董元軍，張子玉，韓　煒，董雙平，王在華，肖賢明

（1.中國石化勝利油田分公司臨盤采油廠，山東臨邑251507；2.納百科創(chuàng)（北京）技術(shù)開發(fā)有限公司，北京100102；3.中國科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所，廣州510640）

稠油自乳化降黏技術(shù)在臨盤油田的應(yīng)用

董元軍1，張子玉1，韓煒1，董雙平1，王在華2，肖賢明3

（1.中國石化勝利油田分公司臨盤采油廠，山東臨邑251507；2.納百科創(chuàng)（北京）技術(shù)開發(fā)有限公司，北京100102；3.中國科學(xué)院廣州地球化學(xué)研究所，廣州510640）

針對目前臨盤油田稠油油藏開發(fā)中存在的采出液含水率高、產(chǎn)油量低、普通水驅(qū)采收率低等問題，開展了稠油自乳化降黏吞吐技術(shù)研究。通過室內(nèi)實驗優(yōu)選了最佳配方，然后進(jìn)行了溫度、質(zhì)量分?jǐn)?shù)、礦化度和反應(yīng)時間等因素對驅(qū)油效果影響的評價及物模驅(qū)替評價，得出了適合臨盤油田稠油低溫高礦化度地層條件的降黏劑的使用條件。現(xiàn)場小型試驗表明，NB-5034A降黏劑能有效提高臨盤稠油井采收率。

臨盤油田；稠油乳化；降黏技術(shù)；現(xiàn)場試驗

隨著國內(nèi)各大油田已進(jìn)入注水開發(fā)中后期，各種非常規(guī)油氣藏越來越引起人們的重視，其中稠油資源分布廣泛，有望成為21世紀(jì)我國重要的油氣接替資源之一[1]。臨盤油田目前開發(fā)的稠油區(qū)塊為中低黏度稠油，50℃時的原油黏度1 350~11 980 mPa·s，主要油層和區(qū)塊均面臨采出液含水率高、產(chǎn)量低和普通水驅(qū)采收率低等問題。

稠油自乳化降黏是一種較新的稠油開采技術(shù)[2]，被認(rèn)為是一種效果理想、有前途的提高采收率方法[3-5]。自乳化降黏驅(qū)油（Self-Emulsification Driving以下簡稱SED），是針對普通稠油（50℃黏度小于10 000 mPa·s）的提高采收率技術(shù)，其降黏、驅(qū)油機(jī)理是在一定溫度條件下，依靠地層滲流，SED產(chǎn)品與地下油藏稠油發(fā)生自乳化作用，或者將油包水型乳狀液轉(zhuǎn)變成水包油型乳狀液，大幅度降低稠油黏度，增強(qiáng)稠油在地層中的流動性，從而提高稠油采收率、采油速率及綜合經(jīng)濟(jì)效益。

本文以典型臨盤稠油為研究對象，結(jié)合前人研究對自乳化驅(qū)油技術(shù)進(jìn)行詳細(xì)評價[6-16]。

1　實驗

1.1實驗材料與儀器

實驗所用氯化鈣、氯化鎂和氯化鈉均為分析純。NB-5034A驅(qū)油劑由納百科創(chuàng)（北京）科技開發(fā)有限公司提供。

采用石英砂填充填砂管作為模擬巖心，以氮氣測定其滲透率約為460 mD.采用氯化鈣、氯化鎂和氯化鈣配制模擬地層水。主要儀器：旋轉(zhuǎn)黏度計（Brookfield）和多功能巖心驅(qū)替裝置。

1.2實驗方法

實驗中以配制的模擬油砂進(jìn)行驅(qū)油劑的洗油評價實驗，其中模擬油砂的配制方法如下：稱取一定量臨盤油田稠油加入普通河砂中（粒徑0.075~0.15 mm），攪拌均勻陳化，稠油含量為20%.

實驗中，分別從驅(qū)油劑實驗、乳化實驗和物模實驗三方面對驅(qū)油劑進(jìn)行了實驗室評價，具體方法如下。

（1）洗油實驗在20 g模擬油砂中加入50 mL驅(qū)油劑溶液，密封后放入一定溫度烘箱中，一定時間后測量洗出油的質(zhì)量，計算洗油率，評價洗油能力。

（2）乳化實驗取70 g稠油于燒杯中，加入30 g一定濃度的驅(qū)油劑水溶液，密封后置于一定溫度烘箱中，一定時間后取出用玻璃棒攪拌，觀察乳化情況。

（3）物模實驗①用礦化度40 g/L的鹽水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的NB-5034A水溶液，然后與同等鹽度的鹽水分別加入不同不銹鋼罐中；②設(shè)定反應(yīng)溫度60℃，并預(yù)熱24 h；③系統(tǒng)排空并連接管線；④向填砂管中注入鹽水，計時并計算注入體積，注入速度為0.5mL/min.注入完畢后，保溫24h，使填砂管充分飽和鹽水；⑤向填砂管中注入稠油，計時并計算注入體積，注入速度為0.5 mL/min.注入完畢后，保溫24 h；⑥向填砂管中注入鹽水，進(jìn)行水驅(qū)，計時并記錄出油體積，計算水驅(qū)采收率；⑦保持注入速度不變，關(guān)閉出口端，向填砂管中注入0.5 PV的NB-5034A水溶液。密閉燜24 h后，打開出口端，繼續(xù)水驅(qū)至無油出，計算最終采收率。

2　驅(qū)油劑的實驗室評價

2.1不同驅(qū)油劑配方的對比

實驗中對洗油實驗和乳化實驗進(jìn)行了驅(qū)油劑配方的優(yōu)化。使用本實驗室合成的多種表面活性劑及商業(yè)表面活性劑為主要原料，配制了驅(qū)油劑NB-5034A（主要由烷基聚醚、烷基聚醚磺酸鹽、長鏈烷基硫酸鹽及部分助劑組成），并將其同多種其他配方驅(qū)油劑（CJ501，NIU-1，CJ304和CJ503）從洗油和乳化兩方面進(jìn)行了對比（圖1，表1）。

圖1　驅(qū)油劑NB-5034A實驗室評價結(jié)果

表1　不同驅(qū)油劑洗油率對比%

洗油實驗時，實驗溫度50℃，實驗時間48 h，驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%，礦化度為10 g/L（氯化鈣質(zhì)量濃度為300 mg/L，其余為氯化鈉）。

從表1可看出，鹽水不具有洗油能力。其他5種驅(qū)油劑中，NB-5034A具有最優(yōu)的洗油能力。

實驗中還研究了上述5種驅(qū)油劑不同溫度下對臨盤稠油的乳化能力，實驗用水礦化度同洗油實驗，實驗溫度分別為50℃、60℃和70℃（表2）。

表2　不同驅(qū)油劑乳化能力對比

從表2可以看出，NB-5034A表現(xiàn)出最優(yōu)的乳化性能。當(dāng)?shù)V化度提升至臨盤油田實際礦化度（30000mg/L）時，CJ501、CJ503和CJ304已經(jīng)出現(xiàn)沉淀分層現(xiàn)象，逐漸喪失了乳化洗油能力。綜合來看，NB-5034A是目前最優(yōu)的驅(qū)油劑。

2.2溫度對洗油效果的影響

研究了不同溫度（50℃，60℃，70℃，80℃，90℃和100℃）對NB-5034A洗油效果的影響（圖1），實驗中，驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，洗油時間為24 h，礦化度為30 g/L，其中氯化鈣為1 g/L，氯化鎂為1 g/L，其余為氯化鈉（除特別注明，下同）。

從圖1a可以看出，隨著反應(yīng)溫度的進(jìn)一步升高，洗油率逐漸升高，70℃下達(dá)到最高值，為59.25%.這是由于隨著溫度的升高，稠油黏度降低，洗脫更加容易。隨著反應(yīng)溫度的進(jìn)一步升高，洗油率又逐漸降低，100℃時的洗油率為22.25%.這是由于驅(qū)油劑含有非離子表面活性劑，隨著溫度的升高，表活劑活性下降，導(dǎo)致洗油率下降。綜合來看，洗油時間為24 h時，70~ 80℃是合適的溫度范圍，結(jié)合后續(xù)研究，60~90℃亦可滿足使用要求。

2.3驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對洗油效果的影響

驅(qū)油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.1%，0.3%，0.5%，0.7%和1.0%，洗油溫度60℃，反應(yīng)時間為24 h，礦化度為30 g/L，具體結(jié)果如圖1b所示。

隨著洗油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的升高，洗油率也逐漸升高。當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時，洗油率僅為2.25%，完全不能滿足需要。當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)提高至0.7%時，洗油率達(dá)到50.75%，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)進(jìn)一步提升，洗油率沒有明顯變化。單純從質(zhì)量分?jǐn)?shù)影響因素來看，質(zhì)量分?jǐn)?shù)應(yīng)在0.7%以上。結(jié)合成本等實際情況，質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.5%以上即可，但最多不宜超過1.0%.

2.4礦化度對洗油效果的影響

向每一份油砂中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)1%的NB-5034A水溶液50 mL，然后將其放入60℃烘箱中，24 h后取出分離上層油干燥稱重，并計算洗油率。其中，礦化度分別為5，10，30，50和100 g/L，均由氯化鈣、氯化鎂和氯化鈉混合配制，三者比例保持1∶1∶28.

從圖1c可看出，隨著礦化度的提高，洗油率先升后降，但礦化度為5~50 g/L時，趨勢平緩。當(dāng)?shù)V化度提高至100 g/L時，洗油率急劇下降，降至5%左右。實際應(yīng)用中，礦化度不宜超過50 g/L.

2.5洗油時間對洗油效果的影響

洗油劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，礦化度為30 g/L，洗油溫度為60℃，反應(yīng)時間分別為24 h，48 h，72 h和96 h，具體結(jié)果如圖2所示。

圖2　不同洗油時間下NB-5034A的洗油率

反應(yīng)時間24 h時，洗油率較低，為30.13%.隨著反應(yīng)時間的延長，洗油率逐漸升高，反應(yīng)時間為96 h時，提高至73.50%，繼續(xù)放置時，洗油率還會進(jìn)一步升高。最終反應(yīng)時間為120 h時，洗油率均可達(dá)到70%.由于油砂中油含量逐漸降低，油的洗脫越來越困難，故洗油率上升趨勢平緩。

綜合來看，洗油時間96 h是合適的，此時可以獲得高于70%的洗油率，進(jìn)一步提高洗油時間，洗油率提高有限。

2.6乳化降黏實驗

實驗中還對NB-5034A的乳化降黏性能進(jìn)行了評價，具體如下：稱取70 g臨11-斜18稠油于燒杯中，然后向其中加入30 ml質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%的NB-5034A水溶液，油水比7∶3，密封后放入60℃烘箱中。24 h后取出，用轉(zhuǎn)子黏度計測量黏度。然后將其輕微攪拌，測量攪拌后黏度，并進(jìn)行比較。

經(jīng)過24 h靜置后，部分油水分層。測量其黏度并同原始稠油樣對比，黏度下降68.9%，由初始黏度972 mPa·s（60℃），下降至301.9 mPa·s，基本滿足采油要求。輕微攪拌后，臨11-斜18稠油可完全乳化，測試黏度30 mPa·s左右，降黏率高達(dá)96.9%.

2.7物模實驗

先對巖心進(jìn)行水驅(qū)，后用驅(qū)油劑驅(qū)替（表3）。

從表3可以看出，NB-5034A可在水驅(qū)基礎(chǔ)上，平均提高22.24%的采收率。

表3　水驅(qū)與驅(qū)油劑驅(qū)替采收率%

3　臨盤油田稠油自乳化降黏現(xiàn)場試驗

3.1驅(qū)油方案設(shè)計及實施

選取某稠油井開展現(xiàn)場小型試驗，先期注入驅(qū)油劑2 t.現(xiàn)場施工作業(yè)參數(shù)及流程見表4.活性水現(xiàn)場配制，采用該區(qū)塊熱水（60℃）。

表4　現(xiàn)場施工作業(yè)流程

3.2試驗結(jié)果分析

圖3給出了試驗前后日產(chǎn)油情況。從中可以看出，試驗前，日產(chǎn)油量約為0.1 t，日產(chǎn)液量約為0.5 t.采取措施后，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量均得到提升，日產(chǎn)油量達(dá)2 t左右（最高2.6 t），產(chǎn)液量10 t左右（最高11.9 t），較采取措施前有明顯提高。后兩者均有回落，日產(chǎn)油量維持在0.5 t，日產(chǎn)液量維持在7 t左右。在此期間共增油46.8 t.采取措施后，日產(chǎn)油量較措施前有較大提升，說明了驅(qū)油劑NB-5034A對提高臨盤油田稠油采收率有效。

現(xiàn)場施工過程中，初始注入壓力穩(wěn)定在13 MPa，后期降為8 MPa，又緩慢升至11 MPa.壓力的降低可能是因為注入的驅(qū)油劑對近井地帶稠油起到了乳化作用和解堵的作用，從而降低了注入壓力。

試驗過程中，對采出液和采出油進(jìn)行了分析。在油水分層后，重新攪拌，稠油部分乳化，乳化效果較實驗室差。這說明驅(qū)油劑在地層中有一定的損失。試驗中還對采出油黏度進(jìn)行了測量（表5）。

圖3　試驗前后日產(chǎn)液和日產(chǎn)油情況

表5　采出油黏度（50℃）分析mPa·s

采出油的黏度較原始油樣黏度（1 910 mPa·s）有明顯降低，最高降黏率52.8%.說明驅(qū)油劑NB-5034A可以在臨盤油田稠油地層條件下對其起到乳化降黏的作用，從而在試驗初期明顯提高了產(chǎn)液量和產(chǎn)油量。

4　結(jié)論

（1）實驗中對驅(qū)油劑配方進(jìn)行了篩選優(yōu)化，選取了NB-5034A為最優(yōu)驅(qū)油劑配方。并將其同其他驅(qū)油劑進(jìn)行了洗油和乳化對比，從綜合性能來看，NB-5034A是其中適合臨盤油田稠油的最優(yōu)驅(qū)油劑。

（2）物模實驗表明，NB-5034A對臨盤油田稠油具有良好的驅(qū)油能力，在水驅(qū)基礎(chǔ)上，可提高20%以上的采收率。

（3）現(xiàn)場試驗表明，在試驗初期，日產(chǎn)液量和日產(chǎn)油量均有顯著提升，并且采出油的黏度明顯降低。證明NB-5034A對提高臨盤油田稠油采收率具有一定作用。

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Application of Self?Emulsification Viscosity Reducing Technology to Linpan Heavy Oilfield

DONG Yuanjun1,ZHANG Ziyu1,HAN Wei1,DONG Shuangping1,WANG Zaihua2,XIAO Xianming3
(1.Linpan Production Plant,Shengli Oilfield Company,Sinopec,Linyi,Shandong 251507,China;2.Nabai Kechuang(Beijing)Technology Development Co.,Ltd,Beijing 100102,China;3.Guangzhou Institute of Geochemistry,Chinese Academy of Sciences,Guangzhou, Guangdong510640,China)

Linpan heavy oil reservoir is dominated by conventional heavy oil with viscosity of 1 350~11 980 mPa·s(at 50℃).In view of such problems as high water cut,low production,low recovery,etc,the self?emulsification viscosity reducing technology was studied to solve these problems.The viscosity reducing agent was firstly optimized in the lab,then the influences of temperature,concentration,salini?ty and reaction time on the oil displacement efficiency and the physical model displacement were evaluated,and finally the viscosity reduc?ing agent for this oilfield with low temperature and high salinity formation condition and its implementation condition was obtained.The small field tests show that MB-5034A agent can be used to effectively enhance the recovery of Linpan heavy oil.

Linpan oilfield;heavy oil emulsification;viscosity reducingtechnology;field test

TE357.43

A

1001-3873（2015）01-0090-04DOI：10.7657/XJPG20150118

2014-07-21

2014-11-05

董元軍（1971-），男，山東臨邑人，高級工程師，石油工程，（Tel）0534-8863156（E-mail）dyjcyek@shou.com.