江37稠油油田注降黏劑驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究

車洪昌

（中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

江37稠油油田注降黏劑驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究

車洪昌

（中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

針對(duì)江37稠油油田蒸汽吞吐開采稠油過程中出砂嚴(yán)重的情況，進(jìn)行了注表面活性劑降黏驅(qū)油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究。表面活性劑篩選實(shí)驗(yàn)表明，F(xiàn)PS-H分散型稠油降黏劑與江37稠油油田采出污水具有較好的配伍性，可使油/水界面張力下降到0.05 mN/m，稠油乳化降黏率達(dá)到92.1%。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，F(xiàn)PSH降黏劑驅(qū)最佳注入量為0.5 PV，最佳注入速度為1.0 mL/min，注入方式應(yīng)選擇0.5 PV段塞-后續(xù)水驅(qū)方式，注入水溫度不宜超過50℃。

稠油；降黏劑；驅(qū)油；實(shí)驗(yàn)研究

大慶江37稠油油田含油面積約0.19 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量18.5×104t，區(qū)塊砂體小、分布零散、厚度薄，油藏埋藏深度為585～605 m，平均孔隙度為33.1%，平均滲透率為 1 436 mD，屬高孔、高滲稠油油藏[1-3］。其主力油層高臺(tái)子組平均地層厚度為22.8 m，儲(chǔ)層平均厚度為7 m，平均含油飽和度為69.3%，地層溫度為25～35℃。儲(chǔ)層巖石顆粒間膠結(jié)物以高嶺石為主，其次為伊利石和蒙脫石[4］。目前該區(qū)塊大部分油井以蒸汽吞吐方式開采，但周期油汽比僅為0.33，吞吐效果較差，而且由于主力油層砂巖膠結(jié)疏松，熱采過程中儲(chǔ)層傷害明顯，出砂嚴(yán)重，導(dǎo)致作業(yè)成本增加，因此考慮轉(zhuǎn)注表面活性劑降黏的開采方式。

表面活性劑降黏的主要機(jī)理包括乳化降黏、吸附降黏和潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)三方面。乳化降黏就是使一定濃度的表面活性劑水溶液，在一定溫度下與井下稠油充分混合，并使高黏原油以粗油滴形式分散于活性水中，形成低黏度的油/水乳狀液，再將原油流動(dòng)時(shí)油膜與油膜間的摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)樗づc水膜間的摩擦，從而使黏度和摩擦阻力大幅度降低[5］；吸附降黏即活性劑分子吸附于管壁上或油層間從而減少摩擦阻力，原油中加入親水表面活性劑后，因親水基活性強(qiáng)而替代油/水界面上的疏水自然乳化劑，形成定向吸附層，吸附層將強(qiáng)烈地改變分子間的相互作用和表面?zhèn)鬟f過程，致使原油黏度明顯下降[6］；潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)是指表面活性劑能夠吸附在巖石表面，改變其潤(rùn)濕性，巖石從親油向親水的轉(zhuǎn)變使洗油效率增加，從地層表面洗下來(lái)的油滴越來(lái)越多，它們?cè)谙蚯耙苿?dòng)時(shí)相互碰撞，使油珠聚集成油帶，油帶在向前移動(dòng)時(shí)不斷擴(kuò)大，最后從油井采出，從而使采收率大幅度提高[7-9］。

針對(duì)江37稠油油田油層薄、熱采出砂嚴(yán)重的特點(diǎn)，計(jì)劃選取江37-32-斜08和江37-30-斜08這2口井進(jìn)行注降黏劑礦場(chǎng)試驗(yàn)。在此之前，首先進(jìn)行室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)研究。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備及材料

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要有一維管式高溫高壓蒸汽驅(qū)裝置、HAAKE-VT550旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)和Texas-500界面張力儀；實(shí)驗(yàn)所用巖心為江37稠油油田探井取出的天然巖心，長(zhǎng)度為30 cm左右，直徑為2.5 cm；實(shí)驗(yàn)所用原油為江37-32-斜08井稠油，50℃時(shí)脫氣油樣性質(zhì)見表1；實(shí)驗(yàn)驅(qū)替用水為江37稠油油田采出污水，總礦化度4 761 mg/L，為NaHCO3型；實(shí)驗(yàn)所用降黏劑為3種不同類型的表面活性劑。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟及測(cè)試方法

實(shí)驗(yàn)相關(guān)測(cè)定按行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T5336-1996《巖心常規(guī)分析方法》、SY/T5345-1999《油水相對(duì)滲透率測(cè)定》的規(guī)定。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)步驟如下：首先測(cè)定巖心空氣滲透率，使巖心飽和水，以稱重法測(cè)定巖心孔隙度；然后將巖心放入巖心夾持器中，恒溫至地層溫度30℃，用油飽和，并測(cè)定巖心的束縛水飽和度和原始含油飽和度；最后接入蒸汽吞吐流程，吞吐至采出程度為10%左右停止，根據(jù)不同的實(shí)驗(yàn)方案注入水或降黏劑驅(qū)油，至含水率達(dá)到98%以上時(shí)實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

1.3 表面活性劑篩選

1.3.1 配伍性實(shí)驗(yàn)

以稠油乳狀液的穩(wěn)定性及黏度為評(píng)價(jià)手段，進(jìn)行表面活性劑的篩選。3種表面活性劑的主要成分分別為脂肪醇硫酸鹽（AS）、烷基酚聚氧乙烯醚（OP）和FPS-H分散型降黏劑，按類型分為陰離子型乳化降黏劑、非離子型乳化降黏劑和非離子-陰離子結(jié)合型乳化降黏劑。

在地層條件下進(jìn)行表面活性劑與污水的配伍實(shí)驗(yàn)，其過程是分別將降黏劑用污水配制濃度為0.3%的溶液，用分光光度計(jì)在450 nm下測(cè)定其吸光度，然后每隔一段時(shí)間測(cè)定一次吸光度，如果降黏劑與水不配伍，則溶液中會(huì)有沉淀或渾濁物出現(xiàn)，吸光度增加，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

由表2可知，3種表面活性劑溶液的吸光度沒有發(fā)生顯著變化，說(shuō)明所選用的表面活性劑基本與地層水配伍。

（4）陽(yáng)離子樹脂柱的制備及樣品處理。將25mL酸式滴定管洗凈,在底層加入5～10mm高的玻璃棉,再放入經(jīng)洗凈處理好的陽(yáng)離子交換樹脂,高度150～200mm。水面應(yīng)略高于樹脂,防止氣泡進(jìn)入而降低柱效。先用去離子水洗滌一下,在上口端放一小玻璃漏斗,下端放1個(gè)50mL小燒杯,即可自上端加入樣品溶液進(jìn)行交換處理,最初流出的30mL溶液棄去不用,然后將濾液收集在容量瓶中待測(cè)。

1.3.2 油/水界面張力測(cè)定

分別將3種表面活性劑與地層水配制成0.1%，0.3%和0.5%的溶液，用Texas-500界面張力儀測(cè)定30℃下油/水界面張力的穩(wěn)態(tài)值，結(jié)果見表3。

從表3可以看出，表面活性劑AS和FPS-H使油/水界面張力下降，具有良好的降低界面張力特性，是較理想的降黏劑。相對(duì)而言，F(xiàn)PS-H的效果好于AS。從界面張力變化的趨勢(shì)來(lái)看，油/水界面張力隨著表面活性劑濃度的升高而降低。當(dāng)FPS-H濃度升高到0.3%～0.5%時(shí)，油/水界面張力的變化不再明顯，這是由于表面活性劑溶液存在臨界膠束濃度。當(dāng)表面活性劑的濃度達(dá)到臨界膠束濃度時(shí)，繼續(xù)增加表面活性劑溶液的濃度，油/水界面張力不再明顯降低，而是基本維持穩(wěn)定。非離子型乳化降黏劑OP的臨界膠束濃度較低，但降低油/水界面張力的效果較差。

1.3.3 降黏效果測(cè)定

在250 mL燒杯中加入一定量的稠油，在50℃恒溫水浴中靜置1 h后，用HAAKE-VT550旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定稠油的黏度μ0，然后將脫水原油與配制好的AS和FPS-H降黏劑水溶液，按7∶3的體積比例混合，充分?jǐn)嚢瑁敝寥榛鶆?，測(cè)定乳化液的黏度μ，并用下式計(jì)算降黏率η

從表4可以看出，降黏劑AS和FPS-H都具有良好的降黏效果，在比較大的濃度范圍內(nèi)，降黏率都在70%以上。但相對(duì)而言，F(xiàn)PS-H的降黏效果更好，其乳化降黏率在濃度為0.3%時(shí)就可達(dá)到92.1%，而AS在濃度為0.5%時(shí)降黏率才達(dá)到78.5%。隨著FPS-H濃度增加，乳化液黏度下降。當(dāng)FPS-H濃度超過0.3%后，降黏率趨于穩(wěn)定，說(shuō)明FPS-H在較低濃度下可形成較穩(wěn)定的油/水型乳狀液。可見FPS-H不但降黏效果好于AS，而且可以節(jié)省藥劑用量。因此，選用FPS-H作為降黏劑，與江37稠油油田采出污水配制成濃度為0.3%的溶液，按照不同實(shí)驗(yàn)方案進(jìn)行室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。

表4 乳化降黏測(cè)試結(jié)果Table 4 Results of viscosity reduction through emulsion

2 結(jié)果與討論

2.1 注入量對(duì)驅(qū)油效果的影響

分別注入不同孔隙體積倍數(shù)的FPS-H水溶液，然后用污水進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，當(dāng)含水率高于98%時(shí)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)束。共設(shè)計(jì)了4組巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，注入孔隙體積倍數(shù)分別為0.3 PV，0.4 PV，0.5 PV，以及連續(xù)降黏劑驅(qū)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 FPS-H水溶液注入量與采收率關(guān)系曲線Fig.1 The relationship between injection volume of FPS-H solution and oil recovery

從圖1可以看出，隨著降黏劑注入量的增加，最終采收率提高，當(dāng)注入量達(dá)到0.5 PV之后，繼續(xù)增加注入量，采收率漸有下降趨勢(shì)，但是下降幅度很小，基本趨于穩(wěn)定。

2.2 注入速度對(duì)驅(qū)油效果的影響

圖2 不同注入速度對(duì)采收率的影響Fig.2 Effect of different injection rate of FPS-H solution on oil recovery

從圖2可看出，隨著注入速度的增加，最終采收率提高，但速度不宜過大。當(dāng)注入速度為3.0 mL/min時(shí)，驅(qū)替初始時(shí)采收率增幅很快，但后期變緩，且最終采收率低于注入速度為1.0mL/min和1.5 mL/min時(shí)的采收率。注入速度為1.0 mL/minn時(shí)的采收率略低于注入速度為1.5 mL/min時(shí)的采收率，但二者相差不大，而選擇低注入速度進(jìn)行驅(qū)替則節(jié)省了一半的藥劑用量。因此，在后續(xù)實(shí)驗(yàn)中，選擇最佳注入速度為1.0 mL/min。

2.3 注入方式對(duì)驅(qū)油效果的影響

用江37稠油油田采出污水配制濃度為0.3%的FPS-H水溶液，注入量為0.5 PV，注入速度為1.0 mL/min，設(shè)計(jì)了3種驅(qū)替方案，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 降黏劑段塞實(shí)驗(yàn)方案Table 5 Experimental programs on viscosity reducing agent slug

從表5可以看出，在降黏劑水溶液注入量和濃度相同的條件下，注入不同的段塞最終采收率不同。3種驅(qū)替方案的采收率大小為方案Ⅰ＞方案Ⅱ＞方案Ⅲ。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可見，注入段塞時(shí)最初注入降黏劑的量越多，則最終采收率越高。

2.4 溫度對(duì)驅(qū)油效果的影響

圖3為江37-32-斜08井稠油的黏溫關(guān)系擬合曲線，其表達(dá)式為 μ=30 212·e-0.07622t，R2=0.997。其中： μ 為稠油黏度，mPa·s；t為溫度，℃；R2為回歸指數(shù)，其值越接近1，說(shuō)明回歸效果越好。由圖3可知，當(dāng)溫度大于50℃時(shí)，稠油的流動(dòng)性變好。

圖3 江37-32-斜08井稠油黏溫曲線Fig.3 Relationship between viscosity and temperature of heavy oil from Jiang 37-32-Xie 08 well

用濃度為0.3%的FPS-H水溶液進(jìn)行不同溫度下的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。先注入0.5倍孔隙體積倍數(shù)的降黏劑水溶液，然后再用污水進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，到含水率高于98%時(shí)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)束，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

從圖4可以看出，隨著溫度的增加，熱水驅(qū)采收率升高，而降黏劑驅(qū)采收率變化幅度不大。當(dāng)溫度超過50℃后，隨著溫度的增加，無(wú)論是熱水驅(qū)還是降黏劑驅(qū)，采收率變化幅度均增大，降黏劑驅(qū)采收率下降，而熱水驅(qū)采收率升高。溫度越高，降黏劑驅(qū)采收率越接近熱水驅(qū)采收率，可見在高溫下熱水中加入降黏劑對(duì)驅(qū)油效果沒有影響。

圖4 熱水溫度對(duì)采收率的影響Fig.4 Effect of temperature of hot water on oil recovery

非離子型表面活性劑的親水性是通過表面活性劑與水分子之間形成氫鍵的形式體現(xiàn)出來(lái)的，氫鍵的鍵能較低，結(jié)構(gòu)松弛[10］。當(dāng)表面活性劑的水溶液溫度升高時(shí)，分子的熱運(yùn)動(dòng)加劇，結(jié)合在氫原子上的水分子脫落，形成的氫鍵遭到破壞，使其親水性降低，從而使表面活性劑在水中的溶解度下降。當(dāng)溫度升高到一定程度時(shí)，表面活性劑就會(huì)從溶液中析出，從而失去表面活性劑的作用。

3 結(jié)論

（1）表面活性劑篩選實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，F(xiàn)PS-H降黏劑與江37稠油油田采出污水具有較好的配伍性，可使油/水界面張力下降到0.05 mN/m。

（2）FPS-H降黏實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在降黏劑濃度為0.3%時(shí)乳化降黏效果達(dá)到最佳，降黏率可達(dá)92.1%，且乳化體系穩(wěn)定。

（3）驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)FPS-H降黏劑注入量為0.5 PV，注入速度為1.0mL/min，注入方式選擇0.5 PV段塞-后續(xù)水驅(qū)時(shí)，驅(qū)油效果較好。

（4）使用FPS-H降黏劑段塞-后續(xù)水驅(qū)開發(fā)江37稠油油田時(shí)，注入水溫度不宜超過50℃。

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Experimental study on oil displacement by injecting viscosity reducing agent in Jiang 37 heavy oil field

CHE Hong-chang
（No.9 Oil Production Plant， Daqing Oilfield Company Ltd.， PetroChina， Daqing 163853,China）

Aimingat the serious sand production situation in the process ofsteamstimulation in Jiang37 heavyoil field,an experimental study on oil displacement by injecting surfactant for viscosity reduction is conducted.Surfactants screening resultshowsthatadistributedviscosityreducingagentcalledFPS-HhasagoodcompatibilitywithproducedwaterfromJiang 37 heavyoil field,the interfacial tension ofoil/water could be lowered down to0.05 mN/m,and the viscosityreduction rate through emulsion could be upped to 92.1%.The optimum parameters of FPS-H flooding,including injection amount of 0.5 PV,injection rate of 1.0mL/min,injection method of 0.5 PV FPS-H plus continuous water flooding and injection temperatureofwaterbelow50℃,aredeterminedintheexperimentalresultsofoildisplacement.

heavyoil； viscosityreducingagent； oil displacement； experimental study

TE345

A

1673-8926（2011）03-0124-05

2010-12-06；

2011-01-25

車洪昌，1982年生，男，碩士，主要從事化學(xué)采油研究工作。地址：（163853）黑龍江省大慶市紅崗區(qū)采油九廠工程技術(shù)大隊(duì)。E-mail：xiaoche1234@163.com

王會(huì)玲）