一、技术简介

在改善注蒸汽开发效果方面，国内外已开展了大量的研究，例如在注蒸汽的同时，有目的地加入一些化学剂以改善热力采油的效果；加入驱油剂以改善油层岩石的润湿性及界面张力，降低残余油饱和度；加入降粘剂以降低稠油粘度，减小原油流动阻力，从而取得更好的采油效果。

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。但目前使用的驱油剂、降粘剂在耐温性能上存在不足，很难发挥应用的效率。针对该情况在蒸汽吞吐中通过使用DM-09高温洗油剂，提高蒸汽驱替效率、改善稠油流动性。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。DM-09高温洗油剂主要性能指标见表1-1。

该产品主剂为阴阳两性离子型C20氨基化合物类表面活性剂，分子式为R3 C20(O)--N(R1)(R2)，由表面活性剂和溶剂油等复配而成。

高温洗油剂作用机理：一是降低油水界面张力，提高洗油效率；二是降低原油粘度，改善流动性。

    （1）降低油水界面张力

高温洗油剂主要成分是两性表面活性剂。该两性表面活性剂由于具有较长的烷基链，因此具有较强的降低油水界面张力的作用。由粘附功公式可知，油水界面张力越低，驱油体系从岩石表面剥离油滴的能力越强。

    根据界面张力和剩余油饱和度的关系，当界面张力小于0.01mN/m时，波及区域的剩余油饱和度可大幅度降低。如图1-1所示：

    （2）降低稠油粘度的作用

稠油之所以粘度高，主要是因为稠油中胶质沥青质含量高造成的。稠油中的胶质、沥青质可看成含有大量杂原子的芳香薄片，如图1-2所示：

稠油中的胶质、沥青质薄片可通过静电作用、氢键作用、极性作用、π-π堆叠效应形成如图1-3所示的超分子结构，从而使的稠油具有较高的粘度。

在较高温度下，稠油中胶团结构比较松散，洗油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。

 二、现场应用效果评价
     （一）河南油田现场试验应用情况
    1、现场试验效果评价

所完成的15井次中，主要生产Ⅲ油组和Ⅳ油组，填深在250米至450米，平均单层厚度1.7米，组合厚度4.88米，地层条件下原油粘度5000mPa.s到30000mPa.s，主要为普通稠油Ⅱ类和特稠原油。
（1）措施前后吞吐效果分析

                    措施井在平均日产油、措施增油、油汽比等方面见到了好的效果（表2-1）。

从表2-1可见，采取高温洗油剂措施后，平均日产油由上周期的1.2t/d提高到1.44t/d，平均油汽比由上周期的0.31提高到0.37,油汽比提高0.06；15口井措施中有12口井见到增油效果，见效井平均单井增油122吨，合计增油1473.2吨。

（2）对应汽窜井洗油效果分析

在河南油田稠油热采过程中，经过多轮次蒸汽吞吐，井间汽窜严重。由于汽窜现象的发生，导致对应汽窜井温度升高，含水升高，并使得部分井由于汽窜严重被迫关井。也是由于汽窜现象的发生，使得蒸汽波及体积减小，驱油效率变低。在注汽过程中，由于伴蒸汽加入了高温洗油剂，提高了洗油效率，抑制了汽窜减油，部分汽窜井生产情况得到改善，累计增油806.4吨。

        典型井例：楼3033井

楼3033井是井楼油田三区北部2003年8月14日投产的采油井，2008年4月29日上返到IV1-3层生产，砂厚3.9米，效厚3.2米。
井楼油田三区IV1-3层属特稠油油藏，由于原油粘度较高，吞吐效果较差。截止到措施前该井IV1-3层累计吞吐1个周期，累计注汽868吨，累计产液374吨，累计产油97吨，采注比0.43，油汽比0.11，核实采出程度2%。措施前日产液4.3吨，日产油0吨，含水99%。为了改善油井的开发效果，提高蒸汽驱油效率，2008年7月12日至16日对楼3033井采取了高温洗油先导试验。

措施后生产效果明显改善。排水期由上周期的7天降至3天，峰值日产油量由3.6吨提高至4.6吨，平均日产油由1.46吨提高到2.52吨，累产油由85吨上升到289.3吨，油汽比由0.1提高到到0.35，见到了很好的措施效果。

        2、推广应用效果评价

对措施井生产效果进行统计对比，截止2011年9月24日，10口措施井生产周期结束。具体措施效果情况见表2-4。
措施井在周期产油、平均日产油和油汽比等方面见到了好的效果。平均油汽比由0.16上升到0.24，平均单井增油83吨，合计增油665吨。

      （二）胜利乐安油田现场试验情况

2012年广9区块薄层砾岩超稠油油藏高温洗油提高开发效果工艺配套技术现场试验4井次，截止2013.2.18，累计增油1389t，平均单井周期产油800t，油汽比提高0.2。目前仍有3口井生产正常。

       典型井例：草古101-平15井

草古101-平15井开发层位奥陶系，油藏中深530-650m。地层压力6.28MPa；孔隙度0.3-29%，渗透率0.004-162×10-3um2，原油粘度35229-69439 mPa.s。

该井注汽前挤注正挤DM-9高温洗油剂溶液50m3，顶替70℃以上热污水10 m3。施工后，截止2013.2.18生产224天，累产油2100t，与同区块相邻井草古101-平9（累产油1437t）对比，在少生产79天情况下，累产油增加663t，同期对比，累产油增加987t，目前日产液15.6t，日产油8.6t，含水44.3%，效果明显。

典型井例：草南平31井

草南平31井属于广9块馆陶组，储层岩性主要为：砾岩、砂质砾岩夹薄层砾状砂岩、含砾砂岩的粗碎屑岩储层。储层分布稳定，工区范围内储层厚度20.0m，向构造高部逐渐变薄尖灭。原始地层压力8.2～9.3MPa，压力系数1.0，饱和压力1.78MPa，油层温度50℃～54℃，地温梯度4.2℃/100m，属正常压力、异常高温系统。50℃条件下，地面原油粘度一般为55714.9mPa.s。边水活跃，油水界面为-960m。油藏类型为具有强边水的高渗砂砾岩构造-地层超稠油油藏。
该井注汽前挤注正挤DM-9高温洗油剂溶液50m3，顶替70℃以上热污水10 m3。施工后，截止2013.2.18生产98天，累产油648t，与措施前周期产油468t对比，在少生产29天情况下，累产油增加180t，同期对比增加266t，目前日产液30.3t，日产油4.3t，含水85.6%，效果明显。