摘要：内蒙采油厂白音查干和查干油区（两干油区）稠油储量丰富，经过多年开发，开展了不同类型的稠油开采试验，主要以热采技术为主，但均未形成规模效应，同时受到经济效益影响，两干油区未能实现效益开发。针对两干油区稠油特点，提出新型高分子降粘剂冷采技术，该项技术能够满足两干油区普通稠油开采技术要求，为两干油区普通稠油效益开发提供了技术思路。
关键词：稠油、降粘、冷采技术
一、前言
中原油田内蒙采油厂目前主要分为三个生产区块，分别是白音查干油区、查干油区及拐子湖探区。白音查干和查干油区资源量5.49亿吨，上报三级储量1.5亿吨，其中稠油储量8569.0万吨，稠油占比56.9%。白音查干稠油地质储量6990.74万吨，主要分布在达9块、查20块、锡14块。查干稠油地质储量1578.28万吨，分布在毛8块、毛1块、意16块。两干油区的稠油储量丰富，稠油开采技术研究及开采效果对内蒙采油厂生产经营影响深远。
二、两干油区的稠油特点
根据石油行业稠油分类，两干油区的稠油分为普通稠油和超稠油两类，其中查干油区的毛8、毛1及意16块为普通稠油，白音查干的锡14、达9块为超稠油。
内蒙采油厂经过多年开发，开展了一系列的稠油开采技术研究，2010-2015年在广泛调研的基础上，根据不同类型油藏特点，采取针对性的技术对策，先后在毛8块、锡14块、达9块、毛1块开展了先导试验，先后应用HDCS、HDNS、HDS、HNS、超临界注汽降粘剂、CO2、火驱、注蒸汽等技术试验，取得了一些认识，毛8块应用HDCS在技术上是成功的，取得了一定效果，但轮次太少，还未找出适合毛8块的最优吞吐途径，同时开采成本太高，无法实现效益开采。针对锡14块薄互层超稠油开展了DCS、CS、NS和同注同采等多项试验，热采试验突破出油关，但尚未形成有效开发技术，需进一步攻关研究。主要存在以下问题：1、蒸汽吞吐应用较多，但单次措施成本高（>80万元）；多轮次吞吐后期汽窜严重，含水升高产量骤减；注汽过程中套损频繁；2、常规冷采应用较少，试验时对地层破坏小，可避免汽窜等问题；但由于产量较低，难以实现效益开发；3、常规化学降粘应用较少，现场应用效果不稳定，普适性不高。
三、稠油开采技术研究
1、降粘机理研究
针对稠油储层流动性差、无剪切搅拌、降粘困难的难题，石油勘探开发研究院开展了新型活性高分子降粘剂研制工作，研制的新型活性高分子降粘剂具有ACP活性高分子结构，通过引入不同的单体，具有多种功效。引入PB单体嵌入沥青质破坏π-π作用，可有效分散沥青质， AMPS单体引入纳米水层令沥青质间产生各向异性，有效增加界面活性，可在储层条件非剪切条件下，新型活性高分子降粘剂有效渗入稠油内部，实现稠油“静态降粘” 。
2、室内评价
2、高分子化学降粘剂室内试验
为了更好的对新型活性高分子降粘剂进行评价，开展了室内试验，对降粘剂的有效浓度、不同温度下的降粘效果、以及不同油藏的稠油进行了试验。
(1)降粘剂有效浓度试验
通过使用不同浓度的降粘剂，评价原油的降粘效果，通过试验发现，新型的高分子降粘剂最低有效浓度为500ppm，可有效减小地层水对注剂带来的稀释影响。
(2)不同温度下的降粘测试
选择粘度为110,000mPa﹒s的原油进行了室内试验，在不同温度下，通过加入固定浓度的新型高分子降粘剂，测试加入降粘剂后的降粘效果，通过表2可以发现，在温度60～80℃时，新型降粘剂均具有良好的降粘效果，在80℃时，加入1000ppm的降粘剂2h后，降粘效果达到93.9%，在80℃静置降粘后，试管D中稠油在35℃下放置17h后降粘效果仍达到90.5%，降粘效果明显。
(3)不同油藏的稠油降粘效果
在中原油田不同区块的稠油分别进行取样试验，分别测试了各油样在50℃、70℃、以及70℃条件下加入新型高分子降粘剂后的粘度，通过试验发现，针对不同区块的稠油样品，新型高分子降粘剂的降粘效果均为显著，普遍降粘率达到90%以上。
(4)技术指标
通过引入不同的单体，新型高分子降粘剂的各项指标及降粘效果显著。对于粘度50000mPa·s的稠油，降粘率均达到90%以上。
3、新型化学降粘冷采技术特点
通过应用研制的新型高分子降粘剂，实现稠油冷采技术，具有以下技术特点：一是成本低廉，应用新型高分子降粘剂实施冷采技术，平均单井措施费用降至40万元以下；二是施工便捷，新型高分子降粘剂具有较好的耐盐性能，可以使用污水配液，无需作业，通过套管注剂，间歇施工；三是新型高分子降粘剂返排彻底，地层滞留少，避免近井水淹，对地层伤害低；四是周期内产量递减慢，接近或持平蒸汽吞吐，能够有效保持产量稳定。
四、两干油区稠油开采技术的应用
两干油区使用各类稠油开采技术主要应用在毛1及毛8块两个普通稠油油藏。毛1块苏二段进行冷采试采井7口11井次，累计产液3539m3，累计产油956.2m3。毛8块共有油井12口：其中毛8、吉1两口井为直井，其余10口为水平井。该区块累计实施热采井12口39周期，累计注入蒸汽49223吨，累计产油11877吨，采出程度2.64%，区块累计产油16620吨。总体稠油开采效果不理想。
1、直井DCS试采效果差
2009年10月在毛8井开始DCS试采，注降粘剂15t，注CO2累计80t，注防膨剂10t；压力高停注，累计注汽96.8t，11月转抽，2010年8月停井，生产79天，累计产油37.9t,累计产水80.5t；平均日产油0.5t/d。开采效果较差。
2、水平井HDCS技术及火烧试验经济不过关
在吉2-平1井使用HDNS/HDCS等稠油热采工艺突破了出油关，单井周期产量251吨，但压力低，高产期短，周期生产规律明显有别于通常的稠油油藏水平井蒸汽吞吐，由于单井周期产量不足，不能实现效益开发。
火烧试验在吉1井及毛8井组开展，分别以火烧吞吐及火驱方式进行试验，初期增油效果较好，初期日产油4.8吨，最高日产油7.8吨，累计增油131吨，日均增油2.1吨，但有效周期短，投入产出比仅为0.12，经济效益差。
3、新型高分子降粘冷采试验不足
目前新型高分子降粘冷采技术在胜利及河南油田进行了部分应用，应用10井次增油有效9井次，平均单井日增油1吨以上，在两干油区未形成规模试验，效果评价不足，但根据新型高分子降粘剂的技术指标，结合两干油区普通稠油的特性，该技术能满足两干油区普通稠油降粘要求，下步将结合现场实际对该项技术进行试验应用。
五、结论与认识
1、目前两干油区稠油热采技术未形成规模及效益开发，需要继续开展热采技术研究，降低开发成本，实现内蒙两干地区稠油油藏的效益动用，建成规模产能。
2、新型高分子降粘剂的技术指标能给满足两干油区稠油区块冷采技术要求，为两干油区普通稠油冷采效益开发提供技术支持。
3、现有的热采、冷采技术主要针对普通稠油开发，针对两干油区超稠油开采仍需做好技术攻关。
参考文献：
[1]梁伟; 稠油化学降粘冷采技术在胜利油田的研究及应用 [J]. 内蒙古石油化工-2019年4期