化學吞吐技術在海上稠油油田的試驗研究

張 穎，黃子俊，宮汝祥，馮 祥，姜 杰.

(中海油田服務股份有限公司，天津 300459)

海上A稠油油田儲集層主要分布在新近系中新統(tǒng)韓江組下部地層，是一套以三角洲前緣砂體為主的沉積，儲集層巖性主要為長石石英砂巖，以細砂巖為主；膠結類型為孔隙型膠結；填隙物以泥質為主(含量為1%～14%)；孔隙類型主要為粒間孔，儲層孔隙較發(fā)育，粒間孔分布較均，孔隙連通性較好。本油田測井解釋孔隙度為23.7%～33.7%，滲透率為130.3～1 243.1 mD。儲層物性好，總體上屬于中—高孔隙度、中—高滲儲集層。油藏類型分為邊水油藏和底水油藏，地層壓力梯度為0.98 MPa/100 m，地溫梯度為4.2 ℃/100 m。地面原油黏度為330～410 mPa·s，地層原油黏度在110 mPa·s左右，原油性質隨埋深增加變化不大，為重質稠油。部分油井投產后產量較低，影響開發(fā)效果的主要因素有：①儲集層物性變差，非均質性嚴重；②含油面積擴大，地層供液速度慢；③原油流動性差?？紤]以上原因，提出化學吞吐降黏技術對策，通過文獻調研確定選井原則，進行室內實驗及數值模擬研究，在此基礎上海上A稠油油田進行現(xiàn)場試驗，對施工后的效果進行分析，從而提出改進方向和建議。

1 化學吞吐增產機理

化學吞吐是注化學劑開采稠油工藝，具有工藝簡單、成本低、見效快的特點?；瘜W吞吐不僅可以單獨進行冷采，還可以與蒸汽吞吐技術相結合，其增產機理主要有：①乳化降黏：稠油乳化成低黏度的微乳液或水包油乳狀液體系，增強稠油的流動性能[1]。②解堵：溶解油井近井地帶的重質有機物，使流動阻力降低[2-4]。③降低油水界面張力：具有強表面活性劑的作用，可降低油水界面張力，提高洗油效率[5]。④改善儲集層巖石潤濕性：巖石表面從親油表面轉變?yōu)橛H水表面，提高油相滲透率，油井產量升高[6-7]。

2 化學吞吐選井原則

國內中科院滲流力學研究所1991年開始稠油化學吞吐研究，并于1992年在大港油田進行了國內第一口單井化學吞吐試驗，隨后在官109-1稠油斷塊規(guī)模推廣應用獲得成功，有效解除了井筒近井地帶堵塞，達到了啟動油層、提高油井產能的目的[8-10]。近年來化學吞吐在深層稠油油田(如吐哈油田)、斷塊稠油油田(如勝利油田樁西、孤島四區(qū)西部)、海上稠油油田(如南堡35-2油田)有應用案例，主要解決油稠、堵塞等問題，取得了較好的應用效果[11-20]。

化學吞吐技術適用條件主要是：油層物性不是太差，原油性質為高黏低凝，原油黏度≤20 000 mPa·s(50 ℃)，地層有一定能量，但因油稠而不能正常開采或產量低的油井，油井無大量出砂現(xiàn)象，油井含水率介于20%～60%之間[3,7,11]?？紤]海上A稠油油田第一次開展化學吞吐試驗，為了取得較好的效果，提出了選井原則：

(1)盡量選擇主力油層井，控制儲量大于50×104m3，且油井具有代表性和推廣性。

(2)儲集層厚度大于3 m，物性相對好(孔隙度大于25%，滲透率大于200 mPa·s)，非均質性較弱：有利于水平段均勻注入。

(3)泥質含量小于15%：降低黏土膨脹堵塞油層的風險。

(4)水平段較短：有利于擴大波及半徑，形成的壓降漏斗更為明顯，利于深部原油的啟動。

(5)含水率較高：采用CMG軟件設計了含水率為5%、20%、30%的3種方案，對比每個方案的基礎方案和化學吞吐方案，通過對比累產油曲線(圖1)可以看出：在一定含水率范圍內，化學吞吐的增產效果隨著含水率的增加而小幅增加，整體相差不大。優(yōu)先考慮含水率相對高的井，有利于化學吞吐工藝。

3 試驗井原油與化學吞吐體系室內評價研究

3.1 化學吞吐體系篩選

通過降黏劑篩選，在30%含水條件下，降黏率均大于95%，其中CH-4降黏效果最出色。為了避免反向乳化增黏，在含水10%的條件下開展乳化降黏性能測試，淘汰掉會出現(xiàn)反向乳化的降黏劑。最終優(yōu)選CH-4作為稠油乳化降黏主劑，降黏率大于99%，且在低含水條件下不會形成高黏度的油包水乳狀液，產生與降黏相反的效果(表1)。

表1 化學吞吐體系降黏主劑篩選Table 1 Screening of main viscosity reducer in chemical huff and puff system

為發(fā)揮協(xié)同增產作用，在降黏主劑基礎上添加防乳化劑和潤濕反轉劑形成化學吞吐體系，進一步防止稠油反向乳化，防止水傷害。三者添加后，原油黏度可降低至10 mPa·s以下，并形成超低界面張力，達到高效降黏洗油增產的目的(表2)。

表2 化學吞吐體系篩選

3.2 化學吞吐體系性能

通過靜態(tài)性能評價、動態(tài)性能評價等實驗手段，全面評價了針對試驗井油水樣優(yōu)選的化學吞吐體系。具體性能參數見表3，試驗井地層水與海水、化學吞吐體系配伍性良好，降黏體系能夠大幅度降低原油黏度，50 ℃下體系降黏率達94%，75 ℃下體系降黏率達74%，油水界面張力降低率為98%，活性降黏體系能明顯改善潤濕情況，具有流動分散乳化、靜止分層脫水的特點，在高效降黏的同時又不至于太穩(wěn)定影響產出液處理。說明化學吞吐體系具備降低原油黏度、降低油水界面張力、改變巖石潤濕性、防止反向乳化、弱動力情況下能乳化降黏、防止結垢腐蝕等性能。

表3 化學吞吐體系性能參數Table 3 Performance parameters of chemical huff and puff system

4 注入量優(yōu)化及效果預測

化學吞吐液注入量的大小反映了注入油層的流體的有效作用半徑的大小，數模模型考慮了降低原油黏度、降低界面張力、改變巖石潤濕性、近井地帶吸附機理，在歷史擬合的基礎上，針對試驗井利用CMG軟件模擬了注入量分別為300 m3、500 m3、700 m3、900 m3、1 500 m3條件下試驗井的累產油及增油量。

通過計算可知(圖2、圖3)，和基礎方案相比，隨著注入量增加，預測累產油、增油量也隨著增加，注入量超過500 m3，預測累產油、增油量增加幅度較小。以產出投入比作為方案優(yōu)化指標，在注入量為500 m3時，產出投入比達到最高為3.02，因此，推薦試驗井周期注入量為500 m3。

5 化學吞吐現(xiàn)場試驗效果及分析

5.1 施工過程分析

2017年實施化學吞吐作業(yè)，試驗井注入量為500 m3，注入溫度為80～85 ℃(注入溫度需不對地層造成冷傷害，同時保障井口、井筒及井下工具安全，經計算確定)，注入壓力控制在14 MPa以內(注入壓力需低于油藏允許注入壓力，同時保障井口、井筒及井下工具安全，經過計算確定泵工況處壓力參數)，燜井39.5 h，注入參數達到方案設計。活性降黏體系注入后未發(fā)生反向乳化、不配伍等風險，生產過程產出液沒有對生產流程及平臺脫水產生不利影響。從圖中可以看出(圖4、圖5)，注入期間注入泵壓力、泵吸入口壓力緩慢上升，注入吞吐液期間注入泵壓力較低，累計注入化學吞吐液109 m3

之前注入壓力為0，吞吐期間地層視吸液指數大于140 m3/(d·MPa)，說明地層吸液能力較強，地層有一定程度虧空。

5.2 效果分析

5.2.1 試驗井降黏效果

作業(yè)后產出液滴在濾紙上均可潤濕，形成了水包油形態(tài)，表明生產過程中化學吞吐體系與原油均形成了水包油乳化液(圖6)。作業(yè)后對產出液進行取樣，與鄰井相比，試驗井流動性大大增強(圖7)，在室內測其黏度，產出液黏度遠低于措施前原油黏度，降黏率達到78%以上，表明注入的化學吞吐體系起到良好的乳化降黏作用(表4)。

表4 試驗井化學吞吐前后產出液黏度對比Table 4 Comparison of viscosity of produced fluid before and after chemical huff and puff operation in test well

5.2.2 試驗井生產效果

吞吐后工作制度與吞吐前一致時，流壓小幅上升，說明吞吐后原油在近井地帶的流動阻力降低，形成了近井地帶壓降漏斗，有利于地層深部原油向井筒運移，使地層供液能力提高。

吞吐后工作制度與吞吐前一致時，產量上升，采液、采油指數較作業(yè)前提高，說明吞吐后有增液增油效果，有效期為113 d，累增油756 m3。

6 結束語

通過室內實驗，由降黏主劑、防乳化劑和潤濕反轉劑組成的化學吞吐體系具備降低原油黏度、降低油水界面張力、防止反向乳化等性能。利用CMG軟件優(yōu)化的注入量進行現(xiàn)場試驗，注入吞吐液期間注入泵壓力較低，吞吐期間地層視吸液指數>140 m3/(d·MPa)。作業(yè)后產出液取樣表明形成了水包油形態(tài)，產出液黏度遠低于措施前原油黏度，吞吐后累增油756 m3。結果表明化學吞吐技術在海上A稠油油田試驗井的應用取得了較好的效果，同時證實地層有一定程度的虧空，為進一步提高后續(xù)井的吞吐效果，建議后續(xù)井結合單井情況長遠考慮注水，近期考慮補充地層能量(如注CO2、N2)等組合方式化學吞吐，將有廣闊的應用前景。