藏鵬

摘要：經(jīng)過多年開發(fā)，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(zhǎng)期難以動(dòng)用;部分已開發(fā)油藏由于地層能量下降快、邊水內(nèi)侵等原因，造成產(chǎn)量大幅度遞減、采收率低;部分油藏由于儲(chǔ)層、原油物性差，或開發(fā)后期等原因，開發(fā)效益差;針對(duì)上述問題，我們?cè)?019-2020年研發(fā)并實(shí)施了LPA技術(shù)體系，通過轉(zhuǎn)換開發(fā)方式、改善單井生產(chǎn)等措施，提高儲(chǔ)量動(dòng)用率、采收率及經(jīng)濟(jì)效益。通知研究與應(yīng)用稠油冷采技術(shù)，解決了深層、低滲、敏感、凈毛比低、井況復(fù)雜不適于蒸汽吞吐的稠油油藏的問題，對(duì)于提高原油流動(dòng)性，改善油井開發(fā)效果，提高經(jīng)濟(jì)效益有積極的作用，對(duì)于同類型油藏具有較好的推廣應(yīng)用前景。

關(guān)鍵詞：稠油;冷采;LPA;機(jī)理;降粘;性能;應(yīng)用;開發(fā)效果

中圖分類號(hào)：TE357.46

一、區(qū)塊概況

1.區(qū)塊地質(zhì)特征

杜813塊興隆臺(tái)油層位于曙一區(qū)南部，北鄰杜84塊，西接杜212塊，東鄰杜80塊。開發(fā)目的層為沙一+二段興隆臺(tái)油層，構(gòu)造形態(tài)整體上為一北東走向、南東傾向的單斜構(gòu)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?shù)姿l(fā)育，開發(fā)目的層為興隆臺(tái)油層，地質(zhì)儲(chǔ)量2568×104t。

杜813塊興隆臺(tái)油層儲(chǔ)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(chǔ)層。杜813塊興隆臺(tái)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(qū)塊原始地層壓力7.5-9.4MPa，壓力系數(shù)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(xiàn)狀

杜813塊油井總井?dāng)?shù)99口，目前開井66口，日產(chǎn)液950噸，日產(chǎn)油229噸，含水75.9%，累產(chǎn)油43.1236萬(wàn)噸，累產(chǎn)水85.6858萬(wàn)噸，累注汽128.5639萬(wàn)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(qū)油機(jī)理及性能

對(duì)于原油粘度較高的稠油、特稠油，常規(guī)一次開采的效果較差，對(duì)于某些儲(chǔ)層物性較差的油藏，熱采技術(shù)也很難于取得較好的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果，這時(shí)就需要進(jìn)行利用新的先進(jìn)科學(xué)技術(shù)改善區(qū)塊開發(fā)效果。

LA：溶于輕質(zhì)組分，分解蠟質(zhì)。

PB：分解膠質(zhì)和瀝青質(zhì)。

AMPS：強(qiáng)親水基團(tuán)。

AA：親水降表面張力，防止原油聚并，避免粘度反彈，強(qiáng)電負(fù)性的AA易與Ca2+、Al3+等高價(jià)正離子形成水溶性絡(luò)合物，避免泥化產(chǎn)生。

FA：油溶性降粘劑。

1. LPA體系驅(qū)油機(jī)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(chǔ)層滲流能力的作用。LPA體系通過不斷水解，形成持續(xù)疊效降粘作用，同時(shí)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(zhì)、瀝青質(zhì)，水解后的FA為油溶性降粘劑，實(shí)現(xiàn)疊效降粘。

（3）降低界面張力。同時(shí)具備兩親性質(zhì)，可以降低油水界面張力，防止聚并。

（4）改善儲(chǔ)層滲流能力。強(qiáng)電負(fù)性的AA絡(luò)合Ca2+、Mg2+，避免泥化產(chǎn)生。

2. LPA體系驅(qū)油性能

（1）產(chǎn)品穩(wěn)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(dòng)范圍，優(yōu)化的活性高分子對(duì)不同油品的適應(yīng)性大幅提高;因140°C以上黏度過低，超出黏度測(cè)量范圍，估測(cè)耐溫>180°C。

（2） 產(chǎn)品穩(wěn)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(shù)

3.主要解決問題：

（1）深層、低滲、敏感、凈毛比低、井況復(fù)雜不適于蒸汽吞吐的稠油油藏;

（2）稠油熱采開發(fā)后期及普通稠油油藏注汽引效經(jīng)濟(jì)效益差。

2.室內(nèi)評(píng)價(jià)

顯微鏡下微觀形態(tài)和實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，稠油分散明顯，油水體系粘度降幅在50%以上。

3.技術(shù)適用性

對(duì)于邊底水普通稠油，淺薄層特稠油、多輪次吞吐后低效開發(fā)，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(chǔ)層要求：儲(chǔ)量落實(shí)，具備一定的物質(zhì)基礎(chǔ)，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(chǔ)層，盡量不選強(qiáng)敏感性儲(chǔ)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(chǔ)層條件下保證有流動(dòng)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(chǔ)層溫度下要求稠油可以流動(dòng)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(yán)重井。

四、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況

1.選井原則

（1）處于注汽末期，液量相對(duì)穩(wěn)定，含水上升，產(chǎn)量遞減較快。

（2）供液能力良好，每輪注汽后均有峰值產(chǎn)量，具有提高單井產(chǎn)能的物質(zhì)基礎(chǔ)。

（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(zhì)基礎(chǔ)豐富，挖潛潛力大。整體動(dòng)用程度低，剩余可采儲(chǔ)量大。

（5）原油粘度高，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量在30%以上，屬于冷采吞吐技術(shù)適用范圍。

（6）井況良好，熱采效果變差，轉(zhuǎn)冷采吞吐的時(shí)機(jī)合適

2.實(shí)施效果

2019～2020年，針對(duì)低效長(zhǎng)停井、高含水井、低液量井，開展礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)8井次，初期日增油33.3t，目前日增油24.1t，累增油4111.8t。

五、經(jīng)濟(jì)效益測(cè)算

截至目前杜813稠油區(qū)塊8口井實(shí)施稠油冷采技術(shù)累計(jì)增油4111.8噸，創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益806.872萬(wàn)元，該技術(shù)具有較好經(jīng)濟(jì)效益。

六、結(jié)語(yǔ)

（1）稠油冷采技術(shù)能有效降低原油粘度，提高原油流度。

（2）杜813塊物質(zhì)基礎(chǔ)豐富，挖潛潛力大，整體動(dòng)用程度低，剩余可采儲(chǔ)量大。

（3）稠油冷采技術(shù)開發(fā)成本低，增油效果好，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。

（4）稠油冷采技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行，可在同類油藏具有指導(dǎo)意義和推廣價(jià)值。

參考文獻(xiàn)：

[1] 普通稠油化學(xué)驅(qū)及機(jī)理研究進(jìn)展[J]. 李錦超.? 精細(xì)石油化工進(jìn)展. 2015（04）

[2] 化學(xué)驅(qū)提高普通稠油采收率的研究進(jìn)展[J]. 裴海華，張貴才，葛際江，劉清華，王洋，王沖.? 油田化學(xué). 2010（03）

[3] 稠油降粘劑降粘技術(shù)研究[J]. 王培.? 遼寧化工. 2018（09）

[4] 中國(guó)石化提高采收率技術(shù)研究進(jìn)展與應(yīng)用[J]. 計(jì)秉玉，王友啟，聶俊，張莉，于洪敏，何應(yīng)付.? 石油與天然氣地質(zhì). 2016（04）

[5] 遼河常規(guī)稠油油藏的聚合物驅(qū)問題研究[J]. 蔣明，許震芳.? 水動(dòng)力學(xué)研究與進(jìn)展（A輯）. 1999（02）

（中油遼河油田分公司? 遼寧省? 盤錦市? 124114）