非常规稠油油藏多元热流体开发技术实验研究

沈德煌，张运军，韩 静，李军辉

(1.提高石油采收率国家重点实验室，北京 100083;2.中油勘探开发研究院，北京 100083;3.中油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

1 昌吉油田梧桐沟油藏概况

昌吉油田位于准噶尔盆地东部、吉木萨尔凹陷的东南缘，是在斜坡背景下的深层普通稠油油藏[1－4]，已探明石油储量规模超亿吨。油田具有以下特点:①埋藏较深，沉积厚度大，油层厚度较大，但相对分散，油层中深达1469.0～1835.0 m，沉积厚度为71～78 m，有效厚度为8.91～21.70 m，油层跨度为47～69 m;②储层物性属中孔、中渗[5]，平均孔隙度为20.8%，平均渗透率为105×10－3μm2，孔隙结构以细喉道为主，储层非均质较强;③储层的水敏性相对较强，储层黏土矿物含量高达14.5%，主要成分是高岭石和蒙脱石，高岭石含量为72.9%，蒙脱石含量为21.8%，中水敏—极强水敏级别占70%;④梧桐沟油藏属普通稠油，但不同断块黏度差异大，原油黏度范围为41.1～9024.0 mPa·s;⑤初期采取水驱开发，水驱先导试验见到了一定的效果，但水驱1 a后，含水由初期的5.7%上升到41.2%;单井平均日产油由初期4.4 t/d下降到3.1 t/d，下降幅度为30.0%;动态预测最终采收率仅为10%。

2 梧桐沟油藏开发面临的挑战

(1)油藏整体开发方式不明确。梧桐沟油藏同时具有埋藏深、油稠、渗透率低及水敏强等诸多个不利因素，使之成为“独一无二”的“非常规”稠油油藏，世界上尚无类似油藏的成熟开发方式可以借鉴，开发建设面临多重挑战。该油藏可能采取的开发方式的优势劣势分析情况见表1。

(2)油层条件下原油渗流能力差。梧桐沟稠油油水黏度比达2142，与渗透率为5×10－3μm2、黏度为3 mPa·s的低渗透油层相比，梧桐沟油藏的流度仅为1/10～1/3。常规生产，油井日产量递减快。吉7井区5口井常规生产1 a后，平均日产油由6.8 t/d下降到4.3 t/d，年自然递减37.5%。

(3)常规水驱效果差。注水试验区，初期单井平均日产油为4.4 t/d，含水为5.7%，注水开发1 a，单井平均日产油下降到3.1 t/d，含水上升到41.2%。产油量下降30.0%，含水上升35.5%。累计产油为1.34×104t，阶段采收率为1.96%。根据目前的注水生产动态，预计试验区常规水驱的采收率仅为10%左右。

(4)常规注水对注入井周围存在一定的冷伤害。试验区常规水驱仅4～5个月，注入井周围温度下降明显。统计6口井的资料，平均温度下降2℃，原油黏度升高30.3%，进一步加剧了流体非均质程度。

(5)多介质复合驱技术处于探索阶段。稠油油藏注入多介质组合开发技术研究及应用取得一定的进展[6－14]，但针对不同油藏和油品特点的经济有效配方体系仍需进一步完善配套。

表1 油藏可能采取的开发方式的优势劣势分析

3 多元热流体开发实验研究

3.1 多元热流体概念

用于改善稠油开发效果及提高开发效益的多元热流体，通常是指由气体、化学剂与蒸汽(或热水)一起形成的多介质热流驱油体系，技术原理如下。

(1)气体(N2、CH4，CO2、空气、烟道气等)溶于稠油中，使稠油体积膨胀，黏度降低;气体的膨胀能够产生弹性驱动能量，强化回采;降低蒸汽分压，提高注入热量的潜热利用率。

(2)气体和泡沫剂生成泡沫，降低蒸汽在高渗透层的窜流，起到蒸汽转向、扩大蒸汽波及体积的作用。

(3)化学添加剂和原油就地形成表面活性剂，降低油水界面张力，改变润湿性，提高热水带和蒸汽带的驱油效率。

(4)驱油剂乳化降黏，增大油相流动能力，提高驱油效率。

3.2 多元热流体驱驱油效率实验

油田开发过程中，准确测定不同驱替方式的驱油效率对正确描述油藏开发动态至关重要[15]。多元热流体驱油体系确定:针对梧桐沟油藏的特点，筛选了多元热流体驱油体系配方，并对其性能进行系统评价，最终确定了A、B、C型驱油体系，以适应不同的注入温度。实验装置及岩心:利用高温高压长岩心驱替装置，岩心取自梧桐沟油藏实际岩心，按照行业标准的规定完成了岩心的清洗、拼接与参数测试，直径为2.5 cm，长度为30.8 cm，空气渗透率为110×10－3μm2。实验方案:注入温度选择50、150、200℃;方式是先水驱至含水率为99.0%，然后转多元热流体驱，至含水率为99.0%，结束实验。

实验结果与讨论:①进行150、200℃水驱时，和50℃水驱相比注入水温度提高了3～4倍，驱油效率仅提高6.35%和10.46%，说明只通过提升注入水温度，对驱油效率的改善十分有限，究其原因认为该油藏热水驱和常规水驱相比仅增加了降黏和热膨胀的机理;②该油藏先进行水驱至产液含水率约为90%，再转多元热流体驱，共开展了50、150、200℃ 3个温度点实验，实验结果见表2。从表2可知，在相同温度条件下，多元热流体驱在水驱的基础上驱油效率提高值△ED分别为26.88、20.55、19.10个百分点，最终驱油效率ED分别达到78.44%、78.46%和81.12%。分析原因认为，研发的多元热流体驱油体系既能使稠油混合发生乳化降黏，降低界面张力，提高驱油效率，又能调整注入介质的流度比，提高岩心两端的驱替压差，详见图1、2、3。驱替压力升高，促使水驱残余油重新成为可动油，降低残余油饱和度，且体系中的气体起到蒸汽驱的功能，图3呈现出的蒸汽驱特征尤为显著。

表2 多元热流体驱驱油效率实验结果

图1 50℃水驱后转多元热流体驱岩心两端压差变化

图2 150℃水驱后转多元热流体驱岩心两端压差变化

图3 200℃水驱后转多元热流体驱岩心两端压差变化

3.3 多元热流体驱提高采收率实验

采收率是注入工作剂的宏观波及系数与微观驱油效率的乘积。影响波及效率的因素为原油与驱替流体的黏度比、原油与驱替流体的密度比、油藏非均质程度;影响驱油效率的因素为孔隙结构及岩石的润湿性。

实验模型设计:采用热采模拟二维物理模型，岩心取自实际油藏，渗透率分别为20.65×10－3、171.76 ×10－3μm2，渗透率级差达8.3 倍，2 个岩心平行放置。实验方案设计:注入温度为50、150℃;注入方式是先水驱至含水率为99.0%，然后再转多元热流体驱至含水率为99.0%，结束实验。结果见表 3、4。

(1)在50℃条件下进行水驱时，由于模型的强非均质性及高油水黏度比，导致高低渗透层的波及状况差异极大。当产液含水率达99.0%时，低渗层产出液仅为0.098倍孔隙体积，高渗层产出液已达到6.757倍孔隙体积，是低渗层的68.9倍;高渗层采收率到达52.03%，低渗层采收率仅为20.28%。

(2)当50℃条件下水驱后转A型多元热流体驱时，低渗层动用状况并没有得到改善，而高渗层采收率提高幅度明显。当产出液含水率达99.0%时，低渗层产出液仅为0.02倍孔隙体积，高渗层产出液达12.097倍孔隙体积，是低渗层604.8倍;高渗层采收率达到74.91%，而低渗层采收率仅提高24.52%。说明在50℃条件下进行多元热流体驱仅能提高驱油效率，但对梧桐沟油藏的非均质油层，多元热流体对注入介质在纵向上波及状况的改善能力十分有限，继续增大多元热流体介质的黏度，将严重影响注入能力。

表3 拟二维模型多元热流体驱提高采收率实验结果(温度:50℃，A型多元热流体)

表4 拟二维模型多元热流体驱提高采收率实验结果(温度:150℃，B型多元热流体)

(3)150℃条件下水驱，虽然升高温度使油水黏度比大幅度下降(油水黏度比为114)，高低渗透层的采收率都有所提高，但从波及状况来考察，热水驱时低渗层波及状况改善并不显著，当产液含水率达99.0%时，低渗透油层产出液仅为0.32倍孔隙体积，高渗层产出液为14.454倍孔隙体积，相差45.2倍;高渗透层的采收率为61.81%，低渗透层的采收率仅为47.03%。

(4)150℃热水驱后转B型多元热流体驱时，低渗层和高渗层的驱替效果都能得到改善。当水驱含水率达99.0%时，低渗透油层产出液仅为0.895倍孔隙体积，高渗层产出液为7.908倍孔隙体积，相差 8.8倍;高渗透层的采收率达到77.38%，而低渗透层的采收率也达到56.72%。表明在150℃下，进行多元热流体驱既能大幅度提高驱油效率，又能在渗透率级差高达8倍的情况下使油层纵向波及状况得到较好的改善。

(5)对于梧桐沟油藏，选择多元热流体开发技术时，选择适宜的多元热流体配方是十分重要的，然而注入热流体温度的选择更加关键，需要根据油藏原油的黏温特征、油藏非均质程度、多元热流体的调剖能力及经济因素进行综合考量确定。

4 结论与认识

(1)梧桐沟油藏同时具有埋藏深、油稠、渗透率低及强水敏等诸多不利因素，常规水驱、热水驱及蒸汽驱都难以进行有效开发。

(2)梧桐沟油藏采用多元热流体段塞驱开发方式在技术上是可行的。选择适宜的驱油体系及确定合理的多元热流体驱替温度是该油藏实现规模有效开发的2个至关重要因素。

(3)物理模拟实验研究认为:针对梧桐组油藏吉006块的原油黏度小于100 mPa·s，建议开展50℃水驱+A型泡沫段塞实验;吉008块的原油黏度为200～500 mPa·s，吉块003的原油黏度为500～1000 mPa·s，建议开展150℃热水+B型耐高温泡沫段塞驱实验。

(4)近年来，中国发现的稠油油藏大都为类似的低品位储量，依靠已经成熟的热采技术难以进行有效开发，该项成果对类似油藏实现有效开发具有指导意义，另外该技术对已开发稠油油藏提高采收率也具有借鉴意义。

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