強水敏稠油油藏提高采收率工藝技術研究

盧小娟 （中石化勝利油田分公司東勝公司，山東 東營257000）

1 油藏概況

金家油田位于山東省桓臺縣馬橋鄉(xiāng)境內，構造位置位于東營凹陷西南邊緣斜坡帶，金家樊家鼻狀構造帶南端［1］。該油田于1964年開始地震勘探，1965年鉆探井通17，在沙一段、沙二段、沙四段見到油層或油氣顯示，沙一段為主力含油層系。油藏埋深720～1000m，單層厚度0.8～3.0m，疊合厚度6.7m。孔隙度29.1%～38.4%，滲透率213～1680mD。黏土礦物含量24.4%，其中蒙脫石含量97.9%，水敏指數(shù)0.70～0.973，總體評價為薄互層強敏感稠油油藏。

主要含油層系沙一段原油性質特征是高密度、高黏度、低含硫、低凝固點。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%，凝固點－22℃～4℃，原油黏度與溫度敏感性強，溫度平均升高10℃，黏度下降一半。

2 開采難點

2.1 儲層巖性復雜，非均質性嚴重

金家油田沙一段儲層分為以下3種類型：第1類為砂巖儲層，多為細砂巖及粉砂巖，主要分布于Ⅲ砂組，在Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ砂組局部也有分布；第2類為礫巖、礫狀砂巖儲層，主要分布于Ⅳ砂組；第3類為生物灰?guī)r儲層，主要分布于Ⅱ砂組2小層。因此，儲層巖性復雜，非均質性嚴重。

2.2 黏土含量高，水敏感性強，油層保護難度大

金家油田全巖分析黏土礦物含量24.4%，蒙脫石含量達到97.9%，水敏指數(shù)在0.70～0.97之間，為極強水敏儲層。盡管在注蒸汽熱采的過程中采取了一定的防膨措施，但是仍然避免不了因黏土膨脹、運移造成的微粒堵塞，具體表現(xiàn)在注蒸汽吞吐4～5個周期后，出泥糊糊，從拔出的繞絲管來看，絕大多數(shù)繞絲管中均被油泥、粉細砂堵死，還有部分井油管也有砂、泥。

2.3 油層薄，凈總比低，蒸汽吞吐熱量利用率低

金家油田沙一段儲層含油小層多，單層厚度小，凈毛比為0.2～0.5。由于油層薄，注入油層的蒸汽從上下蓋層的熱損失增大，油層橫向波及體積變小，熱利用率降低。另外，凈總比也是影響熱利用率的一個重要因素，由于有泥質薄夾層的存在，油層中熱損失增大，部分熱量消耗在夾層。在油層有效厚度和注汽量相同的情況下，隨著夾層厚度增大（即凈總比降低），油汽比明顯變低，其主要原因是油層加熱半徑變小，熱利用率低，吞吐效果變差［2］。

2.4 油藏埋藏淺、壓實程度低，地層易出砂

金家油田沙一段儲層埋深淺（720～1000m），壓實作用弱，成巖性差，膠結疏松，地層容易出砂。

2.5 油井供液能力差

由于金家油田沙一段儲層地層溫度低、原油黏度高和滲流能力差，再加上油藏天然能量不足，導致油井的供液能力嚴重不足，影響了油井的產(chǎn)能。

3 提高采收率的相關工藝

3.1 提高儲層滲流能力的配套工藝

1）優(yōu)化黏土防膨劑，保護儲層滲透率 針對金家油田沙一段儲層具有黏土含量高，儲層水敏性強，粉細砂巖出砂嚴重的特點，在油層敏感性評價的基礎上，開展高溫防膨劑的篩選。篩選出的防膨劑應既能抑制黏土膨脹，又能抑制黏土運移，同時具有很好的耐沖刷性能，從而達到有效抑制黏土的膨脹和運移、保持滲流通道的目的［3］。為此，針對勝利油田目前常用的BY－A3、HMAT 、XFP、NAE－2、FP－1、GW－2防膨劑樣品進行對比評價試驗。經(jīng)過常溫防膨率、高溫防膨率和常溫耐水沖刷及高溫耐沖刷性能試驗評價，發(fā)現(xiàn)XFP、NAE－2、HMAT防膨水洗性能相對較好，而XFP和NAE－2的預防膨效果要好于HMAT，且XFP、NAE－2與分別地層水、酸化緩蝕劑、互溶劑、鐵離子穩(wěn)定劑配伍性良好。因此，選用XFP、NAE－2作為黏土防膨劑來保護儲層滲透率。

2）泡沫返排提高近井地帶滲透率 泡沫的攜砂能力是超負壓泡沫混排儲層改造技術中最為重要的參數(shù)之一［4］。為了評價泡沫的攜砂能力，設計了一組實驗，對比泡沫與模擬地層水在滲流過程中的攜砂能力（見圖1）。從圖1可以看出，泡沫在地層中對砂粒的攜帶能力比模擬地層水要大得多，其原因如下：泡沫的表觀黏度比水的表觀黏度大，其對砂粒的拖曳力更強；賈敏效應的存在增大了流動阻力，同時也為砂粒的運移提供了更大的動力；泡沫在出口處的膨脹而產(chǎn)生的助排作用致使砂粒被大量排出。

圖1 模擬地層水與泡沫攜砂能力對比圖

3.2 分層分區(qū)防砂配套工藝

金家沙一段分選性、粒度中值、原油黏度、攜砂能力、上下水層距離等在平面上和縱向上差異較大，因而需要采取不同的防砂模式。針對以金6塊為代表的中區(qū)，由于其主力層上部有水層，可以采取擠壓礫石充填防砂工藝，而以金10塊為代表的東區(qū)原油黏度高、攜砂能力強，且夾層發(fā)育，可以采用壓裂防砂工藝［5］。

3.3 薄互層油藏復合熱采工藝

針對金家油田油層薄、凈總比低、原油黏度高且天然能量不足等特點，提出了SGDA（Steam（蒸汽），Gas（氣體），Dissolver（耐高溫油溶性降黏劑），Anti－swelling agent（黏土穩(wěn)定劑））復合熱采工藝技術［6］。在實施SGDA技術時，利用N2補充油層能量，提高近井地帶壓力0.4～0.6MPa，同時提高蒸汽的波及系數(shù)與回采水率，還起到助排、降黏作用。利用耐高溫油溶性降黏劑則可以提高油相相對滲透率35%～52%。因此，利用該技術能大幅度提高蒸汽驅替效率，從而起到改善金家油田薄互層稠油油藏開發(fā)效果，其具體工藝流程如下：①向地層中擠入XFP－J耐高溫黏土穩(wěn)定劑；②向地層中擠入SLYR－02耐高溫油溶性復合降黏劑；③注汽前向地層預置隔熱增能氣體（即N2）；④注入高干度蒸汽。

4 現(xiàn)場應用效果

利用上述研究結果，分別選取金6塊的16－1井和金10塊的金10－斜6井進行礦場先導試驗。以金16－1井為例，采取的主導工藝為油層保護工藝、擠壓力石充填防砂和SGDA復合熱采工藝技術。金16－1井熱采投產(chǎn)轉抽后，其產(chǎn)能明顯提高（日產(chǎn)油10.4t，日產(chǎn)液11.6t，含水10.3%），取得了很好的開發(fā)效果，這表明采取提高儲層滲流能力的配套工藝、分層分區(qū)防砂配套工藝和薄互層油藏復合熱采工藝技術開發(fā)金家油田沙一段儲層是可行的。

［1］ 徐丕東 .水敏性稠油油藏開發(fā)技術在八面河油田的應用 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2007，34（3）：374.377.

［5］ 袁明琦 .王莊油田強水敏性稠油油藏開發(fā)方式研究 ［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2006，24（6）：56.58.

［7］ 孫加元 .稠油熱采輔助劑的試驗研究 ［J］.石油鉆采工藝 .2004，25（S1）：28.29.

［8］ 裴春 .樂安油田稠油出砂油藏工藝配套技術 ［J］.石油天然氣學報，2008，30（2）：134.136.

［9］ 楊元亮 .王莊油田鄭14塊薄層強水敏特稠油油藏開發(fā)技術 ［J］.特種油氣藏 .2008，15（2）：90.93.

［10］ 王紅濤，龐占喜，劉大錳，等 .稠油油藏注蒸汽儲層傷害機理及調整措施 ［J］.石油學報，2009，29（4）：88.91.