李豪浩，畢雯雯，胥曉偉，代妮娜

(中石化勝利石油管理局，山東 東營 257000)

引 言

全球稠油資源約40 000×108t，中國稠油資源預(yù)計(jì)為79.5×108t，在已探明稠油儲(chǔ)量中，有近1/3的儲(chǔ)量未實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用，這部分儲(chǔ)量大多以中深層特超稠油油藏為主。該類油藏的開發(fā)難點(diǎn)主要是油層埋藏深，原油黏度高，且?guī)r性細(xì)，單層厚度薄，油水關(guān)系復(fù)雜，導(dǎo)致常規(guī)開發(fā)注汽壓力高、熱損失大、蒸汽波及范圍小、開發(fā)效益差［1－8］。勝利油田在近30 a間先后進(jìn)行過幾百井次的直井冷采、直井蒸汽吞吐、水平井熱采、水平井化學(xué)吞吐和SAGD等的攻關(guān)試驗(yàn)，均未實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)。

2005年以來，勝利油田通過組織多家科研院所，經(jīng)過3 a多的聯(lián)合攻關(guān)試驗(yàn)，目前已在中深層特超稠油開發(fā)領(lǐng)域形成了1套行之有效的開發(fā)技術(shù)手段——HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)。

1 HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)要素組成及其特點(diǎn)

HDCS即水平井(Horizontal well)、油溶性復(fù)合降黏劑(Dissolver)、CO2(Carbon dioxide)和蒸汽(Steam)4個(gè)英文詞組的首字母組合。HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)采用CO2輔助水平井蒸汽吞吐，配合高效油溶性復(fù)合降黏劑，利用其協(xié)同降黏、混合傳質(zhì)及增能助排作用，降低注汽壓力、擴(kuò)大熱波及范圍。

(1)協(xié)同降黏作用。①加入超臨界飽和CO2時(shí)，SLKF油溶性復(fù)合降黏劑解聚能力提高，降黏效果提高;②隨溫度升高降黏效果增加;在較強(qiáng)剪切條件下(蒸汽注入過程中)，SLKF油溶性復(fù)合降黏劑對含水原油降黏效果大幅增加，含水大于50%后可形成水包油乳狀液，進(jìn)一步加大降黏效果;③降黏劑活性成分可以使超臨界飽和CO2溶解及萃取能力呈級數(shù)增加，使其黏度下降、表面張力下降，提高了其降黏效果和擴(kuò)散能力。同時(shí)，可以消除因CO2破壞稠油體系造成的重質(zhì)沉淀危害。

(2)混合傳質(zhì)作用。①超臨界流體兼有液體和氣體的雙重特點(diǎn);②當(dāng)CO2從油藏溫度加熱到300℃時(shí)，溶解度下降了60% ～80%，析出的CO2攜帶萃取出的輕組分并與油溶性復(fù)合降黏劑一起快速向地層內(nèi)部擴(kuò)散，提高了降黏范圍;③溶解度降低使CO2析出并攜帶熱量快速擴(kuò)散，又因重力分異作用產(chǎn)生對流，提高了蒸汽熱傳遞效率。

(3)增能助排作用。①注汽過程中超覆的混合氣在油層頂部富集，形成了隔熱帶，降低了蒸汽熱損失，回采期間，可提供驅(qū)動(dòng)力和溶解降黏;②超臨界飽和CO2溶于原油使原油體積膨脹10%～30%，在提供驅(qū)替動(dòng)力同時(shí)提高了采收率。

(4)防乳破乳作用。①油溶性降黏劑中的防乳化添加劑使超臨界飽和CO2在原油中的萃取能力呈級數(shù)增長，提高了蒸汽前緣輕組分含量，且蒸汽前緣輕組分、超臨界飽和CO2和降黏劑的存在可有效避免前緣乳化帶形成;②回采過程的溫度、壓力下降增強(qiáng)了原油乳化性能，超臨界飽和CO2和油溶性降黏劑不斷擴(kuò)散和溶解可有效消除原油乳化形成，提高原油流動(dòng)性。

2 HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)驅(qū)替評價(jià)及參數(shù)優(yōu)化

2.1 降低近井地帶原油黏度

先期注入油溶性復(fù)合降黏劑和CO2可實(shí)現(xiàn)對水平井近井地帶和中距離地帶的有效降黏。注完CO2悶井期間，由于近井地帶溫度回升，CO2由液態(tài)轉(zhuǎn)化為超臨界狀態(tài)，其良好的傳質(zhì)作用在擴(kuò)大自身降黏范圍的同時(shí)，也擴(kuò)大了降黏劑的降黏范圍，可提高降黏效果。根據(jù)數(shù)模研究結(jié)果，二者協(xié)同作用在水平井3 m半徑內(nèi)可使原油黏度下降至102mPa·s數(shù)量級甚至10 mPa·s數(shù)量級，為降低注汽啟動(dòng)壓力提供條件。現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示，先期注入的降黏劑和CO2可降低注汽啟動(dòng)壓力2 MPa以上。

2.2 擴(kuò)大熱波及范圍和前緣低黏區(qū)

2.2.1 滾動(dòng)降黏接替

注汽后，近井地帶原油從油藏溫度迅速上升至300℃以上，形成了以溫度降黏為主的高溫降黏區(qū);中近距離的稠油在蒸汽與CO2強(qiáng)攪拌條件及降黏劑活性成分作用下，形成了以水包油乳狀體系為主的乳化中高溫降黏區(qū)。根據(jù)勝利油區(qū)鄭411塊模擬結(jié)果，從油藏條件到注汽條件，超臨界飽和CO2溶解度從80 m3/m3下降至38 m3/m3。不斷析出、膨脹和外推的超臨界飽和CO2攜帶其萃取的輕質(zhì)原油組分和降黏劑擴(kuò)散至不飽和前緣，溶解于不飽和原油中，降低了遠(yuǎn)端冷油黏度形成低溫復(fù)合降黏區(qū)。這3個(gè)區(qū)域隨著注汽的進(jìn)行，不斷向外擴(kuò)展，形成滾動(dòng)降黏接替。

2.2.2 高效熱量傳遞

從油藏條件(壓力為13 MPa、溫度為70℃)到注汽條件(壓力為20 MPa、溫度為300℃)過程中，超臨界飽和CO2攜帶著熱量以遠(yuǎn)高于蒸汽的速度穿過飽和CO2區(qū)向遠(yuǎn)端擴(kuò)散，將大部分熱量傳遞給遠(yuǎn)端原油，可提高蒸汽熱傳遞效率。CO2快速擴(kuò)散同時(shí)，由于CO2與原油、蒸汽的密度差異造成重力分異，形成縱橫向熱對流，提高了換熱效率，進(jìn)一步提高了蒸汽熱利用率。

2.2.3 改善地層及流體的滲流能力

(1)氣頂驅(qū)動(dòng)和膨脹增能作用?；夭蛇^程中，混合氣頂彈性驅(qū)動(dòng)減緩了地層壓力的下降。隨著溫度、壓力的降低，混合氣頂又溶解于原油中，起到降黏作用，有利于原油回采，這一點(diǎn)對于薄層油藏尤為重要。

(2)CO2溶于水和原油中，熱采環(huán)境下可增大地層滲透率。

2.3 HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)對比評價(jià)

利用單管和雙管物理模型開展蒸汽、CO2+蒸汽、N2+蒸汽、油溶性復(fù)合降黏劑+CO2+蒸汽(即HDCS)4種注入方式的驅(qū)替效率的對比評價(jià)實(shí)驗(yàn)。研究結(jié)果表明:與常規(guī)蒸汽驅(qū)相比，采用HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)能夠大幅度提高采收率，且單管驅(qū)替效率可從30%上升至94%。在蒸汽驅(qū)轉(zhuǎn)DCS驅(qū)替單管試驗(yàn)中，更換方式也可提高驅(qū)替效率40%以上。由此證明，HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)不僅可以提高超稠油儲(chǔ)量動(dòng)用率，還可以在已開發(fā)油田大幅度提高采收率。

2.4 HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)參數(shù)優(yōu)化

選取勝利油田王莊油田鄭411塊油藏地質(zhì)條件，采用加拿大CMG軟件公司的Stars模擬器，研究了超臨界飽和CO2、降黏劑、注汽強(qiáng)度等注采參數(shù)對特超稠油油藏開發(fā)效果的影響。在此基礎(chǔ)上，對HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)的進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化。

優(yōu)化后的HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)(蒸汽吞吐)參數(shù)為:水平段長度為150～200 m;油溶性降黏劑注入量為0.2～0.3 t/m;CO2注入量約為0.75 t/m;注汽強(qiáng)度為12.5～15.0 t/m;水平井位于油層中下部(距頂2/3);極限開采層厚為3.5 m。

3 HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)推廣及效益分析

3.1 推廣應(yīng)用情況

HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)集成了高分子化學(xué)、油田化學(xué)、高等分析、鉆井工程、采油工程、油藏工程、熱能工程等多學(xué)種理論和方法，是1項(xiàng)集多學(xué)科、多理論于一體的新型開采技術(shù)。截至目前，HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)已在勝利油區(qū)王莊油田的鄭411、坨826，樂安油田的草109、草705、草104、草南和單家寺油田的單133等區(qū)塊得到推廣應(yīng)用。新增動(dòng)用儲(chǔ)量為6 411×104t，新建產(chǎn)能為86.5×104t。從生產(chǎn)情況看，一周期平均單井采油量為1 494 t，周期油汽比為0.75，周期回采水率為0.70。二周期平均單井采油量為2 015 t，周期油汽比為1.02，周期回采水率為1.0，平均單井日產(chǎn)油量為10.7 t/d。

HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)預(yù)計(jì)在勝利油區(qū)可實(shí)現(xiàn)1.2×108t特超稠油儲(chǔ)量的動(dòng)用，預(yù)計(jì)新建產(chǎn)能為130×104t。該技術(shù)也可推廣應(yīng)用于國內(nèi)同類型稠油油藏，預(yù)計(jì)可新增動(dòng)用儲(chǔ)量為4×108～5×108t。此外，物理模型研究結(jié)果證明，該技術(shù)可大幅度提高稠油不同方式轉(zhuǎn)換后的油藏采收率，為蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)后續(xù)開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換提供了新思路。

3.2 應(yīng)用效益分析

(1)經(jīng)濟(jì)效益。通過先導(dǎo)試驗(yàn)及工業(yè)化推廣應(yīng)用，HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)已在勝利油區(qū)累計(jì)增油112.6×104t，實(shí)現(xiàn)利潤19.14×108元，預(yù)計(jì)最終可增產(chǎn)原油2 160×104t。隨著國內(nèi)外類似油藏的開發(fā)動(dòng)用，該技術(shù)的經(jīng)濟(jì)效益將會(huì)越來越顯著。

(2)社會(huì)效益。特超稠油HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)是一項(xiàng)全新的稠油開發(fā)技術(shù)，它攻關(guān)創(chuàng)新并成功進(jìn)行了工業(yè)化推廣，引領(lǐng)了國內(nèi)外中深層特超稠油的開發(fā)，提高了我國在稠油開發(fā)領(lǐng)域的科技競爭力，展示了中深層特超稠油開發(fā)領(lǐng)域的理論和技術(shù)水平，對能源安全、技術(shù)儲(chǔ)備、自主創(chuàng)新能力具有重要意義。

4 結(jié)論

(1)HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)是經(jīng)過長期的攻關(guān)創(chuàng)新與實(shí)踐，逐步形成的一套適合中深層特超稠油開發(fā)的配套技術(shù)，該技術(shù)能實(shí)現(xiàn)50℃地面脫氣原油黏度在20×104mPa·s以上、埋深1 000～1 500 m特超稠油油藏的有效開發(fā)，填補(bǔ)了國內(nèi)外在中深層特超稠油開采領(lǐng)域的空白。

(2)HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)理論創(chuàng)建了水平井、降黏劑、CO2與蒸汽4者之間協(xié)同降黏、混合傳質(zhì)和增能助排的新型開發(fā)模式，為中深層特超稠油的開發(fā)提供了科學(xué)依據(jù)。

(3)運(yùn)用數(shù)值模擬、極限指標(biāo)控制理論及現(xiàn)場試驗(yàn)，使特超稠油的吞吐極限油層厚度達(dá)到3.5 m，創(chuàng)新了中深層特超稠油熱采開發(fā)技術(shù)界限。

(4)SLKF高效油溶性復(fù)合降黏劑在油層條件下對特超稠油的降黏率達(dá)到80%以上，且隨溫度、含水上升，降黏率持續(xù)增強(qiáng)。

(5)HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)為稠油油藏不同開發(fā)方式轉(zhuǎn)換提供了技術(shù)思路。

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