稠油乳化降黏剂筛选及其注入参数优选实验—以渤海LD5-2油藏为例

孟祥海，张云宝，张德富，曹伟佳

(1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2. 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3. 东北石油大学，黑龙江 大庆 163318）

稠油乳化降黏剂筛选及其注入参数优选实验—以渤海LD5-2油藏为例

孟祥海1，张云宝1，张德富2，曹伟佳3

(1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2. 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3. 东北石油大学，黑龙江 大庆 163318）

渤海地区稠油资源量巨大，由于原油黏度和储层非均质性的影响，水驱开发效果较差。稠油乳化降黏技术以其简单的操作方法在渤海开发中发挥作用。对乳化剂筛选和驱油参数优化实验研究的结果表明，与强化冷采体系（药剂Ⅰ）相比较，强化分散体系（药剂Ⅱ）驱油效率较高，其合理浓度范围400～800 mg/L，段塞尺寸0.05～0.1 PV。考虑到目标储层非均质性比较严重，推荐采用“调剖剂+药剂Ⅱ”措施组合方式，调剖剂段塞尺寸0.05～0.075 PV，措施实施时机为含水率65%～90%。实验还表明，油井实施药剂吞吐或堵水措施都可以提高采收率，但二者联合使用会产生协同效应，采收率增幅较大。

渤海稠油；乳化降黏；药剂筛选；注入参数优化；物理模拟；机理分析

稠油的乳化降黏激励就是将表面活一定浓度的表面活性剂加入到稠油中，表面活性剂水溶液将稠油分散开，形成O/W型乳状液。因为表面活性剂水溶液黏度较低，O/W型乳状液在流动过程中，内摩擦力为水相间内摩擦力，所以，渗流阻力和能量消耗的值大幅度减小，同时提高了油井原油产量。稠油乳化降黏理论一般分为最佳密堆积理论和原油乳状液理论。最佳密堆积理论认为，当“水:油”小于等于25.98%时，乳状液为W/O型。当“水:油”大于等于74.02%时，乳状液则为“O/W型”。当“25.98%≤水:油≤74.02%”时，乳状液处于不稳定区域。原油乳状液理论则认为，原油中存在可以促成“W/O型”乳状液活性物质，因而矿场采出液以“W/O型”乳状液为主。乳化降黏就是向乳状液中添加一种表面活性剂，使稠油与表面活性剂水溶液形成O/W乳状液而降低稠油黏度，进而达到降黏目的[1-4]。

与聚合物凝胶调驱和热采等技术相比较，乳化降黏技术具有配注工艺简单和药剂成本较低等特点，其矿场应用前景受到广泛重视[5-10]。介于渤海地区稠油资源量和开发需求，笔者以渤海LD5-2油藏地质和流体为研究对象，开展了乳化降黏剂筛选和驱油效果实验研究，其成果对目标油藏乳化降黏措施技术决策具有重要参考价值。

1 实验部分

1.1 材料

A剂，B剂，有效含量为100%；原油和配制水有现场提供。岩心为人工制造岩心[11,12]，各个层渗透率按目的区块储层渗透率设计。

实验温度为55 ℃。

1.2 性能检测

采用DV-Ⅱ型布氏粘度用黏度仪测试原油和乳状液黏度，采用驱替实验装置测试药剂驱油效率（采收率）。

1.3 方案设计

1.3.1 A剂和B剂对驱油效率的影响（“方案1-1-1和方案1-1-2”）

在均质岩心、药剂浓度（800 mg/L）、含水率（90%）和段塞尺寸（0.3PV）固定条件下，考察 A剂和B剂对驱油效率的影响。

1.3.2 药剂注入参数对驱油效果的影响

（1）药剂浓度的影响（“方案 2-1-1～方案2-1-5”）

在非均质岩心、药剂类型（上述实验优化结果，下同）、含水率（90%）和段塞尺寸（0.3 PV）固定条件下，考察药剂浓度（Cs=400、800、1 000、1 200和1 600 mg/L）对驱油效果的影响。

（2）药剂段塞尺寸的影响（“方案2-2-1～方案2-2-5”）

在非均质岩心、药剂类型、含水率（90%）和药剂浓度（上述实验优化结果，下同）固定条件下，考察药剂段塞尺寸（0.05、0.10、0.20、0.30和0.40 PV）对驱油效果的影响。

（3）药剂注入时机的影响（“方案2-3-1～方案2-3-4”）

在非均质岩心、药剂类型、药剂浓度和段塞尺寸固定条件下，考察药剂注入时机（40%、65%、90%和98%）对驱油效果的影响。

（4）调剖段塞尺寸的影响（“方案2-4-1～方案2-4-4”）

在非均质岩心、药剂类型、药剂浓度、段塞尺寸和注入时机（上述实验优化结果，下同）固定条件下，考察调剖段塞尺寸（0.025、0.05、0.075和0.10 PV）对采出程度的影响。

（5）调剖时机的影响（“方案 2-5-1～方案2-5-4”）

在非均质岩心、药剂类型、药剂浓度、段塞尺寸、注入时机以及调剖剂段塞尺寸固定条件下，考察调剖剂注入时机（40%、65%、90%和98%）对驱油效果的影响。

1.3.3 药剂岩心采出端吞吐增油效果及其影响因素

在非均质岩心进行下列实验：方案3-1-0：水驱至含水98%

方案3-1-1：水驱至含水90%+ 0.05 PV药剂（Cs=800 mg/L，恒速注入）+后续水驱至水98%。

方案3-1-2：水驱至含水90%+ 0.05 PV药剂（Cs=800 mg/L，恒压注入，注入压力4.6 MPa）+后续水驱至含水98%。

方案3-1-3：水驱至含水90%+ 0.05 PV 堵水剂（恒速注入）+后续水驱至含水98%。

方案3-1-4：水驱至含水90%+ 0.05 PV 堵水剂+0.05 PV药剂（Cs=800 mg/L，恒速注入）+后续水驱至含水98%。

2 实验结果

2.1 A剂与B剂对采出程度的影响

对于均质人造岩心而言，A剂和 B剂的采出程度见表1。

表1 采出程度实验数据（非均质岩心）Table 1 Oil displacement efficiency of the experiments

从表1可以看出，驱油剂类型对采出程度即采收率增幅存在影响。在“方案1-1-1”和“方案1-1-2”中分别采用了A剂和 B剂，采出程度增值分别为4.7%和7.6%。由此可见，B剂驱油效率高于A剂选择B剂进行后续实验研究。

2.2 B剂浓度的影响

采出程度结果见表2。

从表2可以看出，随B剂浓度增加，采出程度增加，但增幅逐渐减小。从技术和经济角度考虑，合理B剂浓度范围为400～800 mg/L。

2.3 B剂段塞尺寸的影响

B剂段塞尺寸对采出程度影响实验结果见表3。

从表3可以看出，随B剂段塞尺寸增加，采收率增加，但增幅逐渐减小。从技术和经济角度考虑，合理药剂浓度范围为0.05～0.10 PV。

表2 采出程度实验数据Table 2 Oil displacement efficiency of the experiments

表3 采出程度实验数据Table 3 Oil displacement efficiency of the experiments

2.4 药剂注入时机的影响

药剂注入时机对采出程度影响实验结果见表4。

表4 采出程度实验数据Table 4 Oil displacement efficiency of the experiments

从表4可以看出，过早注入B剂不利于提高采收率。当低含水率期间注入B剂时，由于它流度控制能力较差，仍然主要进入高渗透层，导致其束缚水饱和度增加，油相渗透率减小，渗流阻力减小，注入压力降低，最终导致中低渗透层吸液压差减小，吸液量降低，波及效果变差。

2.5 调剖剂段赛尺寸对采出程度的影响

采出程度数据见表5。

表5 采出程度实验数据Table 5 Oil displacement efficiency of the experiments

从表5可以看出，随调剖剂段塞尺寸增加，采收率增加，但增幅减缓，药剂合理浓度范围为0.05～0.075 PV。

2.6 调剖时机对采出程度的影响

调剖剂（0.075PV）注入时机对采出程度影响实验结果见表6。

表6 采出程度实验数据Table 6 Oil displacement efficiency of the experiments

从表6可以看出，随调剖时机提前即含水率降低，采收率增加。调剖时机越早，注入压力升幅越大，液流转向效果越好，扩大波及体积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，当调剖剂注入时，含水率较高时，高渗透层采出程度较高，水相渗透率较高，渗流阻力较小，调剖剂对其封堵作用效果变差，注入压力升幅减小，扩大波及体积效果变差，进而减小了后续注入强化分散体系波及体积和洗油效率，最终导致采收率增幅减小。所以，推荐“调剖剂+强化分散体系”组合实施时机为含水率65%～90%。

3 结 论

（1）与A剂相比较，B剂驱油效率较高，推荐其用于矿场试验。从技术经济角度考虑，推荐B剂浓度范围400～800 mg/L，段塞尺寸0.05～0.1 PV。

（2）考虑到目标储层非均质性比较严重，推荐采用“调剖剂+药剂”措施组合方式，调剖剂段塞尺寸 0.05～0.075 PV，措施实施时机为含水率65%～90%。

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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，高级工程师，主要从事提高采收率技术研究和管理工作。E-m ail:m engxh2@cnooc.com.cn。

通讯联系人：曹伟佳（1992-），女，东北石油大学油气田开发专业在读硕士生，主要从事提高采收率技术研究。电话：0459-6503406，E-m ail：caow eijia131466@163.com。