稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄及乳化降黏復(fù)合技術(shù)

張丁涌

中石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠

稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄及乳化降黏復(fù)合技術(shù)

張丁涌

中石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠

針對(duì)稠油高輪次吞吐階段出現(xiàn)的嚴(yán)重汽竄問題，采取了稠油乳化降黏技術(shù)，大幅度地提高了周期吞吐采收率，為了克服單一封竄或乳化降黏技術(shù)的局限性與不足，提出了稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄與乳化降黏復(fù)合技術(shù)。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和物理模擬實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選了具有不同耐溫能力的封竄劑和具有高效降黏效果的乳化降黏劑，進(jìn)而確定了逐級(jí)深部封竄體系，即近井地帶、過渡地帶及遠(yuǎn)井地帶組合封竄劑。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，逐級(jí)封竄體系的封堵率達(dá)到了99%以上，乳化降黏體系的降黏率達(dá)到了95%以上。該技術(shù)在礦場的成功應(yīng)用，有力地證明了該技術(shù)能夠有效提高稠油開發(fā)效果，為同類稠油油藏提高采收率提供了理論支撐和技術(shù)支持。

稠油；蒸汽吞吐；深部封竄；乳化降黏

目前現(xiàn)河稠油主力油藏已進(jìn)入高輪次吞吐末期，為實(shí)現(xiàn)產(chǎn)能平穩(wěn)接替，2007年以來樂安油田針對(duì)薄層、出砂、超稠等低品質(zhì)油藏，應(yīng)用了以裸眼精密濾砂管為主的熱采水平井配套開發(fā)新技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了稠油新區(qū)的規(guī)模開發(fā)，但目前區(qū)塊井間汽竄現(xiàn)象嚴(yán)重，由層內(nèi)汽竄逐步向?qū)娱g汽竄發(fā)展，并且有逐漸加劇的趨勢(shì)，嚴(yán)重影響了稠油區(qū)塊開發(fā)效果。

由于注蒸汽溫度高達(dá)200 ℃以上，目前國內(nèi)外主要采用超細(xì)水泥、粉煤灰、樹脂等材料［1-2］進(jìn)行單級(jí)段塞蒸汽封竄提高采收率，封竄劑使用單一，并且封竄劑體系運(yùn)移距離較近，封竄半徑較小，主要作用于近井地帶［3-4］，造成蒸汽很快繞流，封竄調(diào)流效果有限，措施有效期短。為了進(jìn)一步提高稠油蒸汽吞吐周期采收率，加大對(duì)過渡地帶、遠(yuǎn)井地帶封竄調(diào)控，提高封竄有效期，筆者結(jié)合注蒸汽過程中地層溫度分布特征，提出稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄與乳化降黏復(fù)合技術(shù)，研發(fā)了適合于稠油油藏蒸汽吞吐的系列深部封竄劑和乳化降黏劑，根據(jù)溫度分布劃分封竄空間，組合不同耐溫性的封竄劑進(jìn)行深部封竄，在注蒸汽熱效應(yīng)的基礎(chǔ)上，增加化學(xué)效應(yīng)，既能提高蒸汽波及體積，加大蒸汽熱利用率，又能對(duì)稠油化學(xué)乳化降黏，降低表面黏附功［5］，提高洗油效率，改善稠油油藏開發(fā)效果。

1 技術(shù)作用機(jī)理

Working mechanism

1.1 逐級(jí)深部封竄機(jī)理

Mechanism of in-depth stepwise channeling blocking

注蒸汽過程中，地層溫度是隨時(shí)間和距離變化的［6］，利用CMG進(jìn)行數(shù)值模擬，通過建立概念模型，考察現(xiàn)河稠油區(qū)塊注蒸汽過程中溫度分布特征。設(shè)油藏平均滲透率1 D，油層中部存在2 m厚的高滲透層（滲透率為10 D），孔隙度為30%，油層厚度為10 m，注氣強(qiáng)度差為150 t /d。數(shù)值模擬得到的注蒸汽過程中徑向距離和溫度分布見圖1。

圖1 非均質(zhì)油藏注蒸汽后的溫度分布Fig.1 Temperature distribution in the process of steam huff and puff

由圖1可知，低滲層由井筒向地層深部溫度迅速降低，在20 m左右溫度降低到油藏初始溫度；高滲層在15 m以內(nèi)保持很高溫度，在40 m左右溫度降低到油藏初始溫度。該現(xiàn)象說明，由于地層非均質(zhì)性，注入蒸汽主要加熱高滲層，熱量損耗［7］，注入蒸汽對(duì)地層深部的加熱作用大大降低，為了提高低滲層的蒸汽波及體積需要進(jìn)行封竄。因此，根據(jù)注蒸汽過程中的溫度分布特征，將封竄空間劃分為近井地帶、過渡地帶和遠(yuǎn)井地帶，從而實(shí)現(xiàn)逐級(jí)深部封竄。近井地帶封竄劑耐溫能力為150～300 ℃，過渡地帶封竄劑耐溫能力為120～150 ℃，遠(yuǎn)井地帶封竄劑耐溫能力為70～120 ℃。

1.2 稠油乳化降黏原理

Principle of emulsifying viscosity reduction for heavy oil

蒸汽對(duì)地層的加熱效果由井眼向外是降低的，根據(jù)現(xiàn)河稠油黏溫曲線，在遠(yuǎn)井地帶時(shí)，原油黏度仍然屬于稠油范疇，有效驅(qū)替存在難度。因此可以先注入乳化降黏劑，再注入封竄劑將該劑推入遠(yuǎn)井地帶，在熱效應(yīng)作用存在明顯局限性的遠(yuǎn)井地帶，增加化學(xué)效應(yīng)的作用，對(duì)熱效應(yīng)進(jìn)行協(xié)同和補(bǔ)充［7］；在措施后開采過程中，乳化降黏劑能夠有效降低原油黏度，增加原油流動(dòng)性，使原油易于脫離砂巖表面流入井底，提高洗油效果。

加入的乳化降黏劑作為表面活性劑，可以提高遠(yuǎn)井地帶蒸汽，尤其是蒸汽加熱水的洗油效率［7］。從表面活性劑對(duì)黏附功的影響方面考慮［8］，假定在水環(huán)境中從巖石表面拉開一個(gè)接觸面為1 cm2的油滴，所需要的黏附功

如圖2所示，在作用O點(diǎn)存在3個(gè)相互作用的張力，在平衡狀態(tài)下滿足

式中，W黏附為拉開油滴所需的黏附功，mN/m；σ油水為油水界面張力，mN/m；σ水巖為水巖界面張力，mN/m；σ油巖為油巖界面張力，mN/m；θ為油水界面與巖面夾角，°。

圖2 各種界面張力的相互關(guān)系Fig.2 Interrelationship between various interfacial tensions

由于表面活性劑可以大幅降低σ油水，那么即可實(shí)現(xiàn)降低黏附功的作用，同時(shí)降低原油黏度，有益于原油流動(dòng)而采出［9］。

2 逐級(jí)深部封竄體系研究

In-depth stepwise channeling blocking system

2.1 近井地帶封竄劑

Channeling blocking agent used near the wellbore

由于近井地帶溫度高，無機(jī)材料耐溫性能優(yōu)異、成本低廉，因此研發(fā)了一種耐高溫?zé)o機(jī)固化體系用于近井地帶的封竄。該體系由超細(xì)水泥（粒徑7 μm）和鈉土（粒徑16 μm）組成，評(píng)價(jià)了系列不同質(zhì)量復(fù)配體系在高溫條件下（95 ℃）的析水指數(shù)和固化強(qiáng)度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3和圖4所示。根據(jù)固化強(qiáng)度高析水指數(shù)小（析水指數(shù)小于15 mL，針入度小于12 mm）和超細(xì)水泥含量低（低于8.0 %）等條件，選定超細(xì)水泥與鈉土復(fù)配體系的配方為：6.0 %超細(xì)水泥 + 5.0 %鈉土，實(shí)現(xiàn)注得進(jìn)、走得遠(yuǎn)、封得住。

圖3 超細(xì)水泥與穩(wěn)定化鈉土析水指數(shù)等值圖（mL）Fig.3 Water evolution index contour of ultrafine cement and stabilized natrium soil (mL)

圖4 超細(xì)水泥與穩(wěn)定化鈉土錐入度等值圖（mm）Fig.4 Penetration contour of ultrafine cement and stabilized natrium soil (mm)

通過填砂管巖心物理模擬實(shí)驗(yàn)考察了封竄劑配方6.0%超細(xì)水泥+5.0%鈉土的封堵能力，注入量為0.5 PV，注入封竄劑后在95 ℃下恒溫24 h測(cè)定封堵能力，在300 ℃下放置15 d后再測(cè)定封堵率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 6.0%超細(xì)水泥 + 5.0%鈉土的封堵能力Table 1 Shut-off capacity of 6.0% superfine cement +5.0% sodium soil

由表1可知，超細(xì)水泥與鈉土復(fù)配體系封堵率高達(dá)99.9%，300 ℃下15 d后封堵率仍高達(dá)97.3%，表明復(fù)配體系具有很好的封堵能力和熱穩(wěn)定性。

2.2 過渡地帶封竄劑

Channeling sealing agent used for transition zone

基于過渡地帶封竄劑耐溫能力在120～150 ℃的要求，研發(fā)了一種有機(jī)樹脂預(yù)聚體/無機(jī)硅化物交聯(lián)凍膠，利用低濃度的有機(jī)樹脂預(yù)聚體和無機(jī)硅化物通過高溫下分子之間羥基的縮合形成一種互穿網(wǎng)絡(luò)狀結(jié)構(gòu)，起到在高溫下封竄作用。在130 ℃下，評(píng)價(jià)不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)有機(jī)樹脂預(yù)聚體和無機(jī)硅化物溶液體系的成膠性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，各體系形成的凍膠強(qiáng)度均能達(dá)到Ⅰ級(jí)別［10］，成膠時(shí)間在8～56 h可調(diào)?？紤]到現(xiàn)場應(yīng)用，有機(jī)樹脂/硅化物凍膠體系的優(yōu)化配方為5%有機(jī)樹脂預(yù)聚體+4%無機(jī)硅化物，在130 ℃下老化90 d無脫水現(xiàn)象，性能穩(wěn)定。

圖5 有機(jī)樹脂/無機(jī)硅化物成膠時(shí)間等值圖（130 ℃）Fig.5 Gelling time contour of organic resin/inorganic silicide (130 ℃)

2.3 遠(yuǎn)井地帶封竄劑

Channeling blocking agent used far from the wellbore

遠(yuǎn)井地帶封竄劑耐溫要求為70～120 ℃，可使用常規(guī)凍膠。凍膠是選擇性堵劑，對(duì)油藏傷害小，由于鉻凍膠適用于中低溫油藏條件的封堵，因此選用酚醛樹脂凍膠。在70 ℃、110 ℃下分別考察了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)聚合物溶液和酚醛樹脂交聯(lián)劑溶液形成的體系的成膠性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖6和圖7所示。

圖6 70℃酚醛樹脂凍膠成膠時(shí)間等值圖（h）Fig.6 Gelling time contour of phenolic resin gel under 70℃（h）

圖7 110 ℃酚醛樹脂凍膠成膠時(shí)間等值圖（h）Fig.7 Gelling time contour of phenolic resin gel under 110℃（h）

由圖6、圖7可以看出，酚醛樹脂凍膠70～110 ℃下成膠時(shí)間可以控制在1～17 d，且凍膠封竄劑具有良好的穩(wěn)定性，現(xiàn)場可根據(jù)封竄距離選擇所需成膠時(shí)間的配方。

3 乳化降黏體系研究

Emulsifying viscosity reduction system

在乳化降黏中使用的乳化降黏劑應(yīng)滿足能將稠油乳化成水包油乳狀液效果的要求［11］：用量少、與地層水配伍、易脫水、乳化降黏效果好、耐溫性能強(qiáng)、不影響油水分離。

3.1 乳化降黏劑體系優(yōu)化

Optimization of emulsifying viscosity reduction system

表面活性劑是稠油乳化降黏劑用得最多的一類乳化降黏劑，它可分為陰離子型、陽離子型、非離子型、陰離子非離子型與陽離子非離子型五類［12］。本文主要選用了陰離子型表面活性劑、非離子型表面活性劑、陰離子-非離子型表面活性劑及堿作為乳化降黏劑研究對(duì)象進(jìn)行研究。其中目的區(qū)塊原油脫氣后密度0.982 5 g/cm3，膠質(zhì)含量36.6%，瀝青質(zhì)含量5.4%，50 ℃黏度12 160 mPa·s。

將篩選好的常用乳化降黏劑配制成水溶液后，按1∶1的油水體積比與加熱后的原油均勻混合，分別對(duì)配制好的乳狀液在50 ℃下進(jìn)行不同轉(zhuǎn)速的黏度測(cè)試，通過流變方程求3 s-1剪切速率下對(duì)應(yīng)的黏度作為該溫度下體系的黏度。根據(jù)稠油乳化前后的黏度值計(jì)算降黏率。同時(shí)取乳狀液30 mL于50 mL的具塞量筒內(nèi)，然后將具塞量筒置于50 ℃的水浴中，記錄不同時(shí)間內(nèi)乳狀液分出水的體積，計(jì)算乳狀液體系的脫水率。不同乳化降黏劑對(duì)稠油的乳化降黏結(jié)果見表2。

表2 乳化降黏劑對(duì)稠油的乳化降黏結(jié)果Table 2 Emulsifying viscosity reduction effect of emulsifying viscosity reducer on heavy oil

由表2可見，所提供的各種乳化降黏劑在實(shí)驗(yàn)條件下都能形成O/W乳狀液，根據(jù)優(yōu)選指標(biāo)降黏率較高（＞90%）、脫水率較大（＞80%），優(yōu)選出性能較好的乳化降黏劑為陰離子表面活性劑ABS、非離子表面活性劑OP-15和兩性表面活性劑YG210-10，從乳化降黏效果和脫水效果均顯示YG210-10效果最好，因此初步優(yōu)選兩性表面活性劑YG210-10為乳化降黏劑。

將乳化降黏劑OP-15和YG210-10配成不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的水溶液，與稠油油樣按油水體積比6∶4制備乳化體系，測(cè)定50 ℃下不同乳化體系的黏度與脫水情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖8）可以看出，稠油黏度與乳化降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)存在負(fù)相關(guān)關(guān)系，而乳化體系脫水率與乳化降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為正相關(guān)關(guān)系，但當(dāng)乳化降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)高于0.2%后，質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)體系乳化降黏性能及脫水率影響較小，考慮到成本因素，建議乳化降黏劑選用YG210-10，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%～0.4%。

圖8 乳化降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)稠油黏度的影響Fig.8 Effect of mass fraction of emulsifying viscosity reducer on the viscosity of heavy oil

3.2 乳化降黏劑適應(yīng)性評(píng)價(jià)

Evaluation on the adaptability of emulsifying viscosity reducer

乳化降黏劑在乳化降黏過程中面臨著蒸汽吞吐造成的地層局部溫度劇烈變化及產(chǎn)出油破乳問題，因此有必要評(píng)價(jià)乳化降黏劑的適應(yīng)性。

3.2.1 溫度對(duì)乳化降黏劑的影響 選擇表面活性劑ABS、OP-15和YG210-10的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.3%，按6∶4的體積比將油樣與乳化降黏劑混合配制成乳狀液后，進(jìn)行不同溫度下的黏度和脫水率測(cè)定實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖9）表明，在沒有加入乳化降黏劑時(shí)，稠油黏度隨溫度增加呈指數(shù)下降，黏溫曲線指數(shù)擬合關(guān)系較好。加入乳化降黏劑后，乳化稠油體系整體黏度較低，YG210-10乳化稠油黏度僅為13～16 mPa·s，遠(yuǎn)低于加溫至120℃時(shí)稠油黏度（260 mPa·s），YG210-10乳化降黏劑具有較好的乳化效果及較高的耐溫性。另一方面，對(duì)比YG210-10和OP-15乳化后脫水率，發(fā)現(xiàn)乳化稠油體系均隨溫度的增加而容易破乳。這可能是由于隨著溫度的升高，分子熱運(yùn)動(dòng)加劇，導(dǎo)致水分子無序化加劇，使得乳化降黏劑分子更易溶于水中，減少了油水界面吸附量，使得乳狀液穩(wěn)定性變差而破乳，且YG210-10破乳效果更好。

圖9 溫度對(duì)稠油乳化降黏的影響Fig.9 Effect of temperature on emulsifying viscosity reduction of heavy oil

3.2.2 乳化降黏劑對(duì)破乳的影響 由于乳化降黏劑的加入可能對(duì)后續(xù)的稠油破乳有較大影響［12］，實(shí)驗(yàn)選用0.3%YG210-10乳化降黏劑研究其對(duì)乳化稠油體系破乳的影響。首先在50℃恒溫水浴中評(píng)價(jià)了破乳劑、乳化降黏劑與地層水配伍性效果較好。

采用自來水按油水體積比為6∶4配制乳狀液，分別加入破乳劑、破乳劑乳化降黏劑混合體系，觀察其在50 ℃下60 min的脫水率情況，評(píng)價(jià)乳化降黏劑對(duì)破乳劑破乳效果的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在破乳劑質(zhì)量濃度為100 mg/L時(shí)，隨著乳化降黏劑的加入，破乳效果有一定的影響，但脫水率均在85%以上，不影響破乳效果。

4 礦場試驗(yàn)

Field test

稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄與乳化降黏復(fù)合技術(shù)礦場試驗(yàn)3井次，措施后平均生產(chǎn)周期129 d，平均累計(jì)產(chǎn)液1 663 t，平均累計(jì)產(chǎn)油565 t，對(duì)比上周期增液量145 t，增油499.1 t，平均峰值日產(chǎn)油9.58 t/d，增加1.58 t/d，平均最低含水率40.2%，比上周期最小值降低9.4個(gè)百分點(diǎn)，較上一周期增油35%。以草20-平11井礦場試驗(yàn)為例，施工后周期生產(chǎn)140 d，累計(jì)產(chǎn)液1 540 t，累計(jì)產(chǎn)油457 t，比上周期增加224 t，增油305.9 t；峰值11 t，增加0.6 t。較上一周期增油85%，證明稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄與乳化降黏復(fù)合技術(shù)有較大工業(yè)化應(yīng)用潛力，能夠大幅度提高稠油蒸汽吞吐采收率。

5 結(jié)論

Conclusions

（1）提出了稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄與乳化降黏復(fù)合技術(shù)，并闡述了該技術(shù)的作用原理?；谧⒄羝^程中地層溫度梯度分布，對(duì)汽竄通道進(jìn)行逐級(jí)深部封竄，同時(shí)發(fā)揮遠(yuǎn)井地帶吞入乳化降黏劑的乳化降黏效果，發(fā)揮兩者的協(xié)同效應(yīng)，既提高了蒸汽波及體積，加大了蒸汽熱利用率，又對(duì)稠油進(jìn)行了乳化降黏，降低了表面黏附功，提高了洗油效率。

（2）研發(fā)了適用于稠油蒸汽吞吐的逐級(jí)深部封竄體系和乳化降黏體系。逐級(jí)深部封竄體系：近井地帶封竄劑為6.0 %超細(xì)水泥 + 5.0 %鈉土，過渡地帶封竄劑為5%有機(jī)樹脂預(yù)聚體+4%無機(jī)硅化物，遠(yuǎn)井地帶封竄劑為酚醛樹脂凍膠；乳化降黏體系為0.2%～0.4% YG210-10。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，逐級(jí)封竄體系的封堵率達(dá)到了99%以上，乳化降黏體系的降黏率達(dá)到了95%以上。

（3）運(yùn)用該技術(shù)開展了礦場試驗(yàn)3井次，有效率100%，3口井平均吞吐周期增油499.1 t，較上一周期增油35%，有力地證明了該技術(shù)能夠有效提高稠油開發(fā)效果，具有廣闊的工業(yè)化推廣應(yīng)用價(jià)值。

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（修改稿收到日期 2017-03-25）

〔編輯 景 暖〕

A composite technology of in-depth stepwise channeling blocking and emulsifying viscosity reduction for heavy-oil steam huff and puff

ZHANG Dingyong
Xianhe Oil Production Plant,SINOPEC Shengli Oilfield Company,Dongying257000,Shandong,China

To deal with serious steam channeling which occurs after several cycles of steam soaking in heavy oil reservoirs,emulsifying viscosity reduction technology was adopted,and consequently the recovery factor is increased significantly.To overcome the restriction and deficiency of single channeling blocking or emulsifying viscosity reduction technology,a composite technology of in-depth stepwise channeling blocking and emulsifying viscosity reduction for heavy-oil steam huff and puff was developed.The channeling blocking agent with different temperature resisting capacities and the emulsifying viscosity reducer with high-efficiency viscosity reducing effect were selected by means of laboratory experiments and physical simulation experiments.Then,the in-depth stepwise channeling blocking system was determined for the zones near the wellbore and far from the wellbore and that between them.It is shown from laboratory experiments that the plugging rate of stepwise channeling blocking system is higher than 99% and the viscosity reducing rate of emulsifying viscosity reduction system is higher than 95%.Its successful application in field demonstrates strongly its validity in heavy oil development improvement.It provides the theoretical basis and technical support for enhanced recovery of similar heavy oil reservoirs.

heavy oil; steam huff and puff; deep channeling blocking; emulsifying viscosity reduction

張丁涌.稠油蒸汽吞吐逐級(jí)深部封竄及乳化降黏復(fù)合技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2017，39（3）：382-387.

TE345

：B

1000–7393（2017 ）03–0382–06DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.023

: ZHANG Dingyong.A composite technology of in-depth stepwise channeling blocking and emulsifying viscosity reduction for heavy-oil steam huff and puff［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 382-387.

十三五國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”子課題“改善SAGD開發(fā)效果技術(shù)研究與應(yīng)用”（2016ZX05012-002-005）。

張丁涌（1971-），2015年畢業(yè)于中國石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，博士，目前從事油氣田開發(fā)技術(shù)研究與管理工作。通訊地址：（257000）山東東營市濟(jì)寧路4號(hào)現(xiàn)河采油廠。電話：0546-8794992。E-mail: zhangdingyong.slyt@sinopec.com