耐高溫堵水疏氣乳化油體系的制備及性能評價

顏 博，楊心如，王秀云，耿宇程，田靖彤，陳立峰

（長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100）

近年來，天然氣藏勘探與開發技術發展迅速，隨著開發的不斷深入，氣井產能逐漸遞減，產出水是主要原因。因此，解決氣井產出水問題是提高氣井產量的必經之路。目前排水是氣井治理的主要措施，但排水措施只能緩解產出水對氣藏的進一步污染，保證一定時間內氣井正常生產，產出水并未得到有效抑制，而氣井堵水措施則能夠在產出水點甚至水源處對產出水實施抑制［1-5］。氣井堵水采用注入化學劑的辦法實現對產出水的抑制，從而恢復氣井產能。氣井化學堵水劑的研究比油井堵水劑的研究晚，開始于20世紀80年代，主要堵劑類型包括聚合物［6］、微乳液［7-8］、潤濕反轉劑［9］、無機鹽［10-11］、水泥類［12-13］、納米流體等［14-15］。

中國石油塔里木油田公司英買力氣田的氣藏類型為帶底油的斷背斜型塊狀凝析氣藏；埋藏深（4 700 m）；地層溫度高（106.7 ℃）。目前已有的常規堵水劑耐高溫性能差，對油、氣、水的選擇性封堵能力不夠，容易在堵住底水的同時，將油、氣通道一并堵死。

本工作通過評價單一表面活性劑、復合表面活性劑的乳化能力，制備了一種適用于高溫高鹽出水油氣藏的選擇性乳化劑，考察了該乳化劑配制的乳化油體系的性能。

1 實驗部分

1.1 原料

原油：塔里木油田公司英買力氣田區塊油藏；地層水：礦化度23.33×104mg/L；十六烷基三甲基氯化銨（1631，純度97%（w））、十八烷基三甲基氯化銨（1831，純度98%（w））、十六烷基三甲基溴化銨（純度90%（w））、十八烷基三甲基溴化銨（純度98%（w））：阿拉丁化學試劑有限公司；油酸咪唑啉：純度99%（w），湖北實興化工有限公司；Tween60：純度96%（w），國藥集團化學試劑有限公司。

1.2 實驗儀器

LB-30型平流泵：北京衛星制造廠；JB-50S型數顯力電動攪拌機：上海索映儀器設備有限公司；Zetasizer型納米粒度儀：杭州江門粒度儀制造有限公司；HAAKE RS6000型流變儀：北京恒奧德儀器儀表有限公司。

1.3 實驗方法

1.3.1 乳化劑的配制

配制含量為1% ～ 3%（w）的5種單一表面活性劑試樣，與油乳化后置于室溫環境中，定期觀察乳化油的破乳時間。同時將表面活性劑兩兩復配、三三復配后制備乳化劑，加入原油制備乳化油，觀察乳化油破乳時間，計算最終析油率。調整油水質量比（簡稱油水比），比較乳化油穩定時間，確定最佳乳化劑配方。

1.3.2 乳化油注入性能的評價

利用納米粒度儀分析乳化油顆粒粒徑頻率分布，根據顆粒粒徑閾值和粒徑頻率分布評價乳化油是否易于注入地層孔隙。利用平流泵向7組滲透率不同的填砂管注入乳化油，通過觀察實驗現象和測得的注入壓力評價乳化油的注入性能。

1.3.3 乳化油黏度的測定

對所制備乳化油取樣，待流變儀達到預設實驗溫度30 ℃時裝載試樣，測定乳化油試樣在不同剪切條件下的黏度。

1.3.4 乳化油的高溫穩定性

將配制的乳化油注入耐壓瓶中，置于107 ℃的高溫烘箱中，每隔一段時間取出，通過目測法確定乳液是否破乳，并計算體系析水率，評價乳化油的穩定性。

1.3.5 乳化油的封堵性能

篩選一定目數的砂子，洗凈烘干后備用。將烘干后的砂子填于填砂管中，在常溫下用平流泵向填砂管中正向注入地層水，測定水相滲透率。稱量飽和水之后填砂管的質量，結合填砂管的空管質量和填入砂子的質量，計算填砂管的孔隙體積。將烘箱溫度升至107 ℃并恒溫，以0.5 mL/min的流量向填砂管中反向注入堵水劑，并以0.5 mL/min的流量向填砂管中正向注入地層水，測量并記錄填砂管兩端的壓差。

2 實驗部分

2.1 乳化劑的優選結果

考察了不同量單一表面活性劑的乳化性能。實驗結果表明，1631與改性油酸咪唑啉具有較好乳化能力，但單一表面活性劑制備的乳化油穩定性較差。實驗篩選得到最佳的乳化劑配方為：2.4%（w）1631+0.4%（w）1831+0.2%（w）改性油酸咪唑啉，該乳化劑配制的乳化油體系的穩定性好、析油率低。

油水比對乳化油乳化性能的影響見表1。從表1可看出，當油水比為5∶5和6∶4時，乳化油穩定性較好，綜合成本考慮，選取油水比為5∶5。

表1 油水比對乳化性能的影響Table 1 Effect of oil/water mass ratio on emulsifying performance.

2.2 乳化油性能評價結果

2.2.1 注入性能

測定乳化油粒徑分布，結果見圖1。由圖1可知，乳化油粒徑主要集中于1 ～ 5 μm之間，頻率分布接近90%，較小的粒徑分布有利于乳化油進入地層孔隙。

圖1 乳化油粒徑分布Fig.1 Particle size distribution of emulsified oil.

不同滲透率填砂管乳化油的注入壓力曲線見圖2。

圖2 不同滲透率填砂管乳化油的注入壓力曲線Fig.2 Injection pressure curves of emulsified oil in sand-packed pipes with different permeability.

由圖2可知，填砂管滲透率較低時（不大于2.483 μm2），注入壓力較高；當填砂管滲透率達到4.789 μm2時，乳化油注入壓力較低，注入過程中有乳狀液持續從填砂管出口端流出。針對低滲透填砂管乳化油難以注入的問題，在注入乳化油前，先向填砂管注入0.15%（w）的乳化劑溶液m（1631）∶m（1831）∶m（油酸咪唑啉）=12∶2∶1），然后向填砂管中注入乳化油，乳化劑的注入降低了乳化油的注入壓力，當填砂管滲透率為2.394 μm2時，在注入過程中有乳狀液從填砂管出口端持續流出，說明乳化劑能較好地改善乳化油的注入性能。

2.2.2 乳化油的黏度

對所制備的乳化油取樣，預設流變儀實驗溫度為30 ℃，剪切速率100 s-1，設置計算機控制轉速，待溫度達到30 ℃時投入試樣，開始運行設備，得到乳化油試樣在不同轉速下的黏度，結果見圖3。由圖3可知，乳化油在轉速為150 r/min時，乳化油黏度仍為13.6 mPa·s。

圖3 乳化油黏度Fig.3 Viscosity of emulsified oil.

2.2.3 穩定性

乳化油析油率與放置時間的關系曲線見圖4。由圖4可看出，在室溫下，乳化油可穩定12 d而不破乳。在107 ℃高溫條件下，乳化油能夠穩定存在72 h，表明該乳化油體系有良好的耐高溫性能。

圖4 25 ℃（a）和107℃（b）下乳化油析油率與放置時間的關系曲線Fig.4 The relationship between oil separation rate of emulsified oil and storage time at 25 ℃(a) and 107 ℃(b).

2.2.4 乳化油封堵性能評價

為評價乳化油對水的封堵能力，實驗室利用填砂管進行物理模擬實驗。首先以2 mL/min的流量向填砂管（2.483 μm2）中注入3 PV的地層水，然后以1 mL/min的流量反向注入0.5 PV的乳化油，最后再以2 mL/min的流量正向注入地層水，考察乳化油的堵水性能，結果見圖5。由圖5可知，隨注入壓力不斷升高，封堵強度快速增大，直到達到極限值。根據實驗結果計算出乳化油堵水率達94.9%，殘余阻力系數為19.75。

圖5 乳化油注入過程中（a）及注入后（b）注入壓力的變化曲線Fig.5 Curve of injection pressure changes during injection of emulsified oil(a) and after injection(b).

為評價乳化油對儲層非均質地層的選擇性封堵性能，在107 ℃下，以地層水為流動介質進行滲透率極差分別為2，5，10的填砂管并聯雙管實驗。先以1 mL/min的流量向兩根填砂管中注入3 PV的地層水，然后以1 mL/min的流量反向注入0.5 PV乳化油，最后再以1 mL/min的流量正向注入3 PV的地層水，考察乳化油堵水性能對儲層非均質地層的選擇性，實驗結果見圖6。由于高滲巖心的流動阻力低，堵水劑優先進入高滲管。堵水劑注入后堵塞大孔道，對水產生較大的阻力，使高滲管滲透率下降。從圖6可看出，注入堵水劑前高滲管的分流率要明顯大于低滲管，說明水驅時采出液大部分來自高滲管，低滲管的動用程度差，高低滲管模型產液量不均勻，這會造成原油采收率低；當注入乳化油之后，隨注入量的增加，低滲管模型產液量增加，高滲管模型產液量下降，高低滲管模型產液量趨于均勻，儲層的非均質性得到調整。滲透率極差越大，乳化油對儲層非均質性的調整能力越強。

圖6 高滲管和低滲管分水率與注入體積的關系Fig.6 The relationship between the water division rate and the injection volume of the high permeability pipe and the low permeability pipe.

為評價乳化油對油的封堵能力，實驗室利用填砂管進行物理模擬實驗，結果見圖7。由圖7可知，隨原油注入量的增加，巖心注入端壓力增加，當注入壓力達到0.20 MPa時，原油突破乳化油，突破后壓力降低，最后趨于穩定，通過達西公式測得乳化油體系的堵油率為11.27%，堵油率較低。

圖7 油驅巖心兩端壓力的變化曲線Fig.7 Curves of pressure changes at both ends of the oil drive core.

為評價乳化油對氣的封堵能力，利用填砂管進行物理模擬實驗，結果見圖8。先以2 mL/min的流量向填砂管（2.483 μm2）中注入3 PV的地層水，然后以1 mL/min的流量反向注入0.5 PV乳化油，最后再以2 mL/min的流量正向注入N2，考察乳化油對氣的封堵能力。由圖8可知，隨乳化油注入量的增加，驅替壓力逐漸增加，當注入端壓力達到0.30 MPa時，氣體突破乳化油的封堵，壓力迅速降低，最終穩定至0.154 MPa，說明乳化油體系對氣體的封堵能力較弱。

圖8 乳化油注入量與驅替壓力的關系Fig.8 Relationship between emulsified oil injection and displacement pressure.

3 結論

1）乳化劑的最佳配方為：2.4%（w）十六烷基三甲基氯化銨+0.4%（w）十八烷基三甲基氯化銨+0.2%（w）改性油酸咪唑啉，該乳化劑配制的乳化油體系在107 ℃下可穩定72 h而不破乳，具有優異的耐高溫性能。

2）乳化油粒徑分布主要集中于1～5 μm之間，且地層滲透率越高，乳化油注入壓力越??；乳化油注入前先注入乳化劑，有利于減小乳化油的注入壓力。

3）通過填砂管物理模擬實驗發現，乳化油堵水率為94.9%，殘余阻力因子可達19.75，堵水能力優于堵氣能力，且乳化油對非均質地層具有良好選擇性，能達到堵水疏氣的效果，對高溫高鹽氣井具有較好適用性。