薄儲層超稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法與技術(shù)

孫煥泉

(中國石油化工股份有限公司，北京 100728)

中國稠油資源豐富，國內(nèi)探明儲量約為40×108t，是中國重要的石油資源，在加工高級別變壓器油、高端煤油、高等級瀝青等特種油品方面具有獨特價值，對保障國家戰(zhàn)略安全、能源安全具有重要意義[1]?！笆濉币詠恚袊掳l(fā)現(xiàn)稠油資源品位下降，儲層更薄、原油粘度更高，特別是油層厚度6 m以下、粘度50 000 mPa·s以上的薄儲層超稠油儲量達到了7×108t。針對這類薄儲層超稠油資源，蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油(SAGD)等常規(guī)注蒸汽熱采以及火燒驅(qū)油等技術(shù)不適應(yīng)，難以經(jīng)濟有效開發(fā)。目前，國內(nèi)外缺乏成熟的開發(fā)理論與技術(shù)[2]。

薄儲層超稠油高效開發(fā)主要面臨四大難題：①儲層薄、散熱快、熱損失大。厚度小于6 m的儲層在單一注蒸汽過程中，50%以上熱量快速散失到頂?shù)讎鷰r[3]。噸蒸汽換油(油汽比)只有0.08 t(經(jīng)濟界限0.25 t)，無經(jīng)濟效益，亟須創(chuàng)建新的稠油熱采方法。②薄儲層超稠油開采過程中，出砂嚴重，傳統(tǒng)水平井套管射孔防砂完井工藝，單位過流面積小、滲流阻力大，亟須創(chuàng)新高導(dǎo)流能力的完井工藝[4]。③傳統(tǒng)熱采抽油泵為垂直舉升泵，無法下入儲層水平段，生產(chǎn)壓差小，難以滿足超稠油“趁熱快采多采”的需求；同時注汽、采油工序轉(zhuǎn)換作業(yè)頻繁，施工過程冷傷害嚴重，亟須研發(fā)減少熱損失的新型井筒注采工藝[5]。④傳統(tǒng)制蒸汽需要消耗淡水，高溫高鹽采出水無法利用，只能回注地層，耗水多、耗能高，亟須突破采出水資源化回用和余熱綜合利用的綠色開發(fā)新技術(shù)[6]。許多學(xué)者開展了相關(guān)研究，這些研究主要集中在技術(shù)研究和應(yīng)用方面[7-9]，亟需從基礎(chǔ)理論、技術(shù)方法方面開展研究，形成系統(tǒng)性、創(chuàng)新性的認識，為薄儲層超稠油高效開發(fā)提供基礎(chǔ)理論。

為破解四大難題，多年來，筆者開展了大量的基礎(chǔ)研究、井筒和地面關(guān)鍵技術(shù)、工藝攻關(guān)，創(chuàng)新建立了薄儲層超稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法與技術(shù)，形成了稠油熱采升級換代技術(shù)，在新疆準噶爾盆地春風(fēng)油田建成了年產(chǎn)百萬噸原油生產(chǎn)基地，連續(xù)5年穩(wěn)產(chǎn)100×104t以上，取得了顯著的經(jīng)濟效益和社會效益。

1 稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法

淺薄層超稠油采用單一注蒸汽熱采的傳統(tǒng)方法開發(fā)時，面臨加熱半徑小，儲層熱損失大，開發(fā)效果差的難題[10]。為了實現(xiàn)淺薄層超稠油的有效開發(fā)，創(chuàng)新形成了熱(蒸汽)、劑(降粘劑)、氣(氮氣、二氧化碳)協(xié)同增效熱化學(xué)復(fù)合采油方法。實驗室建立了能夠滿足注蒸汽熱采條件的高溫高壓大型物理模擬裝置[11]，其模型孔隙度為35.2%，滲透率為3.16 μm2，含油飽和度為77.2%，原油粘度為84 630 mPa·s(30 ℃)，進一步開展了200 ℃條件下蒸汽，蒸汽加氮氣組合，蒸汽加降粘劑組合，蒸汽加氮氣加降粘劑組合等不同熱化學(xué)注入介質(zhì)驅(qū)油實驗，對比了不同組合方式條件下的驅(qū)油效率(圖1)，實驗結(jié)果表明：①在單一注蒸汽的基礎(chǔ)上，添加氮氣，驅(qū)油效率比單一注蒸汽提高11.5%；②在單一注蒸汽的基礎(chǔ)上，添加降粘劑，驅(qū)油效率比單一注蒸汽提高16.4%；③先注入降粘劑，再注入氮氣、蒸汽，能夠同時發(fā)揮三者協(xié)同作用，驅(qū)油效率高達79.3%，比單一注蒸汽提高32.1%，研究結(jié)果表明熱化學(xué)復(fù)合采油方法是解決“薄儲層散熱快、超稠油難流動”的有效方法。

圖1 降粘劑、氮氣、蒸汽不同組合方式驅(qū)油效率對比Fig.1 Comparison of oil displacement efficiency of different combinations of viscosity reducing agents,nitrogen and steam[實驗條件：孔隙度35.2%，滲透率3.16 μm2，含油飽和度77.2%，原油粘度84 630 mPa·s(30 ℃)，實驗溫度200 ℃。]

1.1 專用降粘劑

熱化學(xué)復(fù)合采油方法的關(guān)鍵是耐高溫高效化學(xué)劑研發(fā)。針對環(huán)烷基超稠油具有瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量高、分子間作用力復(fù)雜的特點[12]，基于超稠油分子結(jié)構(gòu)特征，精確剖析了稠油中的極性物質(zhì)組分和分子結(jié)構(gòu)，形成了破壞分子間作用力、分散解聚降粘的化學(xué)驅(qū)油體系研究路線。研發(fā)的耐高溫解聚降粘劑(SL-5)以氟碳離子型表面活性劑、納米活性材料、擴散劑、潤濕劑復(fù)配而成，具有水相分散降粘、自擴散解聚等功能，耐溫達到350 ℃，比已有產(chǎn)品提高50 ℃，能夠適應(yīng)高溫、高礦化度環(huán)境等復(fù)雜條件。同時在不同溫度條件下降粘率都能夠達到99.2%以上(圖2)，采用熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)時，先注入降粘劑，再注入氮氣和蒸汽，將降粘劑推進到油藏深部，實現(xiàn)稠油降粘，可流動半徑大大增加，提高了1.3倍，有效延長了生產(chǎn)周期。

1.2 熱化學(xué)復(fù)合采油協(xié)同增效機理

通過研究闡明了“汽劑耦合降粘、氮氣保溫增能、熱劑接替助驅(qū)”熱化學(xué)復(fù)合采油機理。①汽劑耦合降粘。熱化學(xué)復(fù)合體系從水平井注入后，近井區(qū)域地層逐漸被蒸汽加熱，地層溫度逐漸升高，原油粘度逐漸降低，此處以蒸汽加熱降粘作用為主；在遠井低溫區(qū)域，蒸汽加熱降粘作用下降，降粘劑的解聚降粘作用顯現(xiàn)，擴大了超稠油可流動半徑。汽劑耦合降粘作用條件下，稠油的可流動半徑是單一注蒸汽的1.3倍。②氮氣保溫增能。注入氮氣能夠發(fā)揮兩方面的作用：第一、隔熱保溫。注入的氮氣在重力作用下發(fā)生超覆，聚集在油層頂部，由于氮氣的導(dǎo)熱系數(shù)低，僅為0.023 W/(m·K)，是油層的4.8%，所以在油層頂部形成“保溫被”，使儲層熱損失減少53.3%；第二、擴容增能。注入的蒸汽與氮氣混合，分壓降低、比容提高、體積膨脹，加熱范圍比單一注蒸汽擴大40%(圖3)。③熱劑接替助驅(qū)。蒸汽從井筒向油層擴展，溫度逐漸降低，洗油作用逐漸減弱，此時蒸汽前緣的化學(xué)降粘劑發(fā)揮出降低界面張力的洗油作用[13]，二者復(fù)合接力增強洗油效果，驅(qū)油效率比單一注蒸汽提高22%(圖4)。

圖2 降粘劑耐溫性能測試(降粘劑濃度0.3%)Fig.2 Temperature resistance test of viscosity reducing agents(with a concentration of 0.3%)

1.3 熱化學(xué)復(fù)合采油數(shù)值模擬

在稠油熱采數(shù)值模擬方面，已有國外商業(yè)軟件主要考慮了熱與氣體作用，沒有表征熱與化學(xué)劑、氣體相互作用機理，以及氣體擴散、傳質(zhì)作用，難以模擬熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)[14]。針對以上問題，自主研發(fā)了熱化學(xué)復(fù)合采油數(shù)值模擬軟件，軟件具有以下特色：①建立了熱-劑-氣耦合數(shù)學(xué)模型，表征復(fù)合體系傳質(zhì)、傳熱特征及降粘劑、氮氣與超稠油的相互作用；②引入有限分析算法模塊，降低網(wǎng)格規(guī)模對非均質(zhì)滲流的影響，解決了準確描述熱、劑前緣和氣體擴散的難題；③采用自適應(yīng)網(wǎng)格算法，對飽和度前緣等突變區(qū)域加密網(wǎng)格，對漸變區(qū)域粗化網(wǎng)格，在保障計算精度的前提下，計算速度提升4倍以上。

自主研發(fā)的熱化學(xué)復(fù)合采油數(shù)值模擬軟件，為開發(fā)方案優(yōu)化提供了技術(shù)手段。利用該軟件建立了與薄儲層超稠油相適應(yīng)的熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)界限：油層厚度界限降為2 m，降粘劑使用的粘度界限為47 000 mPa·s。進一步優(yōu)化建立了蒸汽、化學(xué)劑和氮氣的注入方式及注入量技術(shù)政策界限，可以有效解決薄儲層超稠油的高效開發(fā)難題。

圖3 氮氣對蒸汽加熱范圍的影響Fig.3 Effect of adding nitrogen on the heating range of steam[模擬條件：厚度4 m，稠油粘度80 000 mPa·s，注氮氣50 000 Nm3，蒸汽1 600 t(相當(dāng)于摩爾分數(shù)0.15)]

圖4 不同溫度熱劑協(xié)同驅(qū)油效果Fig.4 Oil displacement efficiency of synergistic effect of viscosity reducing agents at different temperatures[實驗條件：原油粘度84 630 mPa·s(30 ℃)，實驗溫度(200,150,100,75,50 ℃)]

采用三相多組分模型描述熱化學(xué)復(fù)合采油過程，考慮油/氣/水三種相態(tài)、氮氣組分/水組分/化學(xué)劑組分/稠油組分多個組分。氮氣組分可存在于氣相和油相中，水組分可存在于水相和氣相中，化學(xué)劑組分可存在于水相和油相中，稠油組分僅存在于油相中；相間傳質(zhì)和熱力學(xué)平衡能夠瞬時完成；組分的質(zhì)量運移考慮達西流動和菲克擴散兩個過程，流體流動考慮重力和毛管力的影響。建立的三相多組分的質(zhì)量守恒和能量守恒方程如下：

1) 氮氣組分和化學(xué)劑組分質(zhì)量守恒方程

(1)

2)水組分和稠油組分質(zhì)量守恒方程

(2)

3)熱量守恒方程

(3)

1.4 注采工藝參數(shù)優(yōu)化

利用物理模擬和數(shù)值模擬手段，建立了不同吞吐階段注汽強度、氮氣用量和降粘劑用量等注采參數(shù)優(yōu)化圖版(圖5)，其中注汽強度基準值為8 t/m、氮氣用量基準值為20 000 Nm3、降粘劑用量基準值為10 t，有效的指導(dǎo)了熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)現(xiàn)場試驗。熱化學(xué)復(fù)合采油技術(shù)現(xiàn)場試驗井年生產(chǎn)時間，比單一注蒸汽延長9.7倍，周期產(chǎn)油量從82 t提高到1 484 t，提高了17.1倍；噸蒸汽換油(油汽比)由0.08 t提高到0.74 t，提高了8.2倍。

2 水平井裸眼篩管防砂完井工藝及配套工具

2.1 水平井裸眼篩管防砂完井工藝

超稠油粘度對溫度極其敏感，薄儲層散熱快，隨著吞吐時間的延長，油層溫度急劇下降，原油粘度呈指數(shù)增長，對井筒導(dǎo)流能力要求更高。傳統(tǒng)水平井套管射孔完井工藝，注水泥固井嚴重污染油層，射孔成本高，并且每米孔眼只有16～24個，過流面積小，產(chǎn)量快速下降，亟需研發(fā)一種大幅度提高井筒導(dǎo)流能力的完井方式。為此，自主研發(fā)了水平井裸眼防砂篩管基管，每米孔眼200～240個(圖6)，單位過流面積提高了5.4倍，流動阻力只有套管完井1/7，滲透率50 μm2以上，擋砂精度為50～1 500 μm，并且可以根據(jù)具體油藏的骨架砂粒徑，進行個性化定制，從而實現(xiàn)了由套管射孔溝通油層到多孔篩管連通油層的轉(zhuǎn)變，解決了“過流面積小、流動阻力大”的難題[15]。自主研發(fā)的篩管規(guī)格、材質(zhì)、標(biāo)準、性能與國外產(chǎn)品一致，質(zhì)量達到國外同類產(chǎn)品水平，價格僅為國外同類產(chǎn)品的1/4～1/3。目前自主研發(fā)的篩管平均在井時間5～6 a，最長在井時間達10 a以上，仍繼續(xù)有效，質(zhì)量穩(wěn)定，技術(shù)可靠。

圖5 注采參數(shù)優(yōu)化圖版Fig.5 Optimization chart of injection and production parametersa.注汽強度優(yōu)化圖版；b.氮氣用量優(yōu)化圖版；c.降粘劑用量優(yōu)化圖版

圖6 水平井裸眼完井篩管Fig.6 Images of screen pipes for open hole well completion in horizontal wella.完井裸眼篩管；b.裸眼篩管流型

裸眼篩管一次性完井工藝采用上部套管注水泥固井完井、油層水平段裸眼篩管完井。在上部注水泥過程中采用盲板防止水泥進入篩管段。鉆塞完井工藝通過鉆穿盲板和分級箍投產(chǎn)，存在以下問題：一是損壞套管和分級箍；二是套管內(nèi)壁留有毛刺，內(nèi)徑縮??；三是產(chǎn)生的碎屑造成洗井堵塞風(fēng)險[16]，為此，創(chuàng)新了免鉆塞完井工藝，該工藝屬于國內(nèi)外首創(chuàng)，免除了“插旗桿”風(fēng)險，具有作業(yè)時間短、工藝簡單、成功率高的優(yōu)勢：①用撈塞替代了鉆塞，消除了對套管的損壞；②套管內(nèi)平滑，無毛刺；③不產(chǎn)生碎屑。免鉆塞完井工藝徹底消除了傳統(tǒng)鉆盲板工藝存在的套管和篩管損壞風(fēng)險，在勝利油田應(yīng)用1 355口井，未發(fā)生篩管本體和分級箍的損壞，完井時間縮短24 h。

2.2 稠油熱采水平井完井專用成套工具

針對注汽熱力采油過程溫差變化劇烈，傷害套管和固井質(zhì)量的難題，在儲層上部固井套管段應(yīng)用水平井空心地錨，地錨內(nèi)通徑與完井管柱保持一致，不影響后期作業(yè)管柱的下入。通過提拉預(yù)應(yīng)力，綜合應(yīng)力降低了36%，實現(xiàn)了注汽溫度350 ℃時井筒伸縮控制在0.2 mm/m以內(nèi)；針對水平段不能提拉預(yù)應(yīng)力的難題，研發(fā)了熱熔式補償器，解決了常規(guī)的銷釘式熱力補償器在下入過程中，銷釘容易提前打開而造成補償器失效的難題，熱熔材料通過溫度控制補償器的開啟，下入時補償器處于鎖定狀態(tài)，當(dāng)超過預(yù)定溫度(200 ℃)后材料熔化，補償器開啟，熱熔式熱力補償器消除了熱應(yīng)力對套管的影響，水平位移補償距達600 mm；針對高溫蒸汽對熱采套管頭的影響，研制了熱力伸縮套管頭，使管柱內(nèi)預(yù)留足夠的補償空間，補償距離500 mm以上，實現(xiàn)了井口零抬升，消除了井口抬升引起的地面設(shè)備的安全隱患和井控風(fēng)險。結(jié)合配套研發(fā)的空心地錨、熱力補償器、熱采套管頭等成套工具，形成了從完井到固井的產(chǎn)品質(zhì)量和施工流程的7套技術(shù)標(biāo)準，指導(dǎo)了標(biāo)準化生產(chǎn)和規(guī)?；瘧?yīng)用，實現(xiàn)了熱采井全井筒的注汽熱應(yīng)力防護，單井鉆完井成本降低18%，已應(yīng)用1355口井，固井質(zhì)量和井口質(zhì)量合格率均為100%。

3 稠油熱采注采一體化工藝

3.1 在平置狀態(tài)可正常工作的熱采水平泵

針對淺薄儲層水平井造斜率高，狗腿彎曲度大，常規(guī)泵下深受限，生產(chǎn)壓差小的難題，研發(fā)了在平置狀態(tài)可正常工作的熱采水平泵，熱采水平泵采用分級柱塞和柔性連接的方式，實現(xiàn)下入到儲層水平段生產(chǎn)。設(shè)計2～3個串聯(lián)結(jié)構(gòu)的柔性柱塞，并在柱塞之間設(shè)置柔性連接機構(gòu)，來吸收泵筒之間的夾角，泵筒采用開式懸掛結(jié)構(gòu)，增強了在水平段的適應(yīng)性。突破了傳統(tǒng)泵無法在油層水平段生產(chǎn)的禁區(qū)，累計現(xiàn)場應(yīng)用700余井次，生產(chǎn)壓差提高1.5倍以上，周期產(chǎn)油量增加30%～40%，滿足了“趁熱快采多采”的需要。

3.2 水平泵注采一體化工藝

針對常規(guī)熱采吞吐放噴后，下泵作業(yè)導(dǎo)致儲層冷傷害、降低熱利用率的問題，研發(fā)了注采一體化水平泵，實現(xiàn)注采兩用，轉(zhuǎn)換簡單可靠，注蒸汽時只需將柱塞總成上提出泵筒，露出注汽通道即可注汽，注汽后下放柱塞遮閉注汽通道即可采油。該泵不僅適合薄儲層超稠油，也適用于其他熱采油藏，能實現(xiàn)不動管柱工況下注汽、采油的轉(zhuǎn)換，使生產(chǎn)工序由“①注汽；②燜井放噴；③壓井；④起注汽管柱；⑤下生產(chǎn)管柱；⑥泵抽生產(chǎn)；⑦起生產(chǎn)管柱；⑧下注汽管柱。”8項減少到“①注汽；②燜井放噴；③泵抽生產(chǎn)。”3項(圖7)，避免了作業(yè)轉(zhuǎn)換過程中造成冷傷害的“壓井”和熱損失的“起注汽管柱和下生產(chǎn)管柱”等工序，提高了生產(chǎn)效率，降低了生產(chǎn)成本，單井年生產(chǎn)時間增加12%，生產(chǎn)作業(yè)費用減少75%，泵抽初期井口溫度提高20～30 ℃。

圖7 稠油熱采工藝對比Fig.7 Comparison of heavy oil thermal recovery processesa.傳統(tǒng)稠油熱采生產(chǎn)工藝；b.稠油熱采-注采一體化工藝

圖8 機械-熱力復(fù)合壓縮處理工藝Fig.8 Schematic diagram showing the composite mechanical-thermal compression process

4 稠油熱采采出水余熱梯級利用和資源化回用方法

制蒸汽要消耗大量淡水，能耗高，并且采油污水不能外排，針對該難題，提出了高低溫污水熱能回收和水資源回用一體化構(gòu)想，創(chuàng)建了“多級閃蒸、放熱冷凝”的機械-熱力復(fù)合壓縮處理工藝(圖8)，解決了高溫高鹽采出水難以循環(huán)回用、余熱浪費的問題[17]。該工藝循環(huán)利用鍋爐廢棄分離水，通過高溫閃蒸，產(chǎn)生動力蒸汽，對低壓蒸汽增溫增壓，在低溫閃蒸罐梯級換熱，形成鍋爐回用水。該工藝水循環(huán)利用率大于90%，熱利用效率大于85%，注汽系統(tǒng)能耗降低10.1%。在新疆準噶爾盆地的春風(fēng)油田，建成國內(nèi)首座熱采采出水循環(huán)回用和余熱高效利用處理站，日處理能力5 000 m3，年減排二氧化碳6.31×104t。

5 認識與結(jié)論

經(jīng)過持續(xù)的探索與實踐，形成了薄儲層超稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法與技術(shù)，主要包括：①稠油熱化學(xué)復(fù)合采油方法；②水平井裸眼篩管防砂完井工藝及配套工具；③熱采水平泵注采一體化工藝；④稠油熱采采出水余熱梯級利用和資源化回用方法。建成了新疆準噶爾盆地春風(fēng)油田薄儲層超稠油百萬噸原油生產(chǎn)基地，已連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5 a。實踐證明：利用該項技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)埋藏深度200～600 m、儲層滲透率1.5～4.5 μm2、油層有效厚度2～6 m、油層溫度下脫氣原油粘度大于50 000 mPa·s稠油油藏的高效開發(fā)，應(yīng)用該技術(shù)已累計動用薄儲層超稠油儲量1.88×108t，生產(chǎn)原油1 965×104t，取得了顯著的經(jīng)濟效益和社會效益，該技術(shù)已成為稠油熱采的升級換代技術(shù)。國內(nèi)推廣到新疆、河南、遼河等油田，為中國稠油年產(chǎn)量1500×104t提供了支撐技術(shù)；國外推廣到哈薩克斯坦、蘇丹、哥倫比亞等國家，為走出去開發(fā)利用同類資源提供了優(yōu)勢技術(shù)。

致謝：衷心感謝中國石化勝利油田分公司張宗檁、束青林、王順華、楊元亮、吳光煥、謝志勤；中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部胡渤；中國石化石油勘探開發(fā)研究院孫建芳、倫增珉、王海濤以及所有參與相關(guān)工作的同志對本論文的貢獻！