河南油田超稠油油藏热化学辅助蒸汽吞吐技术研究

2014-11-09关群丽费永涛胡德鹏

油气藏评价与开发 2014年1期

李星,关群丽,费永涛,胡德鹏,黄郑

（中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院河南郑州，450018）

稠油资源占世界石油资源的2/3以上，随着世界经济发展对石油需求量加大和国际油价的居高不下，大量稠油资源投入开发[1]。按刘文章教授的稠油分类标准[2]，油层温度下原油黏度大于50 000 mPa·s，密度（20℃）大于0.980 0 g/cm3为超稠油，由于黏度大，流动性差，开采难度大。河南油田稠油资源量为8 055×104t，超稠油资源占25%以上。

前人在超稠油中加入气体或化学剂的二元复合蒸汽吞吐方面研究较多，而热三元复合蒸汽吞吐方面研究还不够[3-4]，且所用降黏剂多为单一表面活性剂，又多局限于对降黏剂的组成结构与合成工艺的探索，而对降黏剂与原油之间相互作用机理及现场实际应用研究重视不够[5-7]。该文着重对不同类型降黏剂与原油作用机理和适用原油类型进行研究，并运用数值模拟技术对热化学辅助蒸汽吞吐技术关键参数进行优化设计，通过现场应用，取得了良好的效果，为超稠油资源有效动用提供了技术保障。

1 热化学辅助蒸汽吞吐机理

热化学辅助蒸汽吞吐技术就是把氮气和水溶性乳化降黏剂与蒸汽吞吐有机结合，充分发挥氮气和化学药剂的作用，达到增加地层能量[8]、改善稠油在地层中渗流能力[9]、扩大蒸汽波及体积的目的[10]。其作用原理主要有以下几个方面：

1）增加地层能量：驱动地层中的原油及冷凝水迅速返排，达到增加地层能量，提高回采水率，改善油井生产效果的目的。

2）改善稠油渗流能力：降黏剂与稠油作用，形成水包油型乳状液，降低原油黏度，同时，降黏剂中的表面活性剂成分可降低油、水界面张力，改善岩石表面润湿性，提高洗油效率。

3）扩大蒸汽和降黏剂的波及体积：蒸汽吞吐的注汽阶段，通过伴蒸汽连续向地层注入氮气，利用氮气良好的膨胀性，扩大蒸汽和降黏剂的波及体积。

2 降黏剂选择评价

2.1 结合作用机理优选降黏剂

河南稠油油田区块分布散，不同区块原油性质差别较大。目前常用的乳化降黏剂有AE-121和EC-2两种耐高温化学剂。其主要技术指标见表1。

表1 降黏剂主要技术指标对比Table 1 Main technical description comparision of viscosity reducer

根据降黏剂的降黏机理和使用特点，对于一般特稠油井或者是超稠油井，由于原油中胶质沥青质含量较高，选择以乳化能力较强的EC-2降黏剂为主；对于凝固高特稠油井或者是超稠油井，选择AE-121降黏剂，见表2。

表2 各种降黏剂作用机理及适应范围Table 2 Active mechanism and adaptive range of various viscosity reducer

2.2 依据降黏率选择降黏剂

试验方法：取原油样，倒掉游离水待用。先量取30 mL，用旋转黏度计在40℃和50℃下测定空白黏度值。再量取50 mL原油样，以7∶3的比例与0.5%的降黏剂水溶液进行混配、搅拌，用旋转黏度计在40℃和50℃下测定其黏度值，计算出40℃和50℃的降黏率。采用上述方法，对降黏率进行分析评价，结果见表3。

表3 不同降黏剂室内降黏试验效果Table 3 Indoor visbreaking testing results of different viscosity reducer

从实验结果可以看出，不同区块的稠油由于原油性质不同，降黏剂对其降黏效果是有选择性的。由于原油中胶质沥青质含量较高，导致原油黏度较高，在降黏剂的选择上以乳化能力较强的EC-2降黏剂为主（以古新51013井为代表）；对于凝固高特稠油井或者是超稠油井，选择AE－121降黏剂（以杨泌175井为代表）。

3 热化学辅助蒸汽吞吐关键参数优化设计

根据河南油田超稠油油藏地质特点，建立了网格系统为30×40×5的三维地质模型。模型中油层平均埋深为346m，油层有效厚度为5～8m，孔隙度一般在28%～31%，渗透率一般在(600～2 500)×10-3μm2，原始含油饱和度在70%左右，油层温度下原油黏度为75 622 mPa·s。

氮气及降黏剂辅助蒸汽吞吐热采数值模拟采用了加拿大CMG公司的Stars模拟器。该数模软件是一个考虑热力影响的三维三相多组分模拟器，应用CMG-WinProp全组分相态模拟技术组分的劈分、合并，实验回归准确表征地层流体的性质及随压力温度的变化，精确描述注入流体对地层流体的影响，为模拟器提供可靠的组分性质参数（黏度、相平衡常数等）。采用四组分、三相组分模型，四组分为氮气、降黏剂、蒸汽和油，三相为油相、气相和水相，满足热化学辅助蒸汽吞吐的模拟要求。

3.1 注汽强度

注汽强度是指蒸汽吞吐一周期每米油层所注入的蒸汽量，是影响蒸汽吞吐效果的重要因素。注汽强度过低，蒸汽无法有效加热油层，注汽强度过高，生产成本也越高，研究合理注汽强度能够提高开发效果并追求效益最大化[11]。

通过对比不同注汽强度下的开发指标（模拟前五个周期，第二周期和第三周期注汽量按15%递增），可以看出随着周期注汽强度的增加，累计产油量增加，累计油汽比逐渐变小，但累计产油量增加的幅度和增产油汽比先增大后减小。综合考虑，推荐选择100～120t/m作为注汽强度，见表4。

表4 不同注汽强度下蒸汽吞吐开发指标对比Table 4 Indexes comparison of steam stimulation development under different steam injection intensities

3.2 气液比（氮气量/蒸汽量）

在注汽强度一定的情况下，随着氮气伴随蒸汽注入地层，提高地层能量,起到了助排作用，能够提高蒸汽的加热半径，但随着氮气使用量越来越大，成本也随之提高，经济效益变差，所以使用累计净产油量，也就是实际累产油量扣除使用氮气所折算的等价值原油量来评价注氮效果。从数模结果来看，随着周期氮气注入量的增加，累计净产油量和累计净油汽比先增加后减小，当周期气液比达到30 Nm3/t时，净产油量和净油汽比最高，经济效益最大，见表5。

表5 不同周期气液比下蒸汽吞吐开发指标对比Table 5 Indexes comparison of steam stimulation development under different cycle gas-liquid ratio

3.3 降黏剂用量

在注汽强度和周期气液比一定的情况下，随着降黏剂注入量（药剂量）的增加，原油降黏效果加大，有效改善了原油在地下的流动能力，但随着降黏剂用量的增大，投入也增大，经济效益变差。从数模结果来看，随着降黏剂周期注入量的增加，累计净产油量和累计净油汽比先增加后减小，当周期注入量达到2.5t时，累计净产油量和累积净油汽比最大，经济效益最佳，见表6。

表6 不同降黏剂周期注入量下蒸汽吞吐开发指标对比Table 6 Indexes comparison of steam stimulation development under cycle injection of different viscosity reducer

3.4 效果预测

应用数值模拟优化的结果，在蒸汽注汽强度100t/m，周期气液比30 Nm3/t，周期降黏剂注入量达到2.5t的注入参数下，应用参数优化时的地质模型对单井生产5个周期的效果进行了模拟，周期生产预测效果见表7。

表7 热化学辅助蒸汽吞吐开发指标预测Table 7 Indexes prediction of thermochemistry assisted steam stimulation development

4 矿场实施效果

在室内试验和数模计算的基础上，河南油田热化学辅助蒸汽吞吐技术实施方案注入参数设计为：蒸汽注入强度控制在100～120t/m，周期气液比控制在20∶1至40∶1范围内，周期降黏剂的注入量控制在2～3t。此技术在现场应用50井次，可评价48井次，有效39井次，有效率81.3%。与前一个常规蒸汽吞吐周期相比，平均周期生产时间由83天增加至106天，平均周期产油量由84t提高到186t，平均日产油由0.95t提高到1.68t，平均周期含水率降低8%，平均周期油汽比由0.14提高到0.26，平均单井增油117t，合计增油5 634t。部分稠油井热化学辅助吞吐效果见表8。

热化学辅助蒸汽吞吐费用由化学药剂费、注氮费和施工费用等三部分构成，周期结束48井次共发生化学剂费用81.23万元，注氮费用125.56万元，施工费7.5万元，合计费用为214.29万元，平均单井费用4.46万元。48口井完成热化学辅助蒸汽吞吐累计增油5 634t，考虑进罐率和商品率，计算效益为982.07万元，投入产出比达到1∶4.58，取得了良好的经济效益。