耐温耐盐稠油降黏体系的研制与应用*

吴春洲，孙永涛，王少华，宋宏志，汪 成

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 塘沽 300459）

0 前言

渤海某稠油区块稠油储量丰富，但该油田原油黏度大（50℃下地面原油黏度2076 mPa·s），胶质、沥青质含量高（27.60%），流动性较差，易堵塞地层，油井产量下降明显。部分油田试验了热采吞吐（多元热流体吞吐、蒸汽吞吐）取得了显著效果，然而该油田油井多为常规完井方式，完井管柱及井口耐温一般≤120℃，热采吞吐温度受限，效果一般［1-3］。为增强常规稠油低效井热采吞吐开采效果，可采用热与化学剂结合的方法，通过在吞吐液中加入适量稠油乳化降黏体系，使吞吐液与原油发生乳化降黏、润湿反转［4-6］，改善地层润湿性和毛管力，结合热力开采，协同增强原油的流动能力，提高原油采收率。

稠油乳化降黏体系的主要成分为表面活性剂，目前油田上应用较多的主要有非离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂和两性表面活性剂等，然而单独一种表面活性剂难以同时适用于温度高且矿化度高的油藏［7-9］。因此基于渤海稠油区块S 油田的实际情况即胶质、沥青质含量高、地层水矿化度高等特点和常规井热采吞吐温度要求，结合不同表面活性剂的优缺点和协同作用［10，11］，研制了稠油乳化降黏体系CY-02，室内对该体系进行了静态和动态性能评价，并进行了现场应用。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

磺基甜菜碱类两性表面活性剂LHSB，淡黄色透明液体，有效物含量40%数42%，上海屹慧化工有限公司；非离子表面活性剂PFC-1（以改性聚醚为主要成分），浅黄色乳状液，有效物含量40%数50%，中海油田服务股份有限公司。破乳剂313，山东沾化鲁新化工有限公司；破乳剂50，中海油天津化工设计研究院。煤油，中国石化燕山石化公司炼油厂；直径1 寸磨光石英矿片；岩心为人工填砂岩心，尺寸φ38 mm×600 mm，渗透率范围100×10-3数5000×10-3μm2。实验所用油样为渤海某稠油区块S油田脱气原油，原油凝固点3℃，密度0.9732 g/cm3（20℃），黏度2076 mPa·s（50℃），含胶质沥青质27.6%，蜡质6.69%；实验水样为模拟地层水，矿化度5700 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：K++Na+1945、Ca2+33、Mg2+50、HCO3-2923、Cl-476、SO42-123、CO32-150。

HAAKE RS6000 流变仪（德国thermal 公司）；TX500C 旋滴界面张力仪（美国科诺仪器有限公司）；SL200A 润湿角测定仪（美国科诺仪器有限公司）；一维驱替物理模拟装置（扬州华宝石油仪器有限公司），包括恒温箱、注入泵、填砂管、中间容器（1000 mL）、压力传感器，控制系统等。

1.2 实验方法

1.2.1 原油黏度测定

参照中国石油天然气行业标准SY/T 7549—2000《原油黏温曲线的确定旋转黏度计法》，称取200 g 脱水原油，放入一定温度水浴锅中恒温60 min，利用HAKKE RS6000 旋转流变仪测定在不同温度、剪切速率16.2 s-1下的原油黏度。

1.2.2 乳状液的制备与降黏效果测定

参照中石化企业标准Q/SH 1020 1519—2013《稠油降黏剂通用技术条件》的评价方法，称取一定量的脱水原油，按照一定油水体积比加入降黏剂溶液，在50℃下恒温放置60 min，利用搅拌器在250 r/min 下搅拌2 min 制备成乳状液；利用HAAKE RS6000 旋转流变仪测定在温度50℃、剪切速率16.2 s-1下稠油乳状液的黏度。

1.2.3 耐温耐盐性能测定

将降黏剂溶液置于高温老化罐中密封，用恒温干燥箱在高温下老化24 h后取出，测定高温处理前后降黏剂溶液的降黏效果，考察降黏剂溶液的耐温性能。

向模拟地层水中加入有一定量的NaCl 或Ca-Cl2，配制降黏剂溶液，然后考察降黏剂溶液对稠油的降黏效果。

1.2.4 乳状液稳定性评价

按照设计油水体积比（7∶3、6∶4 和5∶5）配制体系乳状液，倒入100 mL的具塞量筒中，56℃（地层温度）下恒温水浴20 min，充分震荡后放回水浴锅开始计时，记录不同时间析水量，1 h 后鉴别上层乳状液类型。计算脱水率fv（以乳状液制备过程中加入的体系溶液体积为基准）和乳状液稳定性评分（SV）。SV=∑Ki［1-（fv）i］，其中，Ki为加权系数，对应时间为10、20、30、40、50、60 min 的Ki分别为 1、2、3、4、5、6。0

1.2.5 体系对稠油乳状液破乳脱水的影响

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5281—2000《原油破乳剂使用性能检测方法（瓶试法）》的评价方法，利用降黏体系配制油水乳状液（油水比7∶3），向其中加入一定量的破乳剂，振动200 次，充分混合后置于恒温水浴中并开始计时，分别记录不同时间的脱水量，观察界面、污水颜色。

1.2.6 界面张力测定

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5370—1999《表面及界面张力测定方法》，利用TX500C 旋滴界面张力仪分别测量地层水样、降黏体系与原油间的界面张力，测定温度为56℃（地层温度），转速为6000 r/min。

1.2.7 润湿性能测定

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5153—2007《油藏岩石润湿性测定方法》，使用磨光石英矿片模拟砂岩油藏岩石，将该石英矿片放入煤油中浸泡36 h 后取出，分别将地层水、降黏剂溶液滴至矿片表面不同位置，使用润湿角测定仪观察地层水、降黏剂溶液对模拟岩心的润湿情况。

1.2.8 动态驱油实验

实验用油为某稠油区块S 油田稠油，脱气原油黏度（50℃）为2076 mPa·s，实验用水为模拟地层水，矿化度5700 mg/L，实验用砂为石英砂（50 目），实验回压为模拟地层压力5.5 MPa。1#填砂管用于120℃热水驱，孔隙度44%，渗透率4000×10-3μm2，含油饱和度77%；2#填砂管用于120℃热化学驱，孔隙度34%，渗透率2800×10-3μm2，含油饱和度80%。

具体实验步骤如下：

①首先将模型抽真空、饱和地层水，然后用脱水原油驱替地层水饱和油，建立束缚水。当压差稳定后适当提高注入速度，驱替1.0数2.0倍孔隙体积后，记录此时的压差及从岩心中驱替出的累计水量，计算岩心原始含油饱和度。

②1#填砂管：使用120℃热水驱替至含水99%，分别计录各个阶段驱出油量及驱出油的含水率，然后计算热水驱的采收率。

③2#填砂管：采用120℃（热水+化学药剂）驱替，化学降黏体系质量分数0.6%；直至驱出液中含水超过99%后停止注入。分别计录下各个阶段驱出油量及驱出油的含水率，然后计算（热水+化学剂）驱的采收率。

2 结果与讨论

2.1 原油的黏温关系

渤海S油田脱水原油在不同温度下的动力黏度见图1。该原油中的胶质沥青质含量较高，原油黏度大，50℃下的黏度为2076 mPa·s，属于典型的稠油；该原油的黏度对温度敏感，随温度升高而逐渐降低，温度每升高10℃，原油黏度基本降低一半。由于原油中的胶质、沥青质等天然乳化剂易形成油包水的乳化液，从而导致原油黏度增大，且稠油中的蜡质会随温度的降低而析出，导致原油流动性降低，堵塞地层，因此热结合化学药剂的方式解决该油田的问题具备理论可行性。

图1 渤海S油田脱水原油的黏温关系

2.2 降黏体系CY-02优选

针对渤海S油田稠油胶质、沥青质含量高、地层水矿化度高等特点和常规井热采吞吐温度要求，通过对多种表面活性剂在120℃老化24 h后进行稠油降黏筛选评价实验（油水比7∶3），筛选出降黏效果良好的磺基甜菜碱类表面活性剂LHSB和以改性聚醚为主要成分的非离子表面活性剂PFC-1。

为提高界面性能，增强复配协同效应［11］，在上述研究的基础上，利用2因素3水平正交实验，以乳状液的黏度为评价指标，考察了磺基甜菜碱类表面活性剂LHSB和改性聚醚类表面活性剂PFC-1的加量对稠油的降黏效果，结果见表1，油水比为7∶3。通过正交配比实验，最终确定LHSB 和PFC-1 的最佳配比为2∶1，化学降黏体系CY-02 配方为0.4%磺基甜菜碱类表面活性剂LHSB+0.2%改性聚醚类表面活性剂PFC-1。

表1 正交实验结果

2.3 降黏体系的静态性能

2.3.1 耐温耐盐性能

将降黏体系CY-02 分别在120℃和160℃下老化24 h 后取出观察外观，测定其对稠油的降黏率。经120℃老化后，体系外观清澈，无任何浑浊、沉淀现象，对稠油的降黏率为98.8%；经160℃老化处理后外观颜色发黄，有少量残渣，对稠油的降黏率为80.1%。说明该体系可耐120℃高温。

海上淡水缺乏，体系配制用水多为海水（矿化度约 30000 mg/L，Ca2+、Mg2+离子含量最高可达1500 mg/L）或地层水（矿化度约5000数30000 mg/L）。分别向两份模拟地层水中加入不同量的NaCl和CaCl2，考察盐的加量对降黏剂体系CY-02的降黏效果的影响，结果见图2、图3。该体系的NaCl容忍度>40000 mg/L，CaCl2容忍度>1500 mg/L，具有较好的耐盐和耐钙镁能力，适用于高温高盐油藏。分析认为，该体系中含有的磺基甜菜碱表面活性剂是一种两性表面活性剂，其特殊的内盐结构使得高温高盐环境对表面活性剂亲水基团影响变弱，表面活性剂HLB值（亲水亲油平衡值）保持相对稳定，从而表现出优良的耐温耐盐性［14-15］。

图2 氯化钙加量对CY-02降黏效果的影响

图3 氯化钠加量对CY-02降黏效果的影响

2.3.2 乳状液的稳定性

不同油水体积比下（7∶3、6∶4 和5∶5）体系乳状液的类型和稳定性见表2。由表2可知，降黏体系CY-02 在油水比7∶3、地层温度56℃下可形成稳定的水包油型乳状液，随着油水比的减小，乳状液稳定性变差。随着含水率增加，分散相液滴接触的机率增大，更倾向于形成较大的液滴，液滴与油相之间形成的结构容易被破坏，该体系使用的最佳油水比为7∶3。

表2 不同油水比乳状液的稳定性（56℃）

2.3.3 CY-02对稠油乳状液破乳脱水的影响

降黏体系CY-02对稠油乳状液产出后破乳脱水的影响情况见表3。从表3可知，该体系与油田用破乳剂具有较好的配伍性，不影响后续产出液的处理。

表3 降黏体系CY-02体系对稠油破乳脱水的影响（80

2.3.4 界面活性

地层温度（56℃）下，地层水与原油间的界面张力为12 mN/m，而降黏体系CY-02 与原油间的界面张力仅为0.097 mN/m，降低了99.2%。在地层温度下，降黏体系CY-02与原油之间界面能较低，可大大减小液珠在孔喉中的渗流阻力，从而提高原油开采效果。

2.3.5 乳化降黏性能

将降黏体系CY-02与原油配制成不同油水比的乳状液，考察降黏体系CY-02的乳化降黏效果，结果见表4。当油水比大于3∶1时，加入降黏体系CY-02无法形成水包油溶液，所测溶液黏度等于或略高于原油黏度，亦未形成明显的反相乳化现象；当油水比小于3∶1时，随着含水率的增加，稠油的黏度大大降低，降黏率也大大增加。

表4 不同油水比下CY-02的乳化降黏性能（50℃）

2.3.6 润湿性能

地层水在模拟岩心表面的润湿角约56°，而降黏体系CY-02在模拟岩心表面的润湿角约10°左右，表明该降黏体系更易铺展于岩石表面，使岩石表面从油湿转变为水湿，减小原油从岩石表面脱离的黏滞力，从而实现降低流动阻力，提高驱替效率的目的。

2.4 降黏体系的动态驱油效果

图4为120℃下热水驱和热化学（利用热水配制的降黏体系CY-02）驱替的含水率和采收率曲线。注入量为1 PV时，120℃热化学驱比单独120℃热水驱采收率提高16.39%，采出液的含水率降低约3%；相同时间内，前者的采出速度更快，采出液含油量占比更大，说明化学体系的加入有效提高了波及体积和洗油效率。驱替至含水99%时，采用120℃热化学驱最终采收率比单独120℃热水驱提高10.65%，说明该化学降黏体系能够有效采出水驱残余油，提高原油采收率。

图4 不同驱替方式下含水率及采收率曲线

3 现场试验

3.1 试验井井况

A 井为渤海稠油区块S 油田一口水平调整井，属于砂岩油藏，斜深1638 m，垂深937.15 m，水平段长度441 m，防砂方式为优质筛管+砾石充填防砂。地层温度56℃，原始地层压力5.5 MPa，孔隙度35.1%，含水饱和度26.7%，渗透率4564×10-3μm2。原油中胶质、沥青质含量为25.60%，黏度（50℃）为2076 mPa·s。该井于2013年开始投产，投产后产液量递减迅速，2017年8月24日过载停泵。停泵前该井日产液25 m3，日产油21 m3，含水14%，流压1.96 MPa，停泵3个月。分析认为，由于油稠、流动性差，近井地带有机堵塞导致过载停泵。

3.2 施工工艺

（1）清洗泥浆池及注入管线，将地热水用加热装备加热至约95℃，然后在泥浆池配制500 m3化学降黏体系CY-02（0.4%磺基甜菜碱类表面活性剂LHSB+0.2%改性聚醚类表面活性剂 PFC-1），使用酸化泵注入井底，注入速度为10数15 m3/h。

（2）吞吐液注入作业结束后，注入20 m3的95℃水顶替，焖井36 h后开井正常生产。

3.3 效果分析

措施后，油井恢复正常生产，流压最高5.25 MPa，较措施前（1.96 MPa）提高3.29 MPa，说明原油在地层中流动性提高，油井供液能力明显提升。措施后，产液量最高提升至49.2 m3/d，日产油量最高至22.7 m3，该油井稳定生产至 2018年2月，累产油量1153 m3，达到了较好的试验效果。现场取样分析测定结果表明，产出液的黏度有明显降低，形成了水包油乳状液状态，说明该化学降黏体系起到了明显的乳化降黏作用。

4 结论

化学降黏体系CY-02（0.4%磺基甜菜碱类表面活性剂LHSB+0.2%改性聚醚类表面活性剂 PFC-1）耐温可达120℃，NaCl 容忍度＞40000 mg/L，CaCl2容忍度＞1500 mg/L，对渤海某稠油区块S油田脱气原油的降黏率可达到98%以上，具有优良的耐温耐盐性能。

该体系与原油间的界面张力为10-2mN/m 数量级，可大大减小液珠在孔喉中的渗流阻力，体系可使岩石表面由油湿转变为水湿。

该体系的加入可有效提高波及体积和洗油效率，有效采出水驱残余油，提高原油的采收率，比单独热水驱具有明显的技术优势。该体系配合热采吞吐可有效解决稠油常规低效井油稠、流动性差和近井及井筒堵塞等问题，具有广阔的现场应用前景。