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摘 要：针对杜84兴隆台边部超稠油油藏及原油物性特点，对原有化学复合吞吐工艺改进，形成解堵降压疏通与强化回采一体化技术。通过室内优选复配，确定了适用于杜84兴隆台边部区块油层处理及强化回采配方体系，能够满足解堵降压与强化回采的需要，现场应用，措施后吞吐压力降低1.4MPa，同期对比回采率提高0.2以上，有效提高边部区块油井吞吐效果。
关键词：超稠油；油层堵塞；强化采油；回采率；
引言
杜84兴隆台区块为曙光油田超稠油主力开发区块，自2000年规模开发以来，开发规模不断扩大，至2017年底，区块产量规模占到整体超稠油产量规模的30%左右。经过多年开发，区块主体部位已进入快速递减阶段，为实现区块稳产，2010年后进行区块扩边勘探开发，边部区块油藏物性与主体部位对比较差，油层中伊蒙矿物占到88%，对比主体部位增加23%，原油“四高一低”特征更加明显： 20℃时密度为1.05 g/cm2，地面脱气原油粘度为15×104mPa·s左右，平均凝固点为33℃，胶质+沥青质平均含量为61%；平均含蜡量低于2.5%。根据稠油分类标准，属于重质超稠油油藏，在常规吞吐开发过程中具有较大影响：一是新井吞吐前期注汽压力超高，普遍超过16MPa，注汽干度低于50%，蒸汽加热半径有限；二是吞吐初期回采能力较差，回采率普遍低于0.3，对后续吞吐造成不利影响；三是受超高的原油粘度影响，生产时间短，部分油井仅能维持30天正常生产，温度降低后，地层原油快速变为不可流动，生产被迫结束，而常规采用的表面活性剂复合吞吐技术，受到原油及地层物性影响，措施效果与主体区块对比不尽理想。
1 存在问题分析
超稠油油藏具有较高的原油粘度、原油密度、沥青胶质含量以及较低的含蜡量，同时油层胶结相对疏松，给生产工作带来许多难题。注汽压力高、原油粘度高，吞吐周期短、油井出砂、粘土膨胀和运移、回采水率低、地层存水多和油层纵向动用不均等是超稠油井投产效果差的主要因素[1]。而已往的油层处理剂采用无机酸+有机溶剂，虽然能够较好的解除油井的无机物堵塞、有机物堵塞[2]和溶解地层中的胶质、沥青质，从而降低油井注汽压力和原油粘度。但随着油层物性和原油物性的变差，对于粘土膨胀和颗粒运移、回采水率低、油层纵向动用不均和地层流体导流能力低等矛盾有待进一步解决。
2 改进技术思路
常规提高超稠油吞吐初期回采率的方法主要依靠解堵及助排等措施，通过对常规油层处理工艺[2][3]的总结，提出将解堵及强化回采有机结合形成一体化技术，以注汽过程中油层伤害为基础，首先优选体系中解堵部分，抑制粘土矿物水化膨胀，溶解分散残留近井地带死油（沥青、胶质、蜡等有机物），最大限度的降低吞吐注汽压力，保障注汽效果；另外以解堵部分为基础进行强化回采部分化学剂优选，大幅降低采出液流动阻力，提高油井吞吐周期回采能力，在满足储层配伍性要求基础上，研制开发的一种新型的解堵與强化回采一体化体系，从而达到一剂多用的效果，有效实现超稠油边部油井吞吐初期降压提液的需要。
3 体系配方的确定
3.1基础配方确定
超稠油区块边部新井低周期注汽伤害主要为粘土矿物水化膨胀，对此以粘土矿物溶蚀率为基础确定体系基础配方。试验方法：取100目以下岩粉5g，在温度为60℃条件下溶于20 ml酸液中，4h后过滤，烘干，称量，计算溶蚀率。选取土酸进行溶蚀性能评价，通过优选在3%HF+12%HCl浓度下，岩心溶蚀率可达到36.8%，另复配10%HBF，岩心溶蚀率可达到52.1%，在保证成本的前提下，具有较好的溶蚀性能。
3.2添加剂复配试验
取超稠油区块原油，按油、水比为7∶3的比例，在80℃的水浴中恒温30min后快速搅拌，使其乳化，形成的乳状液分散细腻均匀，实验室内用RS600旋转粘度计分别测定乳化前后的原油粘度，对比其降粘率达到99.1%。
利用超稠油区块的原油按Q/SY LH 0168-2004标准进行测定药剂的洗油性能，复配后洗油率达到87.6%。
另取超稠油区块原油与药剂混合后静置8小时，与比色管中对比复配前后油样分散情况，对比可知复配后比色管中油样基本全部分散，分散率达到85.7%。
在基础配方中添加非离子表面活性剂、乳化剂、互溶剂，通过降低岩石表面张力和原油粘度，提高采出液流动能力，从而达到强化回采的目的。
3.3药剂的配伍性评价
为验证体系对后续联合站脱水的影响，针对性考察体系与破乳剂配伍性，对曙四、曙五联合站原油的破乳脱水及后续的水质处理不产生任何不良影响。
4 现场实施效果
在杜84兴隆台边部应用12井次，与未实施的临井对比，在平均单层厚度基本相同的情况下，注汽压力均有所降低，平均单井降低1.4MPa，注汽干度提高4%。有效生产时间延长36天，采注比提高0.16，油汽比提高0.11，有效改善了油井的生产效果。具体数据见表5。
5结论
（1）室内试验表明，复配体系具有一剂多用特点，对改善超稠油边部新井低周期开发具有积极作用。
（2）该技术能够有效降低超稠油区块边部新井注汽压力，保障注汽质量。
（3）该技术对于提高油井回采能力具有积极作用。
（4）现场应用效果明显，在超稠油边部区块具有较强的推广价值。
参考文献：
[1]宋福军.曙一区杜813兴隆台油藏地质特征及开发规律研究[D].大庆：东北石油大学，2006.
[2]祝明华.KQTP解堵工艺技术.石油钻采工艺，1995（6）：85-88
[3]唐孝芬 等.油层解堵剂CY-3的性能与应用.油田化学，1998（2）：109-112
关键词：超稠油；油层堵塞；强化采油；回采率；
引言
杜84兴隆台区块为曙光油田超稠油主力开发区块，自2000年规模开发以来，开发规模不断扩大，至2017年底，区块产量规模占到整体超稠油产量规模的30%左右。经过多年开发，区块主体部位已进入快速递减阶段，为实现区块稳产，2010年后进行区块扩边勘探开发，边部区块油藏物性与主体部位对比较差，油层中伊蒙矿物占到88%，对比主体部位增加23%，原油“四高一低”特征更加明显： 20℃时密度为1.05 g/cm2，地面脱气原油粘度为15×104mPa·s左右，平均凝固点为33℃，胶质+沥青质平均含量为61%；平均含蜡量低于2.5%。根据稠油分类标准，属于重质超稠油油藏，在常规吞吐开发过程中具有较大影响：一是新井吞吐前期注汽压力超高，普遍超过16MPa，注汽干度低于50%，蒸汽加热半径有限；二是吞吐初期回采能力较差，回采率普遍低于0.3，对后续吞吐造成不利影响；三是受超高的原油粘度影响，生产时间短，部分油井仅能维持30天正常生产，温度降低后，地层原油快速变为不可流动，生产被迫结束，而常规采用的表面活性剂复合吞吐技术，受到原油及地层物性影响，措施效果与主体区块对比不尽理想。
1 存在问题分析
超稠油油藏具有较高的原油粘度、原油密度、沥青胶质含量以及较低的含蜡量，同时油层胶结相对疏松，给生产工作带来许多难题。注汽压力高、原油粘度高，吞吐周期短、油井出砂、粘土膨胀和运移、回采水率低、地层存水多和油层纵向动用不均等是超稠油井投产效果差的主要因素[1]。而已往的油层处理剂采用无机酸+有机溶剂，虽然能够较好的解除油井的无机物堵塞、有机物堵塞[2]和溶解地层中的胶质、沥青质，从而降低油井注汽压力和原油粘度。但随着油层物性和原油物性的变差，对于粘土膨胀和颗粒运移、回采水率低、油层纵向动用不均和地层流体导流能力低等矛盾有待进一步解决。
2 改进技术思路
常规提高超稠油吞吐初期回采率的方法主要依靠解堵及助排等措施，通过对常规油层处理工艺[2][3]的总结，提出将解堵及强化回采有机结合形成一体化技术，以注汽过程中油层伤害为基础，首先优选体系中解堵部分，抑制粘土矿物水化膨胀，溶解分散残留近井地带死油（沥青、胶质、蜡等有机物），最大限度的降低吞吐注汽压力，保障注汽效果；另外以解堵部分为基础进行强化回采部分化学剂优选，大幅降低采出液流动阻力，提高油井吞吐周期回采能力，在满足储层配伍性要求基础上，研制开发的一种新型的解堵與强化回采一体化体系，从而达到一剂多用的效果，有效实现超稠油边部油井吞吐初期降压提液的需要。
3 体系配方的确定
3.1基础配方确定
超稠油区块边部新井低周期注汽伤害主要为粘土矿物水化膨胀，对此以粘土矿物溶蚀率为基础确定体系基础配方。试验方法：取100目以下岩粉5g，在温度为60℃条件下溶于20 ml酸液中，4h后过滤，烘干，称量，计算溶蚀率。选取土酸进行溶蚀性能评价，通过优选在3%HF+12%HCl浓度下，岩心溶蚀率可达到36.8%，另复配10%HBF，岩心溶蚀率可达到52.1%，在保证成本的前提下，具有较好的溶蚀性能。
3.2添加剂复配试验
取超稠油区块原油，按油、水比为7∶3的比例，在80℃的水浴中恒温30min后快速搅拌，使其乳化，形成的乳状液分散细腻均匀，实验室内用RS600旋转粘度计分别测定乳化前后的原油粘度，对比其降粘率达到99.1%。
利用超稠油区块的原油按Q/SY LH 0168-2004标准进行测定药剂的洗油性能，复配后洗油率达到87.6%。
另取超稠油区块原油与药剂混合后静置8小时，与比色管中对比复配前后油样分散情况，对比可知复配后比色管中油样基本全部分散，分散率达到85.7%。
在基础配方中添加非离子表面活性剂、乳化剂、互溶剂，通过降低岩石表面张力和原油粘度，提高采出液流动能力，从而达到强化回采的目的。
3.3药剂的配伍性评价
为验证体系对后续联合站脱水的影响，针对性考察体系与破乳剂配伍性，对曙四、曙五联合站原油的破乳脱水及后续的水质处理不产生任何不良影响。
4 现场实施效果
在杜84兴隆台边部应用12井次，与未实施的临井对比，在平均单层厚度基本相同的情况下，注汽压力均有所降低，平均单井降低1.4MPa，注汽干度提高4%。有效生产时间延长36天，采注比提高0.16，油汽比提高0.11，有效改善了油井的生产效果。具体数据见表5。
5结论
（1）室内试验表明，复配体系具有一剂多用特点，对改善超稠油边部新井低周期开发具有积极作用。
（2）该技术能够有效降低超稠油区块边部新井注汽压力，保障注汽质量。
（3）该技术对于提高油井回采能力具有积极作用。
（4）现场应用效果明显，在超稠油边部区块具有较强的推广价值。
参考文献：
[1]宋福军.曙一区杜813兴隆台油藏地质特征及开发规律研究[D].大庆：东北石油大学，2006.
[2]祝明华.KQTP解堵工艺技术.石油钻采工艺，1995（6）：85-88
[3]唐孝芬 等.油层解堵剂CY-3的性能与应用.油田化学，1998（2）：109-112