杜84興隆臺邊部強(qiáng)化采油技術(shù)研究及應(yīng)用

吳冬

摘 要：針對杜84興隆臺邊部超稠油油藏及原油物性特點(diǎn)，對原有化學(xué)復(fù)合吞吐工藝改進(jìn)，形成解堵降壓疏通與強(qiáng)化回采一體化技術(shù)。通過室內(nèi)優(yōu)選復(fù)配，確定了適用于杜84興隆臺邊部區(qū)塊油層處理及強(qiáng)化回采配方體系，能夠滿足解堵降壓與強(qiáng)化回采的需要，現(xiàn)場應(yīng)用，措施后吞吐壓力降低1.4MPa，同期對比回采率提高0.2以上，有效提高邊部區(qū)塊油井吞吐效果。

關(guān)鍵詞：超稠油；油層堵塞；強(qiáng)化采油；回采率；

引言

杜84興隆臺區(qū)塊為曙光油田超稠油主力開發(fā)區(qū)塊，自2000年規(guī)模開發(fā)以來，開發(fā)規(guī)模不斷擴(kuò)大，至2017年底，區(qū)塊產(chǎn)量規(guī)模占到整體超稠油產(chǎn)量規(guī)模的30%左右。經(jīng)過多年開發(fā)，區(qū)塊主體部位已進(jìn)入快速遞減階段，為實(shí)現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)，2010年后進(jìn)行區(qū)塊擴(kuò)邊勘探開發(fā)，邊部區(qū)塊油藏物性與主體部位對比較差，油層中伊蒙礦物占到88%，對比主體部位增加23%，原油“四高一低”特征更加明顯： 20℃時密度為1.05 g/cm2，地面脫氣原油粘度為15×104mPa·s左右，平均凝固點(diǎn)為33℃，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)平均含量為61%；平均含蠟量低于2.5%。根據(jù)稠油分類標(biāo)準(zhǔn)，屬于重質(zhì)超稠油油藏，在常規(guī)吞吐開發(fā)過程中具有較大影響：一是新井吞吐前期注汽壓力超高，普遍超過16MPa，注汽干度低于50%，蒸汽加熱半徑有限；二是吞吐初期回采能力較差，回采率普遍低于0.3，對后續(xù)吞吐造成不利影響；三是受超高的原油粘度影響，生產(chǎn)時間短，部分油井僅能維持30天正常生產(chǎn)，溫度降低后，地層原油快速變?yōu)椴豢闪鲃?，生產(chǎn)被迫結(jié)束，而常規(guī)采用的表面活性劑復(fù)合吞吐技術(shù)，受到原油及地層物性影響，措施效果與主體區(qū)塊對比不盡理想。

1 存在問題分析

超稠油油藏具有較高的原油粘度、原油密度、瀝青膠質(zhì)含量以及較低的含蠟量，同時油層膠結(jié)相對疏松，給生產(chǎn)工作帶來許多難題。注汽壓力高、原油粘度高，吞吐周期短、油井出砂、粘土膨脹和運(yùn)移、回采水率低、地層存水多和油層縱向動用不均等是超稠油井投產(chǎn)效果差的主要因素[1]。而已往的油層處理劑采用無機(jī)酸+有機(jī)溶劑，雖然能夠較好的解除油井的無機(jī)物堵塞、有機(jī)物堵塞[2]和溶解地層中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)，從而降低油井注汽壓力和原油粘度。但隨著油層物性和原油物性的變差，對于粘土膨脹和顆粒運(yùn)移、回采水率低、油層縱向動用不均和地層流體導(dǎo)流能力低等矛盾有待進(jìn)一步解決。

2 改進(jìn)技術(shù)思路

常規(guī)提高超稠油吞吐初期回采率的方法主要依靠解堵及助排等措施，通過對常規(guī)油層處理工藝[2][3]的總結(jié)，提出將解堵及強(qiáng)化回采有機(jī)結(jié)合形成一體化技術(shù)，以注汽過程中油層傷害為基礎(chǔ)，首先優(yōu)選體系中解堵部分，抑制粘土礦物水化膨脹，溶解分散殘留近井地帶死油（瀝青、膠質(zhì)、蠟等有機(jī)物），最大限度的降低吞吐注汽壓力，保障注汽效果；另外以解堵部分為基礎(chǔ)進(jìn)行強(qiáng)化回采部分化學(xué)劑優(yōu)選，大幅降低采出液流動阻力，提高油井吞吐周期回采能力，在滿足儲層配伍性要求基礎(chǔ)上，研制開發(fā)的一種新型的解堵與強(qiáng)化回采一體化體系，從而達(dá)到一劑多用的效果，有效實(shí)現(xiàn)超稠油邊部油井吞吐初期降壓提液的需要。

3 體系配方的確定

3.1基礎(chǔ)配方確定

超稠油區(qū)塊邊部新井低周期注汽傷害主要為粘土礦物水化膨脹，對此以粘土礦物溶蝕率為基礎(chǔ)確定體系基礎(chǔ)配方。試驗(yàn)方法：取100目以下巖粉5g，在溫度為60℃條件下溶于20 ml酸液中，4h后過濾，烘干，稱量，計(jì)算溶蝕率。選取土酸進(jìn)行溶蝕性能評價，通過優(yōu)選在3%HF+12%HCl濃度下，巖心溶蝕率可達(dá)到36.8%，另復(fù)配10%HBF，巖心溶蝕率可達(dá)到52.1%，在保證成本的前提下，具有較好的溶蝕性能。

3.2添加劑復(fù)配試驗(yàn)

取超稠油區(qū)塊原油，按油、水比為7∶3的比例，在80℃的水浴中恒溫30min后快速攪拌，使其乳化，形成的乳狀液分散細(xì)膩均勻，實(shí)驗(yàn)室內(nèi)用RS600旋轉(zhuǎn)粘度計(jì)分別測定乳化前后的原油粘度，對比其降粘率達(dá)到99.1%。

利用超稠油區(qū)塊的原油按Q/SY LH 0168-2004標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行測定藥劑的洗油性能，復(fù)配后洗油率達(dá)到87.6%。

另取超稠油區(qū)塊原油與藥劑混合后靜置8小時，與比色管中對比復(fù)配前后油樣分散情況，對比可知復(fù)配后比色管中油樣基本全部分散，分散率達(dá)到85.7%。

在基礎(chǔ)配方中添加非離子表面活性劑、乳化劑、互溶劑，通過降低巖石表面張力和原油粘度，提高采出液流動能力，從而達(dá)到強(qiáng)化回采的目的。

3.3藥劑的配伍性評價

為驗(yàn)證體系對后續(xù)聯(lián)合站脫水的影響，針對性考察體系與破乳劑配伍性，對曙四、曙五聯(lián)合站原油的破乳脫水及后續(xù)的水質(zhì)處理不產(chǎn)生任何不良影響。

4 現(xiàn)場實(shí)施效果

在杜84興隆臺邊部應(yīng)用12井次，與未實(shí)施的臨井對比，在平均單層厚度基本相同的情況下，注汽壓力均有所降低，平均單井降低1.4MPa，注汽干度提高4%。有效生產(chǎn)時間延長36天，采注比提高0.16，油汽比提高0.11，有效改善了油井的生產(chǎn)效果。具體數(shù)據(jù)見表5。

5結(jié)論

（1）室內(nèi)試驗(yàn)表明，復(fù)配體系具有一劑多用特點(diǎn)，對改善超稠油邊部新井低周期開發(fā)具有積極作用。

（2）該技術(shù)能夠有效降低超稠油區(qū)塊邊部新井注汽壓力，保障注汽質(zhì)量。

（3）該技術(shù)對于提高油井回采能力具有積極作用。

（4）現(xiàn)場應(yīng)用效果明顯，在超稠油邊部區(qū)塊具有較強(qiáng)的推廣價值。

參考文獻(xiàn)：

[1]宋福軍.曙一區(qū)杜813興隆臺油藏地質(zhì)特征及開發(fā)規(guī)律研究[D].大慶：東北石油大學(xué)，2006.

[2]祝明華.KQTP解堵工藝技術(shù).石油鉆采工藝，1995（6）：85-88

[3]唐孝芬 等.油層解堵劑CY-3的性能與應(yīng)用.油田化學(xué)，1998（2）：109-112