中低滲稠油油藏降壓注汽技術(shù)研究與應(yīng)用

金云英

【摘要】針對陳家莊油田某區(qū)塊稠油油藏泥質(zhì)含量高，儲層強水敏性，滲透率偏低，油層單層厚度薄，注汽壓力高，開發(fā)效果較差等特點，開展降低水敏性稠油油藏注汽壓力技術(shù)研究及配套工藝技術(shù)應(yīng)用，以提高油藏開發(fā)效果。

【關(guān)鍵詞】注汽壓力 高溫防膨劑

陳家莊油田某區(qū)塊油層層數(shù)多，單層厚度薄，各層平均厚度在3m左右，小層分布特征各異；泥質(zhì)含量高（8%—11%），儲層具強水敏性，滲透率較低（200—600×10^-3μm²），油層單層厚度薄，注汽壓力高，第一周期平均注汽壓力18.5MPa，開發(fā)效果較差的矛盾。本文通過開展降低強水敏性稠油油藏注汽壓力研究與應(yīng)用，進行儲層敏感性分析，找出該區(qū)塊注汽壓力高的原因，優(yōu)選出適合于該區(qū)塊的高溫防膨劑和油層解堵劑，配套形成儲層保護工藝技術(shù)和油層解堵工藝技術(shù)，以提高該區(qū)塊的注汽質(zhì)量，改善開發(fā)效果。

1中低滲稠油具有低滲油藏與稠油油藏的疊加特性

中低滲透稠油油藏通常情況下，包含低滲油藏與稠油油藏疊加的特性，特點是具有啟動壓力梯度的非達西滲流，最小啟動壓力梯度與流度k/μo成冪指數(shù)關(guān)系；流度越小啟動壓力梯度越大。當(dāng)流度比k/μo小于0.1×10^-3μm²/mPa.s時，隨流度比的減小，啟動壓力梯度急速增加；當(dāng)流度比k/μo大于0.21×10^-3μm²/mPa.s時，最小啟動壓力梯度急速下降。

一般情況下，在流度比k/μo大于0.21×10^-3μm²/mPa·s條件下，稠油油藏可以常規(guī)開采；在滲透率大于240×10^-3μm²且流度比k/μo小于0.21×10^-3μm²/mPa·s條件下，稠油可以通注蒸汽實施熱采；在滲透率小于240×10^-3μm²且流度比μo小于0.21×10^-3μm²/mPa·s條件下，常規(guī)開發(fā)和熱采開發(fā)難度較大，一般通過采用儲層保護、化學(xué)降粘的方式配套開發(fā)。

2高溫防膨劑優(yōu)選及濃度優(yōu)化

通過對勝利油田目前常用的XFP、BY—A₃、HMAT、NAE—2、FP—1、GW—2，LS—1防膨劑樣品進行了對比評價實驗，發(fā)現(xiàn)常溫時防膨劑經(jīng)三次水洗后鈉土體積比水洗前都有不同程度的膨脹，XFP、NAE—2耐沖刷性能最佳，F(xiàn)P—1明顯不耐水洗。后通過高溫處理300℃處理24小時后，發(fā)現(xiàn)防膨劑經(jīng)一次水洗后，鈉土體積有微小程度的膨脹，經(jīng)過三次水洗后體積比水洗前反而變小，其中以XFP、NAE—2、HMAT三種效果最好，水洗三次后防膨率均高于90%。為此，實驗考察了XFP在常溫和經(jīng)過高溫處理后的耐水洗試驗，發(fā)現(xiàn)常溫下防膨劑XFP的耐水洗性能良好，水洗六次后防膨率與水洗前相比基本沒有變化。如濃度為2%時的防膨率為93.6%，水洗六次后防膨率仍保持在同一數(shù)值，濃度為3%時的防膨率為96%，水洗六次后防膨率為95.68%。說明常溫下XFP不但防膨效果好，而且防膨劑作用時間長，防膨效果持久。通過300℃高溫處理后不同濃度XFP的水洗實驗后，表明高溫處理后XFP的耐水洗性能良好，水洗六次后仍然保持了極高的防膨率，其中濃度為1—3%時，隨著水洗次數(shù)的增加，防膨率不但不下降，反而略微增加。由此可以得出高溫時防膨劑XFP不但防膨效果好，而且防膨效果持久。

綜合考慮防膨劑常溫、高溫時的防膨效果，以及常溫、高溫時的耐水洗實驗結(jié)果，防膨劑的合適使用濃度為1.5—3%左右。

3高溫防膨劑注入方式與注入?yún)?shù)優(yōu)化

綜合常溫防膨率、高溫防膨率和常溫耐水沖刷及高溫耐沖刷性能，XFP、NAE—2、HMAT防膨水洗性能相對較好，因此選取這三種防膨劑進行巖心流動實驗進一步考察其防膨效果。先通防膨劑后注蒸汽后，XFP的膨脹預(yù)防效果最高，滲透率保留率高達115.83%，處理后的滲透率比初始防膨率高，表明經(jīng)過XFP處理后，粘土不但沒有膨脹，反而有收縮的功能。前置注入防膨劑后轉(zhuǎn)200℃蒸汽驅(qū)替，滲透率保留率超過90%，可以滿足油層保護的需求。

4降低稠油注汽啟動壓力

利用管式模型研究單純蒸汽驅(qū)和“蒸汽+油溶性降粘劑驅(qū)”對驅(qū)替壓差的影響，實驗結(jié)果表明，單一注蒸汽的初始驅(qū)動壓差有一個上升的過程，這是因為原油粘度較高，屈服值較大，由于剛開始原油還沒被驅(qū)出，所以壓力呈上升趨勢，原油表現(xiàn)為非牛頓流體。當(dāng)蒸汽開始注入后，由于溫度升高，原油屈服值逐漸降低至零，轉(zhuǎn)變?yōu)榕ｎD流體，隨著驅(qū)替時間的增加，原油此時被驅(qū)出，驅(qū)替壓差下降。而油溶性降粘劑由于可以顯著降低原油的屈服值，所以開始的驅(qū)替壓差較低，轉(zhuǎn)變?yōu)榕ｎD流體的時間也短一些，隨著原油的驅(qū)出，“蒸汽+油溶性降粘劑驅(qū)”的驅(qū)動壓差隨時間的延長呈下降趨勢，“蒸汽+油溶性降粘劑驅(qū)”可降低注汽啟動壓力1—2MPa。這說明，在注蒸汽時注入油溶性降粘劑時，可以有效降低近井地帶原油的粘度，降低原油屈服值，有利于蒸汽在油層中的滲透和擴散。

5提高稠油驅(qū)替效率

利用管式模型研究蒸汽和“蒸汽+油溶性降粘劑”對驅(qū)替效率的影響，分別為250℃熱水驅(qū)和250℃熱水+溶劑驅(qū)。油溶性降粘劑可以大幅度提高熱水的驅(qū)替效率，隨著油溶性降粘劑注入量的增加，驅(qū)替效率不斷增加。當(dāng)油溶性降粘劑注入量達到熱水注入量的5.0%時，驅(qū)替效率提高35%以上。

6注汽工藝管柱優(yōu)化

（1）環(huán)空注N₂隔熱工藝，減少注汽熱損失；（2）注汽前對地層酸洗、降粘、高溫防膨劑預(yù)處理，在注汽過程中伴注高溫防膨劑；（3）針對水平井井段長、末端蒸汽干度低、吸汽不均的問題選擇多點分配注汽管柱進行注汽，實現(xiàn)水平段均勻動用。

7井筒熱力參數(shù)優(yōu)化計算

應(yīng)用“注蒸汽井筒熱力參數(shù)計算軟件”對不同壓力下的井筒熱力參數(shù)進行了計算。計算條件為：垂深1200m，補償器下深800m，封隔器下深1050m，水平段長200m，注汽管柱為4¹/₂in×3¹/₂in隔熱油管（接箍處加隔熱襯套）。從井口蒸汽干度為70%時水平井井底蒸汽參數(shù)計算結(jié)果得知，當(dāng)注汽壓力增加時，井底壓力也增大，但由于飽和蒸汽的壓力增大時其飽和溫度也相應(yīng)的上升，這時井筒與地層間的溫差增加，因此井筒熱損失也相應(yīng)增加，井底干度下降。