稠油热采区块高温复合驱油技术研究与应用

高升采油厂稠油热采区块储层油层厚度大, 平均厚度40m以上, 非均质性强[3], 导致储层平面和纵向上吸汽不均, 造成高渗透层反复吸汽, 低渗油层却得不到有效开发, 致使蒸汽吞吐效果逐步下降;经过多轮次蒸汽吞吐后[4], 原油重质组份增加, 黏度升高, 流动性变差, 采出困难;地下存水量的增加, 致使原油与地层水乳化加重, 原油流动性进一步变差, 这也造成了孔隙内的剩余油难以采出, 油井产能下降, 且油层压力降低后, 能量得不到有效补充, 油层供液能力降低, 目前区块平均单井日产油仅1.4t, 处于低效开发状态。

1 高温复合驱油剂优选

1.1 气源剂的筛选

含有羟基的有机物、含有碳酸根的无机物在一定条件下可释放出CO2及NH3气体。根据实验经验优选LH-NA作为气源剂, 采用最好地促进LH-NA分解的硝石作为催化剂。

1.2 发泡剂的筛选

复配发泡剂可提高表面活性剂的性能, 降低表面活性剂的应用成本, 同时减少表面活性剂对生态环境的破坏。该高温复合驱油剂采用了聚氧乙烯醚硫酸钠、α—烯烃硫酸盐等复配而成的发泡剂。

1.2.1 发泡能力实验

测定所选发泡剂的发泡倍数, 观察其泡沫稳定性。

从表中可以看出, 发泡剂的发泡倍数、泡沫稳定性都都相对较好。

1.2.2 发泡剂的耐温性试验

复配的发泡剂耐温性较好, 能满足高升油田蒸汽吞吐的要求, 其泡沫膨胀倍数和稳定性也能满足注汽井调剖暂堵的需要。

2 高温复合驱油剂性能评价

2.1 耐温性能试验评价

对复配的高温复合驱油剂进行耐高温性能评价试验:在300℃条件下老化24小时, 对高温老化处理前后的复合驱油剂进行性能测试, 分析对比性能变化。从高温前后的发泡性能、泡沫稳定性及表面张力的对比试验结果看, 差异不大, 说明药剂耐温性能较好, 适合高升油田稠油埋藏深, 蒸汽吞吐参数较高的特点。

2.2 表面张力对比实验

将复配的高温复合驱油剂溶液 (1%) 与几种常用的表面活性剂溶液 (1%) 进行耐温前后的表面张力对比试验, 实验结果见表3-3:

从实验结果可以看出, 高温复合驱油剂降低表面张力的能力较好。

2.3 界面张力对比实验

用毛细管上升法分别测定几种常用的表面活性剂溶液 (1%) 与高温复合驱油剂溶液 (1%) 与地层岩石之间的界面张力。从实验结果看, 高温复合驱油剂具有较强的降低油—岩界面张力的能力。

3 施工工艺

施工工艺采用滴注式注入法, 可以保证药品伴随蒸汽均匀进入油层, 有效地扩大药剂处理半径, 并与井底原油充分接触反应, 提高了热注蒸汽的扫油面积和驱油效率, 避免了以往先注药后顶替, 药剂与原油接触反应不充分的弊端。滴注设备是实施滴注技术的重要手段, 根据高升油田现场的具体情况, 选用2台额定泵压为25MPa, 排量为0.15m3/h的滴注泵就能满足现场要求, 从泵出口到注汽井口由高压活动管线、截止阀、单流阀组成。

4 取得成果及技术突破

4.1高温复合驱油剂在地层条件下分解出CO2、NH3, 并能形成稳定的泡沫体系屏障, 起到了明显的调剖作用, 并能有效地补充地层能量, 提高油层动用程度, 适用于高轮次的稠油井。

4.2高温复合驱油剂的研制及现场应用, 实现了稠油吞吐开发过程中的调剖、气相驱、助排一体化, 有效解决吞吐后期存在的油层吸汽不均、地层压力低及回采能力弱等生产难题。

5 结语

5.1研制的新型高温复合驱油剂, 其1%水溶液在25℃时表面张力低于22m N/m, 界面张力低于4.6m N/m, 发泡倍数达到6倍以上, 具有很好的发泡能力及表面活性, 且耐温达300℃以上。5.2

5.2技术的研制及应用, 实现了稠油吞吐开发过程中的调剖、气相驱、助排一体化, 有效解决了吞吐后期存在的油层吸汽不均、地层压力低及孔隙内原油难以排出等生产难题。

摘要：针对高升采油厂稠油热采自营区块多轮吞吐开采后蒸汽吞吐效果逐渐变差[1], 高低渗透层矛盾突出;油层压力下降, 地层驱动能量不足;油层孔隙内存在的大量剩余油无法有效驱替出来等问题[2], 开展了高温复合驱油技术的研究与试验。

关键词：稠油热采,高温复合驱油剂,表面张力

参考文献

[1] 唐清山, 廖广志.高升油田深层稠油油藏蒸汽驱跟踪数值模拟研究[J].特种油气藏, 1996 (01) .

[2] 赵修太, 付敏杰, 王增宝, 董林燕, 唐金玉.稠油热采调堵体系研究进展综述[J].特种油气藏, 2013 (04) .

[3] 王文环, 袁向春, 王光付, 廖荣风.特低渗透油藏分类及开采特征研究[J].石油钻探技术, 2007 (01) .

[4] 于连东.世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望[J].特种油气藏, 2001 (02) .