徐國瑞， 李　翔， 謝　坤

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司 天津分公司，天津 300452；2. 東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

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稠油乳化降黏劑增油效果及其作用機(jī)理
——以渤海稠油油藏儲(chǔ)層和流體條件為例

徐國瑞1， 李翔1， 謝坤2

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司 天津分公司，天津 300452；2. 東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

為進(jìn)一步探究稠油乳化降黏劑的降黏增油機(jī)理，針對渤海油藏地質(zhì)特征和流體性質(zhì)，在完成降黏劑篩選及相關(guān)性能評價(jià)后，以黏度和采收率為評價(jià)指標(biāo)，開展了稠油乳化劑降黏增油效果及其影響因素實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果表明，3種降黏劑通過與原油作用形成水包油乳狀液，進(jìn)而降低原油黏度，其中降黏劑2乳化降黏效果最好。隨乳狀液中水含量減小，油水乳狀液乳化類型逐漸從水包油型(O/W)轉(zhuǎn)變?yōu)橛桶?W/O)，油水乳化液黏度增加，最終超過原油黏度。隨稠油油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性即竄流程度增加，降黏劑增油效果變好。隨原油黏度增大，降黏劑增油效果變差，在使用類似降黏劑前可對儲(chǔ)層原油進(jìn)行降黏預(yù)處理，從而增大原油采收率增幅。

稠油油田；降黏劑；乳化降黏；增油效果；物理模擬；機(jī)理分析

渤海地區(qū)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量33.6×108m3，其中稠油儲(chǔ)量超過60%，而常規(guī)稠油儲(chǔ)量又占稠油儲(chǔ)量的69.8%[1-2]，因此，常規(guī)稠油高效開發(fā)對于渤海地區(qū)原油高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)意義重大。目前，渤海常規(guī)稠油通常采取注水開發(fā)方式，但由于原油黏度較高(15～200 mPa·s)、儲(chǔ)層厚度大、平均滲透率高、非均質(zhì)性強(qiáng)和巖石膠結(jié)強(qiáng)度低等特點(diǎn)，加之注采井距大和多套層系同一井網(wǎng)開發(fā)，注入強(qiáng)度較大，對巖石結(jié)構(gòu)破壞十分嚴(yán)重，這進(jìn)一步加劇了注入水沿高滲透層或大孔道突進(jìn)[3-5]，導(dǎo)致原油產(chǎn)量遞減速度快，采油速度低。在現(xiàn)有技術(shù)條件下，海上平臺(tái)使用壽命大約為20年，客觀上就要求采用較高的采油速度，以便在平臺(tái)壽命時(shí)間內(nèi)最大程度地提高采收率。近年來，多元熱流體吞吐和蒸汽驅(qū)降黏技術(shù)在渤海稠油油藏進(jìn)行了礦場試驗(yàn)，取得了明顯增油降水效果[6-8]。但從技術(shù)經(jīng)濟(jì)兩方面考察，無論是蒸汽還是多元熱流體吞吐技術(shù)都存在設(shè)備占地面積大、熱效率低、井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜、藥劑成本高和操作費(fèi)用大等不足[9-11]。稠油乳化降黏是近年來發(fā)展起來的稠油開發(fā)技術(shù)，它是利用油水在表面活性劑促進(jìn)下形成較低黏度水包油型(O/W)乳狀液，進(jìn)而改善驅(qū)替效果[12-14]。為此，本文以油藏工程、物理化學(xué)和有機(jī)化學(xué)為理論指導(dǎo)，以儀器分析、化學(xué)分析和物理模擬為技術(shù)手段，以渤海典型油藏地質(zhì)特征和流體性質(zhì)為研究對象，以黏度和采收率為評價(jià)指標(biāo)，開展了乳化劑篩選和主要性能評價(jià)，進(jìn)行了稠油乳化降黏增油效果及其影響因素實(shí)驗(yàn)研究，這對渤海稠油乳化液驅(qū)油試驗(yàn)技術(shù)決策具有重要參考價(jià)值。

1　實(shí)驗(yàn)條件

1.1實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用降黏劑包括實(shí)驗(yàn)室合成降黏劑1(有效含量100%)，中海油服生產(chǎn)事業(yè)部提供強(qiáng)化降黏劑2(有效含量100%)和中海油天津分公司研究院提供降黏劑3(有效含量30%)。水為NB35-2油田和LD27-2油田模擬注入水，其離子組成見表1。

表1　溶劑水離子組成

實(shí)驗(yàn)用油為NB35-2油田B31H井原油和LD27-2油田A22井原油，65 ℃時(shí)黏度分別為2 403 mPa·s和2 132 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)二維縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心[15]，幾何尺寸30 cm×4.5 cm×4.5 cm，各小層厚度為1.5 cm。依據(jù)目標(biāo)油藏儲(chǔ)層地質(zhì)特征，巖心滲透率參數(shù)設(shè)計(jì)見表2。

表2　小層滲透率Kg

1.2實(shí)驗(yàn)儀器

采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀測試原油乳狀液黏度，轉(zhuǎn)速為6 r/min。采用ISM-ZS50體式顯微鏡測試原油乳狀液微觀結(jié)構(gòu)形態(tài)。采用驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置評價(jià)措施增油效果，裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其它部分置于油藏溫度65 ℃恒溫箱內(nèi)，驅(qū)替實(shí)驗(yàn)詳細(xì)步驟如下：

(1) 巖心抽空飽和模擬地層水，計(jì)算孔隙體積和孔隙度；

(2) 巖心飽和模擬油，計(jì)算含油飽和度；

(3) 巖心水驅(qū)至含水率98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；

(4) 向巖心注入0.64 PV降黏劑，后續(xù)水驅(qū)到含水率98%，計(jì)算采收率。

上述實(shí)驗(yàn)過程注入速度為0.3 mL/min，壓力記錄間隔時(shí)間為30 min。

2　結(jié)果分析

2.1降黏劑乳化降黏機(jī)理

采用模擬注入水配制3種降黏劑溶液(ρS=600 mg/L)，以油水質(zhì)量比為1∶9配制油水乳狀液，取少許乳化液放置在載玻片，用體式顯微鏡觀測乳化液微觀結(jié)構(gòu)，觀測結(jié)果見圖1。

圖1　乳化液微觀結(jié)構(gòu)(放大50倍)

由圖1可以看出，與單純油水混合液滴形狀對比，3種降黏劑溶液與原油相互作用后形成的乳狀液均呈現(xiàn)水包油型(O/W)結(jié)構(gòu)特征，其中“降黏劑1”配制乳狀液中原油呈現(xiàn)“絲狀”結(jié)構(gòu)，“降黏劑2”和“降黏劑3”配制乳狀液中原油呈現(xiàn)“油滴”狀分散于水中，即油相為分散相，水為連續(xù)相。由此可見，形成水包油型(O/W)乳狀液是3種降黏劑的主要降黏機(jī)理。

2.2乳化降黏劑篩選

采用模擬注入水配制降黏劑1、降黏劑2和降黏劑3溶液(ρp= 600 mg/L)，與對應(yīng)油田原油以不同油水質(zhì)量比混合均勻，65 ℃條件下原油乳化液黏度測試結(jié)果如表3所示。

表3　不同油水質(zhì)量比條件下黏度測試結(jié)果

由表3可以看出，在不同油水質(zhì)量比條件下，3種降黏劑表現(xiàn)出不同的降黏能力。當(dāng)油水質(zhì)量比低于6∶4時(shí)，原油乳化液黏度較油水混合液黏度低，降黏效果較好；但當(dāng)油水質(zhì)量比等于或大于6∶4時(shí)，原油乳化液黏度較油水混合液黏度低，降黏效果變差。隨油水質(zhì)量比增加，雖然原油乳化液黏度呈持續(xù)增加趨勢，但由于3種降黏劑本身性能存在差異，導(dǎo)致乳化液黏度大幅增加的起始油水比值存在差異，即乳狀液從水包油型(O/W)轉(zhuǎn)化為油包水型(W/O)的相變油水質(zhì)量比不同(降黏劑1為4∶6，降黏劑2和降黏劑3為6∶4。由于實(shí)際驅(qū)替過程中，進(jìn)入巖心多孔介質(zhì)過程中的降黏劑波及范圍有限，因此能夠與降黏劑發(fā)生乳化作用的原油也是有限的，更不會(huì)超過降黏劑注入量。所以進(jìn)一步對比油水質(zhì)量比5∶5以下的原油乳化液黏度可以發(fā)現(xiàn)，不論是對于NB35-2油田原油還是LD27-2油田原油，與降黏劑2形成的乳化液黏度最低，即降黏劑2降黏效果最好，因此下文選擇降黏劑2作為后續(xù)實(shí)驗(yàn)用降黏劑。

2.3稠油降黏劑增油效果及其影響因素

2.3.1儲(chǔ)層非均質(zhì)性對強(qiáng)化冷采增油效果的影響

采用注入水配制降黏劑溶液，用其進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果和相應(yīng)動(dòng)態(tài)特征曲線見表4和圖2。

表4　不同非均質(zhì)條件下采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表4和圖2可以看出，儲(chǔ)層非均質(zhì)性對強(qiáng)化冷采劑增油效果存在影響。水驅(qū)過程中，隨巖心高滲透層滲透率增加，驅(qū)替相在高滲透層中形成竄流通道時(shí)機(jī)提前，由于竄流通道形成后驅(qū)替相很難再進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，因此非均質(zhì)性較強(qiáng)的巖心不僅剩余油飽和度較高且其中的竄流通道過流斷面也較小。當(dāng)換注冷采劑后，驅(qū)替相在多孔介質(zhì)中的流動(dòng)速率與其過流斷面呈負(fù)相關(guān)，所以巖心非均質(zhì)性越強(qiáng)，降黏劑在其中的流動(dòng)速率也就越大。由于降黏劑主要通過與原油相互作用形成乳狀液達(dá)到降黏增油目的，而較高的流動(dòng)速率又有利于降黏劑與原油之間的乳化作用，所以注降黏劑過程中，隨巖心非均質(zhì)性增加，含水率降低，原油采收率增幅和最終采收率增大(見圖2)。

圖2　 不同非均質(zhì)條件下注入過程動(dòng)態(tài)特征曲線

2.3.2原油黏度對強(qiáng)化冷采增產(chǎn)效果影響

采用模擬注入水配制降黏劑溶液，用其進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果和相應(yīng)動(dòng)態(tài)特征曲線分別見表5和圖3。

表5　不同原油黏度下采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

由表5和圖3可以看出，原油黏度對強(qiáng)化冷采體系增油效果存在影響。水驅(qū)過程中，隨原油黏度增加，驅(qū)替相與被驅(qū)替相流度比增加，驅(qū)替相流度控制能力降低，黏性指進(jìn)現(xiàn)象加劇，驅(qū)替相有效波及體積范圍減小，水驅(qū)采收率降低，因此原油黏度較高的巖心水驅(qū)后的實(shí)際過流斷面也較小。然而，雖然較小的過流斷面可增大流動(dòng)速率，有利于降黏劑與原油之間的乳化降黏作用，但由于降黏劑與原油間乳化作用效果受原油初始黏度影響很大，所以注降黏劑過程中，隨原油黏度增加，含水率增加，降黏劑降黏增油效果變差(見圖3)。由此可見，在使用類似降黏劑前可對儲(chǔ)層原油進(jìn)行降黏預(yù)處理，從而增大原油采收率增幅。

圖3　不同原油黏度條件下注入過程動(dòng)態(tài)特征曲線

3　結(jié)論

(1) 隨乳狀液中水含量減小，油水乳狀液乳化類型逐漸從水包油型(O/W)轉(zhuǎn)變?yōu)橛桶?W/O)，油水乳化液黏度增加，最終超過原油黏度。3種降黏劑降黏機(jī)理是形成水包油乳狀液，其中“降黏劑2”溶液乳化降黏效果最好。

(2) 實(shí)驗(yàn)巖心滲透率范圍內(nèi)，隨稠油油藏儲(chǔ)層非均質(zhì)性即竄流程度增加，降黏劑增油效果變好。

(3) 隨儲(chǔ)層原油黏度增大，降黏劑增油效果變差，在使用類似降黏劑前可對儲(chǔ)層原油進(jìn)行降黏預(yù)處理，進(jìn)而增大原油采收率增幅。

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(編輯閆玉玲)

Mechanism and Oil Displacement of Heavy Oil Emulsification and Viscosity Reducer：A Case Study on Heavy Oil Reservoir and Fluid Conditions of Bohai Oilfield

Xu Guorui1, Li Xiang1, Xie Kun2

(1.TianjinBranchCompany,ChinaOilfieldServicesLimited,Tianjin300452,China;2.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofMinistryEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In order to further explore the mechanism of “increasing oil and decreasing viscosity” of heavy oil emulsification and viscosity reducer, experimental studies on oil displacement of heavy oil emulsification and viscosity reducer and its influencing factors have been carried out. Viscosity reducer was screened and related performance was evaluated.The viscosity and recovery efficiency were used as evaluation indexaccording to the geological characteristics and fluid properties in Bohai reservoir. The results showed that, the mechanism of decreasing viscosity of three kinds of viscosity reducer was forming oil-in-water emulsion, and the viscosity reduction effect of “viscosity reducer 2” was best among three kinds of viscosity reducer. Oil-water emulsion gradually changed from oil-in-water (O/W) into water-in-oil(W/O) type and the viscosity was increased when the water content in emulsion decreased, eventually exceeding that of crude oil. Besides, with the heavy oil reservoir hetergeneity increasing, oil displacement of viscosity reducer got better. Oil displacement of viscosity reducer got worse with the increasing of curde oil viscosity, so the recovery amplification can be increased through preprocessing on viscosity reduction before similarty viscosity reducer was used.

Heavy oil; Viscosity reducer; Viscosity reduction; Oil displacement; Physical simulation; Mechanism analysis

1006-396X(2016)01-0057-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-08-22

2015-10-11

國家油氣科技重大專項(xiàng)子課題“海上稠油保壓熱采技術(shù)示范”(2011ZX05057-005-003)。

徐國瑞(1983-)，男，碩士，工程師，從事海上油田提高采收率方面的研究；E-mail：xugr@cosl.com.cn。

TE345

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.01.011