王若浩,趙 進,張清軍,郝立軍,劉 琳,李慶廠

(中國石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河 473400)

1 河南油田淺薄層稠油油藏概況

1.1 油藏地質(zhì)概況

河南油田稠油油藏具有“淺、薄、稠”的特點。油層埋藏淺(埋深90～1000 m)，絕大多數(shù)小于500 m；油層厚度薄，非均質(zhì)性嚴重，單層厚度1～4 m，層系組合厚度2～15 m，平均滲透率級差3～20；原油黏度高，特超稠油儲量占探明儲量的49.8%。

1.2 油藏開發(fā)現(xiàn)狀

截止2013年3月底，熱采累計產(chǎn)油573×104t，采出程度15.1%，累計注汽2 251×104t，累計油汽比0.25。2013年3月，稠油熱采開井1 440口，平均單井吞吐12.5周期，日產(chǎn)液7 384 t，日產(chǎn)油為1 094 t，綜合含水85.2%，采油速度1.05%，階段油汽比0.21。

1.3 影響吞吐采收率的不利因素

(1)蒸汽吞吐降壓開發(fā)，周期產(chǎn)量遞減大.進入中后期開發(fā)階段以后，油層壓力下降幅度大，目前壓力僅保持原始地層壓力20%左右，導(dǎo)致油井周期遞減加大[1]，周期產(chǎn)量遞減率達25%，油汽比也由原來的0.3～0.4下降至0.2左右，稠油穩(wěn)產(chǎn)難度加大，經(jīng)濟效益變差。

(2)層內(nèi)非均質(zhì)，蒸汽吞吐后期油層縱向動用程度差異大。由于地層非均質(zhì)性嚴重，隨著油田進入高周期吞吐開發(fā)階段，主力油層動用程度高，差異大[2]。剩余油監(jiān)測結(jié)果顯示，主力層中強水淹厚度占總厚度比例的66.8%；弱水淹、未水淹厚度占總厚度的33.2%。

(3)蒸汽與稠油流度差異大，蒸汽吞吐后期汽竄頻繁。隨著吞吐周期的不斷增加，井間汽竄不斷加劇[2]。汽竄降低了稠油熱采蒸汽熱利用率的同時，減少了蒸汽波及體積，影響了原油采收率的提高。2006年以來，每年汽竄影響原油產(chǎn)量10 000 t左右，增加自然遞減2個百分點。

(4)油水流度差異大，邊水侵入嚴重。隨著油田進入高周期吞吐開發(fā)階段，地層壓力保持水平低，造成邊水突進，導(dǎo)致油層水淹[3]。據(jù)統(tǒng)計，井樓油田、古城油田熱采區(qū)塊，邊水淹儲量434.3×104t(采出程度僅為16.5%)。新莊油田含油面積小，邊水淹儲量361.5×104t(采出程度僅為4.1%)，因水淹上返或關(guān)井數(shù)118井次。

2 熱化學蒸汽吞吐技術(shù)參數(shù)優(yōu)化

2.1 降黏輔助吞吐技術(shù)

針對特超稠油開采效果差、采收率低等問題，根據(jù)多元表面活性劑協(xié)同作用原理，將原油形成O/W型乳狀液，降低油-水-固界面張力[4]，從而改變原油的流動性，改善油井熱采效果。

(1)降黏劑濃度優(yōu)選。室內(nèi)評價了在不同降黏劑濃度下的原油黏度及降黏率，結(jié)果見表1。從表中可以看出，降黏劑質(zhì)量分數(shù)在0.1%～0.5%的范圍內(nèi)，降黏率都在97%以上，考慮到地層的吸附作用，選用降黏劑質(zhì)量分數(shù)為0.2%～0.3%。

(2)注入時機優(yōu)選。圖1評價了含水30%的原油在不同溫度下的乳化效果。在溫度達到45 ℃后，降黏劑的乳化效果更好。在油井吞吐1-2個周期后，地層有一定的儲熱時，可以滿足熱化學降黏輔助吞吐的技術(shù)要求。

表1 不同降黏劑濃度下的原油黏度

圖1 原油在不同溫度下的乳化效果

2.2 氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)

針對稠油熱采過程中出現(xiàn)的汽竄、非均質(zhì)嚴重等問題，研制出適合淺薄層稠油熱采氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)的高溫泡沫驅(qū)油體系，優(yōu)化了調(diào)剖參數(shù)，實現(xiàn)了規(guī)模應(yīng)用。

(1)使用濃度優(yōu)選。對高溫泡沫驅(qū)油體系使用濃度進行了優(yōu)選。圖2可見，發(fā)泡體系的質(zhì)量分數(shù)為0.5%時已達到較好的封堵性能。

圖2 不同發(fā)泡劑濃度下的阻力因子變化曲線

(2)汽液比優(yōu)選。評價了不同汽液比條件下的阻力因子。從圖3中可以看出，汽液比較低時，阻力因子隨著氣液比升高而升高，在汽液比(1～3)之間時，泡沫體系阻力因子保持在較高數(shù)值，進一步增加汽液比，泡沫劑封堵能力急劇下降，因此，優(yōu)選汽液比為1～3。

(3)注入段塞優(yōu)選。當汽液比為2、發(fā)泡劑質(zhì)量分數(shù)為0.5%時，設(shè)計出不同大小注入段塞，開展了數(shù)值模擬研究。由模擬結(jié)果可以看出(表2)，隨著氮氣泡沫注入量的增加，累積增油量逐漸上升，但是當注入量超過0.1 PV時，增油幅度明顯減小。所以選擇段塞量為0.1 PV。

圖3 汽液比對泡沫體系封堵性能的影響

表2 不同段塞大小模擬結(jié)果統(tǒng)計

2.3 氮氣泡沫抑制邊水技術(shù)

以河南油田普通稠油(油樣A)和超稠油(油樣B)為實驗對象，通過物模試驗，評價了氮氣泡沫抑制邊水技術(shù)的影響因素。

(1)原油黏度影響。評價了不同原油性質(zhì)的見邊水時間和氮氣泡沫驅(qū)替效果(圖4、圖5)。從圖中可見，在同一邊水能量條件下，與普通稠油相比，超稠油在低周期時邊水水侵速度較慢，但見邊水后，含水上升速度較快。應(yīng)用氮氣泡沫抑制邊水技術(shù)后原油采收率明顯提高，其中普通稠油驅(qū)替效果優(yōu)于超稠油，差值為15%。

圖4 不同原油性質(zhì)周期綜合含水變化情況

(2)邊水能量影響。采用單巖心管，在綜合含水95%時注入氮氣泡沫，驅(qū)替結(jié)果見圖6和圖7 。從圖中可見，不論邊水能量強弱，注入氮氣泡沫后均能大幅度降低周期綜合含水、提高原油采收率。

(3)含水階段。以普通稠油為實驗對象，在邊水能量為6 MPa時，評價了不同含水階段使用氮氣泡沫前后含水變化和驅(qū)替效果(圖8、圖9)。圖中可見，高含水階段實施氮氣泡沫抑制邊水的控水效果好。

圖5 不同原油性質(zhì)抑制邊水驅(qū)替效果

圖6 不同邊水能量下的周期綜合含水

圖7 不同邊水能量下的累積采出程度

圖8 邊水6MPa下措施周期綜合含水

圖9 邊水6MPa下措施周期的累積采出程度

3 應(yīng)用效果與認識

(1)通過三年來的技術(shù)研究與應(yīng)用，河南油田完善了熱化學配方體系，優(yōu)化了方案設(shè)計，形成了以降黏輔助吞吐技術(shù)、氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)、氮氣泡沫抑制邊水技術(shù)為主體的淺薄層稠油熱采后期熱化學蒸汽吞吐配套技術(shù)。

(2)熱化學吞吐技術(shù)在河南油田得到規(guī)模應(yīng)用(表3)，動用蒸汽吞吐低油汽比儲量532.81×104t，累計增油11.51×104t，提高采收率2.2個百分點，有效減緩了老井遞減，穩(wěn)定了熱采產(chǎn)量。應(yīng)用表明，熱化學吞吐技術(shù)對淺薄層稠油熱采后期改善開發(fā)效果及提高采收率具有重要的意義。

表3 近三年熱化學蒸汽吞吐配套技術(shù)應(yīng)用效果

[1] 陳鳳君，黃春蘭，張彪，等.改善稠油熱采高周期吞吐開發(fā)效果技術(shù)對策[J]．石油天然氣學報，2009，31(3)：277-278.

[2] 陳于剛，扈中, 苗振寶, 等.稠油熱采井高溫調(diào)剖技術(shù)在河南油田的應(yīng)用[J].河南石油，2003，(S1)：80-83.

[3] 王書林，黨興軍．氮氣泡沫抑制稠油油藏邊水技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用研究[J]．化學工程與裝備，2010，(10)：60-61.

[4] 劉國然 .稠油乳化降黏技術(shù)[J].特種油氣藏，1995，2(1):57-61.