海上稠油化學吞吐室內(nèi)實驗研究與現(xiàn)場應(yīng)用

周明 熊書權(quán) 王少華 孫玉豹 林珊珊 梅偉

摘 ?????要：針對稠油開采過程中，原油黏度高、流動性困難等問題，優(yōu)選出了用于化學吞吐的乳化降黏體系JN-1，并對該體系進行了室內(nèi)評價和現(xiàn)場試驗。研究結(jié)果表明，該體系與原油的界面張力為10-2 mN·m-1，相對于原油與水的界面張力降低了99.8%，在油水比為7：3下該體系形成的乳狀液黏度32.35 mPa·s，降黏率94.11%，具有較強的乳化能力和靜態(tài)洗油能力，動態(tài)驅(qū)油實驗表明，該乳化降黏體系比單獨水驅(qū)采收率提高10.4%。通過在南海某稠油油井的現(xiàn)場施工，取得了較好的應(yīng)用效果。

關(guān) ?鍵 ?詞：稠油;化學吞吐;乳化降黏;低界面張力;室內(nèi)模擬;采收率

中圖分類號：TE 345 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）04-0686-04

Abstract： In order to solve the problems of high viscosity and difficult flow in the process of heavy oil production， an emulsion viscosity reduction system JN-1 for chemical huff and puff was selected. Indoor evaluation and field test of the system were carried out. The results showed that the interfacial tension of the system and the crude oil was 10-2 mN.m-1， and was reduced by 99.8% relative to the interface tension of oil and water. When the oil-water ratio was 7：3， the viscosity of the emulsion was 32.35 mPa·s， and the viscosity reduction rate was 94.11%， it showed strong emulsifying capacity and static displacement efficiency. The dynamic displacement test showed that the emulsion viscosity reduction system increased the recovery rate by 10.4% compared to the individual flooding. In the construction of a heavy oil well in the South China Sea， good results have been achieved.

Key words： Heavy oil;Chemical huff and puff; Emulsification viscosity reduction; Low interfacial tension; Indoor simulated; Recovery ratio

我國海上稠油資源豐富，但是由于其黏度高、流動阻力大，開采較為困難[1]。目前海上稠油開采方式以熱采為主，包括蒸汽吞吐、多元熱流體吞吐等技術(shù)[2-4]，但海上熱采對于油藏條件要求較高，不適用于油藏埋深較深、油層物性較差的油田[5]?；瘜W吞吐技術(shù)是利用化學驅(qū)油機理結(jié)合吞吐方法提出的一項稠油冷采技術(shù)，通過將化學活性體系溶液注入到井下，使稠油分散乳化成水包油形態(tài)，流動液黏度大大降低，降低油水界面張力，減少了流體的流動阻力，改變地層的潤濕性，從而提高稠油產(chǎn)量和采收率[6-8]。該技術(shù)油藏適應(yīng)性廣，施工工藝方便，見效快，在稠油開采中具有獨特的技術(shù)優(yōu)勢，陸地稠油油田應(yīng)用廣泛[9-11]。為保障海上稠油油田的開采，本文基于南海某稠油區(qū)塊油井進行了化學吞吐技術(shù)研究，包括針對該稠油區(qū)塊油品的化學活性體系篩選評價，室內(nèi)動態(tài)驅(qū)油評價等研究，為海上稠油化學吞吐的實施提供了指導意義。

1 ?室內(nèi)實驗研究

1.1 ?化學吞吐體系配方及室內(nèi)靜態(tài)評價

根據(jù)油田工況，設(shè)計了化學吞吐體系配方為JN-1，由兩性離子表面活性劑JN-1-A、聚醚類表面活性劑JN-1-B和添加劑JN-1-C組成。

1.1.1 ?油水界面張力測定

采用TX-500界面張力儀，常溫下（24 ℃）分別測量水樣、化學降黏體系與南海某油田A井原油間的界面張力，結(jié)果如表1所示。

油水樣 油水界面張力/（mN·m-1） 降低率，%第一次 第二次 平均值原油+水樣 43.7 45.3 44.5原油+化學降黏體系 0.065 0.061 0.054 99.8

1.1.2 ?乳化降黏能力測定

（1）不同油水比時的乳化降黏性能

由于吞吐液注入地層后，地層各處吞吐液與原油的比例不盡相同，為充分研究不同油水比下該吞吐液體系的降黏效果，根據(jù)中海油《稠油化學降黏工藝實施規(guī)范》，將化學降黏體系溶液與原油配置不同油水比的乳狀液，觀察體系的乳化降黏效果，使用測定HAAKE RS6000旋轉(zhuǎn)流變儀測定不同油水比下的降黏率，結(jié)果如表2。

表2可知，當油水比大于3∶1時，加入化學體系無法形成水包油溶液，所測溶液黏度等于或略高于原油黏度，亦未形成明顯的油包水乳狀液，當油水比小于3∶1時，能夠形成比較好的水包油乳狀液，降黏率達到90%，具有很好的降黏增產(chǎn)效果。

（2）乳化分散效果測定（弱動力）

取兩只250 mL試管，分別倒入相同體積的水和化學降黏體系溶液，然后倒入同等體積的原油，輕輕晃動試管，觀察晃動過程中，試管內(nèi)相態(tài)隨時間的變化情況。

由實驗可知，原油在化學降黏體系中輕輕晃動即可均勻分散在溶液中，說明體系乳化效果好，在低作用力下亦可發(fā)生較好的乳化現(xiàn)象，當靜置60 min后，再次油水分層，說明體系穩(wěn)定性適當，利于后續(xù)產(chǎn)出液處理（圖1-2）。

1.1.3 ?靜態(tài)洗油能力評價

將油砂洗凈、晾干后，在高溫下烘干4 h，取30 g砂裝入刻度試管，滴入10 mL模擬油，使油飽和，取化學降黏體系溶液50 mL，慢慢沿壁流入刻度試管，記錄排出的油量和底部油砂情況。

實驗結(jié)果表明，油砂浸沒在化學降黏體系溶液中的排油量顯著大于浸沒在水中的排油量，這主要是因為化學降黏體系能大幅度降低界面張力，改善潤濕，能剝離油膜。

1.1.4 ?體系潤濕性能評價

將玻璃片分別用肥皂液、丙酮清洗后，置于紅外干燥器中烘干，然后浸入煤油中使其親油，再分別置于地層水樣和的化學降黏體系溶液中加熱至油藏溫度（75 ℃），恒溫浸泡1 h后，取出烘干，將水滴滴在鏡片上觀察其潤濕情況。

由圖3-4可知，水滴在地層水浸泡過的滑片上呈珠狀，表明滑片表面親油，而在化學降黏體系溶液浸泡過的滑片上能夠連續(xù)均勻地分散開，表明滑片表面親水，說明化學降黏體系能明顯改善潤濕情況，使巖石表面從油濕轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂?，從而剝離巖石表面油膜，提高采油率。

1.2 ?化學降黏體系動態(tài)驅(qū)油實驗

為研究該化學降黏體系的動態(tài)驅(qū)油效果，開展了一維驅(qū)替模擬實驗。

1.2.1 ?實驗裝置及材料

恒溫箱、注入泵、填砂管（?38 mm×600 mm）、中間容器（1 000 mL）、壓力傳感器。

1.2.2 ?實驗步驟

（1）首先將模型抽真空飽和地層水，然后用A井脫水原油驅(qū)替地層水飽和油，建立束縛水。當壓差穩(wěn)定后，適當提高注入速度驅(qū)替1.0～2.0倍孔隙體積后，記錄此時的壓差及從巖心中驅(qū)替出的累計水量，計算出巖心原始含油飽和度。

（2）1#填砂管：使用化學劑進行驅(qū)替至含水98%，實驗溫度75 ℃，分別計錄下各個階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的黏度，然后計算化學劑驅(qū)的驅(qū)油效率。

（3）2#填砂管：驅(qū)替過程采用配制的模擬地層水（75 ℃）;注入地層水達到突破壓力之后，驅(qū)出原油見水，收集此時的原油油樣測試黏度及含水。驅(qū)替至驅(qū)出液中含水超過98%停止注入。水驅(qū)結(jié)束后分別注入化學劑溶液0.5 PV，然后用模擬地層水進行驅(qū)替，直至驅(qū)出液中含水超過98%后停止注入。分別計錄下各個階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的黏度，然后計算水驅(qū)與化學劑驅(qū)的驅(qū)油效率。

1.2.3 ?實驗結(jié)果

由圖5、圖6可知，驅(qū)替至含水98%時，采用化學體系比單獨水驅(qū)驅(qū)油效率能提高10%，主要是由于體系的低界面張力，原油黏度降低;對同一巖心，水驅(qū)至98%含水后，注入化學體系后，可在原基礎(chǔ)上提高驅(qū)油效率10.4%。實驗說明，該化學降黏體系能夠有效的采出水驅(qū)殘余油，提高原油的采收率。

2 ?現(xiàn)場試驗

2.1 ?試驗井井況

A井為南海某稠油區(qū)塊一口水平生產(chǎn)井，砂巖油藏，完鉆垂深1 414 m，斜深2 195 m，水平段長度447 m，防砂方式為裸眼+5-1/2″1Cr-L80 ICD控水篩管。地層溫度73 ℃，原始地層壓力14 MPa，孔隙度27.4%，含水飽和度26.7%，滲透率396.8 mD，原油膠質(zhì)含量7.97%，瀝青質(zhì)6.02%，地面原油黏度549 mPa·s（50 ℃）。該井于2016-09-02開始投產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)液量遞減迅速，作業(yè)前產(chǎn)液63.9 m3/d，含水6.9%。

2.2 ?施工簡況

（1） 清洗泥漿池及注入管線， 停井后向油管內(nèi)注入柴油10 m3，避免油溫降低后堵塞油管，影響后續(xù)注入;

（2） 將過濾海水用加熱裝備加熱至80～85 ℃，然后在泥漿池配置相應(yīng)濃度的化學降黏體系溶液500 m3，使用酸化泵通過油管注入井底。

（3） 吞吐液注完后，注入70 m3過濾海水作為頂替液，將吞吐液頂替至油層深處，燜井36 h后，開井正常生產(chǎn)。

2.3 ?效果分析

化學吞吐后，該井取得了較好的應(yīng)用效果。措施后，起泵開井產(chǎn)液量最高提升至98.4 m3/d，起泵5 d見油，日產(chǎn)油量最高至60.6 m3，相比措施前增加30%?，F(xiàn)場取樣分析，測定其產(chǎn)出液黏度有明顯降低，且產(chǎn)出液在濾紙上均可潤濕，形成水包油乳狀液狀態(tài)，說明該化學降黏體系起到了明顯的乳化降黏作用。

3 ?結(jié) 論

（1） 優(yōu)選的化學降黏體系JN-1與稠油可形成低界面張力，具有較強的乳化能力和靜態(tài)洗油能力，可起到降黏增產(chǎn)的效果，同時可明顯改善巖石的潤濕情況，剝離巖石表面油膜，提高采油量。

（2） 該化學降黏體系能夠有效的采出水驅(qū)殘余油，提高原油的采收率，比單獨水驅(qū)具有明顯的技術(shù)優(yōu)勢。

（3） 該項技術(shù)施工工藝簡便，見效快，成本相對較低，有很好的應(yīng)用前景和市場。

（4） 后續(xù)針對不同目標井，注入量、注入時機等參數(shù)還需進一步優(yōu)化完善。

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