吳 捷

（中國石油集團(tuán)長城鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，遼寧盤錦 124010）

目前我國大部分中深低滲稠油油藏，受埋深、滲透率等因素影響，普遍采取壓裂投產(chǎn)，油井呈現(xiàn)為初期產(chǎn)能高、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期短、產(chǎn)能遞減快的特征，分析認(rèn)為彈性能量衰竭快、水驅(qū)效果差、原油黏度高流動(dòng)性差，是該類油藏產(chǎn)能驟減的主要原因[1-3]。針對(duì)上述生產(chǎn)矛盾，本文以L油田為例，開展了低滲稠油化學(xué)劑輔助二氧化碳吞吐技術(shù)研究，為低滲稠油油藏提高采收率提供了一種新的技術(shù)方法。

1 L油田概況及低產(chǎn)原因分析

1.1 L油田概況

L油田為構(gòu)造巖性斷塊低滲稠油油藏，含油層位為沙三段Ⅱ油組+Ⅲ油組，油藏埋深2 700.0～3 100.0 m，孔隙度4%～25%，滲透率1×10-3～ 426×10-3μm2。開發(fā)方式以注水開發(fā)為主，可動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量為124.40×104t，儲(chǔ)層地層壓力系數(shù)1.12，為高壓儲(chǔ)層，地層溫度梯度3.4 ℃/100 m，地層水礦化度較低；儲(chǔ)層巖石膠結(jié)類型以孔隙式為主，其次為接觸-孔隙式，黏土礦物總含量10%，成分以高嶺石為主。

1990年6月至2014年6月為試油試采階段，大部分油井初期日產(chǎn)量較高（最高可達(dá)20.00 t），含水低，產(chǎn)量下降較快；2014年6月后，產(chǎn)量持續(xù)下降，實(shí)施注采層系優(yōu)化調(diào)整后，產(chǎn)量下降趨勢未得到遏制，開發(fā)形勢較差。

1.2 低產(chǎn)原因分析

1.2.1 儲(chǔ)層水敏性強(qiáng)，傷害嚴(yán)重

L油田儲(chǔ)層屬于強(qiáng)水敏地層，黏土礦物總含量10%，其中高嶺石含量高達(dá)66%，抗機(jī)械能力不高，在流體的流動(dòng)沖擊下，分散成鱗片狀的微粒，遇水后坍塌、運(yùn)移，在孔喉連接處發(fā)生堆積，形成喉間“搭橋”，堵塞流體滲流通道，傷害地層滲透率。

1.2.2 長期彈性開采，地層虧空嚴(yán)重

L油田開發(fā)層位為沙三段Ⅲ油組，共有油井14口，水井6口，整體注水壓力較高，均超過25 MPa，欠注水井多。受邊界效應(yīng)和水井欠注影響，L油田井網(wǎng)動(dòng)用程度僅為5%。常規(guī)水力壓裂井高產(chǎn)期短、產(chǎn)量遞減較快，壓裂投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油9.10 t，目前平均日產(chǎn)油0.98 t，低滲儲(chǔ)層、異常高壓、外圍能量補(bǔ)充較緩慢導(dǎo)致了該井區(qū)的整體產(chǎn)出能力差，目前平均地層壓力系數(shù)為0.65。

1.2.3 普通稠油，油水流度比大，水驅(qū)效率低

L油田原油為普通稠油，地面原油密度0.92 g/cm3，50 ℃原油黏度383 mPa·s。由于中深低滲油藏調(diào)驅(qū)工藝受溫度、滲透率、壓力等限制，實(shí)施注采層系優(yōu)化調(diào)整后，含水率仍較高，無法進(jìn)一步提高水驅(qū)效果。

2 化學(xué)劑輔助二氧化碳吞吐技術(shù)

針對(duì)L油田儲(chǔ)層存在的問題，確定優(yōu)選高效化學(xué)劑對(duì)儲(chǔ)層填隙物溶蝕，然后配合大規(guī)模二氧化碳吞吐充分溶解原油、膨脹補(bǔ)充地層能量[4-5]，再利用配套化學(xué)劑對(duì)儲(chǔ)層原油物性進(jìn)行改善，提高其流動(dòng)性能，綜合作用對(duì)儲(chǔ)層和流體進(jìn)行改造。

2.1 孔隙填隙物高效溶蝕

配制不返排酸體系解除已經(jīng)產(chǎn)生的儲(chǔ)層堵塞，對(duì)儲(chǔ)層黏土中的高嶺石溶蝕消除，輔助各種抑制劑，氟硅酸鉀抑制劑和鐵離子鰲合鐵血鹽（對(duì)鈣、鎂、鐵離子等金屬離子具有良好的螯合分散作用，不形成二次沉淀），消除儲(chǔ)層二次傷害，對(duì)儲(chǔ)層填隙物進(jìn)行高效溶蝕，深部溝通，解決儲(chǔ)層水敏傷害。通過對(duì)L1井的巖心薄片溶蝕實(shí)驗(yàn)（表1）和電子探針分析（圖1）發(fā)現(xiàn)，薄片中Si、Al、O、C元素含量明顯減少，說明儲(chǔ)層填隙物中高嶺石可進(jìn)行有效溶蝕，溶蝕后薄片孔隙明顯增多，可有效提高滲透率和油流通道。

圖1 酸蝕前后電子探針分析對(duì)比

表1 L1井的巖心薄片溶蝕前后元素分析對(duì)比

2.2 油水兩相降黏劑，靜態(tài)降黏，高效洗油

在地層條件下，降黏劑不具備剪切、攪拌條件，限制了降黏劑與地層原油的接觸空間和降黏效果[6-8]，因此針對(duì)儲(chǔ)層條件和油品特性，優(yōu)選油水兩相降黏劑，其機(jī)理是將油溶性表面活性劑通過改性合成，使其在水中變?yōu)榫o密離子對(duì)結(jié)構(gòu)，既可部分溶于水，又具有強(qiáng)親油能力，復(fù)配加入水中可形成微乳油滴，遇到稠油具有極強(qiáng)的滲穿能力。針對(duì)性選取降黏劑，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)降黏率可達(dá)85%以上。

同時(shí)降黏劑驅(qū)具有較強(qiáng)的降低界面張力的能力，降低了大片稠油的流動(dòng)阻力，使大油滴變形運(yùn)移，溶解形成的油滴在降黏劑溶液的驅(qū)動(dòng)下向前運(yùn)移，并對(duì)附近的油膜產(chǎn)生助推作用，剝離油膜，如此反復(fù)進(jìn)行，有效提高洗油效率[9-11]。

2.3 液態(tài)二氧化碳吞吐，膨脹補(bǔ)能

L油田經(jīng)多年天然能量開發(fā)，注采連通性差、注水效果差，地層能量未得到及時(shí)補(bǔ)充，液態(tài)二氧化碳進(jìn)入地層氣化后能有效補(bǔ)充地層能量，同時(shí)溶于原油后亦可達(dá)到降黏、提高原油流動(dòng)性的作用。

3 應(yīng)用實(shí)例

3.1 措施井生產(chǎn)概況

L1井2014年1月壓裂投產(chǎn)，油藏埋深2 893.0～2 950.0 m，射孔厚度11.6 m，儲(chǔ)層平均孔隙度21%，平均滲透率115×10-3μm2，投產(chǎn)初期日產(chǎn)油12.00 t，隨后產(chǎn)液量、產(chǎn)油量逐步下降，至2018年7月措施前累計(jì)生產(chǎn)1 657 d，累計(jì)產(chǎn)油6 762.00 t，日產(chǎn)液1.60 t，日產(chǎn)油1.08 t。

3.2 注入工藝設(shè)計(jì)

結(jié)合油井動(dòng)靜態(tài)資料（地質(zhì)資料、油層資料、油層流體性質(zhì)資料、射孔數(shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)、完井與油藏改造資料等），建立單井徑向模型。模型采用非平衡初始化方法，所建立的數(shù)學(xué)模型可以用于后續(xù)方案預(yù)測及參數(shù)優(yōu)化，優(yōu)化后的參數(shù)為：依次注入不返排酸500 m3、降黏劑800 m3、液態(tài)二氧化碳800 m3、降黏劑400 m3，最佳悶井時(shí)間20 d。

3.3 二氧化碳注入排量優(yōu)化

為提高整體施工效率，使用3臺(tái)2500型壓裂車組高排量泵注液態(tài)二氧化碳，同時(shí)考慮液態(tài)二氧化碳摩阻遠(yuǎn)高于化學(xué)劑，利用軟件對(duì)二氧化碳排量進(jìn)行優(yōu)化，如表2所示。當(dāng)二氧化碳排量為3.0 m3/min時(shí)，預(yù)測井口壓力為40.84～49.63 MPa，滿足井下管柱和井口強(qiáng)度要求。

表2 二氧化碳施工排量優(yōu)化

3.4 試驗(yàn)井效果分析

2018年7月26日，在L1井實(shí)施化學(xué)劑輔助二氧化碳吞吐，使用壓裂車組進(jìn)行泵注，施工壓力曲線如圖2所示。階段1：不返排酸（500 m3）+降黏劑（800 m3）,泵注壓力40.00～48.00 MPa；階段2：二氧化碳（800 m3）,泵注壓力40.00～42.00 MPa；階段3：降黏劑（400 m3），施工壓力40.00～48.00 Mpa，泵注結(jié)束后悶井20 d，使不返排酸與地層填隙物充分反應(yīng)，疏通孔喉；降黏劑與地層原油充分反應(yīng)，降黏提高地層原油流動(dòng)性能、高效洗油，提高剩余油動(dòng)用程度；二氧化碳充分溶于原油，形成溶解氣驅(qū)，在地層溫度、壓力條件下二氧化碳?xì)饣a(bǔ)充地層能量。

圖2 各階段泵注曲線特征

L1井初期放噴日產(chǎn)油最高可達(dá)10.00 t，油井油套壓力上升明顯，表明地層能量得到了有效補(bǔ)充，油井具有很好的生產(chǎn)潛力。由圖3可知，措施后平均日產(chǎn)油4.90 t，提高到措施前產(chǎn)量的4.5倍。截至2020年8月，措施后累計(jì)產(chǎn)油量為3 643.00 t，對(duì)比增油2 841.00 t，投入產(chǎn)出比為1.0∶2.2，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。目前該井已穩(wěn)產(chǎn)742 d，分析認(rèn)為該措施不僅為本井補(bǔ)充能量、疏通孔喉，同時(shí)溶蝕劑、降黏劑在液態(tài)二氧化碳的攜帶下[12]，大體積疏通注水驅(qū)動(dòng)通道，改善原油流動(dòng)性，提升了水驅(qū)效果；其中，剛性補(bǔ)能充足，是本井穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長的主要原因。

圖3 L1井措施后生產(chǎn)曲線

4 結(jié)論

針對(duì)低滲稠油油藏天然能量開采，產(chǎn)能快速遞減的生產(chǎn)矛盾，化學(xué)劑輔助二氧化碳吞吐技術(shù)可從儲(chǔ)層填隙物解堵、地層能量補(bǔ)充、地層流體性能改善等方面給予解決，應(yīng)用后取得了較好的實(shí)施效果，進(jìn)一步證實(shí)了該技術(shù)的有效性，為類似油藏剩余油動(dòng)用、深部挖潛提供了新的可行途徑。