李 甫 梁愛國 廖先燕 黃 玲 帕提古麗·亞爾買買提

（中國石油新疆油田分公司采油一廠，新疆克拉瑪依 834000）

新疆油田紅003 井區(qū)屬于淺層稠油油藏，埋藏深度小于600 m，平均油層厚度約7 m；地面原油密度0.962 g/cm3，50 ℃地面脫氣原油黏度271.30～ 13 945.92 mPa·s，平均黏度6 239 mPa·s，具有高黏度、高密度、高瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量的特點；油層平均溫度約28 ℃；地層壓力低于5 MPa，天然能量低，供液能力差，加之油層熱損失大，原油流動困難。目前井區(qū)開采方式為蒸汽吞吐，采用70×70 m 正方形排狀井網(wǎng)、定向井加直井的6 井式叢式井平臺井組進行開發(fā)，其中1 口為直井，5 口為定向斜井。與九區(qū)等老稠油區(qū)塊相比，紅003 井區(qū)處于蒸汽吞吐初期，注汽輪次較少［1-2］。從開發(fā)效果來看，井區(qū)蒸汽吞吐效果差，生產(chǎn)周期短，產(chǎn)量遞減快，周期產(chǎn)油量低，開采效果不佳，開發(fā)難度較大。因此亟需引入新技術(shù)新工藝提高該稠油油藏的采收率。

1 機理研究

1.1 原油物性分析

紅003 井區(qū)原油在油層溫度條件下為超稠油流體，開發(fā)難度大。井口原油的乳化含水非常高，易于形成W/O 乳狀液，W/O 乳狀液黏度較脫水油樣急劇升高，在50 ℃下未脫水油樣的黏度是脫水油樣黏度的4.48 倍。

壓力對該區(qū)塊集輸油樣黏度的影響不大。集輸油樣黏度隨著溫度的升高而大幅度降低，黏溫關(guān)系敏感。當溫度高于100 ℃后原油黏度小于110 mPa·s、黏度變化幅度降低。原油屈服值隨溫度的升高而逐漸降低，當溫度在40～50 ℃時，轉(zhuǎn)變成牛頓流體。

1.2 氮氣對稠油高壓物性的影響

將不同比例的氮氣與紅003 井區(qū)原油混合，利用高壓PVT 實驗裝置對油樣進行單次脫氣實驗、PV關(guān)系實驗。在80 ℃條件下，注入氮氣后油樣的物性參數(shù)見表1。

表1 80 ℃下注入氮氣后原油物性參數(shù)

根據(jù)表1 實驗結(jié)果，擬合出了80 ℃溶解氣油比與溶解壓力的關(guān)系式為

當?shù)貙訅毫?.65 MPa 時，N2溶解氣油比為3.11 m3/m3，即地層壓力下最大能溶解3.11 倍地層油體積的N2（標準狀態(tài)）。

另外，體積系數(shù)隨N2注入量的增加而增大，N2在地層油中溶解使地層油的彈性能量明顯增大。地層油體積膨脹越多，地層油的彈性能量增加越多，增油效果越明顯［3］。原油體積膨脹不但可以增加地層的彈性能量，還有利于膨脹后的剩余油脫離地層水及巖石表面的束縛，變成可動油，從而增加油井產(chǎn)量。

1.3 降黏劑影響

降黏劑是稠油復合吞吐提高采收率技術(shù)的關(guān)鍵之一［4-10］。采用現(xiàn)有的水溶性降黏劑SLP-2、SLS-2、SLS-10 對紅003 井區(qū)不同單井取得的混合油樣進行降黏率測試，在室內(nèi)條件下其降黏率均在85%以上。結(jié)合井區(qū)特點，篩選出了由SLP-2 與SLS-2 復配的水溶性復合降黏劑，在室內(nèi)攪拌條件下復合降黏劑對混合油樣降黏率達到92.52%。表2 為油藏壓力4.65 MPa、不同溫度條件下，降黏劑SLP-2、復合降黏劑和氮氣對混合油樣黏度的影響。

表2 油藏壓力下混合油樣降黏實驗結(jié)果

由表2 可以看出，油藏壓力條件下，混合原油依然存在溫敏特性，隨著溫度的升高，原油黏度降低，SLP-2 和復合降黏劑的降黏率下降；氮氣對降黏的貢獻率很小，在數(shù)值模擬中，可以忽略不計。

溫度對混合原油的滲流特性有很大影響。通過測定稠油通過填砂模型兩端的流量和壓差，導出滲流速度與壓力梯度的關(guān)系及啟動壓力梯度與溫度的關(guān)系，從而得到稠油的地下滲流流變特性。實驗結(jié)果見圖1。

圖1 不同溫度下復合降黏劑對原油滲流特征的影響

由圖1 可看出，混合原油在油層溫度28 ℃條件下，初始啟動壓力為1.47 MPa，加入5%復合降黏劑后，初始啟動壓力降為0.46 MPa，加入10%復合降黏劑后，初始啟動壓力降為0.23 MPa。隨著復合降黏劑加入量的增加，混合原油的初始啟動壓力下降?；旌显驮?20 ℃條件下為牛頓流體，啟動壓力消失，但在相同的壓力條件下，加入復合降黏劑后，混合原油的滲流特性發(fā)生改變，流速增加。

1.4 蒸汽的影響

稠油的熱敏性極強，蒸汽能夠顯著地降低稠油的黏度，使原油流向井底的阻力大大減小。油層被加熱后，油層的彈性能量被充分釋放出來，成為驅(qū)油能量。蒸汽吞吐后，在開井回采時液流方向有所改變，油、蒸汽及凝結(jié)水在放大生產(chǎn)壓差條件下高速流入井筒，將近井眼地帶的堵塞物排出，大大改善了油井滲流條件。

2 方案優(yōu)化

2.1 建立單井地質(zhì)模型

采用CMG 對油藏靜態(tài)數(shù)據(jù)和生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)進行分析，建立了單井模型。對生產(chǎn)情況進行歷史擬合（包括含水、累積產(chǎn)油、月產(chǎn)量等），計算結(jié)果和生產(chǎn)數(shù)據(jù)具有較好的一致性。再對單純注蒸汽開采、注蒸汽+復合降黏劑、注蒸汽+氮氣以及注蒸汽+復合降黏劑+氮氣等4 種生產(chǎn)方式進行了模擬，對比井底最高壓力、最高溫度和最小黏度的變化情況，結(jié)果見表3。

表3 不同生產(chǎn)方式下的模擬結(jié)果

由表3 可以看出：采用注蒸汽+復合降黏劑+氮氣的復合方式，井底溫度明顯大于單純注蒸汽的方式；生產(chǎn)1 個月后，復合方式的井底溫度場、黏度場顯著優(yōu)于單純注蒸汽方式，即，復合方式可以明顯延長蒸汽吞吐生產(chǎn)周期。

2.2 方案設(shè)計及參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)井區(qū)的主導工藝，優(yōu)化的參數(shù)主要包括周期注汽強度、氮氣注入強度和降黏劑注入強度，根據(jù)正交實驗得出的該模型各方案的生產(chǎn)效果，繪制周期凈產(chǎn)油量分別隨蒸汽注入強度、氮氣注入強度、降黏劑注入強度的變化曲線（圖2）。

圖2 周期凈產(chǎn)油量分別隨蒸汽注入強度、氮氣注入強度、 降黏劑注入強度的變化曲線

由圖2 可以看出，凈產(chǎn)油量先是隨著注入強度增大而增加，但超過160 t/m 后開始下降，因此蒸汽注入強度確定為160 t/m 左右。同理，氮氣注入強度確定為2 000 t/m 左右，降黏劑注入強度確定為60 t/m左右。

3 現(xiàn)場試驗

2012 年9 月至11 月，對12 口井開展了稠油復合吞吐技術(shù)試驗，共注入降黏劑2 730 m3；氮氣13.1×104m3，累計增油3 029 t，平均單井增油252.4 t，取得了顯著的增產(chǎn)效果（表4）。

表4 現(xiàn)場試驗效果統(tǒng)計

4 結(jié)論

（1）紅003 井區(qū)原油黏度大，黏溫關(guān)系敏感。加入氮氣后，對原油黏度的影響很小，但可明顯提高地層油的彈性能量，采用水溶性復合降黏劑效果最佳，高溫下使原油流速增加，利于產(chǎn)出。

（2）模擬采用注蒸汽+復合降黏劑+氮氣的復合吞吐方式，井底溫度和蒸汽有效波及范圍明顯大于單純注蒸汽的方式；生產(chǎn)1 個月后，復合吞吐方式井底溫度場、黏度場顯著優(yōu)于單純注蒸汽方式，可以明顯延長蒸汽吞吐生產(chǎn)周期。

（3）現(xiàn)場12 口井開展了稠油復合吞吐技術(shù)試驗，具有良好增產(chǎn)效果，3 個月內(nèi)累計增油3 029 t。建議后期在此井區(qū)推廣應用該項技術(shù)。

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