渤海特稠油油藏油溶性降黏体系辅助热采室内实验研究

2020-09-09吴婷婷廖辉葛涛涛

当代化工 2020年8期

吴婷婷廖辉葛涛涛

摘要：海上某深层特稠油油藏埋藏深、原油黏度高（30 000～50 000 mPa·s）、地层压力高，单纯蒸汽开采易造成注汽压力高、开发效果差等问题，为此，研制了一种油溶性降黏体系，该体系主要由有机溶剂、分散剂和互溶剂组成，并对体系进行了静态评价（闪点、降黏率、溶沥青速率、稠油屈服值）和动态驱替评价。实验结果表明：该体系闪点78.3 ℃，安全性高，5%质量分数的降黏率可达80%以上，溶沥青速率3.2 mg·（mL·min）-1，可使特稠油屈服值降低93%;动态驱油过程中，相比于单纯蒸汽驱，油溶性降黏体系+蒸汽驱的方式可使注汽压力降低53%，驱替效率提高22%，该体系具有广阔的应用前景，可用于辅助特稠油油藏的热采开发。

关键词：特稠油;注汽压力;油溶性降黏体系;屈服值;驱油效率

中图分类号：TE357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）08-1618-05

Abstract： A deep extra-heavy oil reservoir in the sea has deep burial depth， high crude oil viscosity （30 000～50 000 mPa·s）， high formation pressure， high steam injection pressure and poor development effect. For these reasons， an oil-soluble viscosity reduction system （mainly composed of organic solvents， dispersants and mutual solvents） was developed. Its static evaluation （flash point， viscosity reduction rate， asphalt dissolution rate， yield value of heavy oil） and dynamic displacement evaluation were carried out. The experimental results showed that the flash point of the system was 78.3℃， the viscosity reduction rate of the system with 5% concentration was more than 80%， and the asphalt dissolution rate was 3.2 mg·（mL·min）-1， which reduced the yield value of extra heavy oil by 93%. Compared with steam flooding alone， the steam injection pressure was reduced by 53% and the displacement efficiency was increased by 22% by oil-soluble viscosity reduction system and steam flooding in dynamic oil displacement process. The system has a broad application prospect and can be used to assist the thermal recovery of extra heavy oil reservoirs.

Key words： Extra heavy oil; High steam injection pressure; Oil-soluble viscosity reduction system; Yield value; Oil displacement efficiency

渤海某特稠油油藏埋藏深（900～1 000 m），油层厚度大（30～50 m），地层压力高（原始油藏压力10.4 MPa），地层条件下原油黏度大（50 ℃ 黏度为30 000～5 000 mPa·s），是典型的深层块状特稠油油藏[1-2]。陆地油田特稠油油藏开发经验表明，中深特稠油油藏注蒸汽开采易造成注汽压力高、注汽干度低、携带热量值低，影响稠油的开发效果[3-4]，油溶性降黏剂可有效解除胶质、沥青质的网络结构，使其分解成为连续相，可明显降低稠油黏度，增加流动性，降低注汽过程的注汽压力，提高蒸汽干度和蒸汽质量[5-8]。然而不同油藏油品性质不同，且海上对化学药剂使用的安全要求较高，有必要针对渤海特稠油，形成高效、安全型的油溶性降黏体系，并对其性能进行评价。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验药剂主要有：油溶性降黏体系（中海油田服务股份有限公司），主要由有机溶剂、分散剂、互溶剂等組成，无色透明液体。其他实验材料：人工填砂岩心，尺寸（Φ38 mm×600 mm），渗透率范围（200～5 000）×10-3 μm2。

实验用油为渤海某区块特稠油，50 ℃条件下的地面原油黏度39 610 mPa·s，饱和分36.31%，芳香分30.90%，胶质20.01%和沥青质12.78%。实验用水为地层水，矿化度为10 249 mg·L-1，主要离子质量浓度：K++Na+ 2 952 mg·L-1，Ca2+ 903 mg·L-1， Mg2+ 115 mg·L-1，HCO3- 434 mg·L-1，Cl- 5 752 mg·L-1，SO42- 91 mg·L-1。

JB90-S电动搅拌器，上海圣科仪器设备制造有限公司;HAAKE RS6000流变仪，德国thermal公司;WNB10恒温水浴锅，常州万科仪器设备有限公司;TP611闭口闪点测定仪，海安县石油科研仪器有限公司;一维物理模拟驱替装置，扬州华宝石油仪器有限公司，包括注入泵、恒温箱、砂管、中间容器、压力传感器等。

1.2 实验方法

1.2.1 体系闪点测定

参照《GB/T 21775—2008 闪点的测定闭杯平衡法》，测定油溶性降黏剂的闪点。

1.2.2 体系降黏效果测定

将原油恒温（50 ℃）水浴30 min，加入体系溶液;适度搅拌后，置于转筒中，利用Hakke流变仪测量液体黏度（剪切速率16.2 s-1），测定降黏效果。

1.2.3 体系降低超稠油屈服值测定

参考标准《SY/T 7547—2014 原油屈服值的测定旋转黏度计法》，利用HAAKE RS6000流变仪测定加入体系后目标油田原油不同温度下的屈服值。

1.2.4 体系溶沥青效果测定

利用挂片法研究溶剂对沥青质的溶解实验，首先制备沥青挂片，称取质量m1;取10 mL溶剂于 25 mL比色管中;将挂片置于25 mL比色管中，再置于50 ℃水浴中，反应10 min;取出挂片，用无水乙醇清洗;待挂片完全吹干，称取质量m 2;计算沥青质溶解速率r [9]。

r= （m1- m2）/（t·v）。

式中：m1 —挂片溶解前质量;

m2 —挂片溶解后质量;

t —沥青质溶解时间，min;

v —溶液体积，mL。

1.2.5 体系静态洗油效果测定

首先取30 g目标油田特稠油置入500 mL烧杯中，转动烧杯使稠油均匀涂在烧杯中下部杯壁;然后加入200 mL水;最后将 1.5 g溶剂体系滴至烧杯中，在油藏温度（50 ℃）下静置，观察底部稠油随时间变化的剥离情况。

1.2.6 动态驱油效果测定

室内利用一维物理驱替模型研究了药剂的动态驱油效果。

实验用油为渤海某稠油区块油田稠油，50 ℃条件下的地面原油黏度39 610 mPa·s，地层水矿化度为10 249 mg·L-1，岩心管压力为10 MPa。

共2根填砂管，1号填砂管蒸汽驱，孔隙度36%，渗透率4 000×10-3 μm2，含油饱和度70%，2号填砂管为0.05 PV前置段塞油溶性降黏体系+蒸汽驱替，孔隙度36%，渗透率3 700×10-3 μm2，含油饱和度74%。

实验步骤如下：

1）首先将模型抽真空饱和地层水，然后用脱水原油驱替地层水饱和油，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计水量，计算出岩心原始含油饱和度[10]。

2）对1号填砂管，使用350 ℃蒸汽进行驱替至含水99%，记录含水率、产油量等数据。

3）对2号填砂管，使用350 ℃（0.1 PV前置段塞油溶性降黏剂+蒸汽）进行驱替至含水99%，记录含水率、产油量等数据。

2 结果与讨论

2.1 油溶性降黏体系优选及配方确定

原油组分中的芳香烃、胶质和沥青质的总质量分数超过60%，根据相似相溶的原理 [11-12]，筛选出了柴油（混合芳烃类）、重芳烃溶剂1#、重芳烃溶剂2# 3种溶剂作为体系主剂，以降黏率和溶解沥青速率为筛选指标进行评价。

实验结果表明，重芳烃溶剂在溶解沥青质、稠油降黏效果方面要好于柴油，主要是重芳烃中含有更多的苯环结构，根据相似相溶原理，能更好地溶解沥青质。重芳烃1#要好于重芳烃2#，主要是因为重芳烃1#碳链相对较短，渗透性更强，对原油大分子的解缔能力和对原油芳香片聚集体的拆散能力更强，从而使得溶解能力和降黏效果更好，因此，综合溶解沥青质、稠油降黏效果，优选重芳烃1#作为体系主剂。

为增加溶剂的分散、渗透效果，提高其在油水中的溶解性，向溶剂中加入表面活性剂类的分散剂、渗透剂与互溶剂，利用全水平实验，以降黏率作为指标，测定体系质量分数为5%的降黏效果，如表2所示，通过实验确定体系基本配方为：溶剂体系+6%渗透剂+2%的互溶剂。

2.2 体系静态性能评价

2.2.1 体系安全性评价

海上化学品应用要求药剂闪点宜大于61 ℃，以满足作业的安全，为此利用TP611闭口闪点测定仪测定了体系的闪点为78.3 ℃，满足海上作业要求。

2.2.2 体系不同质量分数降黏效果评价

测得体系不同质量分数的油溶性降黏体系的降黏率如图1所示。

实验表明，随着体系质量分数增加，降黏率逐渐升高，在質量分数0%～5%阶段，质量分数与降黏率呈线性关系，当质量分数为5%时，降黏率即可达到86.75%，说明特稠油中加入油溶性降黏剂可有效分散沥青质和胶质[12];质量分数从5%增加到20%后，降黏率增加趋势变缓，综合考虑药剂使用成本，建议药剂现场使用质量分数为5%。

2.2.3 体系降低特稠油屈服值效果评价

当原油在管内流动或在地下渗流时，原油屈服值对流动的启动压力影响较大。启动压力越大，注汽压力越高，导致蒸汽质量越差，因此需要研究如何降低特稠油的屈服值，降低启动压力。实验室内利用流变仪测定了体系不同质量分数下对特稠油屈服值的降低效果。

实验表明，随着体系占原油总质量的质量分数增加，屈服值大幅度降低。海上特稠油在50 ℃下屈服值为18.34 Pa，加入5%体系后，屈服值降低至1.273 Pa，降低率达93%。分析认为体系的加入可破坏或拆散胶质沥青质形成的网状结构，使超分子结构逐渐改变成小分子结构，增加沥青体系的分散程度 [13]，从而降低稠油黏度，增强流动性，使原油的屈服值大幅度降低。在热采过程中，该体系的加入可有效降低热采注入过程中的注汽压力，保障蒸汽干度，提高热采效果。

2.2.4 体系溶解沥青效果评价

利用挂片法测得体系的溶解沥青效果为 3.5 mg·（mL·min）-1，说明该体系可有效解除特稠油流动过程中可能造成的沥青质沉积堵塞等问题。

2.2.5 体系静态洗油效果

将体系滴在油水表面，室内观察体系对特稠油的静态萃取和渗透洗油效果随时间的变化。

实验表明，顶部的溶剂体系在1 h左右，就可以快速渗穿中部的水层，说明药剂有良好的分散、渗透效果，3 h后药剂不断渗透、剥离杯底特稠油，12 h后，下层原油基本全部剥离，说明该体系对该特稠油具有较强的静态萃取/洗油能力。

2.3 动态驱替效果评价

利用物理模拟实验装置，对比分析蒸汽注入过程中，加入降黏体系对注入压差和驱油效果的影响，实验结果如图4、图5所示。

实验结果表明，蒸汽驱替前期，驱替压力迅速上升，注入压差最高达14.7 MPa，说明蒸汽驱驱替特稠油开发过程中，会出现注入压力过高，注入困难的现象;采用降黏体系作为前置段塞注0.05 PV后，再注蒸汽驱替，注入压差最高仅为7 MPa，且注蒸汽压力迅速降低至1 MPa以下，说明体系+蒸汽驱的方式可有效降低注入压力，减小注入风险。

实验结果表明，蒸汽驱替过程中，前期产出液含油量较多，随后产出液含水不断增加，驱替效率提升幅度不断变缓，注入约0.7 PV产出液含水即达到90%以上，最终驱替效率为34.30%;采用降黏体系作为前置段塞，然后注蒸汽驱替的方式，产油量明显高于单一注蒸汽的方式，注入约1 PV产出液含水达到90%左右，最终驱替效率56.85%，比单纯注蒸汽驱替效率提高约22.5%。

3 结论

1）针对海上特稠油研发的油溶性降黏体系闪点高（78.3 ℃），安全环保，5%质量分数体系的降黏率可达80%以上，溶解沥青速率3.2 mg·（mL·min）-1，可使特稠油屈服值降低93%，该体系的加入可有效降低热采注入过程中的注汽压力，保障蒸汽干度，提高热采效果。

2）动态驱油效果表明，特稠油开发过程中，单纯蒸汽驱替注入压差最高达14.7 MPa，说明蒸汽驱替特稠油开发过程中，会出现注入压力过高，注入困难的现象;采用降黏体系作为前置段塞注0.05 PV后，再注蒸汽驱替，注入压差最高仅为7 MPa，且注蒸汽压力迅速降低至1 MPa以下，说明体系+蒸汽驱的方式可有效降低注入压力，减小注入风险;采用降黏体系作为前置段塞，然后注蒸汽驱替的方式最终驱替效率56.85%，比单纯注蒸汽驱替效率提高约22.5%。

3）该体系可适用于特稠油油藏热采的中前期开发阶段，用于提高注汽开发效果。

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