罗全民 （中石化河南油田分公司新疆勘探开发中心，新疆 焉耆 841100）

王若浩，方舒 （中石化河南油田分公司第二采油厂，河南 唐河 473400）

张清军，刘子胜，黄鸿麟，袁光喜 （中石化河南油田分公司新疆勘探开发中心，新疆 焉耆 841100）

春光油田位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内，构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部，区域上属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元，主要开发层系为新近系沙湾组二段1层（Ns12）、沙湾组二段2层 （Ns22）和白垩系 （K）。油层厚度3.1～5.6m，平均埋深超过1000m，地层温度下原油黏度大于50000mPa·s，为中深薄层超稠油油藏，在开采方式上主要采用水平井开发 （表1）。由于存在油藏埋藏深，油层厚度薄，原油黏度高等不利因素，导致开采过程中井筒热损失大，原油进泵困难和举升难度大，最终表现为周期生产时间短，油汽比低，经济效益差。2013年，针对春光油田超稠油开发生产中存在的技术瓶颈，开展了以降黏和氮气助排为主的热化学辅助吞吐技术研究与应用工作，改善了中深薄层超稠油油藏的开发效果。

表1 春光油田油层物性统计表

1 春光油田不同含水率原油黏温性质分析

依据最佳密堆积理论，含水率在25.98%～74.02%可生成O/W乳状液，也可生成 W/O乳状液，由于原油中天然乳化剂的作用，含水原油主要存在状态为W/O乳状液，导致原油黏度进一步升高。

表2为春光油田春2－200井在不同温度、不同含水率情况下的原油乳状液黏度。

表2 春2－200井原油黏度与温度、含水率关系

从表2中可以看出，随着温度的升高，乳状液黏度明显降低，同时随着原油含水率的升高，乳状液黏度也大幅度上升。因此注入蒸汽后温度升高可有效降低原油黏度，改善流动性。同时注蒸汽后含水率升高，造成原油黏度上升，会影响原油流动性。

选取春2－200井、春10Ⅱ1－7－8H井和春10Ⅱ2－7－8H井这3口井油样，测定不同含水率原油黏度变化，确定转相点 （图1）。

可以看出，随着原油含水率的上升，原油黏度迅速增加，当超过一定的含水率后，随着含水率的进一步增加，原油乳状液由W/O变成O/W型，黏度又迅速下降。经测定，春2－200井、春10Ⅱ1－7－8H井、春10Ⅱ2－7－8H井转相点含水率分别为60%、65%、70%。

图1 原油黏度与含水率变化曲线

2 春光油田热化学辅助吞吐工艺参数优选

针对春光油田中深薄层超稠油开采过程中出现的技术问题，为改善原油流动性，研究应用了油溶性降黏技术、水溶性降黏技术和氮气助排技术为主的热化学辅助吞吐技术。

2.1 油溶性降黏技术

油溶性降黏技术主要从溶剂化作用和降低分子间作用力2个方面来降低原油黏度。降黏剂具有极性的酯类聚合物，当极性的酯基与胶质或沥青质芳香片侧面的—OH、—NH2等极性基团形成氢键时，降黏剂的长酯链烷基舒展地露在芳香片外侧，形成降黏剂溶剂化层，起屏蔽作用，防止胶质或沥青质芳香片重新聚集；降黏剂分子结构中一般含有具有形成更强氢键的酯类聚合物，使降黏剂分子具有较强的渗透性。在较高温度下，稠油中胶团结构比较松散，降黏剂分子即可借助较强的形成氢键的能力和渗透、分散作用进入胶质、沥青质片状分子之间，与胶质、沥青质之间形成更强的氢键，从而拆散平面重叠堆砌而成的聚集体，使稠油中的超分子结构由较高层次向较低层次转化，降低了胶质、沥青质分子间作用力［1］。

针对油溶性降黏技术特点，开展了不同质量分数降黏剂的降黏效果室内评价 （表3）。可以看出，当降黏剂质量分数为10%时，降黏率可达到90%以上。考虑到蒸汽吞吐第一周期原油含水率较低，应用了油溶性降黏技术。

表3 不同质量分数油溶性降黏剂降黏效果

2.2 水溶性降黏技术

水溶性降黏技术通过向地层注入水溶性乳化降黏剂，形成O/W型乳状液来大幅度降低原油黏度［2］。表4测定了在降黏剂质量分数为0.5%时不同油水比条件下的油水乳状液黏度，从表中可以看出，当油水比为7∶3条件下可形成O/W型乳状液，降黏率可达到98%以上。

表4 不同油水比降黏效果评价表

对水溶性降黏剂质量分数进行了优选，从表5可以看出，降黏剂最佳质量分数为0.3%～0.5%。根据水溶性降黏剂技术特点，除第一周期外，其他吞吐周期应采用乳化降黏技术。

表5 不同质量分数的水溶性降黏剂的降黏率

2.3 氮气助排技术

针对春光油田超稠油油藏埋藏深、举升难度大等问题，配套应用了氮气助排技术。主要有以下4个方面的作用：①油井在注汽时，通过伴蒸汽向地层注入氮气，利用氮气良好的膨胀性，扩大蒸汽和降黏剂的波及体积；②通过注入氮气，增加地层能量，提高回采水率，改善油井生产效果；③氮气密度低，静压柱小，举升油流时，油－氮混合液柱梯度小，对地层回压低，能有效地增加生产压差；④由于气体的作用，使降黏剂与原油作用更加充分，改善水溶性降黏剂乳化效果。依据试验结果，春光油田超稠油开发氮气助排技术中，氮气用量按汽液体积比10∶1至25∶1设计。

3 应用效果分析

2013年下半年，在春光油田超稠油开采过程中，应用了热化学辅助蒸汽吞吐技术。如表6所示，水平井平均日产油量由未实施的4.3t提高到7.7t，周期产油量量由未实施的507.4t提高到765.5t，油汽比由0.21提高到0.40。直井平均日产油由未实施的3.1t提高到4.0t，周期产油量由未实施的165.4t提高到293.0t，油汽比由0.26提高到0.32，取得了较好的应用效果。

表6 春光油田热化学辅助吞吐应用效果统计表

4 结论

1）由于春光油田超稠油油藏存在埋藏深、厚度薄、黏度高等不利因素，导致开采过程中井筒热损失大，原油进泵困难和举升难度大，最终表现为周期生产时间短，油汽比低，经济效益差，需要配套热化学辅助吞吐工艺技术，以改善中深薄层超稠油油藏开发效果。

2）相同温度下，随着原油含水率的升高，原油黏度显著上升。当含水率超过转相点后，原油黏度明显下降，乳状液转向点含水率在60%～70%之间。

3）春光油田应用热化学辅助吞吐技术后，油井日产油量、周期产油量和油汽比显著提高，油井产状得到明显改善，为中深薄层超稠油油藏开发提供了技术支撑。

［1］陈秋芬，王大喜，刘然冰 .油溶性稠油降黏剂研究进展 ［J］.石油钻采工艺，2004，26（2）：45～48.

［2］柳荣伟，陈侠玲，周宁 .稠油降黏技术及降黏机理研究进展 ［J］.精细石油化工进展，2008，22（4）：20～25.

［编辑］ 帅群