渤海特稠油油藏油溶性降黏體系輔助熱采室內實驗研究

吳婷婷 廖輝 葛濤濤

摘 ? ? ?要：海上某深層特稠油油藏埋藏深、原油黏度高（30 000～50 000 mPa·s）、地層壓力高，單純蒸汽開采易造成注汽壓力高、開發(fā)效果差等問題，為此，研制了一種油溶性降黏體系，該體系主要由有機溶劑、分散劑和互溶劑組成，并對體系進行了靜態(tài)評價（閃點、降黏率、溶瀝青速率、稠油屈服值）和動態(tài)驅替評價。實驗結果表明：該體系閃點78.3 ℃，安全性高，5%質量分數(shù)的降黏率可達80%以上，溶瀝青速率3.2 mg·（mL·min）-1，可使特稠油屈服值降低93%;動態(tài)驅油過程中，相比于單純蒸汽驅，油溶性降黏體系+蒸汽驅的方式可使注汽壓力降低53%，驅替效率提高22%，該體系具有廣闊的應用前景，可用于輔助特稠油油藏的熱采開發(fā)。

關 ?鍵 ?詞：特稠油;注汽壓力;油溶性降黏體系;屈服值;驅油效率

中圖分類號：TE357 ? ? ?文獻標識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）08-1618-05

Abstract： A deep extra-heavy oil reservoir in the sea has deep burial depth， high crude oil viscosity （30 000～50 000 mPa·s）， high formation pressure， high steam injection pressure and poor development effect. For these reasons， an oil-soluble viscosity reduction system （mainly composed of organic solvents， dispersants and mutual solvents） was developed. Its static evaluation （flash point， viscosity reduction rate， asphalt dissolution rate， yield value of heavy oil） and dynamic displacement evaluation were carried out. The experimental results showed that the flash point of the system was 78.3℃， the viscosity reduction rate of the system with 5% concentration was more than 80%， and the asphalt dissolution rate was 3.2 mg·（mL·min）-1， which reduced the yield value of extra heavy oil by 93%. Compared with steam flooding alone， the steam injection pressure was reduced by 53% and the displacement efficiency was increased by 22% by oil-soluble viscosity reduction system and steam flooding in dynamic oil displacement process. The system has a broad application prospect and can be used to assist the thermal recovery of extra heavy oil reservoirs.

Key words： Extra heavy oil; High steam injection pressure; Oil-soluble viscosity reduction system; Yield value; Oil displacement efficiency

渤海某特稠油油藏埋藏深（900～1 000 m），油層厚度大（30～50 m），地層壓力高（原始油藏壓力10.4 MPa），地層條件下原油黏度大（50 ℃ 黏度為30 000～5 000 mPa·s），是典型的深層塊狀特稠油油藏[1-2]。陸地油田特稠油油藏開發(fā)經驗表明，中深特稠油油藏注蒸汽開采易造成注汽壓力高、注汽干度低、攜帶熱量值低，影響稠油的開發(fā)效果[3-4]，油溶性降黏劑可有效解除膠質、瀝青質的網絡結構，使其分解成為連續(xù)相，可明顯降低稠油黏度，增加流動性，降低注汽過程的注汽壓力，提高蒸汽干度和蒸汽質量[5-8]。然而不同油藏油品性質不同，且海上對化學藥劑使用的安全要求較高，有必要針對渤海特稠油，形成高效、安全型的油溶性降黏體系，并對其性能進行評價。

1 ?實驗部分

1.1 ?材料與儀器

實驗藥劑主要有：油溶性降黏體系（中海油田服務股份有限公司），主要由有機溶劑、分散劑、互溶劑等組成，無色透明液體。其他實驗材料：人工填砂巖心，尺寸（Φ38 mm×600 mm）， 滲透率范圍（200～5 000）×10-3 μm2。

實驗用油為渤海某區(qū)塊特稠油，50 ℃條件下的地面原油黏度39 610 mPa·s，飽和分36.31%，芳香分30.90%，膠質20.01%和瀝青質12.78%。實驗用水為地層水，礦化度為10 249 mg·L-1，主要離子質量濃度：K++Na+ 2 952 mg·L-1，Ca2+ 903 mg·L-1， Mg2+ 115 mg·L-1，HCO3- 434 mg·L-1，Cl- 5 752 mg·L-1，SO42- 91 mg·L-1。

JB90-S電動攪拌器，上海圣科儀器設備制造有限公司;HAAKE RS6000流變儀，德國thermal公司;WNB10恒溫水浴鍋，常州萬科儀器設備有限公司;TP611閉口閃點測定儀，海安縣石油科研儀器有限公司;一維物理模擬驅替裝置，揚州華寶石油儀器有限公司，包括注入泵、恒溫箱、砂管、中間容器、壓力傳感器等。

1.2 ?實驗方法

1.2.1 ?體系閃點測定

參照《GB/T 21775—2008 閃點的測定 閉杯平衡法》，測定油溶性降黏劑的閃點。

1.2.2 ?體系降黏效果測定

將原油恒溫（50 ℃）水浴30 min，加入體系溶液;適度攪拌后，置于轉筒中，利用Hakke流變儀測量液體黏度（剪切速率16.2 s-1），測定降黏效果。

1.2.3 ?體系降低超稠油屈服值測定

參考標準《SY/T 7547—2014 原油屈服值的測定 旋轉黏度計法》，利用HAAKE RS6000流變儀測定加入體系后目標油田原油不同溫度下的屈服值。

1.2.4 ?體系溶瀝青效果測定

利用掛片法研究溶劑對瀝青質的溶解實驗，首先制備瀝青掛片，稱取質量m1;取10 mL溶劑于 ? 25 mL比色管中;將掛片置于25 mL比色管中，再置于50 ℃水浴中，反應10 min;取出掛片，用無水乙醇清洗;待掛片完全吹干，稱取質量m 2;計算瀝青質溶解速率r ?[9]。

r= （m1- m2）/（t·v） 。

式中：m1 —掛片溶解前質量;

m2 —掛片溶解后質量;

t —瀝青質溶解時間，min;

v —溶液體積，mL。

1.2.5 ?體系靜態(tài)洗油效果測定

首先取30 g目標油田特稠油置入500 mL燒杯中，轉動燒杯使稠油均勻涂在燒杯中下部杯壁;然后加入200 mL水;最后將 1.5 g溶劑體系滴至燒杯中，在油藏溫度（50 ℃）下靜置，觀察底部稠油隨時間變化的剝離情況。

1.2.6 ?動態(tài)驅油效果測定

室內利用一維物理驅替模型研究了藥劑的動態(tài)驅油效果。

實驗用油為渤海某稠油區(qū)塊油田稠油，50 ℃條件下的地面原油黏度39 610 mPa·s，地層水礦化度為10 249 mg·L-1，巖心管壓力為10 MPa。

共2根填砂管，1號填砂管蒸汽驅，孔隙度36%，滲透率4 000×10-3 μm2，含油飽和度70%，2號填砂管為0.05 PV前置段塞油溶性降黏體系+蒸汽驅替，孔隙度36%，滲透率3 700×10-3 μm2，含油飽和度74%。

實驗步驟如下：

1）首先將模型抽真空飽和地層水，然后用脫水原油驅替地層水飽和油，建立束縛水。當壓差穩(wěn)定，適當提高注入速度驅替1.0～2.0倍孔隙體積后，記錄此時的壓差及從巖心中驅替出的累計水量，計算出巖心原始含油飽和度[10]。

2）對1號填砂管，使用350 ℃蒸汽進行驅替至含水99%，記錄含水率、產油量等數(shù)據(jù)。

3）對2號填砂管，使用350 ℃（0.1 PV前置段塞油溶性降黏劑+蒸汽）進行驅替至含水99%，記錄含水率、產油量等數(shù)據(jù)。

2 ?結果與討論

2.1 ?油溶性降黏體系優(yōu)選及配方確定

原油組分中的芳香烴、膠質和瀝青質的總質量分數(shù)超過60%，根據(jù)相似相溶的原理 [11-12]，篩選出了柴油（混合芳烴類）、重芳烴溶劑1#、重芳烴溶劑2# ? 3種溶劑作為體系主劑，以降黏率和溶解瀝青速率為篩選指標進行評價。

實驗結果表明，重芳烴溶劑在溶解瀝青質、稠油降黏效果方面要好于柴油，主要是重芳烴中含有更多的苯環(huán)結構，根據(jù)相似相溶原理，能更好地溶解瀝青質。重芳烴1#要好于重芳烴2#，主要是因為重芳烴1#碳鏈相對較短，滲透性更強，對原油大分子的解締能力和對原油芳香片聚集體的拆散能力更強，從而使得溶解能力和降黏效果更好，因此，綜合溶解瀝青質、稠油降黏效果，優(yōu)選重芳烴1#作為體系主劑。

為增加溶劑的分散、滲透效果，提高其在油水中的溶解性，向溶劑中加入表面活性劑類的分散劑、滲透劑與互溶劑，利用全水平實驗，以降黏率作為指標，測定體系質量分數(shù)為5%的降黏效果，如表2所示，通過實驗確定體系基本配方為：溶劑體系+6%滲透劑+2%的互溶劑。

2.2 ?體系靜態(tài)性能評價

2.2.1 ?體系安全性評價

海上化學品應用要求藥劑閃點宜大于61 ℃，以滿足作業(yè)的安全，為此利用TP611閉口閃點測定儀測定了體系的閃點為78.3 ℃，滿足海上作業(yè)要求。

2.2.2 ?體系不同質量分數(shù)降黏效果評價

測得體系不同質量分數(shù)的油溶性降黏體系的降黏率如圖1所示。

實驗表明，隨著體系質量分數(shù)增加，降黏率逐漸升高，在質量分數(shù)0%～5%階段，質量分數(shù)與降黏率呈線性關系，當質量分數(shù)為5%時，降黏率即可達到86.75%，說明特稠油中加入油溶性降黏劑可有效分散瀝青質和膠質[12];質量分數(shù)從5%增加到20%后，降黏率增加趨勢變緩，綜合考慮藥劑使用成本，建議藥劑現(xiàn)場使用質量分數(shù)為5%。

2.2.3 ?體系降低特稠油屈服值效果評價

當原油在管內流動或在地下滲流時，原油屈服值對流動的啟動壓力影響較大。啟動壓力越大，注汽壓力越高，導致蒸汽質量越差，因此需要研究如何降低特稠油的屈服值，降低啟動壓力。實驗室內利用流變儀測定了體系不同質量分數(shù)下對特稠油屈服值的降低效果。

實驗表明，隨著體系占原油總質量的質量分數(shù)增加，屈服值大幅度降低。海上特稠油在50 ℃下屈服值為18.34 Pa，加入5%體系后，屈服值降低至1.273 Pa，降低率達93%。分析認為體系的加入可破壞或拆散膠質瀝青質形成的網狀結構，使超分子結構逐漸改變成小分子結構，增加瀝青體系的分散程度 [13]，從而降低稠油黏度，增強流動性，使原油的屈服值大幅度降低。在熱采過程中，該體系的加入可有效降低熱采注入過程中的注汽壓力，保障蒸汽干度，提高熱采效果。

2.2.4 ?體系溶解瀝青效果評價

利用掛片法測得體系的溶解瀝青效果為 ? ?3.5 mg·（mL·min）-1，說明該體系可有效解除特稠油流動過程中可能造成的瀝青質沉積堵塞等問題。

2.2.5 ?體系靜態(tài)洗油效果

將體系滴在油水表面，室內觀察體系對特稠油的靜態(tài)萃取和滲透洗油效果隨時間的變化。

實驗表明，頂部的溶劑體系在1 h左右，就可以快速滲穿中部的水層，說明藥劑有良好的分散、滲透效果，3 h后藥劑不斷滲透、剝離杯底特稠油，12 h后，下層原油基本全部剝離，說明該體系對該特稠油具有較強的靜態(tài)萃取/洗油能力。

2.3 ?動態(tài)驅替效果評價

利用物理模擬實驗裝置，對比分析蒸汽注入過程中，加入降黏體系對注入壓差和驅油效果的影響，實驗結果如圖4、圖5所示。

實驗結果表明，蒸汽驅替前期，驅替壓力迅速上升，注入壓差最高達14.7 MPa，說明蒸汽驅驅替特稠油開發(fā)過程中，會出現(xiàn)注入壓力過高，注入困難的現(xiàn)象;采用降黏體系作為前置段塞注0.05 PV后，再注蒸汽驅替，注入壓差最高僅為7 MPa，且注蒸汽壓力迅速降低至1 MPa以下，說明體系+蒸汽驅的方式可有效降低注入壓力，減小注入風險。

實驗結果表明，蒸汽驅替過程中，前期產出液含油量較多，隨后產出液含水不斷增加，驅替效率提升幅度不斷變緩，注入約0.7 PV產出液含水即達到90%以上，最終驅替效率為34.30%;采用降黏體系作為前置段塞，然后注蒸汽驅替的方式，產油量明顯高于單一注蒸汽的方式，注入約1 PV產出液含水達到90%左右，最終驅替效率56.85%，比單純注蒸汽驅替效率提高約22.5%。

3 ?結 論

1）針對海上特稠油研發(fā)的油溶性降黏體系閃點高（78.3 ℃），安全環(huán)保，5%質量分數(shù)體系的降黏率可達80%以上，溶解瀝青速率3.2 mg·（mL·min）-1，可使特稠油屈服值降低93%，該體系的加入可有效降低熱采注入過程中的注汽壓力，保障蒸汽干度，提高熱采效果。

2）動態(tài)驅油效果表明，特稠油開發(fā)過程中，單純蒸汽驅替注入壓差最高達14.7 MPa，說明蒸汽驅替特稠油開發(fā)過程中，會出現(xiàn)注入壓力過高，注入困難的現(xiàn)象;采用降黏體系作為前置段塞注0.05 PV后，再注蒸汽驅替，注入壓差最高僅為7 MPa，且注蒸汽壓力迅速降低至1 MPa以下，說明體系+蒸汽驅的方式可有效降低注入壓力，減小注入風險;采用降黏體系作為前置段塞，然后注蒸汽驅替的方式最終驅替效率56.85%，比單純注蒸汽驅替效率提高約22.5%。

3）該體系可適用于特稠油油藏熱采的中前期開發(fā)階段，用于提高注汽開發(fā)效果。

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