复合催化降粘技术在河南油田超稠油藏的应用
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催化降粘技术在河南油田的应用
催化降粘技术是针对特超稠油动用难的问题开发出来的一项集表面活性剂降粘、水热裂解催化降粘和氧化催化降粘剂降粘等功能为一体的地下复合催化降粘技术。其中加入表面活性剂可以有效改善注汽效果、初步降低原油粘度;加入的催化剂可以裂解原油重质成分、增加轻质成分川、永久降低原油粘度。根据催化剂与原油的配伍性和注汽情况既可单独使用，又可组合使用。使大分子的原油在地下断链，降低原油粘度，提高原油在地层的流动性，从而提高原油生产周期和原油产量。
2现场注入工艺
2.1催化剂的选型
试验采用活性剂、低温氧化催化剂和水热裂解催化剂复合而成。活性剂优势在于对地层温度要求低，可以对特超稠油起到初步降粘作用，便于后续催化剂与原油的接触;低温氧化催化剂其优势在于反应温度低;水热裂解催化剂的优势在地层对原油进行改质、降粘效果好，因此，催化剂的选型方案如下：对于施工井，先注入活性剂清洗炮眼附近的稠油，初步降低原油粘度，然后再注入氧化催化剂，向地层注入一定量的蒸汽，预热地层，接着注入水热裂解催化剂段塞。当原油粘度特别高或者地层厚度较大时，可以辅助注入氮气或可产生气体的化学剂段塞，以提高复合催化降粘剂和蒸汽的作用半径和波及体积。
2.2 现场注入工艺
根据地层温度场分布研究、各种催化剂组合后对温度的适应性和提高采油速度情况综合考虑，采用以下几种组合工艺。
(1)井口段塞式注入复合催化降粘剂溶液工艺。在井口，先停注蒸汽，利用水泥车将罐车或配液罐内配置好的复合催化降粘剂溶液注入地层，再恢复注汽。该工艺优点是注入简单、操作方便，适应活性降粘剂和氧化催化降粘剂的注入。
(2)伴蒸汽注入复合催化降粘剂溶液工艺。在井口，利用计量泵将储液罐内配置好的复合催化降粘剂溶液小排量打进注汽管线内，复合催化降粘剂溶液随蒸汽进入注汽井。该工艺的优点是，复合催化降粘剂溶液可以随蒸汽均匀进入油层，保证催化剂与油层均匀接触而且保证有较高的温度，适应水热裂解催化降粘剂的注入。
(3)井口段塞式和伴蒸汽注入复合催化降粘剂溶液工艺。该工艺的优点是可以根据复合催化降粘剂不同配方的适应条件，充分发挥各段塞作用，为现场常用注入工艺。
3现场试验效果分析
该技术在超稠油区块共进行现场试验6口井，地层温度下脱气原油粘度为89298.5～386370mPa·s，累计增油1274.8t。
3.1施工前后原油四组分发生了变化，重质成分减少、轻质成分增加
通过原油四组分分析，结果显示胶质、沥青质含量降低大约2%沥青质，尤其沥青质降低的计较大，饱和烃、芳香烃含量上升，对应原油粘度下降，表明原油呈现轻质化(表1)。
表1 G51423井催化降粘措施前后粘度及成分含量对比
取样时间 措施前 措施后生产第14天 措施后生产第43天
40℃脱水脱气粘度/mPa·s 55010 27260 24730
饱和份，% 26.03 29.41 29.33
芳香份，% 22.66 21.56 21.37
胶质，% 47.07 46.73 47.39
沥青质，% 4.23 2.30 1.92
3.2发生了加氢脱硫反应，原油得到改质
通过对原油措施前后元素含量的分析，结果显示催化后原油确实发生了加氢脱硫反应，其中氢含量增加2.69%—4.64%，硫含量降低5.6%—20%，H/C原子比增加2.56%—4.58%，原油得到改质(表2)。
表2 C51423井原油元素组成分析结果（%）
元素组成 措施前 措施后生产第14天 措施后生产第43天
C 86.18 85.57 86.88
H 10.98 11.49 11.47
N 1.19 1.17 1.16
S 0.36 0.33 0.34
H/C(原子比) 1.53 1.60 1.59
3.3施工后采出原油粘度降低、降粘效果保持好
措施后对G51423井采出油粘度进行了连续跟踪(图1)，通过对现场所取新鲜油样进行粘度测定可以看出，措施后原油粘度都普遍下降，原油粘度最低达到100mPa·S以下，与室内结果一样，平均降粘率达到50%以上并基本保持稳定而且一直保持比较好的降粘效果。
图1 G51423井原油粘度跟踪曲线
3.4低温生产期延长，从而延长生产周期、周期产油量增加
由于加入的催化剂在地层与原油发生反应，重质成分减少、轻质成分增加，导致原油粘度下降，使得原油在低温下也具有较好的流动性，从而延长生产周期。
从表3可以看出:实施催化降粘措施后，50℃以下低温生产时间占总生产时间的30.2%(目前仍在低温下生产)，而日均产油还保持在2.4t左右。相同井口温度下的日产油水平提高，低温生产期延长，说明催化剂对稠油的降粘效果好，稠油流动性变好，出油粘度降低，日产量增加。
表3 BQ67井相同井口温度下生产时间和日均产油对比
上周期 本周期
温度分级
/℃ 生产天数/d 占总时间，% 日均产油
/t 生产
天数/d 占总时间，% 日均产油
/t ≥60 102.9 0.53 55.7 2.56
50~60 5 0.82 60.8 2.1
小计 107.9 99.1 0.68 116.5 69.8 2.33
＜50 1 0.1 50.4 2.4
小计 1 0.9 0.1 50.4 30.2 2.4
4典型井例介绍
4.1 G61012井油井基本情况
该井是河南古城油田泌浅33块的一口采油井，油层孔隙度为18.27%~36.63%，平均32.14%，油层渗透率为0.034—1.446μm2，平均1.126μm2，含油饱和度60.75%。根据原油分析结果，油层温度下脱气原油粘度值为72223~256702mPa·s，按原油性质分类属超稠油。
该井于1996—1997年对Ⅶ9、10层、Ⅶ8层进行开采，均未突破出油关，周期开采情况见表4。
表4 G61012井各周期开采情况
时间 生产层位 注气量/t 周期产液/m3 周期产油/t
1996-09 Ⅶ9、10 743 99 0
1996-12 Ⅶ8 1314 30 3
1997-02 Ⅶ8 1610 7 0
1997-06 Ⅶ8 165 28 0
1997-09 Ⅶ8 776 0 0
1997-10 Ⅶ8 776 227
37.1
2007年扶产Ⅶ8层，砂厚8.2m，有效厚度7.6m，施工前吞吐1个周期。主要问题是温度下降到70℃以下后，液量和油量大幅度下降、周期生产时间短，光杆滞后和负荷重频频发生。
4.2催化降粘效果分析
该井上周期注汽990t、注氮气23000m3，放喷时油压4.2MPa，时间为9天4小时，放喷产油29t，周期产油68.1t，油汽比0.069，采注比0.165;本轮实施催化降粘后，注汽998t，没有注氮气，放喷时油压3.8MPa，时间为13天14小时，产油48.6t。截止到2007年12月30日，累计产油524.2t，油汽比达0.19，采注比达0.43。该区自然递减为26.9%，考虑自然递减，与上轮对比，在节约注氮气23000m3条件、同等注汽量下已增油138.8t(表5、6)。
表5 G61012井措施前后放喷情况对比
上轮 本轮
注汽量/m3 990 998
注氮量/m3 2300 0
放喷最高压力/mPa 4.2 3.8
放喷时间/d 11 14
放喷油量/t 29 48.6
表6 G61012井措施前后生产情况对比
上轮 本轮
注汽量/m3 990 998
注氮量/m3 2300 0 采油量/t 81.72 226.44
油汽比 0.07 0.14
采注比 0.17 0.35
平均回压/MPa 0.185 0.105
原油粘度 92362.4 23500
5结论与认识
(1) 复合催化降粘剂在地层条件下能够发生催化改质反应，显著改善稠油的流动性能，便于原油在地层的运移、井筒举升和输送。
(2)复合催化降粘剂的配制和施工工艺简单，便于推广，采用伴蒸汽滴注工艺能够保证催化剂与原油的充分接触。
(3)通过现场实施，可以有效开采超稠油，为超稠油的经济有效动用提供一种方式。
