水溶性稠油降黏剂性能影响因素分析

邹剑　王弘宇　王秋霞　张华　韩晓冬　米恒坤

摘      要： 以渤海油田兩种典型的水溶性稠油降黏剂为对象，包括小分子表面活性剂SR和高分子ZK，通过填砂管驱替实验，研究了温度、盐度和渗透率对于它们驱油性能的影响。结果表明：在相同条件下，ZK的驱油效果优于SR;温度升高、盐度升高和渗透率降低不利于两种降黏剂驱油效果的提升。通过界面张力测试、降黏性能测定、溶液表观黏度测定、微观可视化驱替实验，探讨了温度和渗透率影响降黏剂驱油效果的原因。结果表明：温度升高促使体系界面张力升高、降黏性能下降、溶液表观黏度降低，不利于降黏剂提升洗油效果和扩大波及范围。微观驱替实验结果表明，ZK在不同渗透率下均具有更好的波及效果;在低渗条件下，形成的乳状液滴尺寸小，不利于调整吸水剖面。

关  键  词：稠油降黏;乳化;采收率;两亲聚合物;耐温抗盐

中图分类号：TE39          文献标识码： A   文章编号： 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

我国稠油资源非常丰富，总量约为16亿t，约占原油总储量的25%～30%^[1]。如何采取有效的手段加快稠油资源的开发利用，对保障国家能源安全、促进社会发展具有重要的战略意义^[2]。在稠油注水开发时，由于注入水与稠油黏度相差过大，过高的水油流度比导致注入水突破早，在地层中形成低阻的水流通道，含水率迅速上升，注入水波及系数很低，油藏采出程度低，原油采收率通常在5%～10%^[3-5]。由此可见，降低原油黏度，是提高稠油采收率的重要方法之一。

稠油化学降黏是指向稠油中加入化学药剂，包括水溶性降黏剂和油溶性降黏剂，水溶性降粘剂通过乳化作用而降黏，油溶性降粘剂通过稀释和拆散胶质、沥青质网架结构而降黏。与油溶性降黏剂相比，水溶性降黏剂具有用量小、降黏率高、安全环保、成本低廉等优点^[6-7]。传统的水溶性降黏剂通常为HLB值在7～18范围内的水溶性表面活性剂。近年来，人们研发了一类水溶性高分子降黏剂，它是在以聚丙烯酰胺为骨架的大分子链上，引入具有两亲性能的单体，改善高分子的亲水亲油能力，增加高分子对原油的增溶和乳化能力，因此高分子降黏剂既能增加水相黏度，又能通过乳化分散作用降低原油黏度，提高原油流动性^[8-10]。两类水溶性降黏剂具有不同的分子结构和稠油降黏机制，本文通过测试温度、盐度和渗透率对于两类降黏剂降黏效果和驱油性能的影响，考察两类降黏剂的性能差异，对比分析两类降黏剂的适用油藏条件。本研究可以为稠油油藏化学降黏体系的筛选提供参考。

1  实验部分

1.1  实验材料

小分子表面活性剂型降黏剂SR、高分子型降黏剂ZK由中海油天津分公司提供;氯化钠、氯化钙、硫酸镁、氯化钾、碳酸氢钠（均为分析纯）购自国药集团化学试剂有限公司。

实验用油：渤海B油田脱水原油，性质及组成见表1。

实验用水：渤海B油田模拟地层水，各离子含量见表2。

1.2  实验方法

1.2.1  驱油性能评价

降黏剂的驱油性能采用DHZ-50-180型化学驱动态模拟装置评价。步骤如下：

1）向填砂管中加入石英砂，压实后称重;将填砂管饱和矿化水，再次称重;计算孔隙体积及孔隙度。

2）将填砂管注入原油直到出液口不再产水，计算饱和油量及含油饱和度。

3）将模拟矿化水注入饱和油的填砂管，出液口用量筒计液，直到含水率大于98%，停止水驱，计算水驱采收率。

4）注入0.3 PV的降黏剂溶液后，开始后续水驱，出口端含水98%驱替结束，计算最终采收率。

1.2.2  降黏性能评价

在一定温度下，以模拟矿化水配制降黏剂溶液，将稠油与降黏剂溶液按体积比7∶3混合，机械搅拌30 min（转速1500 r·min^-1）后，用Brookfield黏度计（DV-Ⅲ型）测量混合体系黏度，并由混合前后体系黏度之差与混合前体系黏度之比计算降黏率。实验过程中，SR降黏剂在矿化水中的质量浓度为

5 000 mg·L^-1，ZK降黏剂在矿化水中的质量浓度为1 500 mg·L^-1。

1.2.3  界面张力测试

按照标准《SY/T 5370-1999表面及界面张力测定方法》中的“旋转滴法”测量样品的界面张力。

1.2.4  微观驱油实验

采用微观可视化驱替模拟装置进行驱油实验，玻璃孔隙模型尺寸φ2.5 cm × 2.5 cm，驱替过程中拍照录像，记录不同时间模型中油水的分布。步骤如下：

1）将孔隙模型抽空，饱和原油。2）以1 mL·min^-1 的流量水驱油至模型不出油为止。     3）以1 mL·min^-1的流量注入化学药剂至模型不出油为止。

2  驱油性能评价

2.1  温度影响

小分子降黏剂SR驱替过程中注入压力、含水率和采收率的变化如图1所示，实验中填砂管的渗透率为1 400～1 600 mD。

从图中可以看出，在水驱的过程中，注入压力先上升后持续降低，当含水率到达90%以上时，注入压力基本上不变。注入SR段塞后，注入壓力出现上升，这是因为SR具有良好的乳化能力，在注入过程中原油被乳化成小油滴，这些小油滴在孔吼中产生贾敏效应，从而对流动产生阻力^[11]。当后续水驱结束时，SR提高采收率18.7%，这是由于SR可以有效实现稠油的乳化降黏，将附着在岩心孔隙上的稠油分散，从而提高采收率。

温度变化时，SR提高采收率情况如图3所示。从图中可以看出，当温度从50 ℃升高至80 ℃时，SR提高采收率的能力持续降低;当温度为80 ℃时，SR提高采收率12.9%。随着温度的升高，SR的分子热运动增强，SR在油水界面上形成吸附膜的强度降低;另外，SR的亲水亲油性能也受到温度的影响，表面活性剂过于亲水或者过于亲油，均不利于表面活性剂在界面上的吸附，由此可见，温度升高，不利于SR对于原油的乳化^[12]。此外，温度的变化，还将影响到界面张力，界面张力的变化对于贾敏效应和油相在孔隙中的渗流能力均存在影响。在实验中还发现，随着温度的升高，水驱采收率持续升高，这是由于原油黏度随着温度的升高而降低，高温下原油更容易被水驱动。

高分子降黏剂ZK驱替过程中注入压力、含水率和采收率的变化如图2所示。

与SR的驱替过程类似，当药剂注入后，可以观察到注入压力的上升和含水率的下降。然而，ZK的注入压力上升和含水率下降均强于SR，这是由于ZK具有较高的黏度，因此它在乳化原油的基础上，还可以改善水油流度比、扩大驱油剂的波及体积，从而具有更好地提高采收率能力。当实验结束时，ZK提高采收率23.2%，高于同等条件下的SR。

由图3可以看出，随着温度的升高，ZK的采收率提高能力持续下降;当温度为80 ℃时，ZK提高采收率16.4%。温度的升高，同样影响到ZK的吸附能力和亲水亲油性能，降低ZK对于原油的乳化能力;同时，温度的升高还可以降低ZK溶液的黏度，这将削弱ZK改善水油流度比、扩大波及体积的作用，不利于采收率的提高。

2.2  盐度影响

以模拟矿化水的矿化度为基准，分别配置了0.5倍、1.5倍、2倍和3倍矿化度的矿化水，测试SR和ZK在上述各矿化水中的驱油性能，测试温度为50 ℃，渗透率为1 400～1 600 mD，结果如图4所示。

从图中可以看出，随着矿化度的增加，SR和ZK提高采收率的幅度持续降低。当矿化度从0.5倍增加到3倍时，SR提高采收率从20.1%降低到16.5%，而ZK的提高采收率从25.5%降低到17.7%，由此可见，与SR相比，ZK对于矿化度的敏感程度更高。对于小分子而言，矿化度的升高，一方面可以提高水相的极性，改变降黏剂对于水相和油相的亲合能力;另一方面可以削弱降黏剂所带电荷之间的静电斥力，提升界面膜的强度^[13]。对于高分子而言，矿化度的升高除了上述作用之外，盐离子还可以屏蔽高分子分子链上的电荷，高分子构型更为蜷曲，分子间网络结构削弱，黏度显著降低^[14]。因此，盐度对于ZK驱油效果的影响更大。

2.3  渗透率的影响

渤海油田不同区块稠油油藏的渗透率差异显著，渗透率对于驱油剂的注入、吸附、驱替效果等性能具有很大的影响。填制渗透率分别为300～500 mD（低）、900～1 100 mD（中）和1 400～1 600 mD（高）的填砂管，考察渗透率对于SR和ZK驱油效果的影响，测试温度为50 ℃，结果如图5所示。

由图中可以看出，渗透率对于两种降黏剂的驱油性能影响很大，与中、高渗透率的情况相比，两者在低渗透率填砂管中的驱油性能显著下降。当渗透率下降时，多孔介质中孔吼的半径变小，藥剂的注入性变差，油滴产生的贾敏效应增强，不利于油水的运移;孔隙的比表面积增加，提高药剂在岩石表面的吸附量，降低药剂的有效浓度及洗油效果;此外，低渗透率储层非均质性更强，水突破后注入流体易沿大孔道流出，降黏剂扩大波及范围的能力受限。相较于ZK，渗透率对于SR的影响更加明显，这是因为ZK在控制油水流度比、扩大波及范围方面具有更好的效果。

3  温度影响原因分析

以温度为例，通过降黏剂基本性能和参数的测定，从微观角度进一步探讨外界条件影响降黏剂驱油性能的原因。

3.1  界面张力测试

测试了不同温度下SR和ZK的界面张力，结果如图6所示。从图中可以看出，在相同温度下，SR的界面张力低于ZK。这是因为，小分子结构规整、分子构型少，在油水界面上容易规则排布，形成很好的界面膜;而高分子两亲部分无规排布、分子构型复杂多变，难以形成规整的油水界面膜^[15]。当温度升高时，SR和ZK的界面张力均逐渐升高，然而ZK的升高幅度高于SR。过高的界面张力，对于乳化和洗油可能都是一个不利的因素。

3.2  降黏性能测试

由图7可以看出，SR具有很好的降黏效果，在测试温度范围内，降黏率都在95%以上;在相同温度下，SR的降黏性能优于ZK;当温度升高时，SR的降黏率略有下降，而ZK的下降趋势更明显。SR和ZK的降黏性能变化规律与它们的界面张力变化规律一致，这说明降黏剂在油水界面良好的吸附，是获得良好乳化能力的基础。需要指出的是，在石油开采过程中，过高的乳化能力使得采出液破乳困难、后处理繁杂，这在海上油田开发中更为明显。因此，降黏剂合适乳化性能的选择十分重要。

3.3  表观黏度测试

高分子型降黏剂为丙烯酰胺聚合物的衍生物，分子上往往还带有羧基、磺酸基等阴离子基团，属于聚电解质化合物，因此温度对它的表观黏度有一定的影响。

由图8可以看出，随着温度的升高，ZK的表观黏度持续降低，这与常规的驱油聚合物部分水解聚丙烯酰胺的表观黏度—温度关系一致。表观黏度的降低，对于聚合物扩大波及范围、驱油剂溶液提升黏弹性性能都是不利的，因此聚合物的驱油性能随着温度的升高而降低^[16]。

4  微观驱油实验

为了分析两种降黏剂在多孔介质中驱替原油的过程，我们选用高渗玻璃模型和低渗玻璃模型，通过微观可视化装置观察了驱替前后的油水分布，以及驱替中乳液的形成和运移过程。

从图9可以看出，将降黏剂注入饱和油的高渗玻璃模型，水从流出端突破，形成流通性好的中间流道，边角处的残余油难以被波及;ZK由于具有较高的表观黏度，波及区域明显高于SR，这与填砂管驱替实验的结果一致。在低渗玻璃模型的实验中，也观察到了类似的实验现象。

从图10可以看出，将SR注入高渗和低渗模型中，都可以观察到大量乳状液的生成。在保持注入流量不变的情况下，由于低渗模型中孔隙度低，孔径更狭窄，降黏剂在其中的流速快，剪切强，形成的乳状液滴尺寸小，难以实现有效封堵孔喉、调整吸水剖面的效果，这与填砂管驱替实验的结果一致。由此可见，在不提升注入液黏度的情况下，强剪切应力不利于发挥降黏剂乳化降黏驱油的效果。

5  结 论

1）针对两种水溶性稠油降黏剂，包括小分子表面活性剂型SR和高分子型ZK，对比评价了它们对于渤海B油田稠油的驱油效果，结果表明同等条件下，ZK提高采收率的效果更好。

2）温度和盐度的升高，对于两种降黏剂的驱油性能均有不利影响。以温度的影响为例，温度升高导致界面张力升高、降黏性能降低和聚合物溶液表观黏度降低，不利于提高驱油剂的洗油效率和波及系数。

3）渗透率的降低，对于两种驱油剂的驱油性能均有不利的影响。微观驱油实验表明，低渗模型中孔径狭窄，降黏剂在其中的流速快，剪切强，形成的乳状液滴尺寸小，不利于封堵孔喉、调整吸水剖面。

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基金项目：中海石油（中国）有限公司重大项目，“渤海油田3000万吨持续稳产关键技术研究”课题四“稠油规模化热采有效开发技术”（项目编号：CNOOC-KJ135ZDXM36TJ04TJ）。

收稿日期：2020-03-04

作者简介：邹剑（1969-），男，高级工程师，1992年毕业于西南石油大学石油地质勘查专业，研究方向：海上采油工艺技术。E-mail：zoujian@cnooc.com.cn。