稠油配套工藝改進與探索

（中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600）

1 稠油開發(fā)現狀

1.1 濱南稠油概況

濱南采油廠稠油油藏主要包括單家寺、王莊油田，主要開發(fā)層系是館陶組、東營組、沙一段、沙三段。探明稠油地質儲量12995.8 萬噸，動用地質儲量10972.15 萬噸，可采儲量2576.9 萬噸，采收率23.5%。

濱南采油廠稠油特點是油藏類型多、產量占比大、動用地質儲量占比大，稠油油藏動用地質儲量10972.15 萬噸，占采油廠動用儲量的25%。稠油產量占比大，從產量看，稠油2018 年產油量73.09 萬噸，占采油廠年產量的38.3%。因此稠油油藏穩(wěn)產、增產對采油廠發(fā)展具有重要意義。

1.2 濱南稠油開發(fā)現狀

目前稠油開井634 口，73%油井吞吐超過7 周，這部分井所占儲量占稠油總儲量的87.5%，產量占稠油總產量的78.8%。從遞減看，油井周期遞減加大，由初期的4.7%增長到目前的9.7%，同時油汽比降低，穩(wěn)產難度日益增大[1]（如圖1-1 所示）。

1.3 稠油技術發(fā)展歷程

“十五”以前，稠油采用普通蒸汽吞吐開發(fā)技術；“十五”期間，針對敏感性稠油油藏采用了強化防膨技術，超稠油油藏采用強化降粘技術；“十一五”期間，特超稠油配套HDCS 技術，薄互層稠油配套薄層水平井單層開發(fā)技術，普通稠油進行間歇蒸汽驅技術試驗；“十二五”期間，強邊底水稠油配套強邊底水稠油水平井開發(fā)技術，低滲強水敏稠油配套低滲稠油壓裂防砂熱采技術，低滲稠油配套水平井+分支水平井開發(fā)技術。

“十三五”以來，面對低油價、“氣代油”等不利因素，通過轉變開發(fā)理念，創(chuàng)新技術，實施存量“增效創(chuàng)效”工程，保持了稠油產量的穩(wěn)定。主要配套了綜合提效技術：氮氣泡沫、化學復合吞吐、酸化解堵、組合吞吐等，并對新技術進行了攻關探索[2]（如表1-1 所示）。

2 稠油配套工藝改進與探索

2018 年，面對復雜油藏狀況，單一工藝技術實施存在局限性，因此針對不同階段突出問題，應優(yōu)化工藝技術集成配套，通過強化高效開發(fā)技術的提升和引進，進一步控遞減、挖潛力，從而實現稠油開發(fā)提質提效。

主要開展了以下工作：對氮氣泡沫進行改進升級，應用優(yōu)化熱化學復合吞吐，組合提升酸化解堵技術，并積極探索微生物吞吐技術。

2.1 氮氣泡沫調剖技術

氮氣泡沫調剖技術是利用氮氣泡沫重力分異、遇水穩(wěn)定遇油不穩(wěn)、破滅再生等特點，針對縱向非均質性以及蒸汽超覆的影響造成儲層動用不均，調整吸汽剖面，來改善吸汽及產液剖面。工程風險小、措施有效率高，是目前熱采堵調主導工藝技術。

近年來，在鄭364、鄭366、鄭41 等多薄層稠油區(qū)塊累計實施48 井次，增油1.2 萬噸，增效2652 萬元。

在應用過程中，通過現場實施情況，總結了氮氣泡沫技術的油藏適應條件及不同油井的適用性。

表2-1 氮氣泡沫技術的油藏適應條件

氮氣泡沫調剖油井的適用性：

①汽竄初期：調剖延緩水竄通道的形成；

②受弱邊水影響井：吞吐期生產末期供液相對較差、液量較低的油井；

③層間差異大：對儲層非均質性強的油井泡沫調剖，實現均勻吞吐，可防止因局部動用程度過大造成邊水快速突破。

氮氣泡沫調剖油井的局限性：

①超稠油井：原油粘度高，暫堵高滲層所需壓差大，泡沫劑封堵達不到要求。

②強邊水井：泡沫封堵強度低，對強邊水封堵能力差。

③同井多輪次調剖、汽竄嚴重井：泡沫劑封堵壓差較小，多井嚴重汽竄，形成大孔道，影響調剖效果。

圖1-1 稠油周期產油量變化柱狀圖

表1-1 稠油配套工藝現狀

圖2-1 不同泡沫體系阻力因子

因此2018 年從增加泡沫的穩(wěn)定性，提高封堵強度的角度來對氮氣泡沫調剖技術進行改進，其中：①分級泡沫調剖（中低強度）：采用不同適溫泡沫劑，同等成本加大泡沫劑用量；②聚硅納米顆粒+高溫泡沫體系（中等強度）：利用聚硅納米顆粒提高泡沫液膜的穩(wěn)定性，從而提高泡沫強度；③弱凝膠+高溫泡沫體系（高強度）：利用凝膠的穩(wěn)泡作用，提高泡沫強度，進一步提高封竄效果。

2.1.1 分級泡沫調剖技術

根據吞吐溫度場具有“近高遠低”的特點，開展氮氣泡沫分級調剖技術。利用高低溫堵劑組合，同等成本增加泡沫劑用量，提高調剖效果。通過氮氣泡沫分級調剖技術的實施，增強了氮氣泡沫調剖技術在超稠油油藏的適應性，在單56塊應用6 井次，增油5 井次，措施有效率提高至83.3%[3]。

2.1.2 聚硅納米顆粒+高溫泡沫體系

聚硅納米顆粒可以有效增加在泡沫液膜在液體中的穩(wěn)定性，增強泡沫的阻力因子，減緩泡沫半衰期。通過聚硅納米顆粒增強泡沫的穩(wěn)定性和有效期，有效提高了泡沫在強邊水油藏的適用性，在單10 應用4 井次，綜合含水由96.6%下降至90.2%，日增油2.1t。

2.1.3 弱凝膠+高溫泡沫體系

圖2-2 納米顆粒穩(wěn)泡劑對泡沫半衰期的影響

圖2-3 SJSH10X124 和SJSH10X125 生產曲線

圖2-4 組合堵調優(yōu)選模板

弱凝膠+高溫泡沫體系主要針對同井多輪次調剖、汽竄嚴重井，利用泡沫的賈敏效應和凝膠穩(wěn)泡作用，擴大封堵范圍，實現深部調堵，具有蒸汽流場調整、增加地層能量、助力地層排液等多重功效。其機理是將起泡劑溶于成膠前的凝膠溶液中，注入地層后再注入氣體，在地層中先產生泡沫，隨后發(fā)生膠凝，產生以凝膠為分散介質的泡沫。泡沫的液膜由凝膠產物形成，具有泡沫和凝膠雙重特性，但含氣率較小（40%～60%），適用于封堵高產液量含水層和中、高滲層。

典型井：SJSH10X129 井組

單10X122 井區(qū)館下段井2015 年底至2016 年初投產，目前單井生產3-5 周期，處于熱采開發(fā)初期階段。由于層間差異大，平面矛盾突出，井間互相汽竄嚴重，井數多、頻次高，降低了蒸汽熱利用率，嚴重影響油井生產、注汽質量[4]。

治理對策：

（1）泡沫凝膠封堵：因汽竄嚴重，多向汽竄，優(yōu)化泡沫凝膠用量提高到150m3，封堵汽竄通道。

（2）連 注 連 采：SJSH10X129、SJSH 10X134、SJSH 10X 1303 口井連注連采，減少井間干擾。

取得效果：

（1）汽竄減少4 井次：10X129 →10X134、10X129 →10X130、10X130 → 10X129、10X134 → 10X129。

（2）3 口連注連采井油汽比同期對比提高0.03。

圖2-5 單10 平412 周期含水變化曲線

圖2-6 單56 塊新投井生產曲線圖

（3）調整了蒸汽流場，對波及差方向產生蒸汽驅作用，井組增油230t。

2.1.4 組合堵調優(yōu)選模板

根據蒸汽流場形態(tài)形成的成因以及各種強度氮氣泡沫組合堵劑的油藏適應性，結合油藏數模計算結果，形成組合堵調優(yōu)選模板。對于級差小于4 的普通稠油采用常規(guī)氮氣泡沫調剖；對于井距大于200 米，級差4-7 之間的采用分級泡沫調剖；對于井距100 米-200 米之間，級差7-11之間的采用聚硅納米顆粒+高溫泡沫體系，對于井距小于100 米，級差大于11 的采用弱凝膠+高溫泡沫體系。

2.2 熱化學復合吞吐技術

熱化學復合吞吐技術其主要機理是采用“相似相溶”原理，以芳烴類溶劑為主要組分，增加稠油連續(xù)相比例，降低稠油膠束尺寸，從而降低體系粘度。適用于特稠油、超稠油和特超稠油的近井解堵及流動啟動。

針對油層薄、粘度高造成周期短、產量低問題，近年來采取“蒸汽+高效助采劑”的熱化學復合吞吐模式，降低表面張力、提高洗油效率，在單2、單10 館陶、單56 等區(qū)塊應用58 井次，增油7994 噸，增效1656 萬元。

熱化學復合吞吐技術的適用性：

①薄層、中高滲油藏：地層散熱快，導致周期短、產量低。

②低滲、超稠油油藏：注汽啟動壓力高、質量差，儲層動用率低。

熱化學復合吞吐技術的局限性：

①強邊水超稠油油藏井：輔助藥劑難以接觸剩余油，有效期短，增油效果差。

②薄層多輪次吞吐井：近井地帶反復吞吐，剩余油較少，波及范圍小。

③汽竄嚴重井：注入藥劑沿高滲帶突進，無法有效接觸剩余油。

因此2018 年從擴大降粘劑波及范圍，增加藥劑與剩余油接觸比來對熱化學復合吞吐技術進行改進，其中：①輔助泡沫堵水：利用泡沫前置暫堵水竄通道，蒸汽伴注降粘，擴大波及范圍；②氮氣輔助：輔助氮氣，以擴大蒸汽及熱水帶的加熱體積，促進藥劑擴散；③實施方案調整:調整注汽前期伴注段塞，改為中間段塞輔助藥劑，提高與剩余油的接觸比。

2.2.1 泡沫暫堵

針對強邊水井超稠油油藏井，利用泡沫增加了汽相的表觀粘度，降低蒸汽的流度，使蒸汽及輔助藥劑轉向流入目的層，從而有效提高了蒸汽的波及系數，改善輔助藥劑的驅油效率。在單2 沙三應用5 井次，含水下降4%，階段油汽比提高0.03，階段增油1560t。

2.2.2 氮氣輔助

針對薄層多輪次吞吐井，利用前置氮氣優(yōu)先進入高滲地層，增加了高滲層的滲流阻力，使蒸汽氣和藥劑溶液轉向而流入低滲地層，擴大井底波及范圍，增加措施效果。在單10Ng 應用6 井次，平均注汽量減少180t，油汽比提高0.04，累增油2869t。

典型井：SJSH10P412

存在問題：該井由于邊水突進高含水，周期含水由75.8%上升至目前95.7%。

治理對策：前置氮氣泡沫排水+伴注降粘劑，提高降粘效果。

采取措施后生產周期大幅度提高，目前已生產308 天，周期累油增加617t、油汽比增加0.16，綜合含水下降2.7%。

圖2-7 SJ56-14X2、SJ56-16X2 井位圖

圖2-8 SJ56-14X2、SJ56-16X2 生產曲線

2.2.3 施工方案調整

針對汽竄井，進行施工方案調整，調整前置伴注段塞，改為中間段塞輔助藥劑，避免前期伴注藥劑進入非目的層，提高與剩余油的接觸比，擴大藥劑波及范圍，增加措施效果。單56 塊應用6 井次，階段油汽比提高0.03，階段增油1857t。

2.3 酸化解堵技術

針對微粒運移、近井地帶存在固相及有機質污染等問題，采用復合解堵引效。復合解堵即微乳解有機質，復合緩速酸解固相。

近年來，在鄭41、單10 館陶、單2 沙一等區(qū)域，實施酸化解堵措施53 口，措施成功率86.3%，油汽比提高0.1，累計增油1.4 萬噸，增效2700 余萬元。

酸化解堵技術的適用性：

①細粉砂巖膠結疏松，細粉砂運移堵塞濾砂管和近井地帶充填層。

②儲層泥質含量高，水敏，粘土顆粒膨脹、運移，堵塞濾砂管。

酸化解堵技術的局限性：

①水平井：水平段長，少量酸液不能進入目的層。

②地層漏失嚴重井：酸液容易漏失，影響措施效果。

③物性較差井：物性差，單一少量酸液不能解決根本問題。

因此2018 年采用加合增效手段，提高酸化解堵效果，其中：①前置泡沫酸：通過加大泡沫劑用量，暫堵高滲通道，有效擴大酸液處理范圍；②氮氣、降粘劑輔助：在酸液處理地層的同時，輔助氮氣、降粘劑采用加合增效手段進行增能、降粘。

2.3.1 前置泡沫酸

針對地層虧空大，漏失嚴重的油井，對酸化解堵措施配套前置泡沫工藝（加大泡沫劑用量），同時實施地面預制泡沫酸，暫堵漏失層，提升措施應用效果。在單2 沙一、鄭41 塊等應用11 井次，平均注汽量減少180t，油汽比提高0.1，階段增油1575t。

2.3.2 氮氣、降粘劑輔助

單56 塊2017 年新投井位于區(qū)塊邊部，儲層物性相對較差，地層壓力低，原油粘度高，地層受泥漿污染，導致注汽壓力高干度低，注汽質量差，井口溫度低，遞減快，周期生產時間短。單一酸化解堵措施不能起到較好的效果，因此輔助氮氣增能助排、降粘劑降低注汽壓力，采用綜合措施提高生產效果。

典型井：SJ56-14X2、SJ56-16X2

因兩井為加密井，位于邊部，物性較差。同時由于地層虧空，鉆井時泥漿漏失嚴重，導致地層堵塞。生產前兩周期時間短，周期產量低。

第3 周采取ANFS 措施，解除濾砂管及近井地帶堵塞，同時輔助氮氣和降粘劑增加地層能量、降低原油粘度，提高效果。措施后，兩口井液量、油量增加效果明顯；周期結束，合計增油1020t，油汽比提高0.34。

表2-2 微生物采油適用范圍

表2-3 物模實驗評價

圖2-9 SJSH14X73 微生物吞吐生產情況

圖2-10 SJSH14X59 生產曲線

2.4 微生物冷采技術

微生物采油及利用微生物對原油的分解作用及代謝產物的降粘作用，降低原油粘度，提高流動性，同時產生生物表面活性劑，改變巖石潤濕性，提高洗油效率及產生有機酸和有機溶劑，解除巖石堵塞。具有以下特點：成本低（5-10 萬/井）、操作方便、有效期長、不傷害儲層。通過室內研究及現場試驗明確其適用范圍。

根據微生物適用范圍，優(yōu)選應用區(qū)塊。結合應用區(qū)塊微生物菌屬，進行微生物配方體系篩選。實施過程并根據不同油井特點進行模式細化：

①油稠、低液井：采用微生物菌液+激活劑+二氧化碳進行降粘和補充能量；

②高含水井、低效熱采井：采用微生物菌液+激活劑+功能性激活劑進行堵水、降粘、調剖；

③平面差異大地層堵塞井：采用菌液+激活劑+二氧化碳+酸進行解堵、降粘、補充能量。

措施前開展了室內評價，針對油藏較為豐富的內源微生物菌屬及微生物群落結構特點，進行前期分析，確定區(qū)塊的菌群激活方向（嗜烴、乳化產氣功能菌為主)。同時通過室內試驗，篩選激活劑配方體系。通過篩選外源菌與內源菌復配，最終形成內外源微生物復合吞吐體系增強來促進微生物體系的產氣量及對原油的洗油及降粘效果，復合體系降粘率可以達到99%。

通過一維管式模型，模擬油藏條件，加入不同量的激活劑配方+外源菌發(fā)酵液，形成內外源微生物復合體系，最高可提高驅替效率8.85%，采出程度達60.4%。

2015 年以來開展微生物冷采先導實驗17 井次，累計增油6949t。從降粘效果看，降粘率在90%以上，從菌濃看，菌量增加100 倍以上。從生產效果看對于注采井網完善、粘度高含水較低的油井，增油提效效果明顯，日增油2.8t。對于高含水、低效熱采井未見到明顯增油效果。

2.4.1 低液高粘井：SJSH14X73

SJSH14X73 井原油粘度高，油藏溫度高，滲透率低，注水不見效。因此利用微生物降低原油粘度，疏通近井地帶堵塞，并輔助CO2 增加地層能量。

措施后，該井原油粘度大幅降低，動液面上升。通過兩次微生物吞吐有效期已超過1177 天，累計增油4153t。

2.4.2 低液停產井：SJSH14-016

SJSH14-016井原油粘度大，驅替難度大，低產低液關井；注水井對應差，在斷層邊，地層能量不足。因此利用內外源微生物復合吞吐有效降粘，疏通近井堵塞，注入CO2 增能提液。

措施前低液關井，實施微生物吞吐后日液10.9t、日油5.9t、含水45.5%，菌濃達到4.2×108 個/mL，原油粘度由11952 mPa.s降低到1270mPa.s，降低90%，提液增油效果顯著。

2.4.3 低效熱采井：SJSH10-15X1

SJSH10-15X1 井前期采用蒸汽吞吐開發(fā)，由于其位于斷層邊部，儲層發(fā)育不好導致目前液量較低，高含水。因此利用內外源微生物復合吞吐有效降粘，注入CO2 增能提液。

SJ10-15X1 井實施微生物吞吐前4.8t/0.3t/93.4%，實施后4.8t/0.4t/91.8%，從該井看，沒有見到明顯效果。但是鄰井SJSH10X10 井，在SJ10-15X1 開始注微生物后油量開始增加，該區(qū)塊屬于中高孔滲，滲透率較大可能存在注竄的可能性，截止目前SJSH10X10 井增油151 噸。

2.4.4 高含水井：SJSH14X59

SJSH14X59 井含蠟高，注水井對應好，高含水。因此對該井注功能性激活劑進行堵調，內外源微生物疏通近井堵塞。措施后液量下降，說明功能性激活劑具有一定的堵水作用；但是含水下降不明顯，分析認為一方面堵劑強度低，未能起到良好的封堵作用，另一方面低滲層進入堵劑，原油與微生物無法有效接觸。下步建議作業(yè)卡封ES44 小層，對ES43 小層微生物解堵降粘。

2.4.5 微生物冷采取得的階段認識

（1）通過微生物吞吐，能夠有效降低原油粘度（降低到原粘度的1/10），有效提升油井開發(fā)水平。

（2）水驅稠油：對注采井網完善、含水較低的油井，增油提效效果明顯。注采井網不完善，或者含水較高的油井，有效期較短。需要配套增能助排或者堵調工藝技術。

（3）多輪次吞吐熱采稠油，地層虧空大，能量低，波及范圍小，有效期較短。可以配套增能助排、或探索微生物驅。

（4）微生物堵水強度較低，存在局限性，需要進一步研究。

3 下步工作打算

面對“氣代油”后天然氣供應不穩(wěn)定及成本縮減對熱采稠油帶來的新挑戰(zhàn)，積極“轉觀念、轉方式”，立足做優(yōu)做強存量，加大成熟技術推廣力度，同時做好接替技術探索研究和技術儲備，結合雙低單元治理，進一步提高稠油開發(fā)效果。

3.1 加大成熟工藝配套，強化存量增效

針對制約稠油油汽比及效益提升的主要矛盾，2019 年以提高開發(fā)效益為中心，堅持低成本開發(fā)戰(zhàn)略，繼續(xù)實施分層注汽、組合注汽及氮氣輔助吞吐等成熟工藝技術的應用，改善稠油開發(fā)效果。

3.2 強化雙低單元治理，建立示范引領

今后按照“開發(fā)有潛力、技術有支撐、地面可配套、評價有效益”的原則，針對低效問題，優(yōu)選3 個具有代表性的稠油熱采單元進行專項治理。覆蓋儲量648 萬噸。工作量35 井次，采油速度由0.11%提高到0.45%，年增油3.03萬噸，增加可采儲量25 萬噸。

3.3 加強難點技術攻關，實現治理突破

3.3.1 廉價堵劑堵調

目前汽竄現象不斷加劇，注汽熱利用效率降低，嚴重影響稠油開發(fā)效益。針對汽竄嚴重的情況，開展了汽竄封堵試驗，取得了一定效果，但是費用高，難以大規(guī)模推廣，因此需要對廉價堵劑進行技術攻關。

目前采油廠污油泥來源廣泛，可用做廉價堵劑主材。利用現場的污油泥進行室內試驗，優(yōu)選復配懸浮劑、固化劑等藥劑，最終形成污油泥堵調體系，達到降低措施成本、提高措施效益的目的。

2019 年計劃在單56 塊開展試驗，實施廉價堵劑封竄，為治理汽竄做好技術儲備。

3.3.2 化學驅技術探索研究

單83 館陶老區(qū)前期采用蒸汽驅開發(fā)，目前采出程度高達37.8%；含水高達95.1%，高含水停井10 口導致開發(fā)效益差，完全成本2536 元/噸。整體處于高含水（96%）、高采出程度（37.8%）、中低采油速度（0.29%）開發(fā)階段。可在單83 館陶老區(qū)選取4 個井組進行化學驅試驗。