何增軍

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

扶余油田東17塊稠油降黏措施淺析

何增軍

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

為提高扶余油田稠油區(qū)塊注水開發(fā)效果，針對稠油區(qū)塊開發(fā)中存在的主要問題，結(jié)合區(qū)塊儲層特征，開辟了東17區(qū)塊先導試驗區(qū)，對試驗區(qū)開發(fā)效果進行了系統(tǒng)的跟蹤評價。結(jié)合試驗區(qū)動態(tài)反映及地質(zhì)特征采取調(diào)剖與降黏劑相結(jié)合的技術(shù)路線，改變油層的非均質(zhì)和地下油品的流動性，提高宏觀波及系數(shù)和微觀驅(qū)油效率，增加可采儲量。該先導試驗取得了較好開發(fā)效果，該項技術(shù)的成功實施，為扶余油田類似區(qū)塊的注水開發(fā)提供了技術(shù)支持。

稠油油藏;調(diào)剖;降黏;東17區(qū)塊;扶余油田;

1 地質(zhì)概況

扶余油田東17塊位于松遼盆地扶余III號構(gòu)造東部雅達紅高點，開采層位是白堊系泉頭組Ⅲ段、Ⅳ段［1－3］。試驗區(qū)構(gòu)造形態(tài)由西向東逐漸降低，開發(fā)目的層為扶余油層，埋藏深度為350～470 m，試驗區(qū)含油面積為0.25 km2，石油地質(zhì)儲量為20×104t，扶余油層平均砂巖厚度為10.2 m，平均有效厚度為5.2 m;孔隙度為20.3%，滲透率為68.7 ×10－3μm2。油藏原始地層壓力為 4.4 MPa，目前地層壓力為2.12 MPa，油藏溫度為34℃，50℃時原油黏度為115.3 mPa·s，原油膠質(zhì)含量為39.58%，蠟質(zhì)含量為7.4%，地層水總礦化度為5 400 mg/L。該區(qū)塊目前采油速度僅為0.3%，標定最終采收率為15%左右，采出程度為8%，區(qū)塊開發(fā)水平較低。

2 注水開發(fā)現(xiàn)狀及影響因素

2.1 注水見效后含水率大幅上升

2006年注水開發(fā)實行油水井同采同注。區(qū)塊內(nèi)13口油井中，除邊部2口油井由于油層發(fā)育較差初期日產(chǎn)油低以外，其他11口井初期日產(chǎn)油較高。生產(chǎn)2～4個月后均出現(xiàn)產(chǎn)液量大幅下降、含水率上升的現(xiàn)象，之后含水率逐年上升。從平面上看，油井產(chǎn)液量差異很大，存在水竄，目前大部分油井含水率已達 90%以上［4－6］。

2.2 注水開發(fā)低效原因

影響扶余油田稠油區(qū)塊開發(fā)效果的主要因素是水油流度比大［1］。稠油流動性差，黏度高，且膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量較高，造成水油流度比較大。水驅(qū)過程中形成油包水乳狀液(W/O)，導致基巖孔隙中油水互滲能力降低，造成注入水沿高滲通道指進性竄入油井，波及體積減小。同時，孔隙中剩余大量殘余油，影響開發(fā)效果。?

3 凝膠調(diào)剖體系改善“裂縫－孔隙型”雙重滲流結(jié)構(gòu)

3.1 東17區(qū)塊“裂縫－孔隙型”雙重滲流結(jié)構(gòu)

扶余油層東17區(qū)塊發(fā)育近東西向天然垂直和高角度裂縫，后期的壓裂改造進一步溝通了天然裂縫，擴大了裂縫開度及沿伸長度，形成了“裂縫－孔隙型”雙重滲流結(jié)構(gòu)［7－10］。長期注入水的沖刷、溶蝕作用，加強了裂縫之間、裂縫與高滲孔隙之間的溝通與聯(lián)系，逐漸在正韻律油層底部形成了水流優(yōu)勢通道(或定勢的壓力場和流線場)，注入水在其中低效或無效循環(huán)。研究決定在注水開發(fā)先期使用低溫高強度膨脹凝膠+流動性弱凝膠劑體系，堵塞高滲透部位，提高上部和中間部位的驅(qū)油效率，改善層內(nèi)矛盾。

3.2 低溫高強度膨脹凝膠+流動性弱凝膠劑體系

該調(diào)剖體系由低溫高強度膨脹凝膠+流動性弱凝膠劑組成。低溫高強度膨脹凝膠吸水倍數(shù)約為1倍體積，具有較好的黏彈性、柔韌性，凝膠強度可在黏彈體范圍內(nèi)進行調(diào)節(jié);流動性弱凝膠劑由多種改性超高分子質(zhì)量抗鹽聚合物與有機樹脂活性中間體交聯(lián)，在穩(wěn)定劑、調(diào)節(jié)劑的控制下，30℃形成具有流動性的凝膠。在高強凝膠對裂縫形成有效封堵后，使用該流動凝膠體系補充堵塞。

圖1為凝膠濃度對不同水質(zhì)成膠強度影響曲線?？梢钥闯?，隨著該凝膠體系濃度的增大，水質(zhì)成膠強度明顯加強，水質(zhì)黏度得到迅速提高，進而實現(xiàn)初步有效封堵。

圖1 凝膠濃度對不同水質(zhì)成膠強度的影響

表1為扶余油田巖心封堵突破壓力測試數(shù)據(jù)。該巖心驅(qū)替實驗證明，該調(diào)剖體系與油藏適應性較好，可有效封堵水流通道，提高水驅(qū)波及體積。

表1 扶余油田巖心封堵突破壓力測試數(shù)據(jù)

4 GX－Ⅱ高效原油降黏劑的使用

GX－Ⅱ高效原油降黏劑由離子型+非離子表面活性劑復配(雙孿離子表面活性劑、烷基苯孿連離子表面活性劑、低溫乳化劑、非離子PP加系列表面活性劑、滲透劑等)組成。該降黏劑產(chǎn)品為完全溶于水的水基藥劑，pH值為7，中性;降黏劑濃度為0.33%時水溶液界面張力為1.88×10－1mN/m。

GX－II高效原油降黏劑在驅(qū)油過程中可改變巖石的潤濕性，將孔隙中的原油及吸附在巖石表面的膠質(zhì)+瀝青質(zhì)等重質(zhì)成分迅速剝離下來，通過活性水的乳化分散作用，降低油水界面張力，形成黏度極低的水包油乳化液，將原油驅(qū)替到油井中。降黏后的原油油水流度比降低，原油在地層中的臨界流動溫度下降，原油滲流阻力減小，水驅(qū)效果提高。同時，降黏劑在驅(qū)油過程中也起到了動態(tài)調(diào)剖的作用，擴大了注水波及體積，驅(qū)油效率得到提高，進而提高原油采收率。

2010年4月使用該降黏劑對東區(qū)D46－24井原油進行了油水界面張力測定、稠油降黏率及室內(nèi)巖心驅(qū)油實驗研究。結(jié)果表明，降黏劑界面張力達1.24×10－1mN/m，降黏率為89.8%，降黏驅(qū)油效率達 45.45% ～57.84%，與水驅(qū)驅(qū)油效率(32.08%)相比，提高了13.37～25.75個百分點。

5 現(xiàn)場初步實施

先導試驗共3個階段:第1階段2009年10月至11月為注入調(diào)剖劑階段;第2階段2010年1月至4月為注入降黏劑階段，0.33% ～0.50%降黏劑按單井日注水量速度由驅(qū)油泵在調(diào)剖后連續(xù)注入，不調(diào)剖井直接進行降黏劑驅(qū)油;第3階段2010年5月至6月為補調(diào)階段。由于周圍油井動態(tài)反應較前期呈現(xiàn)下降趨勢，故進行補調(diào)后繼續(xù)降黏，5月20日至6月22日完成了5口井補調(diào)，6月28日開始注入降黏劑。調(diào)剖過程中壓力增大0.3～1.0 MPa。

試驗區(qū)降黏見效特點:試驗區(qū)見效井數(shù)多，含水下降幅度大。2009年實施的7個井組13口油井累計增油1 858 t，每個井組平均增油265 t，油井單井平均增油143 t，見效高峰期含水率下降9.4%。明顯見效井數(shù)達到77%，日增油＞0.4 t/d。目前日增油能力8.1 t/d，含水率下降8%。

6 結(jié)論

(1)影響扶余油田稠油開發(fā)效果的主要因素是水油流度比大，注入水發(fā)生明顯黏性指進，使面積波及系數(shù)大大降低。改善開發(fā)效果，首先要降低水油流度比。

(2)采用先調(diào)剖后降黏的注水開發(fā)方式可有效降低水油流度比，實現(xiàn)穩(wěn)定開發(fā)。

(3)低溫高強度膨脹凝膠+流動性弱凝膠劑調(diào)剖+GX－Ⅱ高效原油降黏劑的調(diào)剖降黏體系適合于扶余油田稠油區(qū)塊的注水開發(fā)。

(4)根據(jù)動態(tài)反應，及時進行補調(diào)、降黏，能有效延長措施有效期。

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Analysis of viscosity－reducing measures for the heavy oil in Block Dong17 of Fuyu Oilfield

HE Zeng－jun
(Jilin Oilfield Company，PetroChina，Sonyuan，Jilin 138000，China)

Water flooding is adopted to develop the heavy oil in Fuyu Oilfield．A pilot test area，Block Dong17 was established to tackle the problems encountered during the development of heavy oil blocks considering the reservoir characteristics of the block，and the development results in the test area were systematically traced and evaluated．Taking the performance responses and geological features in the test area into consideration，the technology of combining profile control with viscosity－reduction was applied to changing formation heterogeneity and underground oil flow properties，improving macroscopic sweep efficiency and microscopic displacement efficiency and increasing recoverable reserves．Satisfactory results have been achieved in the pilot test area and the success of the technology has provided a technical support for water flooding in similar blocks of Fuyu Oilfield．

heavy oil reservoir;profile control;viscosity－reducing;Block Dong17;Fuyu Oilfield

TE353

A

1006－6535(2011)06－0100－03

20110502;改回日期20110903

中油吉林油田公司科技專項“扶余油田類稠區(qū)提高開發(fā)效果“(JY09B(2)－8)

何增軍(1980－)，男，工程師，2003年畢業(yè)于西南石油學院自動化專業(yè)，現(xiàn)主要從事地質(zhì)動態(tài)分析工作。

編輯 周丹妮