薄层低渗透断块稠油氮气分散降黏增产技术研究与应用

黄咏梅，赵宏伟，盖云飞 (山东瑞恒兴域石油技术开发有限公司，山东 青岛 266000)

1 油藏地质特征及存在的问题

1.1 油藏地质特征

G197断块为断层分割的构造岩性断块薄层低渗透稠油砂岩油藏。目的层孔一段枣V油组是中低孔、中低渗储层，含油井段90～120m，油层单井厚度1.1～2.6m，孔隙度14.0%～25.7%，渗透率46.2～393.4mD，孔隙结构类型以低渗细喉型为主，泥质质量分数5.6%～11.6%；地面原油密度0.95～0.97g/cm3，黏度(50℃)3587～11801mPa·s，胶质沥青质量分数39.1%，含蜡质量分数5.2%～6.75%；地层水水型为CaCl2型，总矿化度为17654mg/L。G34-11井位于G197断块西部构造斜坡上(见图1)，该井于2017年9月投产，生产层位孔一段枣V油组，油层井段2132.5～2222.3m，共6层(约16.6m)。

1.2 存在的问题

1)油层薄、非均质突出。孔一段为冲积扇沉积，单层厚度1.1～2.6m，渗透率级差3.9～987.3。平面上储层物性变化快，纵向储层动用不均，单井有效动用范围和厚度小。

2)原油物性差，油井自然产能低。枣Ⅴ油组流度0.004～ 0.110mD/(mPa·s)，原油地层中渗流能力弱，井筒中流动困难。G34-11井需要井筒掺热水机抽生产，地层日产液仅4.54m3，含水率34%。

3)注水有效性差，单井产油量低。由于储层物性较差，单层厚度小，注水井吸水能力差，注水波及范围小。枣Ⅴ油组注水井段1976.7～2118.7m，厚度24.7m，注水压力20MPa，日注水量30m3，视米吸水指数仅0.061m3/(MPa·m)。对应受效井G34-11井日产液量低且产量自然递减大，生产1年后该井日产油递减率51.8%，累计产油量仅986t。

2 稠油氮气分散降黏增产室内试验研究

2.1 氮气在稠油中的溶解特性

试验仪器包括高温高压PVT实验装置、PY-Ⅰ型活塞式高压配样器和CHY-Ⅱ型落球式黏度计，试验流程图如图2所示。原油样品分别为黏度3610、14234、26313mPa·s的稠油。

图3为氮气溶解度与压力的关系。可以看出，当压力达到24.75MPa时，黏度26313mPa·s的超稠油氮气溶解度为10sm3/m3；相同压力下随着原油黏度的增加，氮气的溶解度减小。图4为氮气溶解>度与降黏率关系。可以看出，当稠油溶解氮气后，原油黏度明显降低，其中黏度26313mPa·s的超稠油最高降幅可达35%，这是由于氮气在稠油中有一定溶解性[1,2]和溶胀作用[3]，对稠油有较明显降黏作用。因此相同氮气溶解度下，原油黏度越高降黏效果越明显。

2.2 氮气渗流机理

试验所用设备主要包括微观玻璃刻蚀模型、高压观察窗、数字显微摄像系统、ISCO泵和回压阀等。其中高压观察窗耐压至18MPa，耐温至150℃[4,5]，观察窗外装有电加热套[6,7]，因此观察窗可以被加热至设定温度，试验流程图如图5(a)所示。观察窗内放置微观刻蚀模型(见图5(b))，其外观尺寸为50mm×50mm，孔道直径为40～50μm。试验温度为60℃，脱气原油黏度1560mPa·s。

试验通过PVT配样筒使气体充分溶解于原油中，将配样筒中配好的原油装入待测区，逐步释放压力，此时气泡在原油中高度分散，形成了稳定的泡沫油流动状态，如图6所示。

对不同压力下的气泡等效直径测试结果如图7所示。可以看出，气体主要以分散相形式存在于原油中，形成泡沫油状态；随着压力的降低，气体逐渐析出，且泡沫等效平均直径越来越大[8,9]。当压力降至2MPa以下时，气泡等效平均直径逐渐稳定在800μm左右。图8为不同气泡等效平均直径下的泡沫油黏度，可以看出，随着气泡等效平均直径的变大，含有气泡的泡沫油黏度逐渐变大，当气泡等效平均直径大于600μm时，泡沫油黏度变化比较大。

不同压力下气泡在多孔介质中的形态如图9所示。当压力降至6MPa时(图9(a)),气体逐渐从原油中析出形成泡沫油，泡沫油以连续相形式在多孔介质中渗流；当压力降至3MPa时(图9(b))，气泡的直径已经超过多孔介质中喉道的直径，气泡通过喉道时会发生挤压变形，暂堵大孔道中流体流动从而泡沫油流动发生转向；当压力降至2MPa时(图9(c))，气泡在喉道处聚并形成大气泡，并逐渐形成连续相。

2.3 稠油氮气分散降黏吞吐

氮气分散降黏吞吐就是将氮气+降黏剂同时注入地层[10,11]，焖井一段时间，开井后地层内的氮气驱动稠油一同流出井口，完成“氮气分散降黏吞吐”过程[12,13]。试验流程图如图10所示，试验材料选取G34 -11井原油和地层水、质量浓度为0.5mg/L的水溶性降黏剂、渗透率为150mD的岩心，试验温度50℃，注入压力15MPa，焖井时间12h，开采时间60min，吞吐 4个周期。

稠油氮气分散降黏吞吐试验结果如图11所示。图11(a)为压力随开采时间的变化，可以看出，开采前期压力降落速度很快，随着开采时间的延长，岩心中压力降落速度变缓，说明氮气膨胀驱动是油井吞吐开采中主要驱动能量[14]。图11(b)为采出程度随吞吐轮次的变化，可以看出，氮气吞吐稠油采出程度分别为4.61%、3.21%、2.68%、2.12%，稠油氮气分散降黏吞吐采出程度分别为5.31%、4.52%、4.44%、4.24%，说明稠油氮气分散降黏吞吐提高了开采程度且多轮次开采有效。图11(c)为采气速度随吞吐轮次的变化，可以看出，随吞吐轮次的增加，氮气最大采气速度逐渐增加，其中氮气吞吐工艺放喷氮气最大采气速度分别为75、225、465、545mL/min；而采用氮气分散降黏吞吐工艺开采效果更好[15]，放喷时氮气最大采气速度分别下降至60、180、330、425mL/min。

3 模型研究

G197断块地质模型如图12所示，

模型尺寸为960m×450m×276m，平面网格步长30m×30m。

3.1 注入量

设计氮气总注入量分别为10×104、20×104、30×104、40× 104、50×104m3，注气过程中按照气液体积比1∶600的配比注入降黏剂溶液，预测6个月的阶段累计增油量，如图13所示。由于注气波及范围内气体饱和度差异较大，所以随着注气量的增加增油量也随之增加，但当氮气注入量大于40×104m3后增油幅度减小。因此设计氮气注入量为40×104m3。

3.2 焖井时间

当氮气注入总量为40×104m3时，设计焖井时间为7、14、21、28、35d等5个方案，模拟1个吞吐周期内焖井时间对吞吐效果的影响，模拟结果如图14所示。随着焖井时间变长，流体分异效果越好，但焖井时间过长会影响生产。因此当套压相对稳定(日变化小于 0.5MPa)即焖井结束，设计焖井时间为7～10d。

4 矿场试验

G34-11井于2018年10月实施了注氮气分散降黏增产施工，生产曲线如图15所示。10月17日至30日注氮气14d，注气压力30MPa；关井焖井8d，期间油压从26.5MPa下降到23MPa；11月12日5mm油嘴开井自喷生产，日产液17.5m3，日产油2.29t，含水率86.9%；2019年1月29日转机抽生产，日产液12.2m3，日产油6.01 t，含水率47.4%，措施后日增油量3t，日节约掺水量7.76m3，降低了管理难度，取得了很好的经济效益。

5 结论

1)G197断块为断层分割的构造岩性断块薄层低渗透稠油砂岩油藏。存在油层薄、非均质突出、油井自然产能低、注水有效性差等问题。

2)氮气的溶胀作用对稠油有一定的降黏作用，原油黏度越高降黏效果越明显。降压开采中随着压力的降低，稠油会出现泡沫油流动形态，气泡可以为驱动稠油提供弹性能量，气泡通过喉道时会发生挤压变形，暂堵大孔道中流体流动从而产生液流转向。

3)建立G197断块地质模型，优化设计氮气注入量为40×104m3，焖井时间为7～10d。

4)稠油氮气分散降黏增产技术应用于G34-11井，措施后日增油量3t,日节约掺水量7.76m3，应用效果好。