新疆稠油油藏复合吞吐技术研究与应用

李 甫 梁爱国 廖先燕 黄 玲 帕提古丽·亚尔买买提

（中国石油新疆油田分公司采油一厂，新疆克拉玛依 834000）

新疆油田红003 井区属于浅层稠油油藏，埋藏深度小于600 m，平均油层厚度约7 m；地面原油密度0.962 g/cm3，50 ℃地面脱气原油黏度271.30～ 13 945.92 mPa·s，平均黏度6 239 mPa·s，具有高黏度、高密度、高沥青质和胶质含量的特点；油层平均温度约28 ℃；地层压力低于5 MPa，天然能量低，供液能力差，加之油层热损失大，原油流动困难。目前井区开采方式为蒸汽吞吐，采用70×70 m 正方形排状井网、定向井加直井的6 井式丛式井平台井组进行开发，其中1 口为直井，5 口为定向斜井。与九区等老稠油区块相比，红003 井区处于蒸汽吞吐初期，注汽轮次较少［1-2］。从开发效果来看，井区蒸汽吞吐效果差，生产周期短，产量递减快，周期产油量低，开采效果不佳，开发难度较大。因此亟需引入新技术新工艺提高该稠油油藏的采收率。

1 机理研究

1.1 原油物性分析

红003 井区原油在油层温度条件下为超稠油流体，开发难度大。井口原油的乳化含水非常高，易于形成W/O 乳状液，W/O 乳状液黏度较脱水油样急剧升高，在50 ℃下未脱水油样的黏度是脱水油样黏度的4.48 倍。

压力对该区块集输油样黏度的影响不大。集输油样黏度随着温度的升高而大幅度降低，黏温关系敏感。当温度高于100 ℃后原油黏度小于110 mPa·s、黏度变化幅度降低。原油屈服值随温度的升高而逐渐降低，当温度在40～50 ℃时，转变成牛顿流体。

1.2 氮气对稠油高压物性的影响

将不同比例的氮气与红003 井区原油混合，利用高压PVT 实验装置对油样进行单次脱气实验、PV关系实验。在80 ℃条件下，注入氮气后油样的物性参数见表1。

表1 80 ℃下注入氮气后原油物性参数

根据表1 实验结果，拟合出了80 ℃溶解气油比与溶解压力的关系式为

当地层压力为4.65 MPa 时，N2溶解气油比为3.11 m3/m3，即地层压力下最大能溶解3.11 倍地层油体积的N2（标准状态）。

另外，体积系数随N2注入量的增加而增大，N2在地层油中溶解使地层油的弹性能量明显增大。地层油体积膨胀越多，地层油的弹性能量增加越多，增油效果越明显［3］。原油体积膨胀不但可以增加地层的弹性能量，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，从而增加油井产量。

1.3 降黏剂影响

降黏剂是稠油复合吞吐提高采收率技术的关键之一［4-10］。采用现有的水溶性降黏剂SLP-2、SLS-2、SLS-10 对红003 井区不同单井取得的混合油样进行降黏率测试，在室内条件下其降黏率均在85%以上。结合井区特点，筛选出了由SLP-2 与SLS-2 复配的水溶性复合降黏剂，在室内搅拌条件下复合降黏剂对混合油样降黏率达到92.52%。表2 为油藏压力4.65 MPa、不同温度条件下，降黏剂SLP-2、复合降黏剂和氮气对混合油样黏度的影响。

表2 油藏压力下混合油样降黏实验结果

由表2 可以看出，油藏压力条件下，混合原油依然存在温敏特性，随着温度的升高，原油黏度降低，SLP-2 和复合降黏剂的降黏率下降；氮气对降黏的贡献率很小，在数值模拟中，可以忽略不计。

温度对混合原油的渗流特性有很大影响。通过测定稠油通过填砂模型两端的流量和压差，导出渗流速度与压力梯度的关系及启动压力梯度与温度的关系，从而得到稠油的地下渗流流变特性。实验结果见图1。

图1 不同温度下复合降黏剂对原油渗流特征的影响

由图1 可看出，混合原油在油层温度28 ℃条件下，初始启动压力为1.47 MPa，加入5%复合降黏剂后，初始启动压力降为0.46 MPa，加入10%复合降黏剂后，初始启动压力降为0.23 MPa。随着复合降黏剂加入量的增加，混合原油的初始启动压力下降。混合原油在120 ℃条件下为牛顿流体，启动压力消失，但在相同的压力条件下，加入复合降黏剂后，混合原油的渗流特性发生改变，流速增加。

1.4 蒸汽的影响

稠油的热敏性极强，蒸汽能够显著地降低稠油的黏度，使原油流向井底的阻力大大减小。油层被加热后，油层的弹性能量被充分释放出来，成为驱油能量。蒸汽吞吐后，在开井回采时液流方向有所改变，油、蒸汽及凝结水在放大生产压差条件下高速流入井筒，将近井眼地带的堵塞物排出，大大改善了油井渗流条件。

2 方案优化

2.1 建立单井地质模型

采用CMG 对油藏静态数据和生产动态数据进行分析，建立了单井模型。对生产情况进行历史拟合（包括含水、累积产油、月产量等），计算结果和生产数据具有较好的一致性。再对单纯注蒸汽开采、注蒸汽+复合降黏剂、注蒸汽+氮气以及注蒸汽+复合降黏剂+氮气等4 种生产方式进行了模拟，对比井底最高压力、最高温度和最小黏度的变化情况，结果见表3。

表3 不同生产方式下的模拟结果

由表3 可以看出：采用注蒸汽+复合降黏剂+氮气的复合方式，井底温度明显大于单纯注蒸汽的方式；生产1 个月后，复合方式的井底温度场、黏度场显著优于单纯注蒸汽方式，即，复合方式可以明显延长蒸汽吞吐生产周期。

2.2 方案设计及参数优化

根据井区的主导工艺，优化的参数主要包括周期注汽强度、氮气注入强度和降黏剂注入强度，根据正交实验得出的该模型各方案的生产效果，绘制周期净产油量分别随蒸汽注入强度、氮气注入强度、降黏剂注入强度的变化曲线（图2）。

图2 周期净产油量分别随蒸汽注入强度、氮气注入强度、 降黏剂注入强度的变化曲线

由图2 可以看出，净产油量先是随着注入强度增大而增加，但超过160 t/m 后开始下降，因此蒸汽注入强度确定为160 t/m 左右。同理，氮气注入强度确定为2 000 t/m 左右，降黏剂注入强度确定为60 t/m左右。

3 现场试验

2012 年9 月至11 月，对12 口井开展了稠油复合吞吐技术试验，共注入降黏剂2 730 m3；氮气13.1×104m3，累计增油3 029 t，平均单井增油252.4 t，取得了显著的增产效果（表4）。

表4 现场试验效果统计

4 结论

（1）红003 井区原油黏度大，黏温关系敏感。加入氮气后，对原油黏度的影响很小，但可明显提高地层油的弹性能量，采用水溶性复合降黏剂效果最佳，高温下使原油流速增加，利于产出。

（2）模拟采用注蒸汽+复合降黏剂+氮气的复合吞吐方式，井底温度和蒸汽有效波及范围明显大于单纯注蒸汽的方式；生产1 个月后，复合吞吐方式井底温度场、黏度场显著优于单纯注蒸汽方式，可以明显延长蒸汽吞吐生产周期。

（3）现场12 口井开展了稠油复合吞吐技术试验，具有良好增产效果，3 个月内累计增油3 029 t。建议后期在此井区推广应用该项技术。

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