超稠油水平井复合助排技术分析研究及应用效果

超稠油水平井复合助排技术研究与应用效果分析
单位：特种油开发公司工艺研究所
答辩人：王鸽
组别：采油工艺组
二○一一年十一月
目录1技术背景1
2作用机理2
2.1药剂的主要成分2
2.2施工过程2
2.3主要作用机理2
3现场实验情况及应用效果分析4
3.1杜84-兴H302井实施效果4
3.2杜84-兴H307井实施效果5
3.3推广效果6
4经济效益7
4.1完周井经济效益7
4.2未完周井经济效益7
5结论7
1技术背景
特油公司所辖的曙一区超稠油油藏，经多年开发，油井轮次偏高，产量递减严重。

近年来随着水平井开采技术的不断成熟，并以其独特的技术优势，使水平井的建设规模迅速扩大。

2018年底特油公司共有吞吐水平井154口，占公司总井数的13.3%，年产油达到39.8×104t ，占总产量的30%，为特油公司的持续稳产发挥了重要作用，见图1。

试采
以直井为主的阶段
20406080100120140
1601997
1998
1999
200020012002200320042005200620072008
20092010
年度年产
油量/万吨
产能建设阶段
水平井规模实施阶段
图1 特油公司历年产量构成情况
随着开发的深入，水平井陆续进入中后期开采阶段，逐渐暴露出油井吞吐效果变差、产量递减幅度大等问题，见图2。

图2 特油公司水平井各轮生产情况
020004000
60008000100001200012345
6789
平均轮次
0.00
0.100.200.30
0.40
0.50
注汽量产油量油汽比
通过对超稠油蒸汽吞吐规律和影响因素的分析认为，导致油井吞吐效果变差有两个方面原因，一是油层动用状况不均，平面汽窜严重，大量地下原油得不到动用；二是地层亏空加大，地层压力下降，油层供液能力下降，表现为油井周期日产水平下降，生产期延长；三是受地下存水影响，蒸汽前缘的热水带加热温度低，影响蒸汽波及范围和利用效率。

这些开发矛盾严重制约了水平井的高效开发。

因此，引进新工艺、新技术，提高超稠油水平井工艺技术水平，对稳定特油公司原油产量至关重要。

对于水平井生产过程中所暴露出的种种矛盾，采取了多项有针对性的进攻措施，先后实验了三元复合吞吐、综合调剖等措施手段，也收到了一定效果，但由于水平井措施费用较高，导致这些单一的化学措施投入产出比较低。

在这种严峻形势下，单一的增产措施已无法解决开发过程中存在的多种矛盾，因此，需要继续探索新型技术，确保水平井吞吐效果持续改善。

通过前期的经验积累，对超稠油水平井生产特点进行分析，改变技术思路，确定了多种药剂协同作用的措施思路，利用药剂间的优势互补，达到改善蒸汽吞吐效果，提高周期产量的作用。

2作用机理
2.1药剂的主要成分
复合助排技术的药剂主要有四种成分，其中碳酰二胺85%、表面活性剂11%、聚丙烯酰胺3%、引发剂1%。

2.2施工过程
施工工艺采用精细段塞式注入方式，将碳酰二胺、聚丙烯酰胺、引发剂按上述比例混合，配置成水溶液，正打入油井，注入一部分后停止注入。

然后开始注入表面活性剂水溶液，注入完成后，将剩余的碳酰二胺、聚丙烯酰胺混合溶液正打入油井，最后再注入3～5吨表面活性剂，所有药剂注入完毕后，正替清水15吨，反替清水15吨，施工完毕后即可注汽。

2.3主要作用机理
超稠油水平井周期生产末期，井底压力降低，供液能力不足，且温度下降，原油粘度升高，流动困难，表现为周期末产量低，直至生产周期结束，此时，大量的原油聚积在近井地带。

下一周期注汽前，按照施工要求，将混合药剂注入井底，与近井底带的原油进行混合，其中表面活性剂能产生大量的活性泡沫，增加药剂体系的波及体积，使之与原油充分混合，降低原油粘度。

随着药剂的不断注入，近井地带的原油将向油层深处流动，最后注入的表面活性剂能够与近井地带的岩石接触，改变岩石润湿性，由亲油变为亲水，减小油井生产时原油在近井地
带的流动阻力。

随着蒸汽的注入，各组分互相配合，发挥药剂的协同效应，药剂的具体作用如下所述。

2.3.1聚丙烯酰胺作用
聚丙烯酰胺共两方面作用。

一是调剖作用，由于溶液中加入聚丙烯酰胺，常温下可形成液相凝胶，增加溶液粘弹性，混合溶液随蒸汽注入油层后，优先进入高渗层，填充大孔道，阻止后续注入的表面活性剂全部进入高渗层而损耗；二是可以起到增加泡沫强度的作用。

2.3.2碳酰二胺作用
随着高温蒸汽的注入，当温度达到150℃时，碳酰二胺分解，产生CO
2
和NH3，其中部分CO2与表面活性剂、凝胶混合，形成活性泡沫，增加蒸汽波及体
积，提高蒸汽热利用率；另一部分CO
2
可以溶于高温原油中，降低原油粘度，
并能随意进入液态活性剂无法进入的含油孔道中。

NH
3
溶于水后形成氨水，是一种弱碱液能与原油中的活性组分<主要是有机酸）发生反应，可以生成天然的表活剂，导致液相间界面张力降低，形成乳状液，降低整体粘度，增强流动性。

并且原油中的特定组分，能与硅酸盐形成稳定的界面膜，水分子很难侵入岩石表面，碱水可以破坏原油与岩石表面的界面膜，将岩石表面的原油剥离开来，起到洗油的作用。

2.3.3表面活性剂的作用
该技术中应用的表面活性剂具有两个主要功能，一是与CO
2
、聚丙烯酰胺形成稳定的泡沫，起调剖作用。

另一个是表面活性剂的降粘作用，由于表面活性剂的两亲性质<具有固定的亲油基团和亲水基团），使之易于在油水界面上吸附，降低了界面张力，从而使本来不能混合在一起的"油"和"水"两种液体能够混合到一起，其中一相液体离散为许多微粒分散于另一相液体中，成为乳状液，降低原油粘度，称之为乳化降粘；另一种为破乳降粘，由于地层中的原油是与水共同存在的，超稠油含水小于25%时为W/O型乳状液，当含水大于75%时为O/W型乳状液，介于25%~75%之间时属于不稳定区域。

而W/O型乳状液粘度要远大于O/W型乳状液，表面活性剂可以降低大分子W/O型乳状液的界面张力，使之分散成多个小分子的O/W型乳状液，从而起到降粘作用。

2.3.4协同作用
碳酰二胺、表面活性剂、聚合物可以形成W/O和O/W型乳状液，以复合体系与近井地带原油混合，并不断向油层深处波及。

由于聚合物的稠化和调剖作
用，使碳酰二胺和表面活性剂不会完全进入高渗层。

而碳酰二胺分解后形成NH
3
和CO
2，其中的NH
3
为弱碱液能与原油中的有机酸发生反应，生成表面活性剂，
能够与后加入的合成表面活性剂产生协同效应，使原油与注入水乳化效率提高，
改变原油与后注入水的分离存在形式，以油水乳状液形式存在，采出水的同时也将油采出，缩短油井生产初期排水期。

CO 2能溶于原油，大幅降低原油粘度，增加原油流动性。

最后注入的表面活性剂用于改变近井地带岩石的润湿性，降低原油回流阻力。

整个药剂体系起到调剖、降粘、乳化、助排、缩短排水期的功效。

3现场实验情况及应用效果分析
该技术于2018年底进入现场实验，选定杜84-兴H302、杜84-兴H307进行现场实验，由于这两口井均为兴I 组井，且均处于开发中后期，吞吐水平井矛盾集中、突出，主要表现为底层亏空严重，地层存水量大，具体如下图：
图3 杜84块兴Ⅰ组水平井周期地下亏空图
图4 杜84块兴Ⅰ组水平井周期地下存水图
图5 杜84块兴Ⅰ组水平井周期地下存水图
从图3、图4及图5明显可以看出，随着轮次的增高，杜84块兴Ⅰ组水平井矛盾日益突出，水平井日产、周期产量及油气比都承下降趋势。

因此选择兴Ⅰ组两口水平井作为实验井。

-3000
0300060009000120001500018000地下亏空t
050001000015000200001
234
567
地下存水t
轮次
2000
40006000
8000
1234567
轮次
产量 t
0.0
0.20.4
0.6
油汽比
3.1杜84-兴H302井实施效果
84-兴H302井于2006年5月开始投产，生产兴I 组，生产井段1032.23-1512m ，水平段长480m 。

措施前已吞吐了6个周期，累计注汽量53610 t ，累计采油21829t ，平均油汽比0.41。

该井随着吞吐轮次的升高，注汽压力快速下降，日产水平下降，排水期长，且多次被邻井汽窜，导致水平段动用不均，影响开发效果，见图6。

因此，决定本轮采取复合助排技术改善其吞吐效果。

图5 杜84-兴H302历史生产情况
该井实施复合助排措施后，周期生产147天，累产油4462吨，与上轮对比，周期增油533吨，生产时间缩短38天，日产油提高9吨，排水期缩短30天，生产效果明显改善，见图7。

图7 杜32-兴H302措施前后日产油水平
3.2杜84-兴H307井实施效果
杜84-兴H307井于2006年7月开始投产，生产兴Ⅰ组，生产井段1014.01-1377m ，水平段长363m ，目前已吞吐6个周期，累计注汽量42060t ，累计采油12910t ，平均油汽比0.31。

该井生产至第四轮，被邻井汽窜，达到峰值产量，油
2000
40006000800010000120001
23
4
56
轮次产油量、注汽量
0.00
0.200.400.60
0.80注汽量
产油量
油汽比
XYG
双管
020*******
31
61
91121151181
生产时间/d
产油量/t
6轮日产油
7轮日产油
汽比达到0.63，第五轮、第六轮产量开始下降，见图8。

为及时改善该井的吞吐效果，本轮采用复合助排技术达到增产增效的目的。

图8 杜84-兴H307历史生产情况
该井实施复合助排措施后，周期生产132天，累产油3289吨，与上轮对比，周期增油928吨，生产时间缩短54天，日产油提高12吨，排水期缩短17天，生产效果大幅改善，见图9。

图9杜32-兴H307措施前后日产油水平
杜84-兴H302、杜84-兴H307两口措施井周期累计增油1461吨，生产时间分别缩短38天、54天，日产油量增加9吨、12吨，排水期缩短30天、17天，两口实验井取得了巨大成功。

3.3推广效果
鉴于两口实验井的明显效果，该技术于2018年在公司内推广，截至9月底，共实施11井次，其中7井次已开始生产，6井次见到阶段增油效果，阶段累增油7600吨，有效率85%，见表1。

204060
80
13161
91121151181
生产时间/d
产油量/t
6轮日产油
7轮日产油
2000
400060008000100001
2
3456
轮次
注汽量、产油量
0.00
0.200.400.60
0.80XYG
表1 2018年复合助排技术阶段效果
4经济效益
4.1完周井经济效益
完周2井次，综合增油2626吨，产生效益如下：
效益=2626吨×450元/吨=118.17万元
投入产出比=118.17/<2×250000元/井）=1：2.4
4.2未完周井经济效益
未完周井7井次，阶段综合增油7600吨，预计综合增油累8000吨。

产生效益如下：
效益=8000吨×450元/吨=360万元
投入产出比=360/<7×250000元/井）=1：2.1
5结论
通过对超稠油水平井复合助排技术作用机理和现场实验效果的介绍，可以得出两个结论：
<1）自主研发的复合助排技术利用多种药剂的协同作用，集调剖、降粘、助排于一体，具有明显增产和缩短排水期的作用，为改善超稠油水平井的生产效果找到了新的技术途径。

<2）该技术结合创新的施工工艺，现场实验效果显著，并得到迅速推广，也取得了良好的阶段效果，大幅度改善高轮汽窜水平井生产状况，为特油公司长期稳产奠定了基础。

<3）将继续优化此项技术的施工参数，进一步提高实施效果。

密切跟踪措施井生产情况，及时分析和总结，为水平井复合助排技术的推广提供更加详实准确的基础资料。