调剖剂对采出液稳定性影响的实验研究

曾志强，赵伟，靖波，华朝，尹先清

(1.长江大学 化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023； 2.中海油研究总院 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028)

提高油田开发效率的常用工艺措施是通过调剖作业封堵水流优势通道，以降低采出液含水率；但调剖工艺往往存在着采出液稳定性强、脱水困难等问题[1-3]。国内外学者大多研究调剖剂的合成[4-6]以及其性能评价[7]，对于调剖剂与采出液稳定性的关系以及现场最优加量关注较少[8]，但是采出液中残余药剂对后续采出液破乳、污水处理有着极其重要的意义[9-10]。基于此，本文研究了不同温度下、不同调剖剂残余量对采出液稳定性的影响，以油中含水率、水中含油率、表面张力以及ζ电位作为评价指标，评价其稳定性，确定最优设计量，用于指导现场调剖工艺设计。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

CCl4，色谱级；二甲苯、盐酸均为分析纯；油井采出水、采出原油(含水19.2%)、调剖剂等取自于某油田现场，调剖剂由聚合物(HPAM分子量 1 000 万)、交联剂(硼酸酯类)、助剂(烷基硫酸类)、颗粒调剖剂(TJ-1)组成。

JC-0IL-6型红外测油仪；XGRL-4A型恒温滚子炉；FA300型高速乳化机；JS94H型ζ电位仪；TX-500C旋转滴界面张力仪。

1.2 实验方法

1.2.1 采出液配制 模拟原油和井水在地层的乳化状态(井口油层温度为60 ℃)，将定量井水与原油60 ℃、4 000 r/min下用高速乳化机乳化30～40 min，乳化后含水量为50.02%。按照聚合物1.4%、交联剂0.4%、助剂0.2%、颗粒调剖剂0.5%的加样顺序，设置残余药剂梯度0，10%，20%，30%，40%，50%，60%，分别加到乳化完成的液体中。

1.2.2 稳定性实验 模拟采出液在地层下的状态，将样品在恒温滚子炉中，转速50 r/min，恒温滚动168 h，模拟不同地层温度梯度70，80，90，100，110 ℃，滚动完全后取出，60 ℃下静置2 h，待油水分层，分别取出油相和水相，测其油水率。

1.2.3 稳定性评价指标 取油相和水相用旋转滴界面张力仪测界面张力；取上层油相共沸精馏测定油中含水；取下层水相萃取后用红外测油仪测水中含油；取下层水样用ζ电位仪测ζ电位。

原油含水和水中含油测定按照GB/T 260—2016《石油产品水含量的测定 蒸馏法》和HJ 637—2018《水质 石油类和动植物油类的测定 红外分光光度法》，ζ电位以及界面张力测定按照GB/T 32668—2016《胶体颗粒Zeta电位分析电泳法通则》和SY/T 5370—2018《表面及界面张力测试方法》。

2 结果与讨论

2.1 残余药剂量对采出液油水分离效果的影响

分别用空白和6种不同残余药量进行稳定性实验，测定采出液的水中含油率和油中含水率，结果见图1、图2。

图1 残余药剂量与采出液中水中含油变化趋势Fig.1 The relationship between the residual drug dose and the oil content in water of produced liquid

由图1和图2可知，当温度一定时，随着调剖剂残余量的升高，水中含油率和油中含水率均呈上升趋势。油中含水率随调剖剂残余药剂量增大是因为随着残余药剂量加大，吸附在原油表面的药剂增多，使得采出液亲水性增加，破乳难度增大。同时采出液热力学稳定性提高，形成油水均匀混合物，不易形成连续易分离的水相，导致油中含水量升高。对水中含油而言，残余药剂量升高，药剂与水互溶后，水相黏度增加，加大了油珠聚集为大颗粒油珠的难度，油水分离困难，水中含油率随着调剖剂量增加而上升。当残余药剂量在30%内，油水率增长速度快，30%以后增长缓慢，达到限值。残余药剂量30%以内，油中含水率和水中含油率均<50%，采收效率较高，因此调剖剂注入设计量应控制在残余药剂量30%以内为宜。

图2 残余药剂量与采出液中油中含水变化趋势Fig.2 The relationship between the residual drug dose and the water content in oil of produced fluid

2.2 温度对采出液油水分离效果的影响

5种不同温度下残余药剂量的稳定性实验，测定处理后采出液的水中含油率和油中含水率，结果见图3、图4。

图3 温度与采出液中水中含油关系Fig.3 The relationship between temperature and oil content in water of the produced fluid

图4 温度与采出液中油中含水关系Fig.4 The relationship between temperature and water content in oil of the produced fluid

由图3、图4可知，调剖剂残余药量一定时，随着温度的升高，水中含油率和油中含水率均呈下降趋势。采出液温度升高，加快了采出液油水分子的热运动，油相黏度下降，水在连续相中的流动性增强，水珠在油连续相中碰撞几率变大而更容易聚并，形成水连续相从油相中分离出来，油中含水量降低。同时，温度上升导致水滴与油滴黏合性下降，油滴更容易与水滴分离，油滴碰撞结合形成连续流动的油相从水相中分离出来，因此采出液的水中含油率下降。当温度≥100 ℃时，油中含水率和水中含油率均<30%。油中含水率低，开发效率提高，利于地面油水分离，因此调剖剂注入设计量应控制在残余药剂量30%以内为宜。

2.3 残余药剂量对ζ电位绝对值影响

测定稳定性实验后，分离后的含油污水ζ电位变化分析其稳定性，结果见图5。

图5 残余药剂量与采出液ζ电位绝对值关系Fig.5 The relationship between the residual drug dose and produced fluid Zeta potential

由图5可知，随着残余药剂量的增加，采出液稳定性呈缓慢上升趋势，ζ电位绝对值表现为小幅振荡变化，相较于残余药剂量>30%时，30%内ζ电位绝对值在5.2 mV上下小幅振荡，明显较低。油水分离后含油污水稳定性较弱，容易破乳，降低了油水分离难度。因此在残余药量的控制方面，从采出液分离出污水稳定性看，调剖剂注入设计量控制在残余量30%以内较优。

2.4 不同残余药量的油水界面张力

分别测定10%，30%和50%三种残余药量在不同时间实验后的油水界面张力值，结果见图6。

由图6可知，三种不同残余药剂量稳定后，油水界面张力随着稳定时间的延长而小幅振荡，保持在平稳状态；但随着药剂残余量增大，界面张力明显变小，在残余药量>30%时油水界面张力快速下降；就界面张力而言，相同的界面面积，当界面张力较大时，油水界面更易自发缩小，采出液体系油水平衡更容易打破，较低的油水界面张力表现为采出液体系稳定不易脱水。因此调剖剂残余量应控制在30%内为宜，利于地面工程的油水分离处理。

图6 不同采出液油水界面张力变化趋势Fig.6 Variation trend of oil-water interfacial tension of different produced fluid

3 结论

(1)温度一定时，随着调剖剂残余量的升高，水中含油率和油中含水率均出现上升趋势；残余药剂量≤30%，上升较为迅速，30%后缓慢上升，残余药剂量≤30%时油中含水率与水中含油率均≤50%。调剖剂残余药剂量一定时，随着温度的升高，水中含油率和油中含水率均下降，在110 ℃残余药剂量10%时，油中含水率21.11%，水中含油率24.77%。

(2)残余药剂量的增加，采出液中的油水稳定性增加，含油污水ζ电位值呈小幅振荡变化；相较于残余药剂量>30%，30%内ζ电位绝对值在 5.2 mV 上下振动，明显较低，采出液稳定性较弱，更容易破乳。

(3)相同残余药剂量下油水界面张力随着稳定时间的延长变化较小，保持在平稳状态。随着药剂残余量增大，界面张力明显变小，残余药量30%时油水界面张力在2.2 mN/m波动，但随残余药剂量增加界面张力快速下降，采出液体系稳定性增大，加大采出液脱水难度。

(4)采出液中调剖剂残余药剂量，控制在30%内较优，采出液热力学平衡易打破，利于采出液脱水。