稠油驱油增产剂的研究与应用

摘要：杜813兴隆台油藏已进入蒸汽吞吐后期，随着采出程度的提高，油层压力大幅度降低；同时受到层间差异影响，油井纵向动用不均矛盾逐渐突出。针对上述矛盾研究了超稠油复合驱油增产技术，该技术具有注汽增效、及调剖、驱油助排等多重作用，改善油层纵向动用程度，提高油井回采能力，改善中高周期超稠油井开发效果。现场试验表明，周期对比累增油1635t，创效208万元，投入出产比1：2.54，取得良好的措施效果，具有广阔的应用前景。

关键词：超稠油；纵向动用；复合驱油；高周期

杜813兴隆台油藏藏深在765-920m，含油井段长46-105m，主要开发油层兴Ⅰ-Ⅳ组，油层有效厚度平均27.7m。储层孔隙度平均为32.4%，渗透率平均为1664×10-3μm2，上报石油地质储量为2568×104t，含油面积4.6km2。原油物性属超稠油，原油密度（20℃）1.0098g/cm3，原油粘度（50℃）165405mPa.s，区块整体为薄互层状超稠油油藏。

随着油藏采出程度的提高，油层压力大幅度降低，由原始的16.1MPa 降至目前的0.95MPa，多轮吞吐后油层中大量轻质组份先被采出，导致原油粘度增加，同时由于油层非均质性强，导致油层纵向动用程度不均，油井吞吐效果逐渐变差，开发难度也越来越大。

1 驱油增产剂的研究

1.1 技术机理

驱油增产剂是由A剂和B剂两个主要成分组成。A剂为固体颗粒，在低温条件下（可控范围55℃-85℃）即可发生反应，释放大量气体。根据分解反应式计算，1mol的药剂可生成2mol气体，其主要是CO2（约占67%），其他气体为NH3、NO2等（约占33%）。产生的CO2与原油形成非混相，它具有如下驱油机理：①CO2溶于原油能使原油体积膨胀，从而促使岩石有效孔隙体积增大；②CO2溶于原油可使原油粘度降低，促使原油流动性提高，其结果是用少量的驱油剂就可达到一定的驱油效率；③CO2溶于原油能使毛细管的洗渗作用得到改善，从而扩大扫油面积；④CO2水溶液能与岩石的碳酸盐成分发生反应，并使其溶解，从而提高储集层的渗透性能；⑤CO2溶于水可降低油水界面张力，从而提高驱油效率；⑥NH3能与原油中所含酸反应生成一种天然表面活性剂。B剂为稳定性高的非离子表面活性剂互配组成，它可以在地层条件下达到降低油水界面张力和原油粘度、提高驱油效率的效果，同时具有发泡效果，能够有效防治汽窜，改善注汽效果。

1.2 配套施工工艺

1）驱油增产剂体系具有发泡快、泡沫均匀、泡沫强度大等良好的发泡性能，针对地层亏空严重且纵向动用不均的油井，在现场施工中我们将驱油增产剂体系配制成一定浓度的水溶液，在井口注入氮气，通过泡沫发生器产生泡沫注入地层，利用氮气泡沫的选择封堵性解决纵向动用不均的矛盾。

2）根据井况和需要，与多功能注汽管柱配合应用，提高油层处理的针对性和药剂有效利用率。

2 驱油增产剂室内评价

2.1 驱油增产剂A剂分解性能评价

根据测定结果可以看出：在实验测定的范围内，A剂溶液的浓度对其分解速率没有明显影响；随温度升高，分解速率增大，同时该剂在大于55℃时快速分解，保证现场实施的安全性。

2.2 驱油增产剂B剂静态洗油性能评价

取现场油砂，经洗涤、称量、混合、干燥等预处理后按Q/SY LH 0168-2004标准进行测定药剂的洗油性能，试验结果数据见表2：驱油增产剂B剂：水=1：3，原油粘度68000mPa.S，实验温度55℃。

2.3 驱油增产剂B剂乳化性能测定

取区块具有代表性的地面脱水原油，按乳化降粘方法进行乳化，用RV-100粘度计测定原油乳化前后的粘度，进行对比。试验结果数据见表3：

实验结果证明，驱油增产剂B剂具有良好的乳化降粘效果，降粘率达到90%以上。

2.4 驱油增产剂B剂耐温性能测定

将试样配成10%水溶液100ml装入陈化釜中，拧紧螺帽。将陈化釜放入电阻炉中，加热到280℃，经48小时恒温热处理后取出，冷却至室温，然后在不同浓度下与处理前相对比，测定其表面张力，具体结果见表1，该药剂具有较好的耐温性能。

3 现场应用及效果分析

2011年现场实施15井次，平均措施周期9.8，措施成功率100%，周期结束井措施前后周期对比，平均单井注汽压力提高0.2MPa，生产天数延长16.5天，周期产液提高438t，产油提高109t，周期油汽比提高0.04，回采水率提高11.8%，采注比提高0.16。周期对比累增油1635t，创效208万元，投入出产比1：2.54。

4 结论

1）室内试验和现场应用证明，稠油复合驱油增产技术具有调剖、驱油助排等多重作用，能够改善中高周期超稠油井开发效果。

2）针对不同井况配套分层配注管柱，采用氮气泡沫调剖方式施工，实现油层针对处理。

3）稠油复合驱油增产技术可有效提高超稠油中高周期生产井的油汽比和采注比，为同类油井的高效开发提供了思路。

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