低温低压稠油油藏降粘剂辅助气体吞吐适应性研究

低温低压稠油油藏降粘剂辅助气体吞吐适应性研究

段承琏

中原油田石油工程技术研究院   河南省濮阳市  457000

摘要：毛8块稠油油藏具有“中孔中低渗、低温低压”的特点。开发中采用HDCS热采和常规冷采开采工艺，存在开采效果不明显，产量下降较快，低产周期长等特点。针对该区块油藏开发效率低的问题，开展降粘剂辅助气体吞吐室内物模实验评价，通过对比研究降粘剂辅助氮气、二氧化碳以及混合气体吞吐开采效果，评价不同类型开发方式的适应性，为降粘剂辅助气体吞吐工艺现场应用提供借鉴。

关键词：低温低压 稠油 气体辅助

毛8块普通稠油蒸汽复合热采技术受储层物性和地理环境影响，降本空间有限。结合油藏及生产情况及前期稠油开采试验认识，补充地层能量、降低原油粘度，是实现毛8块低温普通稠油动用的核心。

针对毛8块油藏实际，通过开展降粘剂辅助气体吞吐可行性研究，对比研究不同类型降粘剂辅助氮气、二氧化碳以及混合气体吞吐的开采效果[1]，评价不同类型开发方式的适应性，探索毛8块低温低压油藏有效的开发方式。

1 油藏地质特征及存在问题

1.1 油藏地质特征

内蒙古银额盆地查干凹陷乌力吉构造毛8块银根组稠油属低压低渗中高普通稠油油藏，孔隙度21.6%，渗透率600～70000mD，压力系数0.6～0.7，油层温度29～34℃，50℃原油粘度1805～9000mPa.s。吉1井位于构造带南部毛8块，目前生产层位银根2砂组，井段：707.8～733.8、17.5m/5n。

1.2 存在问题

⑴针对前期应用的普通稠油蒸汽复合热采以及火烧油层技术，取得了一定的产油效果，但受储层物性和地理环境影响，降本空间有限，热采开采效益低[2]。

⑵受油藏低温低压（压力系数0.6～0.85，温度36～47℃），储层敏感等影响（水敏中等偏强，指数0.58；酸敏中等偏强，指数0.57），原油物性差，油井自然产能低，单井产液量1.2～2.64t/d，地层能量不足，开采效益差。

2 降粘剂辅助气体吞吐室内研究

实验仪器包括，多功能驱替物模装置，试管、量筒、烧杯等。原油样品毛8-2粘度（50℃）为mPa.s，设计岩心渗透率0.85μm2 (配砂比例80-100目：100-120目：160-200目=1:2:1)，实验温度30℃，油溶性降粘剂KR-4，N2，CO2适量。

岩心老化：测定岩心模型孔隙度，渗透率，原始含油饱和度，继续饱和油0.5PV后放置30℃恒温箱老化12h。

2.1 降粘剂辅助N2吞吐适应性评价

从注入端以恒定速度注入0.05PV降粘剂,0.1MPa压力体积的氮气，焖井12小时；打开注入端阀门，使原油在不同压降下后放喷，当前周期吞吐结束后，重复吞吐步骤，直至三个吞吐周期完成。

表3-1  降粘剂辅助氮气吞吐填砂管参数及注入参数

2.1.1 周期采收率

每组吞吐实验三个周期，氮气吞吐采出程度依次为4.65%、0.93%、0.23%，降粘剂辅助N2吞吐采出程度分别为8.87%、5.12%、1.95%。氮气吞吐采收率累计5.81%，氮气在放喷中容易形成气窜通道，导致采收程度不高；降粘剂辅助氮气吞吐采收率15.85%，降粘剂在焖井的过程中起到了较好的稠油降粘作用，其协同氮气增能能量补充，因稠油粘度下降，一定程度上抑制了气窜通道，产生了较好的开采效果。

2.1.2 周期换油率

氮气吞吐换油率依次为0.322%、0.064%、0.016%，降粘剂辅助N2吞吐采出程度分别为0.58%、0.338%、0.129%。吞吐实验中换油率随周期增加而换油率降低；第一周期换油率（油气）最高，采收效果最好；第二至第三周期换油率下降且幅度较大，相应采出程度下降幅度较大。

2.1.3 周期压力变化

各周期压力降低速度随周期的增加而加快。降粘剂辅助氮气吞吐各周期放喷结束时间大于纯氮气吞吐，稠油因降粘剂降粘后，有效防止气窜形成，使氮气增能作用时间延长，压力降低速度下降。

图3-1 降粘剂辅助氮气吞吐周期压力变化对比

2.2 降粘剂辅助CO2吞吐适应性评价

从注入端以恒定速度注入0.05PV降粘剂，0.1MPa压力体积的CO2，焖井12小时；打开注入端阀门，使原油在不同压降下放喷，当前周期吞吐结束后，重复吞吐步骤，直至三个吞吐周期完成。

表3-2    降粘剂辅助二氧化碳吞吐填砂管参数及注入参数

2.2.1 周期采收率

吞吐实验三个周期，CO2吞吐采出程度依次为3.76%、

3.05%、2.58%，累计9.39%，经过焖井后，CO2溶解稠油降粘，放喷返排，产生了一定的采收效果；降粘剂辅助CO2吞吐采出程度分别为9.88%、4.94%、3.76%。降粘剂辅助CO2吞吐采收率累计18.59%，降粘剂在焖井的过程中起到了较好的稠油降粘作用，其协助CO2溶解降粘，在放喷过程中，产生了较好的开发效果。

2.2.2 周期换油率

CO2吞吐换油率依次为0.258%、0.209%、0.177%，降粘剂辅助CO2吞吐采出程度分别为0.677%、0.338%、0.258%。各吞吐实验中换油率变化情况基本一致，随周期增加而换油率降低；第一周期换油率（油气）最高，采收效果最好；第二至第三周期换油率下降且幅度较大，相应采出程度下降幅度较大；降粘剂辅助CO2吞吐总体换油率最高。

2.2.3周期压力变化

两组吞吐实验中各周期压力变化趋势相同，压力降低速度随周期的增加而加快。第一周期，压力降低速度慢，CO2降粘增产效果明显，随着吞吐至第三周期，压力降低速度加快，说明CO2降粘增产作用在逐渐减弱；降粘剂辅助CO2吞吐各周期放喷结束时间均大于纯CO2吞吐，说明加入降粘剂后，降粘剂辅助CO2降粘增产作用时间延长，压力降低速度下降。

图3-2 降粘剂辅助二氧化碳吞吐周期压力变化对比

2.3 降粘剂辅助混合气体吞吐适应性评价

从注入端以恒定速度注入0.05PV降粘剂,0.1MPa压力体积的混合气体（N2：CO2=2:1），焖井12小时；打开注入端阀门，使原油在不同压降下放喷，当前周期吞吐结束后，重复吞吐步骤，直至三个吞吐周期完成。

表3-3    降粘剂辅助二氧化碳吞吐填砂管参数及注入参数

2.3.1 周期采收率

吞吐实验三个周期中，复合气体吞吐采收率依次为4.58%、2.65%、1.2%，累计8.43%；降粘剂辅助混合气体吞吐采收率为8.97%、5.29%、3.45%，累计17.71%，降粘剂在焖井的过程中起到了较好的稠油降粘作用，加之二氧化碳溶解双重稠油降粘，协同氮气增能能量补充，在放喷过程中，产生了较好的开采效果。

2.3.2 周期换油率

吞吐实验三个周期中，复合气体换油率依次为3.76%、3.05%、2.58%；降粘剂辅助混合气体吞吐采收率为9.88%、4.94%、3.76%。两组吞吐实验中换油率变化情况基本一致，随周期增加而换油率降低；第一周期换油率（油气）最高，采收效果最好；第二至第三周期换油率下降且幅度较大，相应采出程度下降幅度较大；降粘剂辅助复合气体吞吐总体换油率高于混合气体吞吐。

2.3.3 周期压力变化

两组吞吐实验中各周期压力变化趋势相同，压力降低速度随周期的增加而加快；第一周期，压力降低速度慢，复合气体中二氧化碳协调降粘剂降粘、氮气增能效果明显，随着吞吐至第三周期，压力降低速度加快，复合气体的降粘、增能作用在逐渐减弱；降粘剂辅助复合气体吞吐各周期放喷结束时间均大于纯复合气体吞吐，加入不同类型的降粘剂后，降粘剂辅助复合气体的降粘、增能作用时间延长，压力降低速度下降。

图3-3 降粘剂辅助复合气体吞吐周期压力变化对比

3 结论与认识

⑴系统分析了毛8块低温低压油藏现阶段开发难题，分析认为补充地层能量、降低原油粘度，是实现毛8块低温普通稠油动用的核心。

⑵通过物模试验对比研究了降粘剂辅助N2、CO2、混合气体吞吐开采效果差异。随着吞吐周期的增加,产气速度和压力降低速度加快,周期产油量减少,气体的吞吐驻留增能作用逐渐减弱;降黏剂的加入能够有效延长气体弹性能量作用时间,减少周期产气量、延长气体弹性能量作用时间、增加周期产油量,改善气体吞吐开采效果,室内实验降粘剂辅助CO2吞吐开采效果最好，累计采收率可达18.59%，降粘剂辅助混合气体效果次之，累计采收率17.71%。

⑶CO2辅助降粘剂吞吐开采采出程度最高，相比混合气体，纯气分别提高0.85%，2.73%。现场试验中为进一步降粘工艺技术开发成本，选用降粘剂复合混合气体吞吐工艺。在进一步完善现场施工参数的基础上，开展降粘剂辅助混合气体吞吐先导试验。

参考文献：

[1]张津滔.降黏剂+氮气增能技术在达14断块稠油油藏中的应用［J］.钻采工艺,2019,42(3):47-49.

[2]罗咏涛.内蒙锡-14区块稠油热采乳化降黏技术研究［J］.化工管理.2015(1):94-96.