中深层特超稠油HDCS强化采油技术研究

李豪浩，毕雯雯，胥晓伟，代妮娜

(中石化胜利石油管理局，山东 东营 257000)

引 言

全球稠油资源约40 000×108t，中国稠油资源预计为79.5×108t，在已探明稠油储量中，有近1/3的储量未实现有效动用，这部分储量大多以中深层特超稠油油藏为主。该类油藏的开发难点主要是油层埋藏深，原油黏度高，且岩性细，单层厚度薄，油水关系复杂，导致常规开发注汽压力高、热损失大、蒸汽波及范围小、开发效益差［1－8］。胜利油田在近30 a间先后进行过几百井次的直井冷采、直井蒸汽吞吐、水平井热采、水平井化学吞吐和SAGD等的攻关试验，均未实现有效开发。

2005年以来，胜利油田通过组织多家科研院所，经过3 a多的联合攻关试验，目前已在中深层特超稠油开发领域形成了1套行之有效的开发技术手段——HDCS强化采油技术。

1 HDCS强化采油技术要素组成及其特点

HDCS即水平井(Horizontal well)、油溶性复合降黏剂(Dissolver)、CO2(Carbon dioxide)和蒸汽(Steam)4个英文词组的首字母组合。HDCS强化采油技术采用CO2辅助水平井蒸汽吞吐，配合高效油溶性复合降黏剂，利用其协同降黏、混合传质及增能助排作用，降低注汽压力、扩大热波及范围。

(1)协同降黏作用。①加入超临界饱和CO2时，SLKF油溶性复合降黏剂解聚能力提高，降黏效果提高;②随温度升高降黏效果增加;在较强剪切条件下(蒸汽注入过程中)，SLKF油溶性复合降黏剂对含水原油降黏效果大幅增加，含水大于50%后可形成水包油乳状液，进一步加大降黏效果;③降黏剂活性成分可以使超临界饱和CO2溶解及萃取能力呈级数增加，使其黏度下降、表面张力下降，提高了其降黏效果和扩散能力。同时，可以消除因CO2破坏稠油体系造成的重质沉淀危害。

(2)混合传质作用。①超临界流体兼有液体和气体的双重特点;②当CO2从油藏温度加热到300℃时，溶解度下降了60% ～80%，析出的CO2携带萃取出的轻组分并与油溶性复合降黏剂一起快速向地层内部扩散，提高了降黏范围;③溶解度降低使CO2析出并携带热量快速扩散，又因重力分异作用产生对流，提高了蒸汽热传递效率。

(3)增能助排作用。①注汽过程中超覆的混合气在油层顶部富集，形成了隔热带，降低了蒸汽热损失，回采期间，可提供驱动力和溶解降黏;②超临界饱和CO2溶于原油使原油体积膨胀10%～30%，在提供驱替动力同时提高了采收率。

(4)防乳破乳作用。①油溶性降黏剂中的防乳化添加剂使超临界饱和CO2在原油中的萃取能力呈级数增长，提高了蒸汽前缘轻组分含量，且蒸汽前缘轻组分、超临界饱和CO2和降黏剂的存在可有效避免前缘乳化带形成;②回采过程的温度、压力下降增强了原油乳化性能，超临界饱和CO2和油溶性降黏剂不断扩散和溶解可有效消除原油乳化形成，提高原油流动性。

2 HDCS强化采油技术驱替评价及参数优化

2.1 降低近井地带原油黏度

先期注入油溶性复合降黏剂和CO2可实现对水平井近井地带和中距离地带的有效降黏。注完CO2闷井期间，由于近井地带温度回升，CO2由液态转化为超临界状态，其良好的传质作用在扩大自身降黏范围的同时，也扩大了降黏剂的降黏范围，可提高降黏效果。根据数模研究结果，二者协同作用在水平井3 m半径内可使原油黏度下降至102mPa·s数量级甚至10 mPa·s数量级，为降低注汽启动压力提供条件。现场试验数据显示，先期注入的降黏剂和CO2可降低注汽启动压力2 MPa以上。

2.2 扩大热波及范围和前缘低黏区

2.2.1 滚动降黏接替

注汽后，近井地带原油从油藏温度迅速上升至300℃以上，形成了以温度降黏为主的高温降黏区;中近距离的稠油在蒸汽与CO2强搅拌条件及降黏剂活性成分作用下，形成了以水包油乳状体系为主的乳化中高温降黏区。根据胜利油区郑411块模拟结果，从油藏条件到注汽条件，超临界饱和CO2溶解度从80 m3/m3下降至38 m3/m3。不断析出、膨胀和外推的超临界饱和CO2携带其萃取的轻质原油组分和降黏剂扩散至不饱和前缘，溶解于不饱和原油中，降低了远端冷油黏度形成低温复合降黏区。这3个区域随着注汽的进行，不断向外扩展，形成滚动降黏接替。

2.2.2 高效热量传递

从油藏条件(压力为13 MPa、温度为70℃)到注汽条件(压力为20 MPa、温度为300℃)过程中，超临界饱和CO2携带着热量以远高于蒸汽的速度穿过饱和CO2区向远端扩散，将大部分热量传递给远端原油，可提高蒸汽热传递效率。CO2快速扩散同时，由于CO2与原油、蒸汽的密度差异造成重力分异，形成纵横向热对流，提高了换热效率，进一步提高了蒸汽热利用率。

2.2.3 改善地层及流体的渗流能力

(1)气顶驱动和膨胀增能作用。回采过程中，混合气顶弹性驱动减缓了地层压力的下降。随着温度、压力的降低，混合气顶又溶解于原油中，起到降黏作用，有利于原油回采，这一点对于薄层油藏尤为重要。

(2)CO2溶于水和原油中，热采环境下可增大地层渗透率。

2.3 HDCS强化采油技术对比评价

利用单管和双管物理模型开展蒸汽、CO2+蒸汽、N2+蒸汽、油溶性复合降黏剂+CO2+蒸汽(即HDCS)4种注入方式的驱替效率的对比评价实验。研究结果表明:与常规蒸汽驱相比，采用HDCS强化采油技术能够大幅度提高采收率，且单管驱替效率可从30%上升至94%。在蒸汽驱转DCS驱替单管试验中，更换方式也可提高驱替效率40%以上。由此证明，HDCS强化采油技术不仅可以提高超稠油储量动用率，还可以在已开发油田大幅度提高采收率。

2.4 HDCS强化采油技术参数优化

选取胜利油田王庄油田郑411块油藏地质条件，采用加拿大CMG软件公司的Stars模拟器，研究了超临界饱和CO2、降黏剂、注汽强度等注采参数对特超稠油油藏开发效果的影响。在此基础上，对HDCS强化采油技术的进行参数优化。

优化后的HDCS强化采油技术(蒸汽吞吐)参数为:水平段长度为150～200 m;油溶性降黏剂注入量为0.2～0.3 t/m;CO2注入量约为0.75 t/m;注汽强度为12.5～15.0 t/m;水平井位于油层中下部(距顶2/3);极限开采层厚为3.5 m。

3 HDCS强化采油技术推广及效益分析

3.1 推广应用情况

HDCS强化采油技术集成了高分子化学、油田化学、高等分析、钻井工程、采油工程、油藏工程、热能工程等多学种理论和方法，是1项集多学科、多理论于一体的新型开采技术。截至目前，HDCS强化采油技术已在胜利油区王庄油田的郑411、坨826，乐安油田的草109、草705、草104、草南和单家寺油田的单133等区块得到推广应用。新增动用储量为6 411×104t，新建产能为86.5×104t。从生产情况看，一周期平均单井采油量为1 494 t，周期油汽比为0.75，周期回采水率为0.70。二周期平均单井采油量为2 015 t，周期油汽比为1.02，周期回采水率为1.0，平均单井日产油量为10.7 t/d。

HDCS强化采油技术预计在胜利油区可实现1.2×108t特超稠油储量的动用，预计新建产能为130×104t。该技术也可推广应用于国内同类型稠油油藏，预计可新增动用储量为4×108～5×108t。此外，物理模型研究结果证明，该技术可大幅度提高稠油不同方式转换后的油藏采收率，为蒸汽吞吐和蒸汽驱后续开发方式的转换提供了新思路。

3.2 应用效益分析

(1)经济效益。通过先导试验及工业化推广应用，HDCS强化采油技术已在胜利油区累计增油112.6×104t，实现利润19.14×108元，预计最终可增产原油2 160×104t。随着国内外类似油藏的开发动用，该技术的经济效益将会越来越显著。

(2)社会效益。特超稠油HDCS强化采油技术是一项全新的稠油开发技术，它攻关创新并成功进行了工业化推广，引领了国内外中深层特超稠油的开发，提高了我国在稠油开发领域的科技竞争力，展示了中深层特超稠油开发领域的理论和技术水平，对能源安全、技术储备、自主创新能力具有重要意义。

4 结论

(1)HDCS强化采油技术是经过长期的攻关创新与实践，逐步形成的一套适合中深层特超稠油开发的配套技术，该技术能实现50℃地面脱气原油黏度在20×104mPa·s以上、埋深1 000～1 500 m特超稠油油藏的有效开发，填补了国内外在中深层特超稠油开采领域的空白。

(2)HDCS强化采油技术理论创建了水平井、降黏剂、CO2与蒸汽4者之间协同降黏、混合传质和增能助排的新型开发模式，为中深层特超稠油的开发提供了科学依据。

(3)运用数值模拟、极限指标控制理论及现场试验，使特超稠油的吞吐极限油层厚度达到3.5 m，创新了中深层特超稠油热采开发技术界限。

(4)SLKF高效油溶性复合降黏剂在油层条件下对特超稠油的降黏率达到80%以上，且随温度、含水上升，降黏率持续增强。

(5)HDCS强化采油技术为稠油油藏不同开发方式转换提供了技术思路。

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