高升稠油油藏開發(fā)后期驅(qū)油助排技術(shù)研究與應(yīng)用

陳小凱

高升油田經(jīng)過三十年的開發(fā)，已進(jìn)入蒸汽吞吐后期，隨著采出程度的提高和油層壓力大幅度降低，油層中大量輕質(zhì)組份被采出，原油黏度明顯增加，回采水率低，返排能力差，嚴(yán)重降低了稠油熱采效率，影響采收率的提高[1]。

本文以高升油田稠油區(qū)塊為研究目標(biāo)，在總結(jié)以往驅(qū)油增產(chǎn)相關(guān)技術(shù)措施效果的基礎(chǔ)上[2-4]，篩選出一種高效驅(qū)油劑，并對其基本性能、配伍性、界面張力、降黏效果、乳化性能和耐溫性進(jìn)行評價(jià)[5-7]，同時(shí)通過現(xiàn)場應(yīng)用，取得了良好的增油增液效果。

1 蒸汽吞吐后期開發(fā)矛盾

高升油田稠油區(qū)塊蒸汽吞吐后期存在以下開發(fā)矛盾：

（1）多輪次蒸汽吞吐后輕質(zhì)組份被采出，原油黏度明顯增加。目前，高三塊地面50 ℃脫氣原油黏度由原始2 000 mPa·s增加到目前的3 480 mPa·s，原油在油層內(nèi)的流動能力進(jìn)一步降低。

（2）油層內(nèi)大量存水，平均單井地下存水達(dá)1.3×104t無法采出，導(dǎo)致部分層段內(nèi)形成W/O乳狀液，產(chǎn)生局部堵塞，使得孔隙內(nèi)的原油很難被采出。

（3）油層壓力大幅度降低，由原始的16.1 MPa下降至目前的0.95 MPa，油藏壓力進(jìn)入超低壓期，油井生產(chǎn)壓差非常小，油井供液能力進(jìn)一步降低，油井回采困難。

（4）多輪次蒸汽吞吐導(dǎo)致油藏內(nèi)巖石物理性質(zhì)發(fā)生變化，出現(xiàn)潤濕性反轉(zhuǎn)、毛細(xì)管力堵塞等因素，限制了可動油比例。

如何改善蒸汽吞吐效果，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊產(chǎn)量穩(wěn)定，已成為蒸汽吞吐后期開發(fā)的關(guān)鍵，為此，2012年以來，通過開展高效驅(qū)油助采技術(shù)研究與試驗(yàn)，以期實(shí)現(xiàn)提高高升油田多輪次吞吐井蒸汽吞吐開發(fā)效果的目的。

2 驅(qū)油劑驅(qū)油技術(shù)原理

在砂巖儲層中，原油多儲存于孔隙中，由于稠油具有很高的黏度和在儲層孔隙中存在很高的毛細(xì)管力，孔隙中的稠油很難被蒸汽驅(qū)替出來；另外油層存在滲流大孔道，不但影響稠油產(chǎn)量，也制約著稠油熱采的采收率提高。

驅(qū)油劑為一種復(fù)合處理劑，它是由多種表面活性劑復(fù)配而成，其作用主要是克服油層孔隙的毛細(xì)管力，降低界面張力，破除W/O乳狀液，解除地層堵塞。通過在孔隙表面上的吸附作用，驅(qū)油劑能使巖石潤濕角由親油向親水轉(zhuǎn)變，親油表面發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)而變?yōu)橛H水，使分子間產(chǎn)生氫鍵，能夠增加分子間距離，削弱網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，理順相互間纏繞的大分子，增加油流在孔隙中的流度；另外，通過輔以多種助劑的綜合作用，驅(qū)油劑能使地層原油流動性增強(qiáng)，增加油井近井地帶的供液能力，達(dá)到增產(chǎn)、增排的目的[8]。

研制的驅(qū)油劑具有低界面張力、低吸附量、高增溶參數(shù)、與地層流體配伍、耐溫性、耐鹽性好等優(yōu)點(diǎn)，具有極強(qiáng)的降低毛細(xì)管力的能力，同時(shí)集調(diào)剖、降黏、洗油、助排、破乳、解堵、潤濕等諸多功能于一身[9]，一劑多效、復(fù)合高效，且施工簡便。

3 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與分析

3.1 溶解性能測定

在室溫條件下，配制驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%的母液，溶液呈奶白色不透明溶液，肉眼可見溶液中有白色類似白云狀物質(zhì)；隨著溫度升高，漂浮物減少，這可能與其自身的性質(zhì)有關(guān)。隨著配制溶液的濃度減小，溶液中的漂浮物減少，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于1%時(shí)，溶液為白色液體，肉眼未見漂浮物，表明溶解性較好。

3.2 驅(qū)油劑黏度測定

驅(qū)油劑原液呈白色黏稠狀液體，室溫下，剪切速率為14.7 s-1，測定黏度為22.5 mPa.s；隨著溫度升高，黏度下降，在地層溫度50 ℃條件下，黏度為1.40 mPa.s。

3.3 配伍性研究

3.3.1 驅(qū)油劑與地層水配伍性

配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.0%和0.6%的驅(qū)油劑溶液，將該溶液置于地層溫度的恒溫箱內(nèi)，定期觀察實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，并測定溶液的透光率，定性觀察驅(qū)油劑與水的配伍性。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，驅(qū)油劑與地層水有較好的配伍性，放置15 d以上，溶液無絮狀物和沉淀生成，在驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.6%和2.0%的條件下，透光率分別為93.4%和61.0%以上；隨著時(shí)間的延長，透光率變化不明顯。

3.3.2 驅(qū)油劑與原油配伍性

取現(xiàn)場原油，脫水溫度為75 ℃，取不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的驅(qū)油劑加入試樣中，加入相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的破乳劑，在一定時(shí)間內(nèi)脫水，考察驅(qū)油劑對原油脫水的影響（表1），實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0，0.1%，0.3%，0.6%和1.0%的驅(qū)油劑和濃度為50 mg/L破乳劑LH-Ⅱ，180 min后原油脫水效果基本相同，驅(qū)油劑的加入量不影響原油脫水。

3.4 界面張力測定

取高3624塊井口原油靜置24 h后，脫出游離水，將一定質(zhì)量分?jǐn)?shù)的驅(qū)油劑加入脫水后的原油中，測定25 ℃下油水界面張力，如圖1所示。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著時(shí)間的延長，油水界面張力逐漸降低，當(dāng)時(shí)間超過20 min后，油水界面張力達(dá)10-5N/m數(shù)量級，說明驅(qū)油劑具有很強(qiáng)的降低原油界面張力的作用。

表1 驅(qū)油劑對原油脫水的影響

3.5 降黏率實(shí)驗(yàn)

取高3624塊井口原油，靜置24 h后，脫出游離水，將不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的驅(qū)油劑加入脫水后的原油中，測定50 ℃下原油黏度的降低率，如表2所示。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨著驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，原油黏度逐漸降低，當(dāng)驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%時(shí)，降黏率達(dá)90.81%，降黏效果非常理想。此時(shí)，原油完全呈乳化狀態(tài)，油水不分層，呈棕褐色的 O/W 型乳狀液。

表2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)驅(qū)油劑對原油的降黏效果

3.6 耐高溫實(shí)驗(yàn)

驅(qū)油劑是對油井深部孔隙的存油進(jìn)行有效的驅(qū)動，在注汽前注入，因此須耐 320 ℃以上的高溫。將質(zhì)量分?jǐn)?shù)為 0.5%高效驅(qū)油劑置于 350 ℃的高溫烘箱內(nèi)，經(jīng)24 h恒溫處理后取出，冷卻至室溫，測定高溫處理前、后的降黏率分別為93. 2%和91.7%，表明該高效驅(qū)油劑具有較好的耐溫性能。

3.7 乳化性能測定

在高效驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為1.0‰，3.0‰，5.0‰和8.0‰的條件下，取稠油樣品，按油水比7 :3的比例混合在燒杯中，將燒杯置于50 ℃的恒溫水浴中加熱，攪拌30 min，觀察乳狀液表觀形態(tài)，同時(shí)用 NDJ-11型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測定其黏度，結(jié)果見表3。由表3中可看出，驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)5.0‰時(shí)，即有較好的乳化降黏效果。

表3 高效驅(qū)油劑乳化降黏性能

4 現(xiàn)場實(shí)施情況及效果分析

4.1 整體效果

近兩年，利用研制驅(qū)油劑開發(fā)稠油，現(xiàn)場共實(shí)施了8井次，有效率為100%，平均輪次為5輪，平均增油天數(shù)為88.12 d，單井平均日增油為4.1 t，平均累積增油297.2 t，8口井累積增油2 377.5 t。目前，除高37171C井周期結(jié)束外，其它7口井均在正常生產(chǎn)中，周期未結(jié)束。高效驅(qū)油措施整體效果較好，高37171C井實(shí)施效果最好，單井增油達(dá)840 t，其中高3618塊增油助排效果最好，可作為重點(diǎn)措施增油區(qū)塊。

4.2 效果分析

4.2.1 不同區(qū)塊實(shí)施效果

高升油田稠油主力區(qū)塊包括高3塊、高246塊、高3618塊和高3624塊，從不同區(qū)塊驅(qū)油助采技術(shù)措施前后平均單井增油情況（圖2）可以看出，高3塊和高3618塊單井平均日增油效果較為理想。

圖2 高升采油廠不同區(qū)塊實(shí)施效果

4.2.2 上、下周期同期對比

（1）增油情況。從數(shù)據(jù)表4中看出，5口井中有4口井增油效果明顯，本周期累增油1 832 t，上周期累增油936.2 t，比上周期增產(chǎn)了895.8 t。其中效果最好的是高37171C井比上周期增產(chǎn)了640.4 t；高34016井比上周期增產(chǎn)了297.2 t。

表4 措施井上下周期同期增油情況對比

（2）同期回采水率。從措施井上下周期同期回采水率（圖3）看出，5口井中有4口井回采水率提高了，其中，高37171C井提高了45.3%，說明高效驅(qū)油劑同時(shí)具有助排作用，提高了油層的水相相對滲透率，降低巖石表面的親水性，有助于吞吐水順利回采，增加地層的排液作用，達(dá)到提高油井回采水率的目的。

（3）同期摻油。從上、下輪同期日摻油量及摻油比對比情況（圖4）可以看出，本輪的摻油比均低于上輪吞吐?？梢钥闯龈咝?qū)油劑中的高效表面活性劑具有較強(qiáng)的降黏作用，使原油的流動性增強(qiáng)，降低了開發(fā)難度，降低了摻油比，節(jié)約了稀油。

（4）生產(chǎn)負(fù)荷。從措施井上下輪同期生產(chǎn)負(fù)荷對比情況（圖5）來看，措施后抽油機(jī)最大負(fù)荷和最小負(fù)荷均呈現(xiàn)不同程度的下降，也說明驅(qū)油劑能夠起到降低原油黏度、增強(qiáng)原油流動性的作用。

圖3 措施井上下周期同期回采水率對比

圖4 措施井上下周期同期摻油情況對比

圖5 措施井上下周期同期生產(chǎn)負(fù)荷對比

4.3 典型措施井分析

4.3.1 高37171C井

高37171C井于2016年8月8日開始實(shí)施，注汽量為2 538 m3，注汽時(shí)間為12.3 d，燜井時(shí)間為13 d，于9月12日開抽，措施后一個(gè)月平均日產(chǎn)液為16.2 t，日產(chǎn)油為6.3 t，含水56%；上周期措施后一個(gè)月平均日產(chǎn)液2.4 t，日產(chǎn)油0.3 t，含水26.1%，同上周期相比，日產(chǎn)液增加了13.8 t，日產(chǎn)油增加了6.0 t，累增油 804.1 t。

4.3.2 高361144井

高361144井是高3624塊一口邊部井，目前，高3624塊由于油層壓力低及各種原因的堵塞，油井的供液能力差，該井于2014年11月26日施工，驅(qū)油劑用量36 t，注汽量2 496 m3，層位L6，措施后見到了明顯的效果，已累增油440.2 t。該井措施前示功圖測試結(jié)果為刀把形，顯示該井供液能力差，措施后示功圖充滿程度明顯提高，說明油井供液能力增強(qiáng)，證明該驅(qū)油劑助采效果非常好。

5 結(jié)論

（1）研制的驅(qū)油劑具有較低的油水界面張力，與地層流體配伍性好，同時(shí)具有耐溫性能好等優(yōu)點(diǎn)，能大幅度降低油層毛細(xì)管阻力，增強(qiáng)原油的流動性，從而增加油井近井地帶的供液能力，達(dá)到驅(qū)油助排的目的。

（2）該驅(qū)油助采技術(shù)增油效果明顯，單井平均日增油為4.1 t，單井平均累增油297.2 t，試驗(yàn)區(qū)塊累積增油2 377.5 t，且大部分仍在正常生產(chǎn)中，周期尚未結(jié)束。

（3）該技術(shù)應(yīng)用前景廣闊，隨著油田老井遞減越來越快，地層壓力逐年下降，在追求投入產(chǎn)出比的前提下，為稠油油藏蒸汽吞吐開發(fā)中后期高輪次吞吐井驅(qū)油助排提供了有力的技術(shù)保障。

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