低滲稠油化學劑輔助二氧化碳吞吐技術研究與應用
——以L油田為例

2021-06-25 07:51:10吳捷

石油地質與工程 2021年3期

吳捷

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司工程技術研究院，遼寧盤錦 124010）

目前我國大部分中深低滲稠油油藏，受埋深、滲透率等因素影響，普遍采取壓裂投產，油井呈現為初期產能高、高產穩產期短、產能遞減快的特征，分析認為彈性能量衰竭快、水驅效果差、原油黏度高流動性差，是該類油藏產能驟減的主要原因[1-3]。針對上述生產矛盾，本文以L油田為例，開展了低滲稠油化學劑輔助二氧化碳吞吐技術研究，為低滲稠油油藏提高采收率提供了一種新的技術方法。

1 L油田概況及低產原因分析

1.1 L油田概況

L油田為構造巖性斷塊低滲稠油油藏，含油層位為沙三段Ⅱ油組+Ⅲ油組，油藏埋深2 700.0～3 100.0 m，孔隙度4%～25%，滲透率1×10-3～ 426×10-3μm2。開發方式以注水開發為主，可動用地質儲量為124.40×104t，儲層地層壓力系數1.12，為高壓儲層，地層溫度梯度3.4 ℃/100 m，地層水礦化度較低；儲層巖石膠結類型以孔隙式為主，其次為接觸-孔隙式，黏土礦物總含量10%，成分以高嶺石為主。

1990年6月至2014年6月為試油試采階段，大部分油井初期日產量較高（最高可達20.00 t），含水低，產量下降較快；2014年6月后，產量持續下降，實施注采層系優化調整后，產量下降趨勢未得到遏制，開發形勢較差。

1.2 低產原因分析

1.2.1 儲層水敏性強，傷害嚴重

L油田儲層屬于強水敏地層，黏土礦物總含量10%，其中高嶺石含量高達66%，抗機械能力不高，在流體的流動沖擊下，分散成鱗片狀的微粒，遇水后坍塌、運移，在孔喉連接處發生堆積，形成喉間“搭橋”，堵塞流體滲流通道，傷害地層滲透率。

1.2.2 長期彈性開采，地層虧空嚴重

L油田開發層位為沙三段Ⅲ油組，共有油井14口，水井6口，整體注水壓力較高，均超過25 MPa，欠注水井多。受邊界效應和水井欠注影響，L油田井網動用程度僅為5%。常規水力壓裂井高產期短、產量遞減較快，壓裂投產初期平均日產油9.10 t，目前平均日產油0.98 t，低滲儲層、異常高壓、外圍能量補充較緩慢導致了該井區的整體產出能力差，目前平均地層壓力系數為0.65。

1.2.3 普通稠油，油水流度比大，水驅效率低

L油田原油為普通稠油，地面原油密度0.92 g/cm3，50 ℃原油黏度383 mPa·s。由于中深低滲油藏調驅工藝受溫度、滲透率、壓力等限制，實施注采層系優化調整后，含水率仍較高，無法進一步提高水驅效果。

2 化學劑輔助二氧化碳吞吐技術

針對L油田儲層存在的問題，確定優選高效化學劑對儲層填隙物溶蝕，然后配合大規模二氧化碳吞吐充分溶解原油、膨脹補充地層能量[4-5]，再利用配套化學劑對儲層原油物性進行改善，提高其流動性能，綜合作用對儲層和流體進行改造。

2.1 孔隙填隙物高效溶蝕

配制不返排酸體系解除已經產生的儲層堵塞，對儲層黏土中的高嶺石溶蝕消除，輔助各種抑制劑，氟硅酸鉀抑制劑和鐵離子鰲合鐵血鹽（對鈣、鎂、鐵離子等金屬離子具有良好的螯合分散作用，不形成二次沉淀），消除儲層二次傷害，對儲層填隙物進行高效溶蝕，深部溝通，解決儲層水敏傷害。通過對L1井的巖心薄片溶蝕實驗（表1）和電子探針分析（圖1）發現，薄片中Si、Al、O、C元素含量明顯減少，說明儲層填隙物中高嶺石可進行有效溶蝕，溶蝕后薄片孔隙明顯增多，可有效提高滲透率和油流通道。

圖1 酸蝕前后電子探針分析對比

表1 L1井的巖心薄片溶蝕前后元素分析對比

2.2 油水兩相降黏劑，靜態降黏，高效洗油

在地層條件下，降黏劑不具備剪切、攪拌條件，限制了降黏劑與地層原油的接觸空間和降黏效果[6-8]，因此針對儲層條件和油品特性，優選油水兩相降黏劑，其機理是將油溶性表面活性劑通過改性合成，使其在水中變為緊密離子對結構，既可部分溶于水，又具有強親油能力，復配加入水中可形成微乳油滴，遇到稠油具有極強的滲穿能力。針對性選取降黏劑，室內實驗降黏率可達85%以上。

同時降黏劑驅具有較強的降低界面張力的能力，降低了大片稠油的流動阻力，使大油滴變形運移，溶解形成的油滴在降黏劑溶液的驅動下向前運移，并對附近的油膜產生助推作用，剝離油膜，如此反復進行，有效提高洗油效率[9-11]。

2.3 液態二氧化碳吞吐，膨脹補能

L油田經多年天然能量開發，注采連通性差、注水效果差，地層能量未得到及時補充，液態二氧化碳進入地層氣化后能有效補充地層能量，同時溶于原油后亦可達到降黏、提高原油流動性的作用。

3 應用實例

3.1 措施井生產概況

L1井2014年1月壓裂投產，油藏埋深2 893.0～2 950.0 m，射孔厚度11.6 m，儲層平均孔隙度21%，平均滲透率115×10-3μm2，投產初期日產油12.00 t，隨后產液量、產油量逐步下降，至2018年7月措施前累計生產1 657 d，累計產油6 762.00 t，日產液1.60 t，日產油1.08 t。

3.2 注入工藝設計

結合油井動靜態資料（地質資料、油層資料、油層流體性質資料、射孔數據、生產數據、完井與油藏改造資料等），建立單井徑向模型。模型采用非平衡初始化方法，所建立的數學模型可以用于后續方案預測及參數優化，優化后的參數為：依次注入不返排酸500 m3、降黏劑800 m3、液態二氧化碳800 m3、降黏劑400 m3，最佳悶井時間20 d。

3.3 二氧化碳注入排量優化

為提高整體施工效率，使用3臺2500型壓裂車組高排量泵注液態二氧化碳，同時考慮液態二氧化碳摩阻遠高于化學劑，利用軟件對二氧化碳排量進行優化，如表2所示。當二氧化碳排量為3.0 m3/min時，預測井口壓力為40.84～49.63 MPa，滿足井下管柱和井口強度要求。

表2 二氧化碳施工排量優化

3.4 試驗井效果分析

2018年7月26日，在L1井實施化學劑輔助二氧化碳吞吐，使用壓裂車組進行泵注，施工壓力曲線如圖2所示。階段1：不返排酸（500 m3）+降黏劑（800 m3）,泵注壓力40.00～48.00 MPa；階段2：二氧化碳（800 m3）,泵注壓力40.00～42.00 MPa；階段3：降黏劑（400 m3），施工壓力40.00～48.00 Mpa，泵注結束后悶井20 d，使不返排酸與地層填隙物充分反應，疏通孔喉；降黏劑與地層原油充分反應，降黏提高地層原油流動性能、高效洗油，提高剩余油動用程度；二氧化碳充分溶于原油，形成溶解氣驅，在地層溫度、壓力條件下二氧化碳氣化補充地層能量。

圖2 各階段泵注曲線特征

L1井初期放噴日產油最高可達10.00 t，油井油套壓力上升明顯，表明地層能量得到了有效補充，油井具有很好的生產潛力。由圖3可知，措施后平均日產油4.90 t，提高到措施前產量的4.5倍。截至2020年8月，措施后累計產油量為3 643.00 t，對比增油2 841.00 t，投入產出比為1.0∶2.2，取得了良好的經濟效益。目前該井已穩產742 d，分析認為該措施不僅為本井補充能量、疏通孔喉，同時溶蝕劑、降黏劑在液態二氧化碳的攜帶下[12]，大體積疏通注水驅動通道，改善原油流動性，提升了水驅效果；其中，剛性補能充足，是本井穩產時間較長的主要原因。