稠油乳化降黏剂增油效果及其作用机理——以渤海稠油油藏储层和流体条件为例

徐国瑞， 李　翔， 谢　坤

(1.中海油田服务股份有限公司 天津分公司，天津 300452；2. 东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)



稠油乳化降黏剂增油效果及其作用机理
——以渤海稠油油藏储层和流体条件为例

徐国瑞1， 李翔1， 谢坤2

(1.中海油田服务股份有限公司 天津分公司，天津 300452；2. 东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

为进一步探究稠油乳化降黏剂的降黏增油机理，针对渤海油藏地质特征和流体性质，在完成降黏剂筛选及相关性能评价后，以黏度和采收率为评价指标，开展了稠油乳化剂降黏增油效果及其影响因素实验研究。结果表明，3种降黏剂通过与原油作用形成水包油乳状液，进而降低原油黏度，其中降黏剂2乳化降黏效果最好。随乳状液中水含量减小，油水乳状液乳化类型逐渐从水包油型(O/W)转变为油包水型(W/O)，油水乳化液黏度增加，最终超过原油黏度。随稠油油藏储层非均质性即窜流程度增加，降黏剂增油效果变好。随原油黏度增大，降黏剂增油效果变差，在使用类似降黏剂前可对储层原油进行降黏预处理，从而增大原油采收率增幅。

稠油油田；降黏剂；乳化降黏；增油效果；物理模拟；机理分析

渤海地区探明石油地质储量33.6×108m3，其中稠油储量超过60%，而常规稠油储量又占稠油储量的69.8%[1-2]，因此，常规稠油高效开发对于渤海地区原油高产稳产意义重大。目前，渤海常规稠油通常采取注水开发方式，但由于原油黏度较高(15～200 mPa·s)、储层厚度大、平均渗透率高、非均质性强和岩石胶结强度低等特点，加之注采井距大和多套层系同一井网开发，注入强度较大，对岩石结构破坏十分严重，这进一步加剧了注入水沿高渗透层或大孔道突进[3-5]，导致原油产量递减速度快，采油速度低。在现有技术条件下，海上平台使用寿命大约为20年，客观上就要求采用较高的采油速度，以便在平台寿命时间内最大程度地提高采收率。近年来，多元热流体吞吐和蒸汽驱降黏技术在渤海稠油油藏进行了矿场试验，取得了明显增油降水效果[6-8]。但从技术经济两方面考察，无论是蒸汽还是多元热流体吞吐技术都存在设备占地面积大、热效率低、井身结构复杂、药剂成本高和操作费用大等不足[9-11]。稠油乳化降黏是近年来发展起来的稠油开发技术，它是利用油水在表面活性剂促进下形成较低黏度水包油型(O/W)乳状液，进而改善驱替效果[12-14]。为此，本文以油藏工程、物理化学和有机化学为理论指导，以仪器分析、化学分析和物理模拟为技术手段，以渤海典型油藏地质特征和流体性质为研究对象，以黏度和采收率为评价指标，开展了乳化剂筛选和主要性能评价，进行了稠油乳化降黏增油效果及其影响因素实验研究，这对渤海稠油乳化液驱油试验技术决策具有重要参考价值。

1　实验条件

1.1实验材料

实验用降黏剂包括实验室合成降黏剂1(有效含量100%)，中海油服生产事业部提供强化降黏剂2(有效含量100%)和中海油天津分公司研究院提供降黏剂3(有效含量30%)。水为NB35-2油田和LD27-2油田模拟注入水，其离子组成见表1。

表1　溶剂水离子组成

实验用油为NB35-2油田B31H井原油和LD27-2油田A22井原油，65 ℃时黏度分别为2 403 mPa·s和2 132 mPa·s。

实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结二维纵向层内非均质岩心[15]，几何尺寸30 cm×4.5 cm×4.5 cm，各小层厚度为1.5 cm。依据目标油藏储层地质特征，岩心渗透率参数设计见表2。

表2　小层渗透率Kg

1.2实验仪器

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试原油乳状液黏度，转速为6 r/min。采用ISM-ZS50体式显微镜测试原油乳状液微观结构形态。采用驱油实验装置评价措施增油效果，装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于油藏温度65 ℃恒温箱内，驱替实验详细步骤如下：

(1) 岩心抽空饱和模拟地层水，计算孔隙体积和孔隙度；

(2) 岩心饱和模拟油，计算含油饱和度；

(3) 岩心水驱至含水率98%，计算水驱采收率；

(4) 向岩心注入0.64 PV降黏剂，后续水驱到含水率98%，计算采收率。

上述实验过程注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔时间为30 min。

2　结果分析

2.1降黏剂乳化降黏机理

采用模拟注入水配制3种降黏剂溶液(ρS=600 mg/L)，以油水质量比为1∶9配制油水乳状液，取少许乳化液放置在载玻片，用体式显微镜观测乳化液微观结构，观测结果见图1。

图1　乳化液微观结构(放大50倍)

由图1可以看出，与单纯油水混合液滴形状对比，3种降黏剂溶液与原油相互作用后形成的乳状液均呈现水包油型(O/W)结构特征，其中“降黏剂1”配制乳状液中原油呈现“丝状”结构，“降黏剂2”和“降黏剂3”配制乳状液中原油呈现“油滴”状分散于水中，即油相为分散相，水为连续相。由此可见，形成水包油型(O/W)乳状液是3种降黏剂的主要降黏机理。

2.2乳化降黏剂筛选

采用模拟注入水配制降黏剂1、降黏剂2和降黏剂3溶液(ρp= 600 mg/L)，与对应油田原油以不同油水质量比混合均匀，65 ℃条件下原油乳化液黏度测试结果如表3所示。

表3　不同油水质量比条件下黏度测试结果

由表3可以看出，在不同油水质量比条件下，3种降黏剂表现出不同的降黏能力。当油水质量比低于6∶4时，原油乳化液黏度较油水混合液黏度低，降黏效果较好；但当油水质量比等于或大于6∶4时，原油乳化液黏度较油水混合液黏度低，降黏效果变差。随油水质量比增加，虽然原油乳化液黏度呈持续增加趋势，但由于3种降黏剂本身性能存在差异，导致乳化液黏度大幅增加的起始油水比值存在差异，即乳状液从水包油型(O/W)转化为油包水型(W/O)的相变油水质量比不同(降黏剂1为4∶6，降黏剂2和降黏剂3为6∶4。由于实际驱替过程中，进入岩心多孔介质过程中的降黏剂波及范围有限，因此能够与降黏剂发生乳化作用的原油也是有限的，更不会超过降黏剂注入量。所以进一步对比油水质量比5∶5以下的原油乳化液黏度可以发现，不论是对于NB35-2油田原油还是LD27-2油田原油，与降黏剂2形成的乳化液黏度最低，即降黏剂2降黏效果最好，因此下文选择降黏剂2作为后续实验用降黏剂。

2.3稠油降黏剂增油效果及其影响因素

2.3.1储层非均质性对强化冷采增油效果的影响

采用注入水配制降黏剂溶液，用其进行岩心驱替实验，采收率实验结果和相应动态特征曲线见表4和图2。

表4　不同非均质条件下采收率实验数据

由表4和图2可以看出，储层非均质性对强化冷采剂增油效果存在影响。水驱过程中，随岩心高渗透层渗透率增加，驱替相在高渗透层中形成窜流通道时机提前，由于窜流通道形成后驱替相很难再进一步扩大波及体积，因此非均质性较强的岩心不仅剩余油饱和度较高且其中的窜流通道过流断面也较小。当换注冷采剂后，驱替相在多孔介质中的流动速率与其过流断面呈负相关，所以岩心非均质性越强，降黏剂在其中的流动速率也就越大。由于降黏剂主要通过与原油相互作用形成乳状液达到降黏增油目的，而较高的流动速率又有利于降黏剂与原油之间的乳化作用，所以注降黏剂过程中，随岩心非均质性增加，含水率降低，原油采收率增幅和最终采收率增大(见图2)。

图2　 不同非均质条件下注入过程动态特征曲线

2.3.2原油黏度对强化冷采增产效果影响

采用模拟注入水配制降黏剂溶液，用其进行驱替实验，采收率实验结果和相应动态特征曲线分别见表5和图3。

表5　不同原油黏度下采收率实验数据

由表5和图3可以看出，原油黏度对强化冷采体系增油效果存在影响。水驱过程中，随原油黏度增加，驱替相与被驱替相流度比增加，驱替相流度控制能力降低，黏性指进现象加剧，驱替相有效波及体积范围减小，水驱采收率降低，因此原油黏度较高的岩心水驱后的实际过流断面也较小。然而，虽然较小的过流断面可增大流动速率，有利于降黏剂与原油之间的乳化降黏作用，但由于降黏剂与原油间乳化作用效果受原油初始黏度影响很大，所以注降黏剂过程中，随原油黏度增加，含水率增加，降黏剂降黏增油效果变差(见图3)。由此可见，在使用类似降黏剂前可对储层原油进行降黏预处理，从而增大原油采收率增幅。

图3　不同原油黏度条件下注入过程动态特征曲线

3　结论

(1) 随乳状液中水含量减小，油水乳状液乳化类型逐渐从水包油型(O/W)转变为油包水型(W/O)，油水乳化液黏度增加，最终超过原油黏度。3种降黏剂降黏机理是形成水包油乳状液，其中“降黏剂2”溶液乳化降黏效果最好。

(2) 实验岩心渗透率范围内，随稠油油藏储层非均质性即窜流程度增加，降黏剂增油效果变好。

(3) 随储层原油黏度增大，降黏剂增油效果变差，在使用类似降黏剂前可对储层原油进行降黏预处理，进而增大原油采收率增幅。

[1]周守为. 海上油田高效开发技术探索与实践[J]. 中国工程科学, 2009, 11(10): 55-60.

Zhou Shouwei. Exploration and practice of offshore oilfield effective development technology[J]. Engineering Sciences, 2009, 11(10): 55-60.

[2]郭太现, 苏彦春. 渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J]. 中国海上油气, 2013, 25(4): 26-30.

Guo Taixian, Su yanchun. A study and application of the economic-technical limit of huff and puff in horizontal wells for heavy oil reservoirs in Bohai oilfields[J]. China Offshore Oil and Gas, 2013, 25(4): 26-30.

[3]周守为, 韩明, 向问陶, 等. 渤海油田聚合物驱提高采收率技术研究及应用[J]. 中国海上油气, 2006, 18(6): 386-389.

Zhou Shouwei, Han Ming, Xiang Wentao. et al. Application of EOR technology by means of polymer flooding in Bohai oilfields[J]. China Offshore Oil and Gas, 2006, 18(6): 386-389.

[4]周守为, 孙福街, 曾祥林, 等. 稠油油藏分支水平井适度出砂开发技术[J]. 石油勘探与开发, 2008, 35(5): 630-635.

Zhou Shouwei, Sun Fujie, Zeng Xianglin, et al. Application of multilateral wells with limited sand production to heavy oil reservoirs[J]. Petroleum Exploration and Development, 2008, 35(5): 630-635.

[5]张贤松, 孙福街, 冯国智, 等. 渤海稠油油田聚合物驱影响因素研究及现场试验[J]. 中国海上油气(工程), 2007, 19(1): 30-34.

Zhang Xiansong, Sun Fujie, Feng Guozhi, et al. A research on influence factors of polymer flooding and its field testing in Bohai heavy oil fields[J]. China Offshore Oil and Gas, 2007, 19(1): 30-34.

[6]刘志波, 程林松, 纪佑军, 等. 蒸汽与天然气驱(SAGP)开采特征——与蒸汽辅助重力泄油(SAGD)对比分析[J]. 石油勘探与开发, 2011, 38(1): 79-83.

Liu Zhibo, Cheng Linsong, Ji Youjun, et al. Production features of steam and gas push: Comparative analysis with steam assisted gravity drainage[J]. Petroleum Exploration and Development, 2011, 38(1): 79-83.

[7]刘文涛, 李晓良, 王庆魁, 等. 常规亲水稠油油藏注水吞吐开发的研究与实践[J]. 石油地球物理勘探, 2006, 41: 115-118.

Liu Wentao, Li Xiaoliang, Wang Qingkui, et al. Study of water flood huff and puff development in ordinary water-wet heavy oil reservoir and practice[J]. Oil Geophysical Prospecting,2006, 41: 115-118.

[8]程丽红, 乔明宏, 杨晶, 等. 临盘油田盘二块稠油油藏水驱油规律试验研究[J]. 石油天然气学报, 2006, 28(2): 103-105.

Cheng Lihong, Qiao Minghong, Yang Jing, et al. Rules of waterflooding in heavy oil reservoir of block Pan 2 in Linpan Oilfield[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2006, 28(2): 103-105.

[9]沈德煌, 张义堂, 张霞, 等. 稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO2吞吐开采研究[J]. 石油学报, 2005, 26(1): 83-86.

Shen Dehuang, Zhang Yitang, Zhang Xia, et al. Study on cyclic carbon dioxide injection after steam soak in heavy oil reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2005, 26(1): 83-86.

[10]高永荣, 刘尚奇, 沈德煌, 等. 超稠油氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术研究[J]. 石油勘探与开发, 2003, 30(2): 73-75.

Gao Yongrong, Liu Shangqi, Shen Dehuang, et al. Study on N2and solvent assisted steam stimulation in a super-heavy oil reservoir[J]. Petroleum Exploration and Development, 2003, 30(2): 73-75.

[11]侯建, 王树涛, 杜庆军, 等. 海上稠油油藏蒸汽吞吐效果预测模型[J]. 石油天然气学报, 2013, 35(7): 118-122.

Hou Jian, Wang Shutao, Du Qingjun, et al. Prediction model for steam soaking of heavy oil in offshore oilfields[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2013, 35(7): 118-122.

[12]李薇, 金学峰, 王凤清, 等. 特稠油乳化降黏室内评价研究[J]. 断块油气田, 2012, 19(S1): 89-92.

Li Wei, Jin Xuefeng, Wang Fengqing, et al. Laboratory evaluation of emulsion viscosity reduction on extra-heavy oil[J]. Fault Block Oil & Gas Field, 2012, 19(S1): 89-92.

[13]孟江, 张燕, 龙学渊, 等. 乳化稠油中多重乳滴的形成及对乳状液性质的影响[J]. 油田化学, 2009, 26(4): 441-445.

Meng Jiang, Zhang Yan, Long Xueyuan, et al. Formation of multiple oil droplets and their impaction on aqueous heavy crude oil emulsions[J]. Oilfield Chemistry, 2009, 26(4): 441-445.

[14]范维玉, 宋远明, 郭玉玺, 等. 水包稠油乳状液稳定性研究Ⅱ.稠油官能团组分表面膜性质探索[J]. 石油学报(石油加工), 2001, 17(4): 12-17.

Fan Weiyu, Song Yuanming, Guo Yuxi, et al. Study on stabillity of heavy crude oil-in-water emulsionⅡ. The film properties for heavy crude functional components and water system[J]. Acta Petrolei Sinica(Petroleum Processing Section), 2001, 17(4): 12-17.

[15]卢祥国, 高振环, 闫文华. 人造岩心渗透率影响因素试验研究[J]. 大庆石油地质与开发, 1994, 13(4): 53-56.

Lu Xiangguo, Gao Zhenhuan, Yan Wenhua, et al. Exerimental study of factors influencing permeability of artificial core[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 1994, 13(4): 53-56.

(编辑闫玉玲)

Mechanism and Oil Displacement of Heavy Oil Emulsification and Viscosity Reducer：A Case Study on Heavy Oil Reservoir and Fluid Conditions of Bohai Oilfield

Xu Guorui1, Li Xiang1, Xie Kun2

(1.TianjinBranchCompany,ChinaOilfieldServicesLimited,Tianjin300452,China;2.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofMinistryEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In order to further explore the mechanism of “increasing oil and decreasing viscosity” of heavy oil emulsification and viscosity reducer, experimental studies on oil displacement of heavy oil emulsification and viscosity reducer and its influencing factors have been carried out. Viscosity reducer was screened and related performance was evaluated.The viscosity and recovery efficiency were used as evaluation indexaccording to the geological characteristics and fluid properties in Bohai reservoir. The results showed that, the mechanism of decreasing viscosity of three kinds of viscosity reducer was forming oil-in-water emulsion, and the viscosity reduction effect of “viscosity reducer 2” was best among three kinds of viscosity reducer. Oil-water emulsion gradually changed from oil-in-water (O/W) into water-in-oil(W/O) type and the viscosity was increased when the water content in emulsion decreased, eventually exceeding that of crude oil. Besides, with the heavy oil reservoir hetergeneity increasing, oil displacement of viscosity reducer got better. Oil displacement of viscosity reducer got worse with the increasing of curde oil viscosity, so the recovery amplification can be increased through preprocessing on viscosity reduction before similarty viscosity reducer was used.

Heavy oil; Viscosity reducer; Viscosity reduction; Oil displacement; Physical simulation; Mechanism analysis

1006-396X(2016)01-0057-06

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-08-22

2015-10-11

国家油气科技重大专项子课题“海上稠油保压热采技术示范”(2011ZX05057-005-003)。

徐国瑞(1983-)，男，硕士，工程师，从事海上油田提高采收率方面的研究；E-mail：xugr@cosl.com.cn。

TE345

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.01.011