蘇北稠油油藏CO2復(fù)合吞吐用新型降黏劑合成及效果評價

蔣永平

（中國石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州225300）

稠油在油氣資源中占比大，據(jù)估全球稠油、天然瀝青等儲量約1 000×108t，資源儲量占比25%～30%[1]。稠油中，蠟質(zhì)、瀝青質(zhì)等含量高，導(dǎo)致原油黏度高，流動阻力大。如何高效經(jīng)濟地降低原油黏度，降低油層內(nèi)流動阻力，是實現(xiàn)稠油有效開發(fā)提高油井產(chǎn)量的關(guān)鍵問題。目前，稠油油藏成熟的開采技術(shù)包括蒸汽驅(qū)、火驅(qū)等技術(shù)[2]。蘇北油田由于含油面積小，儲量豐度低，難以形成完善的注采系統(tǒng)，稠油熱采受儲量規(guī)模及經(jīng)濟效益限制較大。同時，蘇北地區(qū)原油黏度為2 780 mPa·s（50 ℃），膠質(zhì)瀝青含量占41.6%，蠟質(zhì)含量7.9%。因此，立足蘇北地區(qū)豐富的CO2資源優(yōu)勢，在長期低滲及稠油開發(fā)經(jīng)驗基礎(chǔ)上[2-4]，提出了CO2化學(xué)復(fù)合吞吐稠油開采技術(shù)。高效新型降黏劑的應(yīng)用是該技術(shù)方法成功實施的核心[5]。通過在降黏劑分子中引入苯環(huán)結(jié)構(gòu)來降低膠質(zhì)、瀝青質(zhì)間的π-π 堆積作用，合成新型高分子降黏劑。降黏劑可使稠油乳狀液由W/O型轉(zhuǎn)變?yōu)镺/W型，當(dāng)原油流動時，由原先的油膜之間摩擦轉(zhuǎn)化為水膜之間摩擦；再者，因降黏劑中活性劑組分作用，使W/O 型乳狀液形成游離水，從而出現(xiàn)“懸浮油”特征，實現(xiàn)了降低原油黏度的目的，增強了原油流動性[6]。室內(nèi)實驗評價顯示，該新型降黏劑具有良好的耐溫、耐鹽性，對蘇北油田各類型稠油有較好的降黏作用；CO2在與該降黏劑混注條件下仍具有穩(wěn)定的降黏性，通過CO2攜帶、攪拌形成細小型乳狀液，達到CO2增能和化學(xué)劑降黏的復(fù)合吞吐[7-8]。礦場實踐中，該技術(shù)取得了較好的增油降水效果[9-10]，具有在蘇北及國內(nèi)復(fù)雜斷塊稠油底水油藏經(jīng)濟有效開發(fā)的應(yīng)用前景。

1 新型稠油降黏劑的合成

1.1 室內(nèi)實驗

在室內(nèi)實驗過程中，使用恒溫水浴鍋、NDJ-5S型旋轉(zhuǎn)黏度計、機械攪拌裝置等實驗設(shè)備，通過混合三芐胺（工業(yè)品），十八烷基二甲基胺（分析純），環(huán)氧氯丙烷（分析純），二乙烯三胺（分析純），乙醇（分析純）等試劑，合成配制了降黏劑樣品。降黏劑配制過程具體如下。

1）將三芐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，靜置于恒溫中0.5 h，待溶液穩(wěn)定后，使用專用滴漏在反應(yīng)液中滴加環(huán)氧氯丙烷，升溫至80 ℃，反應(yīng)2 h，得到反應(yīng)產(chǎn)物①。

2）將加入0.7 mol 乙醇的二乙烯三胺升溫至80 ℃，隨后滴加環(huán)氧氯丙烷，并在該溫度中恒溫反應(yīng)2 h，得到反應(yīng)物②。

3）將反應(yīng)產(chǎn)物①滴加到②中，升溫至90 ℃，并保持該溫度反應(yīng)2.5 h，最終得到所需要的降黏劑。

1.2 三芐胺加量的確定

室內(nèi)實驗發(fā)現(xiàn)，不同配比的降黏劑的降黏率不同，降黏劑的降黏效果主要受線性胺與三芐胺用量比例的影響。調(diào)整線性胺與三芐胺的用量比例，配制了5種不同三芐胺含量的降黏劑樣品，原料配比見表1。并且對這5種產(chǎn)品在50 ℃溫度條件下，質(zhì)量分數(shù)加量為0.5%時的降黏性能進行了評價。通過進一步實驗，優(yōu)選出三芐胺的最佳用量。

表1 新型降黏劑不同原料配比對比Table 1 Relation between viscosity reduction rate and material composition of new viscosity reducer

表1所示，未加入三芐胺的1號樣品的降黏率為61.23%，而線性胺和三芐胺摩爾比為8∶2的3號樣品的降黏率上升至93.21%。從1 號樣品至3 號樣品，降黏劑樣品的性能呈急劇上升趨勢。而從3 號樣品至5 號樣品，降黏率增幅較小，降黏劑樣品的性能趨于平緩。隨著線性胺用量的遞減及三芐胺用量的遞增，降黏率先上升后保持平穩(wěn)。從分析結(jié)果看出，3號樣品的降黏率處于拐點位置，考慮到經(jīng)濟成本等原因，將線性胺與三芐胺的最佳配比定為8∶2。

造成上述結(jié)果的原因是：稠油中所含的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子之間會發(fā)生π-π 堆積作用；而當(dāng)加入三芐胺后，三芐胺中的苯環(huán)也可能分別會與瀝青質(zhì)及膠質(zhì)分子上的芳香結(jié)構(gòu)發(fā)生π-π 堆積作用，原來的作用力被破壞，從而破壞了稠油各組分的相互作用[8,11]。

2 新型降黏劑性能評價

在新型降黏劑基礎(chǔ)上，以興北油田稠油油樣為例，按照中國石化Q/SHCG 65—2013標準《稠油降黏劑技術(shù)要求》，通過室內(nèi)實驗，從濃度、地層溫度、地層水礦化度及CO2溶解度4 方面[12-15]，對配置的新型降黏劑其降黏效果進行了分析，評價了降黏劑對興北稠油的降黏效果。

2.1 濃度對降黏效果的影響

配制質(zhì)量分數(shù)介于0.05 %～2.0 %的降黏劑溶液，將油樣依次與不同濃度的降黏劑溶液以7∶3的比例混合均勻后，在50 ℃條件下恒溫靜置1 h，隨后再次調(diào)勻混合液，使用黏度計測定混合液的黏度，與降黏前原有黏度對比，從而算得降黏率（表2）。

表2 不同濃度降黏劑的降黏效果Table 2 Effect of different concentration of viscosity reducer for crude oil

從表2 可以看出，隨著降黏劑濃度不斷提高，原油黏度逐漸降低。當(dāng)降黏劑質(zhì)量分數(shù)為0.5%時，降黏率為94.29%；而當(dāng)降黏劑質(zhì)量分數(shù)為2.0%時，降黏率上升至99.16%，降黏后油樣特征見圖1。

圖1 不同質(zhì)量分數(shù)降黏劑對興北1平1井原油降黏實驗Fig.1 Experiments on viscosity depressant of crude oil of XP 1 with different concentration

2.2 溫度對降黏劑效果的影響

首先，測定稠油樣品在不同溫度時的黏度；其次，在樣品中加入質(zhì)量分數(shù)0.5%的降黏劑后，再次測定樣品在不同溫度下的黏度；最后，對比樣品在不同溫度時加入降黏劑前后的黏溫曲線（圖2）。

圖2 所示，原油黏度與溫度有明顯的負相關(guān)特征[16-17]，溫度40～50 ℃時，敏感性最強，隨著溫度的升高，原油黏度大幅下降后逐漸保持平穩(wěn)。當(dāng)加入質(zhì)量分數(shù)0.5%的降黏劑后，原油黏度總體降低，但與溫度的敏感性下降。加入降黏劑后的原油黏度由306 mPa·s（50 ℃）降至129 mPa·s（80 ℃），溫度升高后，原油內(nèi)膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等組分的分子間距離增大，分子間作用力減小，部分烴類物質(zhì)發(fā)生相態(tài)變化，使密度和黏度降低。

2.3 礦化度對降黏劑效果的影響

以不同礦化度的地層水為實驗對象，在50 ℃，質(zhì)量分數(shù)為0.5%的降黏劑條件下，評價了礦化度對降黏劑的影響（圖3）。

圖3 礦化度對降黏效果的影響Fig.3 Effect of salinity on viscosity reduction

圖3所示，礦化度對降黏劑降黏效果的影響不明顯，在50 ℃，降黏劑質(zhì)量分數(shù)為0.5%的條件下，當(dāng)?shù)V化度從0 增加至30 g/L 時，黏度270～310 mPa·s，變化幅度較小。原因是降黏劑分子的親水季銨鹽結(jié)構(gòu)是陽離子型，高礦化度地層的高價陽離子對其影響弱，該降黏劑具有較強耐鹽性能[16]。

2.4 CO2含量對降黏劑降黏效果的影響

CO2在地層中溶解于水，導(dǎo)致油水體系pH 值下降?？紤]到CO2可能對化學(xué)降黏效果產(chǎn)生影響，選擇興北1平1井原油油樣，降黏劑濃度為1%，使用蘇北黃橋CO2氣田氣樣。通過控制不同CO2溶解量，調(diào)整油水體系pH值為6、5、4、3，評價pH值對降黏劑降黏性能（表3）。

表3 不同酸性條件下降黏劑的降黏效果Table 3 Viscosity reducing effect of viscosity reducer in different acidic conditions

如表3 所示，存在CO2條件下，降黏劑能降低乳狀液體系的黏度，但pH值低于4時，降黏效果變差。pH值4～6時，降黏率比較穩(wěn)定，均能高于95%；當(dāng)pH值降至3時，降黏率急劇下降至60.41%。一方面酸性環(huán)境可以改變降黏劑分子的存在狀態(tài)，從而影響降黏效果；另一方面原油中本身含有一些天然的表面活性物質(zhì)，這些物質(zhì)的化學(xué)結(jié)構(gòu)也受到體系pH值的影響，其表面活性隨體系pH值變化而發(fā)生改變。

3 礦場應(yīng)用效果

3.1 數(shù)值模擬研究

根據(jù)興北地質(zhì)參數(shù)，建立了100 m×50 m×20 m的吞吐機理模型，重點模擬了CO2與降黏劑的注入配比，從洗油效果看，CO2與降黏劑注入配比為1∶2 時最好（圖4）。國內(nèi)研究表明，CO2與化學(xué)劑復(fù)合，能大幅降低黏度，降黏率能達到98.97%，而單純使用化學(xué)劑的降黏率僅為18.4%[18]。研制的新型降黏劑在質(zhì)量分數(shù)為0.5 %時，降黏率達到94.29 %，實驗中CO2雖然也有降黏的作用[19]，但不如降黏劑的降黏效果好[20]，并且pH值過低時反而影響降黏效果，在明確稠油降黏劑具備提高采收率的同時[19，21-22]，礦場設(shè)計時也需要優(yōu)化CO2用量。在降黏的同時，CO2能夠攜帶降黏劑擴大波及系數(shù)，通過協(xié)同作用提高近井地帶原油采出程度。

圖4 CO2與降黏劑配比對累積產(chǎn)油的影響Fig.4 Effect of CO2and viscosity reducer ratio on cumulative oil production

3.2 礦場試驗

興北區(qū)塊含油層系為三垛組一段，油層段孔隙度25.4 %～34.7 %，平均為31.6 %，滲透率（353.8～4 144.2）×10-3μm2，均值為1 259.1×10-3μm2。平均地面原油密度為0.970 g/cm3，地面原油平均黏度為6 503.95 mPa·s，含硫量1.10 %～1.31 %，凝固點19.0 ℃。該區(qū)塊早期采用水平井彈性開發(fā)，由于油水流度比差異大，導(dǎo)致底水錐進嚴重，并且水平段動用不均，油井特高含水關(guān)停[23-24]。綜合興北區(qū)塊儲層韻律特征、產(chǎn)吸剖面、水淹層測井解釋及生產(chǎn)動態(tài)分析，明確了水平井水淹狀況及底水區(qū)水脊抬升動態(tài)演化過程[25-26]。參考降黏評價效果、數(shù)模結(jié)果及經(jīng)濟效益因素（CO2成本低于降黏劑）[27]，結(jié)合CO2溢散及洗油劑稀釋、吸附的影響，礦場試驗時，為擴大波及范圍并保障洗油效率，加大CO2注入量和降黏劑濃度。試驗時先注入質(zhì)量分數(shù)0.5%降黏劑+0.2%KD-43 緩蝕劑洗井液40 m3，后注入2 %的降黏劑溶液250 m3，施工時平均注入速度為110 t/d，連續(xù)注9 d，平均注入壓力為5.8 MPa，降黏劑注入總量為5 t，燜井5 d 后放噴生產(chǎn)9 d，試獲初期日產(chǎn)油9.7 t，含水由99%降至8%（圖5），單次吞吐周期內(nèi)累增661 t，換油率達到0.66，與常規(guī)開采方式相比，取得了顯著的增油降水效果。

圖5 興北1平1井生產(chǎn)曲線Fig.5 Production curve of well-XB1-P1

4 結(jié)論

1）明確了新型降黏劑的降黏機理。降黏劑作為表面活性劑起到乳化降黏作用，同時，降黏劑分子中引入的苯環(huán)結(jié)構(gòu)，可降低膠質(zhì)、瀝青質(zhì)間的π-π堆積作用。基于上述原理合成一種新型高分子表面活性劑型稠油降黏劑，并確定樣品最佳原料配比。

2）通過濃度、溫度、礦化度及CO2溶解度等因素評價了新型降黏劑對興北區(qū)塊高黏原油的降黏性能，不僅具有較好的降黏性還具有較好的抗溫抗鹽性。該降黏劑對于興北稠油具有較好的降黏性能：降黏劑用量為0.5%時，對2 種不同黏度范圍的稠油的降黏率都達到了90 %以上；降黏劑用量為1.0 %時，降黏率達到了98%以上。在加入降黏劑后，黏溫曲線較為平穩(wěn)，溫度影響降低。CO2溶解度影響混合液pH值，當(dāng)pH值大于4時，降黏率大于96.9%；而當(dāng)pH值為3時，降黏能力降至60.41%。地層水礦化度對該降黏劑影響較小。

3）比選了滿足興北區(qū)塊垛一段油藏及開發(fā)特征的CO2與新型降黏劑復(fù)合吞吐注入方式、用量等施工參數(shù)，現(xiàn)場開展了興北1 平1 井CO2復(fù)合吞吐礦場試驗，應(yīng)用后降水增油效果顯著，單次吞吐周期累積增油661 t，通過新型降黏劑和CO2復(fù)合作用為復(fù)雜斷塊稠油油藏經(jīng)濟有效開發(fā)提供了新方法。