汽壓力降低1～2 MPa。

2.4粘土穩(wěn)定劑作用機(jī)理

對(duì)金家油田沙一段油藏高溫條件下，水敏狀況進(jìn)行了評(píng)價(jià)(圖1)，水敏指數(shù)0.43，雖然低于常溫下的0.97，由于金家油藏以中滲為主，滲透率為(481～680)×10-3μm2，對(duì)儲(chǔ)層影響較大，因此熱采過程中要做好防水敏工作。由于要全程進(jìn)行油層保護(hù)工藝，防膨劑用量大，對(duì)常用、經(jīng)濟(jì)的防膨劑進(jìn)行了評(píng)價(jià)篩選，不適用于高溫條件下使用。針對(duì)金家油田鈣基蒙脫石含量高，運(yùn)移嚴(yán)重的問題，合成了低分子量的陽(yáng)離子聚合物類防膨劑XFP-J。其穩(wěn)定效果好，有效期長(zhǎng)，既能抑制粘土的水化膨脹又能控制微粒的分散運(yùn)移，且抗酸、堿、油、水的沖洗能力都較強(qiáng)。

a.水敏前 b.水敏后

圖1 水敏前后粘土形態(tài)粘土形態(tài)

總之，采用蒸汽、氣體、降粘劑、粘土穩(wěn)定劑的復(fù)合熱采工藝技術(shù)是通過各要素的復(fù)合作用，即以注蒸汽為主要技術(shù)手段，以氣體、降粘劑、粘土穩(wěn)定劑為輔的開發(fā)技術(shù)。

3 SGDA復(fù)合熱采技術(shù)數(shù)值模擬研究

利用CMG的Stars模擬器，以金家油田地質(zhì)參數(shù)為基礎(chǔ)建立了單井蒸汽吞吐的地質(zhì)模型。數(shù)值模型基本參數(shù)見表1。

表1 數(shù)值模型基本參數(shù)

3.1注汽強(qiáng)度

注汽強(qiáng)度越大，周期采油量越大，但生產(chǎn)成本也越高；合理的注汽強(qiáng)度是提高開發(fā)效果并使效益最大化的重要參數(shù)[8-11]。不同注汽強(qiáng)度下周期產(chǎn)油量和油汽比表明，隨著注汽強(qiáng)度增加，周期產(chǎn)油量增加，油汽比先升高后降低，存在經(jīng)濟(jì)有效的注汽強(qiáng)度，因此蒸汽注入強(qiáng)度的最優(yōu)值選160～180 t/m。(圖2)。

圖2 周期產(chǎn)油量、油汽比隨注汽強(qiáng)度變化

3.2降粘劑用量

降粘半徑、累積產(chǎn)油量及采出程度隨著降粘劑周期注入量增加而增加，當(dāng)增加降粘劑注入量得投入與凈增采出油量效益相當(dāng)時(shí)，再增加降粘劑將無經(jīng)濟(jì)效益，因此，用采出油量減去降粘劑折算成等價(jià)值原油(即凈產(chǎn)油量)來評(píng)價(jià)，周期降粘劑用量為10 t時(shí)，凈產(chǎn)油量最高，經(jīng)濟(jì)效益最好(圖3)。

圖3 采出程度、凈產(chǎn)油量與降粘劑注入量關(guān)系

3.3氮?dú)庾⑷肓?/p>

在注汽量一定的情況下，氮?dú)庾⑷肓吭黾?，累積產(chǎn)油量及采出程度也隨著增加[12]，凈產(chǎn)油量增加，在周期注入15 000 m3后，凈產(chǎn)油量增加不明顯，合理的氮?dú)庵芷谧⑷肓繛?5 000 m3。(圖4)

圖4 采出程度、凈產(chǎn)油量與氮?dú)庾⑷肓筷P(guān)系

4 應(yīng)用效果

將SGDA復(fù)合熱采技術(shù)應(yīng)用于金家油田稠油油藏，檢16-1井熱采投產(chǎn)，日產(chǎn)油10.4 t，日產(chǎn)液11.6 t，含水率10.3%，平均日產(chǎn)油11.9 t，階段累產(chǎn)油2 934.4 t。在檢16-1井采用SGAD復(fù)合熱采工藝獲高產(chǎn)后，金16-斜3井，延續(xù)采用SGDA技術(shù)，獲日液15.6 t，日油13.7 t，平均日產(chǎn)油14.1 t，累產(chǎn)油2 076 t。

5 結(jié)論

(1)SAGD復(fù)合熱采工藝技術(shù)充分發(fā)揮了化學(xué)、氣體及蒸汽各要素復(fù)合增效作用，是適合淺薄層超稠油油藏的高效開發(fā)技術(shù)。

(2)應(yīng)用化學(xué)、氣體輔助蒸汽合理組合也是有效開發(fā)這類稠油油藏的方向和趨勢(shì)。

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(編輯 王建年)

Application of composite thermal recovery technology in heavy oil reservoir

Qu Jifeng1，Li Honglian2，Zeng Fengyan2，Dang Shaomin3

(1.TianjinBranchofCNOOC(China) ,Tianjin300452,China；2.PetroleumEngineeringInstituteofXi’anPetroleumUniversity,Xi’an710065,China)3.ShengliOilRecoveryFactoryofShengliOilfieldCompany，SINOPEC,Dongying257051，China)

Jinjia Oilfield is located in the southwest slope of Dongying Sag，where the reservoir has features of high viscosity of crude oil，strong sensitivity，and hard to recovery by the conventional steam stimulation recovery.Aiming at the development problems in the strong sensitivity heavy oil reservoir，a composite thermal recovery technology including steam，gas，viscosity reducer and anti-swelling agent has been put forward.Based on all key factors’ mechanisms，the compound oil recovery technology was formed by means of synergistic effect of multiple factors.Using numerical simulation technology，the parameters of the technology were optimized.The field results showed that the technology has obtained good effect in Jinjia Oilfield and effectively solved the production problem in the region.

heavy oil reservoir；thermal recovery；viscosity reducer；Jinjia Oilfield；Dongying Sag

TE345

A

2014-01-21；改回日期2014-02-19。

屈繼峰(1987—)，碩士，現(xiàn)從事油氣藏開發(fā)及數(shù)值模擬方向的研究，電話：15353571479，E-mail：540959490@qq.com。

“西安石油大學(xué)全日制碩士研究生創(chuàng)新基金”資助(2012CX110105)。