海上稠油化學(xué)吞吐室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

周明 熊書權(quán) 王少華 孫玉豹 林珊珊 梅偉

摘 ?????要：針對(duì)稠油開采過程中，原油黏度高、流動(dòng)性困難等問題，優(yōu)選出了用于化學(xué)吞吐的乳化降黏體系JN-1，并對(duì)該體系進(jìn)行了室內(nèi)評(píng)價(jià)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。研究結(jié)果表明，該體系與原油的界面張力為10-2 mN·m-1，相對(duì)于原油與水的界面張力降低了99.8%，在油水比為7：3下該體系形成的乳狀液黏度32.35 mPa·s，降黏率94.11%，具有較強(qiáng)的乳化能力和靜態(tài)洗油能力，動(dòng)態(tài)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，該乳化降黏體系比單獨(dú)水驅(qū)采收率提高10.4%。通過在南海某稠油油井的現(xiàn)場(chǎng)施工，取得了較好的應(yīng)用效果。

關(guān) ?鍵 ?詞：稠油;化學(xué)吞吐;乳化降黏;低界面張力;室內(nèi)模擬;采收率

中圖分類號(hào)：TE 345 ??????文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ??????文章編號(hào)： 1671-0460（2019）04-0686-04

Abstract： In order to solve the problems of high viscosity and difficult flow in the process of heavy oil production， an emulsion viscosity reduction system JN-1 for chemical huff and puff was selected. Indoor evaluation and field test of the system were carried out. The results showed that the interfacial tension of the system and the crude oil was 10-2 mN.m-1， and was reduced by 99.8% relative to the interface tension of oil and water. When the oil-water ratio was 7：3， the viscosity of the emulsion was 32.35 mPa·s， and the viscosity reduction rate was 94.11%， it showed strong emulsifying capacity and static displacement efficiency. The dynamic displacement test showed that the emulsion viscosity reduction system increased the recovery rate by 10.4% compared to the individual flooding. In the construction of a heavy oil well in the South China Sea， good results have been achieved.

Key words： Heavy oil;Chemical huff and puff; Emulsification viscosity reduction; Low interfacial tension; Indoor simulated; Recovery ratio

我國(guó)海上稠油資源豐富，但是由于其黏度高、流動(dòng)阻力大，開采較為困難[1]。目前海上稠油開采方式以熱采為主，包括蒸汽吞吐、多元熱流體吞吐等技術(shù)[2-4]，但海上熱采對(duì)于油藏條件要求較高，不適用于油藏埋深較深、油層物性較差的油田[5]。化學(xué)吞吐技術(shù)是利用化學(xué)驅(qū)油機(jī)理結(jié)合吞吐方法提出的一項(xiàng)稠油冷采技術(shù)，通過將化學(xué)活性體系溶液注入到井下，使稠油分散乳化成水包油形態(tài)，流動(dòng)液黏度大大降低，降低油水界面張力，減少了流體的流動(dòng)阻力，改變地層的潤(rùn)濕性，從而提高稠油產(chǎn)量和采收率[6-8]。該技術(shù)油藏適應(yīng)性廣，施工工藝方便，見效快，在稠油開采中具有獨(dú)特的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，陸地稠油油田應(yīng)用廣泛[9-11]。為保障海上稠油油田的開采，本文基于南海某稠油區(qū)塊油井進(jìn)行了化學(xué)吞吐技術(shù)研究，包括針對(duì)該稠油區(qū)塊油品的化學(xué)活性體系篩選評(píng)價(jià)，室內(nèi)動(dòng)態(tài)驅(qū)油評(píng)價(jià)等研究，為海上稠油化學(xué)吞吐的實(shí)施提供了指導(dǎo)意義。

1 ?室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

1.1 ?化學(xué)吞吐體系配方及室內(nèi)靜態(tài)評(píng)價(jià)

根據(jù)油田工況，設(shè)計(jì)了化學(xué)吞吐體系配方為JN-1，由兩性離子表面活性劑JN-1-A、聚醚類表面活性劑JN-1-B和添加劑JN-1-C組成。

1.1.1 ?油水界面張力測(cè)定

采用TX-500界面張力儀，常溫下（24 ℃）分別測(cè)量水樣、化學(xué)降黏體系與南海某油田A井原油間的界面張力，結(jié)果如表1所示。

油水樣 油水界面張力/（mN·m-1） 降低率，%第一次 第二次 平均值原油+水樣 43.7 45.3 44.5原油+化學(xué)降黏體系 0.065 0.061 0.054 99.8

1.1.2 ?乳化降黏能力測(cè)定

（1）不同油水比時(shí)的乳化降黏性能

由于吞吐液注入地層后，地層各處吞吐液與原油的比例不盡相同，為充分研究不同油水比下該吞吐液體系的降黏效果，根據(jù)中海油《稠油化學(xué)降黏工藝實(shí)施規(guī)范》，將化學(xué)降黏體系溶液與原油配置不同油水比的乳狀液，觀察體系的乳化降黏效果，使用測(cè)定HAAKE RS6000旋轉(zhuǎn)流變儀測(cè)定不同油水比下的降黏率，結(jié)果如表2。

表2可知，當(dāng)油水比大于3∶1時(shí)，加入化學(xué)體系無(wú)法形成水包油溶液，所測(cè)溶液黏度等于或略高于原油黏度，亦未形成明顯的油包水乳狀液，當(dāng)油水比小于3∶1時(shí)，能夠形成比較好的水包油乳狀液，降黏率達(dá)到90%，具有很好的降黏增產(chǎn)效果。

（2）乳化分散效果測(cè)定（弱動(dòng)力）

取兩只250 mL試管，分別倒入相同體積的水和化學(xué)降黏體系溶液，然后倒入同等體積的原油，輕輕晃動(dòng)試管，觀察晃動(dòng)過程中，試管內(nèi)相態(tài)隨時(shí)間的變化情況。

由實(shí)驗(yàn)可知，原油在化學(xué)降黏體系中輕輕晃動(dòng)即可均勻分散在溶液中，說明體系乳化效果好，在低作用力下亦可發(fā)生較好的乳化現(xiàn)象，當(dāng)靜置60 min后，再次油水分層，說明體系穩(wěn)定性適當(dāng)，利于后續(xù)產(chǎn)出液處理（圖1-2）。

1.1.3 ?靜態(tài)洗油能力評(píng)價(jià)

將油砂洗凈、晾干后，在高溫下烘干4 h，取30 g砂裝入刻度試管，滴入10 mL模擬油，使油飽和，取化學(xué)降黏體系溶液50 mL，慢慢沿壁流入刻度試管，記錄排出的油量和底部油砂情況。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，油砂浸沒在化學(xué)降黏體系溶液中的排油量顯著大于浸沒在水中的排油量，這主要是因?yàn)榛瘜W(xué)降黏體系能大幅度降低界面張力，改善潤(rùn)濕，能剝離油膜。

1.1.4 ?體系潤(rùn)濕性能評(píng)價(jià)

將玻璃片分別用肥皂液、丙酮清洗后，置于紅外干燥器中烘干，然后浸入煤油中使其親油，再分別置于地層水樣和的化學(xué)降黏體系溶液中加熱至油藏溫度（75 ℃），恒溫浸泡1 h后，取出烘干，將水滴滴在鏡片上觀察其潤(rùn)濕情況。

由圖3-4可知，水滴在地層水浸泡過的滑片上呈珠狀，表明滑片表面親油，而在化學(xué)降黏體系溶液浸泡過的滑片上能夠連續(xù)均勻地分散開，表明滑片表面親水，說明化學(xué)降黏體系能明顯改善潤(rùn)濕情況，使巖石表面從油濕轉(zhuǎn)變?yōu)樗疂瘢瑥亩鴦冸x巖石表面油膜，提高采油率。

1.2 ?化學(xué)降黏體系動(dòng)態(tài)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

為研究該化學(xué)降黏體系的動(dòng)態(tài)驅(qū)油效果，開展了一維驅(qū)替模擬實(shí)驗(yàn)。

1.2.1 ?實(shí)驗(yàn)裝置及材料

恒溫箱、注入泵、填砂管（?38 mm×600 mm）、中間容器（1 000 mL）、壓力傳感器。

1.2.2 ?實(shí)驗(yàn)步驟

（1）首先將模型抽真空飽和地層水，然后用A井脫水原油驅(qū)替地層水飽和油，建立束縛水。當(dāng)壓差穩(wěn)定后，適當(dāng)提高注入速度驅(qū)替1.0～2.0倍孔隙體積后，記錄此時(shí)的壓差及從巖心中驅(qū)替出的累計(jì)水量，計(jì)算出巖心原始含油飽和度。

（2）1#填砂管：使用化學(xué)劑進(jìn)行驅(qū)替至含水98%，實(shí)驗(yàn)溫度75 ℃，分別計(jì)錄下各個(gè)階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的黏度，然后計(jì)算化學(xué)劑驅(qū)的驅(qū)油效率。

（3）2#填砂管：驅(qū)替過程采用配制的模擬地層水（75 ℃）;注入地層水達(dá)到突破壓力之后，驅(qū)出原油見水，收集此時(shí)的原油油樣測(cè)試黏度及含水。驅(qū)替至驅(qū)出液中含水超過98%停止注入。水驅(qū)結(jié)束后分別注入化學(xué)劑溶液0.5 PV，然后用模擬地層水進(jìn)行驅(qū)替，直至驅(qū)出液中含水超過98%后停止注入。分別計(jì)錄下各個(gè)階段驅(qū)出油量及驅(qū)出油的黏度，然后計(jì)算水驅(qū)與化學(xué)劑驅(qū)的驅(qū)油效率。

1.2.3 ?實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由圖5、圖6可知，驅(qū)替至含水98%時(shí)，采用化學(xué)體系比單獨(dú)水驅(qū)驅(qū)油效率能提高10%，主要是由于體系的低界面張力，原油黏度降低;對(duì)同一巖心，水驅(qū)至98%含水后，注入化學(xué)體系后，可在原基礎(chǔ)上提高驅(qū)油效率10.4%。實(shí)驗(yàn)說明，該化學(xué)降黏體系能夠有效的采出水驅(qū)殘余油，提高原油的采收率。

2 ?現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2.1 ?試驗(yàn)井井況

A井為南海某稠油區(qū)塊一口水平生產(chǎn)井，砂巖油藏，完鉆垂深1 414 m，斜深2 195 m，水平段長(zhǎng)度447 m，防砂方式為裸眼+5-1/2″1Cr-L80 ICD控水篩管。地層溫度73 ℃，原始地層壓力14 MPa，孔隙度27.4%，含水飽和度26.7%，滲透率396.8 mD，原油膠質(zhì)含量7.97%，瀝青質(zhì)6.02%，地面原油黏度549 mPa·s（50 ℃）。該井于2016-09-02開始投產(chǎn)，投產(chǎn)后產(chǎn)液量遞減迅速，作業(yè)前產(chǎn)液63.9 m3/d，含水6.9%。

2.2 ?施工簡(jiǎn)況

（1） 清洗泥漿池及注入管線， 停井后向油管內(nèi)注入柴油10 m3，避免油溫降低后堵塞油管，影響后續(xù)注入;

（2） 將過濾海水用加熱裝備加熱至80～85 ℃，然后在泥漿池配置相應(yīng)濃度的化學(xué)降黏體系溶液500 m3，使用酸化泵通過油管注入井底。

（3） 吞吐液注完后，注入70 m3過濾海水作為頂替液，將吞吐液頂替至油層深處，燜井36 h后，開井正常生產(chǎn)。

2.3 ?效果分析

化學(xué)吞吐后，該井取得了較好的應(yīng)用效果。措施后，起泵開井產(chǎn)液量最高提升至98.4 m3/d，起泵5 d見油，日產(chǎn)油量最高至60.6 m3，相比措施前增加30%。現(xiàn)場(chǎng)取樣分析，測(cè)定其產(chǎn)出液黏度有明顯降低，且產(chǎn)出液在濾紙上均可潤(rùn)濕，形成水包油乳狀液狀態(tài)，說明該化學(xué)降黏體系起到了明顯的乳化降黏作用。

3 ?結(jié) 論

（1） 優(yōu)選的化學(xué)降黏體系JN-1與稠油可形成低界面張力，具有較強(qiáng)的乳化能力和靜態(tài)洗油能力，可起到降黏增產(chǎn)的效果，同時(shí)可明顯改善巖石的潤(rùn)濕情況，剝離巖石表面油膜，提高采油量。

（2） 該化學(xué)降黏體系能夠有效的采出水驅(qū)殘余油，提高原油的采收率，比單獨(dú)水驅(qū)具有明顯的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。

（3） 該項(xiàng)技術(shù)施工工藝簡(jiǎn)便，見效快，成本相對(duì)較低，有很好的應(yīng)用前景和市場(chǎng)。

（4） 后續(xù)針對(duì)不同目標(biāo)井，注入量、注入時(shí)機(jī)等參數(shù)還需進(jìn)一步優(yōu)化完善。

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