稠油油藏多轮次吞吐中后期改善开发效果研究

(中国石化胜利油田采油工艺研究院，山东东营 257000)

经过长年开采，胜利稠油已动用的主力油区目前大多已进入多轮次吞吐后期，周期产油低、油气比低，生产效果变差［1］。由于多轮次的蒸汽热作用，油藏轻质组分减少、重质组分含量增加［2］，油层条件下原油黏度升高、流动性变差［3］，重质组分在油藏的滞留导致油藏渗流能力变差。同时多轮次吞吐后期，油井含水高，因此急需研制经济高效的稠油分散体系。目前已有大量的降黏剂研究报道，但对于多轮次后期的稠油开采，均未见到明显效果［4－8］。为此我们研发了新型高效的稠油分散降黏体系FSJN，以自制沥青样品及胜利油样为研究对象，考察其对沥青的溶解、分散以及降黏、驱油效果，从而研究其改善油藏渗流能力及原油流动性的性能，以适应多轮次吞吐后期的油藏条件，提高稠油开发效果。

1 实验样品与仪器、设备

1.1 实验油样

胜利油井井口取样，经原油脱水仪脱水脱气后待用。其50℃黏度9 280 mPa·s，以SY/T 5119－2008分析其族组成为烷烃33.48%、芳烃20.88%、非烃 30.87%、沥青质 14.77%、总烃 54.36%。

沥青样品:在磨口锥形瓶中称取实验油样4～5 g，按每1 g原油加入正庚烷30 mL溶解原油，冷凝回流1 h;室温冷却;过滤，将滤纸放入抽提器中，以磨口瓶中的正庚烷继续冷凝回流0.5 h;室温冷却，收集滤纸上沥青样品，备实验用。以SY/T 5119－2008分析沥青样品族组成为烷烃9.4%、芳烃11.34%、非烃 7.64%、沥青质 70.19%、总烃 20.74%。稠油分散降黏体系FSJN，工业品，胜利油田采油工艺研究院生产。

DV－Ⅲ旋转黏温流变仪，美国Brookfield公司生产;恒温水浴锅，可控温度(室温+5℃)至95℃，精度±0.5℃;高温高压反应器，江苏海安生产，可控温度为(室温+5℃)至300℃，可控压力0～15 MPa。

1.2 实验方法

1.2.1 沥青溶解实验

在高温高压反应器内加入一定质量的沥青样品和稠油分散降黏体系FSJN水溶液，设定温度，恒温48 h。自然冷却至室温，观察溶解情况，以20目标准筛过滤，60℃恒温干燥不溶物，称重，计算溶解度。

1.2.2 稠油降黏实验

将实验油样和蒸馏水以质量比7∶3加入烧杯，50℃水浴恒温1 h，室温下加入稠油分散降黏体系FSJN，50℃水浴恒温20 min，搅拌，观察油样的降黏情况，以DV－Ⅲ测定油样的黏度。

1.2.3 物模驱油实验

模拟地层条件以石英砂充填岩心管。模拟地层渗透率4.53 ×10－3μm2，岩心管尺寸为 Φ25 ×600(壁厚2.5 mm)。将充填好的岩心管抽真空，饱和模拟地层水。其中模拟地层水的总矿化度为5 727 mg/L，Ca2++Mg2+为108 mg/L(质量比 1 ∶1)。对岩心管饱和实验油样，当出口端有连续油流出时，饱和油结束。将已饱和油样的岩心管装入蒸汽驱物模装置中，在设定温度下恒温4 h，启动锅炉，开始进行驱油实验，记录不同注入体积时驱替出的油样，计算驱替效率。

2 结果与讨论

2.1 稠油分散降黏体系对沥青样品的溶解效果

以稠油分散降黏体系0.6%水溶液溶解沥青样品，实验温度60～160℃。不同温度的沥青样品溶解度实验结果如表1所示。

表1 FSJN用量0.6%时不同温度下沥青样品的溶解度

由表1可以看出，稠油分散降黏体系FSJN可溶解沥青样品，随温度升高，溶解度逐渐增大，160℃时为5.2 g沥青/(100 g 0.8%FSJN)。稠油分散降黏体系可以溶解沥青，从而能够溶解油层内的重质组分，达到解堵效果，提高油层渗流能力。

2.2 稠油分散降黏体系的降黏效果

50℃时以稠油分散降黏体系对实验油样进行降黏实验。50℃时降黏体系不同用量对油样的降黏结果如表2所示。

表2 50℃时不同用量FSJN的降黏效果

由表2可以看出，稠油分散降黏体系对实验油样有很好的降黏效果，降黏体系0.4%用量可使油样黏度由9 280 mPa·s降低至195 mPa·s，降黏率99.97%。体系用量增至0.6%时降黏效果基本稳定，此后再增加体系用量降黏效果没有明显变化。稠油分散降黏体系FSJN对原油降黏效果好，用量低。

2.3 温度对稠油分散降黏体系降黏效果的影响

将稠油分散降黏体系水溶液在不同温度恒温48 h后再进行降黏实验，考察降黏体系的耐温性。实验中分别考察120℃、160℃处理后降黏体系的降黏效果，降黏体系用量为0.6%。实验结果如表3所示。

表3 高温处理后FSJN对实验油样的降黏结果

由表3可以看出，在室温至160℃范围内，实验油样黏度在177～186 mPa·s之间，没有明显变化。稠油分散降黏体系可以耐温160℃，降黏效果不受温度的影响，能够使用于普通油藏、高温油藏。结合表1实验结果还可以看出，稠油分散降黏FSJN可以在稠油热采中用于蒸汽前沿，预处理地层，提高油层渗流能力。

2.4 物模驱油实验

实验中分别考察了60℃水及60℃、0.6%稠油分散降黏体系水溶液对实验油样的驱替效果。两种驱替方式下不同驱替体积时的驱替效率如图1所示。

图1 不同驱替方式在不同驱替体积时的驱替效率

由图1可以看出，60℃热水平衡驱替效率为25.13%，0.6%稠油分散降黏体系平衡驱替效率35.33%，稠油分散降黏体系可明显提高驱替效率。由图1还可以看出，驱替体积同为0.5 PV时，热水没有驱替出原油，而0.6%稠油分散降黏体系驱替效率已达16.22%，稠油分散降黏体系比热水驱替见效更快，驱油效率高。

3 现场试验

在实验室研究的基础上，对稠油分散降黏体系开展现场试验，考察其矿场应用效果。现场试验在胜利孤岛采油厂进行，目前已有十几口井现场应用，每口井伴60℃热污水注入稠油分散降黏体系1 t左右，日产液、日产油大均幅提高，取得较好的生产效果。

典型井例1:GDGB1－16井。位于孤岛油田西部孤北1断块，孤气9单元。生产井段1254.9～1 266.6 m，有效厚度7.2 m，原油黏度 4 040 mPa·s。该井一直采用蒸汽吞吐生产。上周期注汽2 300 t，周期生产时间2008.12.17 －2009.10.8，累计产液2 203.1 t，累计产油 537.3 t，含水 75.6%，日产油峰值6.1 t。本周以200 t污水溶解1.2 t稠油分散降黏体系做前置液预处理地层，再注蒸汽200 t，自2009年11月28日开井，日产液、日产油均大幅提高。截止2010年5月连续生产186 d，累计产液4 418.62 t，累计产油 2 384.8 t，含水 46.02% ，日产油峰值24.6 t，远远高于上周期，生产效果得到明显提高。

典型井例2:GDX0X623井。该井油藏埋深为1216～1221m，馆陶组，有效厚度5m，原油黏度3 714 mPa·s。2005年4月1日投产，投产之初平均日产液54.2t，平均日产油9.1t，平均含水率83.3%，峰值日产油13.2 t。但由于天然能量的递减以及油藏剩余油黏度越来越大，该井日产液、日产油明显降低，虽然采取了注汽、注水等工艺措施，均未获得明显改善，该井成为难处理低效井。数据统计冷采生产2009.1.1 －2009.2.7 期间，平均日产液1.9 t，平均日产油 0.5 t，含水率 73.4%。2009 年 2月对该井进行稠油分散降黏体系化学强化生产，以200 t热污水溶解1.2 t稠油分散降黏体系注入地层。注入降黏体系后，该井的生产情况得到明显改善，日产液、日产油能力大幅提高。自2009年2月开井至2010年3月，已连续生产368 d，平均日产液13.9 t，平均日产油 5.5 t，平均含水 60.1%，峰值日产油 9.7 t，累计产油 2 008.2 t。

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