化学降粘驱油在扶余油田应用

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1、化学降粘驱油在扶余油田应用　　摘要：本文介绍了一种在扶余油田边部稠油开发区块进行水驱降粘的新方法，通过注入降粘驱油剂，利用降低界面张力、润湿反转等综合作用调整油水流度比和原油流动温度，减少渗流阻力，将稠油从地层中驱替出来，达到提高采收率的目的。关键词：扶余油田稠油降粘驱油一、扶余水驱稠油实施降粘驱油技术的必要性1.扶余稠油开采过程中存在的主要矛盾1.1扶余油田稠油区大多位于区块边部，油层发育相对较差，原油粘度较高，水驱开采过程中表现为调整后初期液量稳定，含水下降，产量稳中有升，但是生产2至4个月后均出现了液量大幅下降，含水上升的现象。之后含水逐年上升，目前大部分油井含水90%以上，区块

2、明显表现出稠油注水开发的特点，注水开发效果差。1.2稠油区块中多数井组存在层内平面矛盾，注水水窜严重，油层动用不均衡，部分井组注采对应关系差，油井生产主要靠注水压力传导驱动，油井含水较低，注水单向突破后，油井含水快速上升，形成水窜。1.3水井常规措施效果逐年变差，地下存水率低，无效注水量增大，油井综合含水高，开发形式变差。62.扶余稠油降粘驱油开采的可行性扶余稠油属于普通稠油，原油粘度50-150mpa.s，水驱效率低，借鉴其他油田普通稠油化学驱油的成功经验，认为扶余稠油采用化学降粘驱油方式开采能够取得较好的开采效果。二、稠油降粘技术介绍1.稠油降粘驱油机理降粘驱油剂驱油过程中通过其渗

3、透、净洗、降低界面张力、润湿反转等综合作用将孔隙中的原油及岩石表面的胶质、沥青质及其它重质成分迅速剥离下来，利用乳化分散挟带作用将原油分散在水中，降低油水界面张力，形成粘度极低的水包油乳状液，调整油水流度比及原油在地层中的临界流动温度，减少原油的渗流阻力，将稠油更容易从地层中驱替出来，达到提高采油效率的目的。2.稠油降粘驱油剂组成降粘驱油剂主要由非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂、渗透剂等组成，其中聚醚、羧酸盐、烷基磺酸盐为主要成分，并与具有乳化、分散、净洗作用的助剂进行复配而成。该降粘驱油剂产品为一种完全溶于水的水基药剂，pH值7中性；0.33%水溶液界面张力1.88×10-1mN/

4、m。与扶余联合站破乳剂配伍性较好，不影响后续脱水工作。3.稠油降粘驱油剂作用：63.1低界面张力，≤10-1mN/m，良好的乳化混相能力（O/W），降粘驱油。3.2渗透、剥离油层重质成分，增加基岩孔隙油水互渗能力。3.3改变地层岩石的表面润湿性，利于水润湿。3.4具有粘土防膨作用3.5流动的油水混相体系具阻滞、减缓水驱的指进、突进作用，具动态调剖作用。4.稠油降粘施工方法：4.1稠油降粘施工方法是：在配水间通过柱塞式注入泵将降粘驱油剂按比例连续加入到注入水中，驱油剂与注入水的比例一般为0.2%-0.33%。混合后的降粘注入水注入地层，剥离乳化分散地层中的稠油，将稠油从地层中驱替出来。是

5、一种有效普通稠油注水开采方法。4.2井站内注入方式：一套柱塞式注入泵对多口水井（一般2-4口）按比例分时段循环将降粘驱油剂加入到注入水中，注入地层。4.3降粘配套措施：4.3.1在注采对应关系明确区域或单元井组，先进行干扰性辅助调剖，调剖采用低强度膨胀凝胶进行小量的调剖方法，平稳、柔和地改善水驱矛盾，再注入降粘剂，减少降粘剂沿大孔道窜流的可能性，减少降粘剂无效浪费。64.3.2在注采对应关系明确区域或单元井组，先降粘驱油，剥离分散水驱通道中的剩余油，根据井组动态，再适时进行调剖，再降粘，循环实施。三、降粘试验区效果评价1.设计思路和施工情况1.1中心高部位4个井组（D+34-028、D

6、+34-029、D+36-27、D+36-28）注采对应关系好采用调剖降粘组合技术施工。1.2南部2个井组（D+38-027、D+38-028）井网不完善，油水井注采对应关系差，采用直接降粘的施工方法。2.总体效果：油水井：水井7口，油井13口标定产量：日产液：78.4t/d；增油峰值：日产液72.3t/d，日产油：6.5t/d；日产油17.3t/d，含水：91.7%。含水76.1%；目前产量：日产液：79.8t/d日产油：13.8t/d累计增油：2769t。含水82.7%62012年1月降粘施工后，区块液量下降含水下降，油量上升，表现为调剖堵塞的作用，之后出现液量回升，含水继续下降，

7、油量大幅上升，表现为降粘驱油剂驱油的作用，2012年4月区块含水有上升的迹象，认为调剖失效，5月-6月中部5个井组补充调剖后，继续保持较好的增油态势。2012年11月--实施东九队稠油降粘试验区（7个井组）合同额：168万元。总投资：190.8万元。药剂用量：①降粘驱油：7井组，使用降粘剂：127.8吨（10000元/吨）②辅助调剖：9井次，使用调剖剂：6300方（100元/方）合同期内累增油：2769吨。结算封顶：2100吨。该试验区块合同考