曹鵬福，趙滬春，閆占冬，劉海洋

（1.長慶油田頁巖油開發(fā)分公司，甘肅慶陽 745708；2.長慶油田分公司第七采油廠，甘肅慶陽 745708）

0 前言

油藏衰竭開發(fā)中，當(dāng)儲(chǔ)層壓力下降至瀝青質(zhì)沉淀起始?jí)毫ΓˋOP）時(shí)，瀝青質(zhì)在原油中的平衡遭到破壞，導(dǎo)致瀝青質(zhì)從原油中析出并沉淀。當(dāng)瀝青質(zhì)在孔喉表面沉積時(shí)會(huì)降低滲透率、改變潤濕性，造成儲(chǔ)層傷害，并在井筒和管線中形成堵塞，嚴(yán)重影響油井產(chǎn)量［1-2］。此外，一些油藏雖然AOP較低，正常衰竭或水驅(qū)開發(fā)時(shí)并未出現(xiàn)瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象，但當(dāng)向儲(chǔ)層注入CO2進(jìn)一步提高原油采收率時(shí)，則會(huì)由于CO2與原油之間的相互作用，導(dǎo)致AOP大幅上升，引發(fā)嚴(yán)重的瀝青質(zhì)沉積問題［3-4］。目前，注入化學(xué)添加劑是有效解決瀝青質(zhì)沉積問題的方法之一?；瘜W(xué)添加劑類型主要包括抑制劑和分散劑兩種。其中，抑制劑的活性與膠質(zhì)相似，通過與瀝青質(zhì)相互作用來抑制兩相分離［5］；而分散劑則通過限制瀝青質(zhì)聚集體尺寸和阻止聚集體進(jìn)一步生長來穩(wěn)定原油中的瀝青質(zhì)［6］。雖然這種方法可以有效預(yù)防瀝青質(zhì)在井筒及油管中的沉積和結(jié)塊，但卻無法有效改善瀝青質(zhì)在近井地帶儲(chǔ)層產(chǎn)生的傷害。同時(shí)，化學(xué)添加劑還存在與儲(chǔ)層流體不相容、成本高、對(duì)環(huán)境有害，以及在儲(chǔ)層條件下不穩(wěn)定等問題。

近年來，離子液體因其獨(dú)特的性質(zhì)以及在提高原油采收率和抑制瀝青質(zhì)沉淀方面的優(yōu)異表現(xiàn)，受到了越來越多學(xué)者的關(guān)注。離子液體是液態(tài)的鹽，其熔點(diǎn)低于100 ℃，具有低蒸汽壓、低熔點(diǎn)、熱穩(wěn)定性和不易燃等特點(diǎn)［7-8］。Hu 等［9］研究了離子液體［Cniql］Cl 和［Cnpy］Cl 對(duì)原油中瀝青質(zhì)的抑制機(jī)理。他們認(rèn)為這兩種離子液體對(duì)瀝青質(zhì)抑制作用的增強(qiáng)主要?dú)w因于電子給體陰離子Cl-與瀝青質(zhì)發(fā)生氫鍵或電子給體與受體的相互作用，而與陽離子的關(guān)系很小。Boukherissa 等［10］評(píng)價(jià)了1-丙基硼酸-3-烷基咪唑溴化物和1-丙烯基-3-烷基咪唑溴化物作為瀝青質(zhì)抑制劑的效果。結(jié)果表明，離子液體可溶于原油，抑制效果大幅好于化學(xué)添加劑，其分散瀝青質(zhì)的能力是由于氫鍵或電荷轉(zhuǎn)移締合物的形成。整體來看，離子液體在防止油藏中瀝青質(zhì)沉積方面具有較好的應(yīng)用潛力，但相關(guān)研究相對(duì)較少，且鮮少有學(xué)者研究離子液體在高溫高壓儲(chǔ)層條件下的抑制效果，以及對(duì)注入CO2后原油中瀝青質(zhì)沉淀的抑制效果。因此，筆者在標(biāo)定有機(jī)溶劑中瀝青質(zhì)含量與吸光度關(guān)系的基礎(chǔ)上，采用分光光度法分別評(píng)價(jià)了2種離子液體及2種常用商業(yè)抑制劑對(duì)原油中瀝青質(zhì)沉淀的抑制效果，并使用600 mg/L的離子液體［bmim］Br及異丙醇與［bmim］Br的混合劑開展了高溫高壓瀝青質(zhì)沉淀的測(cè)定實(shí)驗(yàn)，研究了離子液體及異丙醇與［bmim］Br 混合劑對(duì)地層原油及CO2注入后地層原油中AOP 及瀝青質(zhì)聚集體尺寸的影響，為防治瀝青質(zhì)沉積和合理高效開發(fā)提供了參考和借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

1.1.1 實(shí)驗(yàn)原油

實(shí)驗(yàn)所用原油取自新疆準(zhǔn)噶爾盆地西山窯組。由于目標(biāo)區(qū)探井在試采中井筒內(nèi)發(fā)生了嚴(yán)重的瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象，因此為了準(zhǔn)確獲取代表性原油樣品，在油藏垂深4250 m處采用井下取樣器進(jìn)行井下取樣。對(duì)獲取的地層原油樣品采用氮?dú)饧訅悍绞奖４婧瓦\(yùn)輸，避免因溫度變化造成壓力波動(dòng)，引發(fā)瀝青質(zhì)沉淀。在40.2 MPa、104.7 ℃條件下，地層原油密度為0.8148 g/cm3、黏度為4.62 mPa·s；溶解氣油比為107.6 m3/m3；地層原油分子量為83 g/mol、脫氣原油分子量為221 g/mol；原油中的飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量分別為66.1%、23.3%、8.8%、1.8%。根據(jù)原油四組分（飽和烴、芳香烴、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)）含量［11］，計(jì)算得到原油膠體的不穩(wěn)定指數(shù)為2.11，遠(yuǎn)大于瀝青質(zhì)開始沉淀時(shí)的臨界值（0.9），說明目標(biāo)區(qū)原油中的瀝青質(zhì)極不穩(wěn)定，很容易產(chǎn)生沉淀。

1.1.2 實(shí)驗(yàn)試劑

所用離子液體均為市售產(chǎn)品，包括氯化1-丁基-3-甲基咪唑（簡稱［bmim］Cl）和溴化1-丁基-3-甲基咪唑（簡稱［bmim］Br），純度均為98.2%，其化學(xué)結(jié)構(gòu)和性質(zhì)見表1。作為離子液體的對(duì)比試劑，選取2 種礦場(chǎng)常用的瀝青質(zhì)抑制劑，代號(hào)分別為YZ-06和DBSA。其中，YZ-06的主要成分為羥基衍生物類正電聚醚多元醇，其結(jié)構(gòu)中含有多個(gè)羥基，具有較強(qiáng)的正電性，吸附能力強(qiáng)，能優(yōu)先吸附在巖石表面形成保護(hù)層，有效阻止瀝青質(zhì)的吸附和沉積；DBSA 為十二烷基苯磺酸，屬于烷基苯衍生物。實(shí)驗(yàn)中所用其他流體包括甲苯、正庚烷和異丙醇，純度為99%，均購置于華源氣體公司。CO2為商用氣體，純度為99.9%。實(shí)驗(yàn)中采用正庚烷溶劑按比例稀釋至指定濃度后使用。

表1 實(shí)驗(yàn)所用離子液體的基本物性

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)的核心裝置為SDS-1000 型有機(jī)固相沉淀評(píng)價(jià)儀（法國Vinci Technologies），可控溫度為-30～200 ℃，最大工作壓力可達(dá)100 MPa。該系統(tǒng)包括一個(gè)200 mL 的PVT 釜，在釜體上半部有一個(gè)藍(lán)寶石觀察窗，可以用于STE1000 高壓顯微鏡（放大倍數(shù)1000 倍，西尼科公司）的直接觀測(cè)。在PVT 釜上的另外對(duì)稱兩側(cè)裝有一套近紅外激光（NIR）源發(fā)生器和E125接收器（泰達(dá)通公司），實(shí)驗(yàn)中可以通過測(cè)量高靈敏度NIR 區(qū)域的透過率來判斷AOP，見圖1。此外，配套實(shí)驗(yàn)裝置有UV5型分光光度儀（梅特勒托利多公司），波長準(zhǔn)確度為±0.9 nm，分辨率大于1.5，可實(shí)現(xiàn)微量樣品的測(cè)試。Micro21 型高速離心機(jī)（賽默飛世爾公司），最大速度為15 000 r/min。高壓恒速驅(qū)替泵及回壓泵、高壓中間容器（500 mL，100 MPa）、蒸發(fā)冷凝塔等。

圖1 高溫高壓瀝青質(zhì)沉淀測(cè)定實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

1.3.1 瀝青質(zhì)標(biāo)定實(shí)驗(yàn)

（1）向每克脫氣原油中添加40 mL正庚烷溶劑，開始提取瀝青質(zhì)，然后將混合液充分?jǐn)嚢? h后，置于陰涼低溫處靜置2 d；再用濾紙（孔徑100 nm）過濾混合液，將濾紙上的沉淀物分別用正庚烷和甲苯反復(fù)清洗；最后采用蒸發(fā)冷凝塔提取清洗液中的瀝青質(zhì)顆粒。

（2）向每千克甲苯溶劑中加入20 g 瀝青質(zhì)顆粒，充分?jǐn)嚢?、靜置后，用濾紙過濾混合液，制備瀝青質(zhì)質(zhì)量濃度為20 g/L 的甲苯-瀝青質(zhì)溶液。按照此方法根據(jù)實(shí)際原油中瀝青質(zhì)的含量（質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.9%），分別配制質(zhì)量濃度為4～24 g/L的甲苯-瀝青質(zhì)溶液。

（3）按體積比1∶40，用甲苯稀釋配好的甲苯-瀝青質(zhì)溶液，然后在760 nm波長下采用分光光度儀測(cè)量不同瀝青質(zhì)含量稀釋液的吸光度，標(biāo)定溶液中瀝青質(zhì)含量與吸光度之間的關(guān)系。

1.3.2 瀝青質(zhì)分散性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

（1）采用正庚烷分別稀釋商業(yè)抑制劑和離子液體至200、400、600、800、1000 mg/L，然后用試管取0.1 mL 脫氣原油與10 mL 離子液體稀釋液混合，在陰暗環(huán)境中老化12 h 后，用離心機(jī)以2000 r/min 的轉(zhuǎn)速離心試管。

（2）取1 mL試管上清液，用40 mL甲苯稀釋，稀釋率取決于溶液的吸光度，然后采用分光光度儀在760 nm 波長下測(cè)量吸光度，每次測(cè)試重復(fù)3 次取平均值。

（3）將離子液體替換為商業(yè)抑制劑稀釋液，重復(fù)步驟（1）和（2），測(cè)定不同濃度商業(yè)抑制劑作用下的原油吸光度。

（4）對(duì)比2 種離子液體和2 種商業(yè)抑制劑作用下的原油吸光度變化，優(yōu)選最佳試劑作為后續(xù)實(shí)驗(yàn)的抑制劑。

1.3.3 高溫高壓瀝青質(zhì)沉淀測(cè)定實(shí)驗(yàn)

（1）地層原油在衰竭開發(fā)中，隨著壓力不斷降低，原油組分不斷變化，瀝青質(zhì)不斷析出并沉淀。為評(píng)價(jià)離子液體對(duì)地層原油中瀝青質(zhì)穩(wěn)定性的影響，分別開展以下3組實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)1（地層原油中無添加劑）：在地層恒溫（104.7 ℃）條件下，將地層原油恒壓轉(zhuǎn)入PVT釜中，提高轉(zhuǎn)樣壓力3～5 MPa 確保瀝青質(zhì)不會(huì)在轉(zhuǎn)樣中發(fā)生沉淀。用磁力驅(qū)動(dòng)攪拌器均勻攪拌原油后穩(wěn)定6 h。以恒速0.1 MPa/min 對(duì)PVT 釜降壓，采用NIR 記錄原油透過率的變化，并用高壓顯微鏡記錄實(shí)時(shí)壓降圖片。由于透過率受到激光發(fā)射功率、被探測(cè)流體濃度以及接收激光強(qiáng)度的綜合影響，單純對(duì)比透過率不具有對(duì)比性，因此用歸一化透過率來表征離子液體對(duì)地層原油中瀝青質(zhì)穩(wěn)定性的影響，即每個(gè)壓力下測(cè)得的透過率與每輪實(shí)驗(yàn)開始前在相同功率和流體濃度下的透過率之比。

實(shí)驗(yàn)2（地層原油中添加離子液體）：根據(jù)PVT釜中地層原油體積計(jì)算所需離子液體（［bmim］Br）體積，將注入的離子液體（不含正庚烷）與地層原油充分?jǐn)嚢璺€(wěn)定后，重復(fù)實(shí)驗(yàn)1。

實(shí)驗(yàn)3（地層原油中添加異丙醇-離子液體混合劑）：將異丙醇、正庚烷混合劑（體積比1∶9）與離子液體（［bmim］Br）按體積比1∶9混合均勻，注入地層原油，充分?jǐn)嚢璺€(wěn)定后，重復(fù)實(shí)驗(yàn)1。

（2）研究表明［3，5］，原油中CO2的比例越高，AOP增幅越大。為模擬CO2注入原油后瀝青質(zhì)的沉淀過程，評(píng)價(jià)離子液體對(duì)CO2注入后的原油中瀝青質(zhì)穩(wěn)定性的影響，分別開展以下3組實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)4（飽和CO2地層原油）：向地層原油中注入物質(zhì)的量分?jǐn)?shù)為30%（通常在CO2吞吐或驅(qū)替中，原油中飽和CO2的量不會(huì)超過該值）的CO2，重復(fù)實(shí)驗(yàn)1。

實(shí)驗(yàn)5（飽和CO2地層原油中添加離子液體）：向飽和30% CO2的地層原油中添加離子液體（［bmim］Br）（不含正庚烷），充分?jǐn)嚢璺€(wěn)定后，重復(fù)實(shí)驗(yàn)1。

實(shí)驗(yàn)6（飽和CO2地層原油中添加異丙醇-離子液體混合劑）：將異丙醇、正庚烷混合劑（體積比1∶9）與離子液體（［bmim］Br）按體積比1∶9 混合均勻，注入飽和30%CO2的地層原油中，充分?jǐn)嚢璺€(wěn)定后，重復(fù)實(shí)驗(yàn)1。實(shí)驗(yàn)1—6 的AOP 分別為28.7、22.5、20.2、31.6、27.9、17.6 MPa。

2 結(jié)果與討論

2.1 瀝青質(zhì)沉淀量的測(cè)定

2.1.1 吸光度與瀝青質(zhì)含量的關(guān)系

為標(biāo)定有機(jī)溶液中瀝青質(zhì)含量與吸光度的關(guān)系，分別配制了瀝青質(zhì)質(zhì)量濃度不同的甲苯-瀝青質(zhì)溶液。在760 nm波長下，瀝青質(zhì)混合液的吸光度與瀝青質(zhì)含量的關(guān)系見圖2?；旌弦何舛入S瀝青質(zhì)含量的增加而增大，兩者呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)判定系數(shù)為0.9980，說明混合液的吸光度主要源于懸浮的瀝青質(zhì)顆粒的折射或反射，受混合液中其他可溶組分的影響較小。標(biāo)定獲得的吸光度與瀝青質(zhì)含量的線性關(guān)系與Sina 等［12］通過實(shí)驗(yàn)獲得的結(jié)果一致。同時(shí)，混合液中瀝青質(zhì)的含量涵蓋目標(biāo)油藏原油中瀝青質(zhì)的含量，可以用于后續(xù)實(shí)驗(yàn)中快速計(jì)算原油中瀝青質(zhì)的含量。

圖2 760 nm波長下混合液中瀝青質(zhì)含量對(duì)吸光度的影響

2.1.2 瀝青質(zhì)抑制劑的優(yōu)選

在4 種抑制劑作用下，原油吸光度與抑制劑濃度的關(guān)系見圖3。（1）當(dāng)原油中未添加任何抑制劑時(shí)，原油的吸光度僅為0.32 左右，說明原油中的瀝青質(zhì)極易析出沉淀。當(dāng)原油中瀝青質(zhì)產(chǎn)生沉淀并沉降后，剩余懸浮在原油中的瀝青質(zhì)含量將明顯降低，導(dǎo)致吸光度降低。（2）［bmim］Cl與2款商業(yè)抑制劑作用下的原油吸光度基本相當(dāng)。隨著抑制劑濃度的增加，吸光度在0.5～0.7 之間波動(dòng)。其中1#商業(yè)抑制劑YZ-06的抑制效果最差，而［bmim］Cl在較低加量（小于400 mg/L）下的抑制效果較好，但抑制效果隨濃度的增大而降低。（3）［bmim］Br 作用下的原油吸光度最大，且當(dāng)加量達(dá)到600 mg/L 時(shí)，吸光度（1.29）達(dá)到最大，遠(yuǎn)高于其他3 種抑制劑的抑制效果。雖然［bmim］Cl和［bmim］Br都有相同的陽離子，但它們的陰離子大小不同。一方面，溴離子的半徑大于氯離子，離子液體與瀝青質(zhì)締合物的空間穩(wěn)定性更好，因此瀝青質(zhì)分子的分散效果好。另一方面，較大的離子半徑會(huì)導(dǎo)致離子液體中的陰、陽離子之間的吸引力減弱，使離子液體中的陽離子和陰離子可以更容易、更自由地與瀝青質(zhì)分子結(jié)合［13］。與［bmim］Br 相比，［bmim］Cl 和另外2 款商業(yè)抑制劑對(duì)瀝青質(zhì)的抑制效果較差。后續(xù)實(shí)驗(yàn)中選取600 mg/L 的［bmim］Br 作為瀝青質(zhì)抑制劑，進(jìn)一步研究在高溫高壓條件下的抑制效果。

圖3 4種抑制劑作用下的原油吸光度隨抑制劑加量的變化

2.2 離子液體對(duì)地層原油中瀝青質(zhì)穩(wěn)定性的影響

2.2.1 離子液體作用下AOP的變化

如圖4所示，電動(dòng)滑門系統(tǒng)由開關(guān)（內(nèi)把手、外把手、頂置開關(guān)、遙控鑰匙、手動(dòng)/自動(dòng)切換開關(guān)、燃油箱蓋開關(guān)）、鉸鏈和滑軌、電動(dòng)滑門驅(qū)動(dòng)裝置（電動(dòng)滑門控制器、滑門驅(qū)動(dòng)電動(dòng)機(jī)、電磁離合器、霍爾傳感器）、防夾條（觸摸傳感器）、閉鎖電動(dòng)機(jī)總成（閉鎖電動(dòng)機(jī)、后鎖總成全鎖信號(hào)、后鎖總成半鎖信號(hào)、后鎖總成原位置信號(hào)、后鎖總成棘爪信號(hào)）、解鎖電動(dòng)機(jī)組成。

在高溫高壓瀝青質(zhì)沉淀測(cè)定實(shí)驗(yàn)中，采用近紅外激光探測(cè)方法實(shí)時(shí)記錄原油降壓過程中透過率變化的同時(shí)，輔以HPM 間歇捕捉原油圖像，可以準(zhǔn)確確定原油中的AOP。實(shí)驗(yàn)1—3 中地層原油透過率隨壓力的變化見圖4。含瀝青質(zhì)原油的透過率隨壓力的降低整體呈先緩慢增大后快速降低的趨勢(shì)。這是由于當(dāng)原油壓力大于AOP時(shí)進(jìn)行降壓，原油仍呈單相，原油體積持續(xù)增大，導(dǎo)致原油密度變小，透過率呈現(xiàn)緩慢線性增加趨勢(shì)。而當(dāng)壓力降至AOP 時(shí)，由于原油中瀝青質(zhì)開始產(chǎn)生沉淀，瀝青質(zhì)顆粒對(duì)透射光產(chǎn)生遮擋和折射，導(dǎo)致透過率開始降低。而當(dāng)壓力繼續(xù)降低時(shí)，原油中的瀝青質(zhì)顆粒逐漸增多且不斷聚集增大，導(dǎo)致透過率急劇降低。因此，可以根據(jù)降壓過程中原油透過率的拐點(diǎn)判定AOP。但由于近紅外激光探測(cè)到的最小顆粒粒徑為0.1 μm，而此時(shí)原油的透過率并不會(huì)立即降低，因此還需要輔以HPM捕捉的圖像進(jìn)行綜合判定。

圖4 實(shí)驗(yàn)1—3中原油透過率隨壓力的變化

從圖4可知，當(dāng)?shù)貙釉椭形刺砑尤魏卧噭r(shí)，原油的AOP 為28.7 MPa。地層原油中添加了［bmim］Br后，AOP降至22.5 MPa，降幅為21.6%，說明離子液體與瀝青質(zhì)分子之間產(chǎn)生了某些分散作用，抑制了瀝青質(zhì)的沉淀。根據(jù)目標(biāo)區(qū)油井可行的工作制度（油嘴大?。捎肞ipe Sim 軟件（Schlumberger 公司）可以計(jì)算出油井各個(gè)節(jié)點(diǎn)壓力的變化范圍。由圖5可見，倘若原油中未添加任何抑制劑，原油中瀝青質(zhì)可能在井底砂面處開始沉淀，雖然此時(shí)析出的瀝青質(zhì)顆粒尺寸為0.1 μm，但隨著壓力的不斷降低，瀝青質(zhì)將在井底大量聚集，產(chǎn)生沉積，導(dǎo)致整個(gè)井筒堵塞；當(dāng)原油中添加了離子液體后，可以將AOP對(duì)應(yīng)的壓力節(jié)點(diǎn)延遲至節(jié)流閥處，減小瀝青質(zhì)在井筒中的沉積深度，并降低沉積對(duì)井底砂面的傷害。

圖5 目標(biāo)區(qū)油井各個(gè)節(jié)點(diǎn)壓力的變化范圍

從圖4 還可以看出，當(dāng)?shù)貙釉椭刑砑赢惐寂c離子液體混合劑時(shí)，原油的AOP（20.2 MPa）進(jìn)一步降低，相比無添加劑下的地層原油，降幅為29.6%，可見將離子液體溶解在異丙醇和正庚烷溶劑中的抑制效果比直接注入原油中的效果更好。這一方面是由于異丙醇降低了原油黏度，使離子液體的分布更加均勻，能充分地與瀝青質(zhì)相互作用；另一方面，異丙醇是極性和非極性流體的共溶劑，可通過分子水平擴(kuò)散作用增強(qiáng)極性離子液體與非極性原油之間的互溶性［14］。此外，異丙醇是一種極性質(zhì)子溶劑，介電常數(shù)高達(dá)18（正庚烷僅為1.9），極易通過SN1型反應(yīng)與瀝青質(zhì)之間形成氫鍵作用［15］，中和瀝青質(zhì)的π電子云，從而有效抑制瀝青質(zhì)分子間的相互聚集。當(dāng)?shù)貙釉椭刑砑赢惐寂c離子液體混合劑后，隨著AOP 降低，可以進(jìn)一步提高井筒中瀝青質(zhì)的沉積深度，達(dá)到一個(gè)可控且易作業(yè)的深度。

2.2.2 沉淀瀝青質(zhì)顆粒粒徑對(duì)比

根據(jù)HPM放大倍數(shù)，可觀測(cè)到瀝青質(zhì)顆粒的最小粒徑為0.6 μm，理論上顯微鏡觀測(cè)到的AOP略高于近紅外激光。但由于瀝青質(zhì)顆粒從0.1 μm 增至0.6 μm對(duì)應(yīng)的壓力降非常小，幾乎可以忽略不計(jì)，因此可以采用HPM 捕捉到的圖像進(jìn)一步驗(yàn)證近紅外激光探測(cè)法獲得的AOP。

實(shí)驗(yàn)1—3 中原油在3 個(gè)壓力水平下的HPM 圖像對(duì)比見圖6。在27 MPa 下，實(shí)驗(yàn)1 中可以觀測(cè)到一些微小的黑色顆粒，平均粒徑為1.58 μm；實(shí)驗(yàn)2和3 中的圖像顏色均勻，未發(fā)現(xiàn)黑色顆粒。當(dāng)壓力降至21 MPa 時(shí)，實(shí)驗(yàn)1 中的顆粒粒徑明顯增大，平均粒徑增至5.68 μm，平均粒徑增長速度為0.68 μm/MPa；實(shí)驗(yàn)2中開始出現(xiàn)黑色顆粒，平均粒徑為2.24 μm；實(shí)驗(yàn)3中仍未觀察到黑色顆粒。當(dāng)壓力降至18 MPa 時(shí)，實(shí)驗(yàn)1 中的平均顆粒粒徑已達(dá)8.46 μm，最大顆粒粒徑為13.84 μm，平均粒徑增長速度為0.96 μm/MPa，大于上一壓力水平下的平均粒徑增長速度。實(shí)驗(yàn)2中的平均粒徑增至4.88 μm，粒徑平均增長速度為0.89 μm/MPa，小于同一壓力水平下實(shí)驗(yàn)1中平均粒徑的增長速度，說明離子液體能有效抑制瀝青質(zhì)顆粒粒徑的增長。這是由于離子液體的陰、陽離子均能與瀝青質(zhì)形成氫鍵和π-π相互作用，從而抑制瀝青質(zhì)聚集，使瀝青質(zhì)顆粒穩(wěn)定懸浮于原油中而不互相吸引。

圖6 實(shí)驗(yàn)1—3中原油在不同壓力下的HPM圖像對(duì)比

圖7 18 MPa壓力下原油中瀝青質(zhì)顆粒的粒徑分布

2.3 離子液體對(duì)注CO2原油瀝青質(zhì)穩(wěn)定性的影響

2.3.1 離子液體作用下AOP的變化

當(dāng)CO2在混相條件下注入油藏后，超臨界態(tài)CO2與地層原油間發(fā)生組分傳質(zhì)并逐漸混溶，導(dǎo)致原油組分發(fā)生變化并引發(fā)瀝青質(zhì)沉淀。無任何添加劑、添加離子液體和添加異丙醇與離子液體混合劑的條件下，飽和CO2的地層原油透過率隨壓力的變化見圖8。無任何添加試劑下，飽和CO2原油的AOP為31.6 MPa，比未注入CO2地層原油的AOP增加了10.1%。這是由于CO2溶解于原油后，CO2以較小的分子體積不斷擠占膠質(zhì)的吸附空間，導(dǎo)致膠質(zhì)從瀝青質(zhì)顆粒表面解吸，膠束平衡性遭到破壞，引發(fā)瀝青質(zhì)微粒沉淀［16］。而當(dāng)飽和CO2的地層原油中添加［bmim］Br后，AOP降至27.9 MPa，比無添加劑下的地層原油的AOP降低了11.7%。當(dāng)添加異丙醇與離子液體混合劑時(shí)，AOP（17.6 MPa）大幅下降，降幅達(dá)44.3%。這主要是由于原油中存在CO2時(shí)，離子液體中的陽離子［bmim］+與CO2發(fā)生了化學(xué)作用，形成了［bmim+—CO2-］兩性離子，以及Br-被濃度更大的CO32-取代所致，從而大大提高了［bmim］Br 的活性。同時(shí)，CO2溶于原油后原油黏度降低也對(duì)離子液體的分散和擴(kuò)散起到很好的改善作用。

圖8 實(shí)驗(yàn)4—6中飽和CO2原油透過率隨壓力的變化

實(shí)驗(yàn)3 和實(shí)驗(yàn)6 兩組實(shí)驗(yàn)中均添加了異丙醇，但實(shí)驗(yàn)6 的AOP 卻遠(yuǎn)低于實(shí)驗(yàn)3，說明異丙醇與離子液體［bmim］Br 與CO2之間存在三元相互作用。由于正庚烷為非極性分子，介電常數(shù)低，導(dǎo)致這種可能的相互作用主要?dú)w因于高介電常數(shù)的異丙醇。Cadena等［17］發(fā)現(xiàn)極性質(zhì)子溶劑異丙醇會(huì)增強(qiáng)整個(gè)體系的極性，從而增強(qiáng)［bmim+—CO2-］兩性離子在瀝青質(zhì)聚集體表面吸附或與瀝青質(zhì)分子極性基團(tuán)結(jié)合的能力，導(dǎo)致瀝青質(zhì)顆粒之間形成排斥力。

以上結(jié)果表明，在含瀝青質(zhì)油藏CO2驅(qū)替/吞吐開發(fā)時(shí)，如果在沒有適當(dāng)抑制措施的情況下注入CO2，可能會(huì)在儲(chǔ)層中形成局部濃度過高的CO2聚集區(qū)，導(dǎo)致瀝青質(zhì)在近井地帶的儲(chǔ)層產(chǎn)生沉淀，堵塞儲(chǔ)層［18］。純離子液體的加入雖然能有效降低AOP，但并不足以使AOP 向更可控的下游節(jié)點(diǎn)轉(zhuǎn)移。當(dāng)AOP降至27.9 MPa時(shí)，仍然會(huì)在井底砂面與井底之間產(chǎn)生沉淀，堵塞井筒，造成井下敏感性設(shè)備（節(jié)流閥和閥門）的失效。若添加異丙醇與離子液體的混合劑，可將AOP延緩至節(jié)流閥以上的井筒中部，有效降低瀝青質(zhì)在井筒中的沉積深度和堵塞程度，將瀝青質(zhì)沉積引入更易控制的節(jié)點(diǎn)。

2.3.2 沉淀瀝青質(zhì)顆粒粒徑對(duì)比

無添加劑、添加離子液體和添加異丙醇與離子液體混合劑后，飽和CO2原油在不同壓力下的HPM圖像對(duì)比見圖9。為了對(duì)比同一壓力下3 組實(shí)驗(yàn)原油的瀝青質(zhì)沉淀情況，分別選取31、25、17 MPa 3個(gè)壓力。在無任何添加劑下，原油中飽和30%CO2后會(huì)導(dǎo)致AOP 上升，在31 MPa 壓力下出現(xiàn)了黑色顆粒，此時(shí)的平均顆粒粒徑為2.23 μm，其他兩組實(shí)驗(yàn)并未發(fā)現(xiàn)瀝青質(zhì)顆粒。當(dāng)壓力降至25 MPa時(shí)，實(shí)驗(yàn)4中黑色顆粒的平均粒徑增至7.21 μm，且數(shù)量明顯增多，平均粒徑增長速度為0.83 μm/MPa；實(shí)驗(yàn)5 中黑色顆粒的平均粒徑相對(duì)較小，僅為3.04 μm；實(shí)驗(yàn)6中未觀察到黑色顆粒。當(dāng)壓力降至17 MPa時(shí)，實(shí)驗(yàn)4 中黑色顆粒的最大粒徑達(dá)到15.45 μm，平均粒徑達(dá)到10.58 μm，但平均粒徑增長速度有所下降，為0.55 μm/MPa，說明在CO2作用下瀝青質(zhì)顆粒粒徑的增長速度呈現(xiàn)先快后慢的特點(diǎn)。實(shí)驗(yàn)5中的平均顆粒粒徑增大至5.73 μm，平均粒徑增長速度為0.34 μm/MPa，低于同一壓力水平下實(shí)驗(yàn)4的平均粒徑增長速度，說明在CO2存在的情況下，離子液體也能有效減緩瀝青質(zhì)顆粒的增長速度。

圖9 實(shí)驗(yàn)4—6中原油在不同壓力下的HPM圖像對(duì)比

17 MPa 壓力下，3 組實(shí)驗(yàn)中瀝青質(zhì)顆粒粒徑的分布頻率見圖10。未添加任何試劑的飽和CO2原油的瀝青質(zhì)顆粒粒徑分布非常廣，高分布頻率（＞100）的粒徑主要為6.32～11.95 μm，說明未添加任何試劑的飽和CO2原油瀝青質(zhì)顆粒極易發(fā)生締合，形成大顆粒的聚集體。當(dāng)添加了離子液體后，瀝青質(zhì)顆粒粒徑分布范圍變窄，高分布頻率的粒徑主要為3.72～7.71 μm，進(jìn)一步說明在較低壓力水平下，離子液體能明顯降低瀝青質(zhì)顆粒的粒徑。當(dāng)添加了異丙醇與離子液體混合劑后，高分布頻率的粒徑僅為0.83～2.48 μm，平均顆粒粒徑僅為1.46 μm，遠(yuǎn)低于其他兩組實(shí)驗(yàn)。

圖10 17 MPa壓力下原油中瀝青質(zhì)顆粒的粒徑分布

3 結(jié)論

由標(biāo)定的吸光度與溶液中瀝青質(zhì)含量的關(guān)系可以對(duì)多種抑制劑進(jìn)行快速篩選。相比離子液體［bmim］Cl 和另外2 種商業(yè)抑制劑，離子液體［bmim］Br 對(duì)瀝青質(zhì)沉淀的抑制效果最好，且最佳加量為600 mg/L。

純地層原油的瀝青質(zhì)沉淀起始?jí)毫ΓˋOP）為28.7 MPa；當(dāng)添加了［bmim］Br 后，AOP 降幅為21.6%；當(dāng)添加異丙醇與離子液體混合劑時(shí)，AOP降幅為29.6%。注入30%CO2地層原油的AOP為31.6 MPa；當(dāng)添加［bmim］Br后，AOP降幅為11.7%；當(dāng)添加異丙醇與離子液體混合劑時(shí)，AOP降幅達(dá)44.3%。

異丙醇可與［bmim］Br 及CO2之間產(chǎn)生三元相互作用，提高［bmim］Br 的活性，大幅降低飽和CO2原油的AOP，減緩瀝青質(zhì)顆粒粒徑的增長速度，降低瀝青質(zhì)在井筒中的沉積深度和堵塞程度，將瀝青質(zhì)沉積引入更易控制的節(jié)點(diǎn)，具有廣闊的應(yīng)用前景。