稠油油藏多輪次吞吐阻流環(huán)的分布特征及突破開(kāi)采技術(shù)

姚秀田 徐宏光 張仲平 謝向東 賈 蕾 王 超

（1. 中國(guó)石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東 東營(yíng) 257231；2. 中國(guó)石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東 東營(yíng) 257000；3. 勝利石油管理局博士后科研工作站，山東 東營(yíng) 257000；4. 山東省稠油開(kāi)采技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東 東營(yíng) 257000）

0 引 言

稠油資源在勝利油田儲(chǔ)量中占據(jù)重要的地位，孤島油田是勝利油田東部稠油油藏的典型代表，長(zhǎng)期熱采導(dǎo)致孤島油田稠油油藏開(kāi)發(fā)地層壓降持續(xù)增大、周期產(chǎn)油量、周期油氣比走低，經(jīng)濟(jì)效益變差。經(jīng)多輪次吞吐后，在近井帶形成了高黏阻流環(huán)，影響了儲(chǔ)層滲流能力，降低了油井產(chǎn)能。因此，探究多輪次吞吐稠油油藏阻流環(huán)的形成機(jī)制，明確其影響下的滲流特征，對(duì)突破阻流環(huán)十分必要。

目前有一些學(xué)者對(duì)高黏阻流帶進(jìn)行了研究：王錦梅等［1］利用分流理論，研究了聚驅(qū)形成油墻的動(dòng)力學(xué)機(jī)理；郭小哲等［2］研究了多輪次吞吐稠油的組分變化規(guī)律及注氣增油機(jī)理；關(guān)文龍等［3-4］發(fā)現(xiàn)高溫裂解生成的輕質(zhì)原油混合原始地層原油及氣體等可以形成油墻，認(rèn)為油墻區(qū)主要富集燃燒反應(yīng)后的輕質(zhì)油；王高峰等［5］認(rèn)為在低滲油藏氣驅(qū)時(shí)，由于輕組分的差異化運(yùn)移形成了高黏阻流帶；鄭萬(wàn)剛等［6］發(fā)現(xiàn)滲透改性降黏驅(qū)油劑在非均質(zhì)模型的驅(qū)油過(guò)程中形成了油墻；吳飛鵬等［7］研究了低滲稠油高壓降黏驅(qū)高黏阻滯帶形成機(jī)制與主控因素；A.F.Alajmi 等［8］研究認(rèn)為在蒸汽帶的前方會(huì)形成高黏阻流帶。上述研究分析了不同開(kāi)發(fā)方式下形成的高黏阻流帶，但關(guān)于多輪次吞吐稠油油藏阻流環(huán)的研究未見(jiàn)報(bào)道。在稠油蒸汽吞吐生產(chǎn)的滲流規(guī)律方面，A.Satman 等［9］提出了稠油油藏?zé)岵删脑嚲碚?。在此基礎(chǔ)上，許多學(xué)者考慮井筒存儲(chǔ)、熱損失和附加壓力降等因素，建立了稠油熱采2 區(qū)、3區(qū)以及多區(qū)復(fù)合模型［10-17］，上述模型在一定程度上解釋了近井帶不同區(qū)域的滲流特征，但只是將高黏阻流帶處理為熱水區(qū)，難以反映多輪次吞吐阻流環(huán)對(duì)滲流場(chǎng)的影響。針對(duì)多輪次吞吐后稠油油藏，方吉超等［18］和張莉［19］認(rèn)為化學(xué)降黏復(fù)合驅(qū)冷采、空氣輔助熱力驅(qū)和稠油地下改質(zhì)等技術(shù)會(huì)成為稠油熱采后低成本持續(xù)開(kāi)發(fā)的接替技術(shù)，但缺乏突破阻流環(huán)的開(kāi)采技術(shù)。

基于此，以孤島油田稠油油藏為研究對(duì)象，綜合物理模擬和數(shù)值模擬手段，開(kāi)展不同輪次下原油性質(zhì)、相滲實(shí)驗(yàn)和阻流環(huán)形成機(jī)制模擬研究，剖析了阻流環(huán)形成機(jī)制，形成了基于阻流環(huán)分布的2 類釋放產(chǎn)能促效引效開(kāi)采技術(shù)，為多輪次吞吐稠油油藏持續(xù)高效開(kāi)發(fā)提供一定理論支持。

1 研究方法

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

1.1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

由旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)、層析柱與多功能巖心驅(qū)替裝置（圖1）等組成。

圖1 多功能巖心驅(qū)替裝置Fig. 1 Multi-function core displacement equipment

1.1.2 實(shí)驗(yàn)材料

現(xiàn)場(chǎng)油井已進(jìn)行了10 個(gè)周期的吞吐，原油黏度測(cè)試采用單井不同輪次取出的原油樣品；為了對(duì)比不同周期原油的滲流特征，相滲實(shí)驗(yàn)采用第1、5 周期采出的原油以及地層水，巖樣采用與儲(chǔ)層物性相似的人造巖心，空氣滲透率為2 000×10-3μm2，孔隙度為30%。

1.1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

原油黏度依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 0520—2008《原油黏度測(cè)定旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)平衡法》進(jìn)行測(cè)定。實(shí)驗(yàn)步驟：（1）啟動(dòng)旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)恒溫循環(huán)系統(tǒng)，加熱到設(shè)置溫度；（2）用電子天平稱取適量的油樣加入黏度計(jì)外筒；（3）安裝黏度計(jì)外筒，選擇與待測(cè)油樣黏度相匹配的轉(zhuǎn)子；（4）將黏度計(jì)恒溫30 min，測(cè)試并記錄扭矩、黏度、剪切應(yīng)力及剪切速率；（5）改變轉(zhuǎn)速，記錄不同轉(zhuǎn)速下的實(shí)驗(yàn)參數(shù)，繪制剪切速率與黏度關(guān)系。

原油四組分依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5119—2016《巖石中可溶有機(jī)物及原油族組分分析》進(jìn)行測(cè)定。實(shí)驗(yàn)步驟：（1）稱取適量脫水油樣，用氯仿溶解后，揮發(fā)至干，加入正己烷超聲溶解，充分沉淀瀝青質(zhì)；（2）把脫脂棉塞入短頸漏斗中過(guò)濾瀝青質(zhì)，瀝青質(zhì)用氯仿溶解、洗滌至濾液無(wú)色；（3）用旋轉(zhuǎn)蒸發(fā)儀將正己烷濾液濃縮用作柱層析分離；（4）在通風(fēng)櫥中安裝層析柱，將脫脂棉塞入層析柱底部，加入層析硅膠、中性氧化鋁，加入適量正己烷潤(rùn)濕層析柱中固定相；（5）將試樣濃縮液轉(zhuǎn)入層析柱，淋洗分離出飽和烴；（6）以二氯甲烷與正己烷混合溶劑淋洗出芳香烴；（7）當(dāng)固定相頂部界面與最后一次加入的混合溶劑液面相平時(shí)，先用無(wú)水乙醇，后用氯仿洗滌膠質(zhì)，在層析柱出口處用少量混合溶劑沖洗，換上承接膠質(zhì)的稱量瓶；（8）將分離好的芳香烴和飽和烴組分揮發(fā)溶劑至干，膠質(zhì)和瀝青質(zhì)組分揮發(fā)溶劑至干。

原油相滲依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6315—2017《稠油油藏高溫相對(duì)滲透率及驅(qū)油效率測(cè)定方法》進(jìn)行。實(shí)驗(yàn)步驟：（1）巖心烘干稱質(zhì)量，飽和地層水，計(jì)算巖心實(shí)際飽和水質(zhì)量；（2）將巖心裝入夾持器內(nèi)，飽和油，稱取此時(shí)的巖心質(zhì)量，計(jì)算巖心束縛水飽和度；（3）將建立好束縛水飽和度的巖心放入巖心夾持器，進(jìn)行水驅(qū)，實(shí)時(shí)記錄壓差和產(chǎn)油量、產(chǎn)水量等實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)；（4）更換油樣，重復(fù)步驟（1）、（2）、（3）。

1.2 數(shù)值模擬

鑒于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)手段的限制，利用CMG 數(shù)值模擬軟件的STARS 模塊對(duì)稠油油藏多輪次吞吐阻流環(huán)形成機(jī)制開(kāi)展研究。以孤島油田稠油油藏為基本模型，建立了網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)數(shù)為60×31×1 的蒸汽吞吐模型，平面步長(zhǎng)為3 m，縱向?yàn)?0 m?；灸M參數(shù)：油藏頂深1 200 m，原始?jí)毫?2.0 MPa，平均滲透率為2 μm2，油層厚度為10 m，孔隙度為30%，含油飽和度為65%。巖石熱傳導(dǎo)率為3.47 W/（m·K），油、氣、水的熱傳導(dǎo)率分別為0.140、0.037 和0.620 W/（m·K）。模型中主要考慮油、水兩相，將油相細(xì)分為飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)4 個(gè)組分，并且根據(jù)實(shí)驗(yàn)室結(jié)果設(shè)定不同的黏度。設(shè)置1 口單井進(jìn)行蒸汽吞吐生產(chǎn)，第1 周期注入蒸汽量3 000 m3，周期蒸汽量按5%遞增，蒸汽井口干度0.85，井口溫度347 ℃，注汽排量200 m3/d，悶井時(shí)間7～10 d，以日產(chǎn)油量低于1 m3為轉(zhuǎn)周條件，分析了第1 周期到第10 周期不同組分的變化特征和流場(chǎng)的分布特征。

2 實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬結(jié)果

2.1 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2 為南26-3 井不同周期原油黏度的變化曲線，隨著吞吐周期的增加，地面原油黏度（50 ℃）整體呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。經(jīng)過(guò)8 個(gè)周期開(kāi)采，地面脫氣原油黏度由原始的3.2 Pa·s 上升到12.8 Pa·s，原油黏度增加了3 倍。

圖2 不同周期的地面原油黏度Fig. 2 Surface crude oil viscosity in different cycles

為了分析不用周期原油黏度變化的原因，對(duì)第1 周期和第5 周期的原油進(jìn)行四組分測(cè)試，測(cè)試結(jié)果顯示，隨著吞吐輪次的增加，原油組分發(fā)生明顯變化。原油的總烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)由初期的64%下降到第5 周期的49%，烷烴、芳烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐步遞減，烷烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)由35%下降到了22%，芳烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)由31%下降到25%；瀝青質(zhì)、非烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐步增大，非烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)由15%上升到23%，瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)由8%上升到14%。顯示多輪次吞吐后烷烴等輕質(zhì)組分被優(yōu)先采出，瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分由于注入流體的推動(dòng)和擠壓作用逐漸堆積，在注入流體前緣地帶形成高含油飽和度帶，即高黏阻流環(huán)。

隨著吞吐周期的增加，原油黏度增大，流體在儲(chǔ)層中的滲流特征也會(huì)發(fā)生改變，圖3 為第1 周期和第5 周期原油與水的相滲曲線?？梢钥闯觯?周期的原油黏度明顯升高，流體在儲(chǔ)層中流動(dòng)時(shí)的滲流阻力增加，流動(dòng)能力減弱，宏觀上表現(xiàn)為油相、水相相對(duì)滲透率曲線向下偏移，等滲點(diǎn)向右下移動(dòng)，兩相流體共滲區(qū)減小，殘余油飽和度增加，導(dǎo)致無(wú)法動(dòng)用的原油增加，降低了原油采收率。

圖3 不同周期的油-水相滲曲線Fig. 3 Oil-water relative permeability curve in different cycles

2.2 數(shù)值模擬結(jié)果

結(jié)合數(shù)值模擬方法，對(duì)多輪次吞吐稠油阻流環(huán)的形成機(jī)制進(jìn)行研究。表1 為數(shù)值模擬的不同組分累計(jì)產(chǎn)量比例，可以看出初始原油中的飽和烴、芳香烴原始質(zhì)量分?jǐn)?shù)之和為69.3%，累計(jì)產(chǎn)量比例達(dá)到75.9%；原始質(zhì)量分?jǐn)?shù)為23.3%的膠質(zhì)累計(jì)產(chǎn)量比例為20.7%；而原始質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7.4%的瀝青質(zhì)僅產(chǎn)出了3.4%。以上結(jié)果表明，經(jīng)過(guò)多輪次開(kāi)采后，大部分輕質(zhì)組分被采出，而膠質(zhì)、特別是瀝青質(zhì)則留在了儲(chǔ)層中，與實(shí)驗(yàn)結(jié)果展示的規(guī)律一致，這是阻流環(huán)形成的主要原因。

表1 不同組分的累計(jì)產(chǎn)量比例Table 1 Cumulative production ratio of different components

從不同周期瀝青質(zhì)的摩爾分?jǐn)?shù)分布曲線可看出（圖4），隨著吞吐周期的增加，瀝青質(zhì)摩爾分?jǐn)?shù)呈現(xiàn)先增后減而后趨于平緩的趨勢(shì)，同一摩爾分?jǐn)?shù)對(duì)應(yīng)的周期半徑隨之增加，瀝青質(zhì)在38～58 m 處的摩爾分?jǐn)?shù)趨于平緩，反映了隨著多輪次吞吐后輕質(zhì)組分被優(yōu)先采出，阻流環(huán)區(qū)域的瀝青質(zhì)不斷累積。

圖4 瀝青質(zhì)在不同周期的摩爾分?jǐn)?shù)Fig. 4 Mole fraction of asphaltene in different cycles

從第8 周期不同組分在不同位置的摩爾分?jǐn)?shù)分布曲線可看出（圖5），在距離井30～58 m 處，瀝青質(zhì)和膠質(zhì)摩爾分?jǐn)?shù)有明顯增加，高于60～100 m處的摩爾分?jǐn)?shù)。顯示多輪次吞吐后，在近井區(qū)域會(huì)形成一個(gè)滲流能力較低環(huán)狀高黏帶，對(duì)滲流起到遮擋作用，遠(yuǎn)井地帶的飽和烴、芳香烴很難越過(guò)這一區(qū)域滲流到近井地帶，該環(huán)狀高黏帶就是阻流環(huán)，其較大程度上影響了油藏中滲流場(chǎng)的分布。

圖5 第8周期不同組分在不同位置的摩爾分?jǐn)?shù)Fig. 5 Mole fraction of different components at different positions in the 8th cycle

為了研究阻流環(huán)對(duì)滲流場(chǎng)的影響，對(duì)不同周期下的黏度場(chǎng)、溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)以及飽和度場(chǎng)的分布進(jìn)行模擬，確定了多輪次吞吐油藏阻流環(huán)影響下的“四場(chǎng)”分布特征。從不同周期的阻流環(huán)外側(cè)到注入井的距離及厚度曲線可以看出（圖6），第5 周期的阻流環(huán)分布在35 m 處，阻流環(huán)厚度為4.8 m。根據(jù)第5 周期原油黏度場(chǎng)分布模擬結(jié)果（圖7（a）），此處原油黏度為437～935 mPa·s。隨著吞吐周期的增加，阻流環(huán)的厚度增加、面積增加。第8 周期的阻流環(huán)外側(cè)距離注入井的距離58 m，阻流環(huán)厚度達(dá)到11.3 m（圖6、圖7（b））。

圖6 不同周期阻流環(huán)位置及厚度Fig. 6 Flow-restricted ring position and thickness in different cycles

圖7 第5、8周期末原油黏度Fig. 7 Crude oil viscosity at the end of the 5th and 8th cycles

整體上看，隨著吞吐周期的增加，在第3 周期之前、第8 周期之后，阻流環(huán)增幅較小，即阻流環(huán)厚度增加幅度呈現(xiàn)中間快、兩頭慢的特征；阻流環(huán)位置也不斷外擴(kuò)，其位置從5 m 處外延到63.5 m處，但到第8 周期后，阻流環(huán)位置外擴(kuò)趨勢(shì)變緩，即阻流環(huán)的位置分布在58～64 m，在該區(qū)域形成以瀝青質(zhì)、膠質(zhì)等重質(zhì)組分堆積為主的環(huán)狀高黏帶。

溫度場(chǎng)是系統(tǒng)內(nèi)各個(gè)點(diǎn)的溫度的集合，反映了溫度在空間和時(shí)間上的分布，而溫度與原油黏度有密切的關(guān)系，溫度場(chǎng)的分布也反映了稠油在儲(chǔ)層中的滲流特征。圖8 為模型第5 周期溫度場(chǎng)的分布與不同位置處的溫度變化曲線，模擬結(jié)果顯示，溫度從近井帶向遠(yuǎn)井帶逐漸降低，從溫度曲線上可以將其分為3 個(gè)區(qū)域，蒸汽區(qū)（大于278 ℃）、熱水區(qū)（121～278 ℃）、冷油區(qū)（58～121 ℃），根據(jù)前文研究?jī)?nèi)容，在熱水區(qū)與冷油區(qū)之間進(jìn)一步細(xì)分出阻流環(huán)區(qū)，由于阻流環(huán)的熱對(duì)流作用使得熱水區(qū)的熱量不易傳遞到冷油區(qū)，在溫度曲線上的顯示是35～45 m處的溫度發(fā)生了明顯降低，降低了55 ℃，而超過(guò)65 m 后溫度變化幅度很小。

圖8 第5周期下溫度場(chǎng)及溫度降幅曲線Fig. 8 Temperature field and temperature decreasing curve in the 5th cycle

壓力場(chǎng)是指流體壓力分布的空間區(qū)域，也是滲流場(chǎng)的反映指標(biāo)之一。圖9（a）為第8 周期注汽后壓力場(chǎng)分布，可以看出，平面壓力場(chǎng)存在較大差異，近井帶受到注入蒸汽的影響儲(chǔ)層壓力較高，達(dá)到22 MPa，隨著蒸汽波及范圍的增加，儲(chǔ)層壓力逐漸降低，壓力的變化過(guò)程與溫度曲線變化趨勢(shì)相似。而與溫度場(chǎng)不同的是，壓力場(chǎng)存在相對(duì)低壓區(qū)，分析認(rèn)為是由于阻流環(huán)阻礙了壓力的傳導(dǎo)，注入蒸汽壓力與原始地層壓力難以傳遞到該區(qū)域，導(dǎo)致阻流環(huán)周圍出現(xiàn)局部低壓環(huán)。圖9（b）為第8 周期采出后壓力場(chǎng)分布，在生產(chǎn)井采油階段，遠(yuǎn)井帶的流體無(wú)法通過(guò)阻流環(huán)區(qū)域，使得近井帶的壓力難以及時(shí)補(bǔ)充，導(dǎo)致地層壓力大幅度下降，在距離生產(chǎn)井5 m 處的地層壓力降幅明顯，僅為1 MPa。

圖9 第8周期注汽和采出的壓力場(chǎng)Fig. 9 Pressure field after steam injection and production in the 8th cycle

圖10 為生產(chǎn)井第8 周期近井地帶的飽和度場(chǎng)分布，可以看出，經(jīng)過(guò)多輪次的吞吐后，在近井帶周圍形成了阻流環(huán)，阻流環(huán)存在的區(qū)域，由于膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的不斷累積，含油飽和度高于原始含油飽和度，使得該區(qū)域的滲流阻力增加，遠(yuǎn)井帶地層原油難以突破阻流環(huán)流到近井帶。從“四場(chǎng)”的分布特征來(lái)看，阻流環(huán)的形成阻礙了遠(yuǎn)井帶原油向井底滲流，成為稠油多輪次吞吐階段的不利因素，因此要繼續(xù)使稠油保持高效開(kāi)發(fā)，就要研究阻流環(huán)突破技術(shù)，減小其對(duì)開(kāi)發(fā)的不利影響。

圖10 第8周期飽和度場(chǎng)Fig. 10 Saturation field of the 8th cycle

3 突破阻流環(huán)開(kāi)采技術(shù)

3.1 阻流環(huán)對(duì)開(kāi)發(fā)的影響

圖11 為稠油吞吐周期生產(chǎn)數(shù)據(jù)，從現(xiàn)場(chǎng)的生產(chǎn)數(shù)據(jù)可以看出，受阻流環(huán)的影響，隨著轉(zhuǎn)周輪次的增加，周期產(chǎn)油量、周期產(chǎn)液量，周期油汽比持續(xù)走低。區(qū)塊周期產(chǎn)油量由第1 周期的5 325 t 下降至第10 周期的1 710 t，產(chǎn)量降幅達(dá)到68%；油汽比由第1 周期的2.48×103m3/t 下降至0.55×103m3/t。以南31-斜07 井為例，該井轉(zhuǎn)周6 個(gè)輪次，周期產(chǎn)油量由第1 周期的9 961 t 下降至第6 周期的885 t，產(chǎn)量降幅達(dá)到91%，顯示由于受到阻流環(huán)的影響，區(qū)塊及單井產(chǎn)油量大幅度降低。

圖11 稠油吞吐周期生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig. 11 Heavy oil production data in different huff-and-puff cycles

3.2 基于阻流環(huán)分布的靶向降黏開(kāi)采技術(shù)

為了消除阻流環(huán)對(duì)開(kāi)發(fā)的不利影響，對(duì)阻流環(huán)致黏機(jī)理進(jìn)行了深化研究，由于瀝青質(zhì)分子間及通過(guò)π-π 堆積形成締合體間相對(duì)運(yùn)動(dòng)引起的摩擦，加上瀝青締合體通過(guò)氫鍵等作用形成空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的聯(lián)合體，導(dǎo)致結(jié)構(gòu)增黏。結(jié)合多輪次吞吐稠油油藏的這種組分差異分布，確立了靶向降黏思路，要先沖破阻流環(huán)，再實(shí)施有效降黏。對(duì)于阻流環(huán)瀝青質(zhì)含量高，利用油溶性的高級(jí)脂肪醇的強(qiáng)滲透作用，解聚瀝青締合體π-π 堆積結(jié)構(gòu)，削弱瀝青質(zhì)的堆積作用，降低締合體尺寸實(shí)現(xiàn)降黏；對(duì)于遠(yuǎn)井地帶瀝青質(zhì)含量較低，氫鍵是主導(dǎo)作用力，利用水溶性的活性聚合物組分在油水界面富集，通過(guò)親水基團(tuán)吸附水化膜實(shí)現(xiàn)乳化，降低黏度的同時(shí)改變儲(chǔ)層潤(rùn)濕性，實(shí)現(xiàn)油膜剝離。

多輪次吞吐后期稠油保持高效開(kāi)發(fā)，就必須打通阻流環(huán)。通過(guò)研究，創(chuàng)新形成了“前置降黏+高壓攪動(dòng)”“高效降黏+氣體增能”2 類協(xié)同促效引效技術(shù)。第1 類是前置降黏+高壓攪動(dòng)技術(shù)：針對(duì)能量足、黏度高的稠油井，利用高壓充填防砂的攜砂液對(duì)前置的降黏劑充分?jǐn)噭?dòng)，有效解決以往現(xiàn)場(chǎng)施工時(shí)小排量擠入沒(méi)形成有效攪拌的問(wèn)題，打通阻流環(huán)，降黏率由31.1%提升至99.3%，同時(shí)實(shí)現(xiàn)高密實(shí)充填防砂。第2 類是高效降黏+氣體增能技術(shù)：主要是針對(duì)低滲敏感、封閉斷塊的低能量、低含水、低采出程度油井，實(shí)施油溶性降黏劑吞吐+CO2技術(shù)，利用油溶性降黏劑對(duì)稠油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子聚集體能夠溶解、剝離、溶劑化作用，結(jié)合CO2良好的傳質(zhì)作用，大幅度提高降黏劑的波及范圍，有效突破深部的阻流環(huán)，協(xié)同降低稠油黏度，增強(qiáng)稠油在儲(chǔ)層的流動(dòng)性。

3.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

2019—2021 年實(shí)施靶向降黏開(kāi)采技術(shù)采油204口井，累計(jì)增油12.8×104t，65%的油井降黏周期產(chǎn)量高于蒸汽吞吐周期產(chǎn)量，25%的油井持平，只有10%的油井略低于蒸汽吞吐周期，起到了引效擴(kuò)波及、提升驅(qū)替開(kāi)發(fā)效果作用，而且效益顯著，年減少注汽量116×104t，單井費(fèi)用節(jié)約57.4×104元，投入產(chǎn)出比由2.87 提高到4.51。

以前置降黏+高壓攪動(dòng)技術(shù)為例，GD2-38X425井于2004 年9 月投產(chǎn)，已注汽6 個(gè)周期，2021 年4月轉(zhuǎn)周注汽開(kāi)井，峰值產(chǎn)油量11 t/d，生產(chǎn)4 個(gè)月后產(chǎn)量下降，2021年12月實(shí)施前置降黏、高壓攪動(dòng)措施，日產(chǎn)液量穩(wěn)定保持在31 t，日產(chǎn)油量13.6 t，含水率由87.5%下降至55.9%，按油價(jià)50 美元/桶計(jì)算，投入產(chǎn)出比1∶4.2，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

4 結(jié) 論

（1）多輪次吞吐后輕質(zhì)組分被優(yōu)先采出，重質(zhì)組分留下，在近井帶40～60 m 處形成以瀝青質(zhì)、膠質(zhì)等重質(zhì)組分堆積為主的環(huán)狀高黏阻流帶，定義為阻流環(huán)。

（2）阻流環(huán)的寬度隨著吞吐周期的增加而增大，阻流環(huán)會(huì)降低儲(chǔ)層的滲流能力，影響了油藏中流場(chǎng)的分布特征，對(duì)遠(yuǎn)井區(qū)稠油的滲流起到遮擋作用，導(dǎo)致井間的原油難以有效動(dòng)用。

（3）為了消除阻流環(huán)對(duì)生產(chǎn)的不利影響，創(chuàng)新形成了不同類型稠油井的阻流環(huán)突破技術(shù)。針對(duì)能量足、黏度高的油井，利用高壓充填防砂的攜砂液對(duì)前置的降黏劑充分?jǐn)噭?dòng)，打通阻流環(huán)；針對(duì)低能量、低含水、低采出程度的油井，利用油溶性降黏劑的高效降黏和CO2增能的協(xié)同作用，大幅降低稠油黏度、擴(kuò)大降黏劑的波及范圍，有效突破深部的阻流環(huán)，動(dòng)用井間剩余油，保持多輪次吞吐稠油油藏的持續(xù)高效開(kāi)發(fā)。