萬 雪，趙 勇

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渤海稠油熱采添加劑室內(nèi)模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究

萬 雪，趙 勇

（東北石油大學(xué)， 黑龍江 大慶 163318）

稠油；降粘劑；驅(qū)油

渤海某區(qū)塊脫水原油在60 ℃時(shí)，原油的粘度為474.9 mPa·S；在30℃時(shí)，原油的粘度為9283.2 mPa·s，原油屬于典型的稠油范疇。其瀝青質(zhì)、非烴類物質(zhì)（膠質(zhì)等）含量達(dá)到了25.13%和19.13%，使其開采過程中形成的乳狀液較穩(wěn)定，難以破壞，并且W/O乳狀液的形成，使粘度變的很大，不利于稠油的開采。通過實(shí)驗(yàn)室模擬蒸汽開采環(huán)境，其在150 ℃下形成的乳狀液在50 ℃時(shí)的粘度達(dá)到了5 231 mPa·s，對開采帶來了很大的不利。通過實(shí)驗(yàn)室自制的熱采添加劑，其可以使含蠟原油的粘度、膠凝強(qiáng)度和凝點(diǎn)得到降低，改善原油的流動(dòng)性，還可以將形成的油包水型乳狀液破乳，形成粘度較低的水包油型乳化液，從而使稠油粘度得到降低[1-2]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要實(shí)驗(yàn)儀器

SN-B-2型數(shù)字式粘度計(jì)，Texas-500型界面張力儀，LEICA DM2500P顯微鏡及配套儀器。

1.2 巖心制備

試驗(yàn)使用的巖心是經(jīng)石英砂經(jīng)環(huán)氧樹脂膠結(jié)而成制備的柱狀巖心，其長度約10 cm，直徑大小為2.50 cm。

1.3 測定空氣滲透率

用游標(biāo)卡尺依次測量出使用巖心的直徑、長度，并算出其體積?？諝鉂B透率選用流量管法測定。

1.4 流體準(zhǔn)備

將渤海某區(qū)塊采出的脫水原油作為實(shí)驗(yàn)用油，取出部分實(shí)驗(yàn)用油至于活塞容器中待用。將根據(jù)現(xiàn)場提供的礦化度自制的模擬地層水作為實(shí)驗(yàn)用水，用于飽和及驅(qū)替實(shí)驗(yàn)[3-7]。

1.5 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

1.5.1 孔隙體積和孔隙度

飽和水按下列步驟進(jìn)行：（1）將測定滲透率后的巖心用電子天平稱重，記錄質(zhì)量后放入廣口瓶內(nèi)，連續(xù)抽空5 h以上。（2）將巖心容器與中間容器相連，中間容器裝模擬地層水，然后串聯(lián)在平流泵儀器上。（3）開啟平流泵和所有管線閥門，設(shè)定流速2 mL/min，當(dāng)出口端連續(xù)平穩(wěn)的流出地層水，認(rèn)為已飽和。（4）將飽和水后的巖心在稱重并記錄，通過差減法計(jì)算得到巖心孔隙體積，從而得到孔隙度。

1.5.2 原始含油飽和度

飽和油按下列步驟進(jìn)行：（1）組裝好飽和油設(shè)備，并將模型接入流程中；（2）加壓（此壓力大于模型入口2～3 mPa）；（3）開啟恒溫箱，當(dāng)恒溫箱溫度到達(dá)設(shè)定溫度后，恒溫5 h以上，此過程保持壓力穩(wěn)定；（4）將實(shí)驗(yàn)用油以恒定的低速泵入巖心進(jìn)行驅(qū)水實(shí)驗(yàn)。等到壓差穩(wěn)定后，適當(dāng)加快泵入速度，驅(qū)替實(shí)驗(yàn)用油為1.0～2.0倍孔隙體積；（5）記錄巖心中累計(jì)出水量，通過計(jì)算得到巖心原始含油飽和度。

1.5.3 驅(qū)替試驗(yàn)

蒸汽驅(qū)替試驗(yàn)。用恒流泵將通過蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生的蒸汽注入到用油樣飽和的巖芯中。注入蒸汽達(dá)到突破壓力之后，驅(qū)出原油見水，收集此時(shí)的原油油樣測試粘度及含水。驅(qū)替至驅(qū)出液中含水超過98%停止注入。計(jì)錄下突破前后不同階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的粘度。

加熱采添加劑后蒸汽驅(qū)替試驗(yàn)。用微量泵將不同體積的防乳增效劑溶液頂替到用油樣飽和的巖芯中。重復(fù)上述蒸汽驅(qū)替試驗(yàn)步驟。

2 結(jié)果與討論

2.1 粘溫特性

用Thermo scientific HAAKE Rheometer 哈克高溫高壓流變儀測定脫水后原油粘度。粘度是反映流體流動(dòng)性的重要參數(shù)，與溫度息息相關(guān)。只有當(dāng)溫度升高到某一數(shù)值時(shí)，稠油在地層內(nèi)才可以發(fā)生連續(xù)的滲流。渤海某區(qū)塊脫水稠油的粘溫曲線如圖1。從圖中可以看出該稠油的溫敏性很強(qiáng)，隨著溫度的升高粘度急劇下降。

雖然升高溫度可大大降低稠油的粘度，但從圖1中可以看出該稠油的粘度很大，只有溫度達(dá)到60 ℃以上才能保證正常的流動(dòng)性，而且在稠油開采的過程中，稠油和地層水之間存在著諸多相互作用（如拉伸、剪切、攪拌等），這會(huì)造成油包水型乳狀液的產(chǎn)生，使粘度大大增加。這些都嚴(yán)重的增加了開采的成本。而熱采添加劑是一種表面活性劑，擁有良好的親水親油性質(zhì)，可以在油水的界面上形成一層強(qiáng)度較低的膜，使原油無法形成較為穩(wěn)定的乳狀液，從而降低原油乳化率，達(dá)到降低原油粘度的效果，提高原油的采收率[8-12]。

圖1 渤海某區(qū)塊原油粘溫曲線(升溫方法測定)

2.2 熱采添加劑的降粘效果

根據(jù)現(xiàn)場要求將一定量熱采添加劑加入至按油水比7:3配置好的反應(yīng)釜中，模擬開采條件，在高溫下攪拌一定時(shí)間。從反應(yīng)釜中取出乳狀液，測定其50 ℃時(shí)的粘度。通過對比未加熱采添加劑的粘度數(shù)據(jù)，得到熱采添加劑降粘效果。見表1。

表1 熱采添加劑降粘效果

2.3 界面張力

一般來說評價(jià)一種表面活性劑體系是否可以用作驅(qū)油劑要看其是否具有良好的降低表面張力的特性。如果該表面活性劑體系可以將油水界面張力降至1 mN/m以下，則說明該表面活性劑體系符合作為去油劑的基本條件。我們測量了25～300 ℃溫度下不同濃度的防乳增效劑水溶液和原油之間的界面張力，結(jié)果見表2。根據(jù)表2可以看出，油水之間的界面張力均在1 mN/m以下，說明該熱采添加劑具有較好的降低界面張力特性。而且隨著熱采添加劑添加量的增加，界面張力的值逐漸變低[13-16]。

表2 不同溫度不同濃度下的界面張力

2.4 熱采添加劑的驅(qū)油效果

通過驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，得到未加熱采添加劑蒸汽驅(qū)和熱采添加劑驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果。見表3。

表3 驅(qū)油效果

注：熱采添加劑注入0.1PV。

通過表3可以看出，加入熱采添加劑后采收率有較大的提高，說明熱采添加劑具有較好的降粘作用，增強(qiáng)了流體的流動(dòng)性。

2.5 熱采添加劑添加量對驅(qū)油效果的影響

將熱采添加劑配成不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的水溶液，注入0.1PV的不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的熱采添加劑水溶液，重復(fù)蒸汽驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。熱采添加劑添加量對驅(qū)油效果的影響見表4-5。由表5可以看出，隨著熱采添加劑添加量的增加，巖心最終采收率逐漸提高，當(dāng)熱采添加劑添加量為0.3%時(shí)，最終采收率達(dá)到91.61%。而當(dāng)熱采添加劑添加量的繼續(xù)增加時(shí)，最終采收率的增加幅度很小。這是因?yàn)闊岵商砑觿┤芤汉信R界膠束濃度，當(dāng)達(dá)到此濃度時(shí)，此時(shí)最終采收率最高，繼續(xù)增加熱采添加劑用量后不再引起顯著地改變。

表4 熱采添加劑影響巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

表5 熱采添加劑添加量對驅(qū)油效果的影響

2.6 熱采添加劑驅(qū)油后的微觀形態(tài)

取驅(qū)替出的原油用LEICA DM2500P顯微鏡及配套儀器觀察其微觀形態(tài)。其結(jié)果如圖2-3。

圖2 添加熱采添加劑驅(qū)油后微觀形態(tài)

圖3 添加熱采添加劑后驅(qū)油微觀形態(tài)

如圖2和圖3可以看出，未添加熱采添加劑驅(qū)替出的原油中含有部分水滴，說明形成了油包水型乳狀液，其造成了粘度的增加，降低了最終采收率。而添加了熱采添加劑驅(qū)替出的原油，其未形成油包水型乳狀液。說明該熱采添加劑具有良好的防乳化效果，從而降低了稠油開采時(shí)的粘度，大大提高了原油采收率。

3 結(jié) 論

（1）該區(qū)塊稠油的溫敏性很強(qiáng)，隨著溫度的升高，其粘度急劇下降。

（2）該熱采添加劑由實(shí)驗(yàn)室自制二嵌段聚醚類添加劑、酚醛樹脂類添加劑和成熟使用的KLD添加劑復(fù)配而成。具有較好的防乳化、降粘效果和較好的降低界面張力的特性。

（3）該熱采添加劑具有較優(yōu)異的耐高溫能力。

（4）當(dāng)熱采添加劑添加量為0.3%時(shí)驅(qū)油效果較好。

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Indoor Simulation Oil Displacement Experiment of Thermal Recovery Additive for Bohai Heavy Oil

WAN Xue，ZHAO Yong

（Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

Chemical auxiliary viscosity reduction is one of important methods to enhance heavy oil recovery. Aimed at the problem that emulsion of crude oil made viscosity quickly increase in the process of steam thermal recovery of heavy oil in Bohai sea, a thermal recovery additive was developed. The thermal recovery additive can be injected in formation in the process of steam thermal recovery to lower crude oil emulsifying rate and viscosity, and increase recovery efficiency. The thermal recovery additive was compounded by lab homemade 2-block polyether type additive, phenolic resin additive and maturely used additive KLD. The experimental results show that the thermal additive has good characteristics in anti emulsion effect, viscosity reduction effect and interfacial tension reduction effect. When the addition amount of the thermal recovery additive is 0.3%, the core ultimate recovery of crude oil reaches 91.61% in indoor simulation oil displacement experiments.

Heavy oil; Viscosity reduction agent; Oil displacement

TE 357

A

1671-0460（2016）06-1135-04

2016-05-04

萬雪（1990-），女，河北省衡水市人，東北石油大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向：從事油氣田開發(fā)與提高采收率技術(shù)工作。E-mail：。