劉義剛，宋宏志，鄒 劍，周法元，孫玉豹

（1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津300450；2.中海油田服務股份有限公司油田生產研究院，天津300450）

海上稠油儲量豐富，以渤海油田為例，截止2012年底共發(fā)現(xiàn)三級稠油儲量為23.18億t，在生產油田達 13.98 億 t，總體未動用儲量達 13.15 億 t[1‐4]。由于稠油中有機質沉積，原油黏度較高、流動性較差，對于冷采井采用常規(guī)注水開發(fā)，初期產能較高，但很快出現(xiàn)地層能量不足、產能較低的情況[5‐8]；對于熱采井，隨著熱采進行，容易出現(xiàn)汽竄、含水率上升等現(xiàn)象[9]，熱采開發(fā)成本相應提高，制約稠油油田后期開發(fā)[10]。針對存在的問題，本文提出低溫熱化學技術，結合室內物理模擬實驗技術[11‐12]，研究“熱‐化學”的協(xié)同作用以及“降黏驅油”等增效作用，降低了熱采成本，提高了油井的單井產能。

1 材料及裝置

1.1 試劑及材料

表面活性劑L‐B，淡黃色液體，中海油田服務股份有限公司；渤海油田B‐X井稠油，地面黏度（50 ℃）2 652 mPa·s；模擬地層水礦化度 1 631.94 mg/L，主要離子質量濃度：（Na++K+）479.85 mg/L，Ca2+5.17 mg/L，Mg2+12.5 mg/L，Cl-138.4 mg/L57.79 mg/L，HCO-3839.64 mg/L。

1.2 實驗裝置

采用自主研發(fā)熱采一維驅替實驗裝置，實驗流程如圖1所示。填砂模型為人工填砂巖心，尺寸3.8 cm×30 cm。

圖1 實驗流程Fig.1 Experimental process

2 表面活性劑化學體系篩選

2.1 化學體系篩選

表面活性劑憑借優(yōu)異的乳化降黏、降低界面張力、驅油等性能廣泛應用在各大油田[13]。針對渤海油田B‐X井原油，依據Q/HS 2052-2009《稠油化學降黏工藝實施規(guī)范》，將表面活性劑與模擬地層水配置成質量分數為10%的溶液，并與原油按照油水質量比3∶7配置乳狀液，使用HAAKE RS600旋轉流變儀測定體系的乳液黏度（剪切速率16.2 s-1），進行稠油降黏篩選評價實驗。綜合降黏率等指標對比（見表1），篩選L‐B為最佳化學體系。

2.2 靜態(tài)洗油評價

為評價L‐B化學體系洗油性能，參考標準Q/SH 1020 2191-2013《驅油用表面活性劑選擇技術要求》，將模擬地層砂與原油按質量比4∶1混合，放入恒溫箱中在油藏溫度下恒溫老化7 d，每天攪拌一次，使油砂混合均勻；稱取老化后的5 g油砂放入錐形瓶中，向錐形瓶中倒入50 g L‐B化學體系溶液，充分混合后在油藏溫度下靜置48 h，觀察到有大量浮油（見圖2），靜置后的樣品溶液中漂浮的原油及瓶壁上黏附的原油用干凈的棉紗蘸出，并倒出L‐B化學體系溶液，將錐形瓶放在120℃烘箱中烘至恒量，計算靜態(tài)洗油效率為28.7%，L‐B化學體系靜態(tài)洗油效果較好，說明化學體系L‐B的加入可以有效提高洗油效率。

表1 表面活性劑篩選Table 1 Screening of surfactants

圖2 靜態(tài)洗油評價實驗Fig.2 Oil washing evaluation experiment

2.3 界面活性評價

為評價L‐B化學體系的界面活性，參考標準SY/T 5370-2018《表面及界面張力測定方法》，采用美國科諾工業(yè)有限公司TX500C懸滴界面張力儀，分別測定了地層水樣和L‐B化學體系的界面張力，測定溫度為56℃，轉速為6 000 r/min，測定結果如表2所示。

由表2結果可知，原油在化學體系中的界面張力明顯降低，降低率達到99.3%，低界面張力可以大幅度降低原油的流動阻力，從而提高原油的采收率。

表2 油水界面張力Table 2 Oil?water interfacial tension

3 低溫熱化學驅替實驗

3.1 實驗方法

3.1.1 填砂模型滲透率測定 利用恒速計量泵向填砂模型中恒速（0.5～1.0 mL/min）注入模擬地層水，待填砂模型兩端壓差穩(wěn)定后，記錄壓差及流速，并利用達西公式計算填砂模型滲透率。

3.1.2 飽和油 將填砂模型和原油放置于恒溫箱中，加熱至油藏溫度（56℃），并恒溫12 h以上，隨后將原油恒速注入填砂模型（0.2～0.5 mL/min），進行油驅水，建立束縛水。當壓差穩(wěn)定，適當提高注入速度驅替1.0～2.0倍孔隙體積后，記錄此時的壓差及從巖心中驅替出的累積水量，計算出巖心原始含油飽和度。

3.1.3 驅替 將飽和油后的填砂模型置于恒溫箱中，并將溫度設置為油藏溫度（56℃），恒溫2 h，打開模型兩端閥門，開啟恒速計量泵進行驅替，記錄不同時刻產液量、產油量、產水量和壓差等。當含水率達到98%以上時，停止驅替。

3.2 分析與討論

3.2.1 不同注入溫度對增產效果的影響 利用一維填砂模型，開展了4組驅替實驗，實驗溫度分別為 56、120、160、200 ℃，巖心基礎參數如表 3所示。驅替實驗驅油效率結果如圖3、4所示。

表3 巖心基礎參數Table 3 Basic parameters of core

圖3 不同溫度下驅油效率Fig.3 Displacement efficiency curve at different temperatures

由實驗結果可知：

①注入溫度越高，驅油效率越高，說明溫度對稠油開采的影響非常大，提升注入溫度可明顯改善驅油效率。

②隨著注入溫度的提高，在溫度達到120℃時，驅油效率提升變緩，56℃和120℃時，驅油效率分別為33.63%和56.50%，驅油效率提高了22.87%；溫度為120℃和200℃時，驅油效率分別為56.5%和64.68%，驅油效率只提高了8.18%，因此注入流體溫度為120℃可以達到比較理想的驅油效果。

圖4 不同溫度下驅油效率對比Fig.4 Displacement efficiency comparison at different temperatures

3.2.2 化學劑對增產效果的影響 在以上研究基礎上，繼續(xù)開展化學劑（質量分數0.4%）伴注120℃蒸汽的一維驅替實驗，綜合對比驅油效率，結果見表4。

①化學體系L‐B可在同等條件下提升最終驅油效率，達到65.00%，相比于120℃蒸汽驅，提高了8.50%。

②化學體系L‐B輔助120℃蒸汽驅與200℃蒸汽驅的驅油效率分別為65.00%和64.68%，說明化學體系L‐B輔助120℃蒸汽驅可以達到200℃蒸汽驅的驅油效果，化學體系的加入可以有效提高波及體積和洗油效率，能夠采出水驅后殘余油，因此低溫熱化學技術可協(xié)同熱化學作用，達到較低成本下提高稠油油田采收率的目的。

表4 不同注入溫度及伴注化學劑驅油效率對比Table 4 Comparison of displacement efficiency of differ?ent injection temperatures and accompanying chemicals

4 現(xiàn)場應用

渤海某油田B井初期產能較高，生產一段時間后，產能逐步下降至初始產量一半，流壓下降較快。2017年11月，對該井進行了低溫熱化學現(xiàn)場試驗，周期累計注蒸汽1 000 t，注入化學劑32 t。開井生產后，最高日產油達到32 m3，提高了52.4%，取得了良好的增油效果。

5 結 論

（1）研究表明，基于L‐B化學體系的低溫熱化學技術具有良好的驅油效果，在低溫（120℃）條件下，驅油效率可達65.00%，相比于同等溫度蒸汽驅提高了8.50%，可以達到200℃驅油效果，達到較低成本下提高稠油采收率的目的。

（2）低溫熱化學技術應用于渤海某油田，單井產能最高提高了52.4%，在現(xiàn)場試驗中取得良好的增油效果。