中深層特超稠油HDCS強化采油技術研究

李豪浩，畢雯雯，胥曉偉，代妮娜

(中石化勝利石油管理局，山東 東營 257000)

引 言

全球稠油資源約40 000×108t，中國稠油資源預計為79.5×108t，在已探明稠油儲量中，有近1/3的儲量未實現有效動用，這部分儲量大多以中深層特超稠油油藏為主。該類油藏的開發難點主要是油層埋藏深，原油黏度高，且巖性細，單層厚度薄，油水關系復雜，導致常規開發注汽壓力高、熱損失大、蒸汽波及范圍小、開發效益差［1－8］。勝利油田在近30 a間先后進行過幾百井次的直井冷采、直井蒸汽吞吐、水平井熱采、水平井化學吞吐和SAGD等的攻關試驗，均未實現有效開發。

2005年以來，勝利油田通過組織多家科研院所，經過3 a多的聯合攻關試驗，目前已在中深層特超稠油開發領域形成了1套行之有效的開發技術手段——HDCS強化采油技術。

1 HDCS強化采油技術要素組成及其特點

HDCS即水平井(Horizontal well)、油溶性復合降黏劑(Dissolver)、CO2(Carbon dioxide)和蒸汽(Steam)4個英文詞組的首字母組合。HDCS強化采油技術采用CO2輔助水平井蒸汽吞吐，配合高效油溶性復合降黏劑，利用其協同降黏、混合傳質及增能助排作用，降低注汽壓力、擴大熱波及范圍。

(1)協同降黏作用。①加入超臨界飽和CO2時，SLKF油溶性復合降黏劑解聚能力提高，降黏效果提高;②隨溫度升高降黏效果增加;在較強剪切條件下(蒸汽注入過程中)，SLKF油溶性復合降黏劑對含水原油降黏效果大幅增加，含水大于50%后可形成水包油乳狀液，進一步加大降黏效果;③降黏劑活性成分可以使超臨界飽和CO2溶解及萃取能力呈級數增加，使其黏度下降、表面張力下降，提高了其降黏效果和擴散能力。同時，可以消除因CO2破壞稠油體系造成的重質沉淀危害。

(2)混合傳質作用。①超臨界流體兼有液體和氣體的雙重特點;②當CO2從油藏溫度加熱到300℃時，溶解度下降了60% ～80%，析出的CO2攜帶萃取出的輕組分并與油溶性復合降黏劑一起快速向地層內部擴散，提高了降黏范圍;③溶解度降低使CO2析出并攜帶熱量快速擴散，又因重力分異作用產生對流，提高了蒸汽熱傳遞效率。

(3)增能助排作用。①注汽過程中超覆的混合氣在油層頂部富集，形成了隔熱帶，降低了蒸汽熱損失，回采期間，可提供驅動力和溶解降黏;②超臨界飽和CO2溶于原油使原油體積膨脹10%～30%，在提供驅替動力同時提高了采收率。

(4)防乳破乳作用。①油溶性降黏劑中的防乳化添加劑使超臨界飽和CO2在原油中的萃取能力呈級數增長，提高了蒸汽前緣輕組分含量，且蒸汽前緣輕組分、超臨界飽和CO2和降黏劑的存在可有效避免前緣乳化帶形成;②回采過程的溫度、壓力下降增強了原油乳化性能，超臨界飽和CO2和油溶性降黏劑不斷擴散和溶解可有效消除原油乳化形成，提高原油流動性。

2 HDCS強化采油技術驅替評價及參數優化

2.1 降低近井地帶原油黏度

先期注入油溶性復合降黏劑和CO2可實現對水平井近井地帶和中距離地帶的有效降黏。注完CO2悶井期間，由于近井地帶溫度回升，CO2由液態轉化為超臨界狀態，其良好的傳質作用在擴大自身降黏范圍的同時，也擴大了降黏劑的降黏范圍，可提高降黏效果。根據數模研究結果，二者協同作用在水平井3 m半徑內可使原油黏度下降至102mPa·s數量級甚至10 mPa·s數量級，為降低注汽啟動壓力提供條件。現場試驗數據顯示，先期注入的降黏劑和CO2可降低注汽啟動壓力2 MPa以上。

2.2 擴大熱波及范圍和前緣低黏區

2.2.1 滾動降黏接替

注汽后，近井地帶原油從油藏溫度迅速上升至300℃以上，形成了以溫度降黏為主的高溫降黏區;中近距離的稠油在蒸汽與CO2強攪拌條件及降黏劑活性成分作用下，形成了以水包油乳狀體系為主的乳化中高溫降黏區。根據勝利油區鄭411塊模擬結果，從油藏條件到注汽條件，超臨界飽和CO2溶解度從80 m3/m3下降至38 m3/m3。不斷析出、膨脹和外推的超臨界飽和CO2攜帶其萃取的輕質原油組分和降黏劑擴散至不飽和前緣，溶解于不飽和原油中，降低了遠端冷油黏度形成低溫復合降黏區。這3個區域隨著注汽的進行，不斷向外擴展，形成滾動降黏接替。

2.2.2 高效熱量傳遞

從油藏條件(壓力為13 MPa、溫度為70℃)到注汽條件(壓力為20 MPa、溫度為300℃)過程中，超臨界飽和CO2攜帶著熱量以遠高于蒸汽的速度穿過飽和CO2區向遠端擴散，將大部分熱量傳遞給遠端原油，可提高蒸汽熱傳遞效率。CO2快速擴散同時，由于CO2與原油、蒸汽的密度差異造成重力分異，形成縱橫向熱對流，提高了換熱效率，進一步提高了蒸汽熱利用率。

2.2.3 改善地層及流體的滲流能力

(1)氣頂驅動和膨脹增能作用。回采過程中，混合氣頂彈性驅動減緩了地層壓力的下降。隨著溫度、壓力的降低，混合氣頂又溶解于原油中，起到降黏作用，有利于原油回采，這一點對于薄層油藏尤為重要。

(2)CO2溶于水和原油中，熱采環境下可增大地層滲透率。

2.3 HDCS強化采油技術對比評價

利用單管和雙管物理模型開展蒸汽、CO2+蒸汽、N2+蒸汽、油溶性復合降黏劑+CO2+蒸汽(即HDCS)4種注入方式的驅替效率的對比評價實驗。研究結果表明:與常規蒸汽驅相比，采用HDCS強化采油技術能夠大幅度提高采收率，且單管驅替效率可從30%上升至94%。在蒸汽驅轉DCS驅替單管試驗中，更換方式也可提高驅替效率40%以上。由此證明，HDCS強化采油技術不僅可以提高超稠油儲量動用率，還可以在已開發油田大幅度提高采收率。

2.4 HDCS強化采油技術參數優化

選取勝利油田王莊油田鄭411塊油藏地質條件，采用加拿大CMG軟件公司的Stars模擬器，研究了超臨界飽和CO2、降黏劑、注汽強度等注采參數對特超稠油油藏開發效果的影響。在此基礎上，對HDCS強化采油技術的進行參數優化。

優化后的HDCS強化采油技術(蒸汽吞吐)參數為:水平段長度為150～200 m;油溶性降黏劑注入量為0.2～0.3 t/m;CO2注入量約為0.75 t/m;注汽強度為12.5～15.0 t/m;水平井位于油層中下部(距頂2/3);極限開采層厚為3.5 m。

3 HDCS強化采油技術推廣及效益分析

3.1 推廣應用情況

HDCS強化采油技術集成了高分子化學、油田化學、高等分析、鉆井工程、采油工程、油藏工程、熱能工程等多學種理論和方法，是1項集多學科、多理論于一體的新型開采技術。截至目前，HDCS強化采油技術已在勝利油區王莊油田的鄭411、坨826，樂安油田的草109、草705、草104、草南和單家寺油田的單133等區塊得到推廣應用。新增動用儲量為6 411×104t，新建產能為86.5×104t。從生產情況看，一周期平均單井采油量為1 494 t，周期油汽比為0.75，周期回采水率為0.70。二周期平均單井采油量為2 015 t，周期油汽比為1.02，周期回采水率為1.0，平均單井日產油量為10.7 t/d。

HDCS強化采油技術預計在勝利油區可實現1.2×108t特超稠油儲量的動用，預計新建產能為130×104t。該技術也可推廣應用于國內同類型稠油油藏，預計可新增動用儲量為4×108～5×108t。此外，物理模型研究結果證明，該技術可大幅度提高稠油不同方式轉換后的油藏采收率，為蒸汽吞吐和蒸汽驅后續開發方式的轉換提供了新思路。

3.2 應用效益分析

(1)經濟效益。通過先導試驗及工業化推廣應用，HDCS強化采油技術已在勝利油區累計增油112.6×104t，實現利潤19.14×108元，預計最終可增產原油2 160×104t。隨著國內外類似油藏的開發動用，該技術的經濟效益將會越來越顯著。

(2)社會效益。特超稠油HDCS強化采油技術是一項全新的稠油開發技術，它攻關創新并成功進行了工業化推廣，引領了國內外中深層特超稠油的開發，提高了我國在稠油開發領域的科技競爭力，展示了中深層特超稠油開發領域的理論和技術水平，對能源安全、技術儲備、自主創新能力具有重要意義。

4 結論

(1)HDCS強化采油技術是經過長期的攻關創新與實踐，逐步形成的一套適合中深層特超稠油開發的配套技術，該技術能實現50℃地面脫氣原油黏度在20×104mPa·s以上、埋深1 000～1 500 m特超稠油油藏的有效開發，填補了國內外在中深層特超稠油開采領域的空白。

(2)HDCS強化采油技術理論創建了水平井、降黏劑、CO2與蒸汽4者之間協同降黏、混合傳質和增能助排的新型開發模式，為中深層特超稠油的開發提供了科學依據。

(3)運用數值模擬、極限指標控制理論及現場試驗，使特超稠油的吞吐極限油層厚度達到3.5 m，創新了中深層特超稠油熱采開發技術界限。

(4)SLKF高效油溶性復合降黏劑在油層條件下對特超稠油的降黏率達到80%以上，且隨溫度、含水上升，降黏率持續增強。

(5)HDCS強化采油技術為稠油油藏不同開發方式轉換提供了技術思路。

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