低渗稠油化学剂辅助二氧化碳吞吐技术研究与应用——以L油田为例

吴 捷

（中国石油集团长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁盘锦 124010）

目前我国大部分中深低渗稠油油藏，受埋深、渗透率等因素影响，普遍采取压裂投产，油井呈现为初期产能高、高产稳产期短、产能递减快的特征，分析认为弹性能量衰竭快、水驱效果差、原油黏度高流动性差，是该类油藏产能骤减的主要原因[1-3]。针对上述生产矛盾，本文以L油田为例，开展了低渗稠油化学剂辅助二氧化碳吞吐技术研究，为低渗稠油油藏提高采收率提供了一种新的技术方法。

1 L油田概况及低产原因分析

1.1 L油田概况

L油田为构造岩性断块低渗稠油油藏，含油层位为沙三段Ⅱ油组+Ⅲ油组，油藏埋深2 700.0～3 100.0 m，孔隙度4%～25%，渗透率1×10-3～ 426×10-3μm2。开发方式以注水开发为主，可动用地质储量为124.40×104t，储层地层压力系数1.12，为高压储层，地层温度梯度3.4 ℃/100 m，地层水矿化度较低；储层岩石胶结类型以孔隙式为主，其次为接触-孔隙式，黏土矿物总含量10%，成分以高岭石为主。

1990年6月至2014年6月为试油试采阶段，大部分油井初期日产量较高（最高可达20.00 t），含水低，产量下降较快；2014年6月后，产量持续下降，实施注采层系优化调整后，产量下降趋势未得到遏制，开发形势较差。

1.2 低产原因分析

1.2.1 储层水敏性强，伤害严重

L油田储层属于强水敏地层，黏土矿物总含量10%，其中高岭石含量高达66%，抗机械能力不高，在流体的流动冲击下，分散成鳞片状的微粒，遇水后坍塌、运移，在孔喉连接处发生堆积，形成喉间“搭桥”，堵塞流体渗流通道，伤害地层渗透率。

1.2.2 长期弹性开采，地层亏空严重

L油田开发层位为沙三段Ⅲ油组，共有油井14口，水井6口，整体注水压力较高，均超过25 MPa，欠注水井多。受边界效应和水井欠注影响，L油田井网动用程度仅为5%。常规水力压裂井高产期短、产量递减较快，压裂投产初期平均日产油9.10 t，目前平均日产油0.98 t，低渗储层、异常高压、外围能量补充较缓慢导致了该井区的整体产出能力差，目前平均地层压力系数为0.65。

1.2.3 普通稠油，油水流度比大，水驱效率低

L油田原油为普通稠油，地面原油密度0.92 g/cm3，50 ℃原油黏度383 mPa·s。由于中深低渗油藏调驱工艺受温度、渗透率、压力等限制，实施注采层系优化调整后，含水率仍较高，无法进一步提高水驱效果。

2 化学剂辅助二氧化碳吞吐技术

针对L油田储层存在的问题，确定优选高效化学剂对储层填隙物溶蚀，然后配合大规模二氧化碳吞吐充分溶解原油、膨胀补充地层能量[4-5]，再利用配套化学剂对储层原油物性进行改善，提高其流动性能，综合作用对储层和流体进行改造。

2.1 孔隙填隙物高效溶蚀

配制不返排酸体系解除已经产生的储层堵塞，对储层黏土中的高岭石溶蚀消除，辅助各种抑制剂，氟硅酸钾抑制剂和铁离子鳌合铁血盐（对钙、镁、铁离子等金属离子具有良好的螯合分散作用，不形成二次沉淀），消除储层二次伤害，对储层填隙物进行高效溶蚀，深部沟通，解决储层水敏伤害。通过对L1井的岩心薄片溶蚀实验（表1）和电子探针分析（图1）发现，薄片中Si、Al、O、C元素含量明显减少，说明储层填隙物中高岭石可进行有效溶蚀，溶蚀后薄片孔隙明显增多，可有效提高渗透率和油流通道。

图1 酸蚀前后电子探针分析对比

表1 L1井的岩心薄片溶蚀前后元素分析对比

2.2 油水两相降黏剂，静态降黏，高效洗油

在地层条件下，降黏剂不具备剪切、搅拌条件，限制了降黏剂与地层原油的接触空间和降黏效果[6-8]，因此针对储层条件和油品特性，优选油水两相降黏剂，其机理是将油溶性表面活性剂通过改性合成，使其在水中变为紧密离子对结构，既可部分溶于水，又具有强亲油能力，复配加入水中可形成微乳油滴，遇到稠油具有极强的渗穿能力。针对性选取降黏剂，室内实验降黏率可达85%以上。

同时降黏剂驱具有较强的降低界面张力的能力，降低了大片稠油的流动阻力，使大油滴变形运移，溶解形成的油滴在降黏剂溶液的驱动下向前运移，并对附近的油膜产生助推作用，剥离油膜，如此反复进行，有效提高洗油效率[9-11]。

2.3 液态二氧化碳吞吐，膨胀补能

L油田经多年天然能量开发，注采连通性差、注水效果差，地层能量未得到及时补充，液态二氧化碳进入地层气化后能有效补充地层能量，同时溶于原油后亦可达到降黏、提高原油流动性的作用。

3 应用实例

3.1 措施井生产概况

L1井2014年1月压裂投产，油藏埋深2 893.0～2 950.0 m，射孔厚度11.6 m，储层平均孔隙度21%，平均渗透率115×10-3μm2，投产初期日产油12.00 t，随后产液量、产油量逐步下降，至2018年7月措施前累计生产1 657 d，累计产油6 762.00 t，日产液1.60 t，日产油1.08 t。

3.2 注入工艺设计

结合油井动静态资料（地质资料、油层资料、油层流体性质资料、射孔数据、生产数据、完井与油藏改造资料等），建立单井径向模型。模型采用非平衡初始化方法，所建立的数学模型可以用于后续方案预测及参数优化，优化后的参数为：依次注入不返排酸500 m3、降黏剂800 m3、液态二氧化碳800 m3、降黏剂400 m3，最佳闷井时间20 d。

3.3 二氧化碳注入排量优化

为提高整体施工效率，使用3台2500型压裂车组高排量泵注液态二氧化碳，同时考虑液态二氧化碳摩阻远高于化学剂，利用软件对二氧化碳排量进行优化，如表2所示。当二氧化碳排量为3.0 m3/min时，预测井口压力为40.84～49.63 MPa，满足井下管柱和井口强度要求。

表2 二氧化碳施工排量优化

3.4 试验井效果分析

2018年7月26日，在L1井实施化学剂辅助二氧化碳吞吐，使用压裂车组进行泵注，施工压力曲线如图2所示。阶段1：不返排酸（500 m3）+降黏剂（800 m3）,泵注压力40.00～48.00 MPa；阶段2：二氧化碳（800 m3）,泵注压力40.00～42.00 MPa；阶段3：降黏剂（400 m3），施工压力40.00～48.00 Mpa，泵注结束后闷井20 d，使不返排酸与地层填隙物充分反应，疏通孔喉；降黏剂与地层原油充分反应，降黏提高地层原油流动性能、高效洗油，提高剩余油动用程度；二氧化碳充分溶于原油，形成溶解气驱，在地层温度、压力条件下二氧化碳气化补充地层能量。

图2 各阶段泵注曲线特征

L1井初期放喷日产油最高可达10.00 t，油井油套压力上升明显，表明地层能量得到了有效补充，油井具有很好的生产潜力。由图3可知，措施后平均日产油4.90 t，提高到措施前产量的4.5倍。截至2020年8月，措施后累计产油量为3 643.00 t，对比增油2 841.00 t，投入产出比为1.0∶2.2，取得了良好的经济效益。目前该井已稳产742 d，分析认为该措施不仅为本井补充能量、疏通孔喉，同时溶蚀剂、降黏剂在液态二氧化碳的携带下[12]，大体积疏通注水驱动通道，改善原油流动性，提升了水驱效果；其中，刚性补能充足，是本井稳产时间较长的主要原因。

图3 L1井措施后生产曲线

4 结论

针对低渗稠油油藏天然能量开采，产能快速递减的生产矛盾，化学剂辅助二氧化碳吞吐技术可从储层填隙物解堵、地层能量补充、地层流体性能改善等方面给予解决，应用后取得了较好的实施效果，进一步证实了该技术的有效性，为类似油藏剩余油动用、深部挖潜提供了新的可行途径。