深层低渗稠油有效开发方式

王一平

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东　东营　257015)



深层低渗稠油有效开发方式

王一平

(中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东东营257015)

摘要：超深层低渗稠油油藏具有地层压力高、原油粘度高以及渗透率低等特点，常规注蒸汽热采降粘效果差、单井产能低，油藏开发难度极大。物模实验及数值模拟计算表明：开发初期高地层压力条件下采用CO2吞吐，后期地层压力下降转为DCS协同作用可有效解决深层低渗稠油降粘困难的问题；压裂改造可大幅度降低低渗导致的高启动压力梯度，有效提高稠油在油藏中的渗流能力。压裂辅助CO2吞吐开发方式在矿场应用中取得了良好效果。

关键词：深层低渗稠油；二氧化碳；降粘；压裂；渗流能力

对于埋深超过2 200 m、储层渗透率低于300 mD的油层、原油粘度大于50 mPa·s条件下的原油，可称为深层低渗稠油。由于深层低渗稠油具有油藏埋藏深、地层压力高、渗透率低、原油流动性差等特点，导致开发难度大，单井产能低[1]。对深层低渗稠油的巨大储量进行经济有效地动用目前尚无明确合理的开发方式。

1开发制约因素

深层低渗稠油的有效开发主要受两方面因素制约：一是埋藏深引起的油藏压力高，二是低渗与油稠共同导致的渗流难度大。

油藏压力高导致地面注汽压力高，当注入压力超过蒸汽临界压力(22.07 MPa)时，具有一定干度的饱和蒸汽会变为液相高压热水[2]。饱和蒸汽与高压热水的热效果对比见表1。

由表可知，在相同温度条件下，高压热水的热焓为饱和蒸汽的1/2.4，比容为饱和蒸汽的1/3.8。由于液相高压热水的热焓及比容远小于气相饱和蒸汽，因此其加热降粘效果及作用半径明显弱于蒸汽，导致常规的蒸汽热力降粘在深层低渗稠油中难以有效发挥作用。

表1　饱和蒸汽与高压热水热效果对比表

受原油粘度高、储层渗透率低的双重影响，地层条件下原油渗流困难，冷采开发时极限泄油半径不足10 m[3]，致使油井产能问题突出，因此如何提高油藏渗流能力也成为攻关深层低渗稠油有效开发的关键技术之一。

2深层低渗稠油有效开发技术

针对制约深层低渗稠油开发的主要矛盾，从有效降粘、提高渗流能力两方面入手，结合实验研究与数值模拟，对进行深层低渗稠油有效开发技术进行探讨。

2.1有效降粘方式

深层低渗稠油开发初期油藏压力较高，但随开发进行，油藏流体被采至地面，地层压力也随之下降，因此进行油藏开发时，需针对不同开发阶段的压力特点提出合理的降粘方式。

2.1.1初期高压条件下降粘方式

对稠油而言，CO2具有良好的降粘作用，其降粘机理包括溶解降粘、膨胀降粘、改善油水界面张力等[4,5]，其中溶解降粘是最主要的作用机理。CO2在原油中具有较高的溶解能力，其在原油中的溶解度为水中的7～9倍[6]，且CO2混溶于原油后能大幅度降低原油粘度。为了对CO2在深层低渗稠油油藏中的降粘适应性进行分析，设计了物模实验及油藏数值模型，并对其进行了研究。

1) CO2降粘物模实验

在地层温度(99 ℃)条件下，改变高压反应釜压力(22 MPa、18 MPa、14 MPa、6 MPa)以模拟地层压力变化，在外加动力搅拌24 h平衡后，测试稠油流体粘度，实验数据见表2。

实验结果表明：对于深层稠油，CO2具有较好的降粘效果，且地层压力越高，CO2在原油中的溶解度越大，降粘效果越好。在原始地层压力(22 MPa)条件下，降粘率可达90.6%。因此，深层低渗稠油开发初期地层压力较高时，采用CO2降粘具有较大优势。

表2　不同压力下CO2降粘效果对比表

2)CO2降粘数值模拟

深层低渗稠油油藏的高压力、低渗透率等因素严重制约了蒸汽热力降粘效果，为深入研究埋深、渗透率对CO2降粘效果的影响，以胜利三合村油田实际地质油藏参数为基础，建立了包含油、水、CO2组成的三组分数值模型，研究了CO2吞吐降粘不同周期的换油率随埋深及渗透率的变化规律(见图1、图2)。

由图可知，CO2降粘效果基本不受埋深、渗透率变化的影响。因此，对于深层低渗稠油，CO2降粘是一种行之有效的方式。

2.1.2后期低压条件下降粘方式

采用CO2吞吐降粘开发后，油藏压力会随生产时间逐渐下降，当油藏压力下降到一定程度，蒸汽的注入压力低于临界压力时，到达井底的蒸汽可保持一定干度，此时蒸汽热焓及比容较高压热水有大幅度提高，因此可充分利用并发挥蒸汽的热力降粘优势，将深层低渗稠油降粘方式由初期高地层压力下的单一CO2降粘转为DCS(降粘剂+CO2+蒸汽)协同降粘。

数模计算表明：相同油藏条件下，CO2吞吐降压后转DCS开发方式的经济累产油量为单一CO2吞吐经济累产油量的1.81倍。

2.2提高渗流能力

高启动压力梯度、低渗流能力是制约深层低渗稠油开发的重要因素。因此，如何通过储层改造有效降低启动压力梯度，提高稠油在油藏中的渗流能力，成为深层低渗稠油有效开发中亟需解决的难题。常用的储层改造措施包括压裂、径向钻井及水平井等[7]，其中压裂因具有纵向上可同时开发多套层系的特点，对薄互层较为发育的深层低渗稠油油藏开发具有一定优势。

1)压裂提高渗流能力物模实验

将100目与300目砂子按照1:2比例混合充填作为油藏基质，用金属渗透网膜制成裂缝两壁，其间充填100目砂子以模拟裂缝。制成单管填砂模型后，测得模型基质渗透率280×10-3μm2，裂缝渗透率2 400×10-3μm2。

实验首先将填砂管饱和原油，然后用平流泵以恒定驱替速度对填砂管进行驱替，驱替压力稳定后，记录出口流量及压力。变化实验温度以改变原油粘度，重复驱替过程，以测试驱替压力、出口压力及流量随原油粘度变化规律。

对测得的实验数据进行处理，首先依据入口驱替压力、出口压力、填砂管长度计算得到压力梯度，然后绘制压力梯度—流速关系曲线，利用截距法[8]求取启动压力梯度。实验得到的油藏基质及压裂后的启动压力梯度随粘度变化规律如图3所示。

从图中的实验结果可以看出，压裂可大幅度降低油藏的启动压力梯度，压裂后的启动压力梯度为不压裂的1/12；且启动压力梯度随原油粘度的降低而减小，因此在压裂改造的基础上实施有效降粘，可显著降低稠油在油藏中的渗流阻力。

2)不同储层改造方式开发效果对比

为深入对比不同储层改造方式对深层低渗稠油开发效果的影响，确定合理的储层改造措施。以 2.1 部分建立的数值模型为基础，利用数模软件对比了常规直井及不同储层改造方式(压裂、水平井、径向钻井)下利用CO2吞吐降粘的开发效果，其中CO2周期注入量为200 t/周期。对比结果见表3。

表3　不同改造方式CO2降粘开发效果对比表

从净增油计算结果可以看出，直井压裂的开发效果要明显优于其它储层改造方式。

3应用效果

依据研究成果，在三合村油田实施了直井压裂辅助CO2吞吐开发的现场试验，试验井的油藏参数及数模优化后的开发参数见表4。

表4　矿场试验井油藏及开发参数表

该井自投产以来，平均日产液量16.9 t/d，日产油量6.7 t/d，采油强度1.76 t/(m·d)，为区块平均采油强度的4.2倍，取得了良好的开发效果。

4结论

1)深层低渗稠油受地层压力高、原油粘度高以及渗透率低等因素的影响，蒸汽热力降粘效果差，原油在地层中流动困难，致使单井产能低，严重制约开发效果；2)开发初期地层压力较高时，应采用CO2降粘，开发后期地层压力下降后，可转换降粘方式转为DCS协同降粘；3)直井压裂可大幅度降低深层低渗稠油的降低启动压力梯度，提高油藏渗流能力；4)矿场试验表明，采用直井压裂辅助CO2吞吐降粘可大幅度提高单井产能，是一种有效的深层低渗稠油开发技术。

参考文献：

[1]隋永婷．深层低渗稠油径向钻孔储层敏感参数研究[J]．科学技术与工程，2014，14(15)：169-171.

[2]丁一萍．低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化[J]．断块油气田，2011，18(4)：489-492.

[3]马爱青．深层特超稠油冷采技术研究[J]．内蒙古石油化工，2011，17(21)：83-84.

[4]姜凤光．二氧化碳驱地下流体相态特征研究[J]．特种油气藏，2014，21(6)：14-19.

[5]妥宏．英2井深层稠油油藏注气吞吐降黏实验[J]．新疆石油地质，2012，33(1)：108-110.

[6]邹斌．CO2与胜利稠油相互作用微观机理研究[J]．化学工程与装备，2011，12(6)：1-3.

[7]尹小梅．超深层低渗稠油油藏有效开发技术[J]．中国石油大学胜利学院学报，2013，27(4)：17-19.

[8]张代燕．稠油油藏启动压力梯度实验[J]．新疆石油地质，2012，33(2)：201-204.

Effective Method for Development of Deep Heavy Oil in Low Permeability Reservoir

WANG Yi-ping

(Research Institute of Exploration and Development, Shengli Oilfield Company, Sinopec,Dongying 257015, Shandong, China)

Abstract:High reservoir pressure, high viscosity and low permeability are main characters of deep heavy oil in low permeability reservoir. Reducing viscosity by the method of injecting steam has poor effect， so reservoir development faces great difficulty. Lab experiment and numerical simulation shows that combining CO2 soak at high reservoir pressure and DCS at low pressure can reduce oil viscosity effectively. Hydraulic fracturing can reduce threshold pressure gradient and improve percolation capacity. CO2 soak assisted by hydraulic fracturing made a good result in oilfield development.

Key words:deep heavy oil in low permeability reservoir; carbon dioxide; viscosity reducing; hydraulic fracturing; percolation capacity

中图分类号：TE34

文献标识码：A

文章编号：1008-9446(2016)01-0008-04

作者简介：王一平(1982-)，男，山东寿光人，中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院工程师，主要从事油藏开发工作。

收稿日期：2015-09-18