一、 前言
当前，我国石油储量的世界排名仅为第13位，而石油对外依存度超过70%；保持国内原油产量并进一步提质增效，对保障国家能源安全至关重要。稠油是一类特殊的化石能源，我国探明地质储量为4.35×109 t（居世界第4位），集中在辽河油田、胜利油田、新疆油田、河南油田等处；年产量为1.6×107 t，约占我国石油年产量的8%[2]，对我国石油领域可持续发展具有关键的支撑作用。稠油指油层条件下原油黏度>50 mPa·s或者脱气原油黏度>100 mPa·s的原油，因沥青质、胶质含量较高成为高端机油、航空煤油、高等级沥青的重要原料[1]，稠油油藏也因显著的剩余储量和工业价值成为我国石油“增储上产”的主要类型之一[1~4]，其中深层（> 900 m）稠油占比超过60%[~5]。然而，我国一些油藏中的稠油黏度甚至超过1×105 mPa·s，在常温下已不具有流动性，使得相应开发和生产面临着极大的难度。
化学驱指在常温条件下向水溶液中添加化学剂，改变注入流体的物理化学、流变学性质以及与储层岩石的相互作用，据此提高采收率的一种强化措施；作为我国主导性的提高采收率技术，已在大庆油田、胜利油田、渤海油田开展规模化应用（产量约为1.5×107 t/a）。也要注意到，化学驱技术目前适用原油黏度低的油藏，如大庆油田原油黏度普遍为7~10 mPa·s，胜利原油黏度为40~70 mPa·s，渤海油田原油黏度相对高，为350 mPa·s[13~15]。现有研究认为，原油黏度超过350 mPa·s的稠油油藏，其原油流动性大幅降低，使传统化学驱技术不再适用[1]。为了进一步提高稠油产量，保持吞吐热采后稠油油藏稳产，亟待研发新型化学驱提高采收率技术，维持住稠油油藏采收率；也需突破绿色技术应用瓶颈，解决传统蒸汽开发的高耗能、高碳排放难题。
本文以热采后中深层稠油为研究对象，发展高效且绿色的开发接替技术，在分子层面进一步剖析以揭示稠油微观致黏机理，研发并构建化学降黏驱油体系，形成矿场驱油配套技术工艺，以为推进稠油化学复合冷采技术研究与工程应用提供新的支撑。
二、 稠油结构致黏机理和提高采收率机理
稠油的高黏特性很大程度上限制了稠油的有效开发，热采和冷采在本质上都是破坏稠油的致黏结构以增大稠油流动性。厘清稠油致黏机理，开展针对性的降黏机理机理研究，对稠油领域进一步提高采收率、挖掘剩余潜力至关重要。
稠油结构组成复杂，液态组分多是饱和烃、环烷烃、芳香烃等碳氢化合物，可以分为烷族、环烷族、芳香族3类；固体组分主要是石蜡、沥青质、胶质，若占比较高则使原油具有明显的非牛顿流体特征。传统的稠油组分研究多采用核磁共振波谱、红外光谱、荧光光谱等手段，只能定性评价稠油的分子极性、分子整体结构、组分结构单元的平均化学结构，从而导致稠油化学降黏剂分子设计、降黏机理分析等缺乏可靠的理论依据，也使稠油降黏措施选型、开发方法优化等缺乏理论指导。
本研究完成分子层面的综合分析，侧重提出稠油结构致黏机理，据此深化化学降黏、降低启动压力梯度、调控化学剂波及体积、提高采收率等方面的室内实验；系统阐述稠油降黏开发工艺机理（覆盖微观和宏观层面），支持稠油绿色低成本接替技术的现场应用，形成稠油领域新技术研发亟需的理论依据。
（一） 稠油结构致黏机理
图1 稠油梯次致黏机理示意图
二是氢键作用下的石油酸聚集结构。石油酸是稠油的重要组成部分，其中环烷酸约占80%且环数分布差别较大。羧酸基团和含N、S等杂原子在氢键的作用下，借助氢键“桥接”作用，形成强于范德华作用的局部不连续非均匀结构，是稠油致黏的重要因素。
三是互溶性差的微组分聚集结构。稠油的分子种类多，常常含有一些微量组分，在范德华力或氢键的作用下聚集，形成微观分子簇不连续聚集结构。地层稠油中含有微量的水分子，通过水分子间的氢键作用，稠油中的N原子周围聚集4个水分子，O、S原子周围聚集5个水分子，导致稠油与微量水形成油包水乳状液，进一步提高稠油黏度。
（二） 提高采收率机理
1. 化学降黏机理
对比稠油热降黏、甲苯稀释降黏、降黏剂降黏的分子模拟结果发现，3种降黏方式均可在一定程度上拉大沥青质分子间的距离，又以添加降黏剂后体系质心距增加最明显、沥青质分子间面 – 面堆积的比例降低幅度最大、降黏效果最为显著[24]。鉴于稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后含水率较高的特点，加入水溶性降黏剂，拆散稠油分子缔合体 – 联合体结构、微组分不连续结构，形成水包油乳状液，由低黏度外相水控制乳液黏度。实验表明，针对黏度为2000 mPa·s的稠油，作为内相形成的水包油乳液体系可实现99%的降黏率，显著提高了稠油在储层内的流动能力，达到与稠油热采类似的降黏效果。
2. 降低启动压力梯度机理
3. 提高驱油效果机理
图2 3种驱替方式的剩余油分布
三、 稠油绿色驱油体系研发
针对长期热采后的中深层稠油油藏，基于前期研究阐明的稠油致黏和降黏机理，研发高效且绿色的化学驱油体系。完成稠油复合降黏体系的分子设计、关键组分绿色低成本可控合成、自乳化驱油体系及智能调控体系构建与作用机制、化学复合冷采驱油体系协同作用机理等研究，以有效破坏稠油分子间结构致黏体系的方式，成功调节稠油油藏的非均质性，显著扩大化学剂波及范围。依托坚实的机理认识与技术支撑、实验室内的高效精准合成，推动中深层稠油绿色接替技术的工程应用进展。
（一） 水溶性降黏剂分子设计与合成
图3 四元共聚高分子降黏剂分子设计图
（二） 自组装调堵剂研发
为满足稠油化学复合冷采的需要，实现“进得去、走得远、堵得住”目标，笔者团队研发了自组装调堵剂。采用链内交联和链内双氢键，构建分子内刚性四元环结构，维持调堵剂微粒刚性强度；接枝长碳链功能单体作为柔性“锚链”，其中的多氢键、螯合配位官能团作为“锚爪”进行分子间连接，完成自组装。
图4 自组装调堵剂分子设计
注：NHA表示N-（羟甲基）丙烯酰胺；MA表示顺丁烯二酸；MBAM表示N，N-亚甲基双丙烯酰胺；DEO表示1-癸烯二酸。
四、 稠油化学复合冷采技术油田现场试验
将前期的理论基础、驱油体系与油藏地质特征、井网完善程度、地质开发条件等油田要素精准对接。根据不同稠油油藏的特征，确定了孤岛中二馆5多轮次吞吐后中高渗直井、陈373薄层稠油水平井、金8敏感性储层稠油等3个具有代表性的试验井组，开展现场试验。注重在实践中形成配套技术，为我国其他稠油油藏开采提供标准规范和工程示范。
（一） 孤岛中二北馆5中区块调堵降黏驱
孤岛中二北馆5位于孤岛稠油环中区东北，属于高孔高渗的普通稠油油藏类型，50 ℃地面脱气原油的黏度为5921 mPa·s，地下黏度为200~400 mPa·s，地质储量为1.005×106 t。油田于1995年投产，已经多轮次蒸汽吞吐，目前汽窜严重，单井产量低至1.2 t/d，含水高达95%，热采效果差且采收率不足20%。针对该区块边底水活跃、不适合转蒸汽驱、存在汽窜通道的实际情况，优化设计了“堵调剂+降黏剂”化学复合驱油体系以及化学剂注采参数。4口注入井、10口采油井采用面积为141×200 m2的反5点法井网，按照“先堵调、再降黏”的注入顺序，总计注入0.3 PV（PV表示孔隙体积倍数）的堵调剂、0.2 PV的降黏剂。试验区已完成4个井组试注，正在进行扩大区5井组的地面施工；已分3批井组，转注化学降黏复合驱，累积注入0.17 PV。
现场结果显示，化学复合冷采有效解决了稠油油藏存在的汽窜通道发育，注水、注蒸汽效果差的问题。对注入前后的示踪剂进行监测发现，堵调剂逐步控制高渗通道流动，平面流线更加均衡；扩大后续降黏剂的波及范围（一线井全部见剂），见剂时间差从27 d下降到10 d。2023年3月，试验区23口油井的日产油量为49 t/d、综合含水率为91.26%；相较于实施前（2019年8月）日产油量增加6.2 t/d、综合含水率下降2.6个百分点，累计增油量为1.53×104 t，提高采出程度0.84%。
（二） 陈373块“聚合物+降黏剂”驱
陈373块位于陈家庄油田南部，先导试验井组面积为0.42 km2，地质储量为2.76×105 t，50 ℃地面脱气原油黏度为14 480 mPa·s，地下黏度为400~800 mPa·s，属于薄层特稠油油藏类型。油田于2013年投产，经过多轮次蒸汽吞吐后经济效益变差，地层压力较高而无法转为蒸汽驱。结合该区块油藏条件，优化设计了“聚合物+降黏剂”驱油体系。以现有水平井井网为基础，形成3口注入井、4口采油井的排状注采井网，注入0.36 PV的聚合物、0.24 PV的降黏剂；2019年8月正式投注，累计注入聚合物干粉190.96 t、降黏剂839 t，注入段塞为0.334 PV。
针对油藏长期热采后非均质性加剧、驱油效率偏低、注剂效果较差的问题，优化化学冷采参数。现场结果显示，聚合物段塞注入压力持续上升，降黏剂段塞注入压力呈台阶式上升；注入聚合物有效阻挡了高渗流通道，起到了控制流度、提高驱油效率的预期作用。2022年8月，试验区日产量为17.3 t/d，综合含水率为91.5%；相较于转注前日产油量增加6.9 t/d、综合含水率下降3个百分点。单井产出也有提升，单井最大日增油量为5.6 t/d，综合含水率最多降低10个百分点。
（三） 金8区块敏感性稠油降黏驱
金8区块位于金家油田南部，50 ℃原油黏度为447~968 mPa·s，地质储量为6.116×107 t，油藏黏土含量高（平均值为16.8%，伊蒙混层区最高为91%），属于强水敏普通稠油油藏类型。油田于2003年投产，前期采用天然能量开发及注水开发方式，油藏面临液量油量持续降低、边部水淹严重等问题。分析表明，应用热采开发成本较高、效果较差。
针对油藏油井含水率<70%的井组，实施单一降黏剂驱；考虑降黏剂吸附效应，第一年降黏剂注入浓度为0.7%，第二年为0.4%。针对油藏含水>70%的井组，实施“调堵+降黏”复合驱，采用泡沫、降黏剂交替循环注入方式。现场结果显示，化学复合冷采有效补充了地层能量，显著提高了剩余油的动用程度。自2019年1月起，在试注区开展试验，先后在7个井组完成水驱转降黏驱、天然能量转降黏驱、调剖转降黏驱等试验，覆盖地质储量为3.59×106 t。实施降黏驱后，区块含水率下降7.7个百分点，采油速度提高0.15个百分点，原油胶质沥青质含量、原油黏度均大幅下降，含蜡量则有所上升。截至2022年7月，日产油量增加22.6 t/d，年增油量为4131 t，累计增油量为1.81×104 t。
五、 稠油化学复合冷采技术发展思考
（一） 分子采油理论与技术
提高油气田开发技术水平，依赖现代科学前沿技术的发展。传统的油田开发理论以流体力学、热力学、物理化学等学科为基础，具有唯象方面的特征，适用于从岩心到油藏的宏观尺度应用。随着油气田开采对象趋于复杂，亟需更高效的开发方法，更具针对性、经济性、绿色环保特性的驱油剂。例如，特高含水老油田进一步提高采收率、实施稠油化学高效冷采等，仍面临着许多科学难题和技术挑战。
近年来，笔者团队基于研究实践和体会，提出了分子采油理念，认为分子采油理论及相应技术将发挥重要作用：① 从分子层面深化认识油气与岩石矿物之间的相互作用、油气微观赋存方式及驱油剂分子作用机制等，据此构建更高效的剩余油开采新方法；② 以针对性驱油机理为指导，从分子层面（含量子化学计算）开展驱油剂、调堵剂、其他油田化学助剂的设计与合成；③ 基于分子层面的理论新认识，研发采油工程相关材料。
（二） 渗流理论与数值模拟技术
稠油化学冷采开发过程中，稠油、水、乳状液复杂渗流体系的相变规律，乳状液非线性、非连续性渗流规律，化学复合驱替机理等极为复杂，使得以达西定律为基础的传统渗流理论、数值模拟分析模块需要进行相应修正。在进一步的研究中，需要就实验技术、渗流机理、数值模拟方法等开展攻关。
一是建立可视化物理实验与大模型物理实验技术。模拟地下原油与化学剂体系的作用过程，揭示地下原油乳化机制、乳状液不稳定性流动机制，准确描述稠油化学复合冷采体系的驱油机理，建立稠油 / 乳状液 / 水相对渗透率测试方法及规律；进一步明确乳状液体系的相态变化，为数值模拟模型构建及预测、现场开发等提供科学指导。
二是发展多相 / 多尺度综合模拟技术。稠油、水、乳状液复杂渗流体系包含稠油分子结构改变等微观机制、乳状液液滴不稳定流动等介观机制、剩余油变化等宏观机制。亟待基于分子模拟、格子 – 玻尔兹曼、数学建模等方法，发展多相 / 多尺度稠油综合模拟技术，弥补目前商业数值模拟软件的相应功能空白，提高稠油化学复合冷采开发效果的预测准确度。
六、 结语
本文按照“微观机理 – 体系研发 – 现场应用”的思路阐述了稠油化学复合冷采接替技术，对于深层稠油绿色高效开发、保障国家能源安全具有重要意义。明确了稠油微观分子层面的结构致黏机理、降黏剂拆散致黏结构的水包油乳化降黏机理、改变储层润湿性降低启动压力梯度机理、化学剂协同作用下调控扩波机理。立足稠油各项机理，“靶向”设计降黏剂和调堵剂，相关体系绿色无毒、低成本，获得了良好的室内评价性能，使体系降黏率>95%。针对不同类型稠油油藏，完成化学复合冷采现场试验，明显改善了原油流动性，提升了原油产量和采收率，推广应用前景良好。结合油田应用效果来看，以提高采收率7%估算，相应技术应用于我国中深层稠油开采后，有望增加采储量2×108 t；相较传统的锅炉生产蒸汽开采方式，预计减少CO2排放量约4.1×107 t。
在未来的稠油开发技术研究中，应依托先进实验设备和计算方法，持续开展基础理论研究，继续深化对稠油致黏机理、降黏机理、提高采收率机理的认识，为完善绿色高效稠油开发技术提供坚实的理论支撑；以分子采油理论为依据，明确微观层面油气与岩石相互作用的机理，精准研发绿色化学药剂、采油工艺设备；发展“微观 – 介观 – 宏观”多尺度数值模拟技术，建立稠油的流动机理数学表征和生产动态精确预测方法，促进稠油化学复合冷采技术推广应用。
利益冲突声明
本文作者在此声明彼此之间不存在任何利益冲突或财务冲突。
Received date:July 10, 2023;Revised date:December 8, 2023
Corresponding author:Liu He is a professor-level senior engineerfrom Research Institute of Petroleum Exploration and Development,and a member of Chinese Academy of Engineering. His major researchfields include production enhancement and transformation of lowpermeability oil and gas reservoirs, improvement of mechanicalrecovery system efficiency, layered water injection, and wellboreengineering control technology. E-mail: liuhe@petrochina.com.cn
Funding project:National Key R&D program of China (2018YFA0702400)