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| 內容簡介： |
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《稠油活化水驱油技术探索与先导试验》系统总结和梳理了作者团队在海上稠油活化水驱油技术方面十多年来的研究成果与先导试验，主要包括稠油活化剂的设计、合成与作用机理，稠油活化水驱油体系渗流特性与驱油性能，稠油活化水驱油藏工程技术，稠油活化剂溶液快速配制技术，稠油活化水驱采出液处理技术，还介绍了海上稠油活化水驱油先导试验的效果。稠油活化水驱油技术通过其先导试验，综合验证了其技术的有效性、经济可行性和实施安全性，是提高稠油采收率的有效技术路径。
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目录序前言第1章 提高稠油采收率技术概述 11.1 稠油聚合物驱油技术与应用 31.1.1 国外油田稠油聚合物驱油技术 31.1.2 我国油田稠油聚合物驱油技术 61.2 稠油化学复合驱油技术与应用 81.3 稠油热采技术与应用 101.4 海上稠油热采技术与应用 101.5 稠油活化水驱理念与技术思路 111.6 小结 12参考文献 12第2章 稠油活化剂设计、合成与作用机理 162.1 稠油活化剂结构设计与合成 172.1.1 功能单体结构设计原则 172.1.2 功能单体的合成与表征 232.1.3 稠油活化剂合成 282.2 稠油活化剂对水相的增黏作用 312.2.1 稠油活化剂在溶液体相中的聚集行为 312.2.2 稠油活化剂在固-液界面的聚集行为 332.2.3 稠油活化剂体系黏浓关系 342.3 稠油活化剂在油水界面的性能 352.3.1 稠油活化剂溶液-稠油间的界面活性 352.3.2 稠油活化剂溶液在油膜表面的接触角 362.3.3 稠油活化剂溶液-稠油重质组分间的界面黏弹性 362.4 稠油活化剂作用前后沥青质聚集体变化 372.4.1 稠油活化剂作用后沥青质聚集体形貌 372.4.2 稠油活化剂作用后沥青质聚集体结构 382.5 稠油活化剂对稠油的拆解作用 382.5.1 稠油活化剂拆解沥青质聚集体分子模拟 382.5.2 稠油活化剂对稠油的拆解分散作用 402.5.3 稠油活化剂对稠油的剥离作用 412.6 稠油活化剂对稠油的降黏作用 432.7 稠油活化剂的驱油作用机理 442.7.1 稠油活化剂的微观驱油特性 442.7.2 稠油活化水驱油体系的动态调驱作用 462.8 小结 51参考文献 51第3章 稠油活化水驱油体系渗流特性与驱油性能 533.1 稠油活化剂在不同渗透率层中的吸入能力 533.2 稠油活化剂在多孔介质中的运移能力 553.3 稠油活化剂建立渗流阻力的能力 563.4 稠油活化剂的相渗*线特征 583.5 稠油活化剂的驱油性能 613.5.1 三层非均质岩心驱替实验 613.5.2 平板均质岩心驱替实验 623.6 小结 65参考文献 65第4章 稠油活化水驱油藏工程技术 674.1 稠油活化水驱油藏筛选与资源潜力评价 674.1.1 稠油活化水驱技术适用的油藏条件 674.1.2 稠油活化水驱油藏资源与潜力评价方法 694.2 稠油活化水驱相渗*线测定技术 704.3 稠油活化水驱油藏数值模拟技术 724.3.1 稠油活化水驱数学模型的建立 724.3.2 稠油活化水驱高效数值模拟方法 784.3.3 稠油活化水驱关键参数反演及敏感性分析 834.4 稠油活化水驱油藏工程方案编制 884.4.1 目标区筛选原则 894.4.2 注水开发评价及指标预测 894.4.3 油藏工程方案设计 894.4.4 经济指标评价 914.4.5 动态监测 914.5 稠油活化水驱效果评价方法 934.6 小结 95参考文献 96第5章 稠油活化剂溶液快速配制技术 975.1 稠油活化剂快速溶解机理 975.1.1 溶解过程实验研究 985.1.2 溶解动力学模型 995.2 稠油活化剂的溶解性 1035.3 稠油活化剂溶液配制工艺设计 1045.4 稠油活化水驱油溶液快速配制装置 1075.4.1 设计依据 1075.4.2 室内实验 1125.5 稠油活化剂溶液地面快速配制现场应用 1135.6 小结 114参考文献 115第6章 稠油活化水驱采出液处理技术 1166.1 采出液中残留稠油活化剂水解度与分子量 1166.1.1 不同性质稠油活化剂制备 1166.1.2 稠油活化剂水解度的测定 1166.1.3 稠油活化剂黏均相对分子质量的测定 1176.2 稠油活化剂对W/O型乳状液的影响 1196.2.1 稠油活化剂对W/O型乳状液稳定性的影响 1196.2.2 稠油活化剂对W/O型乳状液流变性的影响 1216.2.3 稠油活化剂对W/O型乳状液液滴粒径分布的影响 1236.3 稠油活化剂对O/W型乳状液的影响 1266.3.1 稠油活化剂对O/W型乳状液稳定性的影响 1266.3.2 稠油活化剂对O/W型乳状液界面性质的影响 1276.4 含稠油活化剂采出液破乳与清水 1316.4.1 稠油活化剂对破乳剂性能的影响 1316.4.2 不同驱油剂对破乳剂性能影响的微观分析 1336.4.3 稠油活化剂对清水剂性能的影响 1366.4.4 不同驱油剂对清水剂性能影响的微观分析 1386.5 平台处理流程的适应性与改进方案 1406.5.1 稠油活化剂对绥中36-1-CEPO综合油样破乳的影响 1406.5.2 稠油活化剂对绥中36-1-CEPO平台G52 井油样破乳的影响 1426.5.3 稠油活化剂对绥中36-1-CEPO平台污水处理的影响 1436.6 小结 144参考文献 145第7章 海上稠油活化水驱先导试验 1477.1 稠油活化水驱先导试验 1477.1.1 先导试验的目的 1477.1.2 先导试验方案设计 1477.1.3 先导试验实施情况 1537.1.4 试验效果 1547.2 稠油活化水驱井组试验 1627.2.1 井组试验目的 1637.2.2 井组试验方案设计 1637.2.3 井组试验实施情况 1687.2.4 试验效果 1697.3 小结 175参考文献 175跋 176
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第1章提高稠油采收率技术概述 稠油是胶质和沥青质含量较高、黏度较大的原油。目前全球剩余石油资源70%以上是稠油资源，稠油资源以储量大、资源集中等特点，成为世界石油资源的重要接替，而稠油开发技术正向全球能源界展示其旺盛活力（表1-1）。 我国稠油油田大体分布在三个地区：新疆北部的准噶尔盆地西北缘稠油区，包括胜利、辽河油区在内的东部渤海湾盆地稠油区，以及仅开发了河南油田稠油的南部稠油区；其中陆上稠油、沥青资源占到石油总储量的20%以上，探明控制总储量为79.5X108t，探明稠油地质储量为20.6X108t，已动用储量为13.59X108t，剩余储量约7.01X108t[2，3]。我国已成为继美国、加拿大和委内瑞拉之后的第四大稠油生产国。我国海上已发现各类石油储量63X108t，其中以渤海海域为主，该海域储量约占总储量的70%，其中原油黏度大于50mPa？s的稠油储量占比约56%。因此，海上稠油油藏的高效开发对于最大化利用探明石油资源具有重要的现实意义和长远影响。 在稠油开采中，目前常用的提高采收率的技术方法主要包括水驱、热采和化学驱等技术[4]。 关于稠油水驱技术，前人已有大量深人的认识。在水驱开发时，稠油黏度高会导致严重的黏性指进，使前缘过早突破，波及效率和驱油效率极为有限，使普通稠油油藏水驱采收率较低[5]。 稠油热采方法主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、周期注蒸汽、火驱等，热采也是目前国内外陆上稠油油藏广泛采用的开发方法。SAGD技术[6，7]主要是依靠注人井与采出井之间的热连通，即先注人的蒸汽经过预热阶段后，注采井之间形成热连通渠道，继而在上方和侧面形成蒸汽腔，可以与没有流动能力的高黏原油发生热交换，被加热后的原油和冷凝的蒸汽依靠自身的重力泄到下部采出井中。1987年，SAGD技术在加拿大AOSTRA油田进行了先导性试验并取得成功。随后，该技术逐渐在全球范围内得到应用和推广，尤其是在加拿大、美国、委内瑞拉和中国等国家的稠油和油砂开采中应用[8]。该技术已于1996年在辽河油田应用[9]，试验区取得采收率为45%～60%的良好效果；同时，在加拿大和委内瑞拉等国家的应用也取得了成功，现已成为稠油和超稠油开采的重要手段。注蒸汽[1^是稠油的另一常规开发方法，其中包括蒸汽驱、蒸汽吞吐[11，12]等，这些方法主要通过向地层中注人蒸汽，使地层温度升高，从而增大地层内稠油的流动性，提高采收率。 稠油热采虽然对稠油油藏的适用性较强，采收率也较高，但由于受到热、蒸汽和溶剂的限制，当油藏处于寒带或高寒带区域，同时油藏物性为薄、浅或埋藏太深的油层时，热损失较大，或当海上油田缺少配套蒸汽发生器时，这些传统的热采方法从经济及工艺可操作性的角度上都存在局限[13，14]。因此，研究稠油冷采提高采收率的方法非常迫切，尽管稠油出砂冷采已成为一种开采稠油的方法，但该方法的最终采收率仅为8%～15%。 国内外研究表明，包括聚合物驱、二元和三元驱等在内的化学驱油技术也是稠油提高采收率的重要接替手段，不但投人成本小，而且工艺流程也较简单。以二元和三元驱为代表的化学驱油技术能够改变地层相对渗透率、岩石润湿性及驱替相黏度，其注人流体既能进行流度控制又能降低界面张力，从而使驱油效率和波及系数增加，是进一步有效提高采收率的方法之一，对于我国部分稠油油藏改善开发效果、提高原油采收率具有重要意义。 海上油田聚合物驱与陆上油田聚合物驱具有不同的特点，聚合物溶液配制多采用地层水源井水或与生产污水混配，同时海上油田开发要求聚合物溶液具有更强的耐温、耐盐及高效增黏特性，因此以AP-P4为典型代表的缔合聚合物便成为一种选择，其已经在绥中36-1油田聚合物驱试验中得到了成功应用[27]。该试验区地层原油黏度平均值为70mPa？s，具有高密度、低含硫量、低含蜡量等特点，其成功实践表明聚合物驱是海上稠油提高采收率的有效技术。截至2023年，研究筛选出我国全海域12个稠油油田区块适合开展化学驱，覆盖地质储量超过6X108t。 鉴于渤海油田稠油资源丰富，为拓展化学驱的原油黏度适用范围上限、提高化学驱经济性而研发的稠油活化水驱油技术，可在增加水相黏度、降低水相流度的同时，拆解原油重组分降黏而提高油相流度，兼具扩大波及体积、提高洗油效率的作用，打破了海上稠油冷采提高采收率的“技术禁区”，有望成为破解稠油提高采收率难题的新途径。 1.1稠油聚合物驱油技术与应用 1.1.1国外油田稠油聚合物驱油技术 聚合物驱是*早使用的化学驱方法，由于其在油藏的适应范围广、采收率高、采油速度快等方面具有明显优势，以及在提高常规原油采收率中的成功实践，已成为除传统热采外的另一种提高稠油采收率的化学驱方法。聚合物驱油是在注人水中加人少量水溶性高分子聚合物，通过增加水相黏度，降低水相渗透率来改善流度比，减缓驱替相的黏性指进现象，使平面推进更加均勻，调整吸水剖面，在扩大波及体积的同时提高微观驱油效率[28]，从而提高原油采收率。以大量的实验研究为基础，早期公认的适合聚合物驱油藏的原油地层黏度应小于100mPa？s，含油饱和度应高于30%，渗透率应大于20X10-3μm2，厚度应大于3m，且地层温度须低于90°C。但也发现全球有11个地层原油黏度大于100mPa？s的油田采用聚合物驱，均取得了较好的开发效果（表1-2）[14]。 早在20世纪60年代，Bleakley[31]就报道了聚合物驱在稠油油藏的现场先导试验。1977年，马拉松（Marathon）石油公司的Knight和Rhudy[32]通过室内实验揭示了聚合物驱提高稠油采收率的潜力。他们向渗透率为3700X10-3～5900X10-\\m2、孔隙度为35%的渥太华（Ottawa）填砂模型中注人聚丙烯酰胺（PAM）溶液，分别驱替黏度为220mPa？s的Wyoming原油和1140mPa？s的模拟油。实验显示，水驱流度比高达30，而聚合物驱成功将Wyoming原油和模拟油的流度比分别大幅降低至0.34和3.20;最终，两种原油聚合物驱采收率在19%～31%，显著证实了聚合物溶液对改善稠油开发效果的有效性。 2007～2009年，Wang和Dong[33，34]利用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）溶液在均质和非均质填砂模型中开展了驱替实验，实验原油黏度为1450mPa？s，均质模型的渗透率为7pm2，孔隙度为35%，实验*先水驱至采出程度为42%，然后注人不同黏度的聚合物溶液，实验结果表明原油采收率提高值从中等黏度聚合物溶液驱时的4%增加到高黏度聚合物驱时的19%。Wassmuth等[35]开展了采用黏度为25mPa.s的聚合物溶液驱替黏度为600～2000mPa？s的稠油的实验研究，结果表明聚合物驱的采收率*高达到20%。 在稠油聚合物驱室内实验取得良好效果的基础上，矿场试验相继实施并取得了显著效果。加拿大多个油田成功实施了以聚合物驱为主的化学驱工艺，如PeUcan Lake、穆尼（MOONEY）、Seal及梅迪辛哈特（Medicine Hat）等油田[36-38]（表1-3）。其中矿场应用*为成功的案例是位于加拿大艾伯塔埃德蒙顿以北约250km的Pelican Lake油田，该区域*初进行水平井投产，但采收率很低，之后实施了水驱，采收率提高较为明显，但有严重的水浸发生。2005年实施聚合物驱后，其中有3口井的日产油量分别由水驱阶段的18bbl、9bbl、16bbl分别增加到了232bbl、364bbl、139bbl，同时水侵现象得以缓解，聚合物驱使该区块原油采收率增加20%以上。另外，位于加拿大的EastBodo油田油藏渗透率为1000X10-\\m2，地面脱气原油黏度为600～2000mPa？s，于2006年5月实施了水平井注人聚合物矿场试验，并取得了较好的开发效果，其中采用清水配制黏度为60mPa？s的聚合物溶液，日注人量为200m3，注人井井口平均压力为0.6MPa。此外，萨斯喀彻温省在稠油油藏开发中聚合物驱技术的应用规模差异较大，一些大型项目拥有近100口注入井，同时也存在注入井规模相对较小的项目。在PalicanLake油田，聚合物驱使采收率从原始地质储量的8%～12%提升至15%～20%，单井日产油量平均提高30～50bbl。注人聚合物浓度为800～1500mg/L，黏度保持在30～50mPa？s，有效改善了油水流度比。项目经济性数据显示，当油价高于50加元/bbl时，投资回收期可控制在2～3年，其中最大的提高采收率（EOR）项目覆盖面积达25km2，累积增产原油超过500X104bbl。但现场监测表明，聚合物在地层中的保留率为15%～25%，需通过定期调剖（每6～12个月）维持驱替效率[39]。加拿大稠油油藏聚合物驱及配套水平井技术的成功应用，为世界范围内稠油油田的有效开发提供了很好的经验借鉴。 Tambaredjo油田的苏里南试验区油层有效厚度为6.7m，孔隙度为33%，渗透率为3～6pm2，原油在油藏温度36°C条件下的黏度为400mPa？s。2008年9月开始实施聚合物驱，注人浓度为1000mg/L的聚合物溶液，日注人量为32m3，比之前的注水量减少了38.5%～90%，采油井见聚浓度为44～60mg/L，到2010年，累积注人聚合物0.22PV（PV为岩石的孔隙体积）。大约1年后，五点法井网中两口井出现聚合物前缘突破，并发现聚合物溶液从配制容器到井口的黏度大约损失7%，注人地层后的黏度损失接近40%。同样地，该区块聚合物驱也取得了显著效果。 位于阿曼南部的Marmul油田于1956年被发现，1981年获得工业油流，该油田为稠油油藏，地质储量为390X104m3，但难以开发。该油田卡拉塔（Kalata）层位埋深610m，地层温度为46C，原油黏度为80～110mPa？s，聚合物驱取得了良好的开发效果。**阶段的小规模聚合物驱试验井网为一注四采，试验区的地质储量为19X104m3，注人的聚合物PAM的浓度为100mg/L，日注人量为500m3，聚合物溶液黏度为15mPa？s。在注人0.23PV的空白水驱后，注人0.63PV的聚合物段塞，再注人0.34PV的后续水驱。自2010年实施大规模聚合物驱以来，至今已运行超过15年，形成了完善的数据采集与异常监测系统，实现采收率提高约50%[40]。 米尔恩点（MilnePoint）油田位于阿拉斯加北坡，自2018年起实施了聚合物驱油项目，并迅速从两个小规模的试验项目扩展到全油田应用。目前，该油田拥有9个聚合物模块化撬装系统，针对该油田储层平均渗透率为100X10-3～1000X10-3μm2，原油黏度为13～1300mPa？s，通过50个水平井以6×104bbl/d的速度注人聚合物。矿场应用表明，聚合物驱油技术显著提高了原油采收率，即使在未经过水驱的储层中直接实施聚合物驱油，采收率也高达34%。此外，Milne Point油田还通过调整井距和优化注人方式进一步提高聚合物驱油的效果。总体而言，Milne Point油田的聚合物驱油项目展示了该技术在提高采收率方面的巨大潜力，为类似油田的开发提供了宝贵的经验[41]。 巴西Peregrino油田位于里约热内卢海岸以东85km的海上，水深约100m，约有4X108bbl可采石油储量。储层埋深约为2200m。油田储层为未胶结中高渗砂岩，孔隙度平均为28%，渗透率为1～10-2。储层初始压力为23MPa，温度约80C，地层原油为中度稠油，气油比为5～33（m3/m3），平均黏度为250mPa？s。该油田于2011年4月投产，油田开发主要靠边底水能量和产出水回注补给油藏能量，截至2018年底，油田有39口生产井和7口注水井（水平段长度800～1200m），综合采收率为16%。因为该油藏储层的强非均质性与高油水流度比影响较大，地层水和注人水早期窜进，生
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