海上热采井产出液乳化特性及防乳化研究

刘 昊，王秋霞，张 华，王弘宇，汪 成

1.中海石油(中国)有限公司天津分公司；2.中海油田服务有限公司天津分公司：天津 300459

稠油热采是开采稠油的有效方法[1-3]，但是稠油热采后产出液中的油包水乳状液，尤其当含水率在30%～50%时，容易造成平台的加热脱水设备油水分离效果差，甚至引起电脱水设备工作电流过高而导致外输原油含水率升高[4-5]。同时油水乳化可能会堵住地层孔喉，影响油流通道，从而影响热采井产量。目前的研究主要是采用搅拌器搅拌的方法评价稠油乳状液的稳定性及影响因素。康万利等[6-7]研究发现，剪切速率越大、乳化时间越长、水滴粒径越小，乳状液越稳定；含水率越大、温度越高，乳状液稳定性越低。孟江等[8-11]研究发现，油包水乳状液的黏度随温度的上升而下降，随含水率的上升而上升。目前对原油与乳状液的渗流规律及对地层产油量的影响的研究很少。为此，根据热采产出液的特征，采用一维驱替岩心实验，考察乳状液与原油在岩心中的渗流规律及其对后续蒸汽驱注入压力的影响，同时开展防乳破乳剂对乳状液的防乳化研究，有效降低海上蒸汽吞吐热采产出液的乳化程度，从而改善热采效果。

1 实验过程

1.1 原料和仪器

防乳破乳药剂、目标油田原油、蒸馏水、模拟岩心等。

RS6000 Hakke流变仪，赛默飞世尔科技公司；LEICA DM2500P显微镜及配套仪器，德国徕卡公司；T18高速分散机，德国IKA公司。

1.2 实验方法

1.2.1 稠油乳化实验

在一定油水比下进行原油与模拟岩心水的乳化实验，以油水质量比6∶4为例，实验步骤如下：1)先取60 g原油加入250 mL烧杯中，用保鲜膜将烧杯封住，并放入60 ℃的水浴锅中加热10 min；2)将加热后的烧杯放在高速分散机下，调整高速分散机的搅拌棒离烧杯底部2 cm，启动高速分散机，转速为8 000 r/min；3)以1 mL/min的速度缓慢逐滴加入40 g模拟岩心水；4)将烧杯中的液体放到80 ℃水浴锅中，加热2 h后拍照并读取烧杯中游离水的体积，然后取烧杯中上层原油，用流变仪测定该原油在不同温度下的黏度。

1.2.2 防乳破乳剂的防乳化性能测试

实验方法与1.2.1相似，只需将模拟岩心水更换为防乳破乳剂溶液。

1.2.3 原油和乳状液的渗流实验

参照SY/T 6315—2006《稠油油藏高温相对渗透率及驱油效率测定方法》，测定脱水原油与乳状液在渗透率为3 000×10-3μm2或1 002×10-3μm2的岩心管中的渗流特征差异和对注蒸汽压力的影响。具体的实验步骤如下：1)在52 ℃下用脱水原油进行岩心驱替实验，注入速度分别为0.5，1.0，1.5 mL/min，记录注入压力的变化；2)用350 ℃蒸汽进行单管驱替实验，蒸汽注入速度为1 mL/min，记录注入压力的变化；3)在52 ℃下用油水质量比6∶4配制的乳状液进行岩心驱替实验，注入速度分别为0.5，1.0，1.5 mL/min，记录注入压力的变化；4)用350 ℃蒸汽进行单管驱替实验，蒸汽注入速度为1 mL/min，记录注入压力的变化。

1.2.4 防乳破乳剂的动态防乳化性能评价

考察蒸汽驱、蒸汽驱伴注防乳破乳剂时岩心注入压力的变化，观察产出液的微观形态。岩心的渗透率为1 002×10-3μm2，蒸汽温度为350 ℃，注入速度为1 mL/min。具体实验步骤为：1)按照1.2.3填制渗透率为1 002×10-3μm2的岩心管，并饱和乳状液；2)对饱和过乳状液的岩心管进行蒸汽驱；3)重新饱和乳状液；4)对饱和过乳状液的岩心管进行前置0.05 PV的0.5%防乳破乳剂+蒸汽驱伴注0.5%防乳破乳剂。

2 结果与分析

2.1 脱水原油与产出液的黏度

渤海C油田A3井脱水原油与产出液的黏度对比见表1。50 ℃下产出液的黏度比脱水原油的黏度大1 042 mPa·s，且测得原油中含水12%，说明产出液中存在乳化现象。

表1 A3井脱水原油和产出液的黏度

2.2 原油四组分分析

胶质沥青质是原油中的天然乳化剂，参照NB/SH/T 0509—2010《石油沥青四组分测定法》对渤海C油田A3井脱水原油进行原油四组分分析，结果见表2。A3井原油中胶质和沥青质的总质量分数为37.5%，说明A3井原油容易与岩心水形成乳状液。

表2 脱水原油四组分分析结果

2.3 乳状液的黏温曲线

模拟岩心水与原油的乳状液的黏温曲线如图1所示。温度为50 ℃时，随着含水率从0增加至50%，原油与岩心水形成的乳状液的黏度从2 585 mPa·s增加至14 830 mPa·s，油水质量比为5∶5时乳状液的黏度是原油黏度的5.74倍。

图1 模拟岩心水与原油的乳状液的黏温曲线

2.4 原油与乳状液的驱替渗流速度与压力梯度

原油与乳状液的驱替渗流速度与压力梯度的关系见图2。

图2 原油与乳状液的驱替渗流速度与压力梯度曲线

相同渗透率下，随着渗流速度的增大，压力梯度增加；相同渗透率下乳状液的压力梯度大于原油的压力梯度，乳状液需在更高的压力梯度下才能流动；随着渗流速度的增加，乳状液在低渗管(渗透率为1 002×10-3μm2)与高渗管(渗透率为3 000×10-3μm2)的压力梯度差逐渐变大；乳状液在低渗管中的压力梯度与渗流速度的斜率，明显大于原油的斜率，说明乳状液在低渗管中对渗流速度更加敏感，随着渗流速度的增加，其压力梯度上升最快。

相同渗流速度下，乳状液在低渗岩心中的压力梯度明显高于原油的压力梯度。当油水乳化发生在低渗层时，需要更大的生产压差才能使乳状液从岩心中产出；甚至同一生产压差下，由于生产压差不足，会导致乳状液堵塞油流通道而影响原油的产出，使日产油量明显下降。在高渗管中，相同渗流速度下乳状液与原油的压力梯度差距不明显，压力梯度为20 MPa/m时，乳状液与原油共同从岩心中产出。而该压力梯度下低渗管中乳状液不能从岩心中采出。

2.5 蒸汽驱替压力曲线

原油和乳状液饱和岩心后进行蒸汽驱的压力曲线见图3。

图3 原油和乳状液饱和岩心后进行蒸汽驱的压力曲线

不同渗透率岩心中，蒸汽驱替乳状液的注入压力高于驱替原油的注入压力。其中渗透率为1 002×10-3μm2的岩心管中原油驱替后接着蒸汽驱，蒸汽的最高注入压力为1.86 MPa；乳状液驱替后接着蒸汽驱，蒸汽的最高注入压力为5.01 MPa。乳状液提高了蒸汽最高注入压力达3.15 MPa。另外由于乳状液的黏度大，注入岩心中的蒸汽腔较小，且容易形成突进，因此其产出液中的含油量较少，且产出液中的水较清澈。

2.6 防乳破乳剂的防乳化性能

针对原油乳化的现象，采用防乳破乳剂防乳化。通过对比加入防乳破乳剂前后的油水乳化情况与乳状液黏度的变化，判断防乳破乳剂的防乳化效果。

防乳破乳剂的防乳化试验结果如表3所示。油水质量比为5∶5至7∶3时，300 ℃老化和350 ℃老化后防乳破乳剂均可以对乳状液进行破乳，油水分层明显，烧杯中上层原油的黏度大幅降低。

表3 不同油水比下防乳破乳剂的防乳化效果

配制质量分数为1%的防乳破乳剂溶液并将其与A3井脱水原油以油水质量比7∶3进行乳化，然后在显微镜下观察未加防乳破乳剂溶液的乳化原油与加入防乳破乳剂溶液的乳化原油的形态，结果见图4。未加防乳破乳剂的乳状液中，水珠密集，油水乳化严重；而乳状液中加入防乳破乳剂溶液之后，水珠数量急剧减少，破乳效果良好。

图4 加入防乳破乳剂前后原油的微观形态

2.7 防乳破乳剂在岩心中的破乳与降低注入压力作用

通过对比加入防乳破乳剂前后岩心的注入压力以及产出液的变化，判断防乳破乳剂的防乳化效果。实验方法见1.2.4，实验结果如图5所示。蒸汽驱时最高注入压力为5.01 MPa，蒸汽伴注防乳破乳剂后蒸汽驱的最高注入压力为1.84 MPa，说明防乳破乳剂在岩心中可以降低蒸汽注入压力。

图5 防乳破乳剂的动态防乳化性能

对填砂管驱出液中的上层原油进行取样涂片，然后在显微镜下观测，结果如图6所示。蒸汽驱出的原油中水滴密集，油水乳化严重。而注入防乳破乳剂之后，驱出原油中含水较少，乳化作用被抑制，这是由于防乳破乳剂分子可以分散在原油中，并且快速接触原油中的油水界面，然后通过分子间的作用力使原油中的小水滴聚集并且形成游离水。

图6 加入防乳破乳剂前后原油的微观形态(200倍)

由图5和图6可知，防乳破乳剂在岩心中具有破乳与降低蒸汽注入压力的双重作用。

3 结论

1)随着含水率从0增加至50%，原油与岩心水形成的乳状液的黏度从2 585 mPa·s增加至14 830 mPa·s，油水质量比为5∶5时乳状液的黏度是原油黏度的5.74倍。

2)相同渗流速度下，乳状液在渗透率为1 002×10-3μm2的低渗管岩心中的压力梯度明显高于原油的压力梯度。当油水乳化发生在低渗层时，需要更大的生产压差乳状液才会从岩心中产出；甚至同一生产压差下，由于生产压差不足，导致乳状液堵塞油流通道而影响原油的产出，使日产油量明显下降。

3)在渗透率为3 000×10-3μm2的高渗管中，相同渗流速度下乳状液与原油的压力梯度差距不明显，在生产压差较充足的条件下，乳状液与原油共同从岩心中被采出，而该压差下低渗管中乳状液则较难从岩心中采出。

4)注入的防乳破乳剂在岩心中具有破乳与降低蒸汽注入压力的双重作用。