蘇北油田稠油CO2復(fù)合吞吐用新型降黏劑合成及性能評(píng)價(jià)

蔣永平 宋宗旭 趙梓平 梁珀 王婧 孫致學(xué)

1.中國(guó)石化臨汾煤層氣分公司；2.中國(guó)石化華東油氣分公司泰州采油廠；

3.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院

稠油是指油層溫度下脫氣原油的黏度超過100 mPa · s的原油。稠油在世界油氣資源中占有較大的比例。據(jù)統(tǒng)計(jì)，世界稠油、超稠油和天然瀝青的儲(chǔ)量約為100億t［1］。稠油蠟質(zhì)、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等物質(zhì)含量高，導(dǎo)致原油黏度高，流動(dòng)阻力大。如何高效經(jīng)濟(jì)地降低稠油黏度、降低油層內(nèi)流動(dòng)阻力、提高油井產(chǎn)量成為實(shí)現(xiàn)稠油有效開發(fā)的關(guān)鍵問題。目前，國(guó)內(nèi)外稠油油田成熟的開采技術(shù)主要有加熱法、摻稀油法、稠油催化改質(zhì)降黏和化學(xué)藥劑降黏法。蘇北油田由于含油面積小，儲(chǔ)量豐度低，難以形成完善的注采系統(tǒng)，大油田普遍適用的成熟稠油開采技術(shù)受油藏儲(chǔ)量規(guī)模、油藏埋藏深度等客觀條件限制，達(dá)不到工業(yè)化開采所要求的經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件?；谔K北地區(qū)豐富的CO2資源優(yōu)勢(shì)，提出了CO2化學(xué)復(fù)合吞吐稠油開采技術(shù)，新型降黏劑是該技術(shù)方法的核心［2-3］。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，合成了高分子表面活性劑型降黏劑。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)表明，改型降黏劑具有較好的耐溫抗鹽性，對(duì)蘇北油田不同種類的稠油均具有良好的降黏效果，CO2與該降黏劑混注仍具有穩(wěn)定的降黏率，通過CO2攜帶、攪拌形成細(xì)小的乳狀液，把原油流動(dòng)時(shí)油膜與油膜之間的摩擦變成水膜與水膜之間的摩擦，達(dá)到CO2增能和化學(xué)劑降黏的復(fù)合吞吐［4-5］。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施取得了較好的增油降水效果，為蘇北油田“小、碎、深、薄、低”極復(fù)雜斷塊稠油底水油藏及國(guó)內(nèi)同類復(fù)雜斷塊稠油油田的有效開發(fā)提供技術(shù)支持。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器及試劑

主要實(shí)驗(yàn)儀器：NDJ-5S旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)；恒溫水浴鍋；機(jī)械攪拌裝置等。

主要實(shí)驗(yàn)試劑：十八烷基二甲基胺(分析純)；三芐胺(工業(yè)品)；乙醇(分析純)；環(huán)氧氯丙烷(分析純)；二乙烯三胺(分析純)等。

1.2 新型稠油降黏劑的合成

新型稠油降黏劑的具體合成步驟：（1）將一定比例的十八烷基二甲基胺和三芐胺加入帶有攪拌裝置的反應(yīng)容器中，并加入0.7 mol乙醇，混合后置于恒溫套中恒溫0.5 h，形成均一溶液。用滴液漏斗向反應(yīng)容器中緩慢滴加環(huán)氧氯丙烷，滴加完畢將反應(yīng)液升溫至80℃，反應(yīng)2.0 h。（2）將二乙烯三胺加入帶有攪拌裝置的反應(yīng)容器中，加入0.7 mol乙醇，升溫至80℃，用滴液漏斗緩慢滴加環(huán)氧氯丙烷，滴加完畢后保持該溫度反應(yīng)2.0 h。（3）將第一步得到的產(chǎn)物用滴液漏斗滴加至第二步的反應(yīng)混合物中，滴加完畢后升溫至90℃，反應(yīng)2.5 h，得到產(chǎn)物[6-10]。

1.3 降黏劑性能評(píng)價(jià)

按照中石化Q/SHCG 65—2013《稠油降黏劑技術(shù)要求》的標(biāo)準(zhǔn)評(píng)價(jià)降黏劑對(duì)興北稠油的降黏效果［11］。配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%至2.0%的降黏劑溶液待用，將油樣分別與不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的降黏劑溶液按7∶3混合；混合均勻后在50℃水浴中靜置1 h，將混合體系攪拌均勻，利用NDJ-5S旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定混合乳狀體系的黏度，計(jì)算降黏率[12-15]。

2 結(jié)果與討論

2.1 降黏劑分子結(jié)構(gòu)對(duì)于降黏效果的影響

通過改變線性胺與三芐胺的比例，制備了5種不同三芐胺含量的降黏劑樣品，原料配比見表1。如表1所示，在原料配比中隨著三芐胺的增加，降黏劑樣品的性能隨之提高，降黏率先增加后趨于穩(wěn)定。1#樣品(未加入三芐胺)降黏率為61.23%，而3#樣品(線性胺/三芐胺為7∶3)的降黏率為93.21%，繼續(xù)增加三芐胺的比例后，降黏率變化不大，4#樣品為93.56%，5#樣品為93.63%。這是因?yàn)樵诔碛椭?，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子之間存在π-π堆積作用，引入三芐胺后，三芐胺中的苯環(huán)可以分別和膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子上的芳香結(jié)構(gòu)形成π-π作用，從而破壞了原本分子間的作用力，達(dá)到了破壞稠油各組分之間相互作用的效果［8-9］。因此，線性胺與三芐胺的最佳配比為7∶3。

表 1 新型降黏劑不同原料配比關(guān)系Table 1 Proportion of raw materials in the novel viscosity reducing agent

2.2 新型降黏劑性能評(píng)價(jià)

研究了降黏劑的加量、原油種類、溫度、礦化度及CO2溶解度等因素對(duì)降黏效果的影響。

2.2.1 質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)降黏效果的影響

油樣分別與不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的降黏劑溶液按7:3混合，混合均勻后于50 ℃水浴中靜置1 h，測(cè)定混合乳狀體系的黏度，計(jì)算降黏率結(jié)果見表2。從表2可以看出，隨著降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，原油的黏度逐漸降低。降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，降黏率為94.29%；而當(dāng)降黏劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加到2.0%時(shí)，原油的降黏率達(dá)到了99.16%。在降黏劑的表面活性劑組分的作用下，使稠油由W/O型乳狀液轉(zhuǎn)變?yōu)镺/W型乳狀液，將原油流動(dòng)時(shí)油膜與油膜之間的摩擦轉(zhuǎn)變?yōu)樗づc水膜之間的摩擦；同時(shí)活性劑組分會(huì)使W/O型乳狀液破乳而生成游離水，從而形成“懸浮油”、“水漂油”。通過以上作用增加了原油的流動(dòng)性，從而達(dá)到降低原油黏度的目的。

表 2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)降黏劑的降黏效果Table 2 Viscosity reducing effect of viscosity reducing agent at different mass fractions

2.2.2 溫度對(duì)降黏劑效果的影響

在稠油中加入0.5%的降黏劑后，測(cè)定該油樣在不同溫度下的黏度，并與未加降黏劑油樣的黏溫曲線做比較［16］。如圖1所示，隨著溫度的升高，原油的黏度逐漸降低并趨于平穩(wěn)。同時(shí)，加入降黏劑前后原油黏溫曲線的變化趨勢(shì)基本一致，不同在于加入降黏劑后原油黏度普遍降低。加入0.5%降黏劑后，50 ℃時(shí)原油黏度為406 mPa · s，80 ℃時(shí)原油黏度129 mPa · s。因?yàn)闇囟壬吆?，原油體積膨脹，原油內(nèi)膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等組分的分子間距離增加，相互之間的引力減小，一部分中間相態(tài)的碳?xì)浠衔镌诟邷叵掠梢合噢D(zhuǎn)變?yōu)闅庀?，使得原油密度減小，其黏度也會(huì)隨之降低。

圖 1 加入降黏劑前后原油的黏溫曲線Fig. 1 Viscosity-temperature curve of crude oil before and after the addition of viscosity reducing agent

2.2.3 不同礦化度條件下降黏劑性能評(píng)價(jià)

在50 ℃、0.5%降黏劑用量條件下，評(píng)價(jià)了不同礦化度地層水對(duì)降黏劑的影響。如圖2所示，地層水礦化度對(duì)降黏劑的影響并不明顯，在50 ℃、0.5%降黏劑加量下，當(dāng)?shù)V化度從0 mg/L增加至30 000 mg/L時(shí)，黏度在290 mPa · s左右浮動(dòng)，變化并不明顯。因?yàn)榻叼┑姆肿又械挠H水結(jié)構(gòu)為陽(yáng)離子型季銨鹽結(jié)構(gòu)，地層礦化水中的高價(jià)陽(yáng)離子對(duì)其影響較小，因而降黏劑具有較好的抗鹽性能［14］。

圖 2 礦化度對(duì)降黏效果的影響Fig. 2 Influence of salinity on viscosity reducing effect

2.2.4 不同CO2溶解度條件下降黏劑性能評(píng)價(jià)

CO2在地層中會(huì)溶解于水，導(dǎo)致pH值下降。考慮到CO2可能對(duì)化學(xué)降黏效果產(chǎn)生影響，選擇興北1平1井原油，降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)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(píng)價(jià)pH值對(duì)降黏劑降黏性能，如表3所示。由表3可知，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(shí)，降黏效果變差。降黏率在pH值為4～6降黏率比較穩(wěn)定，當(dāng)pH值低于4時(shí)，降黏率急劇下降。一方面酸性環(huán)境可以改變降黏劑分子的存在狀態(tài)，從而影響了降黏效果；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值變化亦產(chǎn)生不同。

表 3不同酸性條件下降黏劑的降黏效果Table 3 Viscosity reducing effect of viscosity reducing agent under different acid conditions

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

興北區(qū)塊含油層系為三垛組一段，油層段孔隙度為25.4%～34.7%，平均孔隙度為31.6%，滲透率為0.354～4.144μm2，平均滲透率為1.259μm2；原油密度為0.955～0.978 g/cm3，平均密度為0.97 g/cm3，地面原油黏度為2 474.84～10 336.60 mPa · s，平均黏度為6 503.95 mPa · s，含硫量為1.10～1.31%，平均含硫量為1.20%，平均凝固點(diǎn)為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)致底水脊進(jìn)嚴(yán)重，油井特高含水關(guān)停。綜合興北區(qū)塊儲(chǔ)層韻律特征、產(chǎn)吸剖面、水淹層測(cè)井解釋及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，明確了水平井水淹狀況及底水區(qū)水脊抬升動(dòng)態(tài)演化過程。針對(duì)研究區(qū)地質(zhì)、油藏及開發(fā)特征，應(yīng)用垛一段天然巖心制備長(zhǎng)度為0.8 m長(zhǎng)巖心并搭建CO2復(fù)合吞吐物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置，通過多組對(duì)比試驗(yàn)(CO2吞吐、新型降黏劑水溶液吞吐、CO2+新型降黏劑水溶液復(fù)合吞吐)，優(yōu)選了研究區(qū)興北1平1井降黏劑注入方式、用量及注入程序等施工參數(shù)：注氣前先注入0.5%降黏劑+0.2%KD-43緩蝕劑洗井液40 m3，2%的降黏劑溶液250 m3(降黏劑5.2 t)；注入時(shí)間為9 d，注入速度為110 t/d，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，初期日產(chǎn)油9.7 t/d，含水由99%降至6%，日增油9 t，單次吞吐周期內(nèi)累計(jì)增油661 t，換油率達(dá)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。

4 結(jié)論

(1)制備了一種新型高分子表面活性劑型稠油降黏劑，明確了降黏機(jī)理，降黏劑作為表面活性劑起到了乳化降黏的作用，通過在降黏劑分子中引入苯環(huán)結(jié)構(gòu)，可以降低膠質(zhì)、瀝青質(zhì)間的π-π堆積作用。在此基礎(chǔ)上，確定了樣品最佳原料配比，使其不但具有良好的降黏性能而且還具備一定的耐溫抗鹽性。

(2)評(píng)價(jià)了新型降黏劑對(duì)蘇北盆地興北油田的高黏原油的降黏性能：降黏劑用量為0.5%時(shí)，2種不同黏度范圍的稠油降黏率都達(dá)到了90%以上；降黏劑用量為1.0%時(shí)，降黏率達(dá)到了98%以上。研究了降黏劑的加量、原油種類、溫度、礦化度及CO2溶解度等因素對(duì)降黏效果的影響規(guī)律。

(3)現(xiàn)場(chǎng)開展了興北1平1井CO2復(fù)合吞吐礦場(chǎng)試驗(yàn)，應(yīng)用效果降水增油效果顯著，單次吞吐周期累積增油661 t，為復(fù)雜斷塊稠油油藏的經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)提供新方法。