江37稠油油田注降黏劑驅油實驗研究

車洪昌

（中國石油大慶油田有限責任公司第九采油廠）

江37稠油油田注降黏劑驅油實驗研究

車洪昌

（中國石油大慶油田有限責任公司第九采油廠）

針對江37稠油油田蒸汽吞吐開采稠油過程中出砂嚴重的情況，進行了注表面活性劑降黏驅油室內實驗研究。表面活性劑篩選實驗表明，FPS-H分散型稠油降黏劑與江37稠油油田采出污水具有較好的配伍性，可使油/水界面張力下降到0.05 mN/m，稠油乳化降黏率達到92.1%。驅油實驗結果表明，FPSH降黏劑驅最佳注入量為0.5 PV，最佳注入速度為1.0 mL/min，注入方式應選擇0.5 PV段塞-后續水驅方式，注入水溫度不宜超過50℃。

稠油；降黏劑；驅油；實驗研究

大慶江37稠油油田含油面積約0.19 km2，地質儲量18.5×104t，區塊砂體小、分布零散、厚度薄，油藏埋藏深度為585～605 m，平均孔隙度為33.1%，平均滲透率為 1 436 mD，屬高孔、高滲稠油油藏[1-3］。其主力油層高臺子組平均地層厚度為22.8 m，儲層平均厚度為7 m，平均含油飽和度為69.3%，地層溫度為25～35℃。儲層巖石顆粒間膠結物以高嶺石為主，其次為伊利石和蒙脫石[4］。目前該區塊大部分油井以蒸汽吞吐方式開采，但周期油汽比僅為0.33，吞吐效果較差，而且由于主力油層砂巖膠結疏松，熱采過程中儲層傷害明顯，出砂嚴重，導致作業成本增加，因此考慮轉注表面活性劑降黏的開采方式。

表面活性劑降黏的主要機理包括乳化降黏、吸附降黏和潤濕反轉三方面。乳化降黏就是使一定濃度的表面活性劑水溶液，在一定溫度下與井下稠油充分混合，并使高黏原油以粗油滴形式分散于活性水中，形成低黏度的油/水乳狀液，再將原油流動時油膜與油膜間的摩擦轉變為水膜與水膜間的摩擦，從而使黏度和摩擦阻力大幅度降低[5］；吸附降黏即活性劑分子吸附于管壁上或油層間從而減少摩擦阻力，原油中加入親水表面活性劑后，因親水基活性強而替代油/水界面上的疏水自然乳化劑，形成定向吸附層，吸附層將強烈地改變分子間的相互作用和表面傳遞過程，致使原油黏度明顯下降[6］；潤濕反轉是指表面活性劑能夠吸附在巖石表面，改變其潤濕性，巖石從親油向親水的轉變使洗油效率增加，從地層表面洗下來的油滴越來越多，它們在向前移動時相互碰撞，使油珠聚集成油帶，油帶在向前移動時不斷擴大，最后從油井采出，從而使采收率大幅度提高[7-9］。

針對江37稠油油田油層薄、熱采出砂嚴重的特點，計劃選取江37-32-斜08和江37-30-斜08這2口井進行注降黏劑礦場試驗。在此之前，首先進行室內物理模擬實驗研究。

1 室內實驗

1.1 實驗設備及材料

實驗設備主要有一維管式高溫高壓蒸汽驅裝置、HAAKE-VT550旋轉黏度計和Texas-500界面張力儀；實驗所用巖心為江37稠油油田探井取出的天然巖心，長度為30 cm左右，直徑為2.5 cm；實驗所用原油為江37-32-斜08井稠油，50℃時脫氣油樣性質見表1；實驗驅替用水為江37稠油油田采出污水，總礦化度4 761 mg/L，為NaHCO3型；實驗所用降黏劑為3種不同類型的表面活性劑。

1.2 實驗步驟及測試方法

實驗相關測定按行業標準SY/T5336-1996《巖心常規分析方法》、SY/T5345-1999《油水相對滲透率測定》的規定。驅油實驗步驟如下：首先測定巖心空氣滲透率，使巖心飽和水，以稱重法測定巖心孔隙度；然后將巖心放入巖心夾持器中，恒溫至地層溫度30℃，用油飽和，并測定巖心的束縛水飽和度和原始含油飽和度；最后接入蒸汽吞吐流程，吞吐至采出程度為10%左右停止，根據不同的實驗方案注入水或降黏劑驅油，至含水率達到98%以上時實驗結束。

1.3 表面活性劑篩選

1.3.1 配伍性實驗

以稠油乳狀液的穩定性及黏度為評價手段，進行表面活性劑的篩選。3種表面活性劑的主要成分分別為脂肪醇硫酸鹽（AS）、烷基酚聚氧乙烯醚（OP）和FPS-H分散型降黏劑，按類型分為陰離子型乳化降黏劑、非離子型乳化降黏劑和非離子-陰離子結合型乳化降黏劑。

在地層條件下進行表面活性劑與污水的配伍實驗，其過程是分別將降黏劑用污水配制濃度為0.3%的溶液，用分光光度計在450 nm下測定其吸光度，然后每隔一段時間測定一次吸光度，如果降黏劑與水不配伍，則溶液中會有沉淀或渾濁物出現，吸光度增加，實驗結果見表2。

由表2可知，3種表面活性劑溶液的吸光度沒有發生顯著變化，說明所選用的表面活性劑基本與地層水配伍。

（4）陽離子樹脂柱的制備及樣品處理。將25mL酸式滴定管洗凈,在底層加入5～10mm高的玻璃棉,再放入經洗凈處理好的陽離子交換樹脂,高度150～200mm。水面應略高于樹脂,防止氣泡進入而降低柱效。先用去離子水洗滌一下,在上口端放一小玻璃漏斗,下端放1個50mL小燒杯,即可自上端加入樣品溶液進行交換處理,最初流出的30mL溶液棄去不用,然后將濾液收集在容量瓶中待測。

1.3.2 油/水界面張力測定

分別將3種表面活性劑與地層水配制成0.1%，0.3%和0.5%的溶液，用Texas-500界面張力儀測定30℃下油/水界面張力的穩態值，結果見表3。

從表3可以看出，表面活性劑AS和FPS-H使油/水界面張力下降，具有良好的降低界面張力特性，是較理想的降黏劑。相對而言，FPS-H的效果好于AS。從界面張力變化的趨勢來看，油/水界面張力隨著表面活性劑濃度的升高而降低。當FPS-H濃度升高到0.3%～0.5%時，油/水界面張力的變化不再明顯，這是由于表面活性劑溶液存在臨界膠束濃度。當表面活性劑的濃度達到臨界膠束濃度時，繼續增加表面活性劑溶液的濃度，油/水界面張力不再明顯降低，而是基本維持穩定。非離子型乳化降黏劑OP的臨界膠束濃度較低，但降低油/水界面張力的效果較差。

1.3.3 降黏效果測定

在250 mL燒杯中加入一定量的稠油，在50℃恒溫水浴中靜置1 h后，用HAAKE-VT550旋轉黏度計測定稠油的黏度μ0，然后將脫水原油與配制好的AS和FPS-H降黏劑水溶液，按7∶3的體積比例混合，充分攪拌，直至乳化均勻，測定乳化液的黏度μ，并用下式計算降黏率η

從表4可以看出，降黏劑AS和FPS-H都具有良好的降黏效果，在比較大的濃度范圍內，降黏率都在70%以上。但相對而言，FPS-H的降黏效果更好，其乳化降黏率在濃度為0.3%時就可達到92.1%，而AS在濃度為0.5%時降黏率才達到78.5%。隨著FPS-H濃度增加，乳化液黏度下降。當FPS-H濃度超過0.3%后，降黏率趨于穩定，說明FPS-H在較低濃度下可形成較穩定的油/水型乳狀液?？梢奆PS-H不但降黏效果好于AS，而且可以節省藥劑用量。因此，選用FPS-H作為降黏劑，與江37稠油油田采出污水配制成濃度為0.3%的溶液，按照不同實驗方案進行室內驅油實驗。

表4 乳化降黏測試結果Table 4 Results of viscosity reduction through emulsion

2 結果與討論

2.1 注入量對驅油效果的影響

分別注入不同孔隙體積倍數的FPS-H水溶液，然后用污水進行后續水驅，當含水率高于98%時驅油實驗結束。共設計了4組巖心驅替實驗，注入孔隙體積倍數分別為0.3 PV，0.4 PV，0.5 PV，以及連續降黏劑驅，實驗結果見圖1。

圖1 FPS-H水溶液注入量與采收率關系曲線Fig.1 The relationship between injection volume of FPS-H solution and oil recovery

從圖1可以看出，隨著降黏劑注入量的增加，最終采收率提高，當注入量達到0.5 PV之后，繼續增加注入量，采收率漸有下降趨勢，但是下降幅度很小，基本趨于穩定。

2.2 注入速度對驅油效果的影響

圖2 不同注入速度對采收率的影響Fig.2 Effect of different injection rate of FPS-H solution on oil recovery

從圖2可看出，隨著注入速度的增加，最終采收率提高，但速度不宜過大。當注入速度為3.0 mL/min時，驅替初始時采收率增幅很快，但后期變緩，且最終采收率低于注入速度為1.0mL/min和1.5 mL/min時的采收率。注入速度為1.0 mL/minn時的采收率略低于注入速度為1.5 mL/min時的采收率，但二者相差不大，而選擇低注入速度進行驅替則節省了一半的藥劑用量。因此，在后續實驗中，選擇最佳注入速度為1.0 mL/min。

2.3 注入方式對驅油效果的影響

用江37稠油油田采出污水配制濃度為0.3%的FPS-H水溶液，注入量為0.5 PV，注入速度為1.0 mL/min，設計了3種驅替方案，實驗結果見表5。

表5 降黏劑段塞實驗方案Table 5 Experimental programs on viscosity reducing agent slug

從表5可以看出，在降黏劑水溶液注入量和濃度相同的條件下，注入不同的段塞最終采收率不同。3種驅替方案的采收率大小為方案Ⅰ＞方案Ⅱ＞方案Ⅲ。由實驗結果可見，注入段塞時最初注入降黏劑的量越多，則最終采收率越高。

2.4 溫度對驅油效果的影響

圖3為江37-32-斜08井稠油的黏溫關系擬合曲線，其表達式為 μ=30 212·e-0.07622t，R2=0.997。其中： μ 為稠油黏度，mPa·s；t為溫度，℃；R2為回歸指數，其值越接近1，說明回歸效果越好。由圖3可知，當溫度大于50℃時，稠油的流動性變好。

圖3 江37-32-斜08井稠油黏溫曲線Fig.3 Relationship between viscosity and temperature of heavy oil from Jiang 37-32-Xie 08 well

用濃度為0.3%的FPS-H水溶液進行不同溫度下的驅油實驗。先注入0.5倍孔隙體積倍數的降黏劑水溶液，然后再用污水進行后續水驅，到含水率高于98%時驅油實驗結束，實驗結果見圖4。

從圖4可以看出，隨著溫度的增加，熱水驅采收率升高，而降黏劑驅采收率變化幅度不大。當溫度超過50℃后，隨著溫度的增加，無論是熱水驅還是降黏劑驅，采收率變化幅度均增大，降黏劑驅采收率下降，而熱水驅采收率升高。溫度越高，降黏劑驅采收率越接近熱水驅采收率，可見在高溫下熱水中加入降黏劑對驅油效果沒有影響。

圖4 熱水溫度對采收率的影響Fig.4 Effect of temperature of hot water on oil recovery

非離子型表面活性劑的親水性是通過表面活性劑與水分子之間形成氫鍵的形式體現出來的，氫鍵的鍵能較低，結構松弛[10］。當表面活性劑的水溶液溫度升高時，分子的熱運動加劇，結合在氫原子上的水分子脫落，形成的氫鍵遭到破壞，使其親水性降低，從而使表面活性劑在水中的溶解度下降。當溫度升高到一定程度時，表面活性劑就會從溶液中析出，從而失去表面活性劑的作用。

3 結論

（1）表面活性劑篩選實驗結果表明，FPS-H降黏劑與江37稠油油田采出污水具有較好的配伍性，可使油/水界面張力下降到0.05 mN/m。

（2）FPS-H降黏實驗結果表明，在降黏劑濃度為0.3%時乳化降黏效果達到最佳，降黏率可達92.1%，且乳化體系穩定。

（3）驅油實驗結果表明，當FPS-H降黏劑注入量為0.5 PV，注入速度為1.0mL/min，注入方式選擇0.5 PV段塞-后續水驅時，驅油效果較好。

（4）使用FPS-H降黏劑段塞-后續水驅開發江37稠油油田時，注入水溫度不宜超過50℃。

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Experimental study on oil displacement by injecting viscosity reducing agent in Jiang 37 heavy oil field

CHE Hong-chang
（No.9 Oil Production Plant， Daqing Oilfield Company Ltd.， PetroChina， Daqing 163853,China）

Aimingat the serious sand production situation in the process ofsteamstimulation in Jiang37 heavyoil field,an experimental study on oil displacement by injecting surfactant for viscosity reduction is conducted.Surfactants screening resultshowsthatadistributedviscosityreducingagentcalledFPS-HhasagoodcompatibilitywithproducedwaterfromJiang 37 heavyoil field,the interfacial tension ofoil/water could be lowered down to0.05 mN/m,and the viscosityreduction rate through emulsion could be upped to 92.1%.The optimum parameters of FPS-H flooding,including injection amount of 0.5 PV,injection rate of 1.0mL/min,injection method of 0.5 PV FPS-H plus continuous water flooding and injection temperatureofwaterbelow50℃,aredeterminedintheexperimentalresultsofoildisplacement.

heavyoil； viscosityreducingagent； oil displacement； experimental study

TE345

A

1673-8926（2011）03-0124-05

2010-12-06；

2011-01-25

車洪昌，1982年生，男，碩士，主要從事化學采油研究工作。地址：（163853）黑龍江省大慶市紅崗區采油九廠工程技術大隊。E-mail：xiaoche1234@163.com

王會玲）