王一平

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東　東營　257015)

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深層低滲稠油有效開發(fā)方式

王一平

(中國石化勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東東營257015)

摘要：超深層低滲稠油油藏具有地層壓力高、原油粘度高以及滲透率低等特點，常規(guī)注蒸汽熱采降粘效果差、單井產(chǎn)能低，油藏開發(fā)難度極大。物模實驗及數(shù)值模擬計算表明：開發(fā)初期高地層壓力條件下采用CO2吞吐，后期地層壓力下降轉(zhuǎn)為DCS協(xié)同作用可有效解決深層低滲稠油降粘困難的問題；壓裂改造可大幅度降低低滲導(dǎo)致的高啟動壓力梯度，有效提高稠油在油藏中的滲流能力。壓裂輔助CO2吞吐開發(fā)方式在礦場應(yīng)用中取得了良好效果。

關(guān)鍵詞：深層低滲稠油；二氧化碳；降粘；壓裂；滲流能力

對于埋深超過2 200 m、儲層滲透率低于300 mD的油層、原油粘度大于50 mPa·s條件下的原油，可稱為深層低滲稠油。由于深層低滲稠油具有油藏埋藏深、地層壓力高、滲透率低、原油流動性差等特點，導(dǎo)致開發(fā)難度大，單井產(chǎn)能低[1]。對深層低滲稠油的巨大儲量進行經(jīng)濟有效地動用目前尚無明確合理的開發(fā)方式。

1開發(fā)制約因素

深層低滲稠油的有效開發(fā)主要受兩方面因素制約：一是埋藏深引起的油藏壓力高，二是低滲與油稠共同導(dǎo)致的滲流難度大。

油藏壓力高導(dǎo)致地面注汽壓力高，當(dāng)注入壓力超過蒸汽臨界壓力(22.07 MPa)時，具有一定干度的飽和蒸汽會變?yōu)橐合喔邏簾崴甗2]。飽和蒸汽與高壓熱水的熱效果對比見表1。

由表可知，在相同溫度條件下，高壓熱水的熱焓為飽和蒸汽的1/2.4，比容為飽和蒸汽的1/3.8。由于液相高壓熱水的熱焓及比容遠(yuǎn)小于氣相飽和蒸汽，因此其加熱降粘效果及作用半徑明顯弱于蒸汽，導(dǎo)致常規(guī)的蒸汽熱力降粘在深層低滲稠油中難以有效發(fā)揮作用。

表1　飽和蒸汽與高壓熱水熱效果對比表

受原油粘度高、儲層滲透率低的雙重影響，地層條件下原油滲流困難，冷采開發(fā)時極限泄油半徑不足10 m[3]，致使油井產(chǎn)能問題突出，因此如何提高油藏滲流能力也成為攻關(guān)深層低滲稠油有效開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。

2深層低滲稠油有效開發(fā)技術(shù)

針對制約深層低滲稠油開發(fā)的主要矛盾，從有效降粘、提高滲流能力兩方面入手，結(jié)合實驗研究與數(shù)值模擬，對進行深層低滲稠油有效開發(fā)技術(shù)進行探討。

2.1有效降粘方式

深層低滲稠油開發(fā)初期油藏壓力較高，但隨開發(fā)進行，油藏流體被采至地面，地層壓力也隨之下降，因此進行油藏開發(fā)時，需針對不同開發(fā)階段的壓力特點提出合理的降粘方式。

2.1.1初期高壓條件下降粘方式

對稠油而言，CO2具有良好的降粘作用，其降粘機理包括溶解降粘、膨脹降粘、改善油水界面張力等[4,5]，其中溶解降粘是最主要的作用機理。CO2在原油中具有較高的溶解能力，其在原油中的溶解度為水中的7～9倍[6]，且CO2混溶于原油后能大幅度降低原油粘度。為了對CO2在深層低滲稠油油藏中的降粘適應(yīng)性進行分析，設(shè)計了物模實驗及油藏數(shù)值模型，并對其進行了研究。

1) CO2降粘物模實驗

在地層溫度(99 ℃)條件下，改變高壓反應(yīng)釜壓力(22 MPa、18 MPa、14 MPa、6 MPa)以模擬地層壓力變化，在外加動力攪拌24 h平衡后，測試稠油流體粘度，實驗數(shù)據(jù)見表2。

實驗結(jié)果表明：對于深層稠油，CO2具有較好的降粘效果，且地層壓力越高，CO2在原油中的溶解度越大，降粘效果越好。在原始地層壓力(22 MPa)條件下，降粘率可達90.6%。因此，深層低滲稠油開發(fā)初期地層壓力較高時，采用CO2降粘具有較大優(yōu)勢。

表2　不同壓力下CO2降粘效果對比表

2)CO2降粘數(shù)值模擬

深層低滲稠油油藏的高壓力、低滲透率等因素嚴(yán)重制約了蒸汽熱力降粘效果，為深入研究埋深、滲透率對CO2降粘效果的影響，以勝利三合村油田實際地質(zhì)油藏參數(shù)為基礎(chǔ)，建立了包含油、水、CO2組成的三組分?jǐn)?shù)值模型，研究了CO2吞吐降粘不同周期的換油率隨埋深及滲透率的變化規(guī)律(見圖1、圖2)。

由圖可知，CO2降粘效果基本不受埋深、滲透率變化的影響。因此，對于深層低滲稠油，CO2降粘是一種行之有效的方式。

2.1.2后期低壓條件下降粘方式

采用CO2吞吐降粘開發(fā)后，油藏壓力會隨生產(chǎn)時間逐漸下降，當(dāng)油藏壓力下降到一定程度，蒸汽的注入壓力低于臨界壓力時，到達井底的蒸汽可保持一定干度，此時蒸汽熱焓及比容較高壓熱水有大幅度提高，因此可充分利用并發(fā)揮蒸汽的熱力降粘優(yōu)勢，將深層低滲稠油降粘方式由初期高地層壓力下的單一CO2降粘轉(zhuǎn)為DCS(降粘劑+CO2+蒸汽)協(xié)同降粘。

數(shù)模計算表明：相同油藏條件下，CO2吞吐降壓后轉(zhuǎn)DCS開發(fā)方式的經(jīng)濟累產(chǎn)油量為單一CO2吞吐經(jīng)濟累產(chǎn)油量的1.81倍。

2.2提高滲流能力

高啟動壓力梯度、低滲流能力是制約深層低滲稠油開發(fā)的重要因素。因此，如何通過儲層改造有效降低啟動壓力梯度，提高稠油在油藏中的滲流能力，成為深層低滲稠油有效開發(fā)中亟需解決的難題。常用的儲層改造措施包括壓裂、徑向鉆井及水平井等[7]，其中壓裂因具有縱向上可同時開發(fā)多套層系的特點，對薄互層較為發(fā)育的深層低滲稠油油藏開發(fā)具有一定優(yōu)勢。

1)壓裂提高滲流能力物模實驗

將100目與300目砂子按照1:2比例混合充填作為油藏基質(zhì)，用金屬滲透網(wǎng)膜制成裂縫兩壁，其間充填100目砂子以模擬裂縫。制成單管填砂模型后，測得模型基質(zhì)滲透率280×10-3μm2，裂縫滲透率2 400×10-3μm2。

實驗首先將填砂管飽和原油，然后用平流泵以恒定驅(qū)替速度對填砂管進行驅(qū)替，驅(qū)替壓力穩(wěn)定后，記錄出口流量及壓力。變化實驗溫度以改變原油粘度，重復(fù)驅(qū)替過程，以測試驅(qū)替壓力、出口壓力及流量隨原油粘度變化規(guī)律。

對測得的實驗數(shù)據(jù)進行處理，首先依據(jù)入口驅(qū)替壓力、出口壓力、填砂管長度計算得到壓力梯度，然后繪制壓力梯度—流速關(guān)系曲線，利用截距法[8]求取啟動壓力梯度。實驗得到的油藏基質(zhì)及壓裂后的啟動壓力梯度隨粘度變化規(guī)律如圖3所示。

從圖中的實驗結(jié)果可以看出，壓裂可大幅度降低油藏的啟動壓力梯度，壓裂后的啟動壓力梯度為不壓裂的1/12；且啟動壓力梯度隨原油粘度的降低而減小，因此在壓裂改造的基礎(chǔ)上實施有效降粘，可顯著降低稠油在油藏中的滲流阻力。

2)不同儲層改造方式開發(fā)效果對比

為深入對比不同儲層改造方式對深層低滲稠油開發(fā)效果的影響，確定合理的儲層改造措施。以 2.1 部分建立的數(shù)值模型為基礎(chǔ)，利用數(shù)模軟件對比了常規(guī)直井及不同儲層改造方式(壓裂、水平井、徑向鉆井)下利用CO2吞吐降粘的開發(fā)效果，其中CO2周期注入量為200 t/周期。對比結(jié)果見表3。

表3　不同改造方式CO2降粘開發(fā)效果對比表

從凈增油計算結(jié)果可以看出，直井壓裂的開發(fā)效果要明顯優(yōu)于其它儲層改造方式。

3應(yīng)用效果

依據(jù)研究成果，在三合村油田實施了直井壓裂輔助CO2吞吐開發(fā)的現(xiàn)場試驗，試驗井的油藏參數(shù)及數(shù)模優(yōu)化后的開發(fā)參數(shù)見表4。

表4　礦場試驗井油藏及開發(fā)參數(shù)表

該井自投產(chǎn)以來，平均日產(chǎn)液量16.9 t/d，日產(chǎn)油量6.7 t/d，采油強度1.76 t/(m·d)，為區(qū)塊平均采油強度的4.2倍，取得了良好的開發(fā)效果。

4結(jié)論

1)深層低滲稠油受地層壓力高、原油粘度高以及滲透率低等因素的影響，蒸汽熱力降粘效果差，原油在地層中流動困難，致使單井產(chǎn)能低，嚴(yán)重制約開發(fā)效果；2)開發(fā)初期地層壓力較高時，應(yīng)采用CO2降粘，開發(fā)后期地層壓力下降后，可轉(zhuǎn)換降粘方式轉(zhuǎn)為DCS協(xié)同降粘；3)直井壓裂可大幅度降低深層低滲稠油的降低啟動壓力梯度，提高油藏滲流能力；4)礦場試驗表明，采用直井壓裂輔助CO2吞吐降粘可大幅度提高單井產(chǎn)能，是一種有效的深層低滲稠油開發(fā)技術(shù)。

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Effective Method for Development of Deep Heavy Oil in Low Permeability Reservoir

WANG Yi-ping

(Research Institute of Exploration and Development, Shengli Oilfield Company, Sinopec,Dongying 257015, Shandong, China)

Abstract:High reservoir pressure, high viscosity and low permeability are main characters of deep heavy oil in low permeability reservoir. Reducing viscosity by the method of injecting steam has poor effect， so reservoir development faces great difficulty. Lab experiment and numerical simulation shows that combining CO2 soak at high reservoir pressure and DCS at low pressure can reduce oil viscosity effectively. Hydraulic fracturing can reduce threshold pressure gradient and improve percolation capacity. CO2 soak assisted by hydraulic fracturing made a good result in oilfield development.

Key words:deep heavy oil in low permeability reservoir; carbon dioxide; viscosity reducing; hydraulic fracturing; percolation capacity

中圖分類號：TE34

文獻標(biāo)識碼：A

文章編號：1008-9446(2016)01-0008-04

作者簡介：王一平(1982-)，男，山東壽光人，中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院工程師，主要從事油藏開發(fā)工作。

收稿日期：2015-09-18