李曉南，顧 驍，王智林，黃 菊，陳其榮，巢忠堂

（中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚(yáng)州 225009）

稠油是石油資源的重要組成部分，我國稠油資源豐富且分布廣泛，目前的探明儲(chǔ)量?jī)H占油藏總資源量的10%左右，具有極大的開發(fā)潛力。由于稠油中較多的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、石蠟及有機(jī)酸等物質(zhì)使原油具有較高的密度和黏度，流動(dòng)性差而不能使用常規(guī)方法開采，為追求經(jīng)濟(jì)效益及技術(shù)普遍適用性，采用化學(xué)驅(qū)及注氣技術(shù)是現(xiàn)行較為適用的開采方式［1-4］。

目前，前人對(duì)于稠油油藏開采方式主要集中在降黏劑驅(qū)及CO2驅(qū)，朱靜等［5］通過分析稠油高黏的本質(zhì)研究了降黏劑的結(jié)構(gòu)對(duì)稠油降黏效果的影響；魏超平等［6］應(yīng)用單管填砂驅(qū)油模型、三維填砂驅(qū)油模型和微觀玻璃刻蝕驅(qū)油模型，系統(tǒng)研究了降黏劑驅(qū)提高采收率的機(jī)理；張娟［7］通過開展注CO2膨脹實(shí)驗(yàn)并建立了單井注CO2吞吐數(shù)值模擬模型，對(duì)注CO2的工藝參數(shù)進(jìn)行了參數(shù)優(yōu)化；鄧宏偉［8］研究發(fā)現(xiàn)CO2增溶降黏體系可在較大范圍降低稠油的黏度，提高稠油的流動(dòng)性；王一平等［9］通過超深層稠油直井CO2吞吐開發(fā)過程，說明CO2吞吐的作用半徑會(huì)隨吞吐周期的增加而增大。

但對(duì)于兩者共同作用的復(fù)合驅(qū)研究卻較少，胡野等［10］通過驅(qū)替實(shí)驗(yàn)及復(fù)合驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究了CO2在普通稠油中的溶解特性并定量表征降黏劑的種類及用量對(duì)原油采收率的影響。由此可見，稠油油藏室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究復(fù)合驅(qū)驅(qū)油潛力及參數(shù)優(yōu)化的研究較少，對(duì)低滲稠油油藏開展室內(nèi)研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)更是鮮見發(fā)表。本文主要針對(duì)目前低滲稠油油藏開采過程中存在的問題，采用降黏劑和CO2復(fù)合驅(qū)替的開采方式，通過優(yōu)選實(shí)驗(yàn)對(duì)降黏劑的種類進(jìn)行篩選并對(duì)性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，通過長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究段塞尺寸對(duì)二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)替效率及驅(qū)替壓力的影響，為現(xiàn)場(chǎng)普通稠油油藏開采方式的選擇提供參考。

1 降黏劑篩選與評(píng)價(jià)

對(duì)于不同的稠油油藏，因儲(chǔ)層特征和稠油的物化性質(zhì)不同，降黏劑發(fā)揮的作用有所不同［11］。因此需對(duì)實(shí)驗(yàn)中所使用的試劑進(jìn)行篩選，優(yōu)先評(píng)價(jià)油水界面張力及乳化降黏等性能，對(duì)4 種試劑進(jìn)行了性能評(píng)價(jià)對(duì)比實(shí)驗(yàn)［12］。

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)使用的降黏劑基本參數(shù)見表1。

表1 降黏劑基本參數(shù)

1.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

1.2.1 降黏劑對(duì)黏度的影響

黏度是評(píng)定油品流動(dòng)性的指標(biāo)，它表征流體運(yùn)動(dòng)時(shí)分子間摩擦阻力的大小，是影響驅(qū)替效率的重要因素。降黏率可以直觀反映不同化學(xué)劑組合方式下原油黏度的變化，其計(jì)算式為：

式中，n為降黏率，%；μ1和μ2分別為CO2降黏劑加入前、后原油的黏度，mPa·s。

根據(jù)Z13 油藏條件，設(shè)定實(shí)驗(yàn)溫度為91 ℃，降黏劑濃度為0.5%，降黏劑溶液與原油的體積比為1∶1，充分混合后靜置120 min，使用落球黏度計(jì)依照國家標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5542-2009《油氣藏流體物性分析方法》測(cè)試加入降黏劑前后原油黏度的變化，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。

圖1 降黏率隨時(shí)間的變化

由圖1 可見，加入4 種降黏劑后，降黏率均隨時(shí)間不斷上升，且前期上升迅速，隨著時(shí)間的增加，降黏率的升高幅度逐漸變小，在達(dá)到100 min 后趨勢(shì)趨于平緩；這是由于開始時(shí)大量的降黏劑分子與稠油的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子相互作用，形成更強(qiáng)的氫鍵，從而在改變了稠油超分子結(jié)構(gòu)的同時(shí)釋放液態(tài)油，使稠油體系分散度增加；同時(shí)還對(duì)膠質(zhì)、瀝青質(zhì)聚集體起到溶解、剝離的作用，使稠油體系的膠體特性減弱，從而降低稠油的黏度，后期可反應(yīng)的分子量減少，降黏效果趨于平穩(wěn)。從4 種降黏劑對(duì)比來看，KD-45A 降黏效果較好，KD-45B 與KD-45E 的降黏效果相近，KD-45F 的降黏效果相比其他三種降黏劑略低，說明降黏劑KD-45A 能夠與目標(biāo)區(qū)稠油形成比較穩(wěn)定的O/W 乳狀液，具有較好的化學(xué)降黏效果。

1.2.2 降黏劑濃度對(duì)降黏率的影響

降黏劑濃度對(duì)黏度影響較大，降黏劑濃度過低，會(huì)造成稠油乳狀液的穩(wěn)定性不夠，乳狀液很快破乳，分層，從而黏度再次增大，不利于稠油油藏井底的流動(dòng)和開采；若降黏劑濃度過大，不僅增加成本，還會(huì)造成原油破乳困難，增加原油的破乳費(fèi)用。

將各種降黏劑分別配制成7種不同濃度的稀溶液，分別與原油進(jìn)行體積比為1∶1 的乳化實(shí)驗(yàn)，測(cè)試降黏劑濃度變化對(duì)稠油乳狀液的黏度影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。

圖2 降黏率隨濃度的變化

由圖2 可見，隨著降黏劑濃度增加，降黏率增加，當(dāng)降黏劑濃度達(dá)到0.3%時(shí)，降黏率達(dá)到92.7%，再增加降黏劑濃度，降黏率趨于穩(wěn)定，說明在達(dá)到有效濃度后，濃度對(duì)降黏率的影響不大。這是由于當(dāng)油水混合體系中表面活性劑濃度達(dá)到臨界濃度時(shí)，即可形成較穩(wěn)定的O/W 型乳狀液，從各降黏劑效果看KD-45A 降黏效果最好，其次是KD-45B，KD-45F降黏效果最差。

通過幾組數(shù)據(jù)對(duì)比，得出降黏劑KD-45A 在降低黏度和油水界面張力方面效果較好，降黏率可達(dá)96%，滿足實(shí)驗(yàn)需求，因此選用降黏劑KD-45A作為實(shí)驗(yàn)使用的降黏劑，降黏劑濃度為0.3%時(shí)最佳。

1.2.3 降黏劑濃度對(duì)油水界面張力的影響

4 種試劑加入后，油水界面張力隨濃度的變化如圖3 所示，影響趨勢(shì)一致，由圖3 可見，油水界面張力變化隨濃度的增加而降低后趨于平穩(wěn)，而當(dāng)濃度升高到0.3%時(shí)，降黏劑油水界面張力的變化率下降。這是由于降黏劑的主要成分是表面活性劑，而表面活性劑溶液存在臨界膠束濃度，當(dāng)表面活性劑濃度達(dá)到臨界膠束濃度時(shí)，繼續(xù)增加表面活性劑溶液的濃度，油水界面張力不再繼續(xù)明顯降低，而是維持基本穩(wěn)定。從4 種降黏劑效果來看，KD-45A 降低油水界面張力的效果最好，KD-45B 效果其次，KD-45E 和KD-45F 效果相比另外兩種要低一些。

圖3 油水界面張力隨濃度的變化

2 復(fù)合驅(qū)油機(jī)理長(zhǎng)巖心實(shí)驗(yàn)

基于Z13斷塊儲(chǔ)層標(biāo)準(zhǔn)巖心柱和組成長(zhǎng)巖心模型，選擇不同尺寸的降黏劑段塞［13］。通過長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)對(duì)前置降黏劑段塞與CO2復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效果進(jìn)行研究，明確不同尺寸的降黏劑段塞對(duì)驅(qū)油效率及壓力的影響［14-15］。實(shí)驗(yàn)裝置及流程見圖4。

圖4 長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程

2.1 實(shí)驗(yàn)裝置及材料

實(shí)驗(yàn)裝置為加拿大Hycal 長(zhǎng)巖心驅(qū)替裝置，實(shí)驗(yàn)樣品選取現(xiàn)場(chǎng)分離器油樣和氣樣并按照地層條件配制的地層原油，巖心采用現(xiàn)場(chǎng)所取的低滲油藏短巖心，并按調(diào)和平均的排列方式拼成長(zhǎng)巖心。7塊巖心總長(zhǎng)42.55 cm，平均孔隙度10.52%，平均滲透率為2.02×10-3μm2，總孔隙體積（PV）22.57 mL，其中烴類孔隙體積（HCPV）14.45 mL，巖心排列如表2所示。

表2 Z13長(zhǎng)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)巖心孔滲參數(shù)

2.2 實(shí)驗(yàn)流程

（1）按計(jì)算的巖心排序方式組裝好巖心，上架。計(jì)算長(zhǎng)巖心長(zhǎng)度、總孔隙體積、平均孔隙度、平均滲透率；石油醚清洗巖心，抽空后備用。

（2）在地層溫度91 ℃下用兩臺(tái)真空泵在巖心兩端對(duì)其抽空，在真空度達(dá)0.01 mmHg后再抽空24 h。

（3）定量飽和束縛水，束縛水飽和度為36%；建立束縛水后在實(shí)驗(yàn)溫度91 ℃下飽和油，并提壓至地層壓力21.8 MPa。

（4）在實(shí)驗(yàn)溫度91 ℃下，用所配制的原始地層原油在速度約10 cm3/h 下驅(qū)替脫氣原油，當(dāng)巖心出口流出物的地層原油氣油比連續(xù)五次不變，且與所配制的地層原油的氣油比一致，認(rèn)為地層原油已被飽和好。

（5）在地層壓力21.8 MPa 下以0.1 mL/min 的速度恒速注入降黏劑，每間隔0.1 PV 詳細(xì)記錄以下數(shù)據(jù)：時(shí)間、產(chǎn)油量、產(chǎn)氣量、巖心末端壓力、巖心始端壓力、環(huán)壓和回壓。

（6）前置降黏劑段塞驅(qū)替完成后，關(guān)閉降黏劑中間容器閥門并打開CO2閥門，在地層壓力21.8 MPa 下，以0.05 mL/min 進(jìn)行CO2驅(qū)替，直至出口不出油后停止驅(qū)替。每注入0.1 PV 詳細(xì)記錄以下數(shù)據(jù)：時(shí)間、注入壓力、巖心始端壓力、巖心末端壓力、環(huán)壓、產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量，并計(jì)算驅(qū)替效率。

2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.3.1 段塞尺寸對(duì)驅(qū)替效果的影響

不同驅(qū)替方式下的累積采收率如圖5 所示，隨著注入倍數(shù)的增加，采收率在突破前逐步上升，突破后采收率上升幅度很小，隨著降黏劑體積增加，最終采收率逐步上升，說明降黏劑能有效提升CO2驅(qū)的驅(qū)油效率，降黏劑與CO2的協(xié)同作用相對(duì)于單一注入介質(zhì)使油水界面張力降低幅度更大，進(jìn)一步提高微觀驅(qū)油效率，每0.1 PV 的降黏劑大約可以提升2.5%的采收率，但前置0.2 PV 降黏劑與前置0.3 PV 降黏劑的最終采收率幾乎相同，說明超過0.2 PV后降黏劑的作用明顯降低。

圖5 不同驅(qū)替方式下累積采收率對(duì)比

不同驅(qū)替方式下的氣油比如圖6 所示，隨著降黏劑體積的增加，最終氣油比逐漸下降，說明加入降黏劑能有效抑制氣竄；未加入降黏劑前，CO2驅(qū)在0.4 PV 突破，加入降黏劑后CO2在0.5 PV 后突破，說明降黏劑可以有效減緩CO2突破時(shí)機(jī)，提高采收率；但加入不同體積降黏劑樣品突破時(shí)機(jī)差別較小，說明前置降黏劑的體積對(duì)減緩?fù)黄茣r(shí)機(jī)的程度影響不大。

圖6 不同驅(qū)替方式下氣油比對(duì)比

2.3.2 段塞尺寸對(duì)壓力的影響

CO2與降黏劑復(fù)合驅(qū)對(duì)低滲油藏注入性的影響是實(shí)現(xiàn)低滲油藏有效開發(fā)的重要前提，對(duì)比CO2驅(qū)、降黏劑驅(qū)以及不同降黏劑段塞尺寸復(fù)合驅(qū)的驅(qū)替壓差變化，結(jié)果如圖7所示。

圖7 不同驅(qū)替方式下壓力對(duì)比

隨著注入倍數(shù)的增加，注入壓力在突破前穩(wěn)步上升，突破后逐漸下降趨于平穩(wěn)。加入降黏劑后的注入壓力上升幅度比CO2驅(qū)更大，說明加入的降黏劑與巖心中的油接觸后，體系出現(xiàn)一定程度的乳化，形成的乳狀液使?jié)B流阻力增加，從而加大了驅(qū)替壓差，延緩了氣竄，增大了波及系數(shù)，提高了驅(qū)替效率。而0.2 PV 降黏劑與0.3 PV 降黏劑壓力變化相似，說明巖心能與降黏劑反應(yīng)的油存在臨界值，超過0.2 PV 后，降黏劑提升驅(qū)替壓差的效果區(qū)別較小。降黏劑段塞復(fù)合驅(qū)的突破時(shí)機(jī)和單一降黏劑驅(qū)的突破時(shí)機(jī)相比相差較小，但降黏劑段塞復(fù)合驅(qū)的注入壓力比純降黏劑驅(qū)低，增強(qiáng)了復(fù)合體系對(duì)低滲油藏的注入性。從經(jīng)濟(jì)角度來說，降黏劑段塞能大幅降低成本，綜合評(píng)價(jià)選擇降黏劑段塞驅(qū)具有較好的驅(qū)油效益及經(jīng)濟(jì)效益。

3 復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)區(qū)概況

J 油田稠油油藏存在自然產(chǎn)能低，注水壓力高，注水沿壓裂縫方向竄進(jìn)等問題，造成開發(fā)效果差。J油田曾在W5 斷塊進(jìn)行聚表劑驅(qū)和試驗(yàn)，取得良好降水增油效果，證明了降黏劑驅(qū)對(duì)稠油油藏的良好適應(yīng)性。

此次優(yōu)選Z13 斷塊開展CO2降黏劑復(fù)合驅(qū)研究，進(jìn)一步探索降黏劑與CO2協(xié)同作用下的增油作用。Z13斷塊是被兩條近北東向斷層控制的鼻狀構(gòu)造，地層傾角5°～10°，構(gòu)造高點(diǎn)埋深2 160 m，地質(zhì)儲(chǔ)量142×104t；油藏地層壓力21.8 MPa，地層溫度91 ℃；油藏平均滲透率為16.6×10-3μm，平均孔隙度為16%，屬于中孔低滲儲(chǔ)層。地面原油密度0.907 g/cm3，地面原油黏度258.5 mPa·s，凝固點(diǎn)38 ℃，為普通稠油油藏。

截至目前，Z13 斷塊油井開井12 口，日產(chǎn)液86 t，日產(chǎn)油11.9 t，綜合含水86.3%，累計(jì)產(chǎn)油10.53×104t，累計(jì)產(chǎn)水18.67×104t，采收率7.42%，累注采比1.04，累計(jì)注水32.63×104m3。

3.2 試驗(yàn)結(jié)果與討論

在Z13-8 井組開展CO2降黏劑復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，Z13-8 井于2019 年3 月26 日開始注入CO2，累注氣5 730 t，累注降黏劑218 m3。由圖8 可看出，Z13-8 井組注CO2后，對(duì)應(yīng)Z13-9 井含水率下降，日產(chǎn)液上升，日產(chǎn)油由0.7 t 上升到2.2 t；在注氣段塞后注入降黏劑，注入壓力繼續(xù)提高，對(duì)應(yīng)井增油降水效果進(jìn)一步提升，在停注CO2和降黏劑后，Z13-9 井日產(chǎn)油及日產(chǎn)液仍保持較高的水平，說明降黏劑和CO2復(fù)合驅(qū)一方面能補(bǔ)充地層能量，提高驅(qū)替效果，另一方面能有效降低油水界面張力，改善區(qū)塊的開發(fā)效果。

圖8 Z13-8井組CO2降黏劑注采對(duì)應(yīng)曲線

從Z13-8 井組試驗(yàn)中可以看出，CO2驅(qū)可以有效地降低原油黏度，對(duì)低滲稠油油藏的開發(fā)具有一定的提升效果，但對(duì)于低滲稠油油藏來說，純CO2驅(qū)的換油率太低，如果加入降黏劑小段塞，不但可以有效提高開發(fā)效果，還可以起到防氣竄的作用，與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果相一致，對(duì)同類油藏的開發(fā)具有指導(dǎo)作用。

4 結(jié)論

（1）針對(duì)Z13斷塊油藏條件，對(duì)降黏劑性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，包括黏度、油水界面張力、降黏劑濃度等方面，篩選出合適的降黏劑為KD-45A，其降黏率達(dá)96%。

（2）CO2驅(qū)中添加降黏劑能進(jìn)一步提升氣驅(qū)驅(qū)油效率，每0.1 PV的降黏劑大約可以提升2%的采收率，但超過0.2 PV 后降黏劑的作用明顯降低；降黏劑可以有效減緩CO2突破時(shí)機(jī)，從而提高采收率，但前置降黏劑段塞尺寸對(duì)減緩?fù)黄茣r(shí)機(jī)的影響較小。

（3）CO2降黏劑復(fù)合驅(qū)相比氣驅(qū)可增大滲流阻力，延緩氣竄時(shí)機(jī)，而相比降黏劑驅(qū)則可增強(qiáng)其對(duì)低滲油藏的注入性，且當(dāng)超過0.2 PV 后降黏劑對(duì)驅(qū)替壓差的影響減小。

（3）在Z13 油田成功進(jìn)行CO2降黏劑復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得良好降水及增油效果，驗(yàn)證了CO2降黏劑復(fù)合驅(qū)對(duì)低滲稠油油藏提高采收率的良好適應(yīng)性。