海上稠油化学吞吐室内实验研究与现场应用

周明 熊书权 王少华 孙玉豹 林珊珊 梅伟

摘      要：针对稠油开采过程中，原油黏度高、流动性困难等问题，优选出了用于化学吞吐的乳化降黏体系JN-1，并对该体系进行了室内评价和现场试验。研究结果表明，该体系与原油的界面张力为10-2 mN·m-1，相对于原油与水的界面张力降低了99.8%，在油水比为7：3下该体系形成的乳状液黏度32.35 mPa·s，降黏率94.11%，具有较强的乳化能力和静态洗油能力，动态驱油实验表明，该乳化降黏体系比单独水驱采收率提高10.4%。通过在南海某稠油油井的现场施工，取得了较好的应用效果。

关  键  词：稠油;化学吞吐;乳化降黏;低界面张力;室内模拟;采收率

中图分类号：TE 345       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）04-0686-04

Abstract： In order to solve the problems of high viscosity and difficult flow in the process of heavy oil production， an emulsion viscosity reduction system JN-1 for chemical huff and puff was selected. Indoor evaluation and field test of the system were carried out. The results showed that the interfacial tension of the system and the crude oil was 10-2 mN.m-1， and was reduced by 99.8% relative to the interface tension of oil and water. When the oil-water ratio was 7：3， the viscosity of the emulsion was 32.35 mPa·s， and the viscosity reduction rate was 94.11%， it showed strong emulsifying capacity and static displacement efficiency. The dynamic displacement test showed that the emulsion viscosity reduction system increased the recovery rate by 10.4% compared to the individual flooding. In the construction of a heavy oil well in the South China Sea， good results have been achieved.

Key words： Heavy oil;Chemical huff and puff; Emulsification viscosity reduction; Low interfacial tension; Indoor simulated; Recovery ratio

我国海上稠油资源丰富，但是由于其黏度高、流动阻力大，开采较为困难[1]。目前海上稠油开采方式以热采为主，包括蒸汽吞吐、多元热流体吞吐等技术[2-4]，但海上热采对于油藏条件要求较高，不适用于油藏埋深较深、油层物性较差的油田[5]。化学吞吐技术是利用化学驱油机理结合吞吐方法提出的一项稠油冷采技术，通过将化学活性体系溶液注入到井下，使稠油分散乳化成水包油形态，流动液黏度大大降低，降低油水界面张力，减少了流体的流动阻力，改变地层的润湿性，从而提高稠油产量和采收率[6-8]。该技术油藏适应性广，施工工艺方便，见效快，在稠油开采中具有独特的技术优势，陆地稠油油田应用广泛[9-11]。为保障海上稠油油田的开采，本文基于南海某稠油区块油井进行了化学吞吐技术研究，包括针对该稠油区块油品的化学活性体系筛选评价，室内动态驱油评价等研究，为海上稠油化学吞吐的实施提供了指导意义。

1  室内实验研究

1.1  化學吞吐体系配方及室内静态评价

根据油田工况，设计了化学吞吐体系配方为JN-1，由两性离子表面活性剂JN-1-A、聚醚类表面活性剂JN-1-B和添加剂JN-1-C组成。

1.1.1  油水界面张力测定

采用TX-500界面张力仪，常温下（24 ℃）分别测量水样、化学降黏体系与南海某油田A井原油间的界面张力，结果如表1所示。

油水样 油水界面张力/（mN·m-1） 降低率，%第一次 第二次 平均值原油+水样 43.7 45.3 44.5原油+化学降黏体系 0.065 0.061 0.054 99.8

1.1.2  乳化降黏能力测定

（1）不同油水比时的乳化降黏性能

由于吞吐液注入地层后，地层各处吞吐液与原油的比例不尽相同，为充分研究不同油水比下该吞吐液体系的降黏效果，根据中海油《稠油化学降黏工艺实施规范》，将化学降黏体系溶液与原油配置不同油水比的乳状液，观察体系的乳化降黏效果，使用测定HAAKE RS6000旋转流变仪测定不同油水比下的降黏率，结果如表2。

表2可知，当油水比大于3∶1时，加入化学体系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，亦未形成明显的油包水乳状液，当油水比小于3∶1时，能够形成比较好的水包油乳状液，降黏率达到90%，具有很好的降黏增产效果。

（2）乳化分散效果测定（弱动力）

取两只250 mL试管，分别倒入相同体积的水和化学降黏体系溶液，然后倒入同等体积的原油，轻轻晃动试管，观察晃动过程中，试管内相态随时间的变化情况。

由实验可知，原油在化学降黏体系中轻轻晃动即可均匀分散在溶液中，说明体系乳化效果好，在低作用力下亦可发生较好的乳化现象，当静置60 min后，再次油水分层，说明体系稳定性适当，利于后续产出液处理（图1-2）。

1.1.3  静态洗油能力评价

将油砂洗净、晾干后，在高温下烘干4 h，取30 g砂装入刻度试管，滴入10 mL模拟油，使油饱和，取化学降黏体系溶液50 mL，慢慢沿壁流入刻度试管，记录排出的油量和底部油砂情况。

实验结果表明，油砂浸没在化学降黏体系溶液中的排油量显著大于浸没在水中的排油量，这主要是因为化学降黏体系能大幅度降低界面张力，改善润湿，能剥离油膜。

1.1.4  体系润湿性能评价

将玻璃片分别用肥皂液、丙酮清洗后，置于红外干燥器中烘干，然后浸入煤油中使其亲油，再分别置于地层水样和的化学降黏体系溶液中加热至油藏温度（75 ℃），恒温浸泡1 h后，取出烘干，将水滴滴在镜片上观察其润湿情况。

由图3-4可知，水滴在地层水浸泡过的滑片上呈珠状，表明滑片表面亲油，而在化学降黏体系溶液浸泡过的滑片上能够连续均匀地分散开，表明滑片表面亲水，说明化学降黏体系能明显改善润湿情况，使岩石表面从油湿转变为水湿，从而剥离岩石表面油膜，提高采油率。

1.2  化学降黏体系动态驱油实验

为研究该化学降黏体系的动态驱油效果，开展了一维驱替模拟实验。

1.2.1  实验装置及材料

恒温箱、注入泵、填砂管（?38 mm×600 mm）、中间容器（1 000 mL）、压力传感器。

1.2.2  实验步骤

（1）首先将模型抽真空饱和地层水，然后用A井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1.0～2.0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，计算出岩心原始含油饱和度。

（2）1#填砂管：使用化学剂进行驱替至含水98%，实验温度75 ℃，分别计录下各个阶段驱出油量及驱出油的黏度，然后计算化学剂驱的驱油效率。

（3）2#填砂管：驱替过程采用配制的模拟地层水（75 ℃）;注入地层水达到突破压力之后，驱出原油见水，收集此时的原油油样测试黏度及含水。驱替至驱出液中含水超过98%停止注入。水驱结束后分别注入化学剂溶液0.5 PV，然后用模拟地层水进行驱替，直至驱出液中含水超过98%后停止注入。分别计录下各个阶段驱出油量及驱出油的黏度，然后计算水驱与化学劑驱的驱油效率。

1.2.3  实验结果

由图5、图6可知，驱替至含水98%时，采用化学体系比单独水驱驱油效率能提高10%，主要是由于体系的低界面张力，原油黏度降低;对同一岩心，水驱至98%含水后，注入化学体系后，可在原基础上提高驱油效率10.4%。实验说明，该化学降黏体系能够有效的采出水驱残余油，提高原油的采收率。

2  现场试验

2.1  试验井井况

A井为南海某稠油区块一口水平生产井，砂岩油藏，完钻垂深1 414 m，斜深2 195 m，水平段长度447 m，防砂方式为裸眼+5-1/2″1Cr-L80 ICD控水筛管。地层温度73 ℃，原始地层压力14 MPa，孔隙度27.4%，含水饱和度26.7%，渗透率396.8 mD，原油胶质含量7.97%，沥青质6.02%，地面原油黏度549 mPa·s（50 ℃）。该井于2016-09-02开始投产，投产后产液量递减迅速，作业前产液63.9 m3/d，含水6.9%。

2.2  施工简况

（1） 清洗泥浆池及注入管线， 停井后向油管内注入柴油10 m3，避免油温降低后堵塞油管，影响后续注入;

（2） 将过滤海水用加热装备加热至80～85 ℃，然后在泥浆池配置相应浓度的化学降黏体系溶液500 m3，使用酸化泵通过油管注入井底。

（3） 吞吐液注完后，注入70 m3过滤海水作为顶替液，将吞吐液顶替至油层深处，焖井36 h后，开井正常生产。

2.3  效果分析

化学吞吐后，该井取得了较好的应用效果。措施后，起泵开井产液量最高提升至98.4 m3/d，起泵5 d见油，日产油量最高至60.6 m3，相比措施前增加30%。现场取样分析，测定其产出液黏度有明显降低，且产出液在滤纸上均可润湿，形成水包油乳状液状态，说明该化学降黏体系起到了明显的乳化降黏作用。

3  结 论

（1） 优选的化学降黏体系JN-1与稠油可形成低界面张力，具有较强的乳化能力和静态洗油能力，可起到降黏增产的效果，同时可明显改善岩石的润湿情况，剥离岩石表面油膜，提高采油量。

（2） 该化学降黏体系能够有效的采出水驱残余油，提高原油的采收率，比单独水驱具有明显的技术优势。

（3） 该项技术施工工艺简便，见效快，成本相对较低，有很好的应用前景和市场。

（4） 后续针对不同目标井，注入量、注入时机等参数还需进一步优化完善。

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