低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素——以胜利油田王152油藏为例.pdf

大庆石油地质与开发 Petroleum Geology Oilfield Development in Daqing2023 年 8 月 第 42 卷第 4 期Aug.，2023Vol.42 No.4DOI：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202206007低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素以胜利油田王152油藏为例吴飞鹏1 丁步杰1 张戈2 邢振华2 张伟2（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛266580；2.中国石化胜利油田公司现河采油厂，山东 东营257068）摘要：化学降黏剂驱已在胜利油田深层低渗稠油中开展了初步先导试验，但试验表明井间存在高黏阻滞带，降低了地层渗流能力。因此，借助降黏剂驱岩心流动实验，结合必要的测试分析，剖析低渗稠油降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素。结果表明，大排量高压注入降黏剂会在驱替前缘形成高黏阻滞带，影响驱替压力传导、降低驱油效果。该高黏阻滞带形成核心机制在于：（1）高压注入增加低孔压区域有效应力，地层孔喉受到挤压损害渗流能力；（2）高压快速降黏剂驱时，轻质组分优先流出，重质组分滞留、堆积、压实从而堵塞细小孔隙，形成高黏稠油沉聚的高饱和度油墙；（3）高压注入降黏剂会加剧其指进窜流，驱替前缘易形成W/O乳状液，增大混合流体的黏度。由此，对于低渗稠油油藏降黏驱开发，应采取多轮次温和注入降黏剂的开发模式，渐进式建立注采井间稠油整体驱动，进而有效规避稠油高黏阻滞带的形成，提高降黏剂驱油效果。关键词：高压降黏驱；低渗油藏；稠油高黏阻滞带；组分分异中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）04-0139-09Formation mechanisms and main controlling factors of highviscosity blocked zone in lowpermeability heavy oil with highpressure viscosity reduction：Taking Wang 152 reservoir of ShengLi Oilfield as an exampleWU Feipeng1，DING Bujie1，ZHANG Ge2，XING Zhenhua2，ZHANG Wei2（1.School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum（East China），Qingdao 266580，China；2.Xianhe Oil Production Plant of Sinopec Shengli Oilfield，Dongying 257068，China）Abstract：Preliminary pilot tests of chemical viscosity reducer flooding are carried out in deep low-permeability heavy oil in Shengli Oilfield，however，earlier tests show high-viscosity blocked zone existing between wells and reducing flow capacity.On this basis，the formation mechanisms and main controlling factors of high-viscosity blocked zone in low-permeability heavy oil are analyzed by core flow experiment of viscosity reducer flooding combined with necessary test analysis.The results show that injection of viscosity reducer with large discharge and high pressure may form high-viscosity blocked zone at the displacement front，causing influence on transfer of displacement pressure and displacement effect.The core mechanisms of blocked zone formation are：（1）High pressure injection increases effective stress in low pore pressure area，and formation pore throats are squeezed to damage flow capacity；收稿日期：2022-06-02 改回日期：2022-08-04基金项目：国家自然科学基金项目“爆燃压裂中饱和脆性岩石细观损伤机制及其对宏观破坏的控制规律”（51874339）。第一作者：吴飞鹏，男，1983年生，博士，副教授，从事复杂油气物理、化学强化开采技术研究。E-mail：2023 年大庆石油地质与开发（2）During rapid high-pressure viscosity-reducer flooding，light components flow out preferentially，while heavy components retention，deposition and compaction block small pores and form high-saturation oil bank where high-viscosity oil is deposited；（3）High-pressure injection of viscosity reducer may aggravate its fingering and channeling，and the displacement front is likely to form W/O emulsion，increasing viscosity of mixed fluid.Therefore，for the development of low-permeability heavy oil reservoirs with viscosity reducer flooding，the development mode of multiple rounds of mild injection of viscosity reducer should be adopted，and overall driving of heavy oil between injection and production wells should be gradually established，which can effectively avoid the formation of heavy oil blocked zones and improve displacement effect of viscosity reducer.Key words：high-pressure viscosity-reducing flooding；low permeability reservoir；heavy oil blocked zone；component differentiation.0引言低渗稠油资源在胜利油田总储量中占据十分重要的地位，其主要分布在罗家垦西砂砾岩稠油油藏、王家岗滩坝砂稠油油藏等区块，王152区块是此类典型代表，该区油藏埋藏深（1 4501 550 m）、储层渗透率低（13710-3 m2）、原油黏度大（层内约 5 500 mPas），自 2011 年以来的长期开发实践表明，对于该类低渗稠油油藏，常规热采吞吐开发、压裂后水驱开发等均无法实现储量的可持续开发。直到 2020 年初，该区开展了降黏剂驱开发，取得较好的开发效果且达到了国家环保要求，显示出良好的适应性。降黏剂驱油技术就是向低渗稠油油藏中注入化学药剂，通过化学药剂在油藏中的分散、乳化等作用进行开采，可较好地降低稠油黏度、提高油井产量，已成为目前低渗稠油油藏开发的主要手段之一1。然而在王152油藏中，低渗、稠油的性质导致压力传导困难，为快速形成注采有效驱动，常采用高压强注的方式，但仍存在大量无压力显示的油井。表明高压降黏剂驱过程中，油水井间会存在超出原始渗流阻力的阻滞区，因此，探究该高黏阻滞带的形成机制，明确其主控因素及影响规律就十分必要。事实上，很多学者已在多种开发方式中明确了高黏阻滞带的存在，如王锦梅等2通过分流理论表明聚合物驱过程中，驱替前缘会出现含油饱和度激增而形成高黏阻滞带；王高峰等3研究表明低渗透油藏气驱过程中，由于轻组分的运移和聚集而产生高黏阻滞带；A.F.Alajmi 等4借助 CT 扫描岩心中含油饱和度，得出蒸汽驱过程中，由于蒸汽的驱油效率远高于热水，在蒸汽带的前方也会形成高黏阻滞带；郑万刚等5通过 CT扫描不同驱替时期岩心的含油饱和度发现，降黏剂驱时填砂管前端含油饱和度相比水驱不降反升，印证降黏剂驱会加剧稠油高黏阻滞带的形成。这些研究表明，在低黏流体驱替高黏原油时，会对原油产生推动、挤压效应，促使前缘出现高含油饱和度带，从而增加驱动压力的消耗，降低驱油效果。但针对这些高饱和度稠油高黏阻滞带的形成机理多集中在定性分析，对其主控因素的分析和定量表征方面尚不完善。基于此，本文以胜利油田王152低渗稠油油藏为例，开展单管填砂物模岩心流动实验，对比不同驱油方式下降黏剂驱驱油效率、含水率变化，测试驱替过程中沿程压力场分布、组分分异情况及填砂管中含油饱和度变化趋势，剖析高黏阻滞带形成机理，明确其形成的主控因素及影响规律，为低渗稠油降黏剂驱方案设计提供一定理论支持。1实验器材与方法1.1实验器材及药品实验仪器：PhysicaMCR301 高级旋转流变仪、ISCO 双柱塞计量泵、岩心夹持器、恒温箱、容器罐、天平、填砂管、温度控制及记录系统（记录系统与压力测量装置相连，可记录压力变化）、冷凝回流装置、压力数据采集系统等。实验降黏剂是胜利油田提供的水溶性降黏剂LAP。实验用水根据矿场地层水成分资料配制，矿化度为 22 385 mg/L，在实验前放置 1 d以上，然后用 G5 砂心漏斗过滤除去杂质并抽空6。实验用油采用煤油和原油（原油来自现场井区脱气原油）混合配制而成，实验温度为 76，此时所配油样黏度为886 mPas。140第 42 卷 第 4 期吴飞鹏 等：低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素1.2实验条件及过程根据胜利油田王152区块实际地层参数，制作3 个石英填砂管岩心，岩心长度为 30 cm，直径为2.5 cm，具体参数见表1。实验流程见图1。实验方案：（1）让岩心饱和水，即岩心抽真空后注入地层水，至岩心出口端出现连续水滴；（2）以实验用油驱替岩心中饱和的水，至岩心出口端出现连续油滴，认为完全饱和油，计算含油饱和度时去除管线中剩余水量，加上高温环境下蒸发水量，使参数更为精准；（3）1号、2号岩心注入质量分数为3%的降黏剂驱油 0.4 PV，注入速度分别是 0.25、1 mL/min，后接水驱至总注入量达 1 PV 结束，记录采收率、压力及含水率变化，并通过压力采集箱记录填砂管内部岩心上沿程 3 点的压力变化，以规避端部效应，同时提取降黏剂驱时驱出纯油相、油水两相液体进行四组分测试，与原油样品对比四组分含量变化；（4）3 号岩心进行低速多段塞降黏剂驱实验，总段塞尺寸为 0.4 PV，注入速度为 0.25 mL/min，分别记录采收率、压力及含水率的变化，并通过压力采集箱记录填砂管内部岩心上沿程三点压力变化；（5）3根填砂管驱替实验结束后，将管中油砂按间隔 3 cm 掏出，采用常规饱和度分析法测试各小段含油饱和度，共计10段。2实验结果及高黏阻滞带形成过程2.1不同驱油方式效果对比对饱和模拟脱气油、老化处理后的单管岩心模型进行不同方式驱油，设置 3 组实验，其中 1、2组主要对比注入速度对于高黏阻滞带形成的影响，2、3 组主要明确低速多段塞的注入方式是否可以防治高黏阻滞带的形成并提高驱油效率。具体实验方案见表2。图 2 为不同驱油方式下注入量达到 1 PV 时含水率、驱油效率、3个测压点压力变化。结果表明，低速多段塞降黏剂驱能减缓含水率上升速度，驱替量为 1 PV 时，其含水率比高速降黏剂驱低 7.41%（图 2（a）。同时，低速多段塞降黏剂驱能大幅提高驱油效率，在相同注入量（1 PV）下，低速多段塞降黏剂驱最终驱油效率为47.23%，高速降黏剂驱最终驱油效率为 14.16%，较低速多段塞降黏剂驱降低 33.07 百分点。高速降黏剂驱前期驱油效率大于低速降黏剂驱，约在表1单管填砂岩心参数Table 1 Parameters of sand-filled single-tube cores岩心编号123矿物组分体积分数/%石英砂454244长石413839黏土矿物142017液测渗透率/（10-3 m2）258224245孔隙度/%32.2430.1831.56饱和油体积/mL201819含油饱和度/%52.550.251.4图1单管填砂实验流程Fig.1 Experiment workflow of sand-filled single-tube表2实验方案Table 2 Experimental scheme注入方案高速降黏剂驱低速降黏剂驱低速多段塞降黏剂驱注入参数0.4 PV降黏剂驱水驱结束，注入速度1 mL/min0.4 PV降黏剂驱水驱结束，注入速度0.25 mL/min水驱0.2 PV降黏剂驱0.2 PV 水驱0.2 PV降黏剂驱0.2 PV水驱结束，注入速度均为0.25 mL/min1412023 年大庆石油地质与开发0.1 PV 时出现拐点，分析认为开始高速挤入降黏剂，将饱和原油推出，采出速度与注入速度呈正比，但对比注采程度发现高速驱替注采比大于低速驱替，且都大于 1，表明高速注入降黏剂容易激起高压从而挤压层内流体，体积减小，导致岩心管内流体总量增加，注采比大，从压力曲线也可看出高速驱替时 0.1 PV 是沿程压力的拐点，而低速驱替压力改变幅度并不大，侧面印证了高速驱替易憋起高压，挤压层内流体。低速多段塞驱动时每次仅注入 0.2 PV 降黏剂溶液，使其与稠油高黏带充分乳化，后接 0.2 PV 水驱剥离已乳化的油滴并推送未见效降黏剂溶液往前流动，多轮次注入降黏剂起到反复推动促进混溶的作用，同时多次的降黏剂冲刷，可以逐渐指进“死油区”，提高驱油效率。由沿程注入压力（图 2（b）可见，高速降黏剂驱时，接近注入端压差更大。分析认为高速驱替时注入量大于采出量，存在压力上升挤压流体充填地层孔隙的现象，导致前期压力快速上升。当高压充填地层孔隙之后，地层渗透率降低、岩石间孔隙更加紧密，故而层内流通路径减少，致使渗流阻力增加。而低速多段塞驱替时，多轮次的瓦解冲刷降低了高黏阻滞带形成的概率，并且在 0.8 PV 之后，沿程3点压力趋于同一值，说明此时渗流通道已经全面打开，规避了高黏阻滞带的形成。2.2高黏阻滞带形成过程为明确高黏阻滞带生成位置及影响程度，实验结束后按间隔 3 cm 掏出填砂管中油砂，应用常规饱和度分析法分别测试各小段含油饱和度6。对比各驱替方式下 10 小段含油饱和度可以发现（图3），高速降黏剂驱时约在第4小段即距注入端 912 cm 处含油饱和度开始大于初始含油饱和度，说明此时高黏阻滞带产生，结合沿程压差可以发现靠近注入端两点压差较大，表明稠油高黏阻滞带堆积位置与含油饱和度异常位置相符。而低速驱替及低速多段塞驱替整体含油饱和度相对平稳，未超过初始含油饱和度，说明低速驱替及低速多段塞驱替驱油效果稳定，不易产生高黏阻滞带，且低速多段塞驱替各小段含油饱和度相对最低，表明其驱油效率最好，冲刷剩余油效率最高，故而为规避高黏阻滞带的影响，低渗稠油油藏开发应优选低速多段塞降黏剂驱开发方式。图2不同驱替方式含水率、驱油效率及沿程压力Fig.2 Water cut,oil displacement efficiency and along-core pressure of different displacement modes图3降黏剂驱后各段含油饱和度Fig.3 Oil saturation in each section after viscosity reducer flooding142第 42 卷 第 4 期吴飞鹏 等：低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素3高黏阻滞带形成机制及主控因素3.1应力敏感损害地层渗流能力储层岩石作为一种致密多孔介质，在未受压条件下，其中的孔隙与喉道并存。当岩石开始受压时，岩石的孔喉会逐渐闭合压缩，即喉道的受压闭合是储层应力敏感性损害的主要原因。从压力分布曲线上看（图 4），大排量注入时，注入端到采出端压力梯度大。?p?图4高压力梯度带物性变化示意Fig.4 Physical properties of high pressure gradient zone在短期内填砂管喉道中大量稠油被采出，并且随着注入液体的冲刷，岩石颗粒脱落前移，会造成储层存在一定非均质性，高孔隙压力段会激发沿轴线的应力挤压，低孔隙压力段孔隙压力提高幅度较小，故而在轴向应力增加的情况下，岩石颗粒所受的轴向挤压力变大，砂粒会进一步被挤压压实，导致孔隙度下降，稠油流动困难，含油饱和度增加。对于王152区块此类低渗储层而言，此现象更为明显，因为其主要以粒间孔隙为主，喉道多呈片状、弯片状，填隙物较多，此类喉道对压力十分敏感，当有效应力稍有增加时极易发生受压闭合，造成孔喉尺寸大幅减小，损害地层渗流能力710。同时由于该区块主要发育平行层理、交错层理、浪成波痕层理等层理类型（图 5），多呈交错式的层理形状，平面上非均质严重，故而在高压注入时，驱替前缘有效应力增加，沿着地层骨架挤压细小层理空间，使得稠油流动困难，加速了高黏阻滞带的形成。3.2组分分异加重驱替前缘重质组分沉积图 6 为高速以及低速降黏剂驱见水前纯油相、见水后采出液中胶质及芳香分含量，结果表明无论高速、低速驱替，驱油油样中芳香分含量均有所增加，胶质含量均有所降低，说明有重质组分残余在地层中，轻质组分优先流出。分析认为稠油是动态稳定的胶体分散体系，沥青质和胶质的强极性导致其即使在较低的浓度下也很容易发生缔合，并且沥青质和胶质的极性越强这种缔合作用越明显，一旦缔合成大的团块聚沉，则会聚拢沉积在孔隙狭缝，堵塞渗流通道1114。同时 LAP 降黏剂容易萃取稠油中的轻质组分，大排量注入时剩余的重质组分由于其强极性会不断的发生缔合，当缔合成大的团块之后则会聚沉下降，堵塞岩石骨架中的细小孔隙，使得泄油区渗流能力下降，导致注采井之间无法建立有效驱替压差。同时，低速驱替时，胶质在岩心中总残余含量约 12.85%，高速驱替时，胶质总残余含量约 16.32%，表明注入速度对于重质组分沉积也会造成不良影响，故而在降黏压驱过程中，应当采取温和驱动的方式进行开发，减少重质组分的残余。对于实际矿场而言，当开采温度较低或大排量注入冷流体也会导致稠油重质组分的沉积1518，王152区块属于低渗油藏，且油质稠、凝固点高，注入低温液体会导致注水井井底附近形成降温区，使油层流体中的石蜡和沥青有机垢沉积、蜡晶吸附在图5王152区块层理类型示意Fig.5 Schematic diagram of bedding types of Wang-152 block1432023 年大庆石油地质与开发岩石表面，并且高压驱替时易发生指进现象，前缘部分受到冷伤害加重了重质组分的沉积，进而堵塞油层，严重降低地层孔隙度和渗流能力，因此认为冷伤害影响程度不大但也不容忽略。3.3反相乳化及高压增黏降低稠油流动性能通过观察见水时采出液形态可以发现，刚开始见水时稠油呈 W/O 型，随着稠油不断采出逐渐呈O/W 型乳状液，基于刚见水时出现 W/O 型乳状液的反常现象，本文测试了不同油水比下的降黏率效果（图 7），结果表明当油水比达到 82 时，降黏率随着温度的增加出现负值，说明此油水比下稠油反相乳化，O/W 乳状液转化成了 W/O 型，稠油黏度增大。降黏剂驱时，由于驱替前缘水相流失，油藏处于高含油低含水状态，易形成 W/O 乳状液，造成反相乳化使得稠油流动困难，形成高黏阻滞带。同时，W/O乳状液加强了贾敏效应，使大量的油滴被捕集成为残余油，锁死了已形成的渗流通道，增加了渗流阻力。当大排量注入时，孔隙压力不断增加，稠油黏度会随着压力升高而变大，通过细长管模型测试矿场原油在不同压力下的黏度变化可以发现（图 8），所加压力越大，稠油动力黏度越高，但剪切变稀现象依旧存在，并且当温度达到一定高度时，黏度随压力变化效果不明显1922，故而压力增黏对于加速高黏阻滞带形成的影响程度较低。3.4高黏阻滞带形成影响程度综合上述高黏阻滞带形成机制，总结对比了高黏阻滞带形成的主要原因和次要原因，影响因素和原因分析如表3所示。图7不同油水比下降黏率Fig.7 Viscosity reduction percent with different oil/water ratio图8不同压力下稠油黏度Fig.8 Viscosity of heavy oil at different pressur(a)0 25 mL min./(b)1 mL min/?/%50403020100?/%5040302010029.335.4442.6336.533.0727.0829.338.6346.2136.531.0225.66?图6不同排量降黏剂驱纯油相及油水两相组分含量变化Fig.6 Components content variation of pure oil phase and oil-water two-phase flooded with different discharge of viscosity reducer144第 42 卷 第 4 期吴飞鹏 等：低渗稠油高压降黏驱高黏阻滞带形成机制与主控因素4矿场降黏驱应用王152区块2020年4月转注开发，2020年8月实施第1轮次降黏压驱，因能量差、产能低，2021年 4 月 5 日开始实施第 2 轮次降黏压驱，期间同步实施油井降黏引效。目前油井开井 13 口，日产液99 t，日 产 油 42 t，含 水 率 为 57%，动 液 面1 186 m，水井1口，日注水48 m3，注采比0.5，累计注采比1.32。优选了斜6井组进行降黏驱先导矿场试验（图9），通过水井降黏解堵，油井降黏引效，多轮次刺表3高黏阻滞带形成影响程度对比Table 3 Comparison of influence degree of block zone 影响程度主要原因次要原因影响因素应力敏感损害地层渗流能力高压驱动加重组分分异注入流体冷伤害水驱前缘反相乳化高孔隙压力提高原油黏度原因分析粒间孔隙对压力十分敏感，高压驱动地层有效应力差异较大，加之层理交错加重敏感性降黏驱后胶质滞留29.58%，且驱替排量越大，分异越高矿场中高速驱动冷流体，其作用面积较小，影响程度低油水比为82时，形成反相润湿，但该情况仅出现在大排量驱动指进前端，影响不大稠油黏度随压力增加幅度7.6%/MPa，但由于地层高温影响其效果可抵消04008001 2002020-9-2602020-9-2602020-9-2602020-9-2602020-9-2602020-11-152020-11-152020-11-152020-11-152020-11-152021-01-042021-01-042021-01-042021-01-042021-01-042021-02-232021-02-232021-02-232021-02-232021-02-23?2021-04-142021-04-142021-04-142021-04-142021-04-142021-06-032021-06-032021-06-032021-06-032021-06-032021-07-232021-07-232021-07-232021-07-232021-07-230246?6?21?04080120?/t020400102030?/MPa?6?21?6?21?6?21?6?21?/t?/t图9王152区块斜6、斜21井组降黏驱开发曲线Fig.9 Curves of viscosity reduction flooding development in Xie-6 and Xie-21 well patterns in Wang 152 block1452023 年大庆石油地质与开发穿高黏带的模式进行开发，该井组整体达到了预期的效果，井组日产液量和日产油量明显上升，试验前井组日产液量为 35 t，试验后井组日产液量峰值为 105.3 t；试验前井组日产油量为 17.5 t，试验后井组日产油量峰值为 29.8 t，比试验前提高了 1.7倍。斜 21 井组主要采取高压注入降黏剂的方式进行开发，井组总体能量恢复，但从生产曲线来看见效不均衡。故而优选多轮次温和注入降黏剂瓦解高黏阻滞带的模式开发效果更佳。通过取样斜6井组降黏剂驱前后油样对比，发现其中伴生有大量溶解气（图 10），亦从侧面印证了降黏剂驱过程中轻质组分优先流出，重质组分沉积的现象，所以低渗稠油油藏开发应当优先解决突破高黏阻滞带，建立有效驱替压差等问题。5结论（1）室内实验表明，低渗稠油油藏高压降黏剂驱时高压力梯度带易形成高黏阻滞带，是原油在渗流过程中局部逐渐富集的结果，使得注采井间无法建立有效驱替压差，大大降低了降黏剂驱效果，同时注入速度越大，越容易形成稠油高黏阻滞带，但通过低速多段塞降黏剂驱方式可有效减少高黏阻滞带的形成，提高地层渗流能力。（2）通过分析单管填砂实验结果，结合王 152区块地质情况，发现高黏阻滞带形成主要是由于地层应力敏感、组分分异以及反相乳化等因素造成。尤其对于层理发育复杂交错的油藏。影响程度较小的为反相乳化，冷伤害及高压增黏虽会对高黏阻滞带的形成有一定影响，但由于地层环境处于高温状态及稠油剪切变稀特性，此 3 种因素可不作优先考虑。（3）为减小稠油降黏驱过程中高饱和度场高黏阻滞带的形成，避免高压注入应力敏感损害地层渗流能力，应采取多轮次温和注入降黏剂的开发模式，渐进式建立注采井间稠油整体驱动，形成后解除增效接续水驱以提高驱油效率。参考文献：1 王述银.克拉玛依油田三区块稠油降黏剂开发与机理研究D.成都：西南石油学院，2003.WANG Shuyin.Development and mechanism of viscosity reducer in Block 3 of Karamay Oilfield D.Chengdu：Southwest Petroleum Institute，2003.2 王锦梅，陈国，历烨，等.聚合物驱过程中形成油墙的动力学机理研究J.大庆石油地质与开发，2007，26（6）：64-66.WANG Jinmei，CHEN Guo，LI Ye，et al.A kinetic mechanism study on oil bank forming during polymer flooding J.Petroleum Geology&Oilfield Development in 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