耐溫耐鹽稠油降黏體系的研制與應(yīng)用*

吳春洲，孫永濤，王少華，宋宏志，汪 成

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 塘沽 300459）

0 前言

渤海某稠油區(qū)塊稠油儲(chǔ)量豐富，但該油田原油黏度大（50℃下地面原油黏度2076 mPa·s），膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高（27.60%），流動(dòng)性較差，易堵塞地層，油井產(chǎn)量下降明顯。部分油田試驗(yàn)了熱采吞吐（多元熱流體吞吐、蒸汽吞吐）取得了顯著效果，然而該油田油井多為常規(guī)完井方式，完井管柱及井口耐溫一般≤120℃，熱采吞吐溫度受限，效果一般［1-3］。為增強(qiáng)常規(guī)稠油低效井熱采吞吐開采效果，可采用熱與化學(xué)劑結(jié)合的方法，通過在吞吐液中加入適量稠油乳化降黏體系，使吞吐液與原油發(fā)生乳化降黏、潤濕反轉(zhuǎn)［4-6］，改善地層潤濕性和毛管力，結(jié)合熱力開采，協(xié)同增強(qiáng)原油的流動(dòng)能力，提高原油采收率。

稠油乳化降黏體系的主要成分為表面活性劑，目前油田上應(yīng)用較多的主要有非離子型表面活性劑、陰離子型表面活性劑和兩性表面活性劑等，然而單獨(dú)一種表面活性劑難以同時(shí)適用于溫度高且礦化度高的油藏［7-9］。因此基于渤海稠油區(qū)塊S 油田的實(shí)際情況即膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高、地層水礦化度高等特點(diǎn)和常規(guī)井熱采吞吐溫度要求，結(jié)合不同表面活性劑的優(yōu)缺點(diǎn)和協(xié)同作用［10，11］，研制了稠油乳化降黏體系CY-02，室內(nèi)對該體系進(jìn)行了靜態(tài)和動(dòng)態(tài)性能評價(jià)，并進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

磺基甜菜堿類兩性表面活性劑LHSB，淡黃色透明液體，有效物含量40%數(shù)42%，上海屹慧化工有限公司；非離子表面活性劑PFC-1（以改性聚醚為主要成分），淺黃色乳狀液，有效物含量40%數(shù)50%，中海油田服務(wù)股份有限公司。破乳劑313，山東沾化魯新化工有限公司；破乳劑50，中海油天津化工設(shè)計(jì)研究院。煤油，中國石化燕山石化公司煉油廠；直徑1 寸磨光石英礦片；巖心為人工填砂巖心，尺寸φ38 mm×600 mm，滲透率范圍100×10-3數(shù)5000×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)所用油樣為渤海某稠油區(qū)塊S油田脫氣原油，原油凝固點(diǎn)3℃，密度0.9732 g/cm3（20℃），黏度2076 mPa·s（50℃），含膠質(zhì)瀝青質(zhì)27.6%，蠟質(zhì)6.69%；實(shí)驗(yàn)水樣為模擬地層水，礦化度5700 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：K++Na+1945、Ca2+33、Mg2+50、HCO3-2923、Cl-476、SO42-123、CO32-150。

HAAKE RS6000 流變儀（德國thermal 公司）；TX500C 旋滴界面張力儀（美國科諾儀器有限公司）；SL200A 潤濕角測定儀（美國科諾儀器有限公司）；一維驅(qū)替物理模擬裝置（揚(yáng)州華寶石油儀器有限公司），包括恒溫箱、注入泵、填砂管、中間容器（1000 mL）、壓力傳感器，控制系統(tǒng)等。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 原油黏度測定

參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 7549—2000《原油黏溫曲線的確定旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)法》，稱取200 g 脫水原油，放入一定溫度水浴鍋中恒溫60 min，利用HAKKE RS6000 旋轉(zhuǎn)流變儀測定在不同溫度、剪切速率16.2 s-1下的原油黏度。

1.2.2 乳狀液的制備與降黏效果測定

參照中石化企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SH 1020 1519—2013《稠油降黏劑通用技術(shù)條件》的評價(jià)方法，稱取一定量的脫水原油，按照一定油水體積比加入降黏劑溶液，在50℃下恒溫放置60 min，利用攪拌器在250 r/min 下攪拌2 min 制備成乳狀液；利用HAAKE RS6000 旋轉(zhuǎn)流變儀測定在溫度50℃、剪切速率16.2 s-1下稠油乳狀液的黏度。

1.2.3 耐溫耐鹽性能測定

將降黏劑溶液置于高溫老化罐中密封，用恒溫干燥箱在高溫下老化24 h后取出，測定高溫處理前后降黏劑溶液的降黏效果，考察降黏劑溶液的耐溫性能。

向模擬地層水中加入有一定量的NaCl 或Ca-Cl2，配制降黏劑溶液，然后考察降黏劑溶液對稠油的降黏效果。

1.2.4 乳狀液穩(wěn)定性評價(jià)

按照設(shè)計(jì)油水體積比（7∶3、6∶4 和5∶5）配制體系乳狀液，倒入100 mL的具塞量筒中，56℃（地層溫度）下恒溫水浴20 min，充分震蕩后放回水浴鍋開始計(jì)時(shí)，記錄不同時(shí)間析水量，1 h 后鑒別上層乳狀液類型。計(jì)算脫水率fv（以乳狀液制備過程中加入的體系溶液體積為基準(zhǔn)）和乳狀液穩(wěn)定性評分（SV）。SV=∑Ki［1-（fv）i］，其中，Ki為加權(quán)系數(shù)，對應(yīng)時(shí)間為10、20、30、40、50、60 min 的Ki分別為 1、2、3、4、5、6。0

1.2.5 體系對稠油乳狀液破乳脫水的影響

參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5281—2000《原油破乳劑使用性能檢測方法（瓶試法）》的評價(jià)方法，利用降黏體系配制油水乳狀液（油水比7∶3），向其中加入一定量的破乳劑，振動(dòng)200 次，充分混合后置于恒溫水浴中并開始計(jì)時(shí)，分別記錄不同時(shí)間的脫水量，觀察界面、污水顏色。

1.2.6 界面張力測定

參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5370—1999《表面及界面張力測定方法》，利用TX500C 旋滴界面張力儀分別測量地層水樣、降黏體系與原油間的界面張力，測定溫度為56℃（地層溫度），轉(zhuǎn)速為6000 r/min。

1.2.7 潤濕性能測定

參照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153—2007《油藏巖石潤濕性測定方法》，使用磨光石英礦片模擬砂巖油藏巖石，將該石英礦片放入煤油中浸泡36 h 后取出，分別將地層水、降黏劑溶液滴至礦片表面不同位置，使用潤濕角測定儀觀察地層水、降黏劑溶液對模擬巖心的潤濕情況。

1.2.8 動(dòng)態(tài)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)用油為某稠油區(qū)塊S 油田稠油，脫氣原油黏度（50℃）為2076 mPa·s，實(shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，礦化度5700 mg/L，實(shí)驗(yàn)用砂為石英砂（50 目），實(shí)驗(yàn)回壓為模擬地層壓力5.5 MPa。1#填砂管用于120℃熱水驅(qū)，孔隙度44%，滲透率4000×10-3μm2，含油飽和度77%；2#填砂管用于120℃熱化學(xué)驅(qū)，孔隙度34%，滲透率2800×10-3μm2，含油飽和度80%。

具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：

①首先將模型抽真空、飽和地層水，然后用脫水原油驅(qū)替地層水飽和油，建立束縛水。當(dāng)壓差穩(wěn)定后適當(dāng)提高注入速度，驅(qū)替1.0數(shù)2.0倍孔隙體積后，記錄此時(shí)的壓差及從巖心中驅(qū)替出的累計(jì)水量，計(jì)算巖心原始含油飽和度。

②1#填砂管：使用120℃熱水驅(qū)替至含水99%，分別計(jì)錄各個(gè)階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的含水率，然后計(jì)算熱水驅(qū)的采收率。

③2#填砂管：采用120℃（熱水+化學(xué)藥劑）驅(qū)替，化學(xué)降黏體系質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.6%；直至驅(qū)出液中含水超過99%后停止注入。分別計(jì)錄下各個(gè)階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的含水率，然后計(jì)算（熱水+化學(xué)劑）驅(qū)的采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 原油的黏溫關(guān)系

渤海S油田脫水原油在不同溫度下的動(dòng)力黏度見圖1。該原油中的膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量較高，原油黏度大，50℃下的黏度為2076 mPa·s，屬于典型的稠油；該原油的黏度對溫度敏感，隨溫度升高而逐漸降低，溫度每升高10℃，原油黏度基本降低一半。由于原油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等天然乳化劑易形成油包水的乳化液，從而導(dǎo)致原油黏度增大，且稠油中的蠟質(zhì)會(huì)隨溫度的降低而析出，導(dǎo)致原油流動(dòng)性降低，堵塞地層，因此熱結(jié)合化學(xué)藥劑的方式解決該油田的問題具備理論可行性。

圖1 渤海S油田脫水原油的黏溫關(guān)系

2.2 降黏體系CY-02優(yōu)選

針對渤海S油田稠油膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高、地層水礦化度高等特點(diǎn)和常規(guī)井熱采吞吐溫度要求，通過對多種表面活性劑在120℃老化24 h后進(jìn)行稠油降黏篩選評價(jià)實(shí)驗(yàn)（油水比7∶3），篩選出降黏效果良好的磺基甜菜堿類表面活性劑LHSB和以改性聚醚為主要成分的非離子表面活性劑PFC-1。

為提高界面性能，增強(qiáng)復(fù)配協(xié)同效應(yīng)［11］，在上述研究的基礎(chǔ)上，利用2因素3水平正交實(shí)驗(yàn)，以乳狀液的黏度為評價(jià)指標(biāo)，考察了磺基甜菜堿類表面活性劑LHSB和改性聚醚類表面活性劑PFC-1的加量對稠油的降黏效果，結(jié)果見表1，油水比為7∶3。通過正交配比實(shí)驗(yàn)，最終確定LHSB 和PFC-1 的最佳配比為2∶1，化學(xué)降黏體系CY-02 配方為0.4%磺基甜菜堿類表面活性劑LHSB+0.2%改性聚醚類表面活性劑PFC-1。

表1 正交實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.3 降黏體系的靜態(tài)性能

2.3.1 耐溫耐鹽性能

將降黏體系CY-02 分別在120℃和160℃下老化24 h 后取出觀察外觀，測定其對稠油的降黏率。經(jīng)120℃老化后，體系外觀清澈，無任何渾濁、沉淀現(xiàn)象，對稠油的降黏率為98.8%；經(jīng)160℃老化處理后外觀顏色發(fā)黃，有少量殘?jiān)瑢Τ碛偷慕叼ぢ蕿?0.1%。說明該體系可耐120℃高溫。

海上淡水缺乏，體系配制用水多為海水（礦化度約 30000 mg/L，Ca2+、Mg2+離子含量最高可達(dá)1500 mg/L）或地層水（礦化度約5000數(shù)30000 mg/L）。分別向兩份模擬地層水中加入不同量的NaCl和CaCl2，考察鹽的加量對降黏劑體系CY-02的降黏效果的影響，結(jié)果見圖2、圖3。該體系的NaCl容忍度>40000 mg/L，CaCl2容忍度>1500 mg/L，具有較好的耐鹽和耐鈣鎂能力，適用于高溫高鹽油藏。分析認(rèn)為，該體系中含有的磺基甜菜堿表面活性劑是一種兩性表面活性劑，其特殊的內(nèi)鹽結(jié)構(gòu)使得高溫高鹽環(huán)境對表面活性劑親水基團(tuán)影響變?nèi)酰砻婊钚詣〩LB值（親水親油平衡值）保持相對穩(wěn)定，從而表現(xiàn)出優(yōu)良的耐溫耐鹽性［14-15］。

圖2 氯化鈣加量對CY-02降黏效果的影響

圖3 氯化鈉加量對CY-02降黏效果的影響

2.3.2 乳狀液的穩(wěn)定性

不同油水體積比下（7∶3、6∶4 和5∶5）體系乳狀液的類型和穩(wěn)定性見表2。由表2可知，降黏體系CY-02 在油水比7∶3、地層溫度56℃下可形成穩(wěn)定的水包油型乳狀液，隨著油水比的減小，乳狀液穩(wěn)定性變差。隨著含水率增加，分散相液滴接觸的機(jī)率增大，更傾向于形成較大的液滴，液滴與油相之間形成的結(jié)構(gòu)容易被破壞，該體系使用的最佳油水比為7∶3。

表2 不同油水比乳狀液的穩(wěn)定性（56℃）

2.3.3 CY-02對稠油乳狀液破乳脫水的影響

降黏體系CY-02對稠油乳狀液產(chǎn)出后破乳脫水的影響情況見表3。從表3可知，該體系與油田用破乳劑具有較好的配伍性，不影響后續(xù)產(chǎn)出液的處理。

表3 降黏體系CY-02體系對稠油破乳脫水的影響（80

2.3.4 界面活性

地層溫度（56℃）下，地層水與原油間的界面張力為12 mN/m，而降黏體系CY-02 與原油間的界面張力僅為0.097 mN/m，降低了99.2%。在地層溫度下，降黏體系CY-02與原油之間界面能較低，可大大減小液珠在孔喉中的滲流阻力，從而提高原油開采效果。

2.3.5 乳化降黏性能

將降黏體系CY-02與原油配制成不同油水比的乳狀液，考察降黏體系CY-02的乳化降黏效果，結(jié)果見表4。當(dāng)油水比大于3∶1時(shí)，加入降黏體系CY-02無法形成水包油溶液，所測溶液黏度等于或略高于原油黏度，亦未形成明顯的反相乳化現(xiàn)象；當(dāng)油水比小于3∶1時(shí)，隨著含水率的增加，稠油的黏度大大降低，降黏率也大大增加。

表4 不同油水比下CY-02的乳化降黏性能（50℃）

2.3.6 潤濕性能

地層水在模擬巖心表面的潤濕角約56°，而降黏體系CY-02在模擬巖心表面的潤濕角約10°左右，表明該降黏體系更易鋪展于巖石表面，使巖石表面從油濕轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂瘢瑴p小原油從巖石表面脫離的黏滯力，從而實(shí)現(xiàn)降低流動(dòng)阻力，提高驅(qū)替效率的目的。

2.4 降黏體系的動(dòng)態(tài)驅(qū)油效果

圖4為120℃下熱水驅(qū)和熱化學(xué)（利用熱水配制的降黏體系CY-02）驅(qū)替的含水率和采收率曲線。注入量為1 PV時(shí)，120℃熱化學(xué)驅(qū)比單獨(dú)120℃熱水驅(qū)采收率提高16.39%，采出液的含水率降低約3%；相同時(shí)間內(nèi)，前者的采出速度更快，采出液含油量占比更大，說明化學(xué)體系的加入有效提高了波及體積和洗油效率。驅(qū)替至含水99%時(shí)，采用120℃熱化學(xué)驅(qū)最終采收率比單獨(dú)120℃熱水驅(qū)提高10.65%，說明該化學(xué)降黏體系能夠有效采出水驅(qū)殘余油，提高原油采收率。

圖4 不同驅(qū)替方式下含水率及采收率曲線

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

3.1 試驗(yàn)井井況

A 井為渤海稠油區(qū)塊S 油田一口水平調(diào)整井，屬于砂巖油藏，斜深1638 m，垂深937.15 m，水平段長度441 m，防砂方式為優(yōu)質(zhì)篩管+礫石充填防砂。地層溫度56℃，原始地層壓力5.5 MPa，孔隙度35.1%，含水飽和度26.7%，滲透率4564×10-3μm2。原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量為25.60%，黏度（50℃）為2076 mPa·s。該井于2013年開始投產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)液量遞減迅速，2017年8月24日過載停泵。停泵前該井日產(chǎn)液25 m3，日產(chǎn)油21 m3，含水14%，流壓1.96 MPa，停泵3個(gè)月。分析認(rèn)為，由于油稠、流動(dòng)性差，近井地帶有機(jī)堵塞導(dǎo)致過載停泵。

3.2 施工工藝

（1）清洗泥漿池及注入管線，將地?zé)崴眉訜嵫b備加熱至約95℃，然后在泥漿池配制500 m3化學(xué)降黏體系CY-02（0.4%磺基甜菜堿類表面活性劑LHSB+0.2%改性聚醚類表面活性劑 PFC-1），使用酸化泵注入井底，注入速度為10數(shù)15 m3/h。

（2）吞吐液注入作業(yè)結(jié)束后，注入20 m3的95℃水頂替，燜井36 h后開井正常生產(chǎn)。

3.3 效果分析

措施后，油井恢復(fù)正常生產(chǎn)，流壓最高5.25 MPa，較措施前（1.96 MPa）提高3.29 MPa，說明原油在地層中流動(dòng)性提高，油井供液能力明顯提升。措施后，產(chǎn)液量最高提升至49.2 m3/d，日產(chǎn)油量最高至22.7 m3，該油井穩(wěn)定生產(chǎn)至 2018年2月，累產(chǎn)油量1153 m3，達(dá)到了較好的試驗(yàn)效果。現(xiàn)場取樣分析測定結(jié)果表明，產(chǎn)出液的黏度有明顯降低，形成了水包油乳狀液狀態(tài)，說明該化學(xué)降黏體系起到了明顯的乳化降黏作用。

4 結(jié)論

化學(xué)降黏體系CY-02（0.4%磺基甜菜堿類表面活性劑LHSB+0.2%改性聚醚類表面活性劑 PFC-1）耐溫可達(dá)120℃，NaCl 容忍度＞40000 mg/L，CaCl2容忍度＞1500 mg/L，對渤海某稠油區(qū)塊S油田脫氣原油的降黏率可達(dá)到98%以上，具有優(yōu)良的耐溫耐鹽性能。

該體系與原油間的界面張力為10-2mN/m 數(shù)量級，可大大減小液珠在孔喉中的滲流阻力，體系可使巖石表面由油濕轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂瘛?/p>

該體系的加入可有效提高波及體積和洗油效率，有效采出水驅(qū)殘余油，提高原油的采收率，比單獨(dú)熱水驅(qū)具有明顯的技術(shù)優(yōu)勢。該體系配合熱采吞吐可有效解決稠油常規(guī)低效井油稠、流動(dòng)性差和近井及井筒堵塞等問題，具有廣闊的現(xiàn)場應(yīng)用前景。