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摘要：经过多年开发，稠油开采的矛盾日益突出。部分油藏由于埋藏深、层薄、低渗、敏感、低能等原因，长期难以动用;部分已开发油藏由于地层能量下降快、边水内侵等原因，造成产量大幅度递减、采收率低;部分油藏由于储层、原油物性差，或开发后期等原因，开发效益差;针对上述问题，我们在2019-2020年研发并实施了LPA技术体系，通过转换开发方式、改善单井生产等措施，提高储量动用率、采收率及经济效益。通知研究与应用稠油冷采技术，解决了深层、低渗、敏感、净毛比低、井况复杂不适于蒸汽吞吐的稠油油藏的问题，对于提高原油流动性，改善油井开发效果，提高经济效益有积极的作用，对于同类型油藏具有较好的推广应用前景。
关键词：稠油;冷采;LPA;机理;降粘;性能;应用;开发效果
中图分类号：TE357.46
一、区块概况
1.区块地质特征
杜813块兴隆台油层位于曙一区南部，北邻杜84块，西接杜212块，东邻杜80块。开发目的层为沙一+二段兴隆台油层，构造形态整体上为一北东走向、南东倾向的单斜构造，地层倾角一般在3～10°，含油面积4.6km2，油藏埋深730-980m ，单层厚度15-38m，顶底水发育，开发目的层为兴隆台油层，地质储量2568×104t。
杜813块兴隆台油层储层物性较好，平均孔隙度为30.2%，平均渗透率为1633mD，为高孔、高渗储层。杜813块兴隆台油层属于超稠油，原油密度（20℃）平均为1.0098g/cm3，地面脱气原油粘度（50℃）平均为108880mPa·s，一般60000mPa·s～180000mPa·s。
区块原始地层压力7.5-9.4MPa，压力系数0.98，原始地层温度38℃。地层水型为NaHCO3型，地层水总矿化度为2238mg/L。
2.开采现状
杜813块油井总井数99口，目前开井66口，日产液950吨，日产油229吨，含水75.9%，累产油43.1236万吨，累产水85.6858万吨，累注汽128.5639万吨，累积油汽比0.34。采油速度1.9%，采出程度10.1%。
二、LPA体系驱油机理及性能
对于原油粘度较高的稠油、特稠油，常规一次开采的效果较差，对于某些储层物性较差的油藏，热采技术也很难于取得较好的技术经济效果，这时就需要进行利用新的先进科学技术改善区块开发效果。
LA：溶于轻质组分，分解蜡质。
PB：分解胶质和沥青质。
AMPS：强亲水基团。
AA：亲水降表面张力，防止原油聚并，避免粘度反弹，强电负性的AA易与Ca2+、Al3+等高价正离子形成水溶性络合物，避免泥化产生。
FA：油溶性降粘剂。
1. LPA体系驱油机理
LPA体系为高分子聚合物，具备水相增粘、油相降粘、降低界面张力、改善储层渗流能力的作用。LPA体系通过不断水解，形成持续叠效降粘作用，同时降低油水界面张力。
（1）水相增粘。LPA溶于水，提升水相粘度。
（2）油相降粘。LA和PB分解胶质、沥青质，水解后的FA为油溶性降粘剂，实现叠效降粘。
（3）降低界面张力。同时具备两亲性质，可以降低油水界面张力，防止聚并。
（4）改善储层渗流能力。强电负性的AA络合Ca2+、Mg2+，避免泥化产生。
2. LPA体系驱油性能
（1）产品稳定性：耐高温
温度上升原油黏度下降，表观降黏率下降，但降黏后原油黏度均在可流动范围，优化的活性高分子对不同油品的适应性大幅提高;因140°C以上黏度过低，超出黏度测量范围，估测耐温>180°C。
（2） 产品稳定性：耐矿化度
以KCl，Na2SO4和NaHCO3模拟地层水矿化度，单体AMPS可以保证聚合物的水溶性，矿化度增加基本不影响降黏效果。
三、稠油冷采吞吐技术
3.主要解决问题：
（1）深层、低渗、敏感、净毛比低、井况复杂不适于蒸汽吞吐的稠油油藏;
（2）稠油热采开发后期及普通稠油油藏注汽引效经济效益差。
2.室内评价
显微镜下微观形态和实验数据表明，稠油分散明显，油水体系粘度降幅在50%以上。
3.技术适用性
对于边底水普通稠油，浅薄层特稠油、多轮次吞吐后低效开发，套损无法注汽、近井地带堵塞稠油井等情况均具备较好效果。
（1）储层要求：储量落实，具备一定的物质基础，井间剩余油富集。
（2）油藏条件要求：直斜井油层厚度3m以上，水平井水平段不少于30米，未有明显的边底
（3）水突破，最好为中高渗储层，尽量不选强敏感性储层。
（4）油井含水要求：大于25%，小于90%。
（5）原油粘度要求：50?C下脱气粘度<50000mPa·s;储层条件下保证有流动性。
（6）地层能量要求：有一定的地层能量。
（7）地层温度要求：在储层温度下要求稠油可以流动即可。
（8）油井类型要求：水平井、直斜井均可，套漏井必须封堵试压合格，不选套损严重井。
四、现场实施情况
1.选井原则
（1）处于注汽末期，液量相对稳定，含水上升，产量递减较快。
（2）供液能力良好，每轮注汽后均有峰值产量，具有提高单井产能的物质基础。
（3）热采末期，在近井周围存在原油堆积的可能性，具备冷采注剂的可行性。
（4）物质基础丰富，挖潜潜力大。整体动用程度低，剩余可采储量大。
（5）原油粘度高，膠质沥青质含量在30%以上，属于冷采吞吐技术适用范围。
（6）井况良好，热采效果变差，转冷采吞吐的时机合适
2.实施效果
2019～2020年，针对低效长停井、高含水井、低液量井，开展矿场实验8井次，初期日增油33.3t，目前日增油24.1t，累增油4111.8t。
五、经济效益测算
截至目前杜813稠油区块8口井实施稠油冷采技术累计增油4111.8吨，创经济效益806.872万元，该技术具有较好经济效益。
六、结语
（1）稠油冷采技术能有效降低原油粘度，提高原油流度。
（2）杜813块物质基础丰富，挖潜潜力大，整体动用程度低，剩余可采储量大。
（3）稠油冷采技术开发成本低，增油效果好，具有较好的经济效益。
（4）稠油冷采技术经济可行，可在同类油藏具有指导意义和推广价值。
参考文献：
[1] 普通稠油化学驱及机理研究进展[J]. 李锦超. 精细石油化工进展. 2015（04）
[2] 化学驱提高普通稠油采收率的研究进展[J]. 裴海华，张贵才，葛际江，刘清华，王洋，王冲. 油田化学. 2010（03）
[3] 稠油降粘剂降粘技术研究[J]. 王培. 辽宁化工. 2018（09）
[4] 中国石化提高采收率技术研究进展与应用[J]. 计秉玉，王友启，聂俊，张莉，于洪敏，何应付. 石油与天然气地质. 2016（04）
[5] 辽河常规稠油油藏的聚合物驱问题研究[J]. 蒋明，许震芳. 水动力学研究与进展（A辑）. 1999（02）
（中油辽河油田分公司 辽宁省 盘锦市 124114）
关键词：稠油;冷采;LPA;机理;降粘;性能;应用;开发效果
中图分类号：TE357.46
一、区块概况
1.区块地质特征
杜813块兴隆台油层位于曙一区南部，北邻杜84块，西接杜212块，东邻杜80块。开发目的层为沙一+二段兴隆台油层，构造形态整体上为一北东走向、南东倾向的单斜构造，地层倾角一般在3～10°，含油面积4.6km2，油藏埋深730-980m ，单层厚度15-38m，顶底水发育，开发目的层为兴隆台油层，地质储量2568×104t。
杜813块兴隆台油层储层物性较好，平均孔隙度为30.2%，平均渗透率为1633mD，为高孔、高渗储层。杜813块兴隆台油层属于超稠油，原油密度（20℃）平均为1.0098g/cm3，地面脱气原油粘度（50℃）平均为108880mPa·s，一般60000mPa·s～180000mPa·s。
区块原始地层压力7.5-9.4MPa，压力系数0.98，原始地层温度38℃。地层水型为NaHCO3型，地层水总矿化度为2238mg/L。
2.开采现状
杜813块油井总井数99口，目前开井66口，日产液950吨，日产油229吨，含水75.9%，累产油43.1236万吨，累产水85.6858万吨，累注汽128.5639万吨，累积油汽比0.34。采油速度1.9%，采出程度10.1%。
二、LPA体系驱油机理及性能
对于原油粘度较高的稠油、特稠油，常规一次开采的效果较差，对于某些储层物性较差的油藏，热采技术也很难于取得较好的技术经济效果，这时就需要进行利用新的先进科学技术改善区块开发效果。
LA：溶于轻质组分，分解蜡质。
PB：分解胶质和沥青质。
AMPS：强亲水基团。
AA：亲水降表面张力，防止原油聚并，避免粘度反弹，强电负性的AA易与Ca2+、Al3+等高价正离子形成水溶性络合物，避免泥化产生。
FA：油溶性降粘剂。
1. LPA体系驱油机理
LPA体系为高分子聚合物，具备水相增粘、油相降粘、降低界面张力、改善储层渗流能力的作用。LPA体系通过不断水解，形成持续叠效降粘作用，同时降低油水界面张力。
（1）水相增粘。LPA溶于水，提升水相粘度。
（2）油相降粘。LA和PB分解胶质、沥青质，水解后的FA为油溶性降粘剂，实现叠效降粘。
（3）降低界面张力。同时具备两亲性质，可以降低油水界面张力，防止聚并。
（4）改善储层渗流能力。强电负性的AA络合Ca2+、Mg2+，避免泥化产生。
2. LPA体系驱油性能
（1）产品稳定性：耐高温
温度上升原油黏度下降，表观降黏率下降，但降黏后原油黏度均在可流动范围，优化的活性高分子对不同油品的适应性大幅提高;因140°C以上黏度过低，超出黏度测量范围，估测耐温>180°C。
（2） 产品稳定性：耐矿化度
以KCl，Na2SO4和NaHCO3模拟地层水矿化度，单体AMPS可以保证聚合物的水溶性，矿化度增加基本不影响降黏效果。
三、稠油冷采吞吐技术
3.主要解决问题：
（1）深层、低渗、敏感、净毛比低、井况复杂不适于蒸汽吞吐的稠油油藏;
（2）稠油热采开发后期及普通稠油油藏注汽引效经济效益差。
2.室内评价
显微镜下微观形态和实验数据表明，稠油分散明显，油水体系粘度降幅在50%以上。
3.技术适用性
对于边底水普通稠油，浅薄层特稠油、多轮次吞吐后低效开发，套损无法注汽、近井地带堵塞稠油井等情况均具备较好效果。
（1）储层要求：储量落实，具备一定的物质基础，井间剩余油富集。
（2）油藏条件要求：直斜井油层厚度3m以上，水平井水平段不少于30米，未有明显的边底
（3）水突破，最好为中高渗储层，尽量不选强敏感性储层。
（4）油井含水要求：大于25%，小于90%。
（5）原油粘度要求：50?C下脱气粘度<50000mPa·s;储层条件下保证有流动性。
（6）地层能量要求：有一定的地层能量。
（7）地层温度要求：在储层温度下要求稠油可以流动即可。
（8）油井类型要求：水平井、直斜井均可，套漏井必须封堵试压合格，不选套损严重井。
四、现场实施情况
1.选井原则
（1）处于注汽末期，液量相对稳定，含水上升，产量递减较快。
（2）供液能力良好，每轮注汽后均有峰值产量，具有提高单井产能的物质基础。
（3）热采末期，在近井周围存在原油堆积的可能性，具备冷采注剂的可行性。
（4）物质基础丰富，挖潜潜力大。整体动用程度低，剩余可采储量大。
（5）原油粘度高，膠质沥青质含量在30%以上，属于冷采吞吐技术适用范围。
（6）井况良好，热采效果变差，转冷采吞吐的时机合适
2.实施效果
2019～2020年，针对低效长停井、高含水井、低液量井，开展矿场实验8井次，初期日增油33.3t，目前日增油24.1t，累增油4111.8t。
五、经济效益测算
截至目前杜813稠油区块8口井实施稠油冷采技术累计增油4111.8吨，创经济效益806.872万元，该技术具有较好经济效益。
六、结语
（1）稠油冷采技术能有效降低原油粘度，提高原油流度。
（2）杜813块物质基础丰富，挖潜潜力大，整体动用程度低，剩余可采储量大。
（3）稠油冷采技术开发成本低，增油效果好，具有较好的经济效益。
（4）稠油冷采技术经济可行，可在同类油藏具有指导意义和推广价值。
参考文献：
[1] 普通稠油化学驱及机理研究进展[J]. 李锦超. 精细石油化工进展. 2015（04）
[2] 化学驱提高普通稠油采收率的研究进展[J]. 裴海华，张贵才，葛际江，刘清华，王洋，王冲. 油田化学. 2010（03）
[3] 稠油降粘剂降粘技术研究[J]. 王培. 辽宁化工. 2018（09）
[4] 中国石化提高采收率技术研究进展与应用[J]. 计秉玉，王友启，聂俊，张莉，于洪敏，何应付. 石油与天然气地质. 2016（04）
[5] 辽河常规稠油油藏的聚合物驱问题研究[J]. 蒋明，许震芳. 水动力学研究与进展（A辑）. 1999（02）
（中油辽河油田分公司 辽宁省 盘锦市 124114）