尤 磊，毛梅芬，毛 源，程永紅，賀 慧

（1.中國石化勝利油田分公司河口采油廠，山東東營 257000；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249）

勝利大王北油田是我國東部的復(fù)雜斷塊稠油油藏，油藏埋深2 000 m，地層厚度120～210 m；地下原油黏度為180 mPa·s，平均孔隙度為23%，平均滲透率為79.3×10–3μm2，為中孔中低滲儲(chǔ)層。油井采用衰竭式開發(fā)方式，無注水井對應(yīng)，在歷經(jīng)20多年的開采后，地層能量嚴(yán)重不足，目前多數(shù)油井低產(chǎn)低液呈間開狀態(tài)，區(qū)塊的采出程度僅為15.9%。

近年來，國內(nèi)外對利用CO2和N2提高采收率技術(shù)的研究越來越多，現(xiàn)場應(yīng)用也越來越廣泛。2016年，Mohamed Hassan等人為了研究CO2提高采收率技術(shù)，利用實(shí)驗(yàn)對比分析了不同比例下CO2–N2對于原油泡點(diǎn)壓力的影響，結(jié)果表明N2比例的增加會(huì)使混合組分的泡點(diǎn)壓力升高[1]；2018年，趙鳳蘭等人開展了N2泡沫控水增油實(shí)驗(yàn)，證明了N2泡沫具有擴(kuò)大波及體積及保壓降水增能的作用[2]；2019年，張戈等人研究了復(fù)雜斷塊N2吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)，認(rèn)為原油黏度、含油飽和度、有效厚度是影響N2吞吐措施效果的主要因素[3]；2020年，Tongzhou Zeng等人研究了CO2吞吐與化學(xué)混合物相結(jié)合對于提高石油采收率的影響，通過對比試驗(yàn)認(rèn)為，與純CO2相比，混合吞吐效果能夠大幅提高原油的采收率[4]。

本文在對大王北復(fù)雜斷塊稠油油藏地質(zhì)特征及開發(fā)特點(diǎn)分析的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新性地提出利用微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同降黏增能的方法來提高單井的產(chǎn)油量，從而提升區(qū)塊的采出程度。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對比開展了微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同降黏增能的開發(fā)效果研究，優(yōu)化了注入?yún)?shù)、注入順序及悶井時(shí)間等因素[5]，分析了相關(guān)作用機(jī)理，并結(jié)合大王北油田復(fù)雜斷塊稠油油藏部分措施井的現(xiàn)場開發(fā)效果，為同類型區(qū)塊后續(xù)提高采收率措施提供相應(yīng)的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場實(shí)踐依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料與儀器

實(shí)驗(yàn)用微乳液：由油、水、表面活性劑、助表面活性劑和電解質(zhì)復(fù)配的半透明穩(wěn)定體系。

實(shí)驗(yàn)用油：大王北油田脫水脫氣原油的模擬稠油，75.6 ℃地層溫度下模擬油黏度為185.2 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)用水：大王北油田取樣地層水，水型為NaHCO3型，礦化度為8 952 mg/L，其中，Cl–含量為3 256 mg/L、SO42–含量為38 mg/L、HCO3–含量為1 813 mg/L。

實(shí)驗(yàn)用氣：純度為99.99%的CO2、N2。

實(shí)驗(yàn)巖心：模擬勝利大王北油田巖心，由石英砂壓制，尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，平均孔隙度為23%，平均滲透率為86.0×10–3μm2。

實(shí)驗(yàn)儀器：HXH–100B雙缸恒壓恒速泵、KDHW–Ⅱ型自控恒溫箱、巖心夾持器、回壓閥、D07–11C型氣體流量計(jì)等。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)

由于模擬區(qū)塊為復(fù)雜斷塊稠油油藏，前期采用衰竭開采方式，后期利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析對比單一微乳液、CO2、N2和三者復(fù)合作用下采收率的提高效果，并優(yōu)化注入?yún)?shù)、注入順序及悶井時(shí)間。圖1為室內(nèi)實(shí)驗(yàn)裝置及流程圖，其中，模型中巖心主要用于模擬衰竭開采、5種提高采收率方式吞吐及參數(shù)優(yōu)化的研究，并利用回壓閥模擬地層壓力。

圖1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)裝置及流程圖

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

室內(nèi)開展巖心衰竭式開采、CO2吞吐[6]、N2吞吐、微乳液–CO2吞吐、微乳液–N2吞吐、微乳液–CO2–N2復(fù)合體系吞吐[7]及相關(guān)參數(shù)優(yōu)化的實(shí)驗(yàn)，首先對比不同提高采收率方式的生產(chǎn)效果，并分析相關(guān)原因，其次對優(yōu)選的提高采收率方式進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化。

實(shí)驗(yàn)步驟為：①將巖心烘干，放入巖心夾持器中抽真空后，飽和地層水；②將恒溫箱的溫度設(shè)置為75.6 ℃模擬地層溫度，巖心夾持器B端連接回壓閥，設(shè)置初始回壓為21 MPa，模擬地層壓力系統(tǒng)；③逐級增加環(huán)壓飽和油，記錄飽和油體積，關(guān)閉回壓閥，計(jì)算原始含油飽和度，并老化48 h；④打開巖心夾持器A端油壓閥，模擬封閉斷層衰竭式彈性開采，直到壓力降低至5 MPa，關(guān)閉A端油壓閥，計(jì)算產(chǎn)油量、含水及采出程度；⑤模擬“吞”的過程，從A端以恒速1 mL/min注入CO2，累計(jì)注入0.30 PV，待壓力穩(wěn)定；⑥模擬“吐”的過程，打開A端油壓閥彈性開采，直到不出油，計(jì)算產(chǎn)油量、含水及采出程度；⑦更換巖心（加入微乳液的實(shí)驗(yàn)需更換巖心，并不重復(fù)使用）重復(fù)步驟①–⑥，并將步驟⑤、⑥中“吞”、“吐”過程中的注入組分更換為相同體積的N2、微乳液–CO2、微乳液–N2及微乳液–CO2–N2體系，來分別模擬N2吞吐、微乳液–CO2吞吐、微乳液–N2吞吐和微乳液–CO2–N2復(fù)合體系吞吐的實(shí)驗(yàn)過程，計(jì)算產(chǎn)油量、含水及采出程度；⑧優(yōu)選最佳提高采收率方式進(jìn)行參數(shù)優(yōu)化。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 吞吐方案的效果分析

在實(shí)驗(yàn)?zāi)M采用衰竭彈性開采時(shí)，盡量保證實(shí)施吞吐措施前采出程度相同或接近，再進(jìn)行5種吞吐方案室內(nèi)實(shí)驗(yàn)的研究。結(jié)果如圖2所示，可以發(fā)現(xiàn)采用微乳液–CO2–N2復(fù)合體系吞吐的方式能夠獲得的采出程度最高，分別比CO2吞吐、N2吞吐、微乳液–CO2吞吐、微乳液–N2吞吐的采出程度高6.4%、9.1%、3.1%和4.7%。該實(shí)驗(yàn)結(jié)果充分說明采用微乳液–CO2–N2復(fù)合體系提高采收率的方式能夠有效發(fā)揮復(fù)合體系[8]協(xié)同降黏增能的作用。

圖2 不同吞吐方式隨時(shí)間的采出程度效果對比

2.2 參數(shù)優(yōu)化的效果分析

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)，微乳液–CO2–N2復(fù)合體系吞吐提高采收率的方式效果最佳，因此，首先對注入?yún)?shù)和注入順序進(jìn)行優(yōu)化，再對制定悶井方案進(jìn)行優(yōu)選。由表1可以看出，在保證注入順序不變的情況下，隨著注入體積的增大，各實(shí)驗(yàn)方案的采出程度也增大；CO2和N2的注入比是影響采出程度的重要原因[9]，在CO2和N2的注入比為1∶1的基礎(chǔ)上，單純提高CO2或N2的注入量都能增加原油的采收率，但換油率（換油率是采出油體積與注入體積之比，是對比開發(fā)方案的重要經(jīng)濟(jì)指標(biāo)）卻逐漸降低，換油率越低則表明單位增油成本越高；在注入順序上，先注入CO2后注N2的吞吐開發(fā)效果普遍要好于先注N2后注CO2，分析原因認(rèn)為先注CO2能夠充分發(fā)揮其降黏溶解作用，增大原油體積[10]，后注N2則可有效地減緩N2氣竄，從而擴(kuò)大降黏波及體積，保持地層壓力。綜合上述實(shí)驗(yàn)方案和結(jié)果（表1），方案2–2為最佳參數(shù)方案，既可保證提高采出程度，又能降低單位增油成本。

表1 不同注入?yún)?shù)及順序的吞吐效果對比

在優(yōu)選上述注入?yún)?shù)及順序方案的基礎(chǔ)上，分別設(shè)計(jì)悶井時(shí)間為12，24，36 h的三種方案進(jìn)行微乳液–CO2–N2復(fù)合體系吞吐效果對比（圖3）。由圖3可以看出，悶井24 h的采出程度最高，吞吐效果隨著悶井時(shí)間的增長先變好后變差，說明存在一個(gè)最佳的悶井時(shí)間，即悶井時(shí)間過短或過長都對增產(chǎn)效果不利。悶井時(shí)間過短，CO2無法充分溶于原油，達(dá)到降低稠油黏度的效果，且N2聚集于注入端附近，吞吐開采時(shí)排出速度較快無法有效保壓；悶井時(shí)間過長，微乳液的作用減弱，N2上升波及范圍減小，從而導(dǎo)致吞吐開采效果弱化。經(jīng)過方案設(shè)計(jì)與實(shí)驗(yàn)對比可知，悶井24 h能夠獲得最佳的吞吐開發(fā)效果。

圖3 不同悶井時(shí)間采出程度對比

3微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同降黏增能機(jī)理

微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同降黏增能機(jī)理如圖4所示，微乳液前期注入，可以降低原油黏度及界面張力（配比的微乳液確有一定的降黏作用），改變巖石潤濕性，以及恢復(fù)地層滲透率、解除地層堵塞的作用；后續(xù)CO2能夠溶于原油，并萃取輕質(zhì)組分，在一定程度上可形成混相及近混相驅(qū)，起到降黏增能的作用；但由于CO2的增能效果有限，加之?dāng)鄩K油藏衰竭式開發(fā)，能量虧損嚴(yán)重，而N2的化學(xué)性質(zhì)不活潑、體積壓縮比高，注入地層后則能有效地補(bǔ)充地層能量，從而擴(kuò)大降黏波及范圍。因此，三者在適當(dāng)?shù)淖⒉蓞?shù)、準(zhǔn)入順序及悶井時(shí)間下能有效發(fā)揮協(xié)同降黏增能的作用，大大提高復(fù)雜斷塊稠油油藏的采出程度。

圖4 微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同作用模式

4 礦場應(yīng)用

大王北油田為復(fù)雜斷塊稠油油藏，自90年代進(jìn)行產(chǎn)能建設(shè)以來，均采用無注水井對應(yīng)的衰竭式開發(fā)方式，在經(jīng)過產(chǎn)能上升和遞減階段后，目前多口井呈現(xiàn)低產(chǎn)低液的開發(fā)特征?；谑覂?nèi)實(shí)驗(yàn)的研究，于2020年起在該區(qū)塊采用微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同降黏增能方式開發(fā)，典型井如Y31井措施前因供液不足停井，試擠20 MPa不吸水，設(shè)計(jì)微乳液段塞60 m3，CO2段塞200 t，N2段塞10×104Nm3，采用正擠的方式注入，注入壓力17 MPa，悶井24 h后放噴生產(chǎn)（圖5），增產(chǎn)效果顯著。

圖5 Y31井2020年措施前后生產(chǎn)曲線對比

目前，區(qū)塊內(nèi)多口井措施后呈現(xiàn)良好的開發(fā)效果（表2）。截至2020年10月，Y31井有效期219 d，周期累計(jì)產(chǎn)油609.1 t；新開井Y51井和YX6井也已周期累計(jì)產(chǎn)油分別為295.0 t和255.0 t，獲得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

表2 大王北油田微乳液–CO2–N2現(xiàn)場實(shí)踐成果

5 結(jié)論

（1）針對復(fù)雜斷塊油藏衰竭式開發(fā)中后期低產(chǎn)低液的問題，提出利用微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同降黏增能的開發(fā)方式來提高區(qū)塊采出程度；室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對比研究表明，微乳液–CO2–N2復(fù)合體系吞吐相對于CO2吞吐、N2吞吐、微乳液–CO2吞吐和微乳液–N2吞吐降黏增能效果更佳，且最佳注入順序和參數(shù)為0.10 PV微乳液+0.15 PV CO2+0.10 PV N2，悶井時(shí)間為24 h。

（2）微乳液–CO2–N2復(fù)合體系協(xié)同降黏增能的機(jī)理為：微乳液能降低原油的界面張力，改變巖石潤濕性，降低原油黏度，疏通地層的滲流通道；CO2溶于原油，萃取輕質(zhì)組分，有效降低原油黏度并在一定程度上補(bǔ)充地層能量；N2在CO2補(bǔ)充地層能量的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步發(fā)揮協(xié)同增能作用，提高地層能量，擴(kuò)大降黏波及范圍。

（3）礦場應(yīng)用進(jìn)一步證實(shí)了微乳液–CO2–N2復(fù)合體系能夠充分發(fā)揮協(xié)同降黏增能的作用，在恰當(dāng)?shù)淖⑷氡壤蛺灳畷r(shí)間后，液量油量均有較大程度地恢復(fù)，有效提高區(qū)塊的采出程度，為本區(qū)塊及類似區(qū)塊的有效開發(fā)提供了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場實(shí)踐依據(jù)。