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(fā)研究院，山東東營 257015；2.中國石化勝利油田分公司現(xiàn)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(fā)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(qū)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(qū)塊，是勝利油區(qū)最大的未開發(fā)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(chǎn)，初期日產(chǎn)油量為4.8 t/d，累積產(chǎn)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(chǎn)過程中產(chǎn)能低、遞減快，無經(jīng)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(chǎn)，注入壓力最高達18.0 MPa，投產(chǎn)后日產(chǎn)油量峰值為13.1 t/d，是周圍直井初期日產(chǎn)油量的6.5 倍，取得了一定的試驗效果，但較高產(chǎn)量僅維持在生產(chǎn)初期，后期供液不足和穩(wěn)產(chǎn)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(fā)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?yōu)楦邏簾崴渌鶖y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(fā)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(chǎn)能低。目前無明確的開發(fā)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(fā)。在調(diào)研前人研究成果的基礎上［13-17］，以勝利油區(qū)王家崗油田王152塊為例，剖析開發(fā)難點，采用單管填砂驅油模型實驗、油藏工程方法和數(shù)值模擬方法，創(chuàng)新性提出降黏引驅開發(fā)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(fā)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(fā)效果。

1 區(qū)塊開發(fā)狀況和開發(fā)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(shù)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(fā)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(chǎn)7 口采油井，采用常規(guī)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(fā)方式，效果均不理想。2020 年1 月共有3 口采油井，區(qū)塊日產(chǎn)液量為9.8 t/d，區(qū)塊日產(chǎn)油量為2.1 t/d，平均單井日產(chǎn)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(fā)曲線Fig.1 Development curves of Block Wang152

2 降黏引驅開發(fā)技術滲流機理

常規(guī)水驅開發(fā)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(qū)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(qū)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(qū)域，泄油區(qū)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(fā)思路。

圖2 注水開發(fā)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(guī)水驅開發(fā)時，利用油藏工程方法，計算注采井附近易流區(qū)不足10 m，緩流區(qū)不足30 m，注采井之間存在150 m 以上的高黏度原油滯留區(qū)，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(guī)水驅開發(fā)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(fā)，注入井和采油井雙向降黏，可大幅度降低油藏啟動壓力。數(shù)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(qū)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(qū)和緩流區(qū)擴大至常規(guī)水驅時的3 倍左右，高黏度原油滯留區(qū)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(fā)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(guī)水驅開發(fā)時，水油流度比大，注入水突進變快，含水率上升快，易發(fā)生指進現(xiàn)象，致使波及系數(shù)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(diào)節(jié)，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(shù)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(yōu)選配伍的驅替工作液進行降黏引驅開發(fā)，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(fā)，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(chǎn)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(chǎn)油量略有升高，為1.9 t/d，但投入產(chǎn)出比為0.7，經(jīng)濟效益差。2018 年實施降黏吞吐開發(fā)，初期日產(chǎn)油量為5.4 t/d，但遞減快，平均日產(chǎn)油量僅為1.7 t/d，無能量補充，不能持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)開采，因此王152塊若有效開發(fā)必須補充能量。為此，從室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬兩方面對比了水驅、降黏驅和降黏引驅等不同開發(fā)方式的開發(fā)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(yōu)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(shù)的增大，降黏率不斷增加，當質量分數(shù)由0.3%增至5.0%時，降黏率由57.6%上升至87.0%，當質量分數(shù)大于3.0%時，繼續(xù)增加其質量分數(shù)，降黏效果提高不再明顯。

圖5 不同質量分數(shù)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(shù)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(fā)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(xù)疊加降黏，從而更好實現(xiàn)原油流度調(diào)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(huán)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(shù)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(shù)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(fā)現(xiàn)：熱水驅最終驅油效率僅為22.1%；當降黏體系質量分數(shù)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(shù)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(shù)值模擬優(yōu)化結果

利用CMG 軟件的STARS 模塊，建立王152 塊全區(qū)三維油藏模型，模擬不同開發(fā)方式的開發(fā)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(fā)初期7 口老井排狀分布。預測時采用反九點法面積井網(wǎng)，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(wǎng)格數(shù)為232 個，Y方向網(wǎng)格數(shù)為94個，網(wǎng)格步長為8.3～25 m，有效網(wǎng)格總數(shù)為65 424個（圖7）。

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

數(shù)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(fā)方式生產(chǎn)15 a 后采出程度均不高，只有降黏驅和降黏引驅2種開發(fā)方式的凈采油量為正值，具有經(jīng)濟效益，其中降黏引驅開發(fā)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(fā)方式進行開發(fā)。

圖8 不同開發(fā)方式開發(fā)效果對比Fig.8 Production effect comparison of different development methods

4 降黏引驅開發(fā)技術界限

降黏引驅開發(fā)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(fā)技術界限時，需要對注采井同時進行多參數(shù)的協(xié)同優(yōu)化。

4.1 采油井注入?yún)?shù)優(yōu)化

4.1.1 降黏吞吐引效周期優(yōu)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(chǎn)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(fā)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(chǎn)效果Fig.9 Production effect of different effective cycles in Block Wang152

4.1.2 降黏劑質量分數(shù)及用量優(yōu)化

利用數(shù)值模擬方法，計算得到采用不同質量分數(shù)降黏體系降黏吞吐引效的生產(chǎn)效果。由圖10 可知，采用質量分數(shù)為2.0%～3.0%的降黏體系生產(chǎn)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(shù)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(shù)采用3.0%。

圖10 王152塊不同質量分數(shù)降黏體系生產(chǎn)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(qū)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(qū)塊采出程度和凈采油量增幅變緩?？紤]現(xiàn)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(chǎn)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?yún)?shù)優(yōu)化

4.2.1 注入方式優(yōu)化

不同注入方式數(shù)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(xù)注入，后12 年變濃度段塞驅替方式進行開發(fā)，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(huán)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(xù)注入，第2年1.0%降黏體系連續(xù)注入，第3年0.5%降黏體系連續(xù)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(xù)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(fā)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(shù)優(yōu)化

考慮油藏降黏體系吸附作用和現(xiàn)場的經(jīng)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(yōu)化。5 種不同濃度組合方案（表1）的生產(chǎn)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(xù)注入，第2年1.0%降黏體系連續(xù)注入，第3 年0.5%降黏體系連續(xù)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(chǎn)效果對比Fig.13 Production effect comparison of different concentration combinations of injection wells

4.2.3 日注入量優(yōu)化

數(shù)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(fā)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(xiàn)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(chǎn)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(fā)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(shù)為3.0%的降黏體系20 t；注入井前3 年變濃度連續(xù)降黏驅，第4～15 年變濃度段塞降黏驅，段塞驅具體內(nèi)容為：1年1 個循環(huán)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(shù)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(shù)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(fā)，采油井前3年降黏吞吐引效，注入井前3年變濃度連續(xù)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(chǎn)液量和日產(chǎn)油量明顯上升，試驗前井組日產(chǎn)液量為5.3 t/d，試驗后井組日產(chǎn)液量峰值為29.3 t/d，2020 年9 月井組日產(chǎn)液量為15.2 t/d；試驗前井組日產(chǎn)油量為1.8 t/d，試驗后井組日產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)油量為856 t，開發(fā)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(fā)的前提是建立有效注采驅替關系。采用降黏引驅開發(fā)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(xù)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(nèi)實驗結果表明，降黏驅方式優(yōu)于熱水驅，其驅油效率明顯提高。當降黏體系質量分數(shù)增加時，驅油效率不斷增加，質量分數(shù)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(fā)方式，降黏引驅可明顯提高產(chǎn)能和采收率，是深層低滲透敏感稠油油藏的有效開發(fā)方式。

開發(fā)中，注入方式采用早期連續(xù)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(jīng)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。