稠油油藏儲(chǔ)層冷采用活性分子的性能評(píng)價(jià)與應(yīng)用*

楊祖國(guó)，高秋英，任 波，路 熙

（1.中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011；2.中國(guó)石化股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3.中國(guó)石化縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，新疆烏魯木齊 830011）

我國(guó)稠油資源極為豐富，已在渤海灣盆地、松遼盆地、南襄盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、二連盆地等12個(gè)大中型含油盆地和凹陷發(fā)現(xiàn)70 多個(gè)稠油油田，稠油（包括瀝青）儲(chǔ)量在80×108t以上。中國(guó)石化稠油資源集中在勝利、中原和河南油田，目前主要以蒸汽吞吐為開采方法并輔助少量常規(guī)冷采。稠油黏度高，牛頓流體性質(zhì)差，導(dǎo)致儲(chǔ)層流動(dòng)阻力大，對(duì)于絕大多數(shù)稠油油田，除了蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)等熱采技術(shù)外，常規(guī)冷采的采收率非常低，小于原始儲(chǔ)量的5%。然而，蒸汽吞吐過(guò)高的措施費(fèi)用在目前低油價(jià)下難以實(shí)現(xiàn)效益開采。此外，高輪次吞吐后期，汽竄嚴(yán)重，含水驟升，熱采效率下降明顯?！笆濉背碛蜔岵杀取笆晃濉眲?dòng)用儲(chǔ)量減少5×107t，上產(chǎn)難度加大。雖然常規(guī)冷采對(duì)儲(chǔ)層傷害較小，但其產(chǎn)量過(guò)低，更無(wú)法維持稠油的長(zhǎng)期正常生產(chǎn)。隨著原油黏度的進(jìn)一步增加，原油在儲(chǔ)層中甚至失去可流動(dòng)性，常規(guī)冷采已無(wú)法實(shí)現(xiàn)正常生產(chǎn)，特超稠油、深層稠油、敏感性稠油和薄層稠油總計(jì)1.3 億噸儲(chǔ)量處于難動(dòng)用開發(fā)狀態(tài)。

面對(duì)蒸汽吞吐成本高，后期開發(fā)效益下降，常規(guī)冷采效率過(guò)低等問題，化學(xué)降黏冷采成為解決該類問題的有效方法之一［1—7］。但化學(xué)降黏冷采技術(shù)亦面臨著巨大的困難：室內(nèi)降黏效果非常顯著，現(xiàn)場(chǎng)增油效果很不穩(wěn)定。稠油作為假塑性流體，儲(chǔ)層條件下流動(dòng)性較差，隨著黏度增加塑性增強(qiáng)，愈難以與水形成混相，僅以降低界面張力為目的的乳化活性分子溶液難以滲入稠油內(nèi)部令其分散，更無(wú)法實(shí)現(xiàn)依托水相作為流動(dòng)相的原油降黏［8—11］。為突破此技術(shù)瓶頸，必須先削弱稠油內(nèi)部重質(zhì)組分之間的相互作用，將活性分子溶液引入稠油內(nèi)部，以此分散油相達(dá)到降黏的目的［12—15］。本文以丙烯酰胺、丙烯酸鈉、4-苯基-1-丁烯、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸為原料、四甲基乙二胺為催化劑制備了活性分子共聚物（AAPA），并對(duì)其性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。通過(guò)優(yōu)化措施工藝以及礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)與效果分析，形成了針對(duì)邊底水薄層特稠油油藏的化學(xué)降黏冷采技術(shù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

丙烯酰胺（AM）、丙烯酸鈉（AA）、4-苯基-1-丁烯（PB）、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N，N'-二甲基乙二胺（DEMED）、Na2CO3、異丙醇、過(guò)硫酸胺、偶氮異丁腈（AIBN）均為分析純，煤油，上海阿拉丁試劑公司；鹽酸、NaOH、MgCl2、CaCl2、NaCl，化學(xué)純，國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；P14 井稠油，地面脫氣黏度3.91×104mPa·s（50℃），瀝青質(zhì)含量20.86%。

LP1002 型電子天平，常熟市衡器廠；CH702 型恒溫?cái)嚢杷〔?，鞏義市予華儀器有限責(zé)任公司；IKA-T18 型高速乳化器，德國(guó)IKA 公司；DHG-9070A型電熱鼓風(fēng)干燥箱，上海一恒科學(xué)儀器有限公司；DV-Ⅱ+Pro黏度計(jì)，美國(guó)Brookfield公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）活性分子共聚物（AAPA）的制備

活性分子共聚物（AAPA）的合成路線如圖1 所示。將300 g去離子水和100 g煤油加入1500 mL三口圓底燒瓶中，放入磁子攪拌，然后加入60 g AM、10 g AA、20 g PB 和5 g AMPS，攪拌至完全溶解并形成白色乳液。隨后加入催化劑0.15 g DEMED，攪拌均勻后加入Na2CO3將pH 值調(diào)至8。加熱升溫至70℃，通入氮?dú)獬?0 min，然后加入5 g 異丙醇、0.15 g過(guò)硫酸胺和0.15 g AIBN，反應(yīng)至溶液變黏、磁子停止轉(zhuǎn)動(dòng)時(shí)，關(guān)閉攪拌并停止通入氮?dú)?，反?yīng)8 h。取出燒瓶中的凝膠塊，剪碎后置于烘箱中80℃加熱脫水6 h，研磨造粒至80～100目（0.180～0.150 mm），反應(yīng)收率為92.6%，數(shù)均分子量為30×104～100×104。

圖1 活性分子共聚物（AAPA）的合成路線

（2）性能測(cè)試

動(dòng)態(tài)攪拌條件下的降黏率（V）：參照中國(guó)石化企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SH1020 1519—2016《稠油活性分子溶液通用技術(shù)條件》，稱取一定量的脫水原油，在80℃的恒溫水浴中預(yù)熱30 min。用去離子水分別配制100～1500 mg/L的活性分子溶液，作為測(cè)試降黏劑體系。按不同的油劑質(zhì)量比加入活性分子溶液，用乳化器在500 r/min 下攪拌油劑混合體系3 min，在50℃、60 r/min 下用黏度計(jì)測(cè)定其黏度，按式（1）計(jì)算動(dòng)態(tài)降黏率V。

式中：μ0—加入活性分子前的原油黏度，mPa·s；μ1—加入活性分子后的原油黏度，mPa·s。

靜態(tài)條件下的降黏率（m）：稱取一定質(zhì)量（m0≥25 g）的脫水原油，在80℃的恒溫水浴中預(yù)熱30 min。按不同的油劑質(zhì)量比加入活性分子溶液，油劑混合體系在恒溫水浴中靜置一段時(shí)間后，將試管傾斜135°，稱取倒出的稠油質(zhì)量（m1），按式（2）計(jì)算靜態(tài)降黏率m。

2 結(jié)果與討論

2.1 油劑質(zhì)量比對(duì)降黏效果的影響

配制1000 mg/L 的AAPA 水溶液，分別按油劑質(zhì)量比7∶3、6∶4、5∶5、4∶6、3∶7將原油和AAPA溶液混合，80℃加熱30 min后測(cè)定降黏率V和m，結(jié)果如圖2所示。隨著AAPA溶液比例的增加，V和m的變化趨勢(shì)基本一致，降黏效果不斷提升。然而，攪拌剪切條件下的降黏率V高于靜置條件下的降黏率m。這是由于攪拌可令稠油與降黏劑的接觸更充分，利于提高降黏效果。當(dāng)油劑比為1∶0時(shí)（即無(wú)降黏劑加入的條件下），分別在50、80℃下測(cè)定原油的黏度μ0、μ1，按式（1）計(jì)算的V僅為85.1%；同時(shí)由50、80℃下可倒出的原油質(zhì)量m0和m1，按式（2）計(jì)算的m僅為66.7%。溫度升高增強(qiáng)了分子間熱運(yùn)動(dòng)，進(jìn)而降低了重質(zhì)組份分子間作用力，令黏度出現(xiàn)不同程度下降。V比m高了18.4%，說(shuō)明剪切可提高降黏率。當(dāng)油劑比=7∶3時(shí)，受降黏劑的影響，與油劑比=1∶0 時(shí)僅靠溫度降黏相比，V和m分別提高10%和20.4%，但因降黏劑用量比例過(guò)低，降黏效果相對(duì)較差；當(dāng)油劑比=5∶5 時(shí)，降黏明顯增加，V=99.4%，m=93.2%；當(dāng)油劑比＜5∶5 時(shí)，降黏率隨著降黏劑比例增加而提高，但增幅逐漸減緩；與油劑比為4∶6相比，油劑比為3∶7的V和m僅提高0.5%和3.9%。按照相同的質(zhì)量比3∶7，將降黏劑替換為水后，降黏率與純油的情況下基本一致，說(shuō)明水無(wú)法與該黏度下的原油形成乳液，無(wú)任何降黏作用。綜合考慮性價(jià)比，油劑最佳質(zhì)量比為1∶1，此時(shí)稠油黏度降為332.4 mPa·s，具備良好的流動(dòng)性。

圖2 油劑質(zhì)量比對(duì)原油降黏率的影響

2.2 AAPA溶液質(zhì)量濃度對(duì)降黏效果的影響

配制質(zhì)量濃度分別為0～1500 mg/L 的AAPA水溶液。按照油劑質(zhì)量比1∶1，在20 g 稠油油樣中加入20 g AAPA 水溶液，在80℃下加熱30 min 后測(cè)定降黏率，結(jié)果如圖3 所示。兩種降黏率均隨著降黏劑濃度的增加而增加，但攪拌條件下的V仍高于靜置條件下的m。由于儲(chǔ)層條件下稠油黏度高、流動(dòng)差，基本處于靜止或低速滲流狀態(tài)，攪拌的測(cè)試方法與實(shí)際情況相差過(guò)大，因此后續(xù)的實(shí)驗(yàn)均采用靜置降黏的方法進(jìn)行測(cè)試。當(dāng)AAPA質(zhì)量濃度低于400 mg/L時(shí)，降黏率m＜75%，降黏后的稠油黏度為1221.8 mPa·s，此時(shí)稠油處于不可流動(dòng)狀態(tài)，即該濃度下的活性分子溶液是無(wú)效的；當(dāng)AAPA 質(zhì)量濃度處于500～1000 mg/L 時(shí)，降黏效果隨之增加，質(zhì)量濃度為1000 mg/L時(shí)的m=93.2%，降黏效果最佳；當(dāng)濃度繼續(xù)增加時(shí)，由于聚合物水溶液本身的黏度過(guò)高，即便稠油黏度下降，也會(huì)造成儲(chǔ)層整體出液困難，因此AAPA溶液適宜的質(zhì)量濃度為1000 mg/L。

圖3 AAPA溶液質(zhì)量濃度對(duì)原油降黏率的影響

2.3 酸堿、Ca2+、Mg2+對(duì)降黏效果的影響

配制1000 mg/L 的AAPA 水溶液，按油劑質(zhì)量比1∶1將20 g稠油與20 gAAPA溶液混合，分別用鹽酸和NaOH 將pH 值調(diào)至1～14，在80℃下加熱30 min 后測(cè)定靜態(tài)降黏率m，結(jié)果如圖4 所示。當(dāng)pH＜4時(shí)，AAPA在強(qiáng)酸性條件下基本失活，油劑立刻出現(xiàn)分層，即酸性條件下可令降黏乳化后的稠油迅速破乳，避免對(duì)地面集輸及水處理產(chǎn)生影響。當(dāng)pH＞10時(shí)，AAPA在堿性條件下可將特稠油乳化分散成極小的油滴分散在水相中，進(jìn)一步提升降黏率。因此，現(xiàn)場(chǎng)配液水酸值不能過(guò)低，適度提高pH值可增強(qiáng)AAPA的降黏活性。

圖4 pH值對(duì)原油靜態(tài)降黏率的影響

分別配制3 g/L MgCl2溶液、10 g/L CaCl2溶液和飽和NaCl溶液，隨后加入AAPA配成100 g 1 g/L活性分子溶液。按照油劑質(zhì)量比1∶1，向3個(gè)燒杯中分別加入100 g 稠油，在80℃下加熱30 min 后測(cè)定靜態(tài)降黏率m。隨后，將上述3 個(gè)燒杯降至室溫（25℃）放置4 d，3 g/L的MgCl2溶液中因MgCl2導(dǎo)致聚合物絮凝而出現(xiàn)大量沉淀，油劑分層，上層稠油黏度基本不變；10 g/L 的CaCl2溶液中因CaCl2水溶液密度遠(yuǎn)高于油相，因此稠油基本位于上層，無(wú)沉淀析出，油層仍具有一定的流動(dòng)性，仍保持降黏狀態(tài)；飽和NaCl溶液中油劑分層，稠油流動(dòng)性良好，降黏率未受飽和NaCl的影響。再次在80℃下加熱30 min，10 g/L的CaCl2溶液和飽和NaCl溶液中的AAPA 仍具有降黏效果，但CaCl2溶液中稠油室溫靜置后的聚并速度明顯快于飽和NaCl溶液，3 g/L MgCl2溶液中的AAPA基本失活。

分別測(cè)量不同Ca2+、Mg2+濃度下的靜態(tài)降黏率m，通過(guò)擬合得到AAPA 耐Ca2+、Mg2+的極限有效濃度，結(jié)果如圖5 所示。圖5（a）中隨著Ca2+質(zhì)量濃度的增加，降黏率降幅較小，Ca2+質(zhì)量濃度為10 g/L時(shí)的m=88%，儲(chǔ)層溫度下原油降黏后的黏度為586.5 mPa·s，具備良好的流動(dòng)性，故AAPA 的耐Ca2+量可達(dá)10 g/L。由于單體AMPS 中的磺酸基團(tuán)可與Ca2+通過(guò)靜電作用緊密結(jié)合，可有效避免Ca2+引起的高分子絮凝現(xiàn)象。圖5（b）中當(dāng)Mg2+質(zhì)量濃度超過(guò)1.4 g/L 時(shí)，降黏效果迅速下降，根據(jù)擬合結(jié)果，當(dāng)Mg2+質(zhì)量濃度＞3 g/L時(shí)，AAPA基本失去降黏能力。由于AAPA 中存在AA 單體，其中的—COO-官能團(tuán)與Mg2+會(huì)生成—COOMg沉淀，導(dǎo)致聚合物AAPA從水相中絮凝沉淀失去降黏活性，燒杯中出現(xiàn)明顯的白色沉淀。

圖5 Ca2+、Mg2+質(zhì)量濃度對(duì)靜態(tài)降黏率的影響

2.4 溫度對(duì)降黏效果的影響

在20 g稠油中加入20 g 1 g/L的AAPA溶液，分別在50～80℃下靜置加熱不同時(shí)間后，測(cè)定靜態(tài)降黏率m，結(jié)果如表1所示。加熱2 h后，50℃下AAPA溶液與稠油依然處于明顯的分層狀態(tài)，此時(shí)稠油的黏度為39100 mPa·s，降黏劑滲入效率低，難以達(dá)到降黏效果。持續(xù)加熱5 d后，降黏劑與稠油混合，降黏率m=80.1%。60、70℃下的AAPA 溶液與稠油則發(fā)生不同程度的融合，加熱4 h 后才實(shí)現(xiàn)充分互溶。僅80℃下AAPA 溶液與稠油在加熱30 min 后形成油劑混溶乳液，實(shí)現(xiàn)降黏。因此，溫度低于80℃時(shí)，需要相應(yīng)的增加加熱時(shí)間以達(dá)到充分降黏的目的。溫度為50℃時(shí)的m=80.1%，降黏后的稠油黏度為7780.9 mPa·s，盡管稠油處于難流動(dòng)狀態(tài)，但卻依然具有一定的降黏性能。當(dāng)溫度為70、80℃時(shí)，AAPA 的降黏效果接近，m分別為93.1%和93.9%。在80℃降黏后，冷卻至35℃時(shí)的m仍可保持在90.5%，說(shuō)明AAPA 具有良好的低溫抗聚并性能。進(jìn)一步從35℃冷卻至25℃，靜置2 h 后稠油再次聚并形成油塊，盡管AAPA 仍保持對(duì)稠油的降黏效果（m=90.1%），但室溫下稠油的原始黏度高達(dá)2.4×105mPa·s，以致此時(shí)稠油的黏度為23760 mPa·s，流動(dòng)困難。提高溫度至100、180℃時(shí)，靜置加熱5 min 后稠油基本處于稀油狀態(tài)，迅速測(cè)得的黏度均低于100 mPa·s，冷卻至室溫的m=91.2%，可見AAPA 在180℃下具有良好的降黏性能。對(duì)于P14 井，儲(chǔ)層溫度80℃，井口溫度40℃（＞35℃），即AAPA降黏自儲(chǔ)層至井筒舉升到地面是可行的。

表1 溫度對(duì)原油靜態(tài)降黏率的影響

綜上所述，針對(duì)50℃下黏度＜50 Pa·s的脫氣脫水稠油，活性高分子AAPA 的質(zhì)量濃度為1 g/L，油劑質(zhì)量比為1∶1，可實(shí)現(xiàn)靜置降黏率＞90%；最低有效降黏溫度50℃，最高降黏溫度180oC；耐Ca2+濃度≤10 g/L，耐Mg2+濃度＜3 g/L；pH＜4時(shí)降黏乳化后的稠油可快速破乳，pH ＞10時(shí)可進(jìn)一步提高AAPA的降黏活性。

2.5 降黏機(jī)理

如圖6所示，根據(jù)相似相容原理，AAPA通過(guò)PB單體中的苯環(huán)整體嵌入瀝青質(zhì)的層間結(jié)構(gòu)中，以此將AA與AMPS兩個(gè)極性單體引入瀝青質(zhì)片層結(jié)構(gòu)之間，增加了瀝青質(zhì)-瀝青質(zhì)之間的距離，降低了分子間作用力，破壞瀝青質(zhì)結(jié)構(gòu)中苯環(huán)π-π鍵的受力方向，令重質(zhì)組份分子之間產(chǎn)生各向異性，繼而降低稠油黏度。隨后，由于AMPS 完全電離后的磺酸根基團(tuán)具有極強(qiáng)的親水性，可誘導(dǎo)水分子大量進(jìn)入稠油內(nèi)部，且防止進(jìn)入稠油內(nèi)部的水分子形成油包水的反相乳液。原油內(nèi)部重質(zhì)組份間相互作用力被削弱，外加大量水包油乳液對(duì)其隔離，原油黏度隨之下降，且無(wú)法大量聚并導(dǎo)致黏度反彈。單體AM可通過(guò)提高AAPA的分子量，增加水溶液的黏度，在注入過(guò)程中減少指進(jìn)，令A(yù)APA 中的功能團(tuán)與原油充分接觸，提高降黏效率。

圖6 AAPA對(duì)稠油的降黏機(jī)理示意圖

2.6 AAPA儲(chǔ)層降黏冷采礦場(chǎng)應(yīng)用

2.6.1 工藝技術(shù)

對(duì)于直斜井，采用三段塞濃度注入法：第一段塞，液量Q×（20%～30%），加量30～50 g/L，注入排量10～20 m3/h，對(duì)于采出程度＜5%的儲(chǔ)層，近井區(qū)域原油動(dòng)用差，低排量注入高濃度降黏劑，可令活性分子溶液充分與原油接觸，實(shí)現(xiàn)快速降黏，避免注劑高壓，對(duì)于含水＞50%的儲(chǔ)層，可有效避免后續(xù)注劑被過(guò)度稀釋造成降黏劑浪費(fèi)；第二段塞，液量Q×（20%～50%），加量10～30 g/L，注入排量40～60 m3/h，高排量注入可令降黏劑向遠(yuǎn)端持續(xù)推進(jìn)，避免形成稠油環(huán)導(dǎo)致儲(chǔ)層堵塞；第三段塞，液量Q×（10%～30%），加量5～10 g/L，注入排量20～40 m3/h，降低注入排量并降低注入濃度，進(jìn)一步提升第二段塞高速注入下產(chǎn)生的注劑空間內(nèi)稠油的流度，提高儲(chǔ)層出液能力；施工結(jié)束后，套管安裝壓力表，壓力＜1 MPa，即開井生產(chǎn)。

對(duì)于水平井，采用四段塞濃度注入法：第一段塞，液量Q×（10%～20%），加量30～50 g/L，注入排量10～20 m3/h，避免注劑高壓，或提高近井積液的降黏劑濃度；第二段塞，液量Q×（20%～60%），加量5～10 g/L，注入排量30～50 m3/h，高排量注入可以增加注劑對(duì)B 靶點(diǎn)未動(dòng)用區(qū)域的波及效率，提高水平段的整體動(dòng)用率；第三段塞，液量Q×（10%～30%），加量10～30 g/L，注入排量10～20 m3/h，低排量注入高濃度降黏劑以維持套管區(qū)域的降黏劑濃度，提高近井儲(chǔ)層的滲透率，增加后續(xù)生產(chǎn)的出液能力；第四段塞，液量Q×（10%～20%），加量5～10 g/L，注入排量40～60 m3/h，以最低有效濃度作為頂替液，增加前置注劑的作用范圍，令更多稠油的流度得到提升；施工結(jié)束后，套管安裝壓力表，壓力＜1 MPa，即開井生產(chǎn)。

2.6.2 礦場(chǎng)應(yīng)用

根據(jù)AAPA 的降黏性能與優(yōu)化的工藝設(shè)計(jì)，首先對(duì)P14井儲(chǔ)層降黏后，冷采峰值產(chǎn)量達(dá)到7.5 t/d，持續(xù)12 d。措施效果持續(xù)14 個(gè)月，累計(jì)產(chǎn)液1.18×104t，產(chǎn)油2348 t，增油1025 t。按照措施成本=措施費(fèi)用/周期累油計(jì)算（運(yùn)行成本相同，故不計(jì)算在內(nèi)），AAPA儲(chǔ)層降黏冷采的措施成本比蒸汽吞吐的最低措施成本降低約27%，比蒸汽吞吐三輪最高產(chǎn)量的平均成本降低約49.5%。

基于P14 井成功實(shí)現(xiàn)措施增油，繼續(xù)開展了3口井的礦場(chǎng)試驗(yàn)。沾18-5-側(cè)平12井為強(qiáng)底水特稠油儲(chǔ)層，注汽極易造成底水錐進(jìn)。應(yīng)用AAPA 儲(chǔ)層降黏冷采增油效果顯著，液量增加4 倍，產(chǎn)油提高3倍，措施后峰值產(chǎn)量高達(dá)13.7 t/d，持續(xù)40 d，接近目前該區(qū)塊熱采的最高單井沾18-P25 井的峰值產(chǎn)量（14 t/d）。周期持續(xù)增油13 個(gè)月，累計(jì)產(chǎn)油高達(dá)3933 t，措施效益明顯。同時(shí)，由于措施后采出稠油黏度顯著下降，井筒舉升良好，于措施后2個(gè)月內(nèi)停止井筒摻水舉升，節(jié)約了一定的生產(chǎn)運(yùn)行成本。陳371-平29井為邊底水特稠油油藏，經(jīng)歷六輪蒸汽吞吐后含水高達(dá)98.5%，產(chǎn)量?jī)H0.3 t/d。措施后通過(guò)降低近井稠油黏度，有效提高水平井整體出液效率，將液量提高47.6 t/d，產(chǎn)量提高到4.3 t/d，同時(shí)高輪次后期的高含水也得到有效控制，降至90.9%。

P29-75 井作為礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)唯一的直井，屬于新層上返，但油層有效厚度僅1.4 m，且存在強(qiáng)邊底水。上返后，第一輪注汽過(guò)程中由于出現(xiàn)套損，導(dǎo)致含水高達(dá)100%，無(wú)法正常生產(chǎn)。套管補(bǔ)漏后，采取AAPA 儲(chǔ)層降黏，產(chǎn)量恢復(fù)到1.6 t/d。與水平井相比，直井的出液區(qū)域僅存在于射孔段，相應(yīng)的，降黏劑也只能經(jīng)射孔段進(jìn)入地層，持續(xù)地注劑會(huì)對(duì)近井油層形成“反驅(qū)”效應(yīng)，令原油遠(yuǎn)離井筒區(qū)域，以致后續(xù)注劑觸油幾率下降，儲(chǔ)層降黏效果受限。相比之下，水平井更適合采用儲(chǔ)層降黏冷采，增油效果更好。

可通過(guò)儲(chǔ)層降黏有效實(shí)現(xiàn)近井解堵，遠(yuǎn)端洗油的效果，措施后生產(chǎn)中集“儲(chǔ)層-井筒-集輸”降黏于一體，更利于整體提高產(chǎn)量。此外，AAPA儲(chǔ)層降黏冷采效果持續(xù)周期至少12個(gè)月，水平井周期平均累采超過(guò)1500 t，直井周期累采約500 t，單次措施成本較蒸汽吞吐降低明顯。

3 結(jié)論

以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸鈉（AA）、4-苯基-1-丁烯（PB）、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）為原料、四甲基乙二胺為催化劑制備了活性分子共聚物（AAPA）。AAPA 的有效降黏溫度范圍為50～180℃；耐Ca2+質(zhì)量濃度≤10 g/L，耐Mg2+質(zhì)量濃度＜3 g/L；pH＜4 時(shí)降黏乳化后的稠油可快速破乳，pH＞10 時(shí)可進(jìn)一步提高AAPA 的降黏活性。1 g/L的AAPA與原油以質(zhì)量比1∶1混合后的降黏效果最佳，可使黏度（50℃）＜50 Pa·s的脫氣脫水稠油的靜置降黏率＞90%。AAPA 具有耐高礦化度、易于破乳以及降黏溫度適用區(qū)間寬泛的特性。在勝利油田實(shí)施化學(xué)降黏冷采措施后，稠油黏度降低，提液增產(chǎn)效果明顯，經(jīng)濟(jì)效益顯著。該技術(shù)是邊底水薄層特稠油油藏高輪次注汽后期穩(wěn)產(chǎn)、提產(chǎn)有效的接替技術(shù)之一，對(duì)國(guó)內(nèi)油區(qū)過(guò)億噸特、超稠油未動(dòng)用及難動(dòng)用儲(chǔ)量的開發(fā)有著重要的意義。