孟祥海，張云寶，張德富，曹偉佳

(1. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2. 中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3. 東北石油大學，黑龍江 大慶 163318）

稠油乳化降黏劑篩選及其注入?yún)?shù)優(yōu)選實驗—以渤海LD5-2油藏為例

孟祥海1，張云寶1，張德富2，曹偉佳3

(1. 中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2. 中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3. 東北石油大學，黑龍江 大慶 163318）

渤海地區(qū)稠油資源量巨大，由于原油黏度和儲層非均質(zhì)性的影響，水驅(qū)開發(fā)效果較差。稠油乳化降黏技術(shù)以其簡單的操作方法在渤海開發(fā)中發(fā)揮作用。對乳化劑篩選和驅(qū)油參數(shù)優(yōu)化實驗研究的結(jié)果表明，與強化冷采體系（藥劑Ⅰ）相比較，強化分散體系（藥劑Ⅱ）驅(qū)油效率較高，其合理濃度范圍400～800 mg/L，段塞尺寸0.05～0.1 PV。考慮到目標儲層非均質(zhì)性比較嚴重，推薦采用“調(diào)剖劑+藥劑Ⅱ”措施組合方式，調(diào)剖劑段塞尺寸0.05～0.075 PV，措施實施時機為含水率65%～90%。實驗還表明，油井實施藥劑吞吐或堵水措施都可以提高采收率，但二者聯(lián)合使用會產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，采收率增幅較大。

渤海稠油；乳化降黏；藥劑篩選；注入?yún)?shù)優(yōu)化；物理模擬；機理分析

稠油的乳化降黏激勵就是將表面活一定濃度的表面活性劑加入到稠油中，表面活性劑水溶液將稠油分散開，形成O/W型乳狀液。因為表面活性劑水溶液黏度較低，O/W型乳狀液在流動過程中，內(nèi)摩擦力為水相間內(nèi)摩擦力，所以，滲流阻力和能量消耗的值大幅度減小，同時提高了油井原油產(chǎn)量。稠油乳化降黏理論一般分為最佳密堆積理論和原油乳狀液理論。最佳密堆積理論認為，當“水:油”小于等于25.98%時，乳狀液為W/O型。當“水:油”大于等于74.02%時，乳狀液則為“O/W型”。當“25.98%≤水:油≤74.02%”時，乳狀液處于不穩(wěn)定區(qū)域。原油乳狀液理論則認為，原油中存在可以促成“W/O型”乳狀液活性物質(zhì)，因而礦場采出液以“W/O型”乳狀液為主。乳化降黏就是向乳狀液中添加一種表面活性劑，使稠油與表面活性劑水溶液形成O/W乳狀液而降低稠油黏度，進而達到降黏目的[1-4]。

與聚合物凝膠調(diào)驅(qū)和熱采等技術(shù)相比較，乳化降黏技術(shù)具有配注工藝簡單和藥劑成本較低等特點，其礦場應(yīng)用前景受到廣泛重視[5-10]。介于渤海地區(qū)稠油資源量和開發(fā)需求，筆者以渤海LD5-2油藏地質(zhì)和流體為研究對象，開展了乳化降黏劑篩選和驅(qū)油效果實驗研究，其成果對目標油藏乳化降黏措施技術(shù)決策具有重要參考價值。

1 實驗部分

1.1 材料

A劑，B劑，有效含量為100%；原油和配制水有現(xiàn)場提供。巖心為人工制造巖心[11,12]，各個層滲透率按目的區(qū)塊儲層滲透率設(shè)計。

實驗溫度為55 ℃。

1.2 性能檢測

采用DV-Ⅱ型布氏粘度用黏度儀測試原油和乳狀液黏度，采用驅(qū)替實驗裝置測試藥劑驅(qū)油效率（采收率）。

1.3 方案設(shè)計

1.3.1 A劑和B劑對驅(qū)油效率的影響（“方案1-1-1和方案1-1-2”）

在均質(zhì)巖心、藥劑濃度（800 mg/L）、含水率（90%）和段塞尺寸（0.3PV）固定條件下，考察 A劑和B劑對驅(qū)油效率的影響。

1.3.2 藥劑注入?yún)?shù)對驅(qū)油效果的影響

（1）藥劑濃度的影響（“方案 2-1-1～方案2-1-5”）

在非均質(zhì)巖心、藥劑類型（上述實驗優(yōu)化結(jié)果，下同）、含水率（90%）和段塞尺寸（0.3 PV）固定條件下，考察藥劑濃度（Cs=400、800、1 000、1 200和1 600 mg/L）對驅(qū)油效果的影響。

（2）藥劑段塞尺寸的影響（“方案2-2-1～方案2-2-5”）

在非均質(zhì)巖心、藥劑類型、含水率（90%）和藥劑濃度（上述實驗優(yōu)化結(jié)果，下同）固定條件下，考察藥劑段塞尺寸（0.05、0.10、0.20、0.30和0.40 PV）對驅(qū)油效果的影響。

（3）藥劑注入時機的影響（“方案2-3-1～方案2-3-4”）

在非均質(zhì)巖心、藥劑類型、藥劑濃度和段塞尺寸固定條件下，考察藥劑注入時機（40%、65%、90%和98%）對驅(qū)油效果的影響。

（4）調(diào)剖段塞尺寸的影響（“方案2-4-1～方案2-4-4”）

在非均質(zhì)巖心、藥劑類型、藥劑濃度、段塞尺寸和注入時機（上述實驗優(yōu)化結(jié)果，下同）固定條件下，考察調(diào)剖段塞尺寸（0.025、0.05、0.075和0.10 PV）對采出程度的影響。

（5）調(diào)剖時機的影響（“方案 2-5-1～方案2-5-4”）

在非均質(zhì)巖心、藥劑類型、藥劑濃度、段塞尺寸、注入時機以及調(diào)剖劑段塞尺寸固定條件下，考察調(diào)剖劑注入時機（40%、65%、90%和98%）對驅(qū)油效果的影響。

1.3.3 藥劑巖心采出端吞吐增油效果及其影響因素

在非均質(zhì)巖心進行下列實驗：方案3-1-0：水驅(qū)至含水98%

方案3-1-1：水驅(qū)至含水90%+ 0.05 PV藥劑（Cs=800 mg/L，恒速注入）+后續(xù)水驅(qū)至水98%。

方案3-1-2：水驅(qū)至含水90%+ 0.05 PV藥劑（Cs=800 mg/L，恒壓注入，注入壓力4.6 MPa）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

方案3-1-3：水驅(qū)至含水90%+ 0.05 PV 堵水劑（恒速注入）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

方案3-1-4：水驅(qū)至含水90%+ 0.05 PV 堵水劑+0.05 PV藥劑（Cs=800 mg/L，恒速注入）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

2 實驗結(jié)果

2.1 A劑與B劑對采出程度的影響

對于均質(zhì)人造巖心而言，A劑和 B劑的采出程度見表1。

表1 采出程度實驗數(shù)據(jù)（非均質(zhì)巖心）Table 1 Oil displacement efficiency of the experiments

從表1可以看出，驅(qū)油劑類型對采出程度即采收率增幅存在影響。在“方案1-1-1”和“方案1-1-2”中分別采用了A劑和 B劑，采出程度增值分別為4.7%和7.6%。由此可見，B劑驅(qū)油效率高于A劑選擇B劑進行后續(xù)實驗研究。

2.2 B劑濃度的影響

采出程度結(jié)果見表2。

從表2可以看出，隨B劑濃度增加，采出程度增加，但增幅逐漸減小。從技術(shù)和經(jīng)濟角度考慮，合理B劑濃度范圍為400～800 mg/L。

2.3 B劑段塞尺寸的影響

B劑段塞尺寸對采出程度影響實驗結(jié)果見表3。

從表3可以看出，隨B劑段塞尺寸增加，采收率增加，但增幅逐漸減小。從技術(shù)和經(jīng)濟角度考慮，合理藥劑濃度范圍為0.05～0.10 PV。

表2 采出程度實驗數(shù)據(jù)Table 2 Oil displacement efficiency of the experiments

表3 采出程度實驗數(shù)據(jù)Table 3 Oil displacement efficiency of the experiments

2.4 藥劑注入時機的影響

藥劑注入時機對采出程度影響實驗結(jié)果見表4。

表4 采出程度實驗數(shù)據(jù)Table 4 Oil displacement efficiency of the experiments

從表4可以看出，過早注入B劑不利于提高采收率。當?shù)秃势陂g注入B劑時，由于它流度控制能力較差，仍然主要進入高滲透層，導(dǎo)致其束縛水飽和度增加，油相滲透率減小，滲流阻力減小，注入壓力降低，最終導(dǎo)致中低滲透層吸液壓差減小，吸液量降低，波及效果變差。

2.5 調(diào)剖劑段賽尺寸對采出程度的影響

采出程度數(shù)據(jù)見表5。

表5 采出程度實驗數(shù)據(jù)Table 5 Oil displacement efficiency of the experiments

從表5可以看出，隨調(diào)剖劑段塞尺寸增加，采收率增加，但增幅減緩，藥劑合理濃度范圍為0.05～0.075 PV。

2.6 調(diào)剖時機對采出程度的影響

調(diào)剖劑（0.075PV）注入時機對采出程度影響實驗結(jié)果見表6。

表6 采出程度實驗數(shù)據(jù)Table 6 Oil displacement efficiency of the experiments

從表6可以看出，隨調(diào)剖時機提前即含水率降低，采收率增加。調(diào)剖時機越早，注入壓力升幅越大，液流轉(zhuǎn)向效果越好，擴大波及體積和提高洗油效率效果越好，含水率越低，采收率越高，采收率增幅越高。分析表明，當調(diào)剖劑注入時，含水率較高時，高滲透層采出程度較高，水相滲透率較高，滲流阻力較小，調(diào)剖劑對其封堵作用效果變差，注入壓力升幅減小，擴大波及體積效果變差，進而減小了后續(xù)注入強化分散體系波及體積和洗油效率，最終導(dǎo)致采收率增幅減小。所以，推薦“調(diào)剖劑+強化分散體系”組合實施時機為含水率65%～90%。

3 結(jié) 論

（1）與A劑相比較，B劑驅(qū)油效率較高，推薦其用于礦場試驗。從技術(shù)經(jīng)濟角度考慮，推薦B劑濃度范圍400～800 mg/L，段塞尺寸0.05～0.1 PV。

（2）考慮到目標儲層非均質(zhì)性比較嚴重，推薦采用“調(diào)剖劑+藥劑”措施組合方式，調(diào)剖劑段塞尺寸 0.05～0.075 PV，措施實施時機為含水率65%～90%。

［1］ 李美蓉，郝清滟，齊霖艷，等. OP-10降黏效果和稠油組成的關(guān)系[J]. 石油學報（石油加工），2014，30(4): 730-735.

［2］ 王大威，張健，崔盈賢，譚業(yè)邦，等. 海上S油田稠油乳化降黏技術(shù)[J]. 油田化學，2015，32(2): 263-267.

［3］ 周風山，吳謹光. 稠油的類乳化成復(fù)合降粘作用機理[J]. 油田化學，2002，19(4): 311-315.

［4］ 李建波，梁發(fā)書，郭川梅，等. 稠油降黏劑的合成及其作用機理分析[J]. 西南石油學院學報，2001，23(1): 40-42.

［5］ 劉慶旺，林瑞森. 遼河冷家油田特稠油降粘劑LJVR-1及其性能評價[J]. 浙江大學學報，2004，31(5): 548-551.

［6］ 康萬利，郭黎明，孟令偉，等. 超低界面張力強化泡沫體系稠油驅(qū)研究[J]. 中國石油大學學報(自然科學版)，2012，26(1): 170-174.

［7］ 徐國瑞，李翔，謝坤. 稠油乳化降黏劑增油效果及其作用機理[J].石油化工高等學校學報，2016,29(1): 57-62.

［8］ 李一鳴，吳曉靜，沈夢霞，等. 表面活性劑復(fù)配體系 BS-9在稠油乳化降黏中的應(yīng)用性能研究[J]. 油田化學，2010，27(1): 81-83.

［9］ 曹偉佳，徐鵬. 強化分散體系提高采收率影響因素研究[J]. 當代化工，2016，8(45): 1756-1760.

［10］ 王婷婷. 強化分散體系提高稠油油藏采收率影響因素實驗研究[J].當代化工，2016，8(45): 1761-1763.

［11］ 盧祥國，宋合龍，王景盛，等. 石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)非均質(zhì)模型制作方法：中國，ZL200510063665.8[P]. 2005-09.

［12］ 盧祥國，高振環(huán)，宋合龍，等．人造巖心制作及其影響因素實驗研究[J]．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1994，13(4)：53-55．

Selection of Viscosity-reducing Agent for Heavy Oil and Injection Parameters Optimization—Taking LD5-2 Reservoir in Bohai Oilfield as an Example

MENG Xiang-hai1, ZHANG Yun-bao1, ZHANG De-fu2, CAO Wei-jia3
(1. Tianjin branch of China National Offshore Oil Research Institute, Tianjin Tanggu 300452, China; 2. China oil in Xinjiang oilfield branch of exploration and development research institute, Xinjiang Karamay 834000, China; 3. Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 16331, China)

Bohai oilfiled has a large of heave oil resource, but as the influence of the viscosity of crude oil and the heterogeneity of the reservoir, water flooding development effect is poor. The technology of emulsifying and reducing viscosity has the advantage of simple operation, and plays an important role in development process of Bohai oilfield. In this paper, optimization of emulsifier and oil displacement parameters was studied. The results showed that, compared with the cold production system (chemicalⅠ), oil displacement efficiency of disperse system (chemical II) was higher, and the reasonable concentration range was 400～ 800 mg/L, and the slug size was 0.05 ～ 0.1 PV.Taking into account the serious heterogeneity of the target reservoir, the measure of "profile control agent and chemical II" was recommended, the slug size of profile control agent was 0.05～ 0.075 PV, the injection opportunity was when moisture content was about 65%～90%. Experiments also showed that the implementation of the oil well chemical huff-puff and water plugging measures can improve the recovery rate, and combined use of the two methods can have a synergistic effect, the rate of recovery can be increased greatly.

heavy oil in Bohai oilfield; reducing viscosity by emulsification; drug screening; optimization of injection parameters; physical simulation; mechanism analysis

TE 624

A

1671-0460（2016）11-2612-04

2016-10-18

孟祥海（1976-），男，高級工程師，主要從事提高采收率技術(shù)研究和管理工作。E-m ail:m engxh2@cnooc.com.cn。

通訊聯(lián)系人：曹偉佳（1992-），女，東北石油大學油氣田開發(fā)專業(yè)在讀碩士生，主要從事提高采收率技術(shù)研究。電話：0459-6503406，E-m ail：caow eijia131466@163.com。