稠油油藏多轮次吞吐阻流环的分布特征及突破开采技术

姚秀田 徐宏光 张仲平 谢向东 贾 蕾 王 超

（1. 中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东 东营 257231；2. 中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东 东营 257000；3. 胜利石油管理局博士后科研工作站，山东 东营 257000；4. 山东省稠油开采技术重点实验室，山东 东营 257000）

0 引 言

稠油资源在胜利油田储量中占据重要的地位，孤岛油田是胜利油田东部稠油油藏的典型代表，长期热采导致孤岛油田稠油油藏开发地层压降持续增大、周期产油量、周期油气比走低，经济效益变差。经多轮次吞吐后，在近井带形成了高黏阻流环，影响了储层渗流能力，降低了油井产能。因此，探究多轮次吞吐稠油油藏阻流环的形成机制，明确其影响下的渗流特征，对突破阻流环十分必要。

目前有一些学者对高黏阻流带进行了研究：王锦梅等［1］利用分流理论，研究了聚驱形成油墙的动力学机理；郭小哲等［2］研究了多轮次吞吐稠油的组分变化规律及注气增油机理；关文龙等［3-4］发现高温裂解生成的轻质原油混合原始地层原油及气体等可以形成油墙，认为油墙区主要富集燃烧反应后的轻质油；王高峰等［5］认为在低渗油藏气驱时，由于轻组分的差异化运移形成了高黏阻流带；郑万刚等［6］发现渗透改性降黏驱油剂在非均质模型的驱油过程中形成了油墙；吴飞鹏等［7］研究了低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素；A.F.Alajmi 等［8］研究认为在蒸汽带的前方会形成高黏阻流带。上述研究分析了不同开发方式下形成的高黏阻流带，但关于多轮次吞吐稠油油藏阻流环的研究未见报道。在稠油蒸汽吞吐生产的渗流规律方面，A.Satman 等［9］提出了稠油油藏热采井的试井理论。在此基础上，许多学者考虑井筒存储、热损失和附加压力降等因素，建立了稠油热采2 区、3区以及多区复合模型［10-17］，上述模型在一定程度上解释了近井带不同区域的渗流特征，但只是将高黏阻流带处理为热水区，难以反映多轮次吞吐阻流环对渗流场的影响。针对多轮次吞吐后稠油油藏，方吉超等［18］和张莉［19］认为化学降黏复合驱冷采、空气辅助热力驱和稠油地下改质等技术会成为稠油热采后低成本持续开发的接替技术，但缺乏突破阻流环的开采技术。

基于此，以孤岛油田稠油油藏为研究对象，综合物理模拟和数值模拟手段，开展不同轮次下原油性质、相渗实验和阻流环形成机制模拟研究，剖析了阻流环形成机制，形成了基于阻流环分布的2 类释放产能促效引效开采技术，为多轮次吞吐稠油油藏持续高效开发提供一定理论支持。

1 研究方法

1.1 实验设计

1.1.1 实验装置

由旋转黏度计、层析柱与多功能岩心驱替装置（图1）等组成。

图1 多功能岩心驱替装置Fig. 1 Multi-function core displacement equipment

1.1.2 实验材料

现场油井已进行了10 个周期的吞吐，原油黏度测试采用单井不同轮次取出的原油样品；为了对比不同周期原油的渗流特征，相渗实验采用第1、5 周期采出的原油以及地层水，岩样采用与储层物性相似的人造岩心，空气渗透率为2 000×10-3μm2，孔隙度为30%。

1.1.3 实验步骤

原油黏度依据石油天然气行业标准SY/T 0520—2008《原油黏度测定旋转黏度计平衡法》进行测定。实验步骤：（1）启动旋转黏度计恒温循环系统，加热到设置温度；（2）用电子天平称取适量的油样加入黏度计外筒；（3）安装黏度计外筒，选择与待测油样黏度相匹配的转子；（4）将黏度计恒温30 min，测试并记录扭矩、黏度、剪切应力及剪切速率；（5）改变转速，记录不同转速下的实验参数，绘制剪切速率与黏度关系。

原油四组分依据石油天然气行业标准SY/T 5119—2016《岩石中可溶有机物及原油族组分分析》进行测定。实验步骤：（1）称取适量脱水油样，用氯仿溶解后，挥发至干，加入正己烷超声溶解，充分沉淀沥青质；（2）把脱脂棉塞入短颈漏斗中过滤沥青质，沥青质用氯仿溶解、洗涤至滤液无色；（3）用旋转蒸发仪将正己烷滤液浓缩用作柱层析分离；（4）在通风橱中安装层析柱，将脱脂棉塞入层析柱底部，加入层析硅胶、中性氧化铝，加入适量正己烷润湿层析柱中固定相；（5）将试样浓缩液转入层析柱，淋洗分离出饱和烃；（6）以二氯甲烷与正己烷混合溶剂淋洗出芳香烃；（7）当固定相顶部界面与最后一次加入的混合溶剂液面相平时，先用无水乙醇，后用氯仿洗涤胶质，在层析柱出口处用少量混合溶剂冲洗，换上承接胶质的称量瓶；（8）将分离好的芳香烃和饱和烃组分挥发溶剂至干，胶质和沥青质组分挥发溶剂至干。

原油相渗依据石油天然气行业标准SY/T 6315—2017《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》进行。实验步骤：（1）岩心烘干称质量，饱和地层水，计算岩心实际饱和水质量；（2）将岩心装入夹持器内，饱和油，称取此时的岩心质量，计算岩心束缚水饱和度；（3）将建立好束缚水饱和度的岩心放入岩心夹持器，进行水驱，实时记录压差和产油量、产水量等实验数据；（4）更换油样，重复步骤（1）、（2）、（3）。

1.2 数值模拟

鉴于室内实验手段的限制，利用CMG 数值模拟软件的STARS 模块对稠油油藏多轮次吞吐阻流环形成机制开展研究。以孤岛油田稠油油藏为基本模型，建立了网格节点数为60×31×1 的蒸汽吞吐模型，平面步长为3 m，纵向为10 m。基本模拟参数：油藏顶深1 200 m，原始压力为12.0 MPa，平均渗透率为2 μm2，油层厚度为10 m，孔隙度为30%，含油饱和度为65%。岩石热传导率为3.47 W/（m·K），油、气、水的热传导率分别为0.140、0.037 和0.620 W/（m·K）。模型中主要考虑油、水两相，将油相细分为饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质4 个组分，并且根据实验室结果设定不同的黏度。设置1 口单井进行蒸汽吞吐生产，第1 周期注入蒸汽量3 000 m3，周期蒸汽量按5%递增，蒸汽井口干度0.85，井口温度347 ℃，注汽排量200 m3/d，闷井时间7～10 d，以日产油量低于1 m3为转周条件，分析了第1 周期到第10 周期不同组分的变化特征和流场的分布特征。

2 实验和数值模拟结果

2.1 实验结果

图2 为南26-3 井不同周期原油黏度的变化曲线，随着吞吐周期的增加，地面原油黏度（50 ℃）整体呈现上升趋势。经过8 个周期开采，地面脱气原油黏度由原始的3.2 Pa·s 上升到12.8 Pa·s，原油黏度增加了3 倍。

图2 不同周期的地面原油黏度Fig. 2 Surface crude oil viscosity in different cycles

为了分析不用周期原油黏度变化的原因，对第1 周期和第5 周期的原油进行四组分测试，测试结果显示，随着吞吐轮次的增加，原油组分发生明显变化。原油的总烃质量分数由初期的64%下降到第5 周期的49%，烷烃、芳烃质量分数逐步递减，烷烃质量分数由35%下降到了22%，芳烃质量分数由31%下降到25%；沥青质、非烃质量分数逐步增大，非烃质量分数由15%上升到23%，沥青质质量分数由8%上升到14%。显示多轮次吞吐后烷烃等轻质组分被优先采出，沥青质等重质组分由于注入流体的推动和挤压作用逐渐堆积，在注入流体前缘地带形成高含油饱和度带，即高黏阻流环。

随着吞吐周期的增加，原油黏度增大，流体在储层中的渗流特征也会发生改变，图3 为第1 周期和第5 周期原油与水的相渗曲线。可以看出，第5周期的原油黏度明显升高，流体在储层中流动时的渗流阻力增加，流动能力减弱，宏观上表现为油相、水相相对渗透率曲线向下偏移，等渗点向右下移动，两相流体共渗区减小，残余油饱和度增加，导致无法动用的原油增加，降低了原油采收率。

图3 不同周期的油-水相渗曲线Fig. 3 Oil-water relative permeability curve in different cycles

2.2 数值模拟结果

结合数值模拟方法，对多轮次吞吐稠油阻流环的形成机制进行研究。表1 为数值模拟的不同组分累计产量比例，可以看出初始原油中的饱和烃、芳香烃原始质量分数之和为69.3%，累计产量比例达到75.9%；原始质量分数为23.3%的胶质累计产量比例为20.7%；而原始质量分数为7.4%的沥青质仅产出了3.4%。以上结果表明，经过多轮次开采后，大部分轻质组分被采出，而胶质、特别是沥青质则留在了储层中，与实验结果展示的规律一致，这是阻流环形成的主要原因。

表1 不同组分的累计产量比例Table 1 Cumulative production ratio of different components

从不同周期沥青质的摩尔分数分布曲线可看出（图4），随着吞吐周期的增加，沥青质摩尔分数呈现先增后减而后趋于平缓的趋势，同一摩尔分数对应的周期半径随之增加，沥青质在38～58 m 处的摩尔分数趋于平缓，反映了随着多轮次吞吐后轻质组分被优先采出，阻流环区域的沥青质不断累积。

图4 沥青质在不同周期的摩尔分数Fig. 4 Mole fraction of asphaltene in different cycles

从第8 周期不同组分在不同位置的摩尔分数分布曲线可看出（图5），在距离井30～58 m 处，沥青质和胶质摩尔分数有明显增加，高于60～100 m处的摩尔分数。显示多轮次吞吐后，在近井区域会形成一个渗流能力较低环状高黏带，对渗流起到遮挡作用，远井地带的饱和烃、芳香烃很难越过这一区域渗流到近井地带，该环状高黏带就是阻流环，其较大程度上影响了油藏中渗流场的分布。

图5 第8周期不同组分在不同位置的摩尔分数Fig. 5 Mole fraction of different components at different positions in the 8th cycle

为了研究阻流环对渗流场的影响，对不同周期下的黏度场、温度场、压力场以及饱和度场的分布进行模拟，确定了多轮次吞吐油藏阻流环影响下的“四场”分布特征。从不同周期的阻流环外侧到注入井的距离及厚度曲线可以看出（图6），第5 周期的阻流环分布在35 m 处，阻流环厚度为4.8 m。根据第5 周期原油黏度场分布模拟结果（图7（a）），此处原油黏度为437～935 mPa·s。随着吞吐周期的增加，阻流环的厚度增加、面积增加。第8 周期的阻流环外侧距离注入井的距离58 m，阻流环厚度达到11.3 m（图6、图7（b））。

图6 不同周期阻流环位置及厚度Fig. 6 Flow-restricted ring position and thickness in different cycles

图7 第5、8周期末原油黏度Fig. 7 Crude oil viscosity at the end of the 5th and 8th cycles

整体上看，随着吞吐周期的增加，在第3 周期之前、第8 周期之后，阻流环增幅较小，即阻流环厚度增加幅度呈现中间快、两头慢的特征；阻流环位置也不断外扩，其位置从5 m 处外延到63.5 m处，但到第8 周期后，阻流环位置外扩趋势变缓，即阻流环的位置分布在58～64 m，在该区域形成以沥青质、胶质等重质组分堆积为主的环状高黏带。

温度场是系统内各个点的温度的集合，反映了温度在空间和时间上的分布，而温度与原油黏度有密切的关系，温度场的分布也反映了稠油在储层中的渗流特征。图8 为模型第5 周期温度场的分布与不同位置处的温度变化曲线，模拟结果显示，温度从近井带向远井带逐渐降低，从温度曲线上可以将其分为3 个区域，蒸汽区（大于278 ℃）、热水区（121～278 ℃）、冷油区（58～121 ℃），根据前文研究内容，在热水区与冷油区之间进一步细分出阻流环区，由于阻流环的热对流作用使得热水区的热量不易传递到冷油区，在温度曲线上的显示是35～45 m处的温度发生了明显降低，降低了55 ℃，而超过65 m 后温度变化幅度很小。

图8 第5周期下温度场及温度降幅曲线Fig. 8 Temperature field and temperature decreasing curve in the 5th cycle

压力场是指流体压力分布的空间区域，也是渗流场的反映指标之一。图9（a）为第8 周期注汽后压力场分布，可以看出，平面压力场存在较大差异，近井带受到注入蒸汽的影响储层压力较高，达到22 MPa，随着蒸汽波及范围的增加，储层压力逐渐降低，压力的变化过程与温度曲线变化趋势相似。而与温度场不同的是，压力场存在相对低压区，分析认为是由于阻流环阻碍了压力的传导，注入蒸汽压力与原始地层压力难以传递到该区域，导致阻流环周围出现局部低压环。图9（b）为第8 周期采出后压力场分布，在生产井采油阶段，远井带的流体无法通过阻流环区域，使得近井带的压力难以及时补充，导致地层压力大幅度下降，在距离生产井5 m 处的地层压力降幅明显，仅为1 MPa。

图9 第8周期注汽和采出的压力场Fig. 9 Pressure field after steam injection and production in the 8th cycle

图10 为生产井第8 周期近井地带的饱和度场分布，可以看出，经过多轮次的吞吐后，在近井带周围形成了阻流环，阻流环存在的区域，由于胶质、沥青质的不断累积，含油饱和度高于原始含油饱和度，使得该区域的渗流阻力增加，远井带地层原油难以突破阻流环流到近井带。从“四场”的分布特征来看，阻流环的形成阻碍了远井带原油向井底渗流，成为稠油多轮次吞吐阶段的不利因素，因此要继续使稠油保持高效开发，就要研究阻流环突破技术，减小其对开发的不利影响。

图10 第8周期饱和度场Fig. 10 Saturation field of the 8th cycle

3 突破阻流环开采技术

3.1 阻流环对开发的影响

图11 为稠油吞吐周期生产数据，从现场的生产数据可以看出，受阻流环的影响，随着转周轮次的增加，周期产油量、周期产液量，周期油汽比持续走低。区块周期产油量由第1 周期的5 325 t 下降至第10 周期的1 710 t，产量降幅达到68%；油汽比由第1 周期的2.48×103m3/t 下降至0.55×103m3/t。以南31-斜07 井为例，该井转周6 个轮次，周期产油量由第1 周期的9 961 t 下降至第6 周期的885 t，产量降幅达到91%，显示由于受到阻流环的影响，区块及单井产油量大幅度降低。

图11 稠油吞吐周期生产数据Fig. 11 Heavy oil production data in different huff-and-puff cycles

3.2 基于阻流环分布的靶向降黏开采技术

为了消除阻流环对开发的不利影响，对阻流环致黏机理进行了深化研究，由于沥青质分子间及通过π-π 堆积形成缔合体间相对运动引起的摩擦，加上沥青缔合体通过氢键等作用形成空间网络结构的联合体，导致结构增黏。结合多轮次吞吐稠油油藏的这种组分差异分布，确立了靶向降黏思路，要先冲破阻流环，再实施有效降黏。对于阻流环沥青质含量高，利用油溶性的高级脂肪醇的强渗透作用，解聚沥青缔合体π-π 堆积结构，削弱沥青质的堆积作用，降低缔合体尺寸实现降黏；对于远井地带沥青质含量较低，氢键是主导作用力，利用水溶性的活性聚合物组分在油水界面富集，通过亲水基团吸附水化膜实现乳化，降低黏度的同时改变储层润湿性，实现油膜剥离。

多轮次吞吐后期稠油保持高效开发，就必须打通阻流环。通过研究，创新形成了“前置降黏+高压搅动”“高效降黏+气体增能”2 类协同促效引效技术。第1 类是前置降黏+高压搅动技术：针对能量足、黏度高的稠油井，利用高压充填防砂的携砂液对前置的降黏剂充分搅动，有效解决以往现场施工时小排量挤入没形成有效搅拌的问题，打通阻流环，降黏率由31.1%提升至99.3%，同时实现高密实充填防砂。第2 类是高效降黏+气体增能技术：主要是针对低渗敏感、封闭断块的低能量、低含水、低采出程度油井，实施油溶性降黏剂吞吐+CO2技术，利用油溶性降黏剂对稠油中胶质、沥青质分子聚集体能够溶解、剥离、溶剂化作用，结合CO2良好的传质作用，大幅度提高降黏剂的波及范围，有效突破深部的阻流环，协同降低稠油黏度，增强稠油在储层的流动性。

3.3 现场应用效果

2019—2021 年实施靶向降黏开采技术采油204口井，累计增油12.8×104t，65%的油井降黏周期产量高于蒸汽吞吐周期产量，25%的油井持平，只有10%的油井略低于蒸汽吞吐周期，起到了引效扩波及、提升驱替开发效果作用，而且效益显著，年减少注汽量116×104t，单井费用节约57.4×104元，投入产出比由2.87 提高到4.51。

以前置降黏+高压搅动技术为例，GD2-38X425井于2004 年9 月投产，已注汽6 个周期，2021 年4月转周注汽开井，峰值产油量11 t/d，生产4 个月后产量下降，2021年12月实施前置降黏、高压搅动措施，日产液量稳定保持在31 t，日产油量13.6 t，含水率由87.5%下降至55.9%，按油价50 美元/桶计算，投入产出比1∶4.2，经济效益显著。

4 结 论

（1）多轮次吞吐后轻质组分被优先采出，重质组分留下，在近井带40～60 m 处形成以沥青质、胶质等重质组分堆积为主的环状高黏阻流带，定义为阻流环。

（2）阻流环的宽度随着吞吐周期的增加而增大，阻流环会降低储层的渗流能力，影响了油藏中流场的分布特征，对远井区稠油的渗流起到遮挡作用，导致井间的原油难以有效动用。

（3）为了消除阻流环对生产的不利影响，创新形成了不同类型稠油井的阻流环突破技术。针对能量足、黏度高的油井，利用高压充填防砂的携砂液对前置的降黏剂充分搅动，打通阻流环；针对低能量、低含水、低采出程度的油井，利用油溶性降黏剂的高效降黏和CO2增能的协同作用，大幅降低稠油黏度、扩大降黏剂的波及范围，有效突破深部的阻流环，动用井间剩余油，保持多轮次吞吐稠油油藏的持续高效开发。