深層低滲透敏感稠油油藏降黏引驅技術研究及應用
——以勝利油區王家崗油田王152塊為例

陳桂華 ，吳光煥，全 宏，趙紅雨，鄧宏偉，韋 濤，張 偉，康元勇

（1.中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257015；2.中國石化勝利油田分公司現河采油廠，山東東營 257000；3.中國石化勝利油田分公司油氣開發管理中心，山東東營 257000）

深層低滲透稠油油藏的埋深為900～1 600 m，儲層平均滲透率小于300 mD，地層條件下脫氣原油黏度大于50 mPa·s。勝利油區深層低滲透稠油油藏探明石油地質儲量近億噸，主要分布在羅家墾西砂礫巖稠油油藏、王家崗灘壩砂稠油油藏等區塊，是勝利油區最大的未開發稠油儲量陣地［1-3］。

勝利油田一直在開展深層低滲透稠油的探索攻關。2009年羅家油田沙四段羅904井壓裂后注汽投產，初期日產油量為4.8 t/d，累積產油量為210 t。因油藏埋藏深、物性差，導致直井注汽壓力高，注汽干度低，注汽質量差，生產過程中產能低、遞減快，無經濟效益。2011 年王家崗油田完鉆了王146-支平1井，采取微乳液降黏體系+CO2復配體系投產，注入壓力最高達18.0 MPa，投產后日產油量峰值為13.1 t/d，是周圍直井初期日產油量的6.5 倍，取得了一定的試驗效果，但較高產量僅維持在生產初期，后期供液不足和穩產時間短等一系列矛盾也隨之凸顯，試驗未取得突破性進展［4-8］。

深層低滲透稠油油藏開發難度大，主要由于其注入壓力高于蒸汽的臨界條件，致使地面注入的高壓蒸汽到達油藏后變為高壓熱水，其所攜帶的熱焓及比容遠小于氣相飽和蒸汽，即使在復合降黏劑+CO2復配體系開發時，其有效降黏泄油半徑不到15 m，且油藏啟動壓力高，流度小，單井產能低。目前無明確的開發方式對深層低滲透稠油油藏的億噸儲量進行有效動用［9-12］。埋藏深，蒸汽熱損失大；油稠、低滲透導致油藏啟動壓力高，流度小，幾個不利因素疊加在一起，嚴重影響深層低滲透稠油油藏的效益開發。在調研前人研究成果的基礎上［13-17］，以勝利油區王家崗油田王152塊為例，剖析開發難點，采用單管填砂驅油模型實驗、油藏工程方法和數值模擬方法，創新性提出降黏引驅開發技術，論證了降黏引驅的滲流機理，并開展了深層低滲透敏感稠油油藏降黏引驅開發技術政策界限研究。2020年4月，王152塊開展降黏引驅先導試驗，取得了較好的開發效果。

1 區塊開發狀況和開發難點

王家崗油田王152塊位于東營凹陷丁家屋子與八面河構造帶之間。王152 塊沙四段為常溫常壓、構造-巖性低滲透敏感稠油油藏，埋深為1 500 m，孔隙度為23.2%～25.4%，空氣滲透率平均為135 mD，地面原油黏度平均為14 016 mPa·s，油層溫度為76 ℃，地層水礦化度為23 594 mg/L，氯離子質量濃度為13 665 mg/L。

王152塊沙四段深層低滲透敏感稠油油藏具有深、低、敏、稠和弱的特點。深——埋藏深，熱損失大，熱采效果無法保障。低——滲透率低，注汽壓力高，建立有效驅替困難。敏——儲層強水敏，水敏指數高達81.3%，黏土膨脹，滲流能力無法保障，強水敏進一步加大了開發難度。稠——原油黏度大，原油流動性差。弱——封閉天然能量弱，供液能力無法保障。自2011 年至2020 年1 月，王152 塊先后投產7 口采油井，采用常規注汽、高干注汽熱采、壓裂改造后注汽熱采和降黏冷采吞吐等開發方式，效果均不理想。2020 年1 月共有3 口采油井，區塊日產液量為9.8 t/d，區塊日產油量為2.1 t/d，平均單井日產油量僅為0.7 t/d，含水率為78.6%，動液面平均為1 354 m（圖1），采出程度僅為1.4%，油藏基本未被動用。

圖1 王152塊開發曲線Fig.1 Development curves of Block Wang152

2 降黏引驅開發技術滲流機理

常規水驅開發時，王152 塊受低滲透和油稠影響，原油流動能力較差，在注入井附近油相壓實堆積，在前緣形成近井地帶富集油區域，但由于儲層低滲透且油稠，注采井間存在高黏度的壓力傳導阻滯區域，同時隨著采油井附近輕質組分被采出，重質組分沉積吸附，致使高黏度原油堆積，采油井附近形成采出堵塞區域，泄油區滲流能力下降，導致注采井之間無法建立有效驅替關系（圖2）。因此，筆者提出了降黏引驅的開發思路。

圖2 注水開發注采井間流動示意Fig.2 Flow between injection and production wells during water flooding

注采井雙向降黏，建立有效驅替壓差 王152塊地層原油黏度為602 mPa·s，常規水驅開發時，利用油藏工程方法，計算注采井附近易流區不足10 m，緩流區不足30 m，注采井之間存在150 m 以上的高黏度原油滯留區，壓力不能有效傳導，無法建立有效驅替（圖3）。

圖3 王152塊常規水驅開發壓力和黏度分布Fig.3 Pressure and viscosity distribution of conventional water flooding in Block Wang152

采用降黏引驅開發，注入井和采油井雙向降黏，可大幅度降低油藏啟動壓力。數值模擬結果表明，雙向降黏后，地層原油黏度降為100～550 mPa·s，其中注采井附近地層原油黏度為100～200 mPa·s的低黏度區域擴大到120 m 左右；相同驅替壓差下，利用油藏工程方法，計算注采井附近易流區和緩流區擴大至常規水驅時的3 倍左右，高黏度原油滯留區消失，即擴大了極限注水半徑和極限采油半徑，壓力能夠有效傳導，從而達到了建立注采驅替關系和有效補充地層能量的目的（圖4）。

圖4 王152塊降黏引驅開發壓力和黏度分布Fig.4 Pressure and viscosity distribution of viscosity reduction induced flooding in Block Wang152

擴大波及體積，進一步保持滲流能力 采用常規水驅開發時，水油流度比大，注入水突進變快，含水率上升快，易發生指進現象，致使波及系數變小。而降低水油流度比，就能擴大波及體積，故降黏引驅的關鍵是降低注入相與油相流度比。因此，考慮對油相和注入相雙向調節，在降低油相黏度的同時，增加注入相黏度，使注入相與油相的流度比控制在5 左右，最終使降黏引驅的波及系數由水驅時的小于20%提高到65%以上［1］。此外，針對王152塊強水敏性，優選配伍的驅替工作液進行降黏引驅開發，有效防控水敏，進一步保持滲流能力。

3 技術可行性評價

王152塊深層低滲透敏感稠油油藏早期采用注蒸汽熱采開發，注汽壓力高達20.3 MPa，注蒸汽沿程熱損失大，井底干度損失高達50%以上，熱采效果差，平均單井日產油量僅為1.6 t/d。2013 年壓裂改造后，注蒸汽熱采，注汽壓力未明顯降低，平均單井日產油量略有升高，為1.9 t/d，但投入產出比為0.7，經濟效益差。2018 年實施降黏吞吐開發，初期日產油量為5.4 t/d，但遞減快，平均日產油量僅為1.7 t/d，無能量補充，不能持續穩產開采，因此王152塊若有效開發必須補充能量。為此，從室內實驗和數值模擬兩方面對比了水驅、降黏驅和降黏引驅等不同開發方式的開發效果及提高采收率的可行性。

3.1 降黏體系性能評價

降黏體系性能評價實驗用油為王152塊沙四段王152-1 井的地面脫氣原油，黏度為16 400 mPa·s。實驗用水為王152 塊沙四段地層水，礦化度為23 594 mg/L，水型為氯化鈣型。

針對王152 塊原油組分及其特點，對多個降黏體系性能進行評價，最終優選LPA降黏體系。

LPA 降黏體系降黏率測定結果（圖5）表明：隨著降黏體系質量分數的增大，降黏率不斷增加，當質量分數由0.3%增至5.0%時，降黏率由57.6%上升至87.0%，當質量分數大于3.0%時，繼續增加其質量分數，降黏效果提高不再明顯。

圖5 不同質量分數LPA降黏體系降黏率測試結果Fig.5 Test results of viscosity reduction rate of LPA viscosity reduction system with different mass fractions of crude oil from Block Wang152

LPA 降黏體系性能評價結果表明，當質量分數為3.0%時，降黏率為83.7%；自然沉降脫水率為82.5%；抗聚并率為74.6%；界面張力小于0.01 mN/m；在60 ℃時即可快速水解，發生改性，既可以降低界面張力，又可以分散重質組分，能夠持續疊加降黏，從而更好實現原油流度調控的目的。

3.2 單管填砂驅油模型實驗

通過單管填砂驅油模型實驗，分析對比熱水驅和降黏驅的驅油效率，論證降黏驅提高驅油效率的可行性。

3.2.1 實驗材料及方法

實驗巖心采用石英砂與天然油砂環氧樹脂膠結巖心，巖心長度為30 cm，直徑為2.5 cm，氣測滲透率約為512.6 mD。實驗用飽和原油為王152塊脫氣稠油，其地面原油黏度為16 400 mPa·s。實驗用水為王152 塊地層水。驅替藥劑為LPA 降黏體系，其質量分數分別為：0%（熱水），0.3%，1.0%，2.0%，3.0%，5.0%。實驗步驟主要包括：①在地層溫度下，以0.3 mL/min 的速度注入熱水，驅替至含水率大于99%時結束。②以0.3 mL/min 的速度，分別注入質量分數為0.3%，1.0%，2.0%，3.0%和5.0%的LPA 降黏體系，驅替至含水率大于99%時結束，分別計算各階段驅油效率。

3.2.2 驅替結果與分析

對比熱水驅和降黏驅實驗結果發現：熱水驅最終驅油效率僅為22.1%；當降黏體系質量分數由1.0%增至5.0%時，驅油效率從29.1%增加到40.6%（圖6），但早期增幅較大，后期增幅變緩，降黏驅驅油效率更高。這是因為，降黏體系濃度越高，水油黏度比越小，水相突破速度越慢，含水率上升越慢，驅油效率越高。

圖6 不同質量分數降黏體系的驅油效率Fig.6 Oil displacement efficiency of viscosity reduction system with different mass fractions

3.3 數值模擬優化結果

利用CMG 軟件的STARS 模塊，建立王152 塊全區三維油藏模型，模擬不同開發方式的開發效果。

模型石油地質儲量為169×104t，埋深為1 477.8 m，砂體厚度為16～20 m，平均孔隙度為25.9%，滲透率為120～142 mD，開發初期7 口老井排狀分布。預測時采用反九點法面積井網，井距約為230 m。

模型垂向（Z）共有3 個小層，模擬3 個主力油層，平面X方向網格數為232 個，Y方向網格數為94個，網格步長為8.3～25 m，有效網格總數為65 424個（圖7）。

圖7 王152塊數值模擬模型Fig.7 Numerical simulation model of Block Wang152

數值模擬結果（圖8）表明，受油藏埋藏深、滲透率低和油稠等影響，水驅、熱水驅、蒸汽吞吐轉汽驅、降黏吞吐、降黏驅和降黏引驅6種開發方式生產15 a 后采出程度均不高，只有降黏驅和降黏引驅2種開發方式的凈采油量為正值，具有經濟效益，其中降黏引驅開發方式的采出程度和凈采油量最高，分別為14.3%和7.46×104t。故推薦王152塊采取降黏引驅開發方式進行開發。

圖8 不同開發方式開發效果對比Fig.8 Production effect comparison of different development methods

4 降黏引驅開發技術界限

降黏引驅開發要求在注入井降黏驅替的同時，采油井降黏吞吐引效。因此研究降黏引驅開發技術界限時，需要對注采井同時進行多參數的協同優化。

4.1 采油井注入參數優化

4.1.1 降黏吞吐引效周期優化

在注入井降黏驅替的同時，采油井降黏吞吐引效4～12 個周期，生產效果（圖9）表明，采油井降黏吞吐引效6 個周期時的凈采油量最高，采出程度比引效12 個周期時僅低0.3%，整體開發效果較好。因此，建議在注入井降黏驅替同時，采油井降黏吞吐引效6 個周期（即降黏吞吐引效3 a，每年降黏吞吐引效2個周期），然后僅注入井降黏驅替［18］。

圖9 王152塊不同引效周期生產效果Fig.9 Production effect of different effective cycles in Block Wang152

4.1.2 降黏劑質量分數及用量優化

利用數值模擬方法，計算得到采用不同質量分數降黏體系降黏吞吐引效的生產效果。由圖10 可知，采用質量分數為2.0%～3.0%的降黏體系生產效果較好。王152塊為特稠油，原油黏度大，考慮降黏效果，降黏體系質量分數不宜過小。同時考慮敏感性油藏的地層吸附作用，故建議前3 年降黏體系質量分數采用3.0%。

圖10 王152塊不同質量分數降黏體系生產效果對比Fig.10 Production effect comparison of viscosity reduction system with different mass fractions in Block Wang152

采油井降黏吞吐引效每個周期注入降黏體系用量模擬結果（圖11）表明：隨著降黏體系用量的增多，區塊采出程度和凈采油量均逐漸增加；當周期降黏體系用量超過20 t 時，區塊采出程度和凈采油量增幅變緩?？紤]現場實際及降黏劑成本，建議降黏吞吐引效每個周期降黏體系用量為20 t。

圖11 王152塊不同降黏體系用量生產效果對比Fig.11 Production effect comparison of different usage amount of viscosity reduction system in Block Wang152

4.2 注入井注入參數優化

4.2.1 注入方式優化

不同注入方式數值模擬預測結果（圖12）表明：在采油井前3 年降黏吞吐引效的同時，注入井采用前3 年變濃度連續注入，后12 年變濃度段塞驅替方式進行開發，凈采油量最高，采出程度也較高。其中段塞注入指6 月1 個降黏劑段塞+6 月1 個水段塞交替注入，1 年1 個循環周期包含2 個段塞。具體注入方式如下：第1年3.0%降黏體系連續注入，第2年1.0%降黏體系連續注入，第3年0.5%降黏體系連續注入，第4～9 年0.5%降黏體系+水交替段塞注入，第10～15 年0.3%降黏體系+水交替段塞注入。故建議采用變濃度段塞降黏注入方式，即前3 年變濃度連續注入，第4 年以后變濃度段塞降黏注入的方式。

圖12 不同注入方式開發效果對比Fig.12 Development effect comparison of different injection methods

4.2.2 降黏體系注入質量分數優化

考慮油藏降黏體系吸附作用和現場的經濟成本，在前期推薦的變濃度段塞降黏驅替方式基礎上，對注入井不同濃度組合方式進行優化。5 種不同濃度組合方案（表1）的生產效果（圖13）表明：方案4 的采出程度最高；方案2 的凈采油量最高，為7.46×104t，其采出程度僅比方案4 低0.9%。綜合考慮，建議采用方案2 的濃度組合方式，即為：第1 年3.0%降黏體系連續注入，第2年1.0%降黏體系連續注入，第3 年0.5%降黏體系連續注入，第4～9 年0.5%降黏體系與水交替段塞注入，第10～15 年0.3%降黏體系與水交替段塞注入。

表1 注入井不同濃度組合注入方案Table1 Injection scheme for different concentration combinations of injection wells

圖13 注入井不同濃度組合注入生產效果對比Fig.13 Production effect comparison of different concentration combinations of injection wells

4.2.3 日注入量優化

數值模擬結果（圖14）表明，日注入量越高，采出程度和凈采油量越高，開發效果越好。利用油藏工程方法，測算王152塊注入能力大約為40～64 m3/d?？紤]現場實踐，推薦日注入量為50 m3/d左右。

圖14 注入井不同日注入量生產效果對比Fig.14 Production effect comparison of different daily injection volumes of injection wells

綜上所述，王152 塊采用降黏引驅技術開發主要技術政策界限包括：采油井前3 年共進行6 個周期降黏吞吐引效，每個周期注入質量分數為3.0%的降黏體系20 t；注入井前3 年變濃度連續降黏驅，第4～15 年變濃度段塞降黏驅，段塞驅具體內容為：1年1 個循環周期，共分2 個段塞交替注入，前6 個月為1個降黏劑段塞，后6個月為1個水段塞。注入井前3 年降黏體系質量分數分別為：第1 年3.0%、第2年1.0%、第3 年0.5%，段塞驅第4～9 年降黏體系質量分數為0.5%、第10～15 年為0.3%。注入井日注入量為50 m3/d。

5 應用效果

王152 塊于2020 年4 月在王152-斜6 井組實施了降黏引驅先導試驗。該井組1 口注入井，2～3 口采油井，采用推薦的技術政策界限開發，采油井前3年降黏吞吐引效，注入井前3年變濃度連續降黏驅，第4～15 年變濃度段塞降黏驅，6 個月1 個段塞。2020 年9 月完成第1 輪注入井注入和采油井降黏吞吐引效試驗。

由王152-斜6 井組降黏引驅注采曲線（圖15）可以看出，實施降黏引驅后，取得了明顯效果。井組日產液量和日產油量明顯上升，試驗前井組日產液量為5.3 t/d，試驗后井組日產液量峰值為29.3 t/d，2020 年9 月井組日產液量為15.2 t/d；試驗前井組日產油量為1.8 t/d，試驗后井組日產油量峰值為11.5 t/d，比試驗前提高了5.4 倍；2020 年9 月，井組日產油量為6.5 t/d，是試驗前的3.6 倍。試驗前井組綜合含水率為66.0%，2020 年9 月降為57.0%，下降了9.0%。截至2020 年9 月，井組驅替生產157 d，累積注入量為6 534 m3，所有采油井均已見效，井組累積產油量為856 t，開發效果明顯改善，預測提高采收率11.0%。

圖15 王152-斜6井組降黏引驅注采曲線Fig.15 Injection-production curve of viscosity reduction induced flooding in Wang152-X6 well group

6 結論

深層低滲透稠油油藏有效開發的前提是建立有效注采驅替關系。采用降黏引驅開發方式，通過注入井端和采油井端雙向降黏，能夠大幅降低油藏啟動壓力；另一方面通過注入井端持續補充能量，擴大了極限注入半徑和極限采油半徑，壓力能夠有效傳導，從而建立注采驅替關系。

室內實驗結果表明，降黏驅方式優于熱水驅，其驅油效率明顯提高。當降黏體系質量分數增加時，驅油效率不斷增加，質量分數增加到一定程度后，驅油效率增幅變緩。

對比水驅、熱水驅、蒸汽吞吐轉汽驅、降黏吞吐、降黏驅和降黏引驅等開發方式，降黏引驅可明顯提高產能和采收率，是深層低滲透敏感稠油油藏的有效開發方式。

開發中，注入方式采用早期連續驅替、后期段塞降黏驅替的方式；注入井注入濃度建議采用變濃度注入，即早期高濃度，后期低濃度注入方式，旨在提高采收率的同時，達到更高的經濟效益。

符號解釋

pi——原始地層壓力，MPa；

pinj——注入壓力，MPa；

pw——井底流壓，MPa；

X——東西向距離，m；

Y——南北向距離，m；

Z——垂向距離，m；

μoi——原始地層原油黏度，mPa·s。