扶余油田东17块稠油降黏措施浅析

何增军

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

扶余油田东17块稠油降黏措施浅析

何增军

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

为提高扶余油田稠油区块注水开发效果，针对稠油区块开发中存在的主要问题，结合区块储层特征，开辟了东17区块先导试验区，对试验区开发效果进行了系统的跟踪评价。结合试验区动态反映及地质特征采取调剖与降黏剂相结合的技术路线，改变油层的非均质和地下油品的流动性，提高宏观波及系数和微观驱油效率，增加可采储量。该先导试验取得了较好开发效果，该项技术的成功实施，为扶余油田类似区块的注水开发提供了技术支持。

稠油油藏;调剖;降黏;东17区块;扶余油田;

1 地质概况

扶余油田东17块位于松辽盆地扶余III号构造东部雅达红高点，开采层位是白垩系泉头组Ⅲ段、Ⅳ段［1－3］。试验区构造形态由西向东逐渐降低，开发目的层为扶余油层，埋藏深度为350～470 m，试验区含油面积为0.25 km2，石油地质储量为20×104t，扶余油层平均砂岩厚度为10.2 m，平均有效厚度为5.2 m;孔隙度为20.3%，渗透率为68.7 ×10－3μm2。油藏原始地层压力为 4.4 MPa，目前地层压力为2.12 MPa，油藏温度为34℃，50℃时原油黏度为115.3 mPa·s，原油胶质含量为39.58%，蜡质含量为7.4%，地层水总矿化度为5 400 mg/L。该区块目前采油速度仅为0.3%，标定最终采收率为15%左右，采出程度为8%，区块开发水平较低。

2 注水开发现状及影响因素

2.1 注水见效后含水率大幅上升

2006年注水开发实行油水井同采同注。区块内13口油井中，除边部2口油井由于油层发育较差初期日产油低以外，其他11口井初期日产油较高。生产2～4个月后均出现产液量大幅下降、含水率上升的现象，之后含水率逐年上升。从平面上看，油井产液量差异很大，存在水窜，目前大部分油井含水率已达 90%以上［4－6］。

2.2 注水开发低效原因

影响扶余油田稠油区块开发效果的主要因素是水油流度比大［1］。稠油流动性差，黏度高，且胶质+沥青质含量较高，造成水油流度比较大。水驱过程中形成油包水乳状液(W/O)，导致基岩孔隙中油水互渗能力降低，造成注入水沿高渗通道指进性窜入油井，波及体积减小。同时，孔隙中剩余大量残余油，影响开发效果。?

3 凝胶调剖体系改善“裂缝－孔隙型”双重渗流结构

3.1 东17区块“裂缝－孔隙型”双重渗流结构

扶余油层东17区块发育近东西向天然垂直和高角度裂缝，后期的压裂改造进一步沟通了天然裂缝，扩大了裂缝开度及沿伸长度，形成了“裂缝－孔隙型”双重渗流结构［7－10］。长期注入水的冲刷、溶蚀作用，加强了裂缝之间、裂缝与高渗孔隙之间的沟通与联系，逐渐在正韵律油层底部形成了水流优势通道(或定势的压力场和流线场)，注入水在其中低效或无效循环。研究决定在注水开发先期使用低温高强度膨胀凝胶+流动性弱凝胶剂体系，堵塞高渗透部位，提高上部和中间部位的驱油效率，改善层内矛盾。

3.2 低温高强度膨胀凝胶+流动性弱凝胶剂体系

该调剖体系由低温高强度膨胀凝胶+流动性弱凝胶剂组成。低温高强度膨胀凝胶吸水倍数约为1倍体积，具有较好的黏弹性、柔韧性，凝胶强度可在黏弹体范围内进行调节;流动性弱凝胶剂由多种改性超高分子质量抗盐聚合物与有机树脂活性中间体交联，在稳定剂、调节剂的控制下，30℃形成具有流动性的凝胶。在高强凝胶对裂缝形成有效封堵后，使用该流动凝胶体系补充堵塞。

图1为凝胶浓度对不同水质成胶强度影响曲线。可以看出，随着该凝胶体系浓度的增大，水质成胶强度明显加强，水质黏度得到迅速提高，进而实现初步有效封堵。

图1 凝胶浓度对不同水质成胶强度的影响

表1为扶余油田岩心封堵突破压力测试数据。该岩心驱替实验证明，该调剖体系与油藏适应性较好，可有效封堵水流通道，提高水驱波及体积。

表1 扶余油田岩心封堵突破压力测试数据

4 GX－Ⅱ高效原油降黏剂的使用

GX－Ⅱ高效原油降黏剂由离子型+非离子表面活性剂复配(双孪离子表面活性剂、烷基苯孪连离子表面活性剂、低温乳化剂、非离子PP加系列表面活性剂、渗透剂等)组成。该降黏剂产品为完全溶于水的水基药剂，pH值为7，中性;降黏剂浓度为0.33%时水溶液界面张力为1.88×10－1mN/m。

GX－II高效原油降黏剂在驱油过程中可改变岩石的润湿性，将孔隙中的原油及吸附在岩石表面的胶质+沥青质等重质成分迅速剥离下来，通过活性水的乳化分散作用，降低油水界面张力，形成黏度极低的水包油乳化液，将原油驱替到油井中。降黏后的原油油水流度比降低，原油在地层中的临界流动温度下降，原油渗流阻力减小，水驱效果提高。同时，降黏剂在驱油过程中也起到了动态调剖的作用，扩大了注水波及体积，驱油效率得到提高，进而提高原油采收率。

2010年4月使用该降黏剂对东区D46－24井原油进行了油水界面张力测定、稠油降黏率及室内岩心驱油实验研究。结果表明，降黏剂界面张力达1.24×10－1mN/m，降黏率为89.8%，降黏驱油效率达 45.45% ～57.84%，与水驱驱油效率(32.08%)相比，提高了13.37～25.75个百分点。

5 现场初步实施

先导试验共3个阶段:第1阶段2009年10月至11月为注入调剖剂阶段;第2阶段2010年1月至4月为注入降黏剂阶段，0.33% ～0.50%降黏剂按单井日注水量速度由驱油泵在调剖后连续注入，不调剖井直接进行降黏剂驱油;第3阶段2010年5月至6月为补调阶段。由于周围油井动态反应较前期呈现下降趋势，故进行补调后继续降黏，5月20日至6月22日完成了5口井补调，6月28日开始注入降黏剂。调剖过程中压力增大0.3～1.0 MPa。

试验区降黏见效特点:试验区见效井数多，含水下降幅度大。2009年实施的7个井组13口油井累计增油1 858 t，每个井组平均增油265 t，油井单井平均增油143 t，见效高峰期含水率下降9.4%。明显见效井数达到77%，日增油＞0.4 t/d。目前日增油能力8.1 t/d，含水率下降8%。

6 结论

(1)影响扶余油田稠油开发效果的主要因素是水油流度比大，注入水发生明显黏性指进，使面积波及系数大大降低。改善开发效果，首先要降低水油流度比。

(2)采用先调剖后降黏的注水开发方式可有效降低水油流度比，实现稳定开发。

(3)低温高强度膨胀凝胶+流动性弱凝胶剂调剖+GX－Ⅱ高效原油降黏剂的调剖降黏体系适合于扶余油田稠油区块的注水开发。

(4)根据动态反应，及时进行补调、降黏，能有效延长措施有效期。

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Analysis of viscosity－reducing measures for the heavy oil in Block Dong17 of Fuyu Oilfield

HE Zeng－jun
(Jilin Oilfield Company，PetroChina，Sonyuan，Jilin 138000，China)

Water flooding is adopted to develop the heavy oil in Fuyu Oilfield．A pilot test area，Block Dong17 was established to tackle the problems encountered during the development of heavy oil blocks considering the reservoir characteristics of the block，and the development results in the test area were systematically traced and evaluated．Taking the performance responses and geological features in the test area into consideration，the technology of combining profile control with viscosity－reduction was applied to changing formation heterogeneity and underground oil flow properties，improving macroscopic sweep efficiency and microscopic displacement efficiency and increasing recoverable reserves．Satisfactory results have been achieved in the pilot test area and the success of the technology has provided a technical support for water flooding in similar blocks of Fuyu Oilfield．

heavy oil reservoir;profile control;viscosity－reducing;Block Dong17;Fuyu Oilfield

TE353

A

1006－6535(2011)06－0100－03

20110502;改回日期20110903

中油吉林油田公司科技专项“扶余油田类稠区提高开发效果“(JY09B(2)－8)

何增军(1980－)，男，工程师，2003年毕业于西南石油学院自动化专业，现主要从事地质动态分析工作。

编辑 周丹妮