耐高温堵水疏气乳化油体系的制备及性能评价

颜 博，杨心如，王秀云，耿宇程，田靖彤，陈立峰

（长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100）

近年来，天然气藏勘探与开发技术发展迅速，随着开发的不断深入，气井产能逐渐递减，产出水是主要原因。因此，解决气井产出水问题是提高气井产量的必经之路。目前排水是气井治理的主要措施，但排水措施只能缓解产出水对气藏的进一步污染，保证一定时间内气井正常生产，产出水并未得到有效抑制，而气井堵水措施则能够在产出水点甚至水源处对产出水实施抑制［1-5］。气井堵水采用注入化学剂的办法实现对产出水的抑制，从而恢复气井产能。气井化学堵水剂的研究比油井堵水剂的研究晚，开始于20世纪80年代，主要堵剂类型包括聚合物［6］、微乳液［7-8］、润湿反转剂［9］、无机盐［10-11］、水泥类［12-13］、纳米流体等［14-15］。

中国石油塔里木油田公司英买力气田的气藏类型为带底油的断背斜型块状凝析气藏；埋藏深（4 700 m）；地层温度高（106.7 ℃）。目前已有的常规堵水剂耐高温性能差，对油、气、水的选择性封堵能力不够，容易在堵住底水的同时，将油、气通道一并堵死。

本工作通过评价单一表面活性剂、复合表面活性剂的乳化能力，制备了一种适用于高温高盐出水油气藏的选择性乳化剂，考察了该乳化剂配制的乳化油体系的性能。

1 实验部分

1.1 原料

原油：塔里木油田公司英买力气田区块油藏；地层水：矿化度23.33×104mg/L；十六烷基三甲基氯化铵（1631，纯度97%（w））、十八烷基三甲基氯化铵（1831，纯度98%（w））、十六烷基三甲基溴化铵（纯度90%（w））、十八烷基三甲基溴化铵（纯度98%（w））：阿拉丁化学试剂有限公司；油酸咪唑啉：纯度99%（w），湖北实兴化工有限公司；Tween60：纯度96%（w），国药集团化学试剂有限公司。

1.2 实验仪器

LB-30型平流泵：北京卫星制造厂；JB-50S型数显力电动搅拌机：上海索映仪器设备有限公司；Zetasizer型纳米粒度仪：杭州江门粒度仪制造有限公司；HAAKE RS6000型流变仪：北京恒奥德仪器仪表有限公司。

1.3 实验方法

1.3.1 乳化剂的配制

配制含量为1% ～ 3%（w）的5种单一表面活性剂试样，与油乳化后置于室温环境中，定期观察乳化油的破乳时间。同时将表面活性剂两两复配、三三复配后制备乳化剂，加入原油制备乳化油，观察乳化油破乳时间，计算最终析油率。调整油水质量比（简称油水比），比较乳化油稳定时间，确定最佳乳化剂配方。

1.3.2 乳化油注入性能的评价

利用纳米粒度仪分析乳化油颗粒粒径频率分布，根据颗粒粒径阈值和粒径频率分布评价乳化油是否易于注入地层孔隙。利用平流泵向7组渗透率不同的填砂管注入乳化油，通过观察实验现象和测得的注入压力评价乳化油的注入性能。

1.3.3 乳化油黏度的测定

对所制备乳化油取样，待流变仪达到预设实验温度30 ℃时装载试样，测定乳化油试样在不同剪切条件下的黏度。

1.3.4 乳化油的高温稳定性

将配制的乳化油注入耐压瓶中，置于107 ℃的高温烘箱中，每隔一段时间取出，通过目测法确定乳液是否破乳，并计算体系析水率，评价乳化油的稳定性。

1.3.5 乳化油的封堵性能

筛选一定目数的砂子，洗净烘干后备用。将烘干后的砂子填于填砂管中，在常温下用平流泵向填砂管中正向注入地层水，测定水相渗透率。称量饱和水之后填砂管的质量，结合填砂管的空管质量和填入砂子的质量，计算填砂管的孔隙体积。将烘箱温度升至107 ℃并恒温，以0.5 mL/min的流量向填砂管中反向注入堵水剂，并以0.5 mL/min的流量向填砂管中正向注入地层水，测量并记录填砂管两端的压差。

2 实验部分

2.1 乳化剂的优选结果

考察了不同量单一表面活性剂的乳化性能。实验结果表明，1631与改性油酸咪唑啉具有较好乳化能力，但单一表面活性剂制备的乳化油稳定性较差。实验筛选得到最佳的乳化剂配方为：2.4%（w）1631+0.4%（w）1831+0.2%（w）改性油酸咪唑啉，该乳化剂配制的乳化油体系的稳定性好、析油率低。

油水比对乳化油乳化性能的影响见表1。从表1可看出，当油水比为5∶5和6∶4时，乳化油稳定性较好，综合成本考虑，选取油水比为5∶5。

表1 油水比对乳化性能的影响Table 1 Effect of oil/water mass ratio on emulsifying performance.

2.2 乳化油性能评价结果

2.2.1 注入性能

测定乳化油粒径分布，结果见图1。由图1可知，乳化油粒径主要集中于1 ～ 5 μm之间，频率分布接近90%，较小的粒径分布有利于乳化油进入地层孔隙。

图1 乳化油粒径分布Fig.1 Particle size distribution of emulsified oil.

不同渗透率填砂管乳化油的注入压力曲线见图2。

图2 不同渗透率填砂管乳化油的注入压力曲线Fig.2 Injection pressure curves of emulsified oil in sand-packed pipes with different permeability.

由图2可知，填砂管渗透率较低时（不大于2.483 μm2），注入压力较高；当填砂管渗透率达到4.789 μm2时，乳化油注入压力较低，注入过程中有乳状液持续从填砂管出口端流出。针对低渗透填砂管乳化油难以注入的问题，在注入乳化油前，先向填砂管注入0.15%（w）的乳化剂溶液m（1631）∶m（1831）∶m（油酸咪唑啉）=12∶2∶1），然后向填砂管中注入乳化油，乳化剂的注入降低了乳化油的注入压力，当填砂管渗透率为2.394 μm2时，在注入过程中有乳状液从填砂管出口端持续流出，说明乳化剂能较好地改善乳化油的注入性能。

2.2.2 乳化油的黏度

对所制备的乳化油取样，预设流变仪实验温度为30 ℃，剪切速率100 s-1，设置计算机控制转速，待温度达到30 ℃时投入试样，开始运行设备，得到乳化油试样在不同转速下的黏度，结果见图3。由图3可知，乳化油在转速为150 r/min时，乳化油黏度仍为13.6 mPa·s。

图3 乳化油黏度Fig.3 Viscosity of emulsified oil.

2.2.3 稳定性

乳化油析油率与放置时间的关系曲线见图4。由图4可看出，在室温下，乳化油可稳定12 d而不破乳。在107 ℃高温条件下，乳化油能够稳定存在72 h，表明该乳化油体系有良好的耐高温性能。

图4 25 ℃（a）和107℃（b）下乳化油析油率与放置时间的关系曲线Fig.4 The relationship between oil separation rate of emulsified oil and storage time at 25 ℃(a) and 107 ℃(b).

2.2.4 乳化油封堵性能评价

为评价乳化油对水的封堵能力，实验室利用填砂管进行物理模拟实验。首先以2 mL/min的流量向填砂管（2.483 μm2）中注入3 PV的地层水，然后以1 mL/min的流量反向注入0.5 PV的乳化油，最后再以2 mL/min的流量正向注入地层水，考察乳化油的堵水性能，结果见图5。由图5可知，随注入压力不断升高，封堵强度快速增大，直到达到极限值。根据实验结果计算出乳化油堵水率达94.9%，残余阻力系数为19.75。

图5 乳化油注入过程中（a）及注入后（b）注入压力的变化曲线Fig.5 Curve of injection pressure changes during injection of emulsified oil(a) and after injection(b).

为评价乳化油对储层非均质地层的选择性封堵性能，在107 ℃下，以地层水为流动介质进行渗透率极差分别为2，5，10的填砂管并联双管实验。先以1 mL/min的流量向两根填砂管中注入3 PV的地层水，然后以1 mL/min的流量反向注入0.5 PV乳化油，最后再以1 mL/min的流量正向注入3 PV的地层水，考察乳化油堵水性能对储层非均质地层的选择性，实验结果见图6。由于高渗岩心的流动阻力低，堵水剂优先进入高渗管。堵水剂注入后堵塞大孔道，对水产生较大的阻力，使高渗管渗透率下降。从图6可看出，注入堵水剂前高渗管的分流率要明显大于低渗管，说明水驱时采出液大部分来自高渗管，低渗管的动用程度差，高低渗管模型产液量不均匀，这会造成原油采收率低；当注入乳化油之后，随注入量的增加，低渗管模型产液量增加，高渗管模型产液量下降，高低渗管模型产液量趋于均匀，储层的非均质性得到调整。渗透率极差越大，乳化油对储层非均质性的调整能力越强。

图6 高渗管和低渗管分水率与注入体积的关系Fig.6 The relationship between the water division rate and the injection volume of the high permeability pipe and the low permeability pipe.

为评价乳化油对油的封堵能力，实验室利用填砂管进行物理模拟实验，结果见图7。由图7可知，随原油注入量的增加，岩心注入端压力增加，当注入压力达到0.20 MPa时，原油突破乳化油，突破后压力降低，最后趋于稳定，通过达西公式测得乳化油体系的堵油率为11.27%，堵油率较低。

图7 油驱岩心两端压力的变化曲线Fig.7 Curves of pressure changes at both ends of the oil drive core.

为评价乳化油对气的封堵能力，利用填砂管进行物理模拟实验，结果见图8。先以2 mL/min的流量向填砂管（2.483 μm2）中注入3 PV的地层水，然后以1 mL/min的流量反向注入0.5 PV乳化油，最后再以2 mL/min的流量正向注入N2，考察乳化油对气的封堵能力。由图8可知，随乳化油注入量的增加，驱替压力逐渐增加，当注入端压力达到0.30 MPa时，气体突破乳化油的封堵，压力迅速降低，最终稳定至0.154 MPa，说明乳化油体系对气体的封堵能力较弱。

图8 乳化油注入量与驱替压力的关系Fig.8 Relationship between emulsified oil injection and displacement pressure.

3 结论

1）乳化剂的最佳配方为：2.4%（w）十六烷基三甲基氯化铵+0.4%（w）十八烷基三甲基氯化铵+0.2%（w）改性油酸咪唑啉，该乳化剂配制的乳化油体系在107 ℃下可稳定72 h而不破乳，具有优异的耐高温性能。

2）乳化油粒径分布主要集中于1～5 μm之间，且地层渗透率越高，乳化油注入压力越小；乳化油注入前先注入乳化剂，有利于减小乳化油的注入压力。

3）通过填砂管物理模拟实验发现，乳化油堵水率为94.9%，残余阻力因子可达19.75，堵水能力优于堵气能力，且乳化油对非均质地层具有良好选择性，能达到堵水疏气的效果，对高温高盐气井具有较好适用性。