復(fù)合降黏劑伴注技術(shù)在紅003井區(qū)蒸汽吞吐中的應(yīng)用

杜 冰 李 強 蘆學(xué)惠 萬宏賓

（1.克拉瑪依紅山油田有限責(zé)任公司研究所，新疆克拉瑪依，834000；2.新疆油田公司風(fēng)城作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依，834000）

目前針對稠油油藏主要采用熱力手段開采[1]，有熱水驅(qū) 、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD、火燒油層等，其中蒸汽吞吐是稠油開采過程中經(jīng)常使用的一種開采方法。該方法是先將高溫高壓蒸汽注入油層，對油井周圍油層加熱，使其形成一個以油井為中心的高溫區(qū)域，然后，燜井換熱，使地下稠油在高溫狀態(tài)下，降低黏度，增加流動性，使其易于開采[2]。但該方法存在一些問題，主要是：隨著吞吐輪次的增加，周期產(chǎn)油水平均呈指數(shù)遞減趨勢；同時隨地層壓力不斷下降，能量不足的情況日趨嚴(yán)重；熱利用率低，不能有效吞吐深層稠油；采出的稠油在進入到井筒后，隨著舉升過程中的溫度降低，黏度迅速上升，造成舉升困難。這些問題導(dǎo)致稠油老區(qū)進入吞吐后期后，吞吐效果越來越差。提高蒸汽吞吐效率，是一個稠油開采過程中需要解決的問題。

1 開發(fā)概況

紅003井區(qū)屬于超稠油砂礫巖II類油藏，主要采用蒸汽吞吐方式生產(chǎn)，其特征為：首輪初期平均日產(chǎn)油較高，但遞減大，達(dá)到了18%以上； 產(chǎn)量遞減率隨輪次升高而下降，三輪后產(chǎn)量遞減率在10%左右；隨著原油黏度升高，單井周期產(chǎn)量下降，油汽比降低，含水上升，吞吐效果變差（見表1）。主要原因是輪次中后期地層溫度下降，造成稠油黏度急劇上升，導(dǎo)致流動阻力增大，舉升困難，加大了開采和管輸難度。采用蒸汽伴熱開采的方法雖然可以提高稠油的采出液在井筒及管線內(nèi)的溫度，降低流動阻力，但這種方式能量消耗非常大，使超稠油的開采成本較高。

因此，從降低原油黏度、提高蒸汽吞吐效率的角度出發(fā)，開展新型高效降黏劑的研制及相關(guān)應(yīng)用的工藝技術(shù)開發(fā)，為后期提高吞吐開發(fā)效果提供技術(shù)支持，對實現(xiàn)稠油油藏可持續(xù)開發(fā)具有重要的意義。

表1 紅003井區(qū)試采井第一周期分原油黏度生產(chǎn)效果統(tǒng)計表

2 復(fù)合降黏劑的優(yōu)選及評價

目前國內(nèi)化學(xué)降黏劑主要存在如下問題：

① 采出液破乳困難，污水處理難度大；

② 由于稠油組成的差異，降黏劑對稠油的選擇性差；

③ 降黏劑的高抗溫、高抗礦化度的能力有限。

上述原因?qū)е铝四壳笆褂媒叼ぜ夹g(shù)開采稠油存在很大的局限性；因此，研究出價格低廉、耐高溫、抗高礦化度且實用性廣的降黏藥劑對稠油油藏開發(fā)將具有重要意義[4]。

針對該區(qū)超稠油的物性及復(fù)合降黏劑的工藝特點，從降黏劑組成、用量、油水比、乳狀液耐溫性、乳狀液穩(wěn)定與破乳性、乳化降黏效果等方面對降黏劑進行了研究及優(yōu)化，優(yōu)選出符合如下特征的降黏劑。在稠油井進行蒸汽吞吐時，以復(fù)合型稠油降黏劑作為段塞與蒸汽按一定比例的量交替注入，可與注入的蒸汽產(chǎn)生協(xié)同作用，達(dá)到降黏、解堵、洗油的目的。

式中：Q為填埋場的沼氣產(chǎn)量（m3/a）；L0i為填埋場的沼氣產(chǎn)生潛力（m3/t）；Ri為填埋場的年平均垃圾接收量（t/a）；ki為填埋場沼氣的產(chǎn)生速率常數(shù)（1/a）；ti為第i年填埋廢物從填埋到計算時的時間（a）。

2.1 復(fù)合降黏劑組成及特點

本復(fù)合降黏劑體系，以適當(dāng)碳鏈長度的磺酸鹽類陰離子表面活性劑為主劑，復(fù)配以其他助劑而成。該體系特點是可根據(jù)不同超稠油的黏度、原油組分、水的礦化度、分水時間的要求，采取不同的復(fù)配方案，滿足不同的需求，達(dá)到最佳的降黏、洗油效果。

具體表現(xiàn)為：

① 降黏效果好，溫度在30～80℃，降黏率高達(dá)99%以上。

② 使用濃度低，在0.3%～1.2%的用量內(nèi)與稠油形成的乳化體系降黏率可達(dá)99%；

③ 可耐高溫，能滿足高溫條件下的稠油開采；

④ 耐鹽性好，實驗表明：在總離子濃度為100000mg/L時降黏率為93%以上；

⑤ 洗油效果好，實驗表明：在動態(tài)條件下洗油率達(dá)95%以上。

圖1 濃度在0.1%以上降黏劑降黏效果

圖2 形成乳液分水速度隨時間變化

圖3 0.1%以上的降黏劑降低油水界面張力的能力

2.2 工藝參數(shù)優(yōu)選

根據(jù)該復(fù)合降黏體系的室內(nèi)試驗，當(dāng)油水比1∶1時，降黏劑濃度大于0.2%時，降黏率在95%以上。分散后形成的乳液穩(wěn)定，分水速度慢，并且濃度越高乳液越穩(wěn)定。因此，在理想條件下，降黏劑濃度在0.1%以上就可以實現(xiàn)油水1∶1置換（見圖1、圖2）。

2.3 復(fù)合型稠油降黏劑伴注技術(shù)應(yīng)用的選井條件

油藏條件：

① 地下能量充足，因為油稠導(dǎo)致液量低的井；

② 剩余油飽和度＞35%；

③ 滲透率無異常（無特高滲透層）；

④ 油層厚度 > 4m；

⑤ 非注汽周期末期的稠油井。

原油性質(zhì)：

① 原油黏度≥6000mPa·s；

② 礦化度≤100000mg/L。

井況工藝條件：

井況條件良好，采出液含水在30%～70%最佳。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

復(fù)合型稠油降黏劑技術(shù)在紅003井區(qū)成功應(yīng)用48井次，經(jīng)過現(xiàn)場實際應(yīng)用，采用該技術(shù)效果顯著，解決了該井區(qū)因油稠導(dǎo)致的注汽效果不理想的技術(shù)難題，達(dá)到了提高原油采收率，延長油井生產(chǎn)周期的目的。以2013年5口措施井為例進行介紹。

3.1 措施井況介紹

2013年5口措施井位于紅003井區(qū)采油第二作業(yè)區(qū)七號站7-2#和7-6#，紅003井區(qū)地面原油密度在0.9317～0.9725g/cm3，50℃地面脫氣原油黏度在271.30～13945mPa·s，按照新疆淺層稠油分類標(biāo)準(zhǔn)，屬于II類超稠油油藏，可利用注蒸汽方法開采。以hD9009井為例介紹其基本井況，完鉆井深685m，目前人工井底682.76m，最大井斜89.02m，造斜點390m，生產(chǎn)油氣層位k1q，生產(chǎn)井段為574.6～682.5m，該井段厚度107.9m，孔隙度24.5%，滲透率 560h10-3μm2，含油飽和度75.0%，黏度50℃，12469mPa·s，密度0.9697。這五口井屬于典型蒸汽吞吐稠油井，由于原油黏度過高，隨著開采周期的延長，產(chǎn)量遞減嚴(yán)重，并經(jīng)常出現(xiàn)光桿打架現(xiàn)象，油井該站由于油稠導(dǎo)致開采困難，產(chǎn)能低效等問題。

3.2 施工準(zhǔn)備

井筒、井口及施工管柱的準(zhǔn)備：井筒、井況完好，井下無落物；

井口：井口法蘭盤螺絲齊全，井口閥門開關(guān)靈活、不刺不漏，壓力表完好，井口完好；

作業(yè)設(shè)備：400型泵車1部，要求車況完好，能連續(xù)施工；罐車一部，罐車?yán)呵耙逑锤蓛簦坏糜杏臀酆推渌麣堃海湟汗抟粋€；泵車與井口間的連接硬管線等。

3.3 施工工藝

本增產(chǎn)技術(shù)的原理，主要是三個方面：一是利用本復(fù)合降黏體系所采用的表面活性劑具有較強的親水性，可與原油形成O/W乳化體系，有效降低原油的黏度，增加流動性；二是提高蒸汽冷凝液的洗油效率，增加原油的采出程度；三是形成O/W體系后，可在井筒的舉升過程中，有效降低阻力，提高舉升效率。

基于以上原理，施工中將復(fù)合降黏劑以段塞形式，在注入蒸汽之前和中間注入，在地下運動和返排的過程中，發(fā)揮作用。

3.4 增油效果

2013-2017年，井區(qū)共實施復(fù)合型稠油降黏劑伴注技術(shù)措施48井次，累計增產(chǎn)原油6276噸，單井平均增油130.7噸，措施見效率73%，整體應(yīng)用效果良好（見圖4、表2）。

圖4 復(fù)合型稠油降黏劑吞吐伴注技術(shù)措施增油效果統(tǒng)計圖

表2 復(fù)合型稠油降黏劑吞吐伴注技術(shù)措施增油效果統(tǒng)計表

4 結(jié)論與認(rèn)識

復(fù)合型稠油降黏劑應(yīng)用于蒸汽吞吐稠油開采中效果顯著，對降低稠油黏度、改善稠油流動性、提高油井產(chǎn)能十分有效，為進一步提高特超稠油的采出程度提供了技術(shù)保障。該技術(shù)具有投入成本低、施工時間短、施工有效率高、安全環(huán)保、產(chǎn)生效益快等特點，能夠快速有效地使措施稠油井盡快上產(chǎn)，為相似的稠油油田的開發(fā)提供了一個新的方法與途徑。