劉祖鵬

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

0 引 言

勝利油田沾29塊為典型的強(qiáng)邊底水普通稠油油藏，自2001年9月投入試采以來，主要采用了天然能量和蒸汽吞吐2種開發(fā)方式，受邊底水和原油物性的影響，區(qū)塊開發(fā)效果較差，目前采出程度僅為3.05%。開發(fā)過程中存在的主要問題是油井初期產(chǎn)能高但是產(chǎn)量遞減快，底水突破后導(dǎo)致含水率快速上升[1-4]。國內(nèi)外的研究表明，采用水平井聯(lián)合化學(xué)藥劑能夠改善該類油藏蒸汽吞吐的開發(fā)效果[5-10]，然而在低油價形勢下，熱力采油由于制汽成本高、鍋爐污染大、天然氣氣源受限等問題[9]，造成熱力采油的經(jīng)濟(jì)性逐漸變差。目前水溶性降黏劑主要應(yīng)用于近井地帶的油層解堵，以及作為一種輔助藥劑應(yīng)用于熱力采油中，單獨采用水溶性降黏劑吞吐的相關(guān)研究較少[11-19]。因此，基于室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬結(jié)果，分析了水溶性降黏劑提高稠油采收率的機(jī)理，并研究了其在油藏數(shù)值模擬中的實現(xiàn)方法，在此基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬優(yōu)化了沾29塊水溶性降黏劑吞吐的注入?yún)?shù)。

水溶性降黏劑主要由陰離子型表面活性劑OP-10、環(huán)氧氯丙烷及無水亞硫酸鈉作為反應(yīng)物，對甲苯磺酸作為催化劑，通過化學(xué)反應(yīng)合成。水溶性降黏劑pH值為7左右，有機(jī)氯的含量為0，溶于水后沒有沉淀。水溶性降黏劑溶液與原油混合后，能夠形成流動性更強(qiáng)的水包油乳狀液，可以顯著降低原油黏度，改善原油流動性。

1 物理模擬研究

1.1 驅(qū)油實驗

物理模型采用的填砂管長度為60 cm，直徑為2.54 cm，孔隙度為33%，滲透率為1 750 mD。64 ℃下，脫氣原油黏度為4 081 mPa·s，地層水為2%NaCl的人工合成水。

常溫條件下分別進(jìn)行了水驅(qū)和水溶性降黏劑驅(qū)的驅(qū)油實驗，其中，降黏劑注入濃度為0.3%。圖1為不同巖心驅(qū)替方式的驅(qū)油效率。由圖1可知，注入4倍孔隙體積水溶性降黏劑后，驅(qū)油效率逐漸保持穩(wěn)定，水驅(qū)的驅(qū)油效率為25.0%，水溶性降黏劑驅(qū)的驅(qū)油效率為29.6%，后者較前者高出4.6個百分點。因此，水溶性降黏劑可以降低殘余油飽和度，提高驅(qū)油效率。

圖1 不同驅(qū)替方式的巖心驅(qū)油效率

1.2 微觀可視化實驗

微觀可視化實驗設(shè)備主要包括微觀玻璃刻蝕模型(模型外觀尺寸為50 mm×50 mm、孔道直徑為30～40 μm)、恒速注入泵、數(shù)字顯微攝像系統(tǒng)，實驗溫度為60 ℃。實驗步驟：①以0.05 mL/min的速度將實驗用油注入微觀模型；②以0.05 mL/min的速度注水，水驅(qū)至模型出口段不含油；③以0.05 mL/min的速度注入水溶性降黏劑溶液。

水驅(qū)稠油過程中，由于稠油黏度高，流動阻力大，形成了注入端和采出端的竄流通道，造成水驅(qū)波及不均勻，波及范圍小。剩余油的主要賦存模式為：未波及的剩余油、波及后剩余的油塊、覆蓋在顆粒表面的殘余油膜，這3種模式造成殘余油飽和度高，驅(qū)油效率降低。

圖2為不同驅(qū)替方式下的剩余油分布圖。水驅(qū)后賦存孔隙之間的大油塊(圖2a)在水溶性降黏劑驅(qū)后，分散形成了多個粒徑較小的油滴(圖2b)，這主要是因為稠油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)是天然的乳化劑，使得原油更易形成W/O型乳狀液，難以流動。水溶性降黏劑則可以將W/O型乳狀液轉(zhuǎn)變?yōu)镺/W型乳狀液，大塊的油滴變?yōu)榱叫〉挠偷?，使原油更易通過孔喉；其次，由于連續(xù)相水的黏度很低，在流動的過程中將油膜間的摩擦力變?yōu)樗ぶg的內(nèi)摩擦，大大降低了流體流動阻力，流體黏度大幅度降低。

圖2c、d中水溶性降黏劑驅(qū)后剩余油分布表明毛細(xì)管力的方向與驅(qū)替方向一致，毛細(xì)管力由阻力變?yōu)閯恿?，從而在毛?xì)管力的作用下驅(qū)替出顆粒之間的殘余油，這主要是由于水溶性降黏劑與稠油之間形成的低界面張力，使油水界面的接觸角發(fā)生變化，改善了油滴的界面性質(zhì)，使得油滴在水溶性降黏劑的作用下通過拉長或截斷的方式通過喉道；其次，油水界面張力的下降得到了較高的毛細(xì)管數(shù)[11]，毛管數(shù)越大，殘余油飽和度越低，因而提高稠油采收率。

圖2 不同驅(qū)替方式下的剩余油分布

2 數(shù)值模擬

2.1 模型建立

選取沾29塊館下段2砂組建立油藏三維地質(zhì)模型，共有38口井，其中，15口為水平井。模型劃分為200×155×35共1 085 000個網(wǎng)格，平面i、j方向的網(wǎng)格步長分別為20 m×20 m，縱向網(wǎng)格根據(jù)油層厚度劃分。油藏埋深為1 140～1 230 m，地層溫度為62～64 ℃，原始地層壓力為11.14～11.42 MPa，平均孔隙度為37.4%，平均滲透率為2 827 mD，原始含油飽和度為0.56，地層原油黏度為213 mPa·s。流體模型建立了水、水溶性降黏劑、原油3種組分，其中，水相中有水和水溶性降黏劑2種組分，組分設(shè)置中考慮水溶性降黏劑組分的非線性函數(shù)、界面張力的降低對毛管數(shù)的影響、化學(xué)劑的吸附、殘余油飽和度的減少以及相滲曲線內(nèi)插。

2.2 非線性實驗擬合

根據(jù)上述稠油水溶性降黏劑驅(qū)物理模擬實驗結(jié)果，部分學(xué)者通過設(shè)置2種不同油組分，即原始油組分和降黏后黏度較低的油組分，通過一級化學(xué)方程從降黏機(jī)理角度進(jìn)行模擬。但是，此方法需要的參數(shù)多，而且參數(shù)獲取較難，在實際應(yīng)用中存在的不確定性較大。

針對上述問題，此次研究采用非線性混合規(guī)則的計算公式(1)、(2)，對不同質(zhì)量濃度的水溶性降黏劑的降黏實驗結(jié)果進(jìn)行非線性擬合，得到不同質(zhì)量濃度的水溶性降黏劑的油水混合液的黏度擬合結(jié)果(圖3)。由圖3可知，加入水溶性降黏劑后形成的水包油乳狀液黏度與水溶性降黏劑溶液的濃度并不是線性遞減關(guān)系，水溶性降黏劑質(zhì)量濃度變化初期，原油黏度下降速度快，水溶性降黏劑質(zhì)量濃度變化后期，原油黏度的下降速度逐漸減緩。利用非線性混合法表征水溶性降黏劑的方法具有參數(shù)獲取簡單、方便的特點，可直接將實驗數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)化為數(shù)值模擬需要的參數(shù)。同時，模型中考慮了化學(xué)驅(qū)模擬器中界面張力的降低對毛管數(shù)和化學(xué)劑吸附的影響，研究成果實現(xiàn)了水溶性降黏劑驅(qū)的數(shù)值模擬。

(1)

(2)

式中：μα為水相(α=w)或油相(α=o)混合黏度，mPa·s；μαi為水相(α=w)或油相(α=o)中組分i的黏度，mPa·s；fαi為非線性混合計算中水相(α=w)或油相(α=o)非關(guān)鍵組分i的權(quán)重因子；f(fαi)為非線性混合計算中(α=w)或油相(α=o)關(guān)鍵組分i的權(quán)重因子；nc∈S為液相中的關(guān)鍵組分?jǐn)?shù)；nc?S為關(guān)鍵組分外的其他組分?jǐn)?shù)；N為歸一化因子。

圖3 降黏效果擬合曲線

2.3 開發(fā)方案優(yōu)化

在實驗室降黏實驗擬合以及區(qū)塊生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，開展降黏劑注入濃度、注入量的優(yōu)化。研究選取的開發(fā)指標(biāo)為單井凈產(chǎn)油量(累計產(chǎn)油量與國際油價為2 168 元/t下水溶性降黏劑費(fèi)用的折合油量的差值)。在數(shù)值模擬計算中，選取含水率高的5口水平井作為實施對象，最大注入壓力為20 MPa，周期生產(chǎn)時間為180 d，生產(chǎn)周期為5個周期。

2.3.1 注入濃度優(yōu)化

保持水溶性降黏劑溶液注入量為500 t/d的條件下，應(yīng)用數(shù)值模擬對比了水溶性降黏劑質(zhì)量濃度分別為1%、2%、3%、4%、5%時的開發(fā)效果(圖4)。由圖4可知，單井凈產(chǎn)油量隨著注入濃度的增大先增加后減少，這是由于水溶性降黏劑質(zhì)量濃度越高，油藏中能夠形成的水包油乳狀液越多，原油的黏度越低，流動性越強(qiáng)，但是增加水溶性降黏劑用量會加大投資成本，從而降低單井凈產(chǎn)油量。因此，最優(yōu)的注入質(zhì)量濃度為3%～4%。

圖4 單井凈產(chǎn)油量與水溶性降黏劑質(zhì)量濃度關(guān)系

2.3.2 注入量優(yōu)化

保持水溶性降黏劑注入質(zhì)量濃度為3%的條件下，模擬了水溶性降黏劑溶液注入量分別為200、400、600、800、1 000 t/d下的單井凈產(chǎn)油量(圖5)。由圖5可知，隨著水溶性降黏劑溶液注入量的增大，單井凈產(chǎn)油量逐漸增加，當(dāng)注入量超過600 t/d后，單井凈增油量緩慢增加。考慮到現(xiàn)場注入能力，水溶性降黏劑溶液的最優(yōu)注入量為500～600 t/d。

圖5 單井凈產(chǎn)油量與水溶性降黏劑溶液注入量關(guān)系

3 礦場應(yīng)用

基于室內(nèi)物理模擬和油藏數(shù)值模擬，在沾29塊TPZ29-P19井開展了水溶性降黏劑吞吐技術(shù)先導(dǎo)試驗，礦場實際施工時質(zhì)量濃度為3%，注入量為500 t/d，注入后關(guān)井7 d。

TPZ29-P19井位于館下段2砂組2小層，采用水平井篩管完井，水平段長208 m，原油黏度為3 450 mPa·s，凝固點為-6 ℃，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量為32.8%，含硫量為1.81%。該井于2009年3月13日投產(chǎn)，2009年3月13日至3月23日注汽，注汽量為2 039 m3，注汽壓力13.5 MPa，注汽干度為71%，注入溫度為333 ℃，蒸汽吞吐1個周期，初期產(chǎn)能可達(dá)11.4 t/d，含水率為49.9%。實施水溶性降黏劑吞吐開發(fā)前，TPZ29-P19采用天然能量開發(fā)，日產(chǎn)油量僅為0.5 t/d，日產(chǎn)液量為5.7 t/d，含水率為89.6%，累計產(chǎn)油量為13 933 t，累計產(chǎn)液量為66 384 t。由 TPZ29-P19井日度生產(chǎn)曲線可以看出(圖6)，2018年3月22日實施降黏吞吐，日產(chǎn)液量由5.7 t/d上升至13.5 t/d，日產(chǎn)油量由0.2 t/d上升至4.4 t/d，最高升至5.9 t/d，含水率由89.6%降低至60.4%，含水率降低了29.2個百分點。截至2019年4月，措施有效期達(dá)396 d，累計增油量達(dá)1 225 t，平均日增油為3.1 t/d。相對于蒸汽吞吐，水溶性降黏劑吞吐具有更低的操作成本。按照油價為2 168 元/t，水溶性降黏劑吞吐一個周期的投入產(chǎn)出比為1.0∶6.4，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。但是該方法也存在一定的局限性，如加大了后續(xù)污水處理設(shè)備的負(fù)荷。同時，對于供液能力不足的單井，需要配合其他補(bǔ)充地層能量的方法，如注入二氧化碳、氮氣等。

圖6 TPZ29-P19井日度生產(chǎn)曲線

4 結(jié) 論

(1) 水溶性降黏劑提高采收率的主要機(jī)理是形成穩(wěn)定的水包油乳狀液、降低原油黏度、增加原油流動性，其次是水溶性降黏劑與稠油之間形成的超低界面張力，可以得到較高的毛細(xì)管數(shù)，降低殘余油飽和度。

(2) 采用非線性混合法則，得到了原油黏度隨水溶性降黏劑濃度的表征方法，利用數(shù)值模擬方法，優(yōu)化水溶性降黏劑的注入濃度為3%～4%，注入量為500～600 t/d。

(3) 油水混合液的黏度隨著油水比的減小而降低，隨著水溶性降黏劑的濃度增加而降低；相對于水驅(qū)，實施水溶性降黏劑驅(qū)后，驅(qū)油效率可提高4.6%。

(4) 礦場試驗表明，采用水溶性降黏劑吞吐開發(fā)技術(shù)后，日產(chǎn)油量由措施前的0.2 t/d上升至4.4 t/d，含水率降低了29.2個百分點。