降黏劑輔助熱水驅(qū)提高海上稠油油藏采收率實(shí)驗(yàn)研究

陳 鑫，李宜強(qiáng)，劉哲宇，張 健，何春百，陶智平

(1.油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國石油大學(xué)(北京))，北京 102249;2.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249; 3.中海油研究總院，北京 100010)

1 前 言

我國陸地油氣產(chǎn)量呈下降趨勢，海上油田的高效開發(fā)對于我國石油工業(yè)具有重要意義。中國海上油田集中在渤海海域，稠油占總儲量的2/3以上，原油產(chǎn)量的一半以上來自于稠油油藏[1-2]。目前海上稠油主要采用常規(guī)水驅(qū)方式開采，油田產(chǎn)油量和采收率低[3]，實(shí)施適當(dāng)?shù)?3次采油技術(shù)很有必要。熱力采油是海上稠油開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，主要包括熱水驅(qū)、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油(SAGD)以及火燒油層等[4]。熱水驅(qū)早在上個世紀(jì)60年代便投入使用，相比于蒸汽驅(qū)，熱水密度與原油相差不大，不會產(chǎn)生重力超覆現(xiàn)象，可有效提高熱水波及系數(shù)、提高熱流量利用率[5]。但是，熱水所能攜帶的熱能少，降低稠油黏度的能力有限，且有效期較短。為了進(jìn)一步提高熱水驅(qū)的效果，常在熱水中添加化學(xué)劑，將稠油冷采技術(shù)與熱采技術(shù)相結(jié)合，其中降黏劑輔助熱力采油是應(yīng)用最廣泛的方法之一。稠油降黏主要有兩種機(jī)理，一是利用油溶性降黏劑改變膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的結(jié)構(gòu)，該方法使用簡單，采出液處理容易，但成本較高，降黏效果差；另一種是乳化分散降黏，將稠油分散為小油珠，形成水包油型(O/W 型)乳狀液降低整體黏度[6]。降黏劑輔助熱力采油要求降黏劑具有一定的耐溫性能，康萬利等[7]針對永平油田稠油，利用耐高溫自發(fā)乳化降黏劑降黏率達(dá)99%以上，提高采收率達(dá)38%以上；葛際江等[8]針對勝利油田、遼河油田的7種稠油研制出耐高溫(300℃)的降黏劑；吳本芳等[9]采用自制耐高溫降黏劑SP對河南特稠油進(jìn)行高溫乳化降黏，降黏率達(dá)到99%以上。

目前常用的降黏劑為小分子的表面活性物質(zhì)，雖然在瓶罐實(shí)驗(yàn)中可以明顯降低稠油黏度，但是在儲層中很難通過增加驅(qū)替相黏度來起到流度控制作用。本文研究一種高分子降黏劑DN(一種稠油活化劑，為低分子量功能性聚合物)與熱水提高采收率的協(xié)同效果。DN的增黏性優(yōu)于普通HPAM，并且可以通過破壞膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在巖石上的吸附結(jié)構(gòu)剝離原油[10-11]，使其分散為細(xì)小油珠。同時相比于小分子表面活性劑，DN的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)更易攜帶油珠采出[12]，提高采收率。

2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備與流程

2.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用模擬油為南堡35-2油田脫氣脫水稠油與煤油按照質(zhì)量比9:1配制而成，在55 ℃條件下黏度為380 mPa?s；實(shí)驗(yàn)用水為現(xiàn)場地層過濾水，礦化度7 000 mg?L-1；水溶性兩親降黏劑體系DN，為白色無味的固體顆粒；巖心為長30 cm，直徑3.8 cm的無機(jī)膠結(jié)耐高溫人造巖心。

2.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

DN性能評價(jià)實(shí)驗(yàn)：HAAKE MARS III型高溫高壓流變儀，可測溫度范圍為10～300 ℃；Model TX500C型油水界面張力儀；TC-150SD型Brookfiled黏度計(jì)。

巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)：驅(qū)替系統(tǒng)主要包括注入系統(tǒng)、巖心模型、液體測量系統(tǒng)、壓力控制系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)。主要設(shè)備包括：ISCO恒速泵、恒溫箱(可加熱至130 ℃)、壓力傳感器及采集軟件。

2.3 實(shí)驗(yàn)方法

(1) DN形態(tài)及增黏性

利用掃描電子顯微鏡(SEM)觀察1 500 mg?L-1的DN溶液和普通聚合物HPAM溶液的微觀形態(tài)，利用膠頭滴管將目的液滴在制樣板上，利用烘箱在80 ℃下加熱烘干后進(jìn)行觀察；利用布氏黏度計(jì)在剪切速率為7.41 s-1時測試55 ℃下的不同濃度的DN和HPAM溶液黏度。

(2) 乳化性能評價(jià)

將不同濃度的DN溶液(500～2 500 mg?L-1)和模擬油按照體積比5:5置于帶帽試管中，利用烘箱恒溫55 ℃ 0.5 h后，上下反復(fù)倒置20次，觀察體系混合程度，評價(jià)DN乳化能力；將不同濃度的DN溶液(500～2 500 mg?L-1)和模擬油按照體積比5:5混合置于帶帽試管中并在115 ℃恒溫1 h，劇烈震蕩2 min，于115 ℃烘箱中持續(xù)放置48 h，每隔一段時間觀察油水分離情況，計(jì)算體系析水率，評價(jià)各體系的穩(wěn)定性。

(3) 界面性能測試

利用旋轉(zhuǎn)界面張力儀測量不同濃度的DN溶液(0～2 500 mg?L-1)和模擬油在85 ℃時的界面張力。

(4) 降黏劑性能影響因素分析

此部分實(shí)驗(yàn)包括降黏劑濃度的優(yōu)選、溫度以及水油比對油水體系降黏率的影響研究，降黏率是評價(jià)降黏劑性能的重要參數(shù)，可通過下式進(jìn)行計(jì)算：

式中：η，降黏率；μoil，某溫度下油的黏度；μoil+VR，同溫度下加入降黏劑的體系黏度。

混合溶液的黏度利用高溫高壓流變儀測量：將混合溶液裝入特制的耐高溫高壓容器中，通過磁力帶動被密閉在該容器中的轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)，實(shí)驗(yàn)固定剪切速率為200 s?1，為了避免高溫導(dǎo)致液體氣化，需在密閉艙內(nèi)施加1 MPa的壓力。具體實(shí)驗(yàn)方案如表1所示。

表1 降黏劑性能影響因素實(shí)驗(yàn)方案Table 1 Experimental design for VR performance studies

(5) 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)研究不同溫度下熱水和DN的協(xié)同效果以及DN在提高采收率中的貢獻(xiàn)，每組溫度下存在一組純熱水驅(qū)的空白實(shí)驗(yàn)。驅(qū)油過程在實(shí)驗(yàn)溫度下先水驅(qū)至含水率為70%，然后轉(zhuǎn)為降黏劑驅(qū)，至含水率達(dá)到95%時結(jié)束實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)參數(shù)如表2所示。

表2 熱水化學(xué)驅(qū)巖心參數(shù)Table 2 Parameters of hotwater-injection tests

將巖心裝入耐高溫巖心夾持器中，依次進(jìn)行氣測、抽真空、飽和水、飽和油及老化，實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。巖心夾持器通過恒溫箱加熱至實(shí)驗(yàn)溫度，注入水和降黏劑由加熱中間容器經(jīng)泵注入，通過壓力傳感器記錄實(shí)驗(yàn)過程壓力，產(chǎn)液后每隔一定時間記錄產(chǎn)液量，待油水充分分離后讀數(shù)。

圖1 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.1 Schematic diagram of the displacement experiment

圖2 DN化學(xué)結(jié)構(gòu)式Fig.2 Chemical structural of DN

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

3.1 DN性能分析

降黏劑DN是在丙烯酰胺骨架上引入了疏水基團(tuán)的功能性低分子聚合物，其分子量在300萬左右，疏水單體占比為64.8%，DN化學(xué)結(jié)構(gòu)式如圖2所示。由DN的分子式可以發(fā)現(xiàn)其在支鏈上引入了兩親單體、高活性單體和高位阻單體，提高DN分子的界面活性，并在分子結(jié)構(gòu)中引入與稠油組分具有類似結(jié)構(gòu)的功能單元，加強(qiáng)參與稠油分子聚集的能力，削弱稠油分子聚集，從而提高稠油活化水對原油的降黏能力。

圖3為DN掃描電鏡圖片，可以發(fā)現(xiàn)HPAM分子鏈長且相互纏繞，但空間結(jié)構(gòu)性差；DN的疏水基團(tuán)可自發(fā)締合形成致密的、強(qiáng)度很大的超分子網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，大幅增加溶液的包裹能力。

圖3 SEM圖片F(xiàn)ig.3 SEM micrographs of the samples (1 500 mg?L-1，400×)

DN的分子量較低，但是疏水締合作用使其溶液的黏度在 55 ℃和標(biāo)準(zhǔn)剪切條件下(7.41 s-1)遠(yuǎn)大于相同分子量的HPAM 溶液(如圖4所示)。相比于小分子表面活性劑類降黏劑，DN溶液可以同時擴(kuò)大波及體積和洗油效率，較一般的聚合物和二元體系具有一定的優(yōu)勢。

表3為降黏劑DN體系油水界面張力。DN具有一定降低界面張力進(jìn)而乳化分散原油形成水包油型乳狀液降低體系黏度的能力，且隨著DN濃度增加降低界面張力的效果增強(qiáng)。

圖5顯示了不同濃度DN和二元溶液與模擬油混合后上下反復(fù)顛倒20次后的原油分散程度?？芍狣N降黏劑體系濃度增加，分散模擬油的能力增強(qiáng)，且強(qiáng)于同等濃度下的二元體系。

圖4 HPAM和DN的粘濃關(guān)系曲線Fig.4 Viscosity profiles of HPAM and DN

表3 降黏劑DN油水界面張力(85 ℃)Table 3 Oil-water interfacial tension of five VR systems (85 ℃)

圖6顯示二元體系與模擬油充分混合形成的乳液體系析液較慢，而DN與模擬油混合體系靜置后更易油水分離。DN濃度小于1 500 mg?L-1時析液情況基本一致，在析液20 min時已明顯析液，60 min后析液率可達(dá) 100%；DN濃度進(jìn)一步升高其析液率增幅降低，其中1 500 mg?L-1時在2 h完全析液，2 500 mg?L-1時析液情況與二元與模擬油混合體系相近1 h后開始析液，4 h后雖出現(xiàn)明顯的油水界面，但水相仍較混濁，存在分散的小油珠。DN溶液易于油水分離的性質(zhì)利于油田采出液的處理，同時，DN溶液具有很強(qiáng)的分散乳化稠油能力，在地層中流動并與原油充分接觸，便可形成分散體系，剝離、攜帶原油采出。

圖5 5種濃度DN和二元體系分散模擬油程度Fig.5 Dispersion performance of five VR systems and a binary system

圖6 5種濃度DN和二元體系與模擬油充分混合分散后55℃靜置時的析液情況Fig.6 Drainage of oil mixed solution with five DN concentrations and a binary system at 55℃

3.2 DN降黏劑參數(shù)對降黏效果的影響

圖7為質(zhì)量濃度1 500 mg?L-1的DN溶液與模擬油按照體積比1:9～9:1配制的混合溶液在不同溫度下的降黏率。在相同的水油比下，溫度越高體系的降黏率越低，主要是因?yàn)殡S著溫度的升高液體布朗運(yùn)動加劇，利于乳狀液滴的聚并，體系穩(wěn)定性降低[13]。在低水油比時，依據(jù)最佳密堆積原理[14]，當(dāng)含水小于25.9%時易生成W/O乳狀液，導(dǎo)致降黏率會出現(xiàn)負(fù)值。隨著含水增加，逐漸生成O/W乳狀液且穩(wěn)定性增強(qiáng)，當(dāng)水油比達(dá)到 4:6后，各溫度下降黏率均為正值，而獲得穩(wěn)定的降黏效果則應(yīng)保證水油比在5:5以上。

圖7 質(zhì)量濃度為1 500 mg?L-1的DN降黏劑與模擬油在不同溫度下的降黏率(水油比從 1:9～9:1)Fig.7 Viscosity reducing rates of mixed systems(DN concentration = 1 500 mg?L-1)at different temperatures

圖8為不同水油比下的乳液微觀圖片。當(dāng)水油比逐漸增加時，乳液由油包水型逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)樗托?。油相在水油比?1:9(a)時為連續(xù)相，在水油比為 3:7(b)時則轉(zhuǎn)變?yōu)榉稚⑾?；?dāng)水油比為4:6(c)時，體系的背景色轉(zhuǎn)變?yōu)橥该鞯乃?，且水油比增加?:3(d)和9:1(e)時油珠更小、更明顯?；旌象w系在水油比為3:7時即可形成水包油型乳液，水油比繼續(xù)增加后便可以形成穩(wěn)定的水包油型乳液。水包油型乳液可以大幅降低稠油的粘度，使剝離下來的油滴順利運(yùn)移。DN形成的乳液體系粒徑較大(＞10 μm)，液滴易于聚并，體系不穩(wěn)定(圖6所示)。但是DN分散乳化模擬油的能力強(qiáng)(圖5所示)，在流動過程中便可發(fā)生乳化、攜帶，大的粒徑反而有利于對高滲層起到暫堵的作用，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積。

圖8 不同水油比條件下的乳液顯微圖片F(xiàn)ig.8 Micrographs of emulsions at different water–oil ratios

圖9為不同濃度的DN降黏劑溶液與模擬油混合體系(水油比6:4)的降黏率。隨著DN濃度的增加，體系降黏率先急劇增加，在濃度為1 500 mg?L-1時達(dá)到峰值；此后，低溫時體系降黏率基本恒定，高溫時DN濃度繼續(xù)增加體系降黏率反而降低。

DN溶液濃度增加后乳化分散稠油的能力增強(qiáng)，主要是因?yàn)殡S著DN濃度的增加，油水界面張力降低，DN分子易于拆解膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的結(jié)構(gòu)，從而分散稠油形成具有更高穩(wěn)定性液膜的水包油型乳狀液[15]。另一方面，DN為分子量較小的水溶性高分子，可以在液膜上形成黏性膜，增強(qiáng)乳狀液的穩(wěn)定性[16]。降黏劑在油水界面的吸附隨著其濃度增加而增加，當(dāng)吸附達(dá)到飽和后，降黏劑濃度的增加不會繼續(xù)降低界面張力。高溫時，分子熱運(yùn)動加劇，溶液中降黏劑濃度增大對油水界面吸附的降黏劑分子引力大，反而會降低其在油水界面的吸附，使降黏效果變差；并且降黏劑濃度升高其自身的黏度較大，同樣會對體系整體黏度產(chǎn)生影響。

3.3 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

圖9顯示溫度從55 ℃升高到175 ℃的過程中，降黏效果逐漸變差。當(dāng)溫度達(dá)到145和175 ℃時，DN溶液降黏率接近0%，幾乎失去降黏能力，故選取55、85和115 ℃ 3個典型溫度進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。表2給出了6組驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的具體參數(shù)，意在研究DN降粘劑對提高采收率的貢獻(xiàn)，以及不同溫度對DN熱水化學(xué)驅(qū)提高采收率的影響。

圖9 不同濃度DN與模擬油6:4混合體系降黏率Fig.9 Viscosity reducing rates of mixed systems with different concentrations of DN(oil to water ratio = 6:4)

圖10為3種溫度下的熱水化學(xué)驅(qū)注入壓力與累計(jì)注入倍數(shù)之間的關(guān)系。水驅(qū)見水壓力在85 ℃時最小，主要是溫度升高降低模擬油黏度，減小驅(qū)替壓力，而當(dāng)溫度＞100 ℃后，模擬油中存在的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和環(huán)烷酸等天然油包水型乳化劑在低含水生產(chǎn)期易形成油包水型乳狀液。油包水型乳狀液的流變性發(fā)生了很大變化，主要表現(xiàn)為非牛頓流體性質(zhì)增強(qiáng)、黏度升高，也將增大驅(qū)替壓力。

圖10 3種溫度下的熱水化學(xué)驅(qū)注入壓力與累計(jì)注入倍數(shù)曲線Fig.10 Pressure drop of hotwater displacement at three different temperatures

DN驅(qū)的注入壓力呈波動上升狀，這是更多的模擬油在熱水和DN共同作用下被剝離下來并以水包油型乳狀液的形式運(yùn)移，起到暫時封堵高滲層作用的結(jié)果。溫度升高，DN驅(qū)注入壓力增加，說明高溫有助于稠油的剝落和乳狀液的生成。

圖11為3種溫度下的熱水化學(xué)驅(qū)含水率和采收率與累計(jì)注入倍數(shù)之間的關(guān)系。降黏劑驅(qū)油階段，存在明顯的含水下降期，增加了注入PV數(shù)，提高采收率。溫度升高，含水下降幅度降低，但低含水期變長，且均能維持在0.2 PV左右，說明DN降黏劑在高溫時仍具有良好的驅(qū)油性能。溫度升高可以改善流度比，擴(kuò)大波及系數(shù)，延長無水采收期，有效提高采收率。

圖11 3種溫度下的熱水化學(xué)驅(qū)含水率與累計(jì)注入倍數(shù)之間的關(guān)系Fig.11 Water cut of hotwater displacement at three different temperatures

由圖12(a)可知溫度對于采收率的影響十分顯著，而隨著溫度的升高熱水化學(xué)驅(qū)提高采收率值增加，但是增幅逐漸降低。在此定義降黏劑對提高采收率的貢獻(xiàn)率：降黏劑提高采收率值(即同一溫度熱水化學(xué)驅(qū)與熱水驅(qū)提高采收率差值)與總提高采收率值之比，來定量評價(jià)某一條件下措施對提高采收率的作用。對比不同溫度條件下單位降黏劑提高采收率能力及降黏劑對提高采收率貢獻(xiàn)率，如圖(b)所示。在低溫時降黏劑對于提高采收率起到主要作用，隨著溫度升高作用逐漸降低。這是因?yàn)闇囟壬吆?，熱水提高采收率的幅度已?jīng)很大，使得降黏劑的作用空間降低。但是在115 ℃條件下降黏劑驅(qū)仍能提高采收率8.86%，說明降黏劑可以在高溫條件下使用。圖12的結(jié)果說明降黏劑可以和熱水起到協(xié)同增效的作用，提高原油的最終采收率。

圖12 不同溫度熱水驅(qū)及熱水化學(xué)驅(qū)驅(qū)替效果對比Fig.12 Displacement efficiency of hot water flooding and hot water-injection assisted by VR at different temperatures

4 結(jié) 論

實(shí)驗(yàn)評價(jià)了降黏劑DN的性能及降黏機(jī)理，分析了DN降黏劑降黏效果的影響因素，并對DN輔助熱水驅(qū)協(xié)同提高采收率效果進(jìn)行探討，優(yōu)化設(shè)計(jì)了注入?yún)?shù)，得出以下結(jié)論。

(1) 降黏劑DN微觀上具有超分子網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，增黏性強(qiáng)且可以降低油水界面張力，兼具提高波及體積和洗油效率的能力。DN乳化分散稠油能力強(qiáng)于同濃度的二元體系，混合體系易于油水分離；

(2) 降黏劑DN的乳化分散效果主要受使用濃度和水油比的影響，當(dāng)DN濃度在1 500 mg?L-1、水油比在6:4以上時可以獲得較好、較穩(wěn)定的降黏效果；

(3) DN與熱水具有協(xié)同提高采收率的效果，溫度升高最終采收率升高，熱水化學(xué)驅(qū)提高采收率效果下降，同時DN對于提高采收率的貢獻(xiàn)值降低。