水溶性稠油降黏劑性能影響因素分析

鄒劍　王弘宇　王秋霞　張華　韓曉冬　米恒坤

摘????? 要： 以渤海油田兩種典型的水溶性稠油降黏劑為對(duì)象，包括小分子表面活性劑SR和高分子ZK，通過(guò)填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究了溫度、鹽度和滲透率對(duì)于它們驅(qū)油性能的影響。結(jié)果表明：在相同條件下，ZK的驅(qū)油效果優(yōu)于SR;溫度升高、鹽度升高和滲透率降低不利于兩種降黏劑驅(qū)油效果的提升。通過(guò)界面張力測(cè)試、降黏性能測(cè)定、溶液表觀黏度測(cè)定、微觀可視化驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，探討了溫度和滲透率影響降黏劑驅(qū)油效果的原因。結(jié)果表明：溫度升高促使體系界面張力升高、降黏性能下降、溶液表觀黏度降低，不利于降黏劑提升洗油效果和擴(kuò)大波及范圍。微觀驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，ZK在不同滲透率下均具有更好的波及效果;在低滲條件下，形成的乳狀液滴尺寸小，不利于調(diào)整吸水剖面。

關(guān)? 鍵? 詞：稠油降黏;乳化;采收率;兩親聚合物;耐溫抗鹽

中圖分類號(hào)：TE39????????? 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A?? 文章編號(hào)： 1671-0460（2020）07-1341-06

Analysis on Factors Affecting the Performance of

Water-soluble Heavy Oil Viscosity Reducing Agents

ZOU Jian 1， WANG Hong-yu1， WANG Qiu-xia1， ZHANG Hua 1， HAN Xiao-dong1， MI Heng-kun2

（1. Bohai Oilfield Research Institute， Tianjin Branch， CNOOC China Limited， Tianjin 300459， China;

2. School of Petroleum Engineering， China University of Petroleum （East China）， Qingdao Shandong 266580， China）

Abstract： The effect of temperature， salinity and permeability on the oil displacement properties of two heavy oil viscosity reducing agents was studied through sand-filled pipe flooding experiments. These two chemicals are typical water-soluble agents in Bohai oilfield， including the small molecule surfactant SR and polymer ZK. The results indicated that，under the same condition， the oil displacement property of ZK was better than that of SR， and the increase of temperature and salinity as well as the decrease of permeability were not conducive to the improvement of oil displacement performances for both two agents. The reasons for the effect of temperature and permeability on the oil displacement property were analyzed by interfacial tension test， heavy oil viscosity reduction analysis， apparent viscosity measurement and microscopic displacement experiment. The results showed that the increase of temperature promoted the increase of interfacial tension， the decrease of heavy oil viscosity reduction， and the decrease of the apparent viscosity of ZK solution， which was not good for agents to enhance the oil displacement and sweep properties. The results of microscopic displacement experiments indicated that ZK had better sweep efficiency under both two investigated permeabilities， and in low permeability model， the size of emulsion droplets was small， which was bad for adjusting the water absorption profile.

Key words： Heavy oil viscosity reduction; Emulsification; Oil recovery; Amphiphilic polymer;Salt and temperature resistance

我國(guó)稠油資源非常豐富，總量約為16億t，約占原油總儲(chǔ)量的25%～30%^[1]。如何采取有效的手段加快稠油資源的開發(fā)利用，對(duì)保障國(guó)家能源安全、促進(jìn)社會(huì)發(fā)展具有重要的戰(zhàn)略意義^[2]。在稠油注水開發(fā)時(shí)，由于注入水與稠油黏度相差過(guò)大，過(guò)高的水油流度比導(dǎo)致注入水突破早，在地層中形成低阻的水流通道，含水率迅速上升，注入水波及系數(shù)很低，油藏采出程度低，原油采收率通常在5%～10%^[3-5]。由此可見，降低原油黏度，是提高稠油采收率的重要方法之一。

稠油化學(xué)降黏是指向稠油中加入化學(xué)藥劑，包括水溶性降黏劑和油溶性降黏劑，水溶性降粘劑通過(guò)乳化作用而降黏，油溶性降粘劑通過(guò)稀釋和拆散膠質(zhì)、瀝青質(zhì)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)而降黏。與油溶性降黏劑相比，水溶性降黏劑具有用量小、降黏率高、安全環(huán)保、成本低廉等優(yōu)點(diǎn)^[6-7]。傳統(tǒng)的水溶性降黏劑通常為HLB值在7～18范圍內(nèi)的水溶性表面活性劑。近年來(lái)，人們研發(fā)了一類水溶性高分子降黏劑，它是在以聚丙烯酰胺為骨架的大分子鏈上，引入具有兩親性能的單體，改善高分子的親水親油能力，增加高分子對(duì)原油的增溶和乳化能力，因此高分子降黏劑既能增加水相黏度，又能通過(guò)乳化分散作用降低原油黏度，提高原油流動(dòng)性^[8-10]。兩類水溶性降黏劑具有不同的分子結(jié)構(gòu)和稠油降黏機(jī)制，本文通過(guò)測(cè)試溫度、鹽度和滲透率對(duì)于兩類降黏劑降黏效果和驅(qū)油性能的影響，考察兩類降黏劑的性能差異，對(duì)比分析兩類降黏劑的適用油藏條件。本研究可以為稠油油藏化學(xué)降黏體系的篩選提供參考。

1 ?實(shí)驗(yàn)部分

1.1? 實(shí)驗(yàn)材料

小分子表面活性劑型降黏劑SR、高分子型降黏劑ZK由中海油天津分公司提供;氯化鈉、氯化鈣、硫酸鎂、氯化鉀、碳酸氫鈉（均為分析純）購(gòu)自國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司。

實(shí)驗(yàn)用油：渤海B油田脫水原油，性質(zhì)及組成見表1。

實(shí)驗(yàn)用水：渤海B油田模擬地層水，各離子含量見表2。

1.2? 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 ?驅(qū)油性能評(píng)價(jià)

降黏劑的驅(qū)油性能采用DHZ-50-180型化學(xué)驅(qū)動(dòng)態(tài)模擬裝置評(píng)價(jià)。步驟如下：

1）向填砂管中加入石英砂，壓實(shí)后稱重;將填砂管飽和礦化水，再次稱重;計(jì)算孔隙體積及孔隙度。

2）將填砂管注入原油直到出液口不再產(chǎn)水，計(jì)算飽和油量及含油飽和度。

3）將模擬礦化水注入飽和油的填砂管，出液口用量筒計(jì)液，直到含水率大于98%，停止水驅(qū)，計(jì)算水驅(qū)采收率。

4）注入0.3 PV的降黏劑溶液后，開始后續(xù)水驅(qū)，出口端含水98%驅(qū)替結(jié)束，計(jì)算最終采收率。

1.2.2 ?降黏性能評(píng)價(jià)

在一定溫度下，以模擬礦化水配制降黏劑溶液，將稠油與降黏劑溶液按體積比7∶3混合，機(jī)械攪拌30 min（轉(zhuǎn)速1500 r·min^-1）后，用Brookfield黏度計(jì)（DV-Ⅲ型）測(cè)量混合體系黏度，并由混合前后體系黏度之差與混合前體系黏度之比計(jì)算降黏率。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，SR降黏劑在礦化水中的質(zhì)量濃度為

5 000 mg·L^-1，ZK降黏劑在礦化水中的質(zhì)量濃度為1 500 mg·L^-1。

1.2.3 ?界面張力測(cè)試

按照標(biāo)準(zhǔn)《SY/T 5370-1999表面及界面張力測(cè)定方法》中的“旋轉(zhuǎn)滴法”測(cè)量樣品的界面張力。

1.2.4 ?微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

采用微觀可視化驅(qū)替模擬裝置進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，玻璃孔隙模型尺寸φ2.5 cm × 2.5 cm，驅(qū)替過(guò)程中拍照錄像，記錄不同時(shí)間模型中油水的分布。步驟如下：

1）將孔隙模型抽空，飽和原油。2）以1 mL·min^-1 的流量水驅(qū)油至模型不出油為止。???? 3）以1 mL·min^-1的流量注入化學(xué)藥劑至模型不出油為止。

2? 驅(qū)油性能評(píng)價(jià)

2.1? 溫度影響

小分子降黏劑SR驅(qū)替過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率的變化如圖1所示，實(shí)驗(yàn)中填砂管的滲透率為1 400～1 600 mD。

從圖中可以看出，在水驅(qū)的過(guò)程中，注入壓力先上升后持續(xù)降低，當(dāng)含水率到達(dá)90%以上時(shí)，注入壓力基本上不變。注入SR段塞后，注入壓力出現(xiàn)上升，這是因?yàn)镾R具有良好的乳化能力，在注入過(guò)程中原油被乳化成小油滴，這些小油滴在孔吼中產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，從而對(duì)流動(dòng)產(chǎn)生阻力^[11]。當(dāng)后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時(shí)，SR提高采收率18.7%，這是由于SR可以有效實(shí)現(xiàn)稠油的乳化降黏，將附著在巖心孔隙上的稠油分散，從而提高采收率。

溫度變化時(shí)，SR提高采收率情況如圖3所示。從圖中可以看出，當(dāng)溫度從50 ℃升高至80 ℃時(shí)，SR提高采收率的能力持續(xù)降低;當(dāng)溫度為80 ℃時(shí)，SR提高采收率12.9%。隨著溫度的升高，SR的分子熱運(yùn)動(dòng)增強(qiáng)，SR在油水界面上形成吸附膜的強(qiáng)度降低;另外，SR的親水親油性能也受到溫度的影響，表面活性劑過(guò)于親水或者過(guò)于親油，均不利于表面活性劑在界面上的吸附，由此可見，溫度升高，不利于SR對(duì)于原油的乳化^[12]。此外，溫度的變化，還將影響到界面張力，界面張力的變化對(duì)于賈敏效應(yīng)和油相在孔隙中的滲流能力均存在影響。在實(shí)驗(yàn)中還發(fā)現(xiàn)，隨著溫度的升高，水驅(qū)采收率持續(xù)升高，這是由于原油黏度隨著溫度的升高而降低，高溫下原油更容易被水驅(qū)動(dòng)。

高分子降黏劑ZK驅(qū)替過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率的變化如圖2所示。

與SR的驅(qū)替過(guò)程類似，當(dāng)藥劑注入后，可以觀察到注入壓力的上升和含水率的下降。然而，ZK的注入壓力上升和含水率下降均強(qiáng)于SR，這是由于ZK具有較高的黏度，因此它在乳化原油的基礎(chǔ)上，還可以改善水油流度比、擴(kuò)大驅(qū)油劑的波及體積，從而具有更好地提高采收率能力。當(dāng)實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)，ZK提高采收率23.2%，高于同等條件下的SR。

由圖3可以看出，隨著溫度的升高，ZK的采收率提高能力持續(xù)下降;當(dāng)溫度為80 ℃時(shí)，ZK提高采收率16.4%。溫度的升高，同樣影響到ZK的吸附能力和親水親油性能，降低ZK對(duì)于原油的乳化能力;同時(shí)，溫度的升高還可以降低ZK溶液的黏度，這將削弱ZK改善水油流度比、擴(kuò)大波及體積的作用，不利于采收率的提高。

2.2 ?鹽度影響

以模擬礦化水的礦化度為基準(zhǔn)，分別配置了0.5倍、1.5倍、2倍和3倍礦化度的礦化水，測(cè)試SR和ZK在上述各礦化水中的驅(qū)油性能，測(cè)試溫度為50 ℃，滲透率為1 400～1 600 mD，結(jié)果如圖4所示。

從圖中可以看出，隨著礦化度的增加，SR和ZK提高采收率的幅度持續(xù)降低。當(dāng)?shù)V化度從0.5倍增加到3倍時(shí)，SR提高采收率從20.1%降低到16.5%，而ZK的提高采收率從25.5%降低到17.7%，由此可見，與SR相比，ZK對(duì)于礦化度的敏感程度更高。對(duì)于小分子而言，礦化度的升高，一方面可以提高水相的極性，改變降黏劑對(duì)于水相和油相的親合能力;另一方面可以削弱降黏劑所帶電荷之間的靜電斥力，提升界面膜的強(qiáng)度^[13]。對(duì)于高分子而言，礦化度的升高除了上述作用之外，鹽離子還可以屏蔽高分子分子鏈上的電荷，高分子構(gòu)型更為蜷曲，分子間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)削弱，黏度顯著降低^[14]。因此，鹽度對(duì)于ZK驅(qū)油效果的影響更大。

2.3 ?滲透率的影響

渤海油田不同區(qū)塊稠油油藏的滲透率差異顯著，滲透率對(duì)于驅(qū)油劑的注入、吸附、驅(qū)替效果等性能具有很大的影響。填制滲透率分別為300～500 mD（低）、900～1 100 mD（中）和1 400～1 600 mD（高）的填砂管，考察滲透率對(duì)于SR和ZK驅(qū)油效果的影響，測(cè)試溫度為50 ℃，結(jié)果如圖5所示。

由圖中可以看出，滲透率對(duì)于兩種降黏劑的驅(qū)油性能影響很大，與中、高滲透率的情況相比，兩者在低滲透率填砂管中的驅(qū)油性能顯著下降。當(dāng)滲透率下降時(shí)，多孔介質(zhì)中孔吼的半徑變小，藥劑的注入性變差，油滴產(chǎn)生的賈敏效應(yīng)增強(qiáng)，不利于油水的運(yùn)移;孔隙的比表面積增加，提高藥劑在巖石表面的吸附量，降低藥劑的有效濃度及洗油效果;此外，低滲透率儲(chǔ)層非均質(zhì)性更強(qiáng)，水突破后注入流體易沿大孔道流出，降黏劑擴(kuò)大波及范圍的能力受限。相較于ZK，滲透率對(duì)于SR的影響更加明顯，這是因?yàn)閆K在控制油水流度比、擴(kuò)大波及范圍方面具有更好的效果。

3? 溫度影響原因分析

以溫度為例，通過(guò)降黏劑基本性能和參數(shù)的測(cè)定，從微觀角度進(jìn)一步探討外界條件影響降黏劑驅(qū)油性能的原因。

3.1? 界面張力測(cè)試

測(cè)試了不同溫度下SR和ZK的界面張力，結(jié)果如圖6所示。從圖中可以看出，在相同溫度下，SR的界面張力低于ZK。這是因?yàn)?，小分子結(jié)構(gòu)規(guī)整、分子構(gòu)型少，在油水界面上容易規(guī)則排布，形成很好的界面膜;而高分子兩親部分無(wú)規(guī)排布、分子構(gòu)型復(fù)雜多變，難以形成規(guī)整的油水界面膜^[15]。當(dāng)溫度升高時(shí)，SR和ZK的界面張力均逐漸升高，然而ZK的升高幅度高于SR。過(guò)高的界面張力，對(duì)于乳化和洗油可能都是一個(gè)不利的因素。

3.2 ?降黏性能測(cè)試

由圖7可以看出，SR具有很好的降黏效果，在測(cè)試溫度范圍內(nèi)，降黏率都在95%以上;在相同溫度下，SR的降黏性能優(yōu)于ZK;當(dāng)溫度升高時(shí)，SR的降黏率略有下降，而ZK的下降趨勢(shì)更明顯。SR和ZK的降黏性能變化規(guī)律與它們的界面張力變化規(guī)律一致，這說(shuō)明降黏劑在油水界面良好的吸附，是獲得良好乳化能力的基礎(chǔ)。需要指出的是，在石油開采過(guò)程中，過(guò)高的乳化能力使得采出液破乳困難、后處理繁雜，這在海上油田開發(fā)中更為明顯。因此，降黏劑合適乳化性能的選擇十分重要。

3.3? 表觀黏度測(cè)試

高分子型降黏劑為丙烯酰胺聚合物的衍生物，分子上往往還帶有羧基、磺酸基等陰離子基團(tuán)，屬于聚電解質(zhì)化合物，因此溫度對(duì)它的表觀黏度有一定的影響。

由圖8可以看出，隨著溫度的升高，ZK的表觀黏度持續(xù)降低，這與常規(guī)的驅(qū)油聚合物部分水解聚丙烯酰胺的表觀黏度—溫度關(guān)系一致。表觀黏度的降低，對(duì)于聚合物擴(kuò)大波及范圍、驅(qū)油劑溶液提升黏彈性性能都是不利的，因此聚合物的驅(qū)油性能隨著溫度的升高而降低^[16]。

4? 微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

為了分析兩種降黏劑在多孔介質(zhì)中驅(qū)替原油的過(guò)程，我們選用高滲玻璃模型和低滲玻璃模型，通過(guò)微觀可視化裝置觀察了驅(qū)替前后的油水分布，以及驅(qū)替中乳液的形成和運(yùn)移過(guò)程。

從圖9可以看出，將降黏劑注入飽和油的高滲玻璃模型，水從流出端突破，形成流通性好的中間流道，邊角處的殘余油難以被波及;ZK由于具有較高的表觀黏度，波及區(qū)域明顯高于SR，這與填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的結(jié)果一致。在低滲玻璃模型的實(shí)驗(yàn)中，也觀察到了類似的實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象。

從圖10可以看出，將SR注入高滲和低滲模型中，都可以觀察到大量乳狀液的生成。在保持注入流量不變的情況下，由于低滲模型中孔隙度低，孔徑更狹窄，降黏劑在其中的流速快，剪切強(qiáng)，形成的乳狀液滴尺寸小，難以實(shí)現(xiàn)有效封堵孔喉、調(diào)整吸水剖面的效果，這與填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的結(jié)果一致。由此可見，在不提升注入液黏度的情況下，強(qiáng)剪切應(yīng)力不利于發(fā)揮降黏劑乳化降黏驅(qū)油的效果。

5? 結(jié) 論

1）針對(duì)兩種水溶性稠油降黏劑，包括小分子表面活性劑型SR和高分子型ZK，對(duì)比評(píng)價(jià)了它們對(duì)于渤海B油田稠油的驅(qū)油效果，結(jié)果表明同等條件下，ZK提高采收率的效果更好。

2）溫度和鹽度的升高，對(duì)于兩種降黏劑的驅(qū)油性能均有不利影響。以溫度的影響為例，溫度升高導(dǎo)致界面張力升高、降黏性能降低和聚合物溶液表觀黏度降低，不利于提高驅(qū)油劑的洗油效率和波及系數(shù)。

3）滲透率的降低，對(duì)于兩種驅(qū)油劑的驅(qū)油性能均有不利的影響。微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，低滲模型中孔徑狹窄，降黏劑在其中的流速快，剪切強(qiáng)，形成的乳狀液滴尺寸小，不利于封堵孔喉、調(diào)整吸水剖面。

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基金項(xiàng)目：中海石油（中國(guó)）有限公司重大項(xiàng)目，“渤海油田3000萬(wàn)噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)關(guān)鍵技術(shù)研究”課題四“稠油規(guī)?；療岵捎行ч_發(fā)技術(shù)”（項(xiàng)目編號(hào)：CNOOC-KJ135ZDXM36TJ04TJ）。

收稿日期：2020-03-04

作者簡(jiǎn)介：鄒劍（1969-），男，高級(jí)工程師，1992年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油地質(zhì)勘查專業(yè)，研究方向：海上采油工藝技術(shù)。E-mail：zoujian@cnooc.com.cn。