稠油配套工艺改进与探索

李辉 许富华

摘 要 滨南稠油目前整体处于高轮次、高含水、高采出程度阶段。“十三五”以来，面对低油价、“气代油”等不利因素，通过转变开发理念，创新技术，实施存量“增效创效”工程，保持了稠油产量的稳定。但是面对复杂油藏状况，单一工艺技术的实施存在局限性，因此针对不同阶段突出问题，应优化工艺技术集成配套，通过强化高效开发技术提升和引进，进一步控递减、挖潜力，从而实现稠油开发提质提效。

关键词 稠油 氮气泡沫 热化学复合吞吐 酸化解堵 微生物

中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2020）03-0001-08

1 稠油开发现状

1.1 滨南稠油概况

滨南采油厂稠油油藏主要包括单家寺、王庄油田，主要开发层系是馆陶组、东营组、沙一段、沙三段。探明稠油地质储量12995.8万吨，动用地质储量10972.15万吨，可采储量2576.9万吨，采收率23.5%。

滨南采油厂稠油特点是油藏类型多、产量占比大、动用地质储量占比大，稠油油藏动用地质储量10972.15万吨，占采油厂动用储量的25%。稠油产量占比大，从产量看，稠油2018年产油量73.09万吨，占采油厂年产量的38.3%。因此稠油油藏稳产、增产对采油厂发展具有重要意义。

1.2 滨南稠油开发现状

目前稠油开井634口，73%油井吞吐超过7周，这部分井所占储量占稠油总储量的87.5% ，产量占稠油总产量的78.8%。从递减看，油井周期递减加大，由初期的4.7%增长到目前的9.7%，同时油汽比降低，稳产难度日益增大[1]（如圖1-1所示）。

1.3 稠油技术发展历程

“十五”以前，稠油采用普通蒸汽吞吐开发技术;“十五”期间，针对敏感性稠油油藏采用了强化防膨技术，超稠油油藏采用强化降粘技术;“十一五”期间，特超稠油配套HDCS技术，薄互层稠油配套薄层水平井单层开发技术，普通稠油进行间歇蒸汽驱技术试验;“十二五”期间，强边底水稠油配套强边底水稠油水平井开发技术，低渗强水敏稠油配套低渗稠油压裂防砂热采技术，低渗稠油配套水平井+分支水平井开发技术。

“十三五”以来，面对低油价、“气代油”等不利因素，通过转变开发理念，创新技术，实施存量“增效创效”工程，保持了稠油产量的稳定。主要配套了综合提效技术：氮气泡沫、化学复合吞吐、酸化解堵、组合吞吐等，并对新技术进行了攻关探索[2]（如表1-1所示）。

2 稠油配套工艺改进与探索

2018年，面对复杂油藏状况，单一工艺技术实施存在局限性，因此针对不同阶段突出问题，应优化工艺技术集成配套，通过强化高效开发技术的提升和引进，进一步控递减、挖潜力，从而实现稠油开发提质提效。

主要开展了以下工作：对氮气泡沫进行改进升级，应用优化热化学复合吞吐，组合提升酸化解堵技术，并积极探索微生物吞吐技术。

2.1 氮气泡沫调剖技术

氮气泡沫调剖技术是利用氮气泡沫重力分异、遇水稳定遇油不稳、破灭再生等特点，针对纵向非均质性以及蒸汽超覆的影响造成储层动用不均，调整吸汽剖面，来改善吸汽及产液剖面。工程风险小、措施有效率高，是目前热采堵调主导工艺技术。

近年来，在郑364、郑366、郑41等多薄层稠油区块累计实施48井次，增油1.2万吨，增效2652万元。

在应用过程中，通过现场实施情况，总结了氮气泡沫技术的油藏适应条件及不同油井的适用性。

氮气泡沫调剖油井的适用性：

①汽窜初期：调剖延缓水窜通道的形成;

②受弱边水影响井：吞吐期生产末期供液相对较差、液量较低的油井;

③层间差异大：对储层非均质性强的油井泡沫调剖，实现均匀吞吐，可防止因局部动用程度过大造成边水快速突破。

氮气泡沫调剖油井的局限性：

①超稠油井：原油粘度高，暂堵高渗层所需压差大，泡沫剂封堵达不到要求。

②强边水井：泡沫封堵强度低，对强边水封堵能力差。

③同井多轮次调剖、汽窜严重井：泡沫剂封堵压差较小，多井严重汽窜，形成大孔道，影响调剖效果。

因此2018年从增加泡沫的稳定性，提高封堵强度的角度来对氮气泡沫调剖技术进行改进，其中：①分级泡沫调剖（中低强度）：采用不同适温泡沫剂，同等成本加大泡沫剂用量;②聚硅纳米颗粒+高温泡沫体系（中等强度）：利用聚硅纳米颗粒提高泡沫液膜的稳定性，从而提高泡沫强度;③弱凝胶+高温泡沫体系（高强度）：利用凝胶的稳泡作用，提高泡沫强度，进一步提高封窜效果。

2.1.1 分级泡沫调剖技术

根据吞吐温度场具有“近高远低”的特点，开展氮气泡沫分级调剖技术。利用高低温堵剂组合，同等成本增加泡沫剂用量，提高调剖效果。通过氮气泡沫分级调剖技术的实施，增强了氮气泡沫调剖技术在超稠油油藏的适应性，在单56块应用6井次，增油5井次，措施有效率提高至83.3%[3] 。

2.1.2 聚硅纳米颗粒+高温泡沫体系

聚硅纳米颗粒可以有效增加在泡沫液膜在液体中的稳定性，增强泡沫的阻力因子，减缓泡沫半衰期。通过聚硅纳米颗粒增强泡沫的稳定性和有效期，有效提高了泡沫在强边水油藏的适用性，在单10应用4井次，综合含水由96.6%下降至90.2%，日增油2.1t。

2.1.3 弱凝胶+高温泡沫体系

弱凝胶+高温泡沫体系主要针对同井多轮次调剖、汽窜严重井，利用泡沫的贾敏效应和凝胶稳泡作用，扩大封堵范围，实现深部调堵，具有蒸汽流场调整、增加地层能量、助力地层排液等多重功效。其机理是将起泡剂溶于成胶前的凝胶溶液中，注入地层后再注入气体，在地层中先产生泡沫，随后发生胶凝，产生以凝胶为分散介质的泡沫。泡沫的液膜由凝胶产物形成，具有泡沫和凝胶双重特性，但含气率较小（40%～60%），适用于封堵高产液量含水层和中、高渗层。

典型井：SJSH10X129井组

单10X122井区馆下段井2015年底至2016年初投产，目前单井生产3-5周期，处于热采开发初期阶段。由于层间差异大，平面矛盾突出，井间互相汽窜严重，井数多、频次高，降低了蒸汽热利用率，严重影响油井生产、注汽质量[4] 。

治理对策：

（1）泡沫凝胶封堵：因汽窜严重，多向汽窜，优化泡沫凝胶用量提高到150m3，封堵汽窜通道。

（2）连注连采：SJSH10X129 、SJSH 10X134 、SJSH 10X 1303口井连注连采，减少井间干扰。

取得效果：

（1）汽窜减少4井次：10X129 →10X134、10X129 → 10X130、10X130 → 10X129、10X134 → 10X129。

（2）3口连注连采井油汽比同期对比提高0.03。

（3）调整了蒸汽流场，对波及差方向产生蒸汽驱作用，井组增油230t。

2.1.4 组合堵调优选模板

根据蒸汽流场形态形成的成因以及各种强度氮气泡沫组合堵剂的油藏适应性，结合油藏数模计算结果，形成组合堵调优选模板。对于级差小于4的普通稠油采用常规氮气泡沫调剖;对于井距大于200米，级差4-7之间的采用分级泡沫调剖;对于井距100米-200米之间，级差7-11之间的采用聚硅纳米颗粒+高温泡沫体系，对于井距小于100米，级差大于11的采用弱凝胶+高温泡沫体系。

2.2 热化学复合吞吐技术

热化学复合吞吐技术其主要机理是采用“相似相溶”原理，以芳烃类溶剂为主要组分，增加稠油连续相比例，降低稠油胶束尺寸，从而降低体系粘度。适用于特稠油、超稠油和特超稠油的近井解堵及流动启动。

针对油层薄、粘度高造成周期短、产量低问题，近年来采取“蒸汽+高效助采剂”的热化学复合吞吐模式，降低表面张力、提高洗油效率，在单2、单10馆陶、单56等区块应用58井次，增油7994吨，增效1656万元。

热化学复合吞吐技术的适用性：

①薄层、中高渗油藏：地层散热快，导致周期短、产量低。

②低渗、超稠油油藏：注汽启动压力高、质量差，储层动用率低。

热化学复合吞吐技术的局限性：

①强边水超稠油油藏井：辅助药剂难以接触剩余油，有效期短，增油效果差。

②薄层多轮次吞吐井：近井地带反复吞吐，剩余油较少，波及范围小。

③汽窜严重井：注入药剂沿高渗带突进，无法有效接触剩余油。

因此2018年从扩大降粘剂波及范围，增加药剂与剩余油接触比来对热化学复合吞吐技术进行改进，其中：①辅助泡沫堵水：利用泡沫前置暂堵水窜通道，蒸汽伴注降粘，扩大波及范围;②氮气辅助：辅助氮气，以扩大蒸汽及热水带的加热体积，促进药剂扩散;③实施方案调整： 调整注汽前期伴注段塞，改为中间段塞辅助药剂，提高与剩余油的接触比。

2.2.1 泡沫暂堵

针对强边水井超稠油油藏井，利用泡沫增加了汽相的表观粘度，降低蒸汽的流度，使蒸汽及辅助药剂转向流入目的层，从而有效提高了蒸汽的波及系数，改善辅助药剂的驱油效率。在单2沙三应用5井次，含水下降4%，阶段油汽比提高0.03，阶段增油1560t。

2.2.2 氮气辅助

针对薄层多轮次吞吐井，利用前置氮气优先进入高渗地层，增加了高渗层的渗流阻力，使蒸汽气和药剂溶液转向而流入低渗地层，扩大井底波及范围，增加措施效果。在单10Ng应用6井次，平均注汽量减少180t，油汽比提高0.04，累增油2869t。

典型井：SJSH10P412

存在問题：该井由于边水突进高含水，周期含水由75.8%上升至目前95.7%。

治理对策：前置氮气泡沫排水+伴注降粘剂，提高降粘效果。

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

2.2.3 施工方案调整

针对汽窜井，进行施工方案调整，调整前置伴注段塞，改为中间段塞辅助药剂，避免前期伴注药剂进入非目的层，提高与剩余油的接触比，扩大药剂波及范围，增加措施效果。单56块应用6井次，阶段油汽比提高0.03，阶段增油1857t。

2.3酸化解堵技术

针对微粒运移、近井地带存在固相及有机质污染等问题，采用复合解堵引效。复合解堵即微乳解有机质，复合缓速酸解固相。

近年来，在郑41、单10馆陶、单2沙一等区域，实施酸化解堵措施53口，措施成功率86.3%，油汽比提高0.1，累计增油1.4万吨，增效2700余万元。

酸化解堵技术的适用性：

①细粉砂岩胶结疏松，细粉砂运移堵塞滤砂管和近井地带充填层。

②储层泥质含量高，水敏，粘土颗粒膨胀、运移，堵塞滤砂管。

酸化解堵技术的局限性：

①水平井：水平段长，少量酸液不能进入目的层。

②地层漏失严重井：酸液容易漏失，影响措施效果。

③物性较差井：物性差，单一少量酸液不能解决根本问题。

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：通过加大泡沫剂用量，暂堵高渗通道，有效扩大酸液处理范围;②氮气、降粘剂辅助：在酸液处理地层的同时，辅助氮气、降粘剂采用加合增效手段进行增能、降粘。

2.3.1 前置泡沫酸

针对地层亏空大，漏失严重的油井，对酸化解堵措施配套前置泡沫工艺（加大泡沫剂用量），同时实施地面预制泡沫酸，暂堵漏失层，提升措施应用效果。在单2沙一、郑41块等应用11井次，平均注汽量减少180t，油汽比提高0.1，阶段增油1575t。

2.3.2 氮气、降粘剂辅助

单56块2017年新投井位于区块边部，储层物性相对较差，地层压力低，原油粘度高，地层受泥浆污染，导致注汽压力高干度低，注汽质量差，井口温度低，递减快，周期生产时间短。单一酸化解堵措施不能起到较好的效果，因此辅助氮气增能助排、降粘剂降低注汽压力，采用综合措施提高生产效果。

典型井：SJ56-14X2、SJ56-16X2

因两井为加密井，位于边部，物性较差。同时由于地层亏空，钻井时泥浆漏失严重，导致地层堵塞。生产前两周期时间短，周期产量低。

第3周采取ANFS措施，解除滤砂管及近井地带堵塞，同时辅助氮气和降粘剂增加地层能量、降低原油粘度，提高效果。措施后，两口井液量、油量增加效果明显;周期结束，合计增油1020t，油汽比提高0.34。

2.4 微生物冷采技术

微生物采油及利用微生物对原油的分解作用及代谢产物的降粘作用，降低原油粘度，提高流动性，同时产生生物表面活性剂，改变岩石润湿性，提高洗油效率及产生有机酸和有机溶剂，解除岩石堵塞。具有以下特点：成本低（5-10万/井）、操作方便、有效期长、不伤害储层。通过室内研究及现场试验明确其适用范围。

根据微生物适用范围，优选应用区块。结合应用区块微生物菌属，进行微生物配方体系筛选。实施过程并根据不同油井特点进行模式细化：

①油稠、低液井：采用微生物菌液+激活剂+二氧化碳进行降粘和补充能量;

②高含水井、低效热采井：采用微生物菌液+激活剂+功能性激活剂进行堵水、降粘、调剖;

③平面差异大地层堵塞井：采用菌液+激活剂+二氧化碳+酸进行解堵、降粘、补充能量。

措施前开展了室内评价，针对油藏较为丰富的内源微生物菌属及微生物群落结构特点，进行前期分析，确定区块的菌群激活方向（嗜烃、乳化产气功能菌为主）。同时通过室内试验，筛选激活剂配方体系。通过筛选外源菌与内源菌复配，最终形成内外源微生物复合吞吐体系增强来促进微生物体系的产气量及对原油的洗油及降粘效果，复合体系降粘率可以达到99%。

通过一维管式模型，模拟油藏条件，加入不同量的激活剂配方+外源菌发酵液，形成内外源微生物复合体系，最高可提高驱替效率8.85%，采出程度达60.4%。

2015年以来开展微生物冷采先导实验17井次，累计增油6949t。从降粘效果看，降粘率在90%以上，从菌浓看，菌量增加100倍以上。从生产效果看对于注采井网完善、粘度高含水较低的油井，增油提效效果明显，日增油2.8t。对于高含水、低效热采井未见到明显增油效果。

2.4.1 低液高粘井：SJSH14X73

SJSH14X73井原油粘度高，油藏温度高，渗透率低，注水不见效。因此利用微生物降低原油粘度，疏通近井地带堵塞，并辅助CO2增加地层能量。

措施后，该井原油粘度大幅降低，动液面上升。通过两次微生物吞吐有效期已超过1177天，累计增油4153t。

2.4.2 低液停产井：SJSH14-016

SJSH14-016井原油粘度大，驱替难度大，低产低液关井;注水井对应差，在断层边，地层能量不足。因此利用内外源微生物复合吞吐有效降粘，疏通近井堵塞，注入CO2增能提液。

措施前低液关井，实施微生物吞吐后日液10.9t、日油5.9t、含水45.5%，菌浓达到4.2×108个/mL，原油粘度由11952 mPa.s降低到1270mPa.s，降低90%，提液增油效果显著。

2.4.3 低效热采井：SJSH10-15X1

SJSH10-15X1井前期采用蒸汽吞吐开发，由于其位于断层边部，储层发育不好导致目前液量较低，高含水。因此利用内外源微生物复合吞吐有效降粘，注入CO2增能提液。

SJ10-15X1井实施微生物吞吐前4.8t/0.3t/93.4%，实施后4.8t/0.4t/91.8%，从该井看，没有见到明显效果。但是邻井SJSH10X10井，在SJ10-15X1开始注微生物后油量开始增加，该区块属于中高孔渗，渗透率较大可能存在注窜的可能性，截止目前SJSH10X10井增油151吨。

2.4.4 高含水井：SJSH14X59

SJSH14X59井含蜡高，注水井对应好，高含水。因此对该井注功能性激活剂进行堵调，内外源微生物疏通近井堵塞。措施后液量下降，说明功能性激活剂具有一定的堵水作用;但是含水下降不明显，分析认为一方面堵剂强度低，未能起到良好的封堵作用，另一方面低渗层进入堵剂，原油与微生物无法有效接触。下步建议作业卡封ES44小层，对ES43小层微生物解堵降粘。

2.4.5 微生物冷采取得的阶段认识

（1）通过微生物吞吐，能够有效降低原油粘度（降低到原粘度的1/10），有效提升油井开发水平。

（2）水驱稠油：对注采井网完善、含水较低的油井，增油提效效果明显。注采井网不完善，或者含水较高的油井，有效期较短。需要配套增能助排或者堵調工艺技术。

（3）多轮次吞吐热采稠油，地层亏空大，能量低，波及范围小，有效期较短。可以配套增能助排、或探索微生物驱。

（4）微生物堵水强度较低，存在局限性，需要进一步研究。

3 下步工作打算

面对“气代油”后天然气供应不稳定及成本缩减对热采稠油带来的新挑战，积极“转观念、转方式”，立足做优做强存量，加大成熟技术推广力度，同时做好接替技术探索研究和技术储备，结合双低单元治理，进一步提高稠油开发效果。

3.1 加大成熟工艺配套，强化存量增效

针对制约稠油油汽比及效益提升的主要矛盾， 2019年以提高开发效益为中心，坚持低成本开发战略，继续实施分层注汽、组合注汽及氮气辅助吞吐等成熟工艺技术的应用，改善稠油开发效果。

3.2 强化双低单元治理，建立示范引领

今后按照“开发有潜力、技术有支撑、地面可配套、评价有效益”的原则，针对低效问题，优选3个具有代表性的稠油热采单元进行专项治理。覆盖储量648万吨。工作量35井次，采油速度由0.11%提高到0.45%，年增油3.03万吨，增加可采储量25万吨。

3.3 加强难点技术攻关，实现治理突破

3.3.1 廉价堵剂堵调

目前汽窜现象不断加剧，注汽热利用效率降低，严重影响稠油开发效益。针对汽窜严重的情况，开展了汽窜封堵试验，取得了一定效果，但是费用高，难以大规模推广，因此需要对廉价堵剂进行技术攻关。

目前采油厂污油泥来源广泛，可用做廉价堵剂主材。利用现场的污油泥进行室内试验，优选复配悬浮剂、固化剂等药剂，最终形成污油泥堵调体系，达到降低措施成本、提高措施效益的目的。

2019年计划在单56块开展试验，实施廉价堵剂封窜，为治理汽窜做好技术储备。

3.3.2 化学驱技术探索研究

单83馆陶老区前期采用蒸汽驱开发，目前采出程度高达37.8%;含水高达95.1%，高含水停井10口导致开发效益差，完全成本2536元/吨。整体处于高含水（96%）、高采出程度（37.8%）、中低采油速度（0.29%）开发阶段。可在单83馆陶老区选取4个井组进行化学驱试验。

参考文献：

[1] 胡常忠.稠油开采技术[M].北京：石油工业出版社，1983：45-58.

[2] 王大为，周耐强，牟凯等.稠油热采技术现状及发展趋势[J].西部探矿工程，2008（12）：129-131.

[3] 刘慧卿.油藏数值模拟方法专题[M].东营：中国石油大学出版社，2007：27-193.

[4] 万仁傅，罗英俊，杜程立.堵水技术. 采油技术手册（第十分册）[M].北京：石油工业出版社，1991.

中国石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东 滨州