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摘要：近年来，孤东油田稠油区块多轮次吞吐开发效果变差。技术人员针对不同区块的地质状况，加强热采工艺配套研究，采用SGS方法，即S-蒸汽、G-气体、S-表面活性剂，有效地提高了吞吐开发效果。
关键词：稠油 注汽SGS调剖敏感性
0引言
采油四矿所辖区块稠油产量产总产量的68%，是产量的主要构成部分。稠油具有粘度大、流动性差的特点，开采难度较大，主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱开发方式，注汽质量的好坏直接关系着措施增油效果，影响注汽质量的因素很多，主要是油层发育状况、井筒热损因素等。油层发育有油层厚度的大小、泥质含量的高低、渗透率的好坏、采出程度的多少及敏感性强弱，两层或多层非均质性采油等。
1孤东稠油注汽开发中存在的问题
1.1 注汽压力较低（<10MPa）。
多轮次效果变差受地层亏空影响，即随着吞吐轮次增加，近井地带原油被逐渐采出，地层能量下降亏空加大，后期的注汽量不能及时补充地层能量，吞吐的加热半径没有扩大，甚至是比上一周期小。
1.2 注汽高压力较高的井（>15MPa）。
主要原因是：地层动用程度差，主要是新井投产及新补层；油井地层发育差；实射油层薄；地层污染。
1.3 地层敏感性强。
主要表现在水敏性，是指与地层不配伍的淡水进入油层后引起粘土矿物膨胀、分散、运移，从而导致渗透率下降的现象。例如孤东827块位于孤东油田西部，构造上处于沾化凹陷孤南洼陷低部位，区块地质储量105万吨，原油粘度4988mPa.s，油层平均厚度4m，泥质含量10.8%，渗透率200×10-3～800×10-3um2，平均439×10-3um2，具有中强水敏性，生产效果差。
1.4 边底水影响。
综合分析稠油区块含水成快速上升趋势，年含水上升速度为0.4%，其中主要KD53、KD641块含水上升迅速。KD641单元2013年与2009年相比，地层亏空增加了5倍，也使得综合含水增加了15.06%，平均每年上升3.76%；KD53单元2013年与2009年相比，累计亏空增加了2.0倍，综合含水上升了2.2%，平均每年上升0.55%，综合含水达到了96%，含水的迅速上升，使区块产量下降，影响了注汽效果。
2配套工艺技术SGS方法的机理研究
SGS方法（S-蒸汽、G-气体、S-表面活性剂）,结合区块油藏状况优化SGS组合方式，对SGS(N2)和SGS(CO2) 进行适应性分析，在此基础上利用数值模拟对单井实施方案进行优化，对组合方式、注入量、注入时机进行优化,确定了先期注入CO2（G），后采用伴注或段塞方式注入表面活性剂（S），辅助蒸汽注入（S）吞吐，大幅度提高热采开发效果。
SGS(CO2)方法主要作用机理：CO2非常容易溶于稠油中，在地层温度和地层压力条件下，1t液态CO2可以产生480m3气体CO2，其同稠油之间良好的亲合性是提高开采效果的重要机理。
（1）随着CO2溶解量的增加，原油的体积系数和收缩率明显增大。体积系数的增加量在10%以上，原油体积膨胀显著增加地层的弹性能量，同时有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，从而增加油井产量。
（2）地层油粘度随着溶解CO2量的增加显著降低，在地层温度和地层压力条件下，当气油比达到一定值，降粘率达到90%以上，CO2溶解降粘是一种自发渗透扩散行为，在地层压力条件下可自发进行，无需过多外加能量。利用了CO2溶于原油中，原油体积膨胀，粘度降低，流动性增强；CO2溶于水后略呈酸性，与地层基质发生反应，提高地层渗透率，降低注汽压力。
SGS(N2)调剖机理：根据孤东油田多轮次稠油井的效果统计，吞吐压力低于8MPa，注汽后出水时间会超过15天，周期油汽比小于0.5，低于吞吐井油汽比（吞吐井油汽比达到0.9汽驱对应井约0.3），为解决这一矛盾，需对稠油热采井进行调剖封窜，封堵高渗透层和大孔道，改善吸汽剖面，提高注汽效果，增加稠油井产量。目前较为成熟的技术就是氮气+泡沫热采调剖技术。该项技术可以大幅提高注入蒸汽的波及系数，有效地降低油层水的相对渗透率，控制水的指进或锥进，提高蒸汽吞吐开采的阶段采收率。
（1）采用非凝结气体（N2），蒸汽和起泡剂形成泡沫，通过气体叠加效应产生阻塞，降低蒸汽流度，封堵蒸汽窜流通道，迫使蒸汽转向含油饱和度高的部位驱替原油，从而提高蒸汽波及系数。
（2）泡沫以水作为外相，优先进入出水层，并在水层稳定存在，通过贾敏效应对水进行封堵。而在油层，按界面能趋于减小的规律，稳定泡沫的表面活性剂将大量移至油水界面，引起泡沫破坏，所以进入油层的泡沫不会堵塞油层。因此，氮气泡沫调剖主要是靠贾敏效应对地层产生封堵作用，并对油、水具有选择性，最终实现封堵水层的目的。
（3）油、气、水三相渗透率中润湿相会受其它流体的干扰，因此流动能力会降低，即油水相对渗透率会同时降低，而在亲油岩石中，仅水的相对渗透率减少，所以注入的氮气可控制水指进或锥进，其次注入氮气可以降低岩石的界面张力，因为气—油界面张力远小于气—水界面张力和油—水界面张力，同时气体的存在势必引起贾敏效应，此亦可降低水相相对渗透率。
（4）起泡剂也是一种表面活性剂，能降低油水界面张力，提高驱油效率，它在含油饱和度高的油层部位易溶于油，不起泡，不堵塞孔隙孔道，提高了洗油效率，因此泡沫是一种理想的在油层中能够选择性堵塞增油调剖剂。
3 应用情况及效果分析
3.1 SGS(CO2)应用效果分析
2013年，SGS(CO2)技术在稠油区块推广应用29口井，累计注入二氧化碳1165吨，平均单井注入二氧化碳40吨，具体效果如下：
3.1.1 注汽压力和井口注汽干度得到了明显改善
从注汽情况来看，应用 SGS(CO2)方法后，注汽压力和井口注汽干度得到了明显改善，平均注汽压力由18.5MPa下降至17.3MPa，下降1.2MPa，平均注汽干度由上周期的26.7%提高到40.2%，上升了13.5%，注汽打排放井数由19口井减少至11口井，有效改善了注汽效果。特别是在九区边部和KD641块、GD827块，实施17口井，平均注汽干度由20.6%上升至41.3%，为敏感性油藏注汽高压井的治理提供了一项可靠的技术。
3.1.2 单井产量增幅显著
已实施的29口井，开井25口井，对比22口井，到目前平均单井生产99天，平均生产情况由上周期的日油4.1吨上升至5.27吨，平均单井日增油1.17吨，峰值较上周期平均单井日增油5.0吨，到目前平均单井累计增油289.7吨。22口井共累计增油6373.5吨，累计产油12740.3吨，见到了明显的增油效果。
3.2 SGS(N2) 应用效果分析
3.2.1 汽驱井组实施氮气调剖，改善汽驱效果
2013年共实施2个井组（K92X9、KD52-134），累增油428吨，井组内汽驱剖面得到改善，其中KD52-134井组取得了明显效果，井组内6口油井3口见效，峰值增油11吨/天。从见效情况来看，2个井组均存在见效时间短且见效的同时也有汽窜发生。
3.2.2油井实施氮气调剖，改善单井吞吐效果
实施1口（KD52-21）。KD52-21于2009.10实施注汽，开井生产后进入末期时因含水高转周受限（24.5/2.3/90.5）。2013.6对该井实施氮气调剖，见油后日油达到9吨，取得了明显效果。
4几点认识
（1）部分稠油油藏地层亏空大、产能大幅度下降、汽驱井压力低等问题，开展汽驱井调剖工艺配套工作，主要以SGS（N2）方法即氮气调剖技术提高低压注汽吞吐井压力，调整吸汽剖面，提高油汽比。
（2）对GD827、KD641块敏感性油藏的吞吐生产、区块边部潜力井、高产水平井继续加大推广SGS(CO2)方法的应用力度，降低注汽压力，提高单井油气比。
（3）对于稠油开发的中后期，出现了各种矛盾和问题，需要认真研究和探讨，找出对策。
参考文献
[1]霍广荣等.胜利油区稠油油藏热力开采技术.北京：石油工业出版社，1999
关键词：稠油 注汽SGS调剖敏感性
0引言
采油四矿所辖区块稠油产量产总产量的68%，是产量的主要构成部分。稠油具有粘度大、流动性差的特点，开采难度较大，主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱开发方式，注汽质量的好坏直接关系着措施增油效果，影响注汽质量的因素很多，主要是油层发育状况、井筒热损因素等。油层发育有油层厚度的大小、泥质含量的高低、渗透率的好坏、采出程度的多少及敏感性强弱，两层或多层非均质性采油等。
1孤东稠油注汽开发中存在的问题
1.1 注汽压力较低（<10MPa）。
多轮次效果变差受地层亏空影响，即随着吞吐轮次增加，近井地带原油被逐渐采出，地层能量下降亏空加大，后期的注汽量不能及时补充地层能量，吞吐的加热半径没有扩大，甚至是比上一周期小。
1.2 注汽高压力较高的井（>15MPa）。
主要原因是：地层动用程度差，主要是新井投产及新补层；油井地层发育差；实射油层薄；地层污染。
1.3 地层敏感性强。
主要表现在水敏性，是指与地层不配伍的淡水进入油层后引起粘土矿物膨胀、分散、运移，从而导致渗透率下降的现象。例如孤东827块位于孤东油田西部，构造上处于沾化凹陷孤南洼陷低部位，区块地质储量105万吨，原油粘度4988mPa.s，油层平均厚度4m，泥质含量10.8%，渗透率200×10-3～800×10-3um2，平均439×10-3um2，具有中强水敏性，生产效果差。
1.4 边底水影响。
综合分析稠油区块含水成快速上升趋势，年含水上升速度为0.4%，其中主要KD53、KD641块含水上升迅速。KD641单元2013年与2009年相比，地层亏空增加了5倍，也使得综合含水增加了15.06%，平均每年上升3.76%；KD53单元2013年与2009年相比，累计亏空增加了2.0倍，综合含水上升了2.2%，平均每年上升0.55%，综合含水达到了96%，含水的迅速上升，使区块产量下降，影响了注汽效果。
2配套工艺技术SGS方法的机理研究
SGS方法（S-蒸汽、G-气体、S-表面活性剂）,结合区块油藏状况优化SGS组合方式，对SGS(N2)和SGS(CO2) 进行适应性分析，在此基础上利用数值模拟对单井实施方案进行优化，对组合方式、注入量、注入时机进行优化,确定了先期注入CO2（G），后采用伴注或段塞方式注入表面活性剂（S），辅助蒸汽注入（S）吞吐，大幅度提高热采开发效果。
SGS(CO2)方法主要作用机理：CO2非常容易溶于稠油中，在地层温度和地层压力条件下，1t液态CO2可以产生480m3气体CO2，其同稠油之间良好的亲合性是提高开采效果的重要机理。
（1）随着CO2溶解量的增加，原油的体积系数和收缩率明显增大。体积系数的增加量在10%以上，原油体积膨胀显著增加地层的弹性能量，同时有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，从而增加油井产量。
（2）地层油粘度随着溶解CO2量的增加显著降低，在地层温度和地层压力条件下，当气油比达到一定值，降粘率达到90%以上，CO2溶解降粘是一种自发渗透扩散行为，在地层压力条件下可自发进行，无需过多外加能量。利用了CO2溶于原油中，原油体积膨胀，粘度降低，流动性增强；CO2溶于水后略呈酸性，与地层基质发生反应，提高地层渗透率，降低注汽压力。
SGS(N2)调剖机理：根据孤东油田多轮次稠油井的效果统计，吞吐压力低于8MPa，注汽后出水时间会超过15天，周期油汽比小于0.5，低于吞吐井油汽比（吞吐井油汽比达到0.9汽驱对应井约0.3），为解决这一矛盾，需对稠油热采井进行调剖封窜，封堵高渗透层和大孔道，改善吸汽剖面，提高注汽效果，增加稠油井产量。目前较为成熟的技术就是氮气+泡沫热采调剖技术。该项技术可以大幅提高注入蒸汽的波及系数，有效地降低油层水的相对渗透率，控制水的指进或锥进，提高蒸汽吞吐开采的阶段采收率。
（1）采用非凝结气体（N2），蒸汽和起泡剂形成泡沫，通过气体叠加效应产生阻塞，降低蒸汽流度，封堵蒸汽窜流通道，迫使蒸汽转向含油饱和度高的部位驱替原油，从而提高蒸汽波及系数。
（2）泡沫以水作为外相，优先进入出水层，并在水层稳定存在，通过贾敏效应对水进行封堵。而在油层，按界面能趋于减小的规律，稳定泡沫的表面活性剂将大量移至油水界面，引起泡沫破坏，所以进入油层的泡沫不会堵塞油层。因此，氮气泡沫调剖主要是靠贾敏效应对地层产生封堵作用，并对油、水具有选择性，最终实现封堵水层的目的。
（3）油、气、水三相渗透率中润湿相会受其它流体的干扰，因此流动能力会降低，即油水相对渗透率会同时降低，而在亲油岩石中，仅水的相对渗透率减少，所以注入的氮气可控制水指进或锥进，其次注入氮气可以降低岩石的界面张力，因为气—油界面张力远小于气—水界面张力和油—水界面张力，同时气体的存在势必引起贾敏效应，此亦可降低水相相对渗透率。
（4）起泡剂也是一种表面活性剂，能降低油水界面张力，提高驱油效率，它在含油饱和度高的油层部位易溶于油，不起泡，不堵塞孔隙孔道，提高了洗油效率，因此泡沫是一种理想的在油层中能够选择性堵塞增油调剖剂。
3 应用情况及效果分析
3.1 SGS(CO2)应用效果分析
2013年，SGS(CO2)技术在稠油区块推广应用29口井，累计注入二氧化碳1165吨，平均单井注入二氧化碳40吨，具体效果如下：
3.1.1 注汽压力和井口注汽干度得到了明显改善
从注汽情况来看，应用 SGS(CO2)方法后，注汽压力和井口注汽干度得到了明显改善，平均注汽压力由18.5MPa下降至17.3MPa，下降1.2MPa，平均注汽干度由上周期的26.7%提高到40.2%，上升了13.5%，注汽打排放井数由19口井减少至11口井，有效改善了注汽效果。特别是在九区边部和KD641块、GD827块，实施17口井，平均注汽干度由20.6%上升至41.3%，为敏感性油藏注汽高压井的治理提供了一项可靠的技术。
3.1.2 单井产量增幅显著
已实施的29口井，开井25口井，对比22口井，到目前平均单井生产99天，平均生产情况由上周期的日油4.1吨上升至5.27吨，平均单井日增油1.17吨，峰值较上周期平均单井日增油5.0吨，到目前平均单井累计增油289.7吨。22口井共累计增油6373.5吨，累计产油12740.3吨，见到了明显的增油效果。
3.2 SGS(N2) 应用效果分析
3.2.1 汽驱井组实施氮气调剖，改善汽驱效果
2013年共实施2个井组（K92X9、KD52-134），累增油428吨，井组内汽驱剖面得到改善，其中KD52-134井组取得了明显效果，井组内6口油井3口见效，峰值增油11吨/天。从见效情况来看，2个井组均存在见效时间短且见效的同时也有汽窜发生。
3.2.2油井实施氮气调剖，改善单井吞吐效果
实施1口（KD52-21）。KD52-21于2009.10实施注汽，开井生产后进入末期时因含水高转周受限（24.5/2.3/90.5）。2013.6对该井实施氮气调剖，见油后日油达到9吨，取得了明显效果。
4几点认识
（1）部分稠油油藏地层亏空大、产能大幅度下降、汽驱井压力低等问题，开展汽驱井调剖工艺配套工作，主要以SGS（N2）方法即氮气调剖技术提高低压注汽吞吐井压力，调整吸汽剖面，提高油汽比。
（2）对GD827、KD641块敏感性油藏的吞吐生产、区块边部潜力井、高产水平井继续加大推广SGS(CO2)方法的应用力度，降低注汽压力，提高单井油气比。
（3）对于稠油开发的中后期，出现了各种矛盾和问题，需要认真研究和探讨，找出对策。
参考文献
[1]霍广荣等.胜利油区稠油油藏热力开采技术.北京：石油工业出版社，1999