海上稠油低温热化学机理研究与应用

刘义刚，宋宏志，邹 剑，周法元，孙玉豹

（1.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津300450；2.中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津300450）

海上稠油储量丰富，以渤海油田为例，截止2012年底共发现三级稠油储量为23.18亿t，在生产油田达 13.98 亿 t，总体未动用储量达 13.15 亿 t[1‐4]。由于稠油中有机质沉积，原油黏度较高、流动性较差，对于冷采井采用常规注水开发，初期产能较高，但很快出现地层能量不足、产能较低的情况[5‐8]；对于热采井，随着热采进行，容易出现汽窜、含水率上升等现象[9]，热采开发成本相应提高，制约稠油油田后期开发[10]。针对存在的问题，本文提出低温热化学技术，结合室内物理模拟实验技术[11‐12]，研究“热‐化学”的协同作用以及“降黏驱油”等增效作用，降低了热采成本，提高了油井的单井产能。

1 材料及装置

1.1 试剂及材料

表面活性剂L‐B，淡黄色液体，中海油田服务股份有限公司；渤海油田B‐X井稠油，地面黏度（50 ℃）2 652 mPa·s；模拟地层水矿化度 1 631.94 mg/L，主要离子质量浓度：（Na++K+）479.85 mg/L，Ca2+5.17 mg/L，Mg2+12.5 mg/L，Cl-138.4 mg/L57.79 mg/L，HCO-3839.64 mg/L。

1.2 实验装置

采用自主研发热采一维驱替实验装置，实验流程如图1所示。填砂模型为人工填砂岩心，尺寸3.8 cm×30 cm。

图1 实验流程Fig.1 Experimental process

2 表面活性剂化学体系筛选

2.1 化学体系筛选

表面活性剂凭借优异的乳化降黏、降低界面张力、驱油等性能广泛应用在各大油田[13]。针对渤海油田B‐X井原油，依据Q/HS 2052-2009《稠油化学降黏工艺实施规范》，将表面活性剂与模拟地层水配置成质量分数为10%的溶液，并与原油按照油水质量比3∶7配置乳状液，使用HAAKE RS600旋转流变仪测定体系的乳液黏度（剪切速率16.2 s-1），进行稠油降黏筛选评价实验。综合降黏率等指标对比（见表1），筛选L‐B为最佳化学体系。

2.2 静态洗油评价

为评价L‐B化学体系洗油性能，参考标准Q/SH 1020 2191-2013《驱油用表面活性剂选择技术要求》，将模拟地层砂与原油按质量比4∶1混合，放入恒温箱中在油藏温度下恒温老化7 d，每天搅拌一次，使油砂混合均匀；称取老化后的5 g油砂放入锥形瓶中，向锥形瓶中倒入50 g L‐B化学体系溶液，充分混合后在油藏温度下静置48 h，观察到有大量浮油（见图2），静置后的样品溶液中漂浮的原油及瓶壁上黏附的原油用干净的棉纱蘸出，并倒出L‐B化学体系溶液，将锥形瓶放在120℃烘箱中烘至恒量，计算静态洗油效率为28.7%，L‐B化学体系静态洗油效果较好，说明化学体系L‐B的加入可以有效提高洗油效率。

表1 表面活性剂筛选Table 1 Screening of surfactants

图2 静态洗油评价实验Fig.2 Oil washing evaluation experiment

2.3 界面活性评价

为评价L‐B化学体系的界面活性，参考标准SY/T 5370-2018《表面及界面张力测定方法》，采用美国科诺工业有限公司TX500C悬滴界面张力仪，分别测定了地层水样和L‐B化学体系的界面张力，测定温度为56℃，转速为6 000 r/min，测定结果如表2所示。

由表2结果可知，原油在化学体系中的界面张力明显降低，降低率达到99.3%，低界面张力可以大幅度降低原油的流动阻力，从而提高原油的采收率。

表2 油水界面张力Table 2 Oil⁃water interfacial tension

3 低温热化学驱替实验

3.1 实验方法

3.1.1 填砂模型渗透率测定 利用恒速计量泵向填砂模型中恒速（0.5～1.0 mL/min）注入模拟地层水，待填砂模型两端压差稳定后，记录压差及流速，并利用达西公式计算填砂模型渗透率。

3.1.2 饱和油 将填砂模型和原油放置于恒温箱中，加热至油藏温度（56℃），并恒温12 h以上，随后将原油恒速注入填砂模型（0.2～0.5 mL/min），进行油驱水，建立束缚水。当压差稳定，适当提高注入速度驱替1.0～2.0倍孔隙体积后，记录此时的压差及从岩心中驱替出的累积水量，计算出岩心原始含油饱和度。

3.1.3 驱替 将饱和油后的填砂模型置于恒温箱中，并将温度设置为油藏温度（56℃），恒温2 h，打开模型两端阀门，开启恒速计量泵进行驱替，记录不同时刻产液量、产油量、产水量和压差等。当含水率达到98%以上时，停止驱替。

3.2 分析与讨论

3.2.1 不同注入温度对增产效果的影响 利用一维填砂模型，开展了4组驱替实验，实验温度分别为 56、120、160、200 ℃，岩心基础参数如表 3所示。驱替实验驱油效率结果如图3、4所示。

表3 岩心基础参数Table 3 Basic parameters of core

图3 不同温度下驱油效率Fig.3 Displacement efficiency curve at different temperatures

由实验结果可知：

①注入温度越高，驱油效率越高，说明温度对稠油开采的影响非常大，提升注入温度可明显改善驱油效率。

②随着注入温度的提高，在温度达到120℃时，驱油效率提升变缓，56℃和120℃时，驱油效率分别为33.63%和56.50%，驱油效率提高了22.87%；温度为120℃和200℃时，驱油效率分别为56.5%和64.68%，驱油效率只提高了8.18%，因此注入流体温度为120℃可以达到比较理想的驱油效果。

图4 不同温度下驱油效率对比Fig.4 Displacement efficiency comparison at different temperatures

3.2.2 化学剂对增产效果的影响 在以上研究基础上，继续开展化学剂（质量分数0.4%）伴注120℃蒸汽的一维驱替实验，综合对比驱油效率，结果见表4。

①化学体系L‐B可在同等条件下提升最终驱油效率，达到65.00%，相比于120℃蒸汽驱，提高了8.50%。

②化学体系L‐B辅助120℃蒸汽驱与200℃蒸汽驱的驱油效率分别为65.00%和64.68%，说明化学体系L‐B辅助120℃蒸汽驱可以达到200℃蒸汽驱的驱油效果，化学体系的加入可以有效提高波及体积和洗油效率，能够采出水驱后残余油，因此低温热化学技术可协同热化学作用，达到较低成本下提高稠油油田采收率的目的。

表4 不同注入温度及伴注化学剂驱油效率对比Table 4 Comparison of displacement efficiency of differ⁃ent injection temperatures and accompanying chemicals

4 现场应用

渤海某油田B井初期产能较高，生产一段时间后，产能逐步下降至初始产量一半，流压下降较快。2017年11月，对该井进行了低温热化学现场试验，周期累计注蒸汽1 000 t，注入化学剂32 t。开井生产后，最高日产油达到32 m3，提高了52.4%，取得了良好的增油效果。

5 结 论

（1）研究表明，基于L‐B化学体系的低温热化学技术具有良好的驱油效果，在低温（120℃）条件下，驱油效率可达65.00%，相比于同等温度蒸汽驱提高了8.50%，可以达到200℃驱油效果，达到较低成本下提高稠油采收率的目的。

（2）低温热化学技术应用于渤海某油田，单井产能最高提高了52.4%，在现场试验中取得良好的增油效果。