稠油配套工藝改進與探索

（中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600）

1 稠油開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 濱南稠油概況

濱南采油廠稠油油藏主要包括單家寺、王莊油田，主要開發(fā)層系是館陶組、東營組、沙一段、沙三段。探明稠油地質(zhì)儲量12995.8 萬噸，動用地質(zhì)儲量10972.15 萬噸，可采儲量2576.9 萬噸，采收率23.5%。

濱南采油廠稠油特點是油藏類型多、產(chǎn)量占比大、動用地質(zhì)儲量占比大，稠油油藏動用地質(zhì)儲量10972.15 萬噸，占采油廠動用儲量的25%。稠油產(chǎn)量占比大，從產(chǎn)量看，稠油2018 年產(chǎn)油量73.09 萬噸，占采油廠年產(chǎn)量的38.3%。因此稠油油藏穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)對采油廠發(fā)展具有重要意義。

1.2 濱南稠油開發(fā)現(xiàn)狀

目前稠油開井634 口，73%油井吞吐超過7 周，這部分井所占儲量占稠油總儲量的87.5%，產(chǎn)量占稠油總產(chǎn)量的78.8%。從遞減看，油井周期遞減加大，由初期的4.7%增長到目前的9.7%，同時油汽比降低，穩(wěn)產(chǎn)難度日益增大[1]（如圖1-1 所示）。

1.3 稠油技術(shù)發(fā)展歷程

“十五”以前，稠油采用普通蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)；“十五”期間，針對敏感性稠油油藏采用了強化防膨技術(shù)，超稠油油藏采用強化降粘技術(shù)；“十一五”期間，特超稠油配套HDCS 技術(shù)，薄互層稠油配套薄層水平井單層開發(fā)技術(shù)，普通稠油進行間歇蒸汽驅(qū)技術(shù)試驗；“十二五”期間，強邊底水稠油配套強邊底水稠油水平井開發(fā)技術(shù)，低滲強水敏稠油配套低滲稠油壓裂防砂熱采技術(shù)，低滲稠油配套水平井+分支水平井開發(fā)技術(shù)。

“十三五”以來，面對低油價、“氣代油”等不利因素，通過轉(zhuǎn)變開發(fā)理念，創(chuàng)新技術(shù)，實施存量“增效創(chuàng)效”工程，保持了稠油產(chǎn)量的穩(wěn)定。主要配套了綜合提效技術(shù)：氮氣泡沫、化學(xué)復(fù)合吞吐、酸化解堵、組合吞吐等，并對新技術(shù)進行了攻關(guān)探索[2]（如表1-1 所示）。

2 稠油配套工藝改進與探索

2018 年，面對復(fù)雜油藏狀況，單一工藝技術(shù)實施存在局限性，因此針對不同階段突出問題，應(yīng)優(yōu)化工藝技術(shù)集成配套，通過強化高效開發(fā)技術(shù)的提升和引進，進一步控遞減、挖潛力，從而實現(xiàn)稠油開發(fā)提質(zhì)提效。

主要開展了以下工作：對氮氣泡沫進行改進升級，應(yīng)用優(yōu)化熱化學(xué)復(fù)合吞吐，組合提升酸化解堵技術(shù)，并積極探索微生物吞吐技術(shù)。

2.1 氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)

氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)是利用氮氣泡沫重力分異、遇水穩(wěn)定遇油不穩(wěn)、破滅再生等特點，針對縱向非均質(zhì)性以及蒸汽超覆的影響造成儲層動用不均，調(diào)整吸汽剖面，來改善吸汽及產(chǎn)液剖面。工程風(fēng)險小、措施有效率高，是目前熱采堵調(diào)主導(dǎo)工藝技術(shù)。

近年來，在鄭364、鄭366、鄭41 等多薄層稠油區(qū)塊累計實施48 井次，增油1.2 萬噸，增效2652 萬元。

在應(yīng)用過程中，通過現(xiàn)場實施情況，總結(jié)了氮氣泡沫技術(shù)的油藏適應(yīng)條件及不同油井的適用性。

表2-1 氮氣泡沫技術(shù)的油藏適應(yīng)條件

氮氣泡沫調(diào)剖油井的適用性：

①汽竄初期：調(diào)剖延緩水竄通道的形成；

②受弱邊水影響井：吞吐期生產(chǎn)末期供液相對較差、液量較低的油井；

③層間差異大：對儲層非均質(zhì)性強的油井泡沫調(diào)剖，實現(xiàn)均勻吞吐，可防止因局部動用程度過大造成邊水快速突破。

氮氣泡沫調(diào)剖油井的局限性：

①超稠油井：原油粘度高，暫堵高滲層所需壓差大，泡沫劑封堵達不到要求。

②強邊水井：泡沫封堵強度低，對強邊水封堵能力差。

③同井多輪次調(diào)剖、汽竄嚴(yán)重井：泡沫劑封堵壓差較小，多井嚴(yán)重汽竄，形成大孔道，影響調(diào)剖效果。

圖1-1 稠油周期產(chǎn)油量變化柱狀圖

表1-1 稠油配套工藝現(xiàn)狀

圖2-1 不同泡沫體系阻力因子

因此2018 年從增加泡沫的穩(wěn)定性，提高封堵強度的角度來對氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)進行改進，其中：①分級泡沫調(diào)剖（中低強度）：采用不同適溫泡沫劑，同等成本加大泡沫劑用量；②聚硅納米顆粒+高溫泡沫體系（中等強度）：利用聚硅納米顆粒提高泡沫液膜的穩(wěn)定性，從而提高泡沫強度；③弱凝膠+高溫泡沫體系（高強度）：利用凝膠的穩(wěn)泡作用，提高泡沫強度，進一步提高封竄效果。

2.1.1 分級泡沫調(diào)剖技術(shù)

根據(jù)吞吐溫度場具有“近高遠(yuǎn)低”的特點，開展氮氣泡沫分級調(diào)剖技術(shù)。利用高低溫堵劑組合，同等成本增加泡沫劑用量，提高調(diào)剖效果。通過氮氣泡沫分級調(diào)剖技術(shù)的實施，增強了氮氣泡沫調(diào)剖技術(shù)在超稠油油藏的適應(yīng)性，在單56塊應(yīng)用6 井次，增油5 井次，措施有效率提高至83.3%[3]。

2.1.2 聚硅納米顆粒+高溫泡沫體系

聚硅納米顆粒可以有效增加在泡沫液膜在液體中的穩(wěn)定性，增強泡沫的阻力因子，減緩泡沫半衰期。通過聚硅納米顆粒增強泡沫的穩(wěn)定性和有效期，有效提高了泡沫在強邊水油藏的適用性，在單10 應(yīng)用4 井次，綜合含水由96.6%下降至90.2%，日增油2.1t。

2.1.3 弱凝膠+高溫泡沫體系

圖2-2 納米顆粒穩(wěn)泡劑對泡沫半衰期的影響

圖2-3 SJSH10X124 和SJSH10X125 生產(chǎn)曲線

圖2-4 組合堵調(diào)優(yōu)選模板

弱凝膠+高溫泡沫體系主要針對同井多輪次調(diào)剖、汽竄嚴(yán)重井，利用泡沫的賈敏效應(yīng)和凝膠穩(wěn)泡作用，擴大封堵范圍，實現(xiàn)深部調(diào)堵，具有蒸汽流場調(diào)整、增加地層能量、助力地層排液等多重功效。其機理是將起泡劑溶于成膠前的凝膠溶液中，注入地層后再注入氣體，在地層中先產(chǎn)生泡沫，隨后發(fā)生膠凝，產(chǎn)生以凝膠為分散介質(zhì)的泡沫。泡沫的液膜由凝膠產(chǎn)物形成，具有泡沫和凝膠雙重特性，但含氣率較小（40%～60%），適用于封堵高產(chǎn)液量含水層和中、高滲層。

典型井：SJSH10X129 井組

單10X122 井區(qū)館下段井2015 年底至2016 年初投產(chǎn)，目前單井生產(chǎn)3-5 周期，處于熱采開發(fā)初期階段。由于層間差異大，平面矛盾突出，井間互相汽竄嚴(yán)重，井?dāng)?shù)多、頻次高，降低了蒸汽熱利用率，嚴(yán)重影響油井生產(chǎn)、注汽質(zhì)量[4]。

治理對策：

（1）泡沫凝膠封堵：因汽竄嚴(yán)重，多向汽竄，優(yōu)化泡沫凝膠用量提高到150m3，封堵汽竄通道。

（2）連 注 連 采：SJSH10X129、SJSH 10X134、SJSH 10X 1303 口井連注連采，減少井間干擾。

取得效果：

（1）汽竄減少4 井次：10X129 →10X134、10X129 →10X130、10X130 → 10X129、10X134 → 10X129。

（2）3 口連注連采井油汽比同期對比提高0.03。

圖2-5 單10 平412 周期含水變化曲線

圖2-6 單56 塊新投井生產(chǎn)曲線圖

（3）調(diào)整了蒸汽流場，對波及差方向產(chǎn)生蒸汽驅(qū)作用，井組增油230t。

2.1.4 組合堵調(diào)優(yōu)選模板

根據(jù)蒸汽流場形態(tài)形成的成因以及各種強度氮氣泡沫組合堵劑的油藏適應(yīng)性，結(jié)合油藏數(shù)模計算結(jié)果，形成組合堵調(diào)優(yōu)選模板。對于級差小于4 的普通稠油采用常規(guī)氮氣泡沫調(diào)剖；對于井距大于200 米，級差4-7 之間的采用分級泡沫調(diào)剖；對于井距100 米-200 米之間，級差7-11之間的采用聚硅納米顆粒+高溫泡沫體系，對于井距小于100 米，級差大于11 的采用弱凝膠+高溫泡沫體系。

2.2 熱化學(xué)復(fù)合吞吐技術(shù)

熱化學(xué)復(fù)合吞吐技術(shù)其主要機理是采用“相似相溶”原理，以芳烴類溶劑為主要組分，增加稠油連續(xù)相比例，降低稠油膠束尺寸，從而降低體系粘度。適用于特稠油、超稠油和特超稠油的近井解堵及流動啟動。

針對油層薄、粘度高造成周期短、產(chǎn)量低問題，近年來采取“蒸汽+高效助采劑”的熱化學(xué)復(fù)合吞吐模式，降低表面張力、提高洗油效率，在單2、單10 館陶、單56 等區(qū)塊應(yīng)用58 井次，增油7994 噸，增效1656 萬元。

熱化學(xué)復(fù)合吞吐技術(shù)的適用性：

①薄層、中高滲油藏：地層散熱快，導(dǎo)致周期短、產(chǎn)量低。

②低滲、超稠油油藏：注汽啟動壓力高、質(zhì)量差，儲層動用率低。

熱化學(xué)復(fù)合吞吐技術(shù)的局限性：

①強邊水超稠油油藏井：輔助藥劑難以接觸剩余油，有效期短，增油效果差。

②薄層多輪次吞吐井：近井地帶反復(fù)吞吐，剩余油較少，波及范圍小。

③汽竄嚴(yán)重井：注入藥劑沿高滲帶突進，無法有效接觸剩余油。

因此2018 年從擴大降粘劑波及范圍，增加藥劑與剩余油接觸比來對熱化學(xué)復(fù)合吞吐技術(shù)進行改進，其中：①輔助泡沫堵水：利用泡沫前置暫堵水竄通道，蒸汽伴注降粘，擴大波及范圍；②氮氣輔助：輔助氮氣，以擴大蒸汽及熱水帶的加熱體積，促進藥劑擴散；③實施方案調(diào)整:調(diào)整注汽前期伴注段塞，改為中間段塞輔助藥劑，提高與剩余油的接觸比。

2.2.1 泡沫暫堵

針對強邊水井超稠油油藏井，利用泡沫增加了汽相的表觀粘度，降低蒸汽的流度，使蒸汽及輔助藥劑轉(zhuǎn)向流入目的層，從而有效提高了蒸汽的波及系數(shù)，改善輔助藥劑的驅(qū)油效率。在單2 沙三應(yīng)用5 井次，含水下降4%，階段油汽比提高0.03，階段增油1560t。

2.2.2 氮氣輔助

針對薄層多輪次吞吐井，利用前置氮氣優(yōu)先進入高滲地層，增加了高滲層的滲流阻力，使蒸汽氣和藥劑溶液轉(zhuǎn)向而流入低滲地層，擴大井底波及范圍，增加措施效果。在單10Ng 應(yīng)用6 井次，平均注汽量減少180t，油汽比提高0.04，累增油2869t。

典型井：SJSH10P412

存在問題：該井由于邊水突進高含水，周期含水由75.8%上升至目前95.7%。

治理對策：前置氮氣泡沫排水+伴注降粘劑，提高降粘效果。

采取措施后生產(chǎn)周期大幅度提高，目前已生產(chǎn)308 天，周期累油增加617t、油汽比增加0.16，綜合含水下降2.7%。

圖2-7 SJ56-14X2、SJ56-16X2 井位圖

圖2-8 SJ56-14X2、SJ56-16X2 生產(chǎn)曲線

2.2.3 施工方案調(diào)整

針對汽竄井，進行施工方案調(diào)整，調(diào)整前置伴注段塞，改為中間段塞輔助藥劑，避免前期伴注藥劑進入非目的層，提高與剩余油的接觸比，擴大藥劑波及范圍，增加措施效果。單56 塊應(yīng)用6 井次，階段油汽比提高0.03，階段增油1857t。

2.3 酸化解堵技術(shù)

針對微粒運移、近井地帶存在固相及有機質(zhì)污染等問題，采用復(fù)合解堵引效。復(fù)合解堵即微乳解有機質(zhì)，復(fù)合緩速酸解固相。

近年來，在鄭41、單10 館陶、單2 沙一等區(qū)域，實施酸化解堵措施53 口，措施成功率86.3%，油汽比提高0.1，累計增油1.4 萬噸，增效2700 余萬元。

酸化解堵技術(shù)的適用性：

①細(xì)粉砂巖膠結(jié)疏松，細(xì)粉砂運移堵塞濾砂管和近井地帶充填層。

②儲層泥質(zhì)含量高，水敏，粘土顆粒膨脹、運移，堵塞濾砂管。

酸化解堵技術(shù)的局限性：

①水平井：水平段長，少量酸液不能進入目的層。

②地層漏失嚴(yán)重井：酸液容易漏失，影響措施效果。

③物性較差井：物性差，單一少量酸液不能解決根本問題。

因此2018 年采用加合增效手段，提高酸化解堵效果，其中：①前置泡沫酸：通過加大泡沫劑用量，暫堵高滲通道，有效擴大酸液處理范圍；②氮氣、降粘劑輔助：在酸液處理地層的同時，輔助氮氣、降粘劑采用加合增效手段進行增能、降粘。

2.3.1 前置泡沫酸

針對地層虧空大，漏失嚴(yán)重的油井，對酸化解堵措施配套前置泡沫工藝（加大泡沫劑用量），同時實施地面預(yù)制泡沫酸，暫堵漏失層，提升措施應(yīng)用效果。在單2 沙一、鄭41 塊等應(yīng)用11 井次，平均注汽量減少180t，油汽比提高0.1，階段增油1575t。

2.3.2 氮氣、降粘劑輔助

單56 塊2017 年新投井位于區(qū)塊邊部，儲層物性相對較差，地層壓力低，原油粘度高，地層受泥漿污染，導(dǎo)致注汽壓力高干度低，注汽質(zhì)量差，井口溫度低，遞減快，周期生產(chǎn)時間短。單一酸化解堵措施不能起到較好的效果，因此輔助氮氣增能助排、降粘劑降低注汽壓力，采用綜合措施提高生產(chǎn)效果。

典型井：SJ56-14X2、SJ56-16X2

因兩井為加密井，位于邊部，物性較差。同時由于地層虧空，鉆井時泥漿漏失嚴(yán)重，導(dǎo)致地層堵塞。生產(chǎn)前兩周期時間短，周期產(chǎn)量低。

第3 周采取ANFS 措施，解除濾砂管及近井地帶堵塞，同時輔助氮氣和降粘劑增加地層能量、降低原油粘度，提高效果。措施后，兩口井液量、油量增加效果明顯；周期結(jié)束，合計增油1020t，油汽比提高0.34。

表2-2 微生物采油適用范圍

表2-3 物模實驗評價

圖2-9 SJSH14X73 微生物吞吐生產(chǎn)情況

圖2-10 SJSH14X59 生產(chǎn)曲線

2.4 微生物冷采技術(shù)

微生物采油及利用微生物對原油的分解作用及代謝產(chǎn)物的降粘作用，降低原油粘度，提高流動性，同時產(chǎn)生生物表面活性劑，改變巖石潤濕性，提高洗油效率及產(chǎn)生有機酸和有機溶劑，解除巖石堵塞。具有以下特點：成本低（5-10 萬/井）、操作方便、有效期長、不傷害儲層。通過室內(nèi)研究及現(xiàn)場試驗明確其適用范圍。

根據(jù)微生物適用范圍，優(yōu)選應(yīng)用區(qū)塊。結(jié)合應(yīng)用區(qū)塊微生物菌屬，進行微生物配方體系篩選。實施過程并根據(jù)不同油井特點進行模式細(xì)化：

①油稠、低液井：采用微生物菌液+激活劑+二氧化碳進行降粘和補充能量；

②高含水井、低效熱采井：采用微生物菌液+激活劑+功能性激活劑進行堵水、降粘、調(diào)剖；

③平面差異大地層堵塞井：采用菌液+激活劑+二氧化碳+酸進行解堵、降粘、補充能量。

措施前開展了室內(nèi)評價，針對油藏較為豐富的內(nèi)源微生物菌屬及微生物群落結(jié)構(gòu)特點，進行前期分析，確定區(qū)塊的菌群激活方向（嗜烴、乳化產(chǎn)氣功能菌為主)。同時通過室內(nèi)試驗，篩選激活劑配方體系。通過篩選外源菌與內(nèi)源菌復(fù)配，最終形成內(nèi)外源微生物復(fù)合吞吐體系增強來促進微生物體系的產(chǎn)氣量及對原油的洗油及降粘效果，復(fù)合體系降粘率可以達到99%。

通過一維管式模型，模擬油藏條件，加入不同量的激活劑配方+外源菌發(fā)酵液，形成內(nèi)外源微生物復(fù)合體系，最高可提高驅(qū)替效率8.85%，采出程度達60.4%。

2015 年以來開展微生物冷采先導(dǎo)實驗17 井次，累計增油6949t。從降粘效果看，降粘率在90%以上，從菌濃看，菌量增加100 倍以上。從生產(chǎn)效果看對于注采井網(wǎng)完善、粘度高含水較低的油井，增油提效效果明顯，日增油2.8t。對于高含水、低效熱采井未見到明顯增油效果。

2.4.1 低液高粘井：SJSH14X73

SJSH14X73 井原油粘度高，油藏溫度高，滲透率低，注水不見效。因此利用微生物降低原油粘度，疏通近井地帶堵塞，并輔助CO2 增加地層能量。

措施后，該井原油粘度大幅降低，動液面上升。通過兩次微生物吞吐有效期已超過1177 天，累計增油4153t。

2.4.2 低液停產(chǎn)井：SJSH14-016

SJSH14-016井原油粘度大，驅(qū)替難度大，低產(chǎn)低液關(guān)井；注水井對應(yīng)差，在斷層邊，地層能量不足。因此利用內(nèi)外源微生物復(fù)合吞吐有效降粘，疏通近井堵塞，注入CO2 增能提液。

措施前低液關(guān)井，實施微生物吞吐后日液10.9t、日油5.9t、含水45.5%，菌濃達到4.2×108 個/mL，原油粘度由11952 mPa.s降低到1270mPa.s，降低90%，提液增油效果顯著。

2.4.3 低效熱采井：SJSH10-15X1

SJSH10-15X1 井前期采用蒸汽吞吐開發(fā)，由于其位于斷層邊部，儲層發(fā)育不好導(dǎo)致目前液量較低，高含水。因此利用內(nèi)外源微生物復(fù)合吞吐有效降粘，注入CO2 增能提液。

SJ10-15X1 井實施微生物吞吐前4.8t/0.3t/93.4%，實施后4.8t/0.4t/91.8%，從該井看，沒有見到明顯效果。但是鄰井SJSH10X10 井，在SJ10-15X1 開始注微生物后油量開始增加，該區(qū)塊屬于中高孔滲，滲透率較大可能存在注竄的可能性，截止目前SJSH10X10 井增油151 噸。

2.4.4 高含水井：SJSH14X59

SJSH14X59 井含蠟高，注水井對應(yīng)好，高含水。因此對該井注功能性激活劑進行堵調(diào)，內(nèi)外源微生物疏通近井堵塞。措施后液量下降，說明功能性激活劑具有一定的堵水作用；但是含水下降不明顯，分析認(rèn)為一方面堵劑強度低，未能起到良好的封堵作用，另一方面低滲層進入堵劑，原油與微生物無法有效接觸。下步建議作業(yè)卡封ES44 小層，對ES43 小層微生物解堵降粘。

2.4.5 微生物冷采取得的階段認(rèn)識

（1）通過微生物吞吐，能夠有效降低原油粘度（降低到原粘度的1/10），有效提升油井開發(fā)水平。

（2）水驅(qū)稠油：對注采井網(wǎng)完善、含水較低的油井，增油提效效果明顯。注采井網(wǎng)不完善，或者含水較高的油井，有效期較短。需要配套增能助排或者堵調(diào)工藝技術(shù)。

（3）多輪次吞吐熱采稠油，地層虧空大，能量低，波及范圍小，有效期較短。可以配套增能助排、或探索微生物驅(qū)。

（4）微生物堵水強度較低，存在局限性，需要進一步研究。

3 下步工作打算

面對“氣代油”后天然氣供應(yīng)不穩(wěn)定及成本縮減對熱采稠油帶來的新挑戰(zhàn)，積極“轉(zhuǎn)觀念、轉(zhuǎn)方式”，立足做優(yōu)做強存量，加大成熟技術(shù)推廣力度，同時做好接替技術(shù)探索研究和技術(shù)儲備，結(jié)合雙低單元治理，進一步提高稠油開發(fā)效果。

3.1 加大成熟工藝配套，強化存量增效

針對制約稠油油汽比及效益提升的主要矛盾，2019 年以提高開發(fā)效益為中心，堅持低成本開發(fā)戰(zhàn)略，繼續(xù)實施分層注汽、組合注汽及氮氣輔助吞吐等成熟工藝技術(shù)的應(yīng)用，改善稠油開發(fā)效果。

3.2 強化雙低單元治理，建立示范引領(lǐng)

今后按照“開發(fā)有潛力、技術(shù)有支撐、地面可配套、評價有效益”的原則，針對低效問題，優(yōu)選3 個具有代表性的稠油熱采單元進行專項治理。覆蓋儲量648 萬噸。工作量35 井次，采油速度由0.11%提高到0.45%，年增油3.03萬噸，增加可采儲量25 萬噸。

3.3 加強難點技術(shù)攻關(guān)，實現(xiàn)治理突破

3.3.1 廉價堵劑堵調(diào)

目前汽竄現(xiàn)象不斷加劇，注汽熱利用效率降低，嚴(yán)重影響稠油開發(fā)效益。針對汽竄嚴(yán)重的情況，開展了汽竄封堵試驗，取得了一定效果，但是費用高，難以大規(guī)模推廣，因此需要對廉價堵劑進行技術(shù)攻關(guān)。

目前采油廠污油泥來源廣泛，可用做廉價堵劑主材。利用現(xiàn)場的污油泥進行室內(nèi)試驗，優(yōu)選復(fù)配懸浮劑、固化劑等藥劑，最終形成污油泥堵調(diào)體系，達到降低措施成本、提高措施效益的目的。

2019 年計劃在單56 塊開展試驗，實施廉價堵劑封竄，為治理汽竄做好技術(shù)儲備。

3.3.2 化學(xué)驅(qū)技術(shù)探索研究

單83 館陶老區(qū)前期采用蒸汽驅(qū)開發(fā)，目前采出程度高達37.8%；含水高達95.1%，高含水停井10 口導(dǎo)致開發(fā)效益差，完全成本2536 元/噸。整體處于高含水（96%）、高采出程度（37.8%）、中低采油速度（0.29%）開發(fā)階段。可在單83 館陶老區(qū)選取4 個井組進行化學(xué)驅(qū)試驗。