稠油乳化驱油机理及室内效果评价

2020-04-07刘义刚李彦阅卢祥国曹伟佳田中原

海洋石油 2020年1期

刘义刚，李彦阅，王楠，卢祥国，曹伟佳，田中原

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司研究院，天津塘沽 300450，2.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）

长期以来，国内石油消耗量和进口量呈现逐渐增加趋势，海上油田高效开发对于减少石油进口和确保国家能源安全具有重要现实意义。渤海地区稠油资源十分丰富，由于海上油田钻井和开采费用较高，开发井网不仅注采井距较大，而且一套井网开发多个层系，加之存在储层平均渗透率高、厚度大、非均质性严重和岩石胶结强度低等不利因素，稠油油藏水驱开发效果较差[1-4]。近年来，聚合物凝胶调驱技术在渤海稠油油藏开发中取得较好增油降水效果，但随着调驱轮次增加，调驱效果逐渐变差，亟待开发出大幅度提高采收率技术。油藏地质特征和矿场生产测试资料分析认为，目前制约稠油油藏开发效果的主要因素仍然是如何进一步扩大波及体积和提高洗油效率。其中扩大波及体积需要从宏观和微观两个方面着手，提高洗油效率要着眼于稠油乳化降黏和降低油水界面张力两个方面[5-6]。近年来，国内外学者在稠油乳化降黏技术研究工作取得了长足进展[7-8]。早在上世纪60年代，Simon等人就在井筒中注入表面活性剂，使高黏原油由W/O型转变成O/W型乳状液，从而提高人工举升效率[9]。尉小明等人合成了一种环保型超稠油降黏剂，它可自动降解，具有乳化速度快、乳化温度低和降黏效果好等特点，同时与联合站破乳剂间也具有良好配伍性[10]。针对渤海稠油油藏开发实际需求，开展了稠油乳化剂与储层岩石和流体作用效果及机理研究，研究成果对于矿场相关技术决策具有十分重要参考价值。

1 实验条件

1.1 实验材料

稠油乳化剂（CW-2）为非离子型表面活性剂，有效含量100%，由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。实验用水为渤海油田注入水，水质分析见表1。实验用油为渤海油田原油，原油黏度200 mPa·s。

表1 水质分析

实验岩心（图1）为石英砂环氧树脂胶结人造岩心[11-12]，岩心由正方形岩心经割缝、填缝和浇铸而成，长度为3 m。岩心外观几何尺寸：长×宽×高=32 cm×32 cm×5 cm，岩心渗透率Kg=6 400×10-3μm2。

图1 岩心实物图

1.2 实验仪器

实验过程中使用的实验仪器见表2。

表2 实验仪器汇总表

2 结果分析

2.1 稠油乳化剂基本性能

2.1.1 润湿性

首先将石英片分别置于模拟原油和模拟水中老化3 ～ 5 d，得到亲油和亲水石英片。再将亲油石英片和亲水石英片分别放置于稠油乳化剂（1 000 mg/L、1 500 mg/L和2 000 mg/L）溶液中老化2 d，测定药剂浓度对石英片表面润湿性改变能力。

水湿石英片初始润湿角为29.50°，油湿石英片为 133.08°（图 2）。

图2 石英片润湿性

与稠油乳化剂接触后石英片润湿性即接触角测试结果见表3和表4。

表3 接触角与药剂浓度关系（水湿石英片）

从表3和表4可以看出，一方面，对于亲油石英片，稠油乳化剂使其由亲油向亲水转变；另一方面，对于亲水石英片，稠油乳化剂可以减弱其亲水性。分析认为，由于稠油乳化剂中表面活性剂亲油基团朝向石英片并通过氢键作用在表面紧密排列形成多层吸附膜，进而改变石英表面润湿性[13-15]。随药剂浓度增加，石英片亲水性略为增强。当药剂浓度较高时，表面活性剂活性分子含量升高，在石英表面吸附作用增强。由此可见，稠油乳化剂能够在与岩石（主要成分为石英材料）表面接触过程中改变其润湿性，有利于将原油与岩石进行分离，提高洗油效率和采收率。

2.1.2 稠油乳化剂溶液与原油间界面特性

（1）界面张力

采用注入水配制稠油乳化剂（浓度Cs=1 000 mg/L、1 500 mg/L和2 000 mg/L）溶液，它们与原油间界面张力测试结果见表5。

从表5可以看出，随稠油乳化剂浓度增加，其溶液与原油间界面张力降低，但降幅不明显。在药剂Cs=1 000 ～ 2 000 mg/L范围内，界面张力可以维持在10-2mN·m-1数量级。

表5 界面张力测试结果

（2）界面扩张黏弹性

研究表明，表面活性剂与原油界面间会生成一层界面膜。由于油水不相混溶，当二者界面相互接近时，产生抵抗界面发生形变的作用力，一般采用界面膜强度进行表征。当界面膜强度值较大时，表明油水界面抵抗形变能力强，液滴不易聚并，乳状液稳定性较好；反之，油水界面抵抗形变能力减弱，油水分离速度较快，乳状液稳定性较差[16-18]。采用注入水配制稠油乳化剂（Cs= 50 mg/ L和100 mg/L）溶液，它们与原油间界面扩张模量实验结果见图3。

图 3 扩张模量与频率关系

从图3可以看出，随振荡频率增加，稠油乳化剂溶液与原油间扩张模量增加。与水相比较，稠油乳化剂溶液与原油间扩张模量较大。随稠油乳化剂浓度增加，扩张模量增大。分析认为，稠油乳化剂中界面活性物质在油水界面上均匀分布，对油水界面层起到一定的保护作用，使油水界面变形困难，油水界面扩张模量增大。稠油乳化剂浓度越高，它与原油间形成的乳状液越稳定。由此可见，稠油乳化剂不仅可以使原油与水间形成O/W型乳状液，降低稠油黏度，而且可以提高乳状液稳定性。

2.1.3 乳状液结构特征

采用注入水配制稠油乳化剂（CW-2，Cs=1 500 mg/L），将其与模拟油按照“2∶8”比例进行混合，采用乳化仪7 000 r/min搅拌15 min，采用激光扫描并聚焦显微镜观察不同浓度下体系与油混合后油滴分散程度，稠油乳状液中油水分布状态见图4。

图4 乳状液激光共聚焦扫描图像

从图4可以看出，当含水率达到80%时，稠油乳化剂与原油混合后可以形成W/O/W型乳状液。当乳状液外相为水时，稠油黏度会大幅度下降，改善稠油在储层中流动性。

2.1.4 乳状液黏度和降黏率

采用注入水配制稠油乳化剂（Cs= 1 000 mg/ L、1 500 mg/L和2 000 mg/L）溶液，按一定比例与原油混合，放置于55℃保温箱中1 h，取出后搅拌2 min（转速250 r/min），然后测试乳状液黏度。黏度和降黏率实验结果见图5。

图5 黏度和降黏率与药剂浓度和“油∶水”关系

从图5可以看出，在“油∶水”比相同条件下，随药剂浓度增加，乳状液黏度下降。在药剂浓度相同条件下，随“油∶水”比减小即乳状液中原油含量减少，乳状液黏度降低。随药剂浓度增大和“油∶水”比减小，乳化液降黏率都呈现增大趋势。

2.2 多孔介质内乳化作用效果

2.2.1 采收率

采用注入水配制稠油乳化剂（Cs= 1 500 mg/ L）溶液，然后注入3 m长岩心（饱和原油）模拟储层驱替条件下稠油流度改善剂乳化降黏性能，采收率测试结果见表6，注入过程动态特征曲线见图 6。

表6 驱油效率实验结果（Kg=6 400×10-3 μm2）

图6 注入压力、含水率和采收率与PV数关系

从表6和图6可以看出，在多孔介质内稠油乳化剂与原油接触并发生乳化作用，乳状液产生“贾敏效应”致使渗流阻力增加，注入压力降幅减小甚至升高。与此同时，乳化降黏作用减小了渗流阻力。综上所述，乳化作用不仅可以扩大波及体积，而且能够提高洗油效率，二者协同作用提高了采收率。

2.2.2 采出液界面张力

后续水驱开始在采出端收集所有后续注入阶段采出液，并对采出液进行编号。由于采出液中含油较少，无法进行黏度测试，故采用渤海油田注入水配制浓度为1 500 mg/L稠油乳化剂（CW-2），测试稠油乳化剂与采出液中原油间界面张力，原油和采出乳状液分离原油与稠油乳化剂溶液间界面张力实验结果见表7。

表7 界面张力测试结果/（mN·m-1）

从表7可以看出，与原油相比较，采出液分离原油与稠油乳化剂溶液间界面张力较低，表明采出原油中含有乳化作用而进入其中的活性物质，致使油水界面张力较低。

2.3 现场实施效果

2016年11月，稠油乳化剂（CW-2）调驱与聚合物凝胶调剖组合技术在渤海L油田BX井开展矿场试验，取得了较好的降水增油效果。BX井Ⅱ油组累计注入调剖体系4 500 m3、Ⅲ油组累计注入调剖体系2 500 m3，设计注入稠油乳化剂平均浓度为600 mg/L，稠油乳化剂注入总量51.84 m3。截至2017年7月12日，稠油乳化剂累计注入6个月。BX井组降水增油情况见表8。

由表8可以看出，井组累计增油5 807 m3，投入产出比大于1∶4，获得了很好的经济效益。

表8 组合调驱技术在BX井实施情况

BX井组注入压力情况见图7。

图7 BX井组合调驱注入量变化曲线

从表7中可以看出，稠油乳化剂调驱过程中，Ⅱ、Ⅲ-1油组的注入压力随着注入的进行呈现出稳中有降的趋势，在稠油乳化剂的注入初期，压力下降较为明显，Ⅱ油组压力从10.5 MPa较快下降到9 MPa，Ⅲ-1油组压力从8.2 MPa较快下降到7 MPa。分析认为初期压力快速下降与Ⅱ油组和Ⅲ-1油组调剖过程中窜层导致的压力虚高有关。后期Ⅱ油组压力基本稳定在9 MPa左右，Ⅲ-1油组在6.5 MPa左右稳定，并且曲线呈现出明显的上下波动的趋势，符合原油动态乳化的特征。表明稠油乳化剂通过解簇使原油降黏，在低界面张力下与原油混相，并在剪切作用下形成水包油的乳状液，从而产生动态乳化的效果。稠油乳化剂调驱共施工6个月，调驱期间保持较高的注入压力，出现了数次压力波动特征，表明调驱体系在储层当中发生乳化现象。