化学降粘采油技术研究及应用

化学降粘采油技术研究及应用

王,瑞

长庆油田分公司第一采油厂张渠采油作业区，陕西 延安 745708

摘要：油田普通稠油储量非常丰富。由于普通稠油具有较高粘度，水油流度差异大，常规开发方式提高采收率幅度有限。近年，为提高普通稠油油藏采收率创建了降粘复合驱油方法，主要是利用聚合物的增粘性能提高注入液的粘度，同时利用降粘型表面活性剂降低普通稠油粘度、提升其渗流能力。通过有效改善水油流度比、提高驱替相波及体积从而达到提高采收率的目的。

关键词：化学降粘；采油技术；应用；采收

1前言

油田普通稠油油藏储量非常丰富。由于原油粘度比较高、水油流度比差异大，水驱采收率较低。针对普通稠油油藏特点，建立了降粘复合驱方法，实现进一步提高普通稠油油藏采收率的目标。但常规降粘评价方法不能真实反映化学剂在多孔介质中的乳化降粘过程，难以有效指导降粘驱油体系的设计，同时驱油体系界面活性与乳化性能关系及降粘驱替机理需要深入认识。为深化降粘复合驱技术研究，通过理论分析和试验研究，建立了考虑乳状液非牛顿性的动态降粘评价方法，明确了影响普通稠油乳化降粘效果的因素，进一步认识了驱油体系界面活性与乳化降粘性能相互影响规律，深化了界面活性与乳化降粘性能对采收率影响规律。实验结果表明，动态降粘评价方法能够兼顾乳状液的非牛顿性及多孔介质渗流特征，能够更好地反映油藏条件下普通稠油降粘效果。利用动态降粘评价方法明确了降粘驱油剂浓度、油水比、渗流速度等因素对动态降粘率影响规律。随着降粘型驱油剂浓度增加、油水比降低以及渗流速度的增大，普通稠油动态降粘效率将更高。利用不同界面活性和乳化降粘性能的驱油体系开展了降粘化学驱提高采收率研究。研究结果表明，在一定非均质条件下，过高的降粘率不有利于进一步增加普通稠油油藏采收率。

2理论分析

根据降粘化学驱技术要求，需要评价降粘型驱油剂降低普通稠油粘度性能。传统的降粘评价方法主要是通过机械高速剪切或者人工搅拌等方式制备乳状液。利用流变仪或者粘度计分析乳化前后原油粘度变化，以此评价降粘效果。但由于这种方法完全脱离油藏条件，很难准确反映驱替降粘过程，需要建立能够反映化学驱替特征的降粘评价方法。油田稠油油藏埋藏深，储层薄，平均有效厚度薄，单层厚度小于5m，夹层发育，典型特薄层稠油油藏。原油黏度高，常规水驱开发效果差；以含泥质细砂岩、灰质细砂岩和粉砂质细砂岩为主，热采出砂严重。目前已进入多轮次蒸汽吞吐阶段，热采效果大幅下降。针对多轮次吞吐后不具备热采开发潜力，先后开展了降粘冷采试验，取得了较好的增油效果。目前，大部分降粘驱油剂降粘性能主要通过粘度计或者流变仪测量降粘驱油剂与原油混合前后普通稠油粘度变化，以此表征降粘驱油剂的降粘效果。但由于实验仪器环境与油藏条件差异过大，利用流变仪评价降粘效果的方法不能真实反映降粘驱油剂驱替的动态降粘效果，需要新的降粘性能测试方法评价降粘驱油剂在驱替过程中的降粘效果。本文通过理论分析和室内实验，建立了能够反映降粘驱油剂驱替降粘的动态降粘评价方法，分析了动态降粘效果的影响因素，完成了动态降粘性能对普通稠油油藏采收率影响研究，为深化降粘复合驱技术研究提供技术支撑。

2.1 稠油概况

油田按厚度与渗透率分类可分为高渗厚层、中渗薄层与中渗薄互层3种类型的油藏。目前已进入多轮次热采阶段，由于油层整体上较薄，地层能量下降快，热采效果大幅下降。由于物性好，边水活跃，含水率大于90%，水淹现象对热采影响严重。根据水溶性降粘剂的降粘机理，降粘剂适合在含水较高的地层中发挥最佳效果，优先在含水较高的单元开展化学降粘试验。

2.2 降粘剂性能评价

稠油降粘剂主要以达到降低界面张力、提高洗油能力、乳化原油等为主要目的，当形成稳定的乳状液后，原油黏度会大幅降低，改善流动性，从而提高油藏的采出程度。将原油与配制好的降粘剂先后加入试管中，然后在地层温度下静置一段时间，观察油水乳化程度。由于油水密度存在差异，原油逐渐向上扩散，浓度为4%的样品4h后即与原油完全混合，而2%的样品混合程度明显较低。分析认为当降粘剂达到一定浓度值后，其乳化降粘能力会快速上升。

实验选用浓度为4%的降粘剂开展驱油实验，在地层温度下首先进行水驱，至含水率高于98%后改用降粘剂驱，随后再次进行水驱。从实验结果来看，由于原油黏度较高，一次水驱后采出程度为32.03%，注入降粘剂后再次水驱，由于降粘作用导致流度比下降，驱替效率相应得到提高，提高采收率幅度达到7.81%。依据上述各项评价实验结果，确定采用浓度为4%的J5降粘剂开展现场试验。

3实验研究

3.1实验仪器

AntonPaar流变仪，磁力搅拌器，模拟岩心（30cm×2.5cm，岩心渗透率1300×10-3μm2），ISCO泵高压高精度柱塞泵，精密压力表，界面张力仪，中间容器，核磁共振设备，显微镜，粒度分析仪

3.2实验仪器及材料

模拟油（实验温度70℃，剪切速率7.34s-1条件下原油粘度690mPa·s），模拟水（矿化度10190mg/L，钙镁离子含量248mg/L），去氢煤油，乳化降粘剂1#-4#，部分水解聚丙烯酰胺

3.3实验方法

3.3.1动态降粘评价方法

抽真空饱和模拟岩心，连接物理模拟实验流程。根据油水比例确定连接储油和储水容器两泵的注入速率比例。通过调整注入速率和前置岩心长度、渗透率，使前置岩心出口端形成的相对稳定O/W乳状液进入实验岩心，记录实验岩心平衡渗流压差。利用非牛顿流体渗流方程得到多孔介质中乳状液的稠度系数。根据非牛顿流体本构方程确定流体表观粘度，计算动态降粘率。

3.3.2物理模拟实验

实验温度70℃条件下，将岩心抽真空饱和模拟水后驱替饱和模拟原油，老化12h。以0.3mL/min注入速率开展水驱至含水率达到98%后，注入0.3PV化学驱油体系，再开展后续水驱至含水率再次达到98%，定时测量采出液体积、产油量以及驱替压差，计算采收率。

3.3.3渗流模拟实验

将动态降粘评价实验流程中的实验岩心换作并联模型（渗透率1000×10-3μm2:3000×10-3μm2）。实验温度70℃条件下，油水两相分别以0.35mL/min和0.15mL/min速率注入前置岩心，定时计量两个实验岩心产液量，计算产液速率和分流率。

3.3.4核磁共振实验

将岩心抽真空饱和模拟水后，驱替饱和实验用油，分别测试T2谱。以0.3mL/min的注入速度水驱至含水率为98％，测试T2谱。以0.3mL/min的注入速度注入0.3PV复合体系，后续水驱至含水率为98％，测试T2谱。根据T2谱图计算不同驱替阶段各级孔喉残余油饱和度。

4结束语

油田薄层稠油油藏具有厚度薄、埋藏深等不利于热采开发的特点，多轮次吞吐后热采效果大幅下降，经济效益差；现场使用的降粘剂具有降粘效果好、驱油效率高等特点，在水驱98%以后转为降粘剂驱，提高采收率幅度可以达到7.81%

降粘剂对各稠油单元的适应性强，化学降粘吞吐开发效果与热采接近，并且成本远低于热采，建议下一步在油田进行推广应用。动态降粘评价方法更有利于反映降粘驱油剂驱替降粘效果，与驱油效率具有较强的相关性。随着降粘驱油剂浓度增加、油水体积比降低、渗流速率增加，普通稠油动态降粘率呈现增加趋势。针对非均质性较强的普通稠油油藏，具有适度降粘性能的驱油体系能够进一步提高采收率。

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