王代流 中国石油大学 （北京）石油工程学院，北京102249 中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营257231

蒋予岭，耿志国，张志涛，刁俊西 （中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营257231）

孤岛低品位稠油开采配套技术

王代流 中国石油大学 （北京）石油工程学院，北京102249 中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营257231

蒋予岭，耿志国，张志涛，刁俊西 （中石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营257231）

孤岛油田低品位油藏储层发育差、原油黏度高、开采难度大、动用程度低，目前采出程度仅为5.31%。针对该油藏在开发中存在的储层泥质胶结、敏感性强、出砂严重，注汽时压力高、效果差，油稠造成抽油机生产困难大等问题，在开展油层保护、解堵工艺的基础上，进行了油溶性降黏剂以及CO2与油溶性降黏剂协同作用改善稠油蒸汽吞吐效果的研究，并在矿场生产中得到了应用，有效地改善了低品位稠油区块的开发效果。

低品位稠油；油层保护；化学复合蒸汽吞吐；密闭循环加热

孤岛油田为潜山披覆背斜构造、稠油疏松砂岩油藏，主力开发层系为河流相沉积的新近系馆陶组3-6段 （Ng3－6）砂层组，具有高孔隙、高渗透、高黏度、油层非均质性强、出砂严重等特点。目前开发方式分后续水驱、化学驱、稠油热采3种，近年来，以孤南4、孤南214、孤北1为代表的低品位稠油区块的动用和开采，已成为弥补孤岛油田产量递减的主要措施手段。

1 孤岛油田低品位稠油开发现状

孤岛油田的低品位稠油区块包括孤南4、孤北1、孤南214等6个滚动扩边的外围区块，属中高渗的构造－岩性稠油油藏，原油黏度明显高于主体单元；储层交错分布，发育不稳定，泥质含量高。在开发方式上，以蒸汽吞吐开采为主。由于储层发育和流体物性差，开采难度大、效果差，目前采油速度0.66%，采出程度仅为6.4%，为典型的双低单元。

1.1 原油黏度大，注汽压力高

研究区低品位稠油区块原油黏度平均在20000mPa·s以上，流动性差。这些区块注汽过程中普遍存在注汽压力高、注入速度低、注汽干度低的现象，进入地层热焓值小；注汽后又普遍存在压力扩散慢、焖井时间长、热损失大，导致热采生产周期短、产油量低，降低了注汽生产效果。

1.2 储层黏土含量高，近井地带渗流能力差

孤北1、孤南4、孤南214等断块黏土体积分数高，平均在10%以上，其中所含伊利石、高岭石等水敏、速敏性矿物，遇水极易膨胀和漂移，堵塞孔道，导致地层渗透率下降。在对油井进行热采降黏处理时，高温高压碱性蒸汽对地层损害极大，储层含铁矿物如方解石、黄铁矿石等在地层条件下转化为三价铁离子与OH－作用生成Fe（OH）3绿色絮状沉淀，堵塞喉道，降低地层渗透率，造成地层伤害。低品位稠油单元平均日产液水平仅22.8t，与稠油单元平均水平相比低28%。

2 配套工艺措施

针对以上低品位稠油单元生产中的难题，在立足油层保护的基础上，开展了降低注汽压力、提高蒸汽吞吐效果、加强机采工艺配套等相关工艺的研究与应用，以解决制约低品位区块稠油开发的瓶颈问题，提高低品位油藏的开发效果。

2.1 油层保护措施

根据地层敏感性评价，孤南4断块储层具有强速敏性，强水敏性，中等盐度敏感性，弱碱敏性，盐酸不酸敏，对常规土酸具有弱酸敏性。因此，改善孤南4断块开发效果必须立足于做好油层保护。

由于孤南4断块地层胶结疏松，泥质体积分数高达15%，主要有伊－蒙混层、高岭石、伊利石和绿泥石。因此在钻井完井、注汽、酸化、防砂、修井过程中，首先要做好油层黏土防膨稳定、降低油层伤害。通过对孤岛油田现场常用的黏土稳定剂在室内开展了静态及动态防膨性能、耐温性能评价，筛选出了防膨率达90%以上的优质黏土防膨剂，在注蒸汽前挤入地层，防止蒸汽凝析液对地层的伤害。

2.2 酸化解堵剂评价与优选

低品位稠油油藏由于储层发育差、泥质含量，生产过程中储层粉细砂微粒运移极易在近井地带形成堵塞，渗流能力大大下降，尤其是蒸汽吐吞井，对防砂和注汽工艺的影响更严重。因此，通过化学酸化等辅助工艺措施，解除近井地带堵塞、提高油井近井地带渗透率，是提高粉细砂岩稠油油藏开发效果的保障。

根据低品位断块储层特点，酸化主要以普通酸洗和深部酸化为主。室内根据酸液的不同作用原理，开展了评价试验，试验用酸液由现场提供的酸样与水按1∶5比例配得。

2.2.1 普通酸洗

普通酸洗主要是靠酸液的溶解作用解除井筒附近地层污染和堵塞，具有酸液用量少、处理距离短，返排容易等特点。一般现场常用的就是盐酸和土酸，但通过孤南4断块储层敏感性评价可以看出，该区块储层对盐酸不酸敏，对土酸具有弱酸敏性，而盐酸对砂岩的溶蚀性较差，为此选择低伤害酸作为普通酸洗的用酸。

低伤害酸是一种以磷酸、氢氟酸为主剂，主要适用于砂岩油藏，除具有伤害小、腐蚀小、易返排等特点外，还具有溶蚀强、二次沉淀物少的特点，在硅、钙质共存的条件下，低伤害酸的溶解硅质能力是常规土酸的21倍，而反应后的沉淀物是土酸的1／200，因此具有良好的保护油层的性能。

图1 酸液优选评价图

2.2.2 深部酸化

深部酸化主要是通过提高酸液在地层中的有效穿透距离，以解除地层深部的污染和堵塞，或溶解孔隙中的细小颗粒、胶结物等以扩大孔隙空间，从而在较大范围内提高地层渗透率，改善地层渗透性能。

由于孤岛油田低品位断块以粉细砂岩为主，储层胶结疏松，泥质含量高，具有强水敏、易出砂、易堵塞等特点，普通酸洗不能解除地层深部伤害。为满足现场对油层深部处理的要求，优选了几种深部处理酸液进行了性能评价试验（图1）。从总体趋势来看，SD-4深部处理酸的酸化效果最好，不仅用量少，而且渗透率可提高142%，且无下降趋势。综合考虑缓蚀性能和解堵性能，在需要对地层进行深部处理时，推荐使用SD-4深部处理酸。

2.3 复合吞吐工艺技术研究

特稠油在开发上普遍存在注汽压力高、周期产油量低的矛盾，生产效果差，因此降低注汽启动压力，提高回采时驱油效率是改善特稠油吞吐开发效果的关键。针对特稠油开发上的主要矛盾，开展了利用油溶性降黏剂、CO2以及二者协同作用蒸汽吞吐开发效果的研究与试验。

2.3.1 油溶性降黏剂降低注汽压力、提高驱替效率

特稠油中加入油溶性降黏剂后，特稠油的黏度降低幅度很大，并且降黏率随用量的增加而变好。这说明油溶性降黏剂可以有效地分散特稠油中的沥青质、胶质成份，使其分子间的黏滞力下降，流动性能增强［1］。油溶性降黏剂的加入，使特稠油的流变性向牛顿流体靠近，可以大幅度降低启动压力梯度。

2.3.2 CO2 改善稠油开采效果

利用高温PVT装置对二氧化碳对特稠油密度、体积系数、黏度的影响进行研究，表明CO2易溶于特稠油中，在地层温度和地层压力条件下，气油比最高可达到59.04m3／m3，CO2在相同压力下的饱和气油比高于N2（图2）。CO2与特稠油的亲合性是提高开采效果的重要机理。

随着CO2溶解量的增加，原油的体积因数和收缩率明显增大 （图3）。体积因数的增加量在10%以上，原油体积膨胀增加了地层流体的弹性能量，有利于地层中的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，进入井筒增加油井产量［2］。

图2 不同气体的气油比和饱和压力的关系曲线

图3 CO2与稠油体积因数的关系曲线

2.3.3 油溶性降黏剂与CO2协同作用对特稠油特性的影响

油溶性降黏剂可以大幅度降低特稠油启动压力，CO2可以有效降溶入特稠油中改善其流动性。通过实验研究，发现二者协同作用，可以降低特稠油层的注入压力，提高蒸汽和CO2的注入效果；同时利用CO2的膨胀扩散性能，可以增加油溶性降黏剂的波及体积，提高降黏效果［3］。

2.3.4 CO2 改善稠油开采效果

通过单纯注蒸汽和蒸汽伴注油溶性降黏剂方式下的室内物模试验，伴注油溶性降黏剂可大幅度提高驱替效率、降低蒸汽注入量。另外，对油溶性降黏剂和蒸汽分前置段塞注入、伴蒸汽注入2种方式下的室内物模试验，表明在注蒸汽前，挤注油溶性降黏剂前置段塞对油层进行处理，再进行蒸汽驱替，其效果要好于伴蒸汽注入油溶性降黏剂驱。

2.4 举升工艺配套与改进

在举升工艺方面，针对原油进入井筒后温度降低、黏度升高造成井筒举升困难的情况，优化了井筒加热工艺，采用了井筒环空密闭循环加热装置对进入井筒的油气混合物进行升温降黏，降低油流阻力。

井筒环空密闭循环加热装置由地面加热炉、循环离心泵、自吸泵、水箱、井口掺水三通密封总成、空心杆、隔热管、隔热管筛管组成。为了使隔热管和空心杆间有充分的空间让热水循环实现热能交换，并且水流畅通，循环压力小，优选45mm空心杆、27mm隔热管，配合89mm的泵上油管管柱组合，加热深度选择900～1000m。

3 应用效果分析

根据研究成果，结合孤南4、孤南214、孤北1、孤岛南区等低品位稠油断块油藏地质特点，制定了相应的工艺措施对策，在试验复合蒸汽吞吐工艺的基础上配套油层保护、油层预处理、井筒环空密闭加热工艺措施。

3.1 解堵效果分析

对黏土体积分数高于10%、渗透率低于600mD的储层，采用酸洗或深部酸化解堵工艺，改善近井地带渗透率，在注汽前应用高温长效防膨剂保护油层，然后配合砾石挤压充填等防砂工艺，提高转周效果，共应用6口井，平均注汽压力降低2MPa，干度提高7.3%，日产油增加8.2t，效果显著。

3.2 复合吞吐效果分析

对原油黏度高、注汽压力高的油层，采用油溶性降黏剂或CO2协同蒸汽吞吐，以降低注汽压力，增加地层能量，应用复合吞吐工艺治理低效热采井9口，平均单井注汽压力降低1.6MPa、周期生产时间延长168d，累计增油1795t。

3.3 井筒环空密闭循环加热装置

配套机采措施，采用井筒环空密闭循环加热装置提高井筒温度，解决光杆缓下造成的生产难题。实施下双空心杆8口，其中新开井2口，扶长停井4口，实施后平均单井日产液33.75t，日产油12.56t，综合含水62.8%，可对比井井口温度提高了17℃。

4 结论与认识

1）孤岛油田低品位稠油油藏储层为馆陶组泥质胶结的粉细砂岩油层，黏土含量高、水汽敏感性强，蒸汽吐吞开采对油层损害非常严重，因此采油工艺措施应该以油层保护为前提，才能确保措施成功率。

2）对黏土含量高、注汽压力高的井，在考虑地层敏感性基础上优选解堵剂，注汽前对油层实施酸化解堵、地层填砂等配套工艺措施，以解除近井地带堵塞、提高近井地带渗透性，从而降低注汽压力，提高蒸汽吐吞效果。

3）CO2易溶于特稠油中，可使地下原油黏度降低、体积增大、流动性增强；油溶性降黏剂既可降黏、又可降低特稠油启动压力、降低注汽压力。二者相结合可大幅度降低特稠油在油藏条件下的黏度，显著增加地层的弹性能量，从而增加油井产量。

4）井筒环空密闭循环加热工艺热效率高，很好地解决了稠油对抽油机井工况的影响，可有效延长稠油蒸汽吐吞井的生产周期。

［1］常运兴，张新军.稠油油溶性降粘剂降粘机理研究 ［J］.油气田地面工程，2006，25（4）：8～9.

［2］陶磊，王勇，李兆敏，等.CO2／降粘剂改进超稠油物性研究 ［J］.陕西科技大学学报，2008，26（6）：25～29.

［3］于丽，孙焕泉.用于注聚驱后的含有中强缓冲碱三元复合体系研究 ［J］.山东大学学报 （理学版），2008，43（3）：16～20.

Low Grade Heavy Oil Recovery Technology of Guodao Oilfield

WANG Dai-liu，JIANG Yu-ling，GENG Zhi-guo，ZHANG Zhi-tao，DIAO Jun-xi（First Author’s Address：Faculty of Oil and Gas Engineering，China University of Petroleum，Beijing102249，China；Gudao Oil Production Plant，Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying257231，Shandong，China）

The development of low grade reservoirs was poor in Gudao Oilfield，oil viscosity was high，oil production was difficulty with low producing level，the of recovery percent was only 5.31%.In consideration of the problems of shale cementation，high sensitivity，serious sand production，high pressure in steam injection and poor production effect and difficulty of oil pumping units，on the basis of reservoir protection，study of blocking-removal technology，the composite effect of improve heavy oil steam soaking by using oil soluble viscosity reducers and CO2and oil soluble viscosity reducers is studied and used in the oilfield，the production effect of low grade heavy oil block is improved.

low grade heavy oil；reservoir protection；composite chemical and steam soak；close-cyclic heating

TE345

A

1000-9752（2012）10-0121-04

2012-05-12

王代流 （1969-），男，1993年大学毕业，在站博士后，高级工程师，现主要从事油田开发技术研究。

［编辑］ 宋换新