苏北稠油油藏CO2复合吞吐用新型降黏剂合成及效果评价

蒋永平

（中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏泰州225300）

稠油在油气资源中占比大，据估全球稠油、天然沥青等储量约1 000×108t，资源储量占比25%～30%[1]。稠油中，蜡质、沥青质等含量高，导致原油黏度高，流动阻力大。如何高效经济地降低原油黏度，降低油层内流动阻力，是实现稠油有效开发提高油井产量的关键问题。目前，稠油油藏成熟的开采技术包括蒸汽驱、火驱等技术[2]。苏北油田由于含油面积小，储量丰度低，难以形成完善的注采系统，稠油热采受储量规模及经济效益限制较大。同时，苏北地区原油黏度为2 780 mPa·s（50 ℃），胶质沥青含量占41.6%，蜡质含量7.9%。因此，立足苏北地区丰富的CO2资源优势，在长期低渗及稠油开发经验基础上[2-4]，提出了CO2化学复合吞吐稠油开采技术。高效新型降黏剂的应用是该技术方法成功实施的核心[5]。通过在降黏剂分子中引入苯环结构来降低胶质、沥青质间的π-π 堆积作用，合成新型高分子降黏剂。降黏剂可使稠油乳状液由W/O型转变为O/W型，当原油流动时，由原先的油膜之间摩擦转化为水膜之间摩擦；再者，因降黏剂中活性剂组分作用，使W/O 型乳状液形成游离水，从而出现“悬浮油”特征，实现了降低原油黏度的目的，增强了原油流动性[6]。室内实验评价显示，该新型降黏剂具有良好的耐温、耐盐性，对苏北油田各类型稠油有较好的降黏作用；CO2在与该降黏剂混注条件下仍具有稳定的降黏性，通过CO2携带、搅拌形成细小型乳状液，达到CO2增能和化学剂降黏的复合吞吐[7-8]。矿场实践中，该技术取得了较好的增油降水效果[9-10]，具有在苏北及国内复杂断块稠油底水油藏经济有效开发的应用前景。

1 新型稠油降黏剂的合成

1.1 室内实验

在室内实验过程中，使用恒温水浴锅、NDJ-5S型旋转黏度计、机械搅拌装置等实验设备，通过混合三苄胺（工业品），十八烷基二甲基胺（分析纯），环氧氯丙烷（分析纯），二乙烯三胺（分析纯），乙醇（分析纯）等试剂，合成配制了降黏剂样品。降黏剂配制过程具体如下。

1）将三苄胺和十八烷基二甲基胺按一定比例混合，在混合液中添加0.7 mol 乙醇，静置于恒温中0.5 h，待溶液稳定后，使用专用滴漏在反应液中滴加环氧氯丙烷，升温至80 ℃，反应2 h，得到反应产物①。

2）将加入0.7 mol 乙醇的二乙烯三胺升温至80 ℃，随后滴加环氧氯丙烷，并在该温度中恒温反应2 h，得到反应物②。

3）将反应产物①滴加到②中，升温至90 ℃，并保持该温度反应2.5 h，最终得到所需要的降黏剂。

1.2 三苄胺加量的确定

室内实验发现，不同配比的降黏剂的降黏率不同，降黏剂的降黏效果主要受线性胺与三苄胺用量比例的影响。调整线性胺与三苄胺的用量比例，配制了5种不同三苄胺含量的降黏剂样品，原料配比见表1。并且对这5种产品在50 ℃温度条件下，质量分数加量为0.5%时的降黏性能进行了评价。通过进一步实验，优选出三苄胺的最佳用量。

表1 新型降黏剂不同原料配比对比Table 1 Relation between viscosity reduction rate and material composition of new viscosity reducer

表1所示，未加入三苄胺的1号样品的降黏率为61.23%，而线性胺和三苄胺摩尔比为8∶2的3号样品的降黏率上升至93.21%。从1 号样品至3 号样品，降黏剂样品的性能呈急剧上升趋势。而从3 号样品至5 号样品，降黏率增幅较小，降黏剂样品的性能趋于平缓。随着线性胺用量的递减及三苄胺用量的递增，降黏率先上升后保持平稳。从分析结果看出，3号样品的降黏率处于拐点位置，考虑到经济成本等原因，将线性胺与三苄胺的最佳配比定为8∶2。

造成上述结果的原因是：稠油中所含的胶质、沥青质分子之间会发生π-π 堆积作用；而当加入三苄胺后，三苄胺中的苯环也可能分别会与沥青质及胶质分子上的芳香结构发生π-π 堆积作用，原来的作用力被破坏，从而破坏了稠油各组分的相互作用[8,11]。

2 新型降黏剂性能评价

在新型降黏剂基础上，以兴北油田稠油油样为例，按照中国石化Q/SHCG 65—2013标准《稠油降黏剂技术要求》，通过室内实验，从浓度、地层温度、地层水矿化度及CO2溶解度4 方面[12-15]，对配置的新型降黏剂其降黏效果进行了分析，评价了降黏剂对兴北稠油的降黏效果。

2.1 浓度对降黏效果的影响

配制质量分数介于0.05 %～2.0 %的降黏剂溶液，将油样依次与不同浓度的降黏剂溶液以7∶3的比例混合均匀后，在50 ℃条件下恒温静置1 h，随后再次调匀混合液，使用黏度计测定混合液的黏度，与降黏前原有黏度对比，从而算得降黏率（表2）。

表2 不同浓度降黏剂的降黏效果Table 2 Effect of different concentration of viscosity reducer for crude oil

从表2 可以看出，随着降黏剂浓度不断提高，原油黏度逐渐降低。当降黏剂质量分数为0.5%时，降黏率为94.29%；而当降黏剂质量分数为2.0%时，降黏率上升至99.16%，降黏后油样特征见图1。

图1 不同质量分数降黏剂对兴北1平1井原油降黏实验Fig.1 Experiments on viscosity depressant of crude oil of XP 1 with different concentration

2.2 温度对降黏剂效果的影响

首先，测定稠油样品在不同温度时的黏度；其次，在样品中加入质量分数0.5%的降黏剂后，再次测定样品在不同温度下的黏度；最后，对比样品在不同温度时加入降黏剂前后的黏温曲线（图2）。

图2 所示，原油黏度与温度有明显的负相关特征[16-17]，温度40～50 ℃时，敏感性最强，随着温度的升高，原油黏度大幅下降后逐渐保持平稳。当加入质量分数0.5%的降黏剂后，原油黏度总体降低，但与温度的敏感性下降。加入降黏剂后的原油黏度由306 mPa·s（50 ℃）降至129 mPa·s（80 ℃），温度升高后，原油内胶质、沥青质等组分的分子间距离增大，分子间作用力减小，部分烃类物质发生相态变化，使密度和黏度降低。

2.3 矿化度对降黏剂效果的影响

以不同矿化度的地层水为实验对象，在50 ℃，质量分数为0.5%的降黏剂条件下，评价了矿化度对降黏剂的影响（图3）。

图3 矿化度对降黏效果的影响Fig.3 Effect of salinity on viscosity reduction

图3所示，矿化度对降黏剂降黏效果的影响不明显，在50 ℃，降黏剂质量分数为0.5%的条件下，当矿化度从0 增加至30 g/L 时，黏度270～310 mPa·s，变化幅度较小。原因是降黏剂分子的亲水季铵盐结构是阳离子型，高矿化度地层的高价阳离子对其影响弱，该降黏剂具有较强耐盐性能[16]。

2.4 CO2含量对降黏剂降黏效果的影响

CO2在地层中溶解于水，导致油水体系pH 值下降。考虑到CO2可能对化学降黏效果产生影响，选择兴北1平1井原油油样，降黏剂浓度为1%，使用苏北黄桥CO2气田气样。通过控制不同CO2溶解量，调整油水体系pH值为6、5、4、3，评价pH值对降黏剂降黏性能（表3）。

表3 不同酸性条件下降黏剂的降黏效果Table 3 Viscosity reducing effect of viscosity reducer in different acidic conditions

如表3 所示，存在CO2条件下，降黏剂能降低乳状液体系的黏度，但pH值低于4时，降黏效果变差。pH值4～6时，降黏率比较稳定，均能高于95%；当pH值降至3时，降黏率急剧下降至60.41%。一方面酸性环境可以改变降黏剂分子的存在状态，从而影响降黏效果；另一方面原油中本身含有一些天然的表面活性物质，这些物质的化学结构也受到体系pH值的影响，其表面活性随体系pH值变化而发生改变。

3 矿场应用效果

3.1 数值模拟研究

根据兴北地质参数，建立了100 m×50 m×20 m的吞吐机理模型，重点模拟了CO2与降黏剂的注入配比，从洗油效果看，CO2与降黏剂注入配比为1∶2 时最好（图4）。国内研究表明，CO2与化学剂复合，能大幅降低黏度，降黏率能达到98.97%，而单纯使用化学剂的降黏率仅为18.4%[18]。研制的新型降黏剂在质量分数为0.5 %时，降黏率达到94.29 %，实验中CO2虽然也有降黏的作用[19]，但不如降黏剂的降黏效果好[20]，并且pH值过低时反而影响降黏效果，在明确稠油降黏剂具备提高采收率的同时[19，21-22]，矿场设计时也需要优化CO2用量。在降黏的同时，CO2能够携带降黏剂扩大波及系数，通过协同作用提高近井地带原油采出程度。

图4 CO2与降黏剂配比对累积产油的影响Fig.4 Effect of CO2and viscosity reducer ratio on cumulative oil production

3.2 矿场试验

兴北区块含油层系为三垛组一段，油层段孔隙度25.4 %～34.7 %，平均为31.6 %，渗透率（353.8～4 144.2）×10-3μm2，均值为1 259.1×10-3μm2。平均地面原油密度为0.970 g/cm3，地面原油平均黏度为6 503.95 mPa·s，含硫量1.10 %～1.31 %，凝固点19.0 ℃。该区块早期采用水平井弹性开发，由于油水流度比差异大，导致底水锥进严重，并且水平段动用不均，油井特高含水关停[23-24]。综合兴北区块储层韵律特征、产吸剖面、水淹层测井解释及生产动态分析，明确了水平井水淹状况及底水区水脊抬升动态演化过程[25-26]。参考降黏评价效果、数模结果及经济效益因素（CO2成本低于降黏剂）[27]，结合CO2溢散及洗油剂稀释、吸附的影响，矿场试验时，为扩大波及范围并保障洗油效率，加大CO2注入量和降黏剂浓度。试验时先注入质量分数0.5%降黏剂+0.2%KD-43 缓蚀剂洗井液40 m3，后注入2 %的降黏剂溶液250 m3，施工时平均注入速度为110 t/d，连续注9 d，平均注入压力为5.8 MPa，降黏剂注入总量为5 t，焖井5 d 后放喷生产9 d，试获初期日产油9.7 t，含水由99%降至8%（图5），单次吞吐周期内累增661 t，换油率达到0.66，与常规开采方式相比，取得了显著的增油降水效果。

图5 兴北1平1井生产曲线Fig.5 Production curve of well-XB1-P1

4 结论

1）明确了新型降黏剂的降黏机理。降黏剂作为表面活性剂起到乳化降黏作用，同时，降黏剂分子中引入的苯环结构，可降低胶质、沥青质间的π-π堆积作用。基于上述原理合成一种新型高分子表面活性剂型稠油降黏剂，并确定样品最佳原料配比。

2）通过浓度、温度、矿化度及CO2溶解度等因素评价了新型降黏剂对兴北区块高黏原油的降黏性能，不仅具有较好的降黏性还具有较好的抗温抗盐性。该降黏剂对于兴北稠油具有较好的降黏性能：降黏剂用量为0.5%时，对2 种不同黏度范围的稠油的降黏率都达到了90 %以上；降黏剂用量为1.0 %时，降黏率达到了98%以上。在加入降黏剂后，黏温曲线较为平稳，温度影响降低。CO2溶解度影响混合液pH值，当pH值大于4时，降黏率大于96.9%；而当pH值为3时，降黏能力降至60.41%。地层水矿化度对该降黏剂影响较小。

3）比选了满足兴北区块垛一段油藏及开发特征的CO2与新型降黏剂复合吞吐注入方式、用量等施工参数，现场开展了兴北1 平1 井CO2复合吞吐矿场试验，应用后降水增油效果显著，单次吞吐周期累积增油661 t，通过新型降黏剂和CO2复合作用为复杂断块稠油油藏经济有效开发提供了新方法。