稠油冷采技術改善稠油區塊開發效果研究與應用

藏鵬

摘要：經過多年開發，稠油開采的矛盾日益突出。部分油藏由于埋藏深、層薄、低滲、敏感、低能等原因，長期難以動用;部分已開發油藏由于地層能量下降快、邊水內侵等原因，造成產量大幅度遞減、采收率低;部分油藏由于儲層、原油物性差，或開發后期等原因，開發效益差;針對上述問題，我們在2019-2020年研發并實施了LPA技術體系，通過轉換開發方式、改善單井生產等措施，提高儲量動用率、采收率及經濟效益。通知研究與應用稠油冷采技術，解決了深層、低滲、敏感、凈毛比低、井況復雜不適于蒸汽吞吐的稠油油藏的問題，對于提高原油流動性，改善油井開發效果，提高經濟效益有積極的作用，對于同類型油藏具有較好的推廣應用前景。

關鍵詞：稠油;冷采;LPA;機理;降粘;性能;應用;開發效果

中圖分類號：TE357.46

一、區塊概況

1.區塊地質特征

杜813塊興隆臺油層位于曙一區南部，北鄰杜84塊，西接杜212塊，東鄰杜80塊。開發目的層為沙一+二段興隆臺油層，構造形態整體上為一北東走向、南東傾向的單斜構造，地層傾角一般在3～10°，含油面積4.6km2，油藏埋深730-980m ，單層厚度15-38m，頂底水發育，開發目的層為興隆臺油層，地質儲量2568×104t。

杜813塊興隆臺油層儲層物性較好，平均孔隙度為30.2%，平均滲透率為1633mD，為高孔、高滲儲層。杜813塊興隆臺油層屬于超稠油，原油密度（20℃）平均為1.0098g/cm3，地面脫氣原油粘度（50℃）平均為108880mPa·s，一般60000mPa·s～180000mPa·s。

區塊原始地層壓力7.5-9.4MPa，壓力系數0.98，原始地層溫度38℃。地層水型為NaHCO3型，地層水總礦化度為2238mg/L。

2.開采現狀

杜813塊油井總井數99口，目前開井66口，日產液950噸，日產油229噸，含水75.9%，累產油43.1236萬噸，累產水85.6858萬噸，累注汽128.5639萬噸，累積油汽比0.34。采油速度1.9%，采出程度10.1%。

二、LPA體系驅油機理及性能

對于原油粘度較高的稠油、特稠油，常規一次開采的效果較差，對于某些儲層物性較差的油藏，熱采技術也很難于取得較好的技術經濟效果，這時就需要進行利用新的先進科學技術改善區塊開發效果。

LA：溶于輕質組分，分解蠟質。

PB：分解膠質和瀝青質。

AMPS：強親水基團。

AA：親水降表面張力，防止原油聚并，避免粘度反彈，強電負性的AA易與Ca2+、Al3+等高價正離子形成水溶性絡合物，避免泥化產生。

FA：油溶性降粘劑。

1. LPA體系驅油機理

LPA體系為高分子聚合物，具備水相增粘、油相降粘、降低界面張力、改善儲層滲流能力的作用。LPA體系通過不斷水解，形成持續疊效降粘作用，同時降低油水界面張力。

（1）水相增粘。LPA溶于水，提升水相粘度。

（2）油相降粘。LA和PB分解膠質、瀝青質，水解后的FA為油溶性降粘劑，實現疊效降粘。

（3）降低界面張力。同時具備兩親性質，可以降低油水界面張力，防止聚并。

（4）改善儲層滲流能力。強電負性的AA絡合Ca2+、Mg2+，避免泥化產生。

2. LPA體系驅油性能

（1）產品穩定性：耐高溫

溫度上升原油黏度下降，表觀降黏率下降，但降黏后原油黏度均在可流動范圍，優化的活性高分子對不同油品的適應性大幅提高;因140°C以上黏度過低，超出黏度測量范圍，估測耐溫>180°C。

（2） 產品穩定性：耐礦化度

以KCl，Na2SO4和NaHCO3模擬地層水礦化度，單體AMPS可以保證聚合物的水溶性，礦化度增加基本不影響降黏效果。

三、稠油冷采吞吐技術

3.主要解決問題：

（1）深層、低滲、敏感、凈毛比低、井況復雜不適于蒸汽吞吐的稠油油藏;

（2）稠油熱采開發后期及普通稠油油藏注汽引效經濟效益差。

2.室內評價

顯微鏡下微觀形態和實驗數據表明，稠油分散明顯，油水體系粘度降幅在50%以上。

3.技術適用性

對于邊底水普通稠油，淺薄層特稠油、多輪次吞吐后低效開發，套損無法注汽、近井地帶堵塞稠油井等情況均具備較好效果。

（1）儲層要求：儲量落實，具備一定的物質基礎，井間剩余油富集。

（2）油藏條件要求：直斜井油層厚度3m以上，水平井水平段不少于30米，未有明顯的邊底

（3）水突破，最好為中高滲儲層，盡量不選強敏感性儲層。

（4）油井含水要求：大于25%，小于90%。

（5）原油粘度要求：50?C下脫氣粘度<50000mPa·s;儲層條件下保證有流動性。

（6）地層能量要求：有一定的地層能量。

（7）地層溫度要求：在儲層溫度下要求稠油可以流動即可。

（8）油井類型要求：水平井、直斜井均可，套漏井必須封堵試壓合格，不選套損嚴重井。

四、現場實施情況

1.選井原則

（1）處于注汽末期，液量相對穩定，含水上升，產量遞減較快。

（2）供液能力良好，每輪注汽后均有峰值產量，具有提高單井產能的物質基礎。

（3）熱采末期，在近井周圍存在原油堆積的可能性，具備冷采注劑的可行性。

（4）物質基礎豐富，挖潛潛力大。整體動用程度低，剩余可采儲量大。

（5）原油粘度高，膠質瀝青質含量在30%以上，屬于冷采吞吐技術適用范圍。

（6）井況良好，熱采效果變差，轉冷采吞吐的時機合適

2.實施效果

2019～2020年，針對低效長停井、高含水井、低液量井，開展礦場實驗8井次，初期日增油33.3t，目前日增油24.1t，累增油4111.8t。

五、經濟效益測算

截至目前杜813稠油區塊8口井實施稠油冷采技術累計增油4111.8噸，創經濟效益806.872萬元，該技術具有較好經濟效益。

六、結語

（1）稠油冷采技術能有效降低原油粘度，提高原油流度。

（2）杜813塊物質基礎豐富，挖潛潛力大，整體動用程度低，剩余可采儲量大。

（3）稠油冷采技術開發成本低，增油效果好，具有較好的經濟效益。

（4）稠油冷采技術經濟可行，可在同類油藏具有指導意義和推廣價值。

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（中油遼河油田分公司? 遼寧省? 盤錦市? 124114）