提高稠油热采开发效率技术——DM-09高温洗油剂体系
一、产品项目简介
针对目前稠油开发存在注汽效果逐渐变差、原有化学辅助吞吐技术具有局限性（耐高温、高盐性能差）等问题，研制更为高效的高温洗油剂，在蒸汽吞吐中，将耐高温的洗油剂作为添加剂伴蒸汽注入（或前置段塞注入），可以有效降低注汽压力，改善注汽效果；降低油水界面张力，实现高温下良好的洗油效率；降低原油粘度，改善流动性；有效地剥离岩石表面的油膜，从而提高蒸汽驱替效率，达到延长生产周期，提高原油采收率的目的。
在稠油蒸汽吞吐开采中提高蒸汽的洗油效率将直接影响稠油的采收率及单井产量，因此在现有蒸汽注入技术手段的同时，如何发挥蒸汽波及面上的洗油效率对提高稠油产量是可行的技术。
该产品抗高温的能力达400℃, 满足蒸汽吞吐的需要，可以伴蒸汽注入（或段塞注入），能大幅度提高稠油井产量。该产品主剂为阴阳两性离子型C20氨基类表面活性剂，对油田地层温度和含盐条件等没有特殊要求，现场操作简单易行，其稳定性良好，不污染地层，具有其他 添加剂无可比拟的优势。
二、合作实验单位
本项目所有实验均在中国石油辽河油田公司勘探开发研究院试验中心进行，该试验中心是国内石油企业的集油田勘探开发于一体、整体通过国家实验室认可/计量认证的综合性试验研究单位之一。
三、主要性能指标
项 目 | 指 标 |
外观 | 浅黄色液体 |
密度（25℃），g/mL | 0.85～0.95 |
闭口闪点，℃ | ≥30 |
有机氯含量 | 无 |
降粘率（原油粘度：10000-50000 mPa·s ）（50℃），% | ≥90 |
洗油率（60℃），% | ≥95 |
耐温性（300℃，恒温24h；洗油率），% | ≥90 |
四、驱油效率比较
不同驱油方案驱油效果的比较
实验方案 | 实验一 | 实验二 | 实验三 |
驱替方式 | 热水驱 | 热水+洗油剂体系段塞+热水 | 热水+洗油剂体系伴注 |
实验用油 | 楼71107 | 楼71107 | 楼71107 |
水驱驱油效率(%） | 62.6 | （62.6） | （62.6） |
总驱油效率(%) | 62.6 | 70.0 | 71.1 |
驱油效率提高幅度(%) | 7.4 | 8.5 | |
（实验用油：河南油田71107井原油） | |||
不同含油饱和度下转注洗油剂的洗油效果数据表
样号 | 驱油方式 | 转注时机 | 驱油效率 | ||||
出口 | 含油 | 转注前 | 转注后 | 总驱 | 驱油效率增加 | ||
1 | 热水驱 | / | / | / | / | 63.04 | |
2 | 热水+洗油剂伴注 | 60~70 | 54.57 | 32.51 | 40.21 | 72.72 | 9.68 |
3 | 热水+洗油剂段塞 | 60~70 | 51.97 | 33.12 | 44.54 | 77.66 | 14.62 |
5 | 热水驱 | / | / | / | / | 57.94 | |
6 | 热水+洗油剂伴注 | ＞98 | 27.38 | 53.74 | 11.62 | 65.36 | 7.42 |
7 | 热水+洗油剂段塞 | ＞98 | 29.78 | 53.47 | 10.48 | 63.95 | 6.01 |
（实验用油：“胜利油田广9区块CNP40井”脱气脱水原油） | |||||||
五、主要技术优势
1、DM-09很好的抗温性能，在300℃条件下性能基本不变。
2、DM-09具有很好的洗油能力，洗油率达到95%以上。
3、DM-09能显著降低稠油的粘度，混合后原油粘度下降幅度高于90%，体系降粘效果比较好。
4、DM-09高温高效洗油剂体系能显著提高驱油效率。
案 例
该产品在胜利油田草南平31井进行的现场试验应用：草南平31井属于广9块馆陶组，原始地层压力8.2～9.3MPa，油层温度50～54℃。该井50℃温度条件下，地面原油粘度一般为55714.9mPa.s。注汽前挤注高温洗油剂浓度8%溶液50m3，顶替70℃以上热污水10m3。草南平31井措施前后增油效果如图所示：
措施后，截止2013.6.26生产216天，累产油1072t，与措施前周期产油468t对比，累产油增加604t，平均日产油由3.9t提高到5.0t,生产周期由127天上升到216天，已增加89天，目前日产液8.3t，日产油2.3t，含水72.3%，效果明显。
草南平31井措施前后周期产油对比
草南平31井措施前后注汽效果对比
措施前后对比，总注汽量相同，在日注汽量较大的情况下，注汽压力下降4MPa以上，注汽天数由16天下降到13天，直到注汽最后3天，注汽压力才上升到上周期压力值。
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