霍 进，吕柏林，杨兆臣，卢迎波，胡鹏程

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

风城油田A区块平均油藏埋深为358 m，50 ℃原油黏度为19 974 mPa·s，原始地层压力为4 MPa，孔隙度为27.4%，渗透率为545 mD，属浅层构造岩性特稠油油藏。在蒸汽吞吐开发过程中，存在井间窜扰严重、油层剖面动用程度低、有效生产周期短、地层能量低、油井排液能力差等多重开发矛盾，随生产时间延长，开发矛盾愈发突出，开发效果逐渐变差。针对该问题，前人开展了蒸汽泡沫驱、氮气驱、二氧化碳驱等方面的驱油实验研究和现场试验，但由于驱油介质作用单一，问题未得到有效解决[1-4]。因此，选取N2、CO2、尿素、起泡剂4种常用介质，通过岩心驱油、三维物理模拟、微观驱油模拟等室内实验，优选最佳驱油介质及介质组合，研究多元介质复合驱油机理，实现调剖、降黏、增能等作用的定量表征，为稠油开发提供了新的增产提效方法。

1 多元介质驱油体系筛选

1.1 单一介质优选

为优选出单一驱油介质，以风城油田A区块油藏条件为依据，按照行业标准规定方法制作5组岩心(表1)，填充6.8 mL原油。实验设置蒸汽温度为150 ℃，回压为4.00 MPa，驱替速度为0.5 mL/min。实验流程如下：注入2.00倍孔隙体积蒸汽进行驱替，然后分别注入0.03倍孔隙体积的N2、CO2、尿素(质量浓度为300 g/L)、起泡剂(质量浓度为5 g/L)，再进行蒸汽驱替直至产出液含水98%为止。对比不同类型介质驱油效果。单一介质优选实验结果表明，相较于纯蒸汽驱替，尿素、CO2、起泡剂3种介质在提高采收率方面效果较好(表1)，采收率均提高3.00个百分点以上，其中尿素驱油效果最佳，提高采收率5.05个百分点，最终采收率为32.17%。

表1 实验岩心参数

1.2 介质组合优选

单一起泡剂能起到调剖作用，单一非凝析气体能起到补充地层能量、降黏作用，而非凝析气体与起泡剂组合后产生泡沫流，在储层中叠加产生贾敏效应，封堵岩石中的大孔道，迫使蒸汽转向未波及区域，提高油层动用程度[2]，且能补充地层能量，提高油井排液能力。因此，建立3种介质组合(尿素+起泡剂、CO2+起泡剂、N2+起泡剂)，尿素、CO2、N2分别与起泡剂等体积配比，岩心基本参数如表2所示，实验条件与单一介质实验相同，对比不同介质组合方式驱油效果。实验结果表明，尿素+起泡剂在提高采收率方面效果最好，提高采收率7.10个百分点。

表2 实验岩心参数及介质组合驱替效果

2 多元介质驱油机理表征

尿素在150 ℃以上的高温条件下与水反应分解为CO2和NH3，CO2在地层中与起泡剂形成泡沫流，起到调剖、封窜的作用，NH3溶于水呈碱性，易形成碱驱[5-8]。通过三维物理模拟实验、降黏实验和高压反应实验揭示多元介质组合(尿素+起泡剂)提高剖面动用、降低原油黏度、补充能量的驱油机理，并通过微观驱油模拟实验研究多元介质驱油过程。

2.1 提高油层剖面动用程度

利用风城油田A区块油藏实际参数建立三维物理模型，模型尺寸为30 cm×15 cm×40 cm，模型的油藏厚度、渗透率严格按照Pujol和Boberg的相似标准进行比例模化。设计3套油层，每套油层之间夹有2个厚度为2.0 cm的隔层，隔层渗透率为10 mD。每个小层内存在2种渗透率：油层1上部渗透率为5 000 mD，孔隙度为30.5%，下部渗透率为1 000 mD，孔隙度为25.3%；油层2上部渗透率为3 000 mD，孔隙度为28.3%，下部渗透率为600 mD，孔隙度为23.8%；油层3上部渗透率为4 000 mD，孔隙度为29.4%，下部渗透率为700 mD，孔隙度为24.6%(图1)。三维模型与高压金属瓶连接，金属瓶中装入N2，压力保持和原始油藏压力一致(4.0 MPa)，蒸汽吞吐实验中注汽速度为150 cm3/min；多元介质复合吞吐实验中注蒸汽速度为130 cm3/min，注多元介质(300 g/L尿素+5 g/L起泡剂)速度为20 cm3/min。每个周期注汽8 min，焖井2 min，生产30 min。共开展吞吐模拟实验11个周期，前7个周期开展蒸汽吞吐，后4个周期开展多元介质复合吞吐。

图1 多元介质三维物模实验示意图

由实验监测的吸汽剖面及周期生产指标对比(图2、3)可知，蒸汽吞吐阶段蒸汽超覆明显，高渗层吸汽量达到81.6%，低渗层动用困难；多元介质复合吞吐阶段，起泡剂发泡进入高渗层，促使蒸汽流向低渗层，吸汽剖面得到较大幅度提高，高渗层吸汽量降至38.6%，油层得到均衡动用，尿素热分解的非凝析气体提高反应釜内压力，提高排液能力，综合作用下周期产油量、油汽比明显提升，采收率提高9.3个百分点。实验结果表明，多元介质复合吞吐可有效改善油层剖面动用程度，扩大蒸汽波及范围。

图2 三维物模实验吸汽剖面对比

2.2 降低原油黏度

CO2在稠油中的溶解度随压力增加而增加，随温度的升高而降低，原油降黏率随CO2溶解度增加而增加[7-8]。选取50 ℃黏度为12 400 mPa·s、密度为0.974 g/cm3的油样进行多元介质降黏实验，将尿素溶液(300 g/L)与原油按不同比例充分混合后放入反应釜中，随后加热升温至180 ℃，恒温保持2 h，尿素在高温下充分分解，然后降压并测量不同压力下原油黏度(表3)。由表3可知，溶液与原油混合比例为2∶8时，降黏效果最好。尿素热分解产生的CO2溶于原油，原油黏度由12 400 mPa·s降至7 552 mPa·s，此时降黏率为39.1%；降压至2.50 MPa后析出拟混相状态的泡沫油，原油黏度继续降至1 327 mPa·s，最终降黏率高达89.3%。

图3 三维物理模拟实验吞吐周期生产指标

2.3 补充地层能量

将多元介质溶液(300 g/L尿素+5 g/L起泡剂)放入高压反应釜中，并加入N2至油藏压力4.00 MPa，逐渐提高系统温度，记录反应釜内压力随时间的变化规律，直至系统内压力稳定即为分解反应完毕。实验结果表明：当温度升至150 ℃时，尿素分解速率提高至0.36 mol/(mL·s)，经过1.9 h，压力由0.30 MPa上升至2.95 MPa后基本趋于稳定，表明尿素在150 ℃时基本完全分解，反应釜内压力提升近3.00 MPa(表4)，由此可见，多元介质高温下分解的非凝析气体能够迅速提升油藏压力，达到补充地层能量的目的。

表3 尿素溶液降黏实验结果

表4 多介质溶液不同温度条件下分解反应实验数据

2.4 提高驱油效率

为进一步深入对多元介质蒸汽驱驱油机理认识，开展微观驱油模拟实验。将制好的光刻磨片放入微观可视化模型内，真空状态下将磨片饱和油。利用恒温烘箱将多元驱替介质加热至200 ℃，恒温5 h后，进行微观模型驱替实验，连续观测微观模型内驱替介质驱油的流变特征及驱油特征。实验先进行200 ℃热水驱至产出液含水率达到98%，再转为200 ℃热水+多元介质(多元介质溶液为300 g/L尿素与5 g/L起泡剂混合)驱至产出液含水率达到98%时结束实验。实验表明：热水驱实验结束后，由于大孔道发生水窜，继续用热水驱已无法提高驱油效率；转多元介质+热水驱后，大孔道逐渐被泡沫封堵，热水驱油面积逐渐扩大，原油以乳化泡沫油的方式采出，驱油效率大幅度提升。其原理如下：多元介质中尿素热分解产生NH3和CO2，NH3溶解水中，在高温下形成NH4+和OH-，与原油中的酸性物质反应产生表面活性剂，同时与CO2、起泡剂共同作用，既起到泡沫驱扩大波及体积的作用，也具有大幅度提高微观驱油效率的作用[9-11]，最终驱油效率提高近30个百分点。

3 现场应用效果

2019年，在新疆风城油田A区块19口试验井开展多元介质复合吞吐技术，实施前单井周期产油量为418 t，油汽比为0.16，水平段动用程度达到42%。采用多元介质进行复合吞吐，单井注入多元介质药剂(尿素+起泡剂)54 t，随后注入蒸汽进行吞吐生产。实施后，周期生产指标提升显著，平均单井周期产油提高了480 t，油汽比提高了0.12，采油速度提高1.2个百分点，井温剖面资料显示，水平段动用程度提高33个百分点(表5)，多元介质复合效果显著。

表5 多元介质复合吞吐前后生产指标变化

4 结论及建议

(1) 室内实验表明，多元介质复合驱油效果优于单一介质辅助和常规蒸汽吞吐效果，为稠油增产提效提供了新方法。

(2) 尿素在地层中热裂解生成非凝析气体CO2和NH3，与起泡剂协同作用，稠油降黏率可达到89%以上，吸汽剖面改善率达到73%，驱油效率提高近30个百分点，具有较好的驱油效果。

(3) 风城油田多元介质复合吞吐试验结果表明，19口试验井平均单井周期产油量提高480 t，油汽比提高0.12，采油速度提高1.2%，水平段剖面动用程度提高33个百分点。

(4) 多元介质复合技术具有提高油层剖面动用、降低原油黏度、补充地层能量等作用，可在蒸汽驱、驱泄复合、SAGD等开发方式中推广，具有较好的推广价值。