張 穎，黃子俊，宮汝祥，馮 祥，姜 杰.

(中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300459)

海上A稠油油田儲(chǔ)集層主要分布在新近系中新統(tǒng)韓江組下部地層，是一套以三角洲前緣砂體為主的沉積，儲(chǔ)集層巖性主要為長(zhǎng)石石英砂巖，以細(xì)砂巖為主；膠結(jié)類型為孔隙型膠結(jié)；填隙物以泥質(zhì)為主(含量為1%～14%)；孔隙類型主要為粒間孔，儲(chǔ)層孔隙較發(fā)育，粒間孔分布較均，孔隙連通性較好。本油田測(cè)井解釋孔隙度為23.7%～33.7%，滲透率為130.3～1 243.1 mD。儲(chǔ)層物性好，總體上屬于中—高孔隙度、中—高滲儲(chǔ)集層。油藏類型分為邊水油藏和底水油藏，地層壓力梯度為0.98 MPa/100 m，地溫梯度為4.2 ℃/100 m。地面原油黏度為330～410 mPa·s，地層原油黏度在110 mPa·s左右，原油性質(zhì)隨埋深增加變化不大，為重質(zhì)稠油。部分油井投產(chǎn)后產(chǎn)量較低，影響開(kāi)發(fā)效果的主要因素有：①儲(chǔ)集層物性變差，非均質(zhì)性嚴(yán)重；②含油面積擴(kuò)大，地層供液速度慢；③原油流動(dòng)性差。考慮以上原因，提出化學(xué)吞吐降黏技術(shù)對(duì)策，通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研確定選井原則，進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬研究，在此基礎(chǔ)上海上A稠油油田進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，對(duì)施工后的效果進(jìn)行分析，從而提出改進(jìn)方向和建議。

1 化學(xué)吞吐增產(chǎn)機(jī)理

化學(xué)吞吐是注化學(xué)劑開(kāi)采稠油工藝，具有工藝簡(jiǎn)單、成本低、見(jiàn)效快的特點(diǎn)。化學(xué)吞吐不僅可以單獨(dú)進(jìn)行冷采，還可以與蒸汽吞吐技術(shù)相結(jié)合，其增產(chǎn)機(jī)理主要有：①乳化降黏：稠油乳化成低黏度的微乳液或水包油乳狀液體系，增強(qiáng)稠油的流動(dòng)性能[1]。②解堵：溶解油井近井地帶的重質(zhì)有機(jī)物，使流動(dòng)阻力降低[2-4]。③降低油水界面張力：具有強(qiáng)表面活性劑的作用，可降低油水界面張力，提高洗油效率[5]。④改善儲(chǔ)集層巖石潤(rùn)濕性：巖石表面從親油表面轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水表面，提高油相滲透率，油井產(chǎn)量升高[6-7]。

2 化學(xué)吞吐選井原則

國(guó)內(nèi)中科院滲流力學(xué)研究所1991年開(kāi)始稠油化學(xué)吞吐研究，并于1992年在大港油田進(jìn)行了國(guó)內(nèi)第一口單井化學(xué)吞吐試驗(yàn)，隨后在官109-1稠油斷塊規(guī)模推廣應(yīng)用獲得成功，有效解除了井筒近井地帶堵塞，達(dá)到了啟動(dòng)油層、提高油井產(chǎn)能的目的[8-10]。近年來(lái)化學(xué)吞吐在深層稠油油田(如吐哈油田)、斷塊稠油油田(如勝利油田樁西、孤島四區(qū)西部)、海上稠油油田(如南堡35-2油田)有應(yīng)用案例，主要解決油稠、堵塞等問(wèn)題，取得了較好的應(yīng)用效果[11-20]。

化學(xué)吞吐技術(shù)適用條件主要是：油層物性不是太差，原油性質(zhì)為高黏低凝，原油黏度≤20 000 mPa·s(50 ℃)，地層有一定能量，但因油稠而不能正常開(kāi)采或產(chǎn)量低的油井，油井無(wú)大量出砂現(xiàn)象，油井含水率介于20%～60%之間[3,7,11]?？紤]海上A稠油油田第一次開(kāi)展化學(xué)吞吐試驗(yàn)，為了取得較好的效果，提出了選井原則：

(1)盡量選擇主力油層井，控制儲(chǔ)量大于50×104m3，且油井具有代表性和推廣性。

(2)儲(chǔ)集層厚度大于3 m，物性相對(duì)好(孔隙度大于25%，滲透率大于200 mPa·s)，非均質(zhì)性較弱：有利于水平段均勻注入。

(3)泥質(zhì)含量小于15%：降低黏土膨脹堵塞油層的風(fēng)險(xiǎn)。

(4)水平段較短：有利于擴(kuò)大波及半徑，形成的壓降漏斗更為明顯，利于深部原油的啟動(dòng)。

(5)含水率較高：采用CMG軟件設(shè)計(jì)了含水率為5%、20%、30%的3種方案，對(duì)比每個(gè)方案的基礎(chǔ)方案和化學(xué)吞吐方案，通過(guò)對(duì)比累產(chǎn)油曲線(圖1)可以看出：在一定含水率范圍內(nèi)，化學(xué)吞吐的增產(chǎn)效果隨著含水率的增加而小幅增加，整體相差不大。優(yōu)先考慮含水率相對(duì)高的井，有利于化學(xué)吞吐工藝。

3 試驗(yàn)井原油與化學(xué)吞吐體系室內(nèi)評(píng)價(jià)研究

3.1 化學(xué)吞吐體系篩選

通過(guò)降黏劑篩選，在30%含水條件下，降黏率均大于95%，其中CH-4降黏效果最出色。為了避免反向乳化增黏，在含水10%的條件下開(kāi)展乳化降黏性能測(cè)試，淘汰掉會(huì)出現(xiàn)反向乳化的降黏劑。最終優(yōu)選CH-4作為稠油乳化降黏主劑，降黏率大于99%，且在低含水條件下不會(huì)形成高黏度的油包水乳狀液，產(chǎn)生與降黏相反的效果(表1)。

表1 化學(xué)吞吐體系降黏主劑篩選Table 1 Screening of main viscosity reducer in chemical huff and puff system

為發(fā)揮協(xié)同增產(chǎn)作用，在降黏主劑基礎(chǔ)上添加防乳化劑和潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑形成化學(xué)吞吐體系，進(jìn)一步防止稠油反向乳化，防止水傷害。三者添加后，原油黏度可降低至10 mPa·s以下，并形成超低界面張力，達(dá)到高效降黏洗油增產(chǎn)的目的(表2)。

表2 化學(xué)吞吐體系篩選

3.2 化學(xué)吞吐體系性能

通過(guò)靜態(tài)性能評(píng)價(jià)、動(dòng)態(tài)性能評(píng)價(jià)等實(shí)驗(yàn)手段，全面評(píng)價(jià)了針對(duì)試驗(yàn)井油水樣優(yōu)選的化學(xué)吞吐體系。具體性能參數(shù)見(jiàn)表3，試驗(yàn)井地層水與海水、化學(xué)吞吐體系配伍性良好，降黏體系能夠大幅度降低原油黏度，50 ℃下體系降黏率達(dá)94%，75 ℃下體系降黏率達(dá)74%，油水界面張力降低率為98%，活性降黏體系能明顯改善潤(rùn)濕情況，具有流動(dòng)分散乳化、靜止分層脫水的特點(diǎn)，在高效降黏的同時(shí)又不至于太穩(wěn)定影響產(chǎn)出液處理。說(shuō)明化學(xué)吞吐體系具備降低原油黏度、降低油水界面張力、改變巖石潤(rùn)濕性、防止反向乳化、弱動(dòng)力情況下能乳化降黏、防止結(jié)垢腐蝕等性能。

表3 化學(xué)吞吐體系性能參數(shù)Table 3 Performance parameters of chemical huff and puff system

4 注入量?jī)?yōu)化及效果預(yù)測(cè)

化學(xué)吞吐液注入量的大小反映了注入油層的流體的有效作用半徑的大小，數(shù)模模型考慮了降低原油黏度、降低界面張力、改變巖石潤(rùn)濕性、近井地帶吸附機(jī)理，在歷史擬合的基礎(chǔ)上，針對(duì)試驗(yàn)井利用CMG軟件模擬了注入量分別為300 m3、500 m3、700 m3、900 m3、1 500 m3條件下試驗(yàn)井的累產(chǎn)油及增油量。

通過(guò)計(jì)算可知(圖2、圖3)，和基礎(chǔ)方案相比，隨著注入量增加，預(yù)測(cè)累產(chǎn)油、增油量也隨著增加，注入量超過(guò)500 m3，預(yù)測(cè)累產(chǎn)油、增油量增加幅度較小。以產(chǎn)出投入比作為方案優(yōu)化指標(biāo)，在注入量為500 m3時(shí)，產(chǎn)出投入比達(dá)到最高為3.02，因此，推薦試驗(yàn)井周期注入量為500 m3。

5 化學(xué)吞吐現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果及分析

5.1 施工過(guò)程分析

2017年實(shí)施化學(xué)吞吐作業(yè)，試驗(yàn)井注入量為500 m3，注入溫度為80～85 ℃(注入溫度需不對(duì)地層造成冷傷害，同時(shí)保障井口、井筒及井下工具安全，經(jīng)計(jì)算確定)，注入壓力控制在14 MPa以內(nèi)(注入壓力需低于油藏允許注入壓力，同時(shí)保障井口、井筒及井下工具安全，經(jīng)過(guò)計(jì)算確定泵工況處壓力參數(shù))，燜井39.5 h，注入?yún)?shù)達(dá)到方案設(shè)計(jì)?；钚越叼んw系注入后未發(fā)生反向乳化、不配伍等風(fēng)險(xiǎn)，生產(chǎn)過(guò)程產(chǎn)出液沒(méi)有對(duì)生產(chǎn)流程及平臺(tái)脫水產(chǎn)生不利影響。從圖中可以看出(圖4、圖5)，注入期間注入泵壓力、泵吸入口壓力緩慢上升，注入吞吐液期間注入泵壓力較低，累計(jì)注入化學(xué)吞吐液109 m3

之前注入壓力為0，吞吐期間地層視吸液指數(shù)大于140 m3/(d·MPa)，說(shuō)明地層吸液能力較強(qiáng)，地層有一定程度虧空。

5.2 效果分析

5.2.1 試驗(yàn)井降黏效果

作業(yè)后產(chǎn)出液滴在濾紙上均可潤(rùn)濕，形成了水包油形態(tài)，表明生產(chǎn)過(guò)程中化學(xué)吞吐體系與原油均形成了水包油乳化液(圖6)。作業(yè)后對(duì)產(chǎn)出液進(jìn)行取樣，與鄰井相比，試驗(yàn)井流動(dòng)性大大增強(qiáng)(圖7)，在室內(nèi)測(cè)其黏度，產(chǎn)出液黏度遠(yuǎn)低于措施前原油黏度，降黏率達(dá)到78%以上，表明注入的化學(xué)吞吐體系起到良好的乳化降黏作用(表4)。

表4 試驗(yàn)井化學(xué)吞吐前后產(chǎn)出液黏度對(duì)比Table 4 Comparison of viscosity of produced fluid before and after chemical huff and puff operation in test well

5.2.2 試驗(yàn)井生產(chǎn)效果

吞吐后工作制度與吞吐前一致時(shí)，流壓小幅上升，說(shuō)明吞吐后原油在近井地帶的流動(dòng)阻力降低，形成了近井地帶壓降漏斗，有利于地層深部原油向井筒運(yùn)移，使地層供液能力提高。

吞吐后工作制度與吞吐前一致時(shí)，產(chǎn)量上升，采液、采油指數(shù)較作業(yè)前提高，說(shuō)明吞吐后有增液增油效果，有效期為113 d，累增油756 m3。

6 結(jié)束語(yǔ)

通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，由降黏主劑、防乳化劑和潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑組成的化學(xué)吞吐體系具備降低原油黏度、降低油水界面張力、防止反向乳化等性能。利用CMG軟件優(yōu)化的注入量進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，注入吞吐液期間注入泵壓力較低，吞吐期間地層視吸液指數(shù)>140 m3/(d·MPa)。作業(yè)后產(chǎn)出液取樣表明形成了水包油形態(tài)，產(chǎn)出液黏度遠(yuǎn)低于措施前原油黏度，吞吐后累增油756 m3。結(jié)果表明化學(xué)吞吐技術(shù)在海上A稠油油田試驗(yàn)井的應(yīng)用取得了較好的效果，同時(shí)證實(shí)地層有一定程度的虧空，為進(jìn)一步提高后續(xù)井的吞吐效果，建議后續(xù)井結(jié)合單井情況長(zhǎng)遠(yuǎn)考慮注水，近期考慮補(bǔ)充地層能量(如注CO2、N2)等組合方式化學(xué)吞吐，將有廣闊的應(yīng)用前景。