强水敏稠油油藏提高采收率工艺技术研究

卢小娟 （中石化胜利油田分公司东胜公司，山东 东营257000）

1 油藏概况

金家油田位于山东省桓台县马桥乡境内，构造位置位于东营凹陷西南边缘斜坡带，金家樊家鼻状构造带南端［1］。该油田于1964年开始地震勘探，1965年钻探井通17，在沙一段、沙二段、沙四段见到油层或油气显示，沙一段为主力含油层系。油藏埋深720～1000m，单层厚度0.8～3.0m，叠合厚度6.7m。孔隙度29.1%～38.4%，渗透率213～1680mD。黏土矿物含量24.4%，其中蒙脱石含量97.9%，水敏指数0.70～0.973，总体评价为薄互层强敏感稠油油藏。

主要含油层系沙一段原油性质特征是高密度、高黏度、低含硫、低凝固点。地面原油密度0.9445～0.9968g／cm3，地面原油黏度（50℃）209～15741mPa·s，含硫0.25%～0.72%，凝固点－22℃～4℃，原油黏度与温度敏感性强，温度平均升高10℃，黏度下降一半。

2 开采难点

2.1 储层岩性复杂，非均质性严重

金家油田沙一段储层分为以下3种类型：第1类为砂岩储层，多为细砂岩及粉砂岩，主要分布于Ⅲ砂组，在Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ砂组局部也有分布；第2类为砾岩、砾状砂岩储层，主要分布于Ⅳ砂组；第3类为生物灰岩储层，主要分布于Ⅱ砂组2小层。因此，储层岩性复杂，非均质性严重。

2.2 黏土含量高，水敏感性强，油层保护难度大

金家油田全岩分析黏土矿物含量24.4%，蒙脱石含量达到97.9%，水敏指数在0.70～0.97之间，为极强水敏储层。尽管在注蒸汽热采的过程中采取了一定的防膨措施，但是仍然避免不了因黏土膨胀、运移造成的微粒堵塞，具体表现在注蒸汽吞吐4～5个周期后，出泥糊糊，从拔出的绕丝管来看，绝大多数绕丝管中均被油泥、粉细砂堵死，还有部分井油管也有砂、泥。

2.3 油层薄，净总比低，蒸汽吞吐热量利用率低

金家油田沙一段储层含油小层多，单层厚度小，净毛比为0.2～0.5。由于油层薄，注入油层的蒸汽从上下盖层的热损失增大，油层横向波及体积变小，热利用率降低。另外，净总比也是影响热利用率的一个重要因素，由于有泥质薄夹层的存在，油层中热损失增大，部分热量消耗在夹层。在油层有效厚度和注汽量相同的情况下，随着夹层厚度增大（即净总比降低），油汽比明显变低，其主要原因是油层加热半径变小，热利用率低，吞吐效果变差［2］。

2.4 油藏埋藏浅、压实程度低，地层易出砂

金家油田沙一段储层埋深浅（720～1000m），压实作用弱，成岩性差，胶结疏松，地层容易出砂。

2.5 油井供液能力差

由于金家油田沙一段储层地层温度低、原油黏度高和渗流能力差，再加上油藏天然能量不足，导致油井的供液能力严重不足，影响了油井的产能。

3 提高采收率的相关工艺

3.1 提高储层渗流能力的配套工艺

1）优化黏土防膨剂，保护储层渗透率 针对金家油田沙一段储层具有黏土含量高，储层水敏性强，粉细砂岩出砂严重的特点，在油层敏感性评价的基础上，开展高温防膨剂的筛选。筛选出的防膨剂应既能抑制黏土膨胀，又能抑制黏土运移，同时具有很好的耐冲刷性能，从而达到有效抑制黏土的膨胀和运移、保持渗流通道的目的［3］。为此，针对胜利油田目前常用的BY－A3、HMAT 、XFP、NAE－2、FP－1、GW－2防膨剂样品进行对比评价试验。经过常温防膨率、高温防膨率和常温耐水冲刷及高温耐冲刷性能试验评价，发现XFP、NAE－2、HMAT防膨水洗性能相对较好，而XFP和NAE－2的预防膨效果要好于HMAT，且XFP、NAE－2与分别地层水、酸化缓蚀剂、互溶剂、铁离子稳定剂配伍性良好。因此，选用XFP、NAE－2作为黏土防膨剂来保护储层渗透率。

2）泡沫返排提高近井地带渗透率 泡沫的携砂能力是超负压泡沫混排储层改造技术中最为重要的参数之一［4］。为了评价泡沫的携砂能力，设计了一组实验，对比泡沫与模拟地层水在渗流过程中的携砂能力（见图1）。从图1可以看出，泡沫在地层中对砂粒的携带能力比模拟地层水要大得多，其原因如下：泡沫的表观黏度比水的表观黏度大，其对砂粒的拖曳力更强；贾敏效应的存在增大了流动阻力，同时也为砂粒的运移提供了更大的动力；泡沫在出口处的膨胀而产生的助排作用致使砂粒被大量排出。

图1 模拟地层水与泡沫携砂能力对比图

3.2 分层分区防砂配套工艺

金家沙一段分选性、粒度中值、原油黏度、携砂能力、上下水层距离等在平面上和纵向上差异较大，因而需要采取不同的防砂模式。针对以金6块为代表的中区，由于其主力层上部有水层，可以采取挤压砾石充填防砂工艺，而以金10块为代表的东区原油黏度高、携砂能力强，且夹层发育，可以采用压裂防砂工艺［5］。

3.3 薄互层油藏复合热采工艺

针对金家油田油层薄、净总比低、原油黏度高且天然能量不足等特点，提出了SGDA（Steam（蒸汽），Gas（气体），Dissolver（耐高温油溶性降黏剂），Anti－swelling agent（黏土稳定剂））复合热采工艺技术［6］。在实施SGDA技术时，利用N2补充油层能量，提高近井地带压力0.4～0.6MPa，同时提高蒸汽的波及系数与回采水率，还起到助排、降黏作用。利用耐高温油溶性降黏剂则可以提高油相相对渗透率35%～52%。因此，利用该技术能大幅度提高蒸汽驱替效率，从而起到改善金家油田薄互层稠油油藏开发效果，其具体工艺流程如下：①向地层中挤入XFP－J耐高温黏土稳定剂；②向地层中挤入SLYR－02耐高温油溶性复合降黏剂；③注汽前向地层预置隔热增能气体（即N2）；④注入高干度蒸汽。

4 现场应用效果

利用上述研究结果，分别选取金6块的16－1井和金10块的金10－斜6井进行矿场先导试验。以金16－1井为例，采取的主导工艺为油层保护工艺、挤压力石充填防砂和SGDA复合热采工艺技术。金16－1井热采投产转抽后，其产能明显提高（日产油10.4t，日产液11.6t，含水10.3%），取得了很好的开发效果，这表明采取提高储层渗流能力的配套工艺、分层分区防砂配套工艺和薄互层油藏复合热采工艺技术开发金家油田沙一段储层是可行的。

［1］ 徐丕东 .水敏性稠油油藏开发技术在八面河油田的应用 ［J］.石油勘探与开发，2007，34（3）：374.377.

［5］ 袁明琦 .王庄油田强水敏性稠油油藏开发方式研究 ［J］.大庆石油地质与开发，2006，24（6）：56.58.

［7］ 孙加元 .稠油热采辅助剂的试验研究 ［J］.石油钻采工艺 .2004，25（S1）：28.29.

［8］ 裴春 .乐安油田稠油出砂油藏工艺配套技术 ［J］.石油天然气学报，2008，30（2）：134.136.

［9］ 杨元亮 .王庄油田郑14块薄层强水敏特稠油油藏开发技术 ［J］.特种油气藏 .2008，15（2）：90.93.

［10］ 王红涛，庞占喜，刘大锰，等 .稠油油藏注蒸汽储层伤害机理及调整措施 ［J］.石油学报，2009，29（4）：88.91.