边底水稠油油藏水溶性降黏剂吞吐技术研究

2020-07-14刘祖鹏

特种油气藏 2020年3期

刘祖鹏

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

0 引言

胜利油田沾29块为典型的强边底水普通稠油油藏，自2001年9月投入试采以来，主要采用了天然能量和蒸汽吞吐2种开发方式，受边底水和原油物性的影响，区块开发效果较差，目前采出程度仅为3.05%。开发过程中存在的主要问题是油井初期产能高但是产量递减快，底水突破后导致含水率快速上升[1-4]。国内外的研究表明，采用水平井联合化学药剂能够改善该类油藏蒸汽吞吐的开发效果[5-10]，然而在低油价形势下，热力采油由于制汽成本高、锅炉污染大、天然气气源受限等问题[9]，造成热力采油的经济性逐渐变差。目前水溶性降黏剂主要应用于近井地带的油层解堵，以及作为一种辅助药剂应用于热力采油中，单独采用水溶性降黏剂吞吐的相关研究较少[11-19]。因此，基于室内实验和数值模拟结果，分析了水溶性降黏剂提高稠油采收率的机理，并研究了其在油藏数值模拟中的实现方法，在此基础上，利用数值模拟优化了沾29块水溶性降黏剂吞吐的注入参数。

水溶性降黏剂主要由阴离子型表面活性剂OP-10、环氧氯丙烷及无水亚硫酸钠作为反应物，对甲苯磺酸作为催化剂，通过化学反应合成。水溶性降黏剂pH值为7左右，有机氯的含量为0，溶于水后没有沉淀。水溶性降黏剂溶液与原油混合后，能够形成流动性更强的水包油乳状液，可以显著降低原油黏度，改善原油流动性。

1 物理模拟研究

1.1 驱油实验

物理模型采用的填砂管长度为60 cm，直径为2.54 cm，孔隙度为33%，渗透率为1 750 mD。64 ℃下，脱气原油黏度为4 081 mPa·s，地层水为2%NaCl的人工合成水。

常温条件下分别进行了水驱和水溶性降黏剂驱的驱油实验，其中，降黏剂注入浓度为0.3%。图1为不同岩心驱替方式的驱油效率。由图1可知，注入4倍孔隙体积水溶性降黏剂后，驱油效率逐渐保持稳定，水驱的驱油效率为25.0%，水溶性降黏剂驱的驱油效率为29.6%，后者较前者高出4.6个百分点。因此，水溶性降黏剂可以降低残余油饱和度，提高驱油效率。

图1 不同驱替方式的岩心驱油效率

1.2 微观可视化实验

微观可视化实验设备主要包括微观玻璃刻蚀模型(模型外观尺寸为50 mm×50 mm、孔道直径为30～40 μm)、恒速注入泵、数字显微摄像系统，实验温度为60 ℃。实验步骤：①以0.05 mL/min的速度将实验用油注入微观模型；②以0.05 mL/min的速度注水，水驱至模型出口段不含油；③以0.05 mL/min的速度注入水溶性降黏剂溶液。

水驱稠油过程中，由于稠油黏度高，流动阻力大，形成了注入端和采出端的窜流通道，造成水驱波及不均匀，波及范围小。剩余油的主要赋存模式为：未波及的剩余油、波及后剩余的油块、覆盖在颗粒表面的残余油膜，这3种模式造成残余油饱和度高，驱油效率降低。

图2为不同驱替方式下的剩余油分布图。水驱后赋存孔隙之间的大油块(图2a)在水溶性降黏剂驱后，分散形成了多个粒径较小的油滴(图2b)，这主要是因为稠油中的胶质、沥青质是天然的乳化剂，使得原油更易形成W/O型乳状液，难以流动。水溶性降黏剂则可以将W/O型乳状液转变为O/W型乳状液，大块的油滴变为粒径小的油滴，使原油更易通过孔喉；其次，由于连续相水的黏度很低，在流动的过程中将油膜间的摩擦力变为水膜之间的内摩擦，大大降低了流体流动阻力，流体黏度大幅度降低。

图2c、d中水溶性降黏剂驱后剩余油分布表明毛细管力的方向与驱替方向一致，毛细管力由阻力变为动力，从而在毛细管力的作用下驱替出颗粒之间的残余油，这主要是由于水溶性降黏剂与稠油之间形成的低界面张力，使油水界面的接触角发生变化，改善了油滴的界面性质，使得油滴在水溶性降黏剂的作用下通过拉长或截断的方式通过喉道；其次，油水界面张力的下降得到了较高的毛细管数[11]，毛管数越大，残余油饱和度越低，因而提高稠油采收率。

图2 不同驱替方式下的剩余油分布

2 数值模拟

2.1 模型建立

选取沾29块馆下段2砂组建立油藏三维地质模型，共有38口井，其中，15口为水平井。模型划分为200×155×35共1 085 000个网格，平面i、j方向的网格步长分别为20 m×20 m，纵向网格根据油层厚度划分。油藏埋深为1 140～1 230 m，地层温度为62～64 ℃，原始地层压力为11.14～11.42 MPa，平均孔隙度为37.4%，平均渗透率为2 827 mD，原始含油饱和度为0.56，地层原油黏度为213 mPa·s。流体模型建立了水、水溶性降黏剂、原油3种组分，其中，水相中有水和水溶性降黏剂2种组分，组分设置中考虑水溶性降黏剂组分的非线性函数、界面张力的降低对毛管数的影响、化学剂的吸附、残余油饱和度的减少以及相渗曲线内插。

2.2 非线性实验拟合

根据上述稠油水溶性降黏剂驱物理模拟实验结果，部分学者通过设置2种不同油组分，即原始油组分和降黏后黏度较低的油组分，通过一级化学方程从降黏机理角度进行模拟。但是，此方法需要的参数多，而且参数获取较难，在实际应用中存在的不确定性较大。

针对上述问题，此次研究采用非线性混合规则的计算公式(1)、(2)，对不同质量浓度的水溶性降黏剂的降黏实验结果进行非线性拟合，得到不同质量浓度的水溶性降黏剂的油水混合液的黏度拟合结果(图3)。由图3可知，加入水溶性降黏剂后形成的水包油乳状液黏度与水溶性降黏剂溶液的浓度并不是线性递减关系，水溶性降黏剂质量浓度变化初期，原油黏度下降速度快，水溶性降黏剂质量浓度变化后期，原油黏度的下降速度逐渐减缓。利用非线性混合法表征水溶性降黏剂的方法具有参数获取简单、方便的特点，可直接将实验数据转化为数值模拟需要的参数。同时，模型中考虑了化学驱模拟器中界面张力的降低对毛管数和化学剂吸附的影响，研究成果实现了水溶性降黏剂驱的数值模拟。

(1)

(2)

式中：μα为水相(α=w)或油相(α=o)混合黏度，mPa·s；μαi为水相(α=w)或油相(α=o)中组分i的黏度，mPa·s；fαi为非线性混合计算中水相(α=w)或油相(α=o)非关键组分i的权重因子；f(fαi)为非线性混合计算中(α=w)或油相(α=o)关键组分i的权重因子；nc∈S为液相中的关键组分数；nc∉S为关键组分外的其他组分数；N为归一化因子。

图3 降黏效果拟合曲线

2.3 开发方案优化

在实验室降黏实验拟合以及区块生产历史拟合的基础上，开展降黏剂注入浓度、注入量的优化。研究选取的开发指标为单井净产油量(累计产油量与国际油价为2 168 元/t下水溶性降黏剂费用的折合油量的差值)。在数值模拟计算中，选取含水率高的5口水平井作为实施对象，最大注入压力为20 MPa，周期生产时间为180 d，生产周期为5个周期。

2.3.1 注入浓度优化

保持水溶性降黏剂溶液注入量为500 t/d的条件下，应用数值模拟对比了水溶性降黏剂质量浓度分别为1%、2%、3%、4%、5%时的开发效果(图4)。由图4可知，单井净产油量随着注入浓度的增大先增加后减少，这是由于水溶性降黏剂质量浓度越高，油藏中能够形成的水包油乳状液越多，原油的黏度越低，流动性越强，但是增加水溶性降黏剂用量会加大投资成本，从而降低单井净产油量。因此，最优的注入质量浓度为3%～4%。

图4 单井净产油量与水溶性降黏剂质量浓度关系

2.3.2 注入量优化

保持水溶性降黏剂注入质量浓度为3%的条件下，模拟了水溶性降黏剂溶液注入量分别为200、400、600、800、1 000 t/d下的单井净产油量(图5)。由图5可知，随着水溶性降黏剂溶液注入量的增大，单井净产油量逐渐增加，当注入量超过600 t/d后，单井净增油量缓慢增加。考虑到现场注入能力，水溶性降黏剂溶液的最优注入量为500～600 t/d。

图5 单井净产油量与水溶性降黏剂溶液注入量关系

3 矿场应用

基于室内物理模拟和油藏数值模拟，在沾29块TPZ29-P19井开展了水溶性降黏剂吞吐技术先导试验，矿场实际施工时质量浓度为3%，注入量为500 t/d，注入后关井7 d。

TPZ29-P19井位于馆下段2砂组2小层，采用水平井筛管完井，水平段长208 m，原油黏度为3 450 mPa·s，凝固点为-6 ℃，胶质沥青质含量为32.8%，含硫量为1.81%。该井于2009年3月13日投产，2009年3月13日至3月23日注汽，注汽量为2 039 m3，注汽压力13.5 MPa，注汽干度为71%，注入温度为333 ℃，蒸汽吞吐1个周期，初期产能可达11.4 t/d，含水率为49.9%。实施水溶性降黏剂吞吐开发前，TPZ29-P19采用天然能量开发，日产油量仅为0.5 t/d，日产液量为5.7 t/d，含水率为89.6%，累计产油量为13 933 t，累计产液量为66 384 t。由 TPZ29-P19井日度生产曲线可以看出(图6)，2018年3月22日实施降黏吞吐，日产液量由5.7 t/d上升至13.5 t/d，日产油量由0.2 t/d上升至4.4 t/d，最高升至5.9 t/d，含水率由89.6%降低至60.4%，含水率降低了29.2个百分点。截至2019年4月，措施有效期达396 d，累计增油量达1 225 t，平均日增油为3.1 t/d。相对于蒸汽吞吐，水溶性降黏剂吞吐具有更低的操作成本。按照油价为2 168 元/t，水溶性降黏剂吞吐一个周期的投入产出比为1.0∶6.4，具有较好的经济效益。但是该方法也存在一定的局限性，如加大了后续污水处理设备的负荷。同时，对于供液能力不足的单井，需要配合其他补充地层能量的方法，如注入二氧化碳、氮气等。