李偉忠

(中國(guó)石化勝利油田分公司，山東 東營(yíng) 257015)

0 引 言

稠油、超稠油和瀝青大約占全球石油總資源量的70%，在油氣工業(yè)中占有重要的地位。截至2020年，勝利油田已累計(jì)動(dòng)用探明稠油儲(chǔ)量為6.23×108t，水平井的規(guī)?；瘧?yīng)用實(shí)現(xiàn)了大批薄層稠油儲(chǔ)量的動(dòng)用，將稠油動(dòng)用厚度下限降至2.5 m；HDCS(水平井Horizontal well、油溶性復(fù)合降黏劑Dissolver、二氧化碳Carbon dioxide、蒸汽Steam)技術(shù)實(shí)現(xiàn)了原油黏度為40×104mPa·s深層超稠油和淺薄層超稠油儲(chǔ)量的有效動(dòng)用[1]；“近熱遠(yuǎn)防”(近井地帶通過(guò)高溫蒸汽使黏土轉(zhuǎn)型降低儲(chǔ)層水敏程度，遠(yuǎn)井地帶采用深部防膨技術(shù)抑制儲(chǔ)層水敏傷害)技術(shù)[2]實(shí)現(xiàn)了水敏指數(shù)為0.9的強(qiáng)敏感稠油儲(chǔ)量的開(kāi)發(fā)突破。雖然稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)不斷取得進(jìn)步，但仍有近3.20×108t稠油儲(chǔ)量由于埋藏深(大于2 400 m)、厚度薄(小于2.0 m)、滲透率低(小于200 mD)、黏度高(大于50×104mPa·s)、具有邊底水(水油體積比大于8)等原因，在現(xiàn)有技術(shù)條件下難以得到有效動(dòng)用。

圍繞未動(dòng)用邊際稠油的有效動(dòng)用，國(guó)內(nèi)外開(kāi)展了大量探索。特超稠油的SAGD技術(shù)、深層低滲稠油的壓裂技術(shù)、降低開(kāi)發(fā)成本的化學(xué)降黏復(fù)合技術(shù)、油藏工程一體化技術(shù)等得到了廣泛應(yīng)用，區(qū)塊流轉(zhuǎn)、合作開(kāi)發(fā)等管理模式轉(zhuǎn)變帶來(lái)了開(kāi)發(fā)成本的大幅度下降，為未動(dòng)用稠油儲(chǔ)量開(kāi)發(fā)帶來(lái)了曙光。因此，對(duì)勝利油田稠油未動(dòng)用儲(chǔ)量進(jìn)行系統(tǒng)評(píng)價(jià)，剖析制約儲(chǔ)量動(dòng)用的關(guān)鍵因素，探索低成本開(kāi)發(fā)技術(shù)，對(duì)于穩(wěn)定勝利油田稠油產(chǎn)量具有重要意義。

1 勝利油田未動(dòng)用稠油資源狀況及分類

勝利油田稠油主要分布在東部渤海灣盆地孤島、濱南、現(xiàn)河等11個(gè)油田，具有“深、稠、敏、水”的特點(diǎn)；西部準(zhǔn)噶爾盆地春風(fēng)、春暉、阿拉德等3個(gè)油田，具有“淺、薄、低、稠”的特點(diǎn)，未動(dòng)用儲(chǔ)量為1.78×108t，主要分布在濟(jì)陽(yáng)坳陷的金家油田、三合村油田、王家崗油田，準(zhǔn)噶爾盆地春風(fēng)油田外圍、春暉油田、阿拉德油田。

按照未動(dòng)用稠油的主要油藏特點(diǎn)及開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，將未動(dòng)用儲(chǔ)量劃分為5種類型(表1)，包括邊底水稠油、特超稠油、敏感稠油、薄層稠油和深層低滲稠油，其中，邊底水稠油、特超稠油各占未動(dòng)用儲(chǔ)量的1/3左右，敏感稠油、薄層稠油和深層低滲稠油占未動(dòng)用儲(chǔ)量的1/3。

表1 勝利油田稠油未動(dòng)用儲(chǔ)量類型及分布(2020年)Table 1 The types and distribution of nonproducing reserves of heavy oil reservoirs in Shengli Oilfield (2020)

2 開(kāi)發(fā)難點(diǎn)及動(dòng)用對(duì)策

要實(shí)現(xiàn)稠油儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，首先要明確儲(chǔ)量未動(dòng)用的原因，對(duì)已有技術(shù)進(jìn)行可行性評(píng)價(jià)，不同儲(chǔ)量難動(dòng)用的主控因素不同，開(kāi)發(fā)對(duì)策不同。

2.1 敏感稠油

敏感稠油是指水敏或速敏指數(shù)大于0.7的稠油油藏，此類油藏儲(chǔ)量規(guī)模占到總體未動(dòng)用儲(chǔ)量的13.6%，其中水敏指數(shù)大于0.9的極強(qiáng)水敏儲(chǔ)量占敏感稠油儲(chǔ)量的75.0%。

2.1.1 開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

勝利油田敏感稠油開(kāi)發(fā)從20世紀(jì)90年代王莊油田鄭408塊開(kāi)始，采用注水防膨、油基泥漿鉆井實(shí)現(xiàn)了動(dòng)用，2003年，利用“近熱遠(yuǎn)防”技術(shù)實(shí)現(xiàn)了王莊油田鄭36塊3 000×104t強(qiáng)水敏油藏儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。但是該技術(shù)應(yīng)用于金家沙一段、王莊油田鄭408沙三段、阿拉德油田哈淺22等強(qiáng)敏感性油藏均未獲成功，地質(zhì)特點(diǎn)及水敏機(jī)理的差異，導(dǎo)致了“近熱遠(yuǎn)防”技術(shù)適應(yīng)性差，無(wú)法實(shí)現(xiàn)油藏的有效動(dòng)用。

金家油田沙一段巖性以粉細(xì)砂巖為主，油藏埋深為700～1 000 m，黏土礦物含量高達(dá)24%，且黏土類型以蒙脫石為主(圖1a)。儲(chǔ)層除了具有強(qiáng)水敏外，開(kāi)發(fā)過(guò)程中的強(qiáng)速敏、瀝青質(zhì)沉淀，導(dǎo)致生產(chǎn)井管柱堵塞嚴(yán)重(圖1b)，供液嚴(yán)重不足。為了探索油藏有效動(dòng)用方法，先后開(kāi)展了蒸汽吞吐、CO2吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層實(shí)驗(yàn)，開(kāi)發(fā)效果均不理想。

圖1 金家油田顆粒表面黏土及防砂管堵塞照片F(xiàn)ig.1 The photo of the clay particles and blockage of sand control pipe in Jinjia Oilfield

阿拉德油田哈淺22塊含油層系為侏羅系西山窯一段扇三角洲平原沉積，巖性以粉細(xì)砂巖為主，儲(chǔ)層滲透率為631 mD，黏土含量平均為20%，伊蒙混層平均含量為87%，水敏評(píng)價(jià)為強(qiáng)—極強(qiáng)水敏，地層溫度為27 ℃，地層溫度下脫氣原油黏度為11×104mPa·s。油藏先后采用防膨、壓裂防砂、注氮?dú)狻⒆⒄羝榷喾N組合開(kāi)發(fā)方式，蒸汽吞吐初期產(chǎn)能可以達(dá)到14.0 t/d，但是由于地層溫度低，原油黏度高，井口溫度下降快，產(chǎn)量遞減快，周期生產(chǎn)時(shí)間只有20～50 d，油汽比只有0.10，總體開(kāi)發(fā)效果較差。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，強(qiáng)水敏導(dǎo)致注汽過(guò)程中壓力高，井底干度無(wú)法保證；生產(chǎn)過(guò)程中黏土膨脹、顆粒運(yùn)移等導(dǎo)致井底出現(xiàn)堵塞，井底壓力下降快，開(kāi)發(fā)后期供液不足，是該類油藏難以實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用的根本原因。

2.1.2 開(kāi)發(fā)對(duì)策

要實(shí)現(xiàn)敏感稠油油藏有效動(dòng)用，關(guān)鍵是利用防膨、油層保護(hù)等措施解決注入、采出等問(wèn)題。

(1) 適度出砂技術(shù)。適度出砂技術(shù)是指有選擇地或有限度地防砂，有效阻止大于一定粒徑的油層砂隨原油運(yùn)移，同時(shí)允許小粒徑的油層砂隨原油運(yùn)移達(dá)到改善井底油層物性的目的[3]。

針對(duì)金家油田油藏條件，李偉忠等[4]通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，開(kāi)展了油藏出砂冷采的可行性研究，認(rèn)為采用CO2輔助蒸汽驅(qū)方式可以在儲(chǔ)層中形成“蚯蚓洞”，明顯改善儲(chǔ)層特性。曹嫣鑌等[5]利用金家真實(shí)巖心開(kāi)展了不同驅(qū)替方式下巖心驅(qū)油效率評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，認(rèn)為蒸汽+高溫驅(qū)油劑+高溫縮膨劑的熱復(fù)合化學(xué)驅(qū)替方式，可促進(jìn)蒙脫石向伊利石的轉(zhuǎn)變，同時(shí)溶蝕部分高嶺石,形成大的“熱蚯孔”，可大幅度提高油藏滲流能力。

結(jié)合室內(nèi)評(píng)價(jià)，針對(duì)黏土含量高、水敏強(qiáng)、出砂嚴(yán)重、瀝青質(zhì)沉淀等導(dǎo)致防砂管及近井地帶堵塞問(wèn)題，提出了轉(zhuǎn)“防”為“疏”的開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策，采用井底處理解除污染、生產(chǎn)過(guò)程適度攜砂、參數(shù)優(yōu)化適度防砂，采用氣體輔助蒸汽的多元熱復(fù)合開(kāi)發(fā)思路，同時(shí)做好全過(guò)程的油層保護(hù)。適度出砂技術(shù)在金17、鄭36塊等10余口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，鄭41-2X10井日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量得到了大幅度提升，平均單井日產(chǎn)油量由2.9 t/d提高到6.5 t/d以上。

哈淺22塊在注高效防膨劑解決水敏的同時(shí)，為了解決原油黏度高的問(wèn)題，室內(nèi)開(kāi)展了注稀油降黏實(shí)驗(yàn)，通過(guò)摻稀油大幅度降低原油黏度，利用水力噴射泵排砂解堵，形成了“以排代防、摻稀降黏”技術(shù)。哈淺22-1井開(kāi)展的摻稀降黏現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，注汽壓力降低了2 MPa，日產(chǎn)液量由20.1 t/d提高到30.2 t/d，階段油氣比提高了0.10。

(2) 降黏復(fù)合冷采技術(shù)。針對(duì)強(qiáng)水敏導(dǎo)致蒸汽注入困難、滲透率大幅度下降的問(wèn)題，提出了稠油降黏復(fù)合冷采技術(shù)，通過(guò)生產(chǎn)井注入高效降黏劑，在降低原油黏度的同時(shí)減少蒸汽注入，減少儲(chǔ)層與外來(lái)流體的接觸。金家油田金8塊開(kāi)展的降黏復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)取得明顯成效，井組峰值日產(chǎn)油增加23.7 t/d，采油速度由0.23%增加至0.80%，投入產(chǎn)出比為1∶3，采收率提高6.1個(gè)百分點(diǎn)。

(3) 火燒驅(qū)油開(kāi)發(fā)技術(shù)?；馃?qū)油是通過(guò)注氣井把空氣注入油層并點(diǎn)燃，原油重質(zhì)部分燃燒后形成燃燒帶產(chǎn)生大量的熱能和煙道氣，驅(qū)動(dòng)燃燒帶前緣改質(zhì)原油從生產(chǎn)井采出的開(kāi)發(fā)方式，采收率可達(dá)到70%。勝利油田先后在金家油田、鄭408塊開(kāi)展火燒驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)，形成了成熟配套的油藏及工藝技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了一定的開(kāi)發(fā)效果[6]。2020年，勝利油田將火燒驅(qū)油作為敏感性稠油開(kāi)發(fā)的主要攻關(guān)技術(shù)，選擇金家油田金10塊3個(gè)井組開(kāi)展先導(dǎo)試驗(yàn)，方案實(shí)施預(yù)計(jì)可提高采收率27%，有望實(shí)現(xiàn)敏感稠油開(kāi)發(fā)的突破。

2.2 深層低滲稠油

中國(guó)稠油油藏普遍埋藏較深，約一半的儲(chǔ)量埋深為1 300～1 700 m，吐哈油田稠油油藏埋深為2 400～3 400 m，塔河油田是中國(guó)發(fā)現(xiàn)的第一個(gè)超深、超稠碳酸鹽巖油藏，埋深為5 350～6 600 m。勝利油田的深層低滲稠油主要以深層砂礫巖、灘壩砂為主，埋藏深，物性差，蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果不理想。

2.2.1 開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

三合村油田羅322塊為扇三角洲砂礫巖油藏，油藏埋深為2 200～2 500 m，滲透率為51～320 mD，原油黏度為2 500～6 000 mPa·s，巖性復(fù)雜，儲(chǔ)層變化快，非均質(zhì)性強(qiáng)。羅322塊冷采流度為0.12 mD/(mPa·s)，理論計(jì)算油藏啟動(dòng)壓力梯度大于0.1 MPa/m，地下原油滲流困難，常規(guī)開(kāi)采極限泄油半徑只有3.8～7.1 m。注蒸汽開(kāi)發(fā)的油藏壓力超過(guò)蒸汽臨界壓力，注入蒸汽在地下變成熱水，熱焓僅為常規(guī)埋深稠油油藏的71%，熱焓及熱焓利用率低，早期開(kāi)展的熱采試驗(yàn)效果不理想，儲(chǔ)量無(wú)法有效動(dòng)用。

王家崗油田王152塊為深層低滲灘壩砂稠油油藏，油藏埋深為1 450～1 550 m，為典型的薄互層沉積，平均單層厚度為3.0～5.0 m，儲(chǔ)層滲透率只有137 mD，50 ℃地面原油黏度為12 282 mPa·s，區(qū)塊先后采用超臨界注汽、DCS、水力徑向射流、壓裂防砂、二氧化碳吞吐等措施，但措施效果均不理想，日產(chǎn)油僅為1.0～2.0 t/d，儲(chǔ)量長(zhǎng)期無(wú)法實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用。

2.2.2 技術(shù)對(duì)策

(1) 壓裂輔助增溶降黏技術(shù)。針對(duì)墾西深層稠油開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，提出壓裂輔助增溶注氣降黏技術(shù)對(duì)策。CO2溶于原油后，具有溶解降黏、溶解氣驅(qū)、傳質(zhì)等作用，在超稠油開(kāi)發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用。為進(jìn)一步增強(qiáng)CO2在稠油中的溶解量，室內(nèi)在對(duì)化學(xué)劑、降黏劑篩選評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，合成CO2增溶降黏劑[7]，使CO2在原油中的溶解量擴(kuò)大了7倍，復(fù)合降黏率達(dá)到99.2%，且該降黏劑能夠有效分散瀝青質(zhì)，提升稠油流動(dòng)能力(圖2)。為解決油藏埋藏深、地層滲透率低的問(wèn)題，對(duì)直井進(jìn)行了壓裂改造，壓裂后的生產(chǎn)啟動(dòng)壓差約為壓裂前的1/13，進(jìn)一步增大了CO2擴(kuò)散范圍，實(shí)現(xiàn)擴(kuò)大泄油半徑、提高采出程度的目的。

圖2 添加增溶降黏體系后瀝青質(zhì)粒徑微觀可視化變化Fig.2 The microscopic visual change in asphaltene particle size after adding solubilization and viscosity reduction system

2017年，選擇勝二區(qū)勝2-P104井開(kāi)展了增溶降黏吞吐現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。勝二區(qū)油藏埋深為1 624.2～1 865.9 m，油層厚度為4.0 m，原油黏度為19 096 mPa·s。該井2011年5月注蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)，平均注汽壓力為19.4 MPa，累計(jì)注汽量為1 326 m3，干度為48.7%。投產(chǎn)后平均日產(chǎn)油只有1.3 t/d。2017年采用“CO2+增溶降黏劑”方式降黏冷采，日產(chǎn)油增加至5.2 t/d，增油效果明顯。

(2) 降黏引驅(qū)技術(shù)。針對(duì)王152塊注入困難，地下井間無(wú)法建立有效驅(qū)替的問(wèn)題，借鑒大慶油田壓驅(qū)技術(shù)和壓裂技術(shù)的應(yīng)用[8]，提出了降黏劑驅(qū)+降黏吞吐引效組合的“降黏引驅(qū)”開(kāi)發(fā)技術(shù)。該技術(shù)通過(guò)生產(chǎn)井注降黏劑吞吐引效，注入井通過(guò)超高壓快速注入大劑量變濃度降黏劑段塞，解決降黏劑注入難和波及差的問(wèn)題，通過(guò)快速建立有效驅(qū)替壓差達(dá)到補(bǔ)充地層能量、擴(kuò)大波及體積、提高洗油效率的目的。王152-X6井降黏劑吞吐試驗(yàn)，累計(jì)注入質(zhì)量濃度為3%的降黏劑67.8 t，措施前日產(chǎn)液量只有5.0 t/d左右，措施后日產(chǎn)液量維持在20.0 t/d左右；井組峰值日產(chǎn)油量為11.5 t/d，是措施前的5倍，平衡油價(jià)由以前的3 810 元/t降至2 280 元/t。區(qū)塊采用降黏引驅(qū)開(kāi)發(fā)方式后，測(cè)算平衡油價(jià)可進(jìn)一步降為1 580 元/t，展現(xiàn)了降黏引驅(qū)技術(shù)在稠油開(kāi)發(fā)中廣闊的應(yīng)用前景。

2.3 特超稠油油藏

特超稠油油藏是指原油黏度大于10×104mPa·s的稠油，勝利特超稠油總儲(chǔ)量為9 784×104t，主要分布在濟(jì)陽(yáng)坳陷單家寺油田單113、王莊油田鄭411塊及準(zhǔn)噶爾盆地春暉油田哈淺1塊。

2.3.1 開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

特超稠油油藏由于原油黏度高，轉(zhuǎn)化為牛頓流體所需的溫度高，如何保持持續(xù)的高溫及有效降黏是該類油藏能否動(dòng)用的關(guān)鍵。哈淺1塊為近源的濕地扇砂礫巖沉積，油藏埋深為200～500 m，地層溫度為28 ℃，原油黏度大于1 000×104mPa·s，厚度為20.0～25.0 m，隔夾層發(fā)育，屬于典型的瀝青砂。哈淺1-平3井蒸汽吞吐試采表明，當(dāng)井口溫度高于80 ℃時(shí)，產(chǎn)量可達(dá)到20.0 t/d以上，一旦溫度低于80℃油井產(chǎn)量迅速下降，生產(chǎn)周期僅有20～40 d，周期油氣比不足0.2，如何使井口溫度長(zhǎng)時(shí)間保持80 ℃以上是油藏能否動(dòng)用的關(guān)鍵。調(diào)研表明，SAGD是特超稠油開(kāi)發(fā)主導(dǎo)技術(shù)之一，但哈淺1塊與國(guó)內(nèi)外SAGD開(kāi)發(fā)區(qū)塊相比，油層厚度更薄、原油黏度更高，儲(chǔ)層內(nèi)部隔夾層發(fā)育、儲(chǔ)層非均質(zhì)性更強(qiáng)，單純SAGD技術(shù)適應(yīng)性差。

2.3.2 開(kāi)發(fā)對(duì)策

(1) E-SAGD強(qiáng)化采油技術(shù)。針對(duì)哈淺1塊SAGD開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，研究提出了氮?dú)馀c降黏劑輔助的E-SAGD強(qiáng)化采油技術(shù)。該技術(shù)通過(guò)在SAGD實(shí)施過(guò)程中添加非凝析氣體氮?dú)狻⒔叼?，以達(dá)到改善SAGD開(kāi)發(fā)效果的目的[9]。室內(nèi)物理模擬、數(shù)值模擬表明，加入氮?dú)夂徒叼┖螅獨(dú)夥謮鹤饔每梢詳U(kuò)大蒸汽波及體積，降黏劑在蒸汽的攜帶作用下可以深入油層內(nèi)部擴(kuò)大降黏范圍，氮?dú)夂驼羝亓Ψ之惸軌蛞种普羝?，相?duì)于常規(guī)SAGD開(kāi)發(fā)，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)可提高采收率10.9個(gè)百分點(diǎn)。目前哈淺1塊已完鉆SAGD水平井組，單2塊直井-水平井組合SAGD方案已完成，計(jì)劃開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

(2) HECS(水平井、高效增溶降黏劑、二氧化碳、蒸汽)強(qiáng)化采油技術(shù)。2008年以來(lái)，單113塊采用HDCS投產(chǎn)水平井19口，開(kāi)發(fā)初期平均單井日產(chǎn)油為9.6 t/d，證明HDCS技術(shù)能實(shí)現(xiàn)特超稠油的有效動(dòng)用，但是噸油完全成本達(dá)到4 240 元/t，經(jīng)濟(jì)上不可行。為了降低開(kāi)發(fā)成本，在HDCS技術(shù)基礎(chǔ)上，提出將油溶性降黏劑改為高效增溶降黏劑的HECS強(qiáng)化采油技術(shù)，能夠在增加CO2溶解度的同時(shí)，提高單井產(chǎn)能，降低藥劑用量，采用HECS技術(shù)開(kāi)發(fā)成本有望降至2 350 元/t以下。

2.4 邊底水稠油

勝利油田邊底水稠油主要分布在陳家莊油田陳373、春風(fēng)油田排601-20、排625等油藏，儲(chǔ)量占勝利油田未動(dòng)用稠油儲(chǔ)量的33%左右。國(guó)內(nèi)外針對(duì)邊底水油藏開(kāi)發(fā)已形成了一些配套的技術(shù)[10]，但對(duì)于強(qiáng)邊底水、薄層底水等油藏仍缺少成熟的開(kāi)發(fā)技術(shù)。

2.4.1 動(dòng)用難點(diǎn)

邊底水稠油由于水體能量強(qiáng)、純油區(qū)條帶窄，油水流度比大，開(kāi)發(fā)過(guò)程中含水上升快，一旦水淹產(chǎn)量大幅下降，蒸汽吞吐效果明顯變差。如草南沙河街組油藏埋深為880～954 m，50 ℃原油黏度為32 561～94 500 mPa·s，水油體積比大于5。由于含油條帶較窄，邊水能量較強(qiáng)，距離內(nèi)油水邊界200 m左右的草37-平2井注汽熱采投產(chǎn)，投產(chǎn)后日產(chǎn)油快速遞減到1.0 t/d以下，含水快速上升到90% ，累計(jì)產(chǎn)油量只有2 650 t。

2.4.2 技術(shù)對(duì)策

(1) 底水蒸汽驅(qū)。春風(fēng)油田排601-20、排625塊為具有傾斜油水界面的油藏，油藏界面延伸長(zhǎng)度近2.0 km，水層厚度只有1 m左右。早期的開(kāi)發(fā)思路是如何避水開(kāi)發(fā)，但區(qū)塊油水過(guò)渡帶寬，純油區(qū)小，能否利用底水開(kāi)發(fā)過(guò)渡帶稠油是該類型油藏能否成功開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵。

針對(duì)薄層底水油藏開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，提出了底水蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)技術(shù)(圖3)。通過(guò)在外油水界面附近井注入蒸汽，初期主要加熱注汽井周圍底水層形成熱水驅(qū)階段；隨著水層不斷被加熱，加熱前緣沿著底水層向前推進(jìn)并不斷汽化；蒸汽汽化后，在超覆作用下沿著頂部推進(jìn)形成蒸汽腔，蒸汽超覆和底部底水加熱雙重作用，使油藏得以均勻驅(qū)替。數(shù)值模擬表明，底水蒸汽驅(qū)采出程度可達(dá)40.3%，是一種值得探索的開(kāi)發(fā)新技術(shù)。

圖3 底水蒸汽驅(qū)階段含氣飽和度、含油飽和度場(chǎng)Fig.3 The field distribution of gas saturation and oil saturation in the stage of bottom-water steam flooding

(2) 降黏冷采。邊底水稠油開(kāi)發(fā)難度主要原因是油水流度比大，開(kāi)發(fā)過(guò)程中水的推進(jìn)速度遠(yuǎn)超過(guò)油的推進(jìn)速度，同時(shí)注汽有可能溝通邊底水，導(dǎo)致油藏含水上升過(guò)快，改善油水流度比是實(shí)現(xiàn)該類油藏動(dòng)用的關(guān)鍵[11]。降黏劑驅(qū)機(jī)理主要是增加驅(qū)替相黏度，調(diào)節(jié)流體黏度比，同時(shí)擴(kuò)大波及系數(shù)，借助調(diào)驅(qū)作用擴(kuò)大降黏劑與原油的接觸[12]。

室內(nèi)采用12.5 cm×25.0 cm×1.6 cm模型開(kāi)展了降黏劑驅(qū)機(jī)理實(shí)驗(yàn)，模型滲透率為200 mD，降黏劑質(zhì)量濃度為0.4%，原油黏度為380 mPa·s，實(shí)驗(yàn)過(guò)程先水驅(qū)后轉(zhuǎn)降黏驅(qū)。實(shí)驗(yàn)表明，原油混合降黏劑后產(chǎn)生的乳化顆粒相對(duì)原油尺寸明顯變小，可以快速的通過(guò)多孔介質(zhì)(圖4)；降黏劑驅(qū)結(jié)束時(shí)波及系數(shù)為39.9%，相比水驅(qū)提高20.6個(gè)百分點(diǎn)(圖5)。單管驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)表明，實(shí)施降黏劑驅(qū)，驅(qū)油效率由水驅(qū)的36.0%提高到降黏劑驅(qū)的49.0%，提高了13.0個(gè)百分點(diǎn)。

圖4 乳化降黏后原油顆粒及多孔介質(zhì)內(nèi)流動(dòng)狀態(tài)Fig.4 The crude oil particles and flow state in porous media after emulsification and viscosity reduction

圖5 微觀模型水驅(qū)和降黏驅(qū)結(jié)束時(shí)波及場(chǎng)Fig.5 The field affected at the end of water flooding and viscosity reduction and displacement of micro model

降黏冷采在陳373、沾18等多個(gè)區(qū)塊進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得明顯增油效果。陳371-P14井地下原油黏度為3 915 mPa·s，油藏厚度為5 m，水平段長(zhǎng)為58 m。蒸汽吞吐5個(gè)周期，受水侵影響油井含水高，蒸汽吞吐效益差；采用“化學(xué)降黏+調(diào)堵”吞吐，實(shí)施了化學(xué)降黏吞吐3個(gè)周期，液量基本不變，含水先降低后緩慢回升，投入產(chǎn)出比達(dá)到了1∶15。

(3) 微生物采油技術(shù)。微生物采油技術(shù)是通過(guò)向地層中注入營(yíng)養(yǎng)液、菌液或微生物代謝產(chǎn)物，利用微生物的生長(zhǎng)代謝活動(dòng)和微生物代謝產(chǎn)物同油藏中油水的相互作用達(dá)到增加原油產(chǎn)量、提高采收率的目標(biāo)[13]。春風(fēng)油田排6南底水稠油油藏有4口井實(shí)施微生物采油，累計(jì)增油量為4 775 t。排6-平45井投產(chǎn)時(shí)日產(chǎn)油為2.9 t/d，含水為75%；第1周期微生物采油注入660 m3微生物注劑，周期平均日產(chǎn)油為8.3 t/d，含水為23%，有效期為231 d，增油量為1 072 t；第2周期注入720 m3微生物注劑，周期平均日產(chǎn)油為8.3 t/d，含水為42%，有效期為116 d，增油量為305 t，投入產(chǎn)出比可達(dá)到1∶5以上，展示了微生物采油技術(shù)在邊底水稠油中的應(yīng)用前景。

2.5 薄層稠油

勝利油田的薄層稠油主要位于主體外圍，以單薄層或薄互層為主，油水關(guān)系通常比較復(fù)雜，其儲(chǔ)量占到勝利油田未動(dòng)用稠油儲(chǔ)量的10.7%，現(xiàn)有的熱采技術(shù)無(wú)法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開(kāi)發(fā)。

2.5.1 開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

通過(guò)多年稠油熱采水平井的技術(shù)攻關(guān)，勝利東部普通稠油單層水平井開(kāi)發(fā)厚度下限可以達(dá)到2.5 m，西部淺薄層超稠油HDNS技術(shù)開(kāi)發(fā)厚度下限為4.0 m。厚度低于2.5 m的薄層稠油多位于主力油田的外圍，由于原油黏度高需采用熱采水平井開(kāi)發(fā)，按照水平井的水平段長(zhǎng)度為300 m測(cè)算，單井控制儲(chǔ)量只有2.0×104t左右，按照蒸汽吞吐25%的采收率計(jì)算，單水平井累計(jì)采油量只有5 000 t，達(dá)不到水平井動(dòng)用經(jīng)濟(jì)極限采油量。要實(shí)現(xiàn)薄層稠油的有效動(dòng)用，擴(kuò)大單控儲(chǔ)量、提高單井產(chǎn)能、降低開(kāi)發(fā)成本是必由之路。

2.5.2 開(kāi)發(fā)對(duì)策

(1) 短半徑水平井熱采技術(shù)。長(zhǎng)水平井或短半徑水平井應(yīng)用，可以增加單井控制儲(chǔ)量。目前，柔性鉆具的使用，使得超短半徑水平井技術(shù)得到了推廣應(yīng)用，該技術(shù)具有成本低、周期短、地層污染小等特點(diǎn)，能大幅度提高油井產(chǎn)量。通過(guò)在老井側(cè)鉆短半徑水平井，可以控制平面?zhèn)茹@支數(shù)、角度、長(zhǎng)度，也可以應(yīng)用于多層油藏縱向側(cè)鉆支數(shù)及控制長(zhǎng)度，擴(kuò)大了動(dòng)用范圍，降低了開(kāi)發(fā)成本。2004至2005年，新疆石油管理局在哈薩克斯坦北布扎奇油田淺層稠油油藏成功實(shí)施NB31、NB30兩口套管開(kāi)窗側(cè)鉆短半徑水平井獲得高產(chǎn)[14]，勝利油田高12-39側(cè)平1井和高17-16側(cè)平1超短半徑側(cè)鉆水平井取得了成功[15]，為薄油層降本增效、提高采收率提供了可能。短半徑水平井在常規(guī)油藏中應(yīng)用較多，稠油熱采的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐較少，技術(shù)適應(yīng)性值得進(jìn)一步探索。

(2) 壓裂+降黏冷采技術(shù)。薄層稠油動(dòng)用難點(diǎn)在于油層厚度薄，熱采開(kāi)發(fā)水平井由于受注汽質(zhì)量的影響，水平段不宜太長(zhǎng)，導(dǎo)致單控儲(chǔ)量低，產(chǎn)量低于水平井經(jīng)濟(jì)極限采油量，轉(zhuǎn)變熱采開(kāi)發(fā)方式是解放該類超薄層儲(chǔ)量的主要方向之一。隨著非常規(guī)油藏壓裂技術(shù)、稠油降黏技術(shù)的發(fā)展，采用降黏冷采技術(shù)，通過(guò)增長(zhǎng)水平段長(zhǎng)度增加單控儲(chǔ)量，通過(guò)壓裂技術(shù)提高水平井的動(dòng)用半徑，單控儲(chǔ)量可以達(dá)到5.0×104t以上，為該類油藏的動(dòng)用提供了可能。

3 提高未動(dòng)用儲(chǔ)量開(kāi)發(fā)的建議

油藏?zé)岵伞⒒瘜W(xué)復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，非常規(guī)油藏壓裂技術(shù)的開(kāi)發(fā)突破，國(guó)家對(duì)能源戰(zhàn)略需求及相應(yīng)的政策變化，為未動(dòng)用稠油儲(chǔ)量的動(dòng)用帶來(lái)了曙光。按照“一切儲(chǔ)量皆可動(dòng)用”的理念，除了上述相對(duì)成熟的開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策之外，還需要不斷加強(qiáng)新技術(shù)的攻關(guān)與試驗(yàn)。

3.1 探索新的革命性技術(shù)

3.1.1 稠油地下改質(zhì)技術(shù)

水熱裂解技術(shù)是借助注入的高溫蒸汽，使稠油與蒸汽之間發(fā)生化學(xué)反應(yīng)從而降低稠油黏度的方法，添加催化劑、供氫劑、超聲波協(xié)同催化劑可大幅度降低水熱裂解的溫度。孤東稠油水熱裂解實(shí)驗(yàn)表明，裂解后稠油飽和烴、芳香烴含量增加，硫元素含量明顯減少，稠油降黏率高達(dá)87.4%，進(jìn)一步分析表明原油降黏主要是原油發(fā)生了C-S鍵的斷裂，其次部分C=O鍵和C-C鍵也發(fā)生了斷裂。

隨著納米技術(shù)的成熟與推廣該用，更高效經(jīng)濟(jì)的降黏技術(shù)不斷涌現(xiàn)。納米膠囊是一種納米尺度的膠囊，膠囊內(nèi)含有不同表面性質(zhì)的微納米級(jí)顆粒，當(dāng)膠囊被注入油層后與原油接觸釋放出表面活性劑或金屬催化劑[16]，與原油形成一種乳液，將乳液回收分解即可提取出原油。從目前已有報(bào)道看，納米金屬催化劑可在200 ℃下實(shí)現(xiàn)原油的裂解。2017年，美國(guó)提出稠油低成本開(kāi)發(fā)新技術(shù)S-BTF(baric-thermal flow)，該技術(shù)可使一口井的產(chǎn)量增加近14倍，開(kāi)發(fā)盈虧平衡降至940 元/t以下，雖然該技術(shù)能否規(guī)模商業(yè)化還需要時(shí)間驗(yàn)證，但是稠油開(kāi)采有可能面臨頁(yè)巖油革命之后又一場(chǎng)新的技術(shù)革命。

3.1.2 稠油非混相驅(qū)技術(shù)

氣驅(qū)是繼水驅(qū)、聚合物驅(qū)、蒸汽驅(qū)之后迅速發(fā)展起來(lái)的提高采收率方法，是目前國(guó)外僅次于熱采的提高采收率方法。對(duì)于油藏埋深大于2 000 m的深層稠油，注汽技術(shù)已無(wú)法發(fā)揮熱效率，非混相驅(qū)技術(shù)通過(guò)注入氣與地層油的良好互溶性和對(duì)原油輕烴的強(qiáng)烈抽提作用，有效增強(qiáng)原油的流動(dòng)性，降低界面張力，從而大幅度地提高原油采收率。非混相驅(qū)在低滲透油藏應(yīng)用實(shí)踐較多，在深層稠油的應(yīng)用還需要通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)進(jìn)一步評(píng)價(jià)。

3.1.3 電脈沖采油技術(shù)

脈沖采油技術(shù)以往主要應(yīng)用于油層解堵，解除油層傷害。美國(guó)Petroteq能源公司提出了SWEPT脈沖采油技術(shù)[17]，通過(guò)井口裝置向井筒發(fā)送流體脈沖波，使地層中的石油受到脈沖波的沖擊產(chǎn)生搖溶現(xiàn)象，其流體性質(zhì)將大大改善；脈沖波還可在地層中形成微型壓裂，增大地層巖石的滲透率。Petroteq能源公司官網(wǎng)數(shù)據(jù)顯示，脈沖波可以波及到井筒周圍半徑為100～1 000 m甚至更遠(yuǎn)范圍內(nèi)的地層流體。該技術(shù)在美國(guó)二疊紀(jì)盆地Wardlaw油田進(jìn)行了應(yīng)用，每口井盈虧平衡降至940 元/t以下。

3.2 探索新的合作開(kāi)發(fā)模式

儲(chǔ)量品位差、開(kāi)發(fā)成本高、效益差是儲(chǔ)量長(zhǎng)期得不到有效動(dòng)用的根源，為進(jìn)一步提高未動(dòng)用儲(chǔ)量的開(kāi)發(fā)，通過(guò)合作開(kāi)發(fā)、儲(chǔ)量流轉(zhuǎn)等模式，推行項(xiàng)目管理、市場(chǎng)化運(yùn)營(yíng)，同時(shí)通過(guò)技術(shù)提升、地質(zhì)工程優(yōu)化、鉆井技術(shù)優(yōu)化、壓裂技術(shù)、井工廠模式等推廣應(yīng)用，可明顯降低開(kāi)發(fā)成本。春風(fēng)油田排609塊巖性復(fù)雜、非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層預(yù)測(cè)困難，存在多個(gè)油水界面，油井開(kāi)發(fā)效果差異大。通過(guò)油藏-鉆采一體化研究，實(shí)現(xiàn)了開(kāi)發(fā)成本大幅度降低，預(yù)計(jì)可新建產(chǎn)能為3.34×104t。

4 結(jié)論及建議

(1) 稠油未動(dòng)用儲(chǔ)量規(guī)模大，是重要的資源接替陣地。依據(jù)油藏特點(diǎn)和開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，將勝利油田未動(dòng)用儲(chǔ)量劃分為敏感稠油、深層低滲稠油、特超稠油、邊底水稠油和超薄層稠油5種類型，不同類型未動(dòng)用需要采用不同的開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策。

(2) 敏感稠油主要探索適度出砂、降黏吞吐、火燒油層等技術(shù)，深層低滲透油藏則主要攻關(guān)壓裂輔助增溶降黏、降黏引驅(qū)技術(shù)，特超稠油油藏主要探索E-SAGD、HECS、水力裂解等技術(shù)，邊底水油藏主要探索薄層底水蒸汽驅(qū)、降黏劑驅(qū)、微生物采油等技術(shù)，超薄層稠油油藏主要攻關(guān)短半徑水平井、降黏冷采等開(kāi)發(fā)技術(shù)。

(3) 除了深化已有技術(shù)攻關(guān)與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)外，下步應(yīng)重點(diǎn)開(kāi)展水熱裂解、非混相驅(qū)、脈沖采油等新技術(shù)的攻關(guān)研究，早日應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)，實(shí)現(xiàn)稠油開(kāi)發(fā)的新突破。