薄層低滲透斷塊稠油氮氣分散降黏增產技術研究與應用

黃詠梅，趙宏偉，蓋云飛 (山東瑞恒興域石油技術開發有限公司，山東 青島 266000)

1 油藏地質特征及存在的問題

1.1 油藏地質特征

G197斷塊為斷層分割的構造巖性斷塊薄層低滲透稠油砂巖油藏。目的層孔一段棗V油組是中低孔、中低滲儲層，含油井段90～120m，油層單井厚度1.1～2.6m，孔隙度14.0%～25.7%，滲透率46.2～393.4mD，孔隙結構類型以低滲細喉型為主，泥質質量分數5.6%～11.6%；地面原油密度0.95～0.97g/cm3，黏度(50℃)3587～11801mPa·s，膠質瀝青質量分數39.1%，含蠟質量分數5.2%～6.75%；地層水水型為CaCl2型，總礦化度為17654mg/L。G34-11井位于G197斷塊西部構造斜坡上(見圖1)，該井于2017年9月投產，生產層位孔一段棗V油組，油層井段2132.5～2222.3m，共6層(約16.6m)。

1.2 存在的問題

1)油層薄、非均質突出。孔一段為沖積扇沉積，單層厚度1.1～2.6m，滲透率級差3.9～987.3。平面上儲層物性變化快，縱向儲層動用不均，單井有效動用范圍和厚度小。

2)原油物性差，油井自然產能低。棗Ⅴ油組流度0.004～ 0.110mD/(mPa·s)，原油地層中滲流能力弱，井筒中流動困難。G34-11井需要井筒摻熱水機抽生產，地層日產液僅4.54m3，含水率34%。

3)注水有效性差，單井產油量低。由于儲層物性較差，單層厚度小，注水井吸水能力差，注水波及范圍小。棗Ⅴ油組注水井段1976.7～2118.7m，厚度24.7m，注水壓力20MPa，日注水量30m3，視米吸水指數僅0.061m3/(MPa·m)。對應受效井G34-11井日產液量低且產量自然遞減大，生產1年后該井日產油遞減率51.8%，累計產油量僅986t。

2 稠油氮氣分散降黏增產室內試驗研究

2.1 氮氣在稠油中的溶解特性

試驗儀器包括高溫高壓PVT實驗裝置、PY-Ⅰ型活塞式高壓配樣器和CHY-Ⅱ型落球式黏度計，試驗流程圖如圖2所示。原油樣品分別為黏度3610、14234、26313mPa·s的稠油。

圖3為氮氣溶解度與壓力的關系。可以看出，當壓力達到24.75MPa時，黏度26313mPa·s的超稠油氮氣溶解度為10sm3/m3；相同壓力下隨著原油黏度的增加，氮氣的溶解度減小。圖4為氮氣溶解>度與降黏率關系。可以看出，當稠油溶解氮氣后，原油黏度明顯降低，其中黏度26313mPa·s的超稠油最高降幅可達35%，這是由于氮氣在稠油中有一定溶解性[1,2]和溶脹作用[3]，對稠油有較明顯降黏作用。因此相同氮氣溶解度下，原油黏度越高降黏效果越明顯。

2.2 氮氣滲流機理

試驗所用設備主要包括微觀玻璃刻蝕模型、高壓觀察窗、數字顯微攝像系統、ISCO泵和回壓閥等。其中高壓觀察窗耐壓至18MPa，耐溫至150℃[4,5]，觀察窗外裝有電加熱套[6,7]，因此觀察窗可以被加熱至設定溫度，試驗流程圖如圖5(a)所示。觀察窗內放置微觀刻蝕模型(見圖5(b))，其外觀尺寸為50mm×50mm，孔道直徑為40～50μm。試驗溫度為60℃，脫氣原油黏度1560mPa·s。

試驗通過PVT配樣筒使氣體充分溶解于原油中，將配樣筒中配好的原油裝入待測區，逐步釋放壓力，此時氣泡在原油中高度分散，形成了穩定的泡沫油流動狀態，如圖6所示。

對不同壓力下的氣泡等效直徑測試結果如圖7所示。可以看出，氣體主要以分散相形式存在于原油中，形成泡沫油狀態；隨著壓力的降低，氣體逐漸析出，且泡沫等效平均直徑越來越大[8,9]。當壓力降至2MPa以下時，氣泡等效平均直徑逐漸穩定在800μm左右。圖8為不同氣泡等效平均直徑下的泡沫油黏度，可以看出，隨著氣泡等效平均直徑的變大，含有氣泡的泡沫油黏度逐漸變大，當氣泡等效平均直徑大于600μm時，泡沫油黏度變化比較大。

不同壓力下氣泡在多孔介質中的形態如圖9所示。當壓力降至6MPa時(圖9(a)),氣體逐漸從原油中析出形成泡沫油，泡沫油以連續相形式在多孔介質中滲流；當壓力降至3MPa時(圖9(b))，氣泡的直徑已經超過多孔介質中喉道的直徑，氣泡通過喉道時會發生擠壓變形，暫堵大孔道中流體流動從而泡沫油流動發生轉向；當壓力降至2MPa時(圖9(c))，氣泡在喉道處聚并形成大氣泡，并逐漸形成連續相。

2.3 稠油氮氣分散降黏吞吐

氮氣分散降黏吞吐就是將氮氣+降黏劑同時注入地層[10,11]，燜井一段時間，開井后地層內的氮氣驅動稠油一同流出井口，完成“氮氣分散降黏吞吐”過程[12,13]。試驗流程圖如圖10所示，試驗材料選取G34 -11井原油和地層水、質量濃度為0.5mg/L的水溶性降黏劑、滲透率為150mD的巖心，試驗溫度50℃，注入壓力15MPa，燜井時間12h，開采時間60min，吞吐 4個周期。

稠油氮氣分散降黏吞吐試驗結果如圖11所示。圖11(a)為壓力隨開采時間的變化，可以看出，開采前期壓力降落速度很快，隨著開采時間的延長，巖心中壓力降落速度變緩，說明氮氣膨脹驅動是油井吞吐開采中主要驅動能量[14]。圖11(b)為采出程度隨吞吐輪次的變化，可以看出，氮氣吞吐稠油采出程度分別為4.61%、3.21%、2.68%、2.12%，稠油氮氣分散降黏吞吐采出程度分別為5.31%、4.52%、4.44%、4.24%，說明稠油氮氣分散降黏吞吐提高了開采程度且多輪次開采有效。圖11(c)為采氣速度隨吞吐輪次的變化，可以看出，隨吞吐輪次的增加，氮氣最大采氣速度逐漸增加，其中氮氣吞吐工藝放噴氮氣最大采氣速度分別為75、225、465、545mL/min；而采用氮氣分散降黏吞吐工藝開采效果更好[15]，放噴時氮氣最大采氣速度分別下降至60、180、330、425mL/min。

3 模型研究

G197斷塊地質模型如圖12所示，

模型尺寸為960m×450m×276m，平面網格步長30m×30m。

3.1 注入量

設計氮氣總注入量分別為10×104、20×104、30×104、40× 104、50×104m3，注氣過程中按照氣液體積比1∶600的配比注入降黏劑溶液，預測6個月的階段累計增油量，如圖13所示。由于注氣波及范圍內氣體飽和度差異較大，所以隨著注氣量的增加增油量也隨之增加，但當氮氣注入量大于40×104m3后增油幅度減小。因此設計氮氣注入量為40×104m3。

3.2 燜井時間

當氮氣注入總量為40×104m3時，設計燜井時間為7、14、21、28、35d等5個方案，模擬1個吞吐周期內燜井時間對吞吐效果的影響，模擬結果如圖14所示。隨著燜井時間變長，流體分異效果越好，但燜井時間過長會影響生產。因此當套壓相對穩定(日變化小于 0.5MPa)即燜井結束，設計燜井時間為7～10d。

4 礦場試驗

G34-11井于2018年10月實施了注氮氣分散降黏增產施工，生產曲線如圖15所示。10月17日至30日注氮氣14d，注氣壓力30MPa；關井燜井8d，期間油壓從26.5MPa下降到23MPa；11月12日5mm油嘴開井自噴生產，日產液17.5m3，日產油2.29t，含水率86.9%；2019年1月29日轉機抽生產，日產液12.2m3，日產油6.01 t，含水率47.4%，措施后日增油量3t，日節約摻水量7.76m3，降低了管理難度，取得了很好的經濟效益。

5 結論

1)G197斷塊為斷層分割的構造巖性斷塊薄層低滲透稠油砂巖油藏。存在油層薄、非均質突出、油井自然產能低、注水有效性差等問題。

2)氮氣的溶脹作用對稠油有一定的降黏作用，原油黏度越高降黏效果越明顯。降壓開采中隨著壓力的降低，稠油會出現泡沫油流動形態，氣泡可以為驅動稠油提供彈性能量，氣泡通過喉道時會發生擠壓變形，暫堵大孔道中流體流動從而產生液流轉向。

3)建立G197斷塊地質模型，優化設計氮氣注入量為40×104m3，燜井時間為7～10d。

4)稠油氮氣分散降黏增產技術應用于G34-11井，措施后日增油量3t,日節約摻水量7.76m3，應用效果好。