深层稠油油藏DCS技术研究及应用

段志刚，杜 勇，龚雪峰，林志彬，陈晓英

(1.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257237;

2.中石化胜利油田胜利泵业有限公司，山东 东营 257237)

深层稠油油藏DCS技术研究及应用

段志刚1，杜 勇1，龚雪峰1，林志彬1，陈晓英2

(1.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257237;

2.中石化胜利油田胜利泵业有限公司，山东 东营 257237)

针对深层稠油油藏桩139块部分井注汽压力高、注汽质量无法保证，导致周期产油下降的问题，进行了DCS(油溶性复合降黏剂及二氧化碳辅助蒸汽吞吐)技术的研究和应用。根据桩139块的油藏特征，优化降黏剂和二氧化碳的用量以及注汽强度，施工费用下降50%左右。矿场应用结果表明，该技术可有效提高蒸汽利用率，降低注汽压力，提高油汽比，增加产量。在深层稠油油藏桩139块进行4口井DCS技术试验，取得了良好的增油效果，已累计增油8000多t。

稠油油藏;深层;DCS;参数优化;桩西油田

引 言

桩西油田深层稠油油藏桩139块位于桩西油田北部滩海区，水深为2～3 m，是以桩古46井的井场为基础扩建采油平台，实施“海油陆采”。该块主力含油砂层组为Ng上6、Ng上7，Ng上6砂层组为曲流河沉积，其中含油小层为 Ng上63、Ng上67;Ng上7砂层组为辫状河沉积，其中含油小层为Ng上71、Ng上72。油层埋深为1 550～1 650 m。Ng上储层孔隙度为21.5% ～41.6%，平均为34%，渗透率为480×10－3～4 140 ×10－3μm2，平均为1 804 ×10－3μm2。根据试油资料分析，桩斜138井Ng上63油层中深为1 611.5 m，测得地层压力为14.86 MPa，压力系数为0.92;桩斜139井Ng上72油层中深为1 643.5 m，测得地层压力为16.05 MPa，压力系数为0.98，Ng上71油层中深为1 611.7 m，测得地层压力为16.47 MPa，压力系数为1.02;油层温度70℃，地温梯度为0.034℃/m，属常温常压系统。该块2002年试采，2003年投入开发，2006年2月全部投产，先后经历了冷采和蒸汽吞吐开发阶段。受油藏埋深和物性差的影响，随着吞吐轮次增加，部分吞吐井注汽压力高，注汽质量无法保证，周期油汽比低，有9口井注汽压力大于18 MPa。针对普通方式难开采或无法开采的超稠油油藏，借鉴HDCS高效开采的成功经验［1］，对桩西深层稠油油藏开展了DCS技术研究，达到降低注汽压力，提高蒸汽波及效率的目的，解决了桩139深层稠油油藏热采开发中的难题。

1 深层稠油油藏DCS增油机理

蒸汽吞吐主要是在人工注入一定量蒸汽加热油层降黏后，依靠天然能量开采。而DCS技术是一种采用油溶性复合降黏剂及二氧化碳辅助蒸汽吞吐，通过三者的复合降黏和混合传质作用实现稠油油藏经济开采的新技术。油溶性复合降黏剂和二氧化碳都有较好的降黏作用，二者的协同作用可以使其降黏作用进一步增强，有效降低近井地带原油黏度，进而降低注汽压力。二氧化碳与蒸汽间的协同作用是DCS技术的关键部分，其协同作用体现在3个方面:协同降黏、热量传递和动量传递。该作用有效地降低了注汽压力、扩大蒸汽的波及体积，提高蒸汽的有效率［2］。

2 室内研究

针对稠油降黏难的问题积极引进JNG_N300油溶性复合降黏剂，对该降黏剂进行了室内研究和评价［3］。

2.1 油溶性复合降黏剂的理化性能

油溶性复合降黏剂借助于溶剂、热力、渗流搅拌作用及表面活性剂等辅助手段，先拆散芳香片聚集体，再通过降黏剂中的复配成分与其相互作用，从而达到更为理想的降黏效果。复合降黏剂主要成分为丙烯酸高级脂肪醇酯类聚合物，该聚合物含有化学结构与原油中大分子结构相似的长碳氢链，能阻止原油中大分子形成网络层状结构，同时该降黏剂与重质芳烃、表面活性剂等多种有机组分复配而成，具有很强的渗透性、反相乳化性能，能够快速溶解、分散稠油中的大分子结构，并大幅度降低油水表面张力，对油包水乳状液进行反相乳化，能够实现稠油在油藏条件下的强制降黏［4］。

2.2 油溶性复合降黏剂敏感性评价

为了确保降黏后稠油性质的稳定，分析了降黏后桩139块脱水稠油的黏温性质，并与降黏前稠油的黏温性质进行比较。实验测定了加入l%降黏剂后稠油黏度随测定温度变化的情况，结果见表1、图1。

表1 加入1%降黏剂后的稠油黏温关系

图1 加入降黏剂后的黏温关系曲线

降黏前稠油黏温关系曲线斜率绝对值为0.093 1，降黏后稠油黏温关系曲线斜率绝对值为0.100 8。这说明降黏后的稠油黏温敏感性改善［2］，对环境温度具有更好的适应能力。

3 深层稠油油藏DCS技术施工参数优化

根据桩斜139井试油资料分析，20℃地面原油密度为0.970 5～0.987 2×103kg/m3，70℃地面脱气油黏度为2 727～9 196 mPa·s，纵向上Ng上63、Ng上72小层原油黏度相对较低，为2 727～3 694 mPa·s，Ng上71小层原油黏度相对较高，为7 589～9 196 mPa·s，均属于普通稠油［5］。实验用油取自桩西油田桩139块桩139－X20井，油品性质见表2。针对桩139块底水稠油油藏的构造特征和储层物性，为了提高注汽和采油效果，加强对油层的保护，具体优化如下［6］。

表2 桩139－X20井原油性质统计

3.1 降黏剂的优化

3.1.1 油溶性复合降黏剂对桩139块稠油降黏性能评价

首先分析降黏剂在油藏温度下对稠油的降黏效果［7］。在脱水稠油中加入质量分数分别为0.5%、1.0%、1.5%和2.0%的油溶性复合降黏剂，充分作用后测定70℃条件下稠油黏度，结果见表3。

表3 加入不同质量分数的降黏剂后的稠油黏度

实验结果表明，随着降黏剂加入量的增加，稠油降黏率增加，降黏效果变好，因此在充分考虑经济效益的前提下，可提高降黏剂的加入量。

3.1.2 油溶性复合降黏剂注入强度优化

图2为降黏剂注入量与采出程度、油汽比关系曲线。综合考虑，降黏剂周期注入强度取0.15 t/m左右较适宜。

图2 不同降黏剂注入强度与采出程度、油汽比关系曲线

3.2 二氧化碳用量的优化

3.2.1 二氧化碳对桩139块稠油降黏性能评价

表4为70℃时原油膨胀系数与二氧化碳溶解度关系。表5为油藏温度压力下桩139－X20井原油黏度与二氧化碳溶解量的关系。实验表明，随着二氧化碳溶解度的增加，稠油的饱和压力和膨胀系数是增加的;随溶解度的增加，油气混和物黏度迅速下降，降黏率迅速提高［8］。

表4 70℃时原油膨胀系数与二氧化碳溶解度关系

3.2.2 二氧化碳注入强度优化

根据数模计算结果，作出二氧化碳注入量与采出程度、油汽比关系曲线(图3)。可见，随着二氧化碳注入量的增加，采出程度不断提高，但采油量与二氧化碳注入量呈现减小趋势。

图3 不同二氧化碳注入强度与采出程度、油汽比关系曲线

经过研究，并考虑2项指标，认为二氧化碳周期注入强度在1.5 t/m左右最佳［9］。

表5 油藏温度压力下原油黏度与二氧化碳溶解量的关系

3.3 注汽强度优化

概念模型计算结果表明:随着注汽强度的增加，采出程度和油汽比均呈现出先增大后减小的规律［10］，当注汽强度为12.5 t/m时，采出程度和油汽比均最大。因此设计注汽强度为12.5 t/m。

4 矿场应用

针对桩139块底水稠油油藏的构造特征和储层物性，优化DCS工艺施工参数，降低了施工费用，提高了施工效果。截至2010年5月，在桩139－X14、桩139－X20、桩139－平1等4口井进行DCS技术先导试验。平均单井用降黏剂3 t、二氧化碳55 t、费用10.0×104元。施工费用与HDCS工艺平均单井费用(20.3×104元)相比，降低了50.7%。实施该技术后平均注蒸汽压力比前轮次注汽压力降低2～3 MPa，干度提高近40个百分点。措施有效率100%，累计增产原油8 210.5 t，平均单井增油2 052.63 t，日增油31 t/d，结果见表6。4口井开井后生产均正常，目前生产持续有效。

目前DCS技术在深层稠油油藏的应用归纳［3］为2类:

(1)解堵提高注汽质量。该类井处于储层物性较高、原油黏度较低的部位，随着生产的进行容易出现近井地带胶质、沥青质滞留，储层胶结遭到破坏，造成有机、无机复合堵塞，油井的产液量下降，生产周期缩短。后期因注汽压力高，注汽质量无法保证。这些井实施该技术后能有效解除近井地带的堵塞，提高注汽质量，降低原油黏度，增加油水流度比。

(2)降黏提高周期产油。由于储层非均质性，原油及其他流体生成、运移等，导致部分井稠油物性极差，原油在蒸汽吞吐的条件下无法流动。在该类井反复实施该技术后，二氧化碳会逐渐溶解在整个油藏中，改善原油整体物性，降低原油黏度，从而提高油藏采收率。

表6 DCS工艺实施效果统计

5 结论

(1)油溶性复合降黏剂随加入量的增加，稠油降黏率增加，降黏效果变好。降黏后的稠油黏温敏感性改善，对油藏环境温度具有更好的适应能力。

(2)随着二氧化碳溶解度的增加，稠油的饱和压力和膨胀系数是增加的;随溶解度的增加，油气混和物黏度迅速下降，降黏率迅速提高。

(3)针对桩139块底水稠油油藏的构造特征和储层物性，优化DCS工艺施工参数，降低了施工费用，提高了施工效果。

(4)DCS技术适用于油层埋深为1 550～1 650 m、原油黏度为2 727～9 196 mPa·s、平均孔隙度为34.5%、平均渗透率为1 269 ×10－3μm2的高孔、高渗深层稠油油藏。

(5)DCS技术综合了油溶性降黏剂降黏技术、二氧化碳非混相驱油技术和蒸汽吞吐技术，能够解除近井地带污染，降低注汽压力，提高油汽比，增加产量。

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Research and application of DCS technique in deep heavy oil reservoirs

DUAN Zhi– gang1，DU Yong1，GONG Xue– feng1，LIN Zhi– bin1，CHEN Xiao– ying2
(1．Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong 257237，China;(2．Shengli Oilfield Pump Industry Corporation，SINOPEC，Dongying，Shandong 257237，China)

Some of the wells in Block Zhuang139 deep heavy oil reservoir experienced high steam injection pressure，so the steam injection quality could not be guaranteed，leading to the declined cyclic oil production．Therefore the technique of DCS(oil soluble compounded viscosity reducer(dissolver)+CO2assisted CSS)was studied and applied in the paper．Based on the reservoir characteristics of Block Zhuang139，the dosage of viscosity reducer and CO2and steam injection volume were optimized，reducing the operation cost by about 50%．The field application results indicate that the technique can effectively improve the utilization ratio of steam，decrease the steam injection pressure，increase oil/steam ratio and production．It has been tested in 4 wells in Block Zhuang139 deep heavy oil reservoir，achieving good results with cumulated incremental oil production of more than 8 000 tons．

heavy oil reservoir;deep layer;DCS;parameter optimization;Zhuangxi Oilfield

TE357.4

A

1006－6535(2011)06－0113－04

20110504;改回日期20110925

中国石化胜利油田分公司项目“稠油热力复合驱的耦合作用与耦合模型”部分内容(E060709－60276040)

段志刚(1978－)，男，工程师，2002年毕业于成都理工大学石油地质专业，现从事采油技术的研究与推广工作。

编辑 王 昱