高升稠油油藏开发后期驱油助排技术研究与应用

2018-05-23陈小凯

石油地质与工程 2018年2期

关键词：增油油剂驱油

陈小凯

高升油田经过三十年的开发，已进入蒸汽吞吐后期，随着采出程度的提高和油层压力大幅度降低，油层中大量轻质组份被采出，原油黏度明显增加，回采水率低，返排能力差，严重降低了稠油热采效率，影响采收率的提高[1]。

本文以高升油田稠油区块为研究目标，在总结以往驱油增产相关技术措施效果的基础上[2-4]，筛选出一种高效驱油剂，并对其基本性能、配伍性、界面张力、降黏效果、乳化性能和耐温性进行评价[5-7]，同时通过现场应用，取得了良好的增油增液效果。

1 蒸汽吞吐后期开发矛盾

高升油田稠油区块蒸汽吞吐后期存在以下开发矛盾：

（1）多轮次蒸汽吞吐后轻质组份被采出，原油黏度明显增加。目前，高三块地面50 ℃脱气原油黏度由原始2 000 mPa·s增加到目前的3 480 mPa·s，原油在油层内的流动能力进一步降低。

（2）油层内大量存水，平均单井地下存水达1.3×104t无法采出，导致部分层段内形成W/O乳状液，产生局部堵塞，使得孔隙内的原油很难被采出。

（3）油层压力大幅度降低，由原始的16.1 MPa下降至目前的0.95 MPa，油藏压力进入超低压期，油井生产压差非常小，油井供液能力进一步降低，油井回采困难。

（4）多轮次蒸汽吞吐导致油藏内岩石物理性质发生变化，出现润湿性反转、毛细管力堵塞等因素，限制了可动油比例。

如何改善蒸汽吞吐效果，实现区块产量稳定，已成为蒸汽吞吐后期开发的关键，为此，2012年以来，通过开展高效驱油助采技术研究与试验，以期实现提高高升油田多轮次吞吐井蒸汽吞吐开发效果的目的。

2 驱油剂驱油技术原理

在砂岩储层中，原油多储存于孔隙中，由于稠油具有很高的黏度和在储层孔隙中存在很高的毛细管力，孔隙中的稠油很难被蒸汽驱替出来；另外油层存在渗流大孔道，不但影响稠油产量，也制约着稠油热采的采收率提高。

驱油剂为一种复合处理剂，它是由多种表面活性剂复配而成，其作用主要是克服油层孔隙的毛细管力，降低界面张力，破除W/O乳状液，解除地层堵塞。通过在孔隙表面上的吸附作用，驱油剂能使岩石润湿角由亲油向亲水转变，亲油表面发生润湿反转而变为亲水，使分子间产生氢键，能够增加分子间距离，削弱网状结构，理顺相互间缠绕的大分子，增加油流在孔隙中的流度；另外，通过辅以多种助剂的综合作用，驱油剂能使地层原油流动性增强，增加油井近井地带的供液能力，达到增产、增排的目的[8]。

研制的驱油剂具有低界面张力、低吸附量、高增溶参数、与地层流体配伍、耐温性、耐盐性好等优点，具有极强的降低毛细管力的能力，同时集调剖、降黏、洗油、助排、破乳、解堵、润湿等诸多功能于一身[9]，一剂多效、复合高效，且施工简便。

3 室内实验与分析

3.1 溶解性能测定

在室温条件下，配制驱油剂质量分数为10%的母液，溶液呈奶白色不透明溶液，肉眼可见溶液中有白色类似白云状物质；随着温度升高，漂浮物减少，这可能与其自身的性质有关。随着配制溶液的浓度减小，溶液中的漂浮物减少，当质量分数小于1%时，溶液为白色液体，肉眼未见漂浮物，表明溶解性较好。

3.2 驱油剂黏度测定

驱油剂原液呈白色黏稠状液体，室温下，剪切速率为14.7 s-1，测定黏度为22.5 mPa.s；随着温度升高，黏度下降，在地层温度50 ℃条件下，黏度为1.40 mPa.s。

3.3 配伍性研究

3.3.1 驱油剂与地层水配伍性

配制质量分数为2.0%和0.6%的驱油剂溶液，将该溶液置于地层温度的恒温箱内，定期观察实验现象，并测定溶液的透光率，定性观察驱油剂与水的配伍性。实验结果表明，驱油剂与地层水有较好的配伍性，放置15 d以上，溶液无絮状物和沉淀生成，在驱油剂质量分数为0.6%和2.0%的条件下，透光率分别为93.4%和61.0%以上；随着时间的延长，透光率变化不明显。

3.3.2 驱油剂与原油配伍性

取现场原油，脱水温度为75 ℃，取不同质量分数的驱油剂加入试样中，加入相同质量分数的破乳剂，在一定时间内脱水，考察驱油剂对原油脱水的影响（表1），实验结果表明，分别加入质量分数为0，0.1%，0.3%，0.6%和1.0%的驱油剂和浓度为50 mg/L破乳剂LH-Ⅱ，180 min后原油脱水效果基本相同，驱油剂的加入量不影响原油脱水。

3.4 界面张力测定

取高3624块井口原油静置24 h后，脱出游离水，将一定质量分数的驱油剂加入脱水后的原油中，测定25 ℃下油水界面张力，如图1所示。实验结果表明，随着时间的延长，油水界面张力逐渐降低，当时间超过20 min后，油水界面张力达10-5N/m数量级，说明驱油剂具有很强的降低原油界面张力的作用。

表1 驱油剂对原油脱水的影响

3.5 降黏率实验

取高3624块井口原油，静置24 h后，脱出游离水，将不同质量分数的驱油剂加入脱水后的原油中，测定50 ℃下原油黏度的降低率，如表2所示。实验结果表明，随着驱油剂质量分数的增加，原油黏度逐渐降低，当驱油剂质量分数为0.4%时，降黏率达90.81%，降黏效果非常理想。此时，原油完全呈乳化状态，油水不分层，呈棕褐色的 O/W 型乳状液。

表2 不同质量分数驱油剂对原油的降黏效果

3.6 耐高温实验

驱油剂是对油井深部孔隙的存油进行有效的驱动，在注汽前注入，因此须耐 320 ℃以上的高温。将质量分数为 0.5%高效驱油剂置于 350 ℃的高温烘箱内，经24 h恒温处理后取出，冷却至室温，测定高温处理前、后的降黏率分别为93. 2%和91.7%，表明该高效驱油剂具有较好的耐温性能。

3.7 乳化性能测定

在高效驱油剂质量分数分别为1.0‰，3.0‰，5.0‰和8.0‰的条件下，取稠油样品，按油水比7 :3的比例混合在烧杯中，将烧杯置于50 ℃的恒温水浴中加热，搅拌30 min，观察乳状液表观形态，同时用 NDJ-11型旋转黏度计测定其黏度，结果见表3。由表3中可看出，驱油剂质量分数达5.0‰时，即有较好的乳化降黏效果。

表3 高效驱油剂乳化降黏性能

4 现场实施情况及效果分析

4.1 整体效果

近两年，利用研制驱油剂开发稠油，现场共实施了8井次，有效率为100%，平均轮次为5轮，平均增油天数为88.12 d，单井平均日增油为4.1 t，平均累积增油297.2 t，8口井累积增油2 377.5 t。目前，除高37171C井周期结束外，其它7口井均在正常生产中，周期未结束。高效驱油措施整体效果较好，高37171C井实施效果最好，单井增油达840 t，其中高3618块增油助排效果最好，可作为重点措施增油区块。

4.2 效果分析

4.2.1 不同区块实施效果

高升油田稠油主力区块包括高3块、高246块、高3618块和高3624块，从不同区块驱油助采技术措施前后平均单井增油情况（图2）可以看出，高3块和高3618块单井平均日增油效果较为理想。

图2 高升采油厂不同区块实施效果

4.2.2 上、下周期同期对比

（1）增油情况。从数据表4中看出，5口井中有4口井增油效果明显，本周期累增油1 832 t，上周期累增油936.2 t，比上周期增产了895.8 t。其中效果最好的是高37171C井比上周期增产了640.4 t；高34016井比上周期增产了297.2 t。

表4 措施井上下周期同期增油情况对比

（2）同期回采水率。从措施井上下周期同期回采水率（图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%，说明高效驱油剂同时具有助排作用，提高了油层的水相相对渗透率，降低岩石表面的亲水性，有助于吞吐水顺利回采，增加地层的排液作用，达到提高油井回采水率的目的。

（3）同期掺油。从上、下轮同期日掺油量及掺油比对比情况（图4）可以看出，本轮的掺油比均低于上轮吞吐。可以看出高效驱油剂中的高效表面活性剂具有较强的降黏作用，使原油的流动性增强，降低了开发难度，降低了掺油比，节约了稀油。

（4）生产负荷。从措施井上下轮同期生产负荷对比情况（图5）来看，措施后抽油机最大负荷和最小负荷均呈现不同程度的下降，也说明驱油剂能够起到降低原油黏度、增强原油流动性的作用。

图3 措施井上下周期同期回采水率对比

图4 措施井上下周期同期掺油情况对比

图5 措施井上下周期同期生产负荷对比

4.3 典型措施井分析

4.3.1 高37171C井

高37171C井于2016年8月8日开始实施，注汽量为2 538 m3，注汽时间为12.3 d，焖井时间为13 d，于9月12日开抽，措施后一个月平均日产液为16.2 t，日产油为6.3 t，含水56%；上周期措施后一个月平均日产液2.4 t，日产油0.3 t，含水26.1%，同上周期相比，日产液增加了13.8 t，日产油增加了6.0 t，累增油 804.1 t。

4.3.2 高361144井

高361144井是高3624块一口边部井，目前，高3624块由于油层压力低及各种原因的堵塞，油井的供液能力差，该井于2014年11月26日施工，驱油剂用量36 t，注汽量2 496 m3，层位L6，措施后见到了明显的效果，已累增油440.2 t。该井措施前示功图测试结果为刀把形，显示该井供液能力差，措施后示功图充满程度明显提高，说明油井供液能力增强，证明该驱油剂助采效果非常好。