高升稠油油藏开发后期驱油助排技术研究与应用

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。

5 结论

（1）研制的驱油剂具有较低的油水界面张力，与地层流体配伍性好，同时具有耐温性能好等优点，能大幅度降低油层毛细管阻力，增强原油的流动性，从而增加油井近井地带的供液能力，达到驱油助排的目的。

（2）该驱油助采技术增油效果明显，单井平均日增油为4.1 t，单井平均累增油297.2 t，试验区块累积增油2 377.5 t，且大部分仍在正常生产中，周期尚未结束。

（3）该技术应用前景广阔，随着油田老井递减越来越快，地层压力逐年下降，在追求投入产出比的前提下，为稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期高轮次吞吐井驱油助排提供了有力的技术保障。

参考文献

[1] 孟科全，唐晓东，邹雯炆，等. 稠油降黏技术研究进展[J]. 天然气与石油，2009，27（3）：30–34.

[2] 金羽. 驱油剂的研究进展[J]. 辽宁化工，2008，37 （10）：706–708.

[3] 韩松. 稠油热采驱油剂的研究与应用[J]. 油田化学，2011，28（2）：177–180.

[4] 王伟，岳湘安，张立娟，等. 超低界面张力石油磺酸盐复配驱油剂研究[J]. 日用化学业，2011，41（5）：334–337.

[5] 刘慧瑾，杜芳艳，高立国，等. 十二烷基苯磺酸钠与非离子氟碳表面活性剂复合驱油剂的研究[J]. 应用化工，2012，41（6）：1 025–1 027.

[6] 王元庆，林长志，王连生，等. 碳酸盐岩稠油油藏热采驱油剂的性能评价[J]. 地质科技情报，2015，34（4）：165–169.

[7] 孙建芳，刘东，李丽，等. 孤岛油田驱油剂辅助蒸汽驱对稠油性质的影响[J]. 油气地质与采收率，2014，21 （3）：55–57.

[8] 余婷，杨旭，董雅杰，等. 低界面张力泡沫驱油剂的制备及其性能[J]. 石油化工，2016，45（10）：1 243–1 247.

[9] 孙正贵，张健，夏建华，等. 两种新型石油磺酸盐基复合驱油剂的研制[J]. 中国石油大学学报：自然科学版，2007，31（2）：135–138.