稠油活化剂降黏机理及驱油效果研究

2020-03-04王旭东施雷庭梁旭伟

特种油气藏 2020年6期

王旭东，张健，施雷庭，赵娟，杨光，梁旭伟

(1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2.中海石油(中国)有限公司北京研究中心，北京 100028；3.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500)

0 引言

稠油资源在渤海油田总储量中占据十分重要的地位，其水驱开发的标定采收率约为20%。针对原油黏度低于70 mPa·s的普通稠油油藏，采用聚合物驱技术在绥中36-1、旅大10-1和锦州9-3油田获得较好的提高采收率效果，可在水驱基础上增加5～7个百分点[1-6]；对于原油黏度大于1 000 mPa·s的稠油油藏，通过降黏方法如蒸汽吞吐或蒸汽驱能获得较好的提高采收率效果，但目前常用的稠油降黏剂对原油黏度为150～1 000 mPa·s的常规可流动稠油降黏效果不显著，而在该类油藏进行海上蒸汽吞吐又存在经济效益问题。为此，研发了一种高分子稠油活化剂[7-8],通过修饰丙烯酰胺分子长链，增加驱替相黏度、降低油水之间的界面张力；同时，稠油活化剂能拆解稠油中的胶体结构，降低原油黏度[9-11]。

在原油黏度为150～350 mPa·s的稠油中，胶质、沥青质和金属卟啉等组分之间互相缔合，使稠油很难在较小外力作用下被破坏，为了进一步明确稠油活化剂的降黏机理，需要从分子层面研究其对稠油组分的作用效果。耗散粒子动力学方法(DPD)作为较成熟的介观层面的分子模拟手段，是通过模拟粒子之间施加的作用力，来求解牛顿运动方程描述体系的运动情况。针对稠油活化剂与原油组分的相互作用，DPD在时间与空间尺度上与其有很高的契合度，因此，结合室内微观实验和DPD模拟技术，从分子尺度阐明稠油活化剂对原油重质组分的作用效果，为稠油活化剂的现场应用以及结构改进等提供理论指导。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

稠油活化剂，相对分子质量为600×104，通过修饰丙烯酰胺骨架，添加调控分子亲疏水性单体、高位阻侧基和Gemini型两亲功能单体合成；部分水解聚丙稀酰胺HPAM，相对分子质量为1 100×104；实验用驱油体系均预先通过吴茵搅拌器1档剪切20 s，以模拟近井的剪切作用，浓度为1 600 mg/L的稠油活化剂剪切后黏度为25.8 mPa·s，同时，油水界面张力从38.00 mN/m 降至1.85 mN/m。渤海S油田原油，65 ℃下地面脱气原油黏度为250 mPa·s；渤海油田模拟注入水，总矿化度为9 374.12 mg/L，水质组成见表1。

表1 渤海油田注入水水质组成

实验仪器主要包括Brookfield DV-Ⅲ黏度计、恒温烘箱、高精度电子天平、X射线衍射仪、驱替用微量ISCO泵、吴茵搅拌器、紫外可见分光光度计。

1.2 实验方法

(1) 稠油活化剂降黏能力测定。将黏度为250 mPa·s的原油与1 600 mg/L的稠油活化剂按不同比例混合，在转速为400 r/min下搅拌4 min后，测定混合物在65 ℃下的黏度。

(2) 沥青质聚集体拆解分散实验。从原油中提取出沥青质组分，将沥青质以5 mg/mL的浓度溶解于甲苯，然后按照1∶9比例与不同驱油体系(稠油活化剂、HPAM)混合，充分振荡混合后离心分离出甲苯层，将甲苯层用纯甲苯稀释110倍；取一定量的稀释溶液，使用分光光度计在波长为284 nm下检测吸光度，计算不同驱油体系(稠油活化剂、HPAM)对沥青质的阻聚-分散效率[12]。

(3) 沥青质聚集体微观结构分析。将沥青质与不同驱油体系(稠油活化剂、HPAM)充分混合后，洗净干燥并磨细，使用X射线衍射仪扫描检测样品。根据谱图拟合分峰，并计算沥青质相关微晶参数[13]。

(4) 稠油重质组分拆解分子模拟。运用Materials Studio分子模拟软件，开展DPD建模计算，从分子水平阐明稠油活化剂对稠油重质组分的分散、拆解机理。

(5) 室内岩心驱油实验。采用一维人造岩心，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，渗透率为2 350 mD，孔隙度为32%，按照低流速到高流速逐步饱和原油造束缚水，饱和完成后以1 mL/min的恒定注入速度开展水驱油实验，驱替至极限含水率(95%)；继续注入浓度为1 600 mg/L的稠油活化剂0.3倍孔隙体积；稠油活化剂段塞注入结束后继续水驱至极限含水率时结束实验。

2 实验结果与分析

2.1 稠油活化剂降黏效果评价

图1为不同原油与稠油活化剂质量比下原油降黏效果。由图1可知，原油与稠油活化剂质量比为5∶5时，混合物黏度与原油黏度比值小于1，即稠油活化剂可使混合物黏度降低，随着稠油活化剂的比例增加，混合物的黏度进一步降低。将混合物放在显微镜下观察，发现混合物中形成了微米级别的细密小油滴。分析认为，稠油活化剂分子通过活性基团与稠油组分间的相互作用分散稠油，并提高稠油的流动能力。

图1 不同原油与稠油活化剂质量比对原油降黏效果

2.2 稠油活化剂拆解沥青质聚集体实验分析

图2为不同体系对沥青质的阻聚-分散效率。由图2可知：参照组HPAM对沥青质几乎没有阻聚-分散效果；稠油活化剂对沥青质有明显的阻聚-分散效果，且随着稠油活化剂浓度的增加而增大，当浓度达到1 600 mg/L时，阻聚-分散效率趋于平衡。分析认为，稠油活化剂分子中存在的活性基团，能与稠油重质组分发生氢键、π-π堆积、偶极-偶极作用等[14-15]，从而拆解沥青质聚集体结构，降低原油黏度。

图2 不同体系对沥青质的阻聚-分散效率

从原油中提取的沥青质固体是沥青质分子高度聚集的产物，其较大的芳香片层在堆积过程中能形成一定的有序结构[16-18]。对活化剂和HPAM作用后的沥青质进行XRD分析，通过拟合XRD分峰得到沥青质微晶结构参数(表2)。由表2可知：与HPAM相比，沥青质与活化剂作用后，芳香盘层间距和链间距较大，表明沥青质片层堆积更加松散；与稠油活化剂作用的沥青质聚集体堆积高度和堆积层数更小，芳香盘直径更大，表明与稠油活化剂作用后沥青质脂肪碳和环构碳减少，聚集体由堆积状态向平面延展状态转化。研究表明，稠油活化剂活性基团与沥青质作用后，聚集体变得松散，重质组分结构遭到破坏，提高了稠油的流动能力。

表2 沥青质的微晶参数

2.3 稠油活化剂拆解沥青质聚集体分子模拟研究

利用Materials Studio分子模拟软件，开展DPD建模计算。DPD模拟中模型体系粗粒化结构及比例见表3，各体系粗粒化模型之间的排斥力参数(Aij)见表4。运用DPD模块，构建各体系在DPD中的粗粒化模型，并输入相互作用参数，构建DPD力场；输入模型中各体系比例系数，模拟步长为70 000步，模拟间隔步长为0.05，模型尺寸为30×30×30；设置边界条件为周期性边界，以避免边界效应对粒子运动的影响，模拟各体系与原油组分在自发条件下的运动行为。

表3 各组分体系粗粒化结构及比例

表4 各体系粗粒化模型排斥力参数

图3为稠油组分模型、稠油活化剂与稠油混合模型。DPD模拟中，原油组分在随机初始位置、常温常压条件下，形成稳定的稠油组分模型(图3a)。中心区域由重质组分-沥青质、胶质占据，芳香烃包裹在沥青质、胶质核周围，饱和烃长链则游离在最外侧，4种组分共同构成了胶质、沥青质核状聚集结构。在稠油组分模型基础上加入稠油活化剂(图3b)，稠油活化剂分子入侵到胶质沥青质核心区域，使核状聚集结构被拆散，原油中的胶质、沥青质重质组分与烷烃、环烷烃轻质组分有效混合，降低了稠油的黏度。在稠油活化剂分子中的活性基团作用下，稠油重质组分相互作用形成的聚集体结构受到破坏，从而使稠油黏度降低；同时，稠油活化剂分子上的亲水基团能促使水相分散原油，形成微米级别细密油滴，增强原油的流动能力。

图3 稠油组分模型、稠油活化剂与稠油混合模型

2.4 稠油活化剂驱油效果评价

图4为稠油活化剂驱油实验结果。由图4可知：岩心在水驱阶段采出程度为39.60%，注入稠油活化剂段塞后，注入压力上升至0.6 MPa，产出液含水率最低降至76%，起到明显的流度控制效果；与常规聚合物驱含水率呈“V”字型变化不同，稠油活化剂驱后的后续水驱过程，含水率上升较慢；最终采出程度为59.96%，相比初始水驱阶段增幅达20.36个百分点。分析认为：稠油活化剂可提高驱替相黏度，降低稠油黏度，实现有利流度控制；同时，稠油活化剂破坏了沥青质聚集体结构，使原油分散成小油滴，显著提高了原油采收率。

图4 稠油活化剂驱油实验结果

3 现场应用效果

2018年8月，在海上S油田边部稠油区块开展稠油活化剂矿场先导试验，试验井区地层条件下原油黏度为200～400 mPa·s，渗透率为1 500～2 000 mD，注采井距为200～350 m，注活化剂前井组综合含水率为90%。注入稠油活化剂前后的油井生产动态曲线见图5。

图5 注入稠油活化剂前后的油井生产动态曲线

由图5可知，注入稠油活化剂后，油井的产油量明显上升，含水率最低降至82%。与室内驱油实验现象类似，油井注稠油活化剂后含水率回升速度较慢，注入21个月后仍保持在88%左右，表明稠油活化剂可持续控水增油，有效提高原油采收率。截至2020年3月，试验井区的9口主要受效井中已有6口井出现较为明显的增油效果，累计增油量达1.2×104m3。