低效熱采/水驅稠油轉化學降黏復合驅技術

束青林 ，鄭萬剛，張仲平，楊曉敏，吳 偉，吳光煥，趙紅雨，鄭 昕

（1.中國石化勝利油田分公司，山東東營 257001；2.中國石化勝利油田分公司石油工程技術研究院，山東東營 257000；3.山東省稠油開采技術重點實驗室，山東東營 257067；4.中國石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東東營 257231；5.中國石化勝利油田分公司東勝精攻石油開發集團股份有限公司，山東東營 257000；6.中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，山東東營 257015）

同中外其他油田的稠油油藏相比，勝利油區的稠油油藏具有埋藏深、油層薄、邊底水活躍的特點，開采難度位居世界稠油油藏的前列。如何提高稠油油藏已動用儲量的采收率、實現未動用儲量的有效動用是確保勝利油區效益和產量穩定的關鍵。研究表明，約50%的稠油油井可以通過注聚合物等工藝實現效益開采，該項技術是20 世紀80 年代由加拿大等國發展起來的一項稠油開采新技術，目前美國、加拿大等部分稠油區塊已將該技術進行商業化應用，但是已實施區塊的稠油油藏條件明顯優于勝利油區稠油油藏低效單元。降黏開采技術由來已久，目前常用的降黏技術包括化學降黏［1］、摻稀油降黏［2］、微波降黏［3］、超臨界CO2降黏［4］、改質降黏［5］以及微生物降黏技術［6］等，其中化學降黏技術是向稠油中添加一定量的化學劑，實現稠油乳化降黏，提高流動性。此方法由于實施簡單且成本低而被廣泛關注，但是常用化學降黏劑以小分子型表面活性劑為主，由于其水溶液黏度偏低，油水流度比大，導致滲流過程中易發生黏性指進現象，因此主要用于輔助聚合物驅。但是聚合物、表面活性劑復合驅技術在高溫、高鹽、高黏稠油油藏多孔介質中滲流存在色譜分離效應，聚合物的剖面調整效應和表面活性劑的乳化降黏作用無法發揮各自的功效。針對上述技術問題，自2018 年起，項目組通過理論創新和技術攻關，開發出適用于稠油油藏的關鍵化學劑，并通過室內優化研究，創造性地提出低效熱采/水驅稠油轉化學降黏復合驅技術開發思路，為勝利油區稠油油藏低效單元礦場實踐及推廣提供理論和技術支撐。

1 低效稠油開發存在的問題

勝利油區有3.4×108t 稠油儲量受原油黏度大、敏感性強、滲透率低等地質條件影響，水驅和熱采高輪次吞吐階段開發效益均不理想，操作成本高于30$/bbl，屬于低效開發單元。其中低效熱采稠油油藏覆蓋79 個單元、地質儲量為1.98×108t，此類油藏平均單井日產液量為15.7 t/d，單井日產油量為1.7 t/d。低效水驅稠油單元49 個，覆蓋地質儲量1.39×108t，該類油藏平均單井日產液量為24.5 t/d，單井日產油量為1.9 t/d；與勝利油區稠油油藏整體開發效果對比，低效開發的稠油油藏具有綜合含水率高、采油速度低、采出程度低、采收率低和油汽比低等特點。

1.1 低效熱采稠油亟需有效動用井間剩余油

勝利油區稠油熱采以蒸汽吞吐為主，占熱采總產量的96.4%，總體處于中高輪次、高含水、中高采出程度的階段。由于儲層存在非均質、蒸汽超覆、邊底水、注入水水侵等問題，容易造成蒸汽無效竄流，熱利用率低，特別是特、超稠油或低滲透敏感稠油，高輪次吞吐階段近井地帶和優勢滲流通道采出程度高，蒸汽有效加熱區域波及體積小，吞吐半徑約為50 m，周期油汽比逐輪次下降，經濟效益變差［7］，井間剩余油富集且難以有效動用。而勝利油區熱采稠油油藏吞吐井的井距從開發初期的200 m×283 m 逐漸加密為141 m×200 m 甚至是100 m×141 m，單井控制儲量已降至5×104～7×104t，鉆新井不經濟。蒸汽驅和熱化學驅的采收率可以達到35%～50%，是蒸汽吞吐的有效接替技術［8］，也是有效動用井間剩余油、提高采收率的主要手段，但是勝利油區稠油油藏埋藏深，多具有邊底水，油藏壓力高（＞7 MPa），難以形成蒸汽腔，平均油汽比低（＜0.18），難以大規模推廣。因此亟需轉換開發思路，探索有效動用井間剩余油技術。

1.2 低效水驅稠油亟需均衡驅替

勝利油區水驅稠油地質儲量為8.9×108t，目前處于特高含水（93.2%）、低采油速度（0.4%）階段。水驅稠油受油水流度比影響，易發生黏性指進和水竄，剩余油以未波及區域的簇狀流為主，具有整體富集、部分分散的特點，未動用剩余油占比為50%～70%。現場水驅開發效果和室內物理模擬驅替實驗均表明，隨著原油黏度的升高，水驅采收率呈線性趨勢下降［9］。以東辛油田為代表的中深層水驅稠油油藏，受埋深大（＞1 500 m）、滲透率低（＜500 mD）、高溫高鹽（＞20 000 mg/L）等因素影響，轉熱采和聚合物驅適應性差，迫切需要轉換開發思路，研究均衡驅替技術，改善開發效果。

2 化學降黏復合驅技術

針對勝利油區低效熱采/水驅稠油油藏開發存在的技術難點，立足于化學降黏復合增效提高采收率，提出油相降黏和水相增黏技術攻關方向。在大力攻關稠油致黏、解聚乳化降黏、潤濕改性、降界面張力以及多級調驅、防膨等加合增效理論創新的基礎上，開發適用于不同類型稠油油藏條件的降黏劑、調驅劑等關鍵化學劑，完善了方案優化決策技術，初步形成了以“強調驅、強降黏、強防膨、強活性、強增溶”為核心的多級堵調降黏復合驅技術（圖1），并在現場開展了先導試驗，取得了初步效果和認識。

圖1 稠油化學降黏復合驅技術路線Fig.1 Technical route of chemical viscosity reduction compound flooding for heavy oil reservoirs

為保障稠油化學降黏復合驅開發（圖2）效果，確立了有效驅替技術及配套工藝：選用強調驅體系，有效封堵水竄通道，促進降黏劑與稠油的有效接觸；選用強降黏、強增溶和強活性體系，促進稠油的高效降黏，提高稠油流動性，降低油水流度比；選用強防膨體系，抑制敏感性油藏黏土膨脹和運移，使后續化學劑有效注入，同時改變儲層潤濕性，降低稠油啟動壓力。多元段塞協同，實現有效擴大波及體積和改善驅油效率，提高采收率。

圖2 稠油化學降黏復合驅開發示意Fig.2 Diagram of chemical viscosity reduction compound flooding for heavy oil reservoirs

2.1 稠油致黏機理

眾所周知，稠油是由各種不同相對分子質量且呈連續分布的飽和脂肪（環）烴、芳香烴、大分子的膠質和超大分子結構的瀝青質組成的相對穩定的膠體分散體。其中，瀝青質作為膠體粒子的核心，膠質吸附在瀝青質周圍構成膠體分散相，而芳香度依次減弱的其他小分子膠質、芳香烴及飽和脂肪烴構成分散介質，稠油膠體溶液的黏度主要由膠核即瀝青質的元素組成、結構、相對分子質量及分子的極性等因素決定。要研究稠油降黏，首先需要明確稠油致黏的主要作用力。

文獻［10-11］報道，稠油內含有大量的膠質和瀝青質分子，此類分子上有大量的芳香結構可形成π-π 作用力，使芳香片層結構相互緊貼在一起，進而使分子運動受阻，稠環共軛結構的片狀分子以ππ作用力疊合，增加了分子間相互作用力，導致稠油黏度增加［12］。

但是從稠油組成看，其形成膠質和瀝青質的分子上一般都會有雜原子摻雜其中，π-π 間隔較小，雜原子的存在會阻礙芳環相互吸引，導致多個芳環疊加的π-π 作用力難以形成。同時，根據對膠質和瀝青質的紅外光譜分析，發現膠質和瀝青質分子上含有大量的可以形成氫鍵的基團，比如苯環、羥基、胺基、羧基等（表1），而且芳香環由于在組成中占比最大，因此以芳香環與氫原子所形成的氫鍵最多。

表1 膠質和瀝青質的紅外光譜吸收峰歸屬Table1 Assignment of infrared spectrum absorption peaks of gum and asphaltene

根據上述分析，得到稠油致黏機理的新認識為：3～5個瀝青質分子以π-π 作用力相互堆積形成小聚集體，而這些小聚集體相互之間由于雜原子的存在只能通過氫鍵作用相互吸引，此時氫鍵作用占主導地位。因此乳化降黏稠油只需要打破稠油內部的氫鍵作用即可達到降黏的目的，而不需要打破瀝青質內的π-π作用力。

2.2 化學降黏體系作用機理

稠油乳化降黏體系均為水溶性表面活性劑，室內研究表明，表面活性劑在與稠油發生乳化降黏作用的同時，還具有改變儲層潤濕性和降低界面張力等作用，這些作用機制也有助于提高稠油采收率。

2.2.1 解聚及乳化作用機理

傳統的稠油化學乳化降黏機理是通過外力攪拌作用，使表面活性劑膠束圍繞在稠油與水界面上，使原油與原油內摩擦力轉變成水與水之間的摩擦力，大幅提高原油流動性能［13-14］。由于該乳化作用需要強攪拌作用，因此在理論上從井筒轉移到油藏開采，稠油乳狀液在油藏弱動力條件下可能無法形成。

基于稠油致黏機理新認識，氫鍵是稠油致黏的主要原因，那么打破氫鍵就可以實現稠油的降黏。目前打破氫鍵作用的主要手段包括加熱和隔離作用，其中加熱就是通過熱的作用，提高分子動能，打破稠油內氫鍵作用力，從而實現降黏；隔離作用即乳化包覆降黏作用，將稠油油滴通過水相包覆，拉開油相之間距離，進而實現降黏，但前提是需要外力攪拌。因此，目前的技術手段均需要外界提供能量才能打破稠油內部的氫鍵作用。目前稠油內所形成的氫鍵主要以碳或芳香環形成的氫鍵為主，因此，理論上可通過引入更強氫鍵作用的基團，使其替換掉碳或芳香環形成的氫鍵作用即可實現稠油的降黏，而這種能量替換是自發作用，外界只需要提供極少能量，將更強氫鍵的基團融入到稠油中即可實現稠油解聚降黏（圖3）。但是僅將稠油解聚，其降黏效果仍然不能和乳化降黏相提并論，此時適當引入親水基團，親水基團伸展在原油和水相的界面上，由于親水基團上的O，N，S 等原子的氫鍵作用，使其在油滴表面吸附一層水膜，實現稠油的乳化（圖4）。從原理上看，以上揭示的降黏作用均為降黏劑與稠油之間的自發作用。

圖3 稠油解聚分散機理示意Fig.3 Diagram of depolymerization and dispersion mechanisms of heavy oil

圖4 稠油吸附水膜乳化過程示意Fig.4 Diagram of heavy oil emulsification process by water film adsorption

2.2.2 潤濕改性作用機理

宏觀上的聚合物驅油機理已成共識，就是主要依靠聚合物增加水相的黏度，降低油水流度比來提高原油采收率，同時認為聚合物溶液在非均質油藏中還可以發揮調整吸水剖面的調剖作用，延伸高滲透層段中水流突破時低滲透層段的水線推進距離［15-16］。眾所周知，大部分巖石以親水為主，但是經過上千萬年的石油沉積，原油在吸附砂礫上滲透使得巖石呈親油特性。因此，對于吸附在油藏中的油膜，聚合物驅剝離作用弱，而只是將可流動的原油驅替出來［17-18］。

在驅替機理的研究過程中發現，降黏劑具有改變儲層潤濕性的作用，通過調控油/巖石的潤濕角，使得油膜被剝離下來，從而提高稠油油藏采收率。降黏劑的這一特性屬于自發行為，根據室內研究分析，降黏劑改變儲層潤濕性的機制在于降黏劑分子上的親油基團可與界面油基親和吸附，吸附后的分子規則排列，親水基團伸展在油水界面，并與水分子通過氫鍵作用結合，從而在巖石與油界面上形成水膜，進而改變儲層潤濕性。

2.2.3 降低界面張力

低界面張力是表面活性劑體系提高采收率的根本［19］。1953年MOORE 等開始研究驅油效率與界面張力的關系，認為親水巖心中當界面張力低于0.1 mN/m 時才可驅動前沿的油移動［20］。WAGNER也在1966年發現無論水濕條件還是油濕條件下，降低界面張力均可大幅提高采收率［21］。但是超低界面張力并不是絕對必要的，特別是對于稠油開發而言，李華斌等研究表明，界面張力低于0.01 mN/m后，界面張力對驅油效果的影響不明顯［22］。對稠油相對滲透率關系的研究也證實，隨著界面張力的降低，兩相滲流區變寬，等滲點右移，親水性變強，殘余油減少，有助于提高采收率（圖5）。

圖5 界面張力與相對滲透率的關系Fig.5 Relationship between interfacial tension and relative permeability

2.3 化學降黏復合增效機理

經過水驅或蒸汽吞吐后，稠油油藏儲層物性發生變化，油藏非均質性加強，原油富集狀態發生改變，致使降黏驅技術面臨的開發矛盾非常復雜，需要根據油藏矛盾制定相應的配套措施，達到降黏復合增效效果。

2.3.1 調驅輔助降黏加合增效

對于低滲透油藏，高黏度的聚合物類調驅劑無法適應油藏條件，氣體輔助的泡沫類調驅劑則成為一種可行的調驅方式［23-24］。泡沫調驅的原理是：在調堵過程中，水外相的泡沫流動阻力小，優先進入高滲透孔喉，并在巖石孔隙附著，對后續流入的流體產生附加阻力系數；同時在泡沫運移到孔隙喉道處，會變形產生賈敏效應，以此來調整吸水剖面。由于氣泡只在含水的松散砂中非常有效，而在只含油的松散砂中無法形成，因此，該技術具有“堵水不堵油”的特點。

黏彈調驅是采用高黏聚合物對稠油油藏高滲透條帶封堵，達到調整油藏吸水剖面的目的［25-26］。其原理是通過控制聚合物分子結構，使其在油藏條件下經過多重剪切后仍然保持較高黏度，從而封堵和限制油藏深部高滲透層的吸水能力。其優勢在于黏彈性聚合物類調驅劑無需交聯，可實現深部封堵。

采用CT掃描驅替實驗研究了堵調降黏混合驅、先堵調后降黏驅、先降黏后堵調驅3 種開發方式對稠油提高采收率的影響（圖6），結果表明，先堵調后降黏驅開發方式相比其他驅替方式效果更好，其機理是對于非均質性較強，甚至已經形成水竄通道的稠油油藏，通過對高滲透層竄流通道封堵，可保證較多降黏劑進入低滲透層，提高降黏劑低滲透層作用效果，整體采收率更高。

圖6 不同段塞順序物理模擬驅替實驗結果Fig.6 Physical simulation results of displacement in different slug sequences

2.3.2 防膨輔助降黏加合增效

防膨劑是一種有機陽離子結構的表面活性劑，主要作用機理是以分子間力和氫鍵力等作用，牢固吸附在黏土表面，防止儲層黏土礦物水化膨脹和分散運移，促使油藏吸水指數大幅提高。

針對低孔隙、低滲透、黏土礦物較發育的稠油儲層，為防止黏土水化膨脹、分散運移和水鎖效應等造成的儲層滲透率急劇下降，應在降黏驅前注入防膨劑，降低注入壓力，提高儲層的滲流能力。防膨劑作為輔助措施，保障降黏劑和調驅劑的有效注入，提高驅油效率。

2.4 降黏復合驅關鍵化學劑

基于上述機理研究和新的理論認識，自主開發出適應化學降黏復合驅技術的系列關鍵化學劑，并對化學劑的作用機理和效果進行分析和研究。包括低聚型降黏驅油劑、黏彈性乳化調驅劑以及雙重功能泡沫調驅劑。

2.4.1 低聚型降黏驅油劑

低聚型降黏驅油體系是通過分子設計合成的驅油劑，是由傳統表面活性劑通過縮聚反應聚合而成，聚合度為5～20，摩爾質量為2 000～20 000 g/mol。低聚型降黏驅油劑相比傳統表面活性劑具有極低臨界膠束濃度和較強的增溶能力等特點，臨界膠束濃度為9.8 mg/L，使用質量濃度為100 mg/L 條件下即具有優異的降黏、洗油效果（圖7）。該分子引入了強親水基團和嵌套苯環的長碳鏈烷烴，使其易于在油水界面富集；疏水基團引入親水基團O 和N 等，破壞稠油內部氫鍵作用，實現低動力解聚性能；親水基團伸展在外側，通過氫鍵等作用吸附水膜，實現稠油乳化。同時，體系可吸附在礦物表面，在一定范圍內，體系分子排列緊密，分子鏈彼此重疊，在礦物表面形成較為平滑的親水性吸附膜，抑制了稠油與礦物表面的黏附作用，起到洗油效果；該體系水溶液將原油剝離成表面親水的油珠，隨著體系水溶液的流動富集于水相，形成混合相，由油水兩相流變成單相流，在提高洗油效率的同時，擴大了波及體積，改善了驅替效果。目前已生成的產品在用量500 mg/L 條件下可提高管式模型驅替效率12%以上，耐溫超過120 ℃、耐鹽達200 000 mg/L。

圖7 不同表面活性劑臨界膠束濃度Fig.7 Critical micelle concentrations of different surfactants

2.4.2 改進型調驅劑

為適應勝利油區低效熱采和水驅的油藏條件［27-28］，研發2 類調驅劑，分別是黏彈性乳化調驅劑和雙重功能泡沫調驅劑。

黏彈性乳化調驅劑 為實現油藏深部的有效封堵，根據勝利油區稠油油藏注入水礦化度、油藏溫度等基本情況，針對性地研發了黏彈性乳化調驅體系。該體系屬于多元共聚物，其分子結構式見圖8，在分子上引入剛性基團，強化聚合物耐溫性能的同時，防止分子卷曲導致黏度下降；此外側鏈引入帶電基團，使分子間具有強分子間作用，類似梯子結構，抑制聚合物分子卷曲，使聚合物保持高黏。黏彈性乳化調驅劑具有3 大特性：①優異的溫敏特性。即低溫條件下黏度低，高溫條件下黏度高，通過調整單體配比和反應條件，研發了適應50～90 ℃油藏溫度的高黏聚合物（圖9）。②與常規聚合物相比更優異的抗老化性能。根據室內評價實驗，在油藏溫度條件下，該體系溶液恒溫放置90 d 后，黏度保留率在90%以上，完全滿足降黏復合驅段塞注入的封堵時效。③在低濃度下優異的乳化效果。由于乳化顆粒較大，在油藏條件下，其與原油形成的乳狀液黏度顯著增大，從而實現了乳液增黏調剖的作用。

圖8 黏彈性乳化調驅劑分子結構式Fig.8 Molecular structure of viscoelastic emulsification profile control and flooding agent

圖9 黏彈性乳化調驅體系（由孤島油田中區館5區塊注入水配制）黏-溫測試結果Fig.9 Viscosity-temperature test results of viscoelastic emulsification profile control and flooding agents

雙重功能泡沫調驅劑 針對低效稠油油藏非均質性強、常規泡沫劑強度低、有效期短、無法適應化學降黏復合驅技術的問題，研制了兼具堵調和降黏雙重功能的泡沫調驅劑。該泡沫體系優選黃原膠為支撐劑，司盤80 等為起泡劑，輔以具有乳化性能的磺酸鹽類表面活性劑，配方通過正交試驗優化而成。體系兼具堵調和降黏雙重功能，實現了“遇油消泡，降黏稠油；遇水起泡，封堵孔喉”的效果。該體系在質量分數為0.5%的條件下可使稠油的黏度由10 000 mPa·s 降低至100 mPa·s 左右，同時泡沫阻力因子相較常規泡沫劑提高3 倍，室內物理模擬驅替效率提高20%以上（圖10）。

圖10 泡沫劑物理模擬驅替實驗結果Fig.10 Physical simulation results of displacement of foaming agents

2.5 方案優化決策調控技術

化學降黏復合驅過程異常復雜，常伴隨著對流、擴散、吸附、原油組成及物性變化等［29］物理化學現象，現有軟件多數是僅針對某種化學體系或某種機理進行模擬，或者通過乳液運移滯留、原油孔喉卡斷等物理化學現象進行相應簡化［30］，未完整地反映化學降黏復合驅的驅油機理和運移過程，不能為方案的優化及后期動態調控提供支持，因此需要建立一套化學降黏復合驅機理表征方法，完善數值模擬優化技術。

化學降黏復合驅方案優化決策調控技術需要在室內物理模擬基礎上，進一步明晰關鍵化學劑的驅油機理和關鍵工藝參數的技術界限，建立化學降黏復合驅的數學模型，包括：多相多組分質量守恒方程（涉及油相質量守恒、水相質量守恒、氣相質量守恒和化學劑組分質量守恒方程）、滲流方程、組分擴散方程、組分吸附方程、體現降黏機理的化學反應動力學方程及其他輔助方程等，在此基礎上，使用全隱式方法將數值模型進行線性化處理，建立基于CMG 軟件的嵌入模塊，開展化學降黏復合驅的注入方式及段塞大小的優化，實現礦場實踐中降黏復合驅和降黏引驅的表征及注入參數的優化調控。

2.5.1 降黏復合驅

降黏復合驅驅替過程中，注入的一般都是水溶性降黏劑，主要的降黏方式是改質降黏和乳化降黏，其共同特征包括：①生成了新的組分。CMGSTARS 中，這些新的組分可以通過靈活的組分定義功能來設置。②生成新組分的過程可以通過化學反應來模擬。

CMG-STARS 模擬器采用阿爾紐斯方程來描述任意一相及任意組分的化學反應速度，表征高黏原油接觸降黏劑后變成低黏原油的改質降黏和形成水包油的乳狀液的乳化降黏，其表達式為：

2.5.2 降黏引驅

在化學降黏復合驅過程中，由于儲層的非均質性和降黏劑的黏性指進，部分生產井不受效或受效較慢，經常表現為低產低液［31］，通過注入油溶性降黏劑或復合二氧化碳等進行降黏引驅，降低稠油黏度、液柱壓力及流動阻力，增大井底生產壓差，提高單井產能，調整井組流線均勻發育［32］。在CMGSTARS 中，可以通過添加輕質組分以及選用非線性的黏度計算方法來準確描述這些降黏劑的作用，進而模擬其降黏機理，其計算公式為：

3 礦場應用

為了探索這項變革性節能環保提高采收率技術的可行性，勝利油區根據稠油油藏降黏復合驅潛力篩選標準，從技術成熟度、油藏地質條件及開發狀況等角度綜合考慮，分層次、分步驟實施降黏復合驅。截至2020 年6 月在低效水驅、敏感性、多輪次吞吐后以及高溫高鹽等不同稠油油藏類型中累積實施了21 個開發單元，覆蓋地質儲量1 500×104t，預計提高采收率8%以上，均取得較好效果。

金家油田金8沙三段為強敏感高孔中滲透普通稠油油藏，全巖分析黏土礦物平均含量為16.8%，地層原油黏度為262 mPa·s，熱采開發“注不進、采不出”，常規注水開發產液量低、采油速度低。2019 年1 月優選2 個反九點井組實施防膨+降黏驅先導試驗，并在含水率高于80%時注入泡沫段塞。井組見效后日產油量由9.2 t/d 增加至26.5 t/d，峰值日產油量達30.2 t/d，含水率下降18%，截至2020 年6 月累積增油量為5 993 t。

孤島油田中二北館5先導試驗區位于孤島油田中區館5 稠油環，地層原油黏度為300～500 mPa·s，受邊水侵入影響，綜合含水率為90.6%。根據多輪次吞吐后非均質性嚴重、含水率高等問題，優選1個反五點法井組實施多級堵調+降黏驅替，2019 年10月開始穩定注入堵調劑段塞，2020 年2 月開始見效或初顯見效特征，含水率出現波動式下降，最高下降14%，單井峰值日產油量增加4.1 t/d。

濱南尚店油田尚10-49 為常溫常壓構造-巖性油藏，該區塊原油黏度高，平均為3 120 mPa·s（油藏溫度下），2005年投入開發，主力層系為Ng3和Ed3，采用反七點面積注水井網，注采井距為300 m，2007年7 月至2018 年底處于遞減階段，2018 年底單元日產油量為1.6 t/d，綜合含水率為50%，采油速度僅為0.13%，采出程度為2.91%。2019 年7 月根據區塊的開發矛盾，篩選了一種降黏率高于98%并且自身有一定黏度的水溶性降黏劑，既能實現降低被驅替相的黏度，又能滿足提高驅替相黏度。通過室內物理模擬和數值模擬，將井網調整為行列式注采井網，共3 注7 采，同時優選關鍵注采參數，注入降黏劑質量分數為0.1%，日注入量為90 m3/d。從2019 年開始油井“拉”（降黏引效）協同注水井“推”（降黏驅替），取得了很好的效果，開發指標明顯好轉，日產液量提高65.7 m3/d，日產油量提高15.7 t/d，動液面上升150 m，年采油速度從0.13%提高到0.55%，截至2020年6月底累積增油量為2 547 t。

4 結論

化學降黏復合驅開發技術是一項變革性技術，以開發問題為導向、以理論創新為突破點，在深化稠油致黏機理認識的基礎上，創新研發了可在油藏條件下解聚分散稠油的降黏體系，同時明確了降黏體系的解聚及乳化機理、潤濕改性作用機理，針對稠油油藏在多輪次吞吐或水驅后油藏竄流通道加劇導致降黏劑無法接觸稠油的問題，研發了2 種調驅劑和1種驅油劑，有效擴大降黏劑的波及范圍，提高降黏體系利用率；此外，基于理論突破，建立了化學降黏復合驅竄流表征方程，形成了先進的優化物理模擬和數值模擬技術，為現場應用提供了技術支撐。礦場實踐證明，化學降黏復合驅開發技術適用于多輪次吞吐、敏感性以及高溫高鹽水驅等多種類型稠油油藏的效益開發。本技術的突破和成功應用，將為中外同類型油藏高效開發提供可復制、可推廣的低效稠油低成本開發升級換代技術。

符號解釋

Ci——反應物i的濃度因子；

Ea——活化能，J/mol；

i——組分編號；

k0——反應速度系數；

nc——參加反應的組分數；

ni——反應物i的化學反應級數；

ri——某一反應物在單位時間單位體積內發生反應的摩爾數，mol/（min·m3）；

R——阿佛加德羅常數；

T——絕對溫度，K；

xi——組分i的摩爾分數；

μa——降黏劑和油混合后的黏度，mPa·s；

μai——組分i在液相中的黏度，mPa·s。