勝利油田稠油開發(fā)技術(shù)新進展及發(fā)展方向

楊 勇

（中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015）

勝利油田稠油資源量豐富，主要分布在勝利東部的單家寺、樂安、孤島、孤東、金家等油田和勝利西部的春風、春暉、阿拉德等油田，自20 世紀80 年代初投入開發(fā)以來，針對不同油藏類型開發(fā)難點，通過持續(xù)攻關，形成了較為完善的稠油開發(fā)技術(shù)系列［1］，開發(fā)領域不斷拓展，稠油產(chǎn)量大幅上升，2009年稠油年產(chǎn)量突破400×104t，并連續(xù)12 a 穩(wěn)產(chǎn)400×104t 以上，截至2020 年11 月稠油累積產(chǎn)量達到1×108t?！笆濉币詠恚鎸Φ陀蛢r、高注汽成本的雙重挑戰(zhàn)，勝利油田在稠油老區(qū)提高采收率和質(zhì)量效益、西部淺薄層超稠油儲量有效動用等方面，開展了針對性的技術(shù)攻關，取得了較為突出的成果。

1 開發(fā)狀況

1.1 油藏特點

勝利東部稠油油藏類型多，地質(zhì)條件復雜，具有以下特點：①油藏埋藏深。根據(jù)中國稠油油藏埋深分類標準，勝利東部稠油油藏多屬于深層稠油，埋深大于900 m 的稠油儲量占東部總探明儲量的92%。埋藏深導致注汽壓力高，注汽井筒熱損失大，井底干度低，影響熱采效果。②油層厚度薄。與中外稠油油藏相比，勝利東部稠油油層厚度較薄，油層厚度小于6 m的儲量占東部總探明儲量的31.2%，如典型的薄互層稠油油藏陳373 塊，油層多（7～8層），單層?。?～6 m），注蒸汽開發(fā)地層熱損失大。③原油黏度跨度大。勝利東部既有普通稠油（50～10 000 mPa·s）、特稠油（10 000～50 000 mPa·s），又有超稠油油藏（>50 000 mPa·s）。其中王莊油田鄭411 沙三段地層溫度下脫氣原油黏度大于100 000 mPa·s，直井常規(guī)注汽壓力高，熱波及范圍小。

勝利西部稠油位于準噶爾盆地西緣，已動用儲量集中在春風油田，含油層系較為單一，與勝利東部稠油油藏對比，具有以下幾個明顯特點：①油藏埋藏淺。勝利西部稠油油藏埋深為160～600 m，屬于淺層稠油，原始地層壓力為2～6 MPa，難以建立有效生產(chǎn)壓差，人工舉升難度很大。②油層厚度薄。勝利西部稠油油藏儲層有效厚度均小于12 m，平均為6.1 m，單層有效厚度一般為2～6 m，熱采過程中熱損失大，單井經(jīng)濟極限井距大。③原油黏度大。勝利西部稠油油層溫度為23～34 ℃，地層溫度下脫氣原油黏度為20 000～180 000 mPa·s，屬于特-超稠油油藏，原始狀態(tài)下地層原油不能流動，直井蒸汽吞吐見到了峰值產(chǎn)量，但產(chǎn)量迅速遞減，經(jīng)濟效益差。

1.2 開發(fā)歷程

勝利油田稠油開發(fā)始于20 世紀80 年代初，可大致劃分為5個階段。

第1 階段為注蒸汽熱采先導試驗階段（1983 年至1985年）。1983年勝利油田組織配套科技攻關隊伍，以單家寺油田單2塊為先導試驗區(qū)，引進熱采蒸汽發(fā)生器，首次開展了蒸汽吞吐試驗，第一口試采井單2-1井放噴后獲得日產(chǎn)油量為100 t/d以上的產(chǎn)能，第一吞吐周期產(chǎn)油量為近2×104t，之后相繼投產(chǎn)25 口井，第一吞吐周期均獲得1×104t 以上產(chǎn)油量，為勝利油田稠油注蒸汽熱采開發(fā)技術(shù)邁出成功的第一步，相應的完井技術(shù)、防砂工藝、注汽工藝等得到初步配套。

第2 階段為注蒸汽熱采工業(yè)化開發(fā)階段（1986年至1995 年）。在單2 塊蒸汽吞吐先導試驗成功的基礎上，單家寺油田和樂安油田2 大稠油主力區(qū)塊相繼投入注蒸汽熱采開發(fā)，先后建成百萬噸級的稠油熱采基地。單家寺和樂安油田注汽開發(fā)的成功實踐，激發(fā)了注蒸汽開發(fā)稠油的熱情，金家、孤島、孤東、墾東等薄層砂巖稠油油藏相繼投入開發(fā)，到1995 年，勝利油田稠油熱采年產(chǎn)油量突破200×104t。期間，發(fā)展和配套了稠油注蒸汽開發(fā)的基本工藝裝備和手段，確立了注蒸汽開發(fā)方案的編制原則和優(yōu)化設計方法。

第3 階段為綜合調(diào)整發(fā)展階段（1996 年至2000年）。進入“九五”后，單家寺和樂安2大主力熱采油田進入高含水、高吞吐輪次開發(fā)階段，未動用特、超稠油油藏開采技術(shù)尚未配套，同時國際油價低迷，制約了新區(qū)產(chǎn)能建設的開展，稠油熱采產(chǎn)量逐漸下滑，勝利油田稠油開發(fā)轉(zhuǎn)入老區(qū)綜合調(diào)整階段。這期間針對稠油老區(qū)高含水、低油汽比、低采出程度等問題，開展了堵水調(diào)剖、化學輔助蒸汽吞吐、提高熱效率等對策研究，以及蒸汽驅(qū)、火燒油層等大幅度提高采收率技術(shù)試驗。

第4 階段為快速發(fā)展階段（2001 年至2015 年）。這個階段勝利油田稠油開發(fā)理論技術(shù)得到了快速發(fā)展，產(chǎn)量大幅上升，到2013 年稠油年產(chǎn)油量突破500×104t，稠油新技術(shù)產(chǎn)量貢獻占當年稠油產(chǎn)量的93.7%。在稠油老區(qū)開發(fā)方面，形成稠油非達西滲流理論和熱化學復合開發(fā)理論，指導形成了井網(wǎng)加密技術(shù)、低效水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)熱采開發(fā)技術(shù)和化學蒸汽驅(qū)等提高采收率技術(shù)［2-4］。在新區(qū)開發(fā)方面，攻關形成薄層稠油水平井開發(fā)技術(shù)、深層特超稠油HDCS開發(fā)技術(shù)、敏感性稠油近熱遠防開發(fā)技術(shù)、淺薄層超稠油HDNS 開發(fā)技術(shù)［5-11］，階段累積動用特超稠油、薄層稠油、強水敏稠油等難動用地質(zhì)儲量達2.35×108t。

第5 階段為提質(zhì)增效與轉(zhuǎn)換開發(fā)方式階段（2016 年至今）。經(jīng)過多年開發(fā)，稠油老區(qū)進入高吞吐輪次階段，油汽比逐漸下降，同時面對低油價和高制汽成本的雙重挑戰(zhàn)，無效井、低效井比例增多，開發(fā)效益變差，新區(qū)產(chǎn)能建設和熱采注汽量減少，需要提質(zhì)增效和轉(zhuǎn)換開發(fā)方式。期間加大優(yōu)化力度，形成高輪次吞吐后組合吞吐［12］、邊水稠油分類調(diào)剖、底水稠油周期采油等提質(zhì)增效技術(shù)，提升了稠油熱采質(zhì)量效益，同時轉(zhuǎn)換開發(fā)思路，攻關稠油降黏冷采等非熱力開發(fā)技術(shù)。

2 開發(fā)技術(shù)新進展

“十二五”以來，勝利油田在繼續(xù)加大成熟技術(shù)推廣應用的同時，針對西部淺薄層超稠油如何有效動用、東部深層稠油開發(fā)效益變差和采收率低等問題，持續(xù)加強技術(shù)攻關，取得了新進展。

2.1 淺薄層超稠油HDNS開發(fā)技術(shù)

2009 年開始，勝利油田在“擴大準西、突破準北、推進準中、準備準東”戰(zhàn)略方針指導下，在新疆準噶爾盆地西緣相繼發(fā)現(xiàn)了多個較大型油田，春風油田便是其中之一。春風油田屬于淺薄層超稠油油藏，埋深為200～600 m，儲層厚度為2～6 m，油藏溫度下原油黏度為50 000～90 000 mPa·s，直井蒸汽吞吐開發(fā)注汽壓力高、熱損失大、周期產(chǎn)油量低，周期油汽比僅為0.08，已有熱力采油技術(shù)不適應，中外無成熟開發(fā)技術(shù)借鑒。為此，勝利油田在薄層稠油油藏水平井開發(fā)技術(shù)的基礎上，融入油溶性降黏劑、氮氣和蒸汽3 種物質(zhì)的作用，創(chuàng)新形成了熱、劑協(xié)同的淺薄層超稠油HDNS開發(fā)技術(shù)，即氮氣+降黏劑輔助水平井蒸汽熱采開發(fā)技術(shù)［12］。

2.1.1 HDNS開發(fā)機理

水平井作用機理 與直井相比，水平井井段位于油層內(nèi)部，與油層接觸面積大大增加，能夠降低熱損失，提高吸汽能力。數(shù)值模擬預測，在相同油層厚度下，水平井比直井熱損失降低20%～30%，春風油田試采結(jié)果表明，排601 井直井熱損失率為75%，排601平1井水平井熱損失率為54%［13］。

降黏劑作用機理 油溶性降黏劑將稠油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)團狀結(jié)構(gòu)分解分散，形成以膠質(zhì)瀝青質(zhì)為分散相、原油輕質(zhì)組分為連續(xù)相的分散體系，將油溶性降黏劑以前置段塞的形式注入地層可以有效降低近井地帶原油黏度和屈服值，起到降低注汽壓力的作用［14-15］。春風油田礦場試驗數(shù)據(jù)表明，降黏劑可降低注汽壓力0.6 MPa（圖1）。

圖1 降黏劑對注汽壓力的影響Fig.1 Effect of viscosity reducer on steam injection pressure

氮氣作用機理 一方面，氮氣導熱系數(shù)低，可降低地層熱損失，氮氣導熱系數(shù)比地層水低一個數(shù)量級，可降低儲層導熱系數(shù)80%以上，注入氮氣逐漸聚集到油層頂部，形成“隔熱被”，大幅減少向上部巖石的熱損失，數(shù)值模擬表明氮氣可提高熱量利用率1/4～1/3［16］。另一方面，氮氣壓縮性強，可增加回采能量，氮氣壓縮系數(shù)是水的300倍以上，注入過程氮氣壓縮儲能，回采過程膨脹驅(qū)油，數(shù)值模擬表明，氮氣可提高吞吐中后期地層壓力0.8 MPa以上［17］。

2.1.2 應用效果

2009 年7 月在排601 平1 井首次開展HDNS 吞吐試驗并取得產(chǎn)能突破，峰值日產(chǎn)油量達52.0 t/d，第1 周期產(chǎn)油量為2 666 t，周期油汽比為0.89，與直井蒸汽吞吐試采相比，單井周期生產(chǎn)時間從28 d 提高到272 d，周期產(chǎn)油量提高30 倍，周期油汽比提高0.81。

2.2 深層普通稠油化學蒸汽驅(qū)提高采收率技術(shù)

蒸汽驅(qū)是蒸汽吞吐后稠油油藏大幅提高采收率的有效手段，中外成功蒸汽驅(qū)實踐表明提高采收率幅度非常明顯［18-19］，但勝利東部深層稠油蒸汽驅(qū)面臨三大制約問題：①油藏埋藏深，井底蒸汽干度低［20］。②油藏壓力高，造腔困難，地下大部分為熱水驅(qū)。③非均質(zhì)性強，蒸汽波及差。為此，勝利油田轉(zhuǎn)變開發(fā)理念和思路，在熱復合開發(fā)理論的指導下，探索形成以高干度蒸汽、氮氣泡沫、高溫驅(qū)油劑作為驅(qū)替介質(zhì)的化學蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)［21］。

2.2.1 提高采收率機理

高干度蒸汽提高采收率機理 高干度蒸汽可有效提高蒸汽比容，擴大地下蒸汽腔。7 MPa 條件下，蒸汽干度由40%提高到60%，蒸汽比容提高44.4%，二維縱向蒸汽驅(qū)物理模擬實驗表明（圖2），蒸汽腔擴展半徑由井距的1/4 擴大到井距的1/2，蒸汽驅(qū)采收率由56.4%提高到67.7%，提高了11.3%［22］。

圖2 7 MPa下不同蒸汽干度時蒸汽驅(qū)溫度場Fig.2 Steam flooding temperature fields at different steam dryness at 7 MPa

高溫驅(qū)油劑提高采收率機理 高溫驅(qū)油劑為具有高效性能的表面活性劑，能夠有效降低油水界面張力［23］。通過不同溫度、不同界面張力下的驅(qū)油實驗發(fā)現(xiàn)（圖3），提高溫度與降低油水界面張力都可降低殘余油飽和度。溫度越低，油水界面張力降低殘余油飽和度的幅度越大，提高驅(qū)油效率幅度越高。在地層中，隨著溫度降低，驅(qū)油劑提高驅(qū)油效率作用逐漸增強，彌補加熱的不足，進一步提高驅(qū)油效率，熱與驅(qū)油劑形成接替作用［24］。

圖3 不同溫度下界面張力與殘余油飽和度關系曲線Fig.3 Relationships between interfacial tension and residual oil saturation at different temperatures

氮氣泡沫提高采收率機理 泡沫提高采收率的主要機理是選擇性封堵高含水區(qū)域和高滲透條帶，提高蒸汽波及效率［25-27］。首先，泡沫優(yōu)先進入流動阻力較小的高滲透條帶，產(chǎn)生賈敏效應，增加流動阻力，蒸汽得以轉(zhuǎn)向進入低滲透小孔道，擴大蒸汽波及體積。雙管驅(qū)油實驗表明，與蒸汽驅(qū)相比，泡沫輔助蒸汽驅(qū)提高高滲透管驅(qū)油效率僅為2.3%，提高低滲透管驅(qū)油效率達12.6%。其次，泡沫具有遇油消泡、遇水穩(wěn)定的特性，以孤島油田中二北化學蒸汽驅(qū)用泡沫劑為例，200 ℃下含油飽和度高于0.25時，泡沫體系難于形成較高的封堵壓差，當含油飽和度低于0.25，泡沫劑開始起泡，封堵壓差快速上升，泡沫封堵含油飽和度低的高含水區(qū)域，蒸汽更多進入高含油區(qū)域，擴大波及體積。

2.2.2 應用效果

2010 年10 月在孤島油田中二北Ng5 稠油單元開展8 個井組的化學蒸汽驅(qū)先導試驗，包括4 個141 m×200 m 的大井距井組和4 個100 m×141 m 的小井距井組，試驗區(qū)目的層埋深為1 286～1 316 m，平均有效厚度為10.2 m，地層原油黏度為546.3 mPa·s，為高孔高滲透普通稠油油藏。試驗前地層壓力為7～8 MPa，大井距井組采出程度為33.5%，小井距井組采出程度為31.4%。

試驗取得顯著效果（圖4），轉(zhuǎn)驅(qū)后井組生產(chǎn)井快速見效［28］，產(chǎn)量大幅上升，小井距井組日產(chǎn)油量由轉(zhuǎn)驅(qū)前的20.2 t/d 最高上升到98 t/d，含水率由89%最低下降到74.6%；大井距井組日產(chǎn)油量由轉(zhuǎn)驅(qū)前的68 t/d最高上升到106 t/d，含水率由89.7%最低下降到86.5%。截至2019 年6 月試驗區(qū)階段累積產(chǎn)油量為40.2×104t，采出程度達54.6%，預測采收率為56.2%?；瘜W蒸汽驅(qū)技術(shù)將是勝利油田深層稠油大幅度提高采收率的技術(shù)方向，可在勝利油田孤島、孤東、王莊等稠油老區(qū)推廣，覆蓋地質(zhì)儲量為1.74×108t，預測增加可采儲量3 500×104t，對勝利油田的稠油開發(fā)具有重要意義。

大量的實驗表明，在Java EE環(huán)境下利用OpenCV機器視覺庫函數(shù)對藍印花布圖像進行一系列標準化處理后，再利用動態(tài)的搜索空間樹實現(xiàn)藍印花布紋樣數(shù)據(jù)庫的搜索功能，不僅在時間效率上有顯著提高，而且在準確性方面也取得了突破性的進展。

圖4 孤島油田中二北Ng5稠油化學蒸汽驅(qū)先導試驗區(qū)生產(chǎn)曲線Fig.4 Production curves of chemical steam flooding from pilot test area in Ng5 heavy oil unit，Zhongerbei，Gudao

2.3 熱采稠油提質(zhì)增效技術(shù)

2015 年以來，面對低油價的嚴峻形勢，勝利油田圍繞“要效益油、效益產(chǎn)量”的目標，制定了“創(chuàng)新創(chuàng)效、提質(zhì)提效、節(jié)支保效”的戰(zhàn)略方針，熱采稠油開發(fā)技術(shù)重心向提質(zhì)增效技術(shù)轉(zhuǎn)變，形成了高輪次吞吐后組合吞吐、邊水稠油分類調(diào)剖、底水稠油周期采油等提質(zhì)增效技術(shù)，實現(xiàn)連續(xù)6 a老區(qū)遞減率控制在9%以內(nèi)，年產(chǎn)油量穩(wěn)定在440×104t以上，油汽比達到0.53 以上，熱采稠油開發(fā)質(zhì)量和效益得到不斷提高，油田可持續(xù)發(fā)展能力不斷增強。

2.3.1 組合吞吐技術(shù)

組合吞吐技術(shù)是將鄰近的幾口吞吐井劃為一個組合區(qū)，同一組合區(qū)內(nèi)的吞吐井同時注汽、同時生產(chǎn)［29］。其增產(chǎn)機理是通過注采同步，消除吞吐井間驅(qū)替壓差，抑制注汽井向相鄰生產(chǎn)井的蒸汽竄流，提高熱利用率和周期產(chǎn)油量。與常規(guī)蒸汽吞吐相比，幾乎不增加成本，經(jīng)濟性強，現(xiàn)場操作簡單，實用性強，在開發(fā)理念上從單井轉(zhuǎn)變?yōu)檎w，在施工節(jié)奏上由無序轉(zhuǎn)變?yōu)橛行颉?/p>

實施組合吞吐的關鍵是如何劃分組合區(qū)。為此，利用數(shù)值模擬方法，明確蒸汽吞吐井間汽竄的主控因素，建立了多因素影響下井間汽竄時間的預測模型，根據(jù)井間汽竄時間的定量計算，優(yōu)先將井間汽竄時間早的井劃分為一個組合區(qū)，從而較好地解決了組合吞吐技術(shù)中科學分區(qū)的問題，為礦場實施提供了有力技術(shù)支撐。

2015 年以來，勝利油田在草33、鄭411、坨826等區(qū)塊開展組合吞吐307 個井組。以草33 塊為例，該塊油藏埋深為870～916 m，50 ℃地面脫氣原油黏度為10 000～20 000 mPa·s，2014 年底平均單井吞吐9 個周期，單井日產(chǎn)油量為2.4 t/d，綜合含水率為84.8%。2015年開始，利用組合吞吐分區(qū)方法，將46口生產(chǎn)井劃分為14個組合區(qū)，實施組合吞吐后平均單井周期產(chǎn)油量由558 t 上升到653 t，油汽比提高0.05。

2.3.2 邊水稠油分類調(diào)堵

礦場實踐及數(shù)值模擬研究表明，不同邊水能量下，不同位置的生產(chǎn)井受邊水影響程度不同。對于弱邊水稠油油藏，距邊水近的一線井水淹嚴重，生產(chǎn)效果較差，二線井水淹程度較弱、能量充足，生產(chǎn)效果最好，內(nèi)部油井能量不足，生產(chǎn)效果居中。對于強邊水稠油油藏，一線、二線井均受邊水影響嚴重，生產(chǎn)效果不理想，內(nèi)部井水淹程度弱、能量充足，生產(chǎn)效果較好。需要對不同邊水能量、不同位置的吞吐井采取不同調(diào)堵對策［30］。

對于水油體積小于5 的弱邊水稠油油藏，關停一線高含水無效井后，邊水對內(nèi)部井起到溫和水侵作用，油藏含油飽和度降低，開發(fā)效益得到有效改善。對于水油體積大于5 的強邊水稠油油藏，關停一線井，雖然降低了一線井的運行成本，但油藏整體水淹加速，采用一線井提液生產(chǎn)，二線井調(diào)剖堵水，可延緩油藏水淹速度，整體噸油成本降低。

2014 年開始，勝利油田已在林東館三、孤島中二北、草27 等63 個邊水稠油油藏推廣分類調(diào)堵技術(shù)。以林東館三邊水稠油油藏為例，該塊水油體積比約為4，2014 年一線井含水率上升至90.5%后開始分類調(diào)堵，一線井提液和泡沫調(diào)剖，二線井泡沫+栲膠復合調(diào)堵，內(nèi)部井氮氣增能，實施后綜合含水率由82.7%下降到69.0%，平均單井周期增油量為376 t，油汽比提高0.17。

2.3.3 底水稠油周期采油

底水稠油油藏開發(fā)面臨的最大難題是底水錐進導致生產(chǎn)井含水率快速上升［31］，產(chǎn)油量明顯下降。周期采油是指生產(chǎn)井在吞吐生產(chǎn)達到高含水后，關閉生產(chǎn)井，水錐在油水重力分異作用下逐漸回落，待油水重新分異到一定程度后，再開井生產(chǎn)的一種開發(fā)方式。該技術(shù)不僅節(jié)省了生產(chǎn)井無效期的運行成本，而且在重新開井后，可提高采油速度，實現(xiàn)效益開發(fā)。

通過數(shù)值模擬研究，建立了停井時間等底水稠油周期采油技術(shù)界限，油層厚度越大、原油黏度越高，油水重新分異所需時間越長，停井時間越長，油層厚度為10 m，地層原油黏度為5 000 mPa·s 時需關井2 a再開井生產(chǎn)（圖5）。

圖5 周期采油停井時間優(yōu)化曲線Fig.5 Optimization curves of shutdown time for cyclic oil production

以草古1 潛山裂縫性底水稠油油藏為例，該塊油藏埋深為700～950 m，儲集空間以裂縫為主，50 ℃地面脫氣原油黏度為31 900 mPa·s，油水界面位于950 m 左右，底水較活躍，屬于典型的底水稠油油藏。受底水影響，油井大面積關井，其中CG1-12-12 井于2010 年2 月因高含水關井，關井前含水率為98.6%，日產(chǎn)油量為0.5 t/d，關井3 年半后，于2013 年7 月重新開井，峰值日產(chǎn)油量達到6.7 t/d，周期生產(chǎn)700 d，周期產(chǎn)油量為2 832 t。

2.4 稠油化學劑降黏冷采開發(fā)技術(shù)

近年來，受環(huán)保要求，稠油熱采注汽鍋爐由燃油改為燃氣，勝利油田自產(chǎn)氣量嚴重不足，受外購天然氣價格影響，制汽成本大幅上升，2018 年平均制汽成本達340元/t。轉(zhuǎn)變降黏方式，攻關化學劑降黏冷采技術(shù)成為勝利稠油降本增效的重點研究方向之一。與蒸汽熱采相比，化學劑降黏冷采施工流程簡單、成本低、排放低，單井周期注入費用節(jié)約50×104～70×104元，每少注1 t 蒸汽，可減排0.15 t 二氧化碳。2018 年開始勝利油田經(jīng)過室內(nèi)研究、礦場試驗和擴大應用，基本形成了化學劑降黏冷采技術(shù)體系。

2.4.1 提高采收率機理

降黏劑對驅(qū)油效率的影響 乳化型降黏劑可分散乳化原油，使大油滴變成水包油的小油滴（圖6），利于通過狹窄的喉道，形成的水包油乳狀液將油分子間內(nèi)摩擦力變成水分子間內(nèi)摩擦力，流動阻力減小，原油表觀黏度降低，流動性明顯提高［32］。降黏劑為一種表面活性劑，可降低油水界面張力，提高驅(qū)油效率。實驗用油黏度為341 mPa·s，單管驅(qū)油實驗結(jié)果表明，在相同驅(qū)替倍數(shù)下，水驅(qū)驅(qū)油效率為30.3%，降黏劑驅(qū)驅(qū)油效率達48.7%，可提高驅(qū)油效率18.4%。

圖6 玻璃刻蝕模型中水驅(qū)與降黏劑驅(qū)油水分布狀態(tài)對比Fig.6 Comparison of oil and water distribution statuses between water flooding and viscosity reducer flooding in glass etching model

降黏劑對波及系數(shù)的影響 由于油水黏度比較大，稠油油藏水驅(qū)水竄嚴重，原油黏度為341 mPa·s 時，三維均質(zhì)驅(qū)油實驗結(jié)果表明（圖7），水驅(qū)波及系數(shù)僅為18.8%。降黏劑驅(qū)過程中形成的水包油乳狀液，其黏度小于原油黏度而大于水相黏度，乳狀液增加驅(qū)替相黏度，調(diào)節(jié)驅(qū)替相與被驅(qū)替相的黏度比，從而提高波及系數(shù)。同時乳化形成的小油滴，首先進入滲流阻力較小的通道，在孔喉處發(fā)生聚并，產(chǎn)生賈敏效應，增加微觀流動阻力，迫使后續(xù)驅(qū)替液改變滲流方向，進入未波及區(qū)域，形成調(diào)驅(qū)作用，提高波及系數(shù)。降黏劑驅(qū)波及體積明顯擴大，波及系數(shù)達39.9%，較水驅(qū)波及系數(shù)提升了1 倍以上。

圖7 水驅(qū)和降黏劑驅(qū)結(jié)束時波及面積Fig.7 Swept area at end of water flooding and viscosity reducer flooding

2.4.2 應用效果

截至2020年底，在勝利油田各類稠油油藏累積實施化學劑降黏吞吐768 井次，累積注入降黏劑1.5×104t，單井注入費用為24.2×104元，累積增油量為33.7×104t，噸劑增油量為22.5 t。在敏感稠油、深層低滲透稠油、低效水驅(qū)稠油和邊水普通稠油4 類稠油油藏的13 個單元開展39 個井組的化學劑降黏驅(qū)，累積注入降黏劑1 608 t，累積增油量為4.74×104t，噸劑增油量為29.5 t。

金8 塊地層原油黏度為1 050 mPa·s，黏土礦物含量高，水敏性強，注蒸汽效果差，天然能量開發(fā)10 a 采出程度僅為3.8%，2018 年轉(zhuǎn)水驅(qū)后含水率上升快，增油不明顯。2019 年1 月2 個井組轉(zhuǎn)化學劑降黏驅(qū)（圖8），井組日產(chǎn)液量由18.6 t/d 最高上升到53.1 t/d，井組日產(chǎn)油量由7.2 t/d 最高上升到23.7 t/d，2020年底累積注入降黏劑546 t，階段累積產(chǎn)油量為11 570 t，累積增油量為7 004 t，階段采出程度為1.4%，預測提高采收率6.1%。

圖8 金8塊降黏劑驅(qū)試驗井組生產(chǎn)曲線Fig.8 Production curves of viscosity reducer flooding of test well group in Block Jin8

3 面臨挑戰(zhàn)及下步攻關方向

3.1 稠油開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

目前，勝利油田稠油開發(fā)步入一個新的發(fā)展階段，圍繞油田“五大戰(zhàn)略”總體部署和“較長時間內(nèi)效益穩(wěn)產(chǎn)2 340 萬噸”的目標要求，稠油開發(fā)主要面臨以下3個方面的挑戰(zhàn)。

一是未動用儲量品位差，開發(fā)難度大。2020 年底，勝利油田可供評價的未動用稠油儲量為1.79×108t，主要為特超稠油、強敏感稠油、強邊底水稠油和深層低滲透稠油，未動用儲量動用難度大，缺少有效動用技術(shù)。

二是稠油老區(qū)進入蒸汽吞吐開發(fā)中后期，開發(fā)效果變差，采收率低。目前勝利油田稠油熱采開發(fā)方式單一，95%以上的熱采稠油產(chǎn)量來自蒸汽吞吐。最早投入開發(fā)的單家寺、樂安等稠油油田，大量油井關停，油藏處于近廢棄狀態(tài)，后期投產(chǎn)的稠油熱采區(qū)塊已平均單井吞吐8.1 個周期，開發(fā)效果逐漸變差，2020年平均單井日產(chǎn)油量為2.5 t/d，綜合含水率為88.5%，預測吞吐采收率不到20%，可采儲量采出程度高達80.4%，稠油老區(qū)亟需攻關大幅提高采收率技術(shù)。

三是環(huán)保要求愈加嚴格，綠色低碳開發(fā)成為必然趨勢。黨的十八大以來，我國把生態(tài)文明建設擺在治國理政的突出位置，著力推進綠色發(fā)展、循環(huán)發(fā)展、低碳發(fā)展。中國石化也將“綠色低碳戰(zhàn)略”作為六大發(fā)展戰(zhàn)略之一，致力于將“綠色低碳”打造成中國石化的核心競爭力。綠色低碳開發(fā)是油田可持續(xù)發(fā)展的必然選擇，但稠油熱采排放量大，2020年勝利油田熱采注汽鍋爐年排放煙道氣65.6×108m3，二氧化碳211×104t，實現(xiàn)稠油綠色低碳開發(fā)成為下步面臨的重要任務和挑戰(zhàn)。

3.2 下步攻關方向

3.2.1 提高動用率技術(shù)

強敏感稠油適度出砂采油技術(shù) 以金家油田為代表的強敏感未動用稠油油藏，黏土礦物含量高達10%～46%，遷移顆粒與瀝青結(jié)合在近井地帶造成嚴重堵塞是制約生產(chǎn)的關鍵因素，常規(guī)冷采、熱采開發(fā)難度大。需轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)的防砂理念，由“防砂”向“排砂”轉(zhuǎn)變，改善近井地帶孔滲性，提高供液能力［33-34］。下步需要運用數(shù)字巖心、數(shù)值模擬等微觀和宏觀手段，明確顆粒運移規(guī)律及沉淀堵塞機制，為適度出砂采油提供依據(jù)；開展井壁不坍塌條件下，合理排砂速度、生產(chǎn)壓差、擋砂精度等關鍵技術(shù)界限優(yōu)化，形成適度出砂采油技術(shù)，實現(xiàn)強敏感稠油未動用儲量的有效動用。

深層低滲透稠油CO2降黏開發(fā)技術(shù) 深層低滲透稠油為勝利油田重要的未動用儲量陣地，埋深超過1 800 m，滲透率小于300 mD，注蒸汽熱采井底為熱水，熱焓與熱利用率低、泄油半徑小。CO2降黏開發(fā)可將埋藏深、壓力高等對熱采的不利因素變?yōu)橛欣蛩兀?5］，重點攻關CO2增溶技術(shù)和稠油油藏體積壓裂技術(shù)［36］，實現(xiàn)深層低滲透稠油的有效降黏和儲層改善，在此基礎上開展礦場試驗，形成可推廣的技術(shù)體系，為該類型油藏的有效開發(fā)提供技術(shù)支持。

特超稠油強化SAGD技術(shù) 2021年中國石化集團公司制定在準噶爾盆地建設中等油田規(guī)模的部署要求，勝利西部哈淺1、哈淺20等特超稠油油藏未動用儲量大，有效開發(fā)技術(shù)亟待攻關突破。特超稠油油藏地層脫氣原油黏度超過10 000 000 mPa·s，疊合有效厚度為10～15 m，縱向夾層發(fā)育，油藏條件與常規(guī)SAGD 篩選標準存在一定差距［37］。需攻關直井壓裂SAGD、非凝析氣體輔助SAGD和降黏劑輔助SAGD 等強化SAGD 技術(shù)，提高儲層縱向連通性，有效擴展蒸汽腔，以期改善SAGD 開發(fā)效果，實現(xiàn)西部特超稠油有效動用。

3.2.2 提高采收率技術(shù)

稠油多元熱復合驅(qū)開發(fā)技術(shù)“十二五”期間，勝利油田普通稠油化學蒸汽驅(qū)技術(shù)取得突破，采收率突破50%。面對更復雜的油藏條件，仍需發(fā)揮熱力復合采油的優(yōu)勢，進一步深化稠油/熱/劑/氣復合方法驅(qū)替機理，開展降黏型驅(qū)油劑、高強度泡沫劑和高強度封堵劑的研發(fā)，形成以高干度蒸汽為基礎的多元熱復合驅(qū)油體系，最大程度達到均衡驅(qū)替和提高采收率。

火燒驅(qū)油技術(shù) 火燒驅(qū)油技術(shù)適用范圍廣、成本低、采收率高，目前遼河、新疆油田已工業(yè)化應用，預測采收率突破60%。勝利油田先后在金家、高青、鄭408 塊開展火燒驅(qū)油先導試驗［38-39］，均一次點火成功，在物理模擬、數(shù)值模擬和油藏工程設計等基礎研究方面，以及大功率點火、安全注氣采油等關鍵工藝技術(shù)方面取得積極進展。為實現(xiàn)火燒驅(qū)油技術(shù)在勝利油田的有效應用，需重點攻關火驅(qū)前緣綜合調(diào)控和火驅(qū)井網(wǎng)優(yōu)化設計等均衡驅(qū)替技術(shù)，最大限度提高燃燒帶在油層縱向和平面上的波及，建立注氣強度、射孔厚度等火燒驅(qū)油關鍵技術(shù)界限，保障地層深部持續(xù)高溫燃燒。

3.2.3 綠色低碳開發(fā)技術(shù)

鍋爐煙道氣回收利用技術(shù) 稠油熱采制汽鍋爐產(chǎn)生的煙道氣中含有10%～15%的二氧化碳和80%～85%的氮氣，可以有效改善油田開發(fā)效果、提高采收率，煙道氣回收利用技術(shù)具有節(jié)能減排和提高采收率的雙重意義［40-41］。需研制鍋爐煙道氣安全高效的回收、凈化、注入專用設備，實現(xiàn)鍋爐煙道氣資源化利用；開展不同油藏類型不同開發(fā)方式下煙道氣適應性研究，形成煙道氣開發(fā)的篩選標準，保障開發(fā)效果。

新能源制汽技術(shù) 目前，鍋爐制汽方式排放量大、成本高，新能源具有環(huán)保性和可再生性，越來越得到各國重視［42］，技術(shù)發(fā)展水平不斷提高，通過深化技術(shù)合作，熱電聯(lián)供、高效太陽能、地熱、多用途模塊式小型核反應堆等新能源，有望成為稠油熱采制汽的新動力［43］。

4 結(jié)論

經(jīng)過多年探索和攻關配套，勝利油田稠油開發(fā)經(jīng)歷了注蒸汽熱采先導試驗、注蒸汽熱采工業(yè)化開發(fā)、綜合調(diào)整、快速發(fā)展、提質(zhì)增效與轉(zhuǎn)換開發(fā)方式5 個階段，根據(jù)自身油藏特點，形成了具有勝利特色的稠油開發(fā)技術(shù)系列。

“十二五”以來，勝利油田針對春風油田油藏埋藏淺、厚度薄、原油黏度大、無法有效動用的難題，創(chuàng)新形成HDNS 開發(fā)技術(shù)，5 a 建成百萬噸產(chǎn)能基地，實現(xiàn)了淺薄層超稠油的高速高效開發(fā)。針對勝利東部深層普通稠油埋藏深、壓力高、非均質(zhì)性強，蒸汽驅(qū)造腔困難，蒸汽波及系數(shù)低的難題，形成化學蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)，實現(xiàn)深層普通稠油采收率突破50%。2015 年以來，面對低油價，攻關形成了組合吞吐、邊水稠油分類調(diào)剖、底水稠油周期采油等提質(zhì)增效技術(shù)，連續(xù)6 a 實現(xiàn)老區(qū)遞減率控制在9%以內(nèi)，年油汽比在0.53 以上，稠油開發(fā)質(zhì)量和效益不斷提升。針對制汽成本大幅上升，轉(zhuǎn)變降黏方式，攻關化學劑降黏冷采技術(shù)，2018 年以來，實施化學劑降黏吞吐768 井次，化學劑降黏驅(qū)39 個井組，累積增油量為38.4×104t，投入產(chǎn)出比為1∶3.8（油價為50美元/bbl），實現(xiàn)化學劑降黏冷采效益開發(fā)。

目前，勝利油田稠油開發(fā)面臨未動用儲量品位差、老區(qū)采收率低和熱采排放量大等問題和挑戰(zhàn)，需要持續(xù)加強技術(shù)攻關儲備，形成相應的技術(shù)對策和配套技術(shù)，夯實稠油穩(wěn)產(chǎn)的基礎，為勝利油田稠油開發(fā)實現(xiàn)效益發(fā)展、綠色發(fā)展提供技術(shù)支撐。