李賓飛, 王 凱,2, 趙洪濤, 冀延民, 韓宗元, 李兆敏, 李松巖

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院,山東青島 266580; 2.江蘇省沿海輸氣管道有限公司，江蘇南京210000;3.勝利油田石油開發(fā)中心有限公司,山東東營(yíng) 257000; 4.中國(guó)石化勝利油田魯勝石油開發(fā)有限責(zé)任公司,山東東營(yíng) 257000)

當(dāng)前稠油冷采以其低成本、低排放日益引起人們的重視[1-3]。稠油冷采過程中,由于稠油黏度高、流動(dòng)性差、油水黏度差異大,造成稠油冷采過程中采油速度低、邊底水或注入水“指進(jìn)”嚴(yán)重、含水率上升速度快[4-6]。通過降黏劑吞吐或驅(qū)替的方式能改善稠油冷采效果[7-8]。常用降黏劑有水溶性降黏劑和油溶性降黏劑。水溶性降黏劑溶解在水中,主要通過降黏劑水溶液與原油形成水包油乳狀液[9-11],將高黏度原油之間的摩擦力變?yōu)樗ぶg的摩擦力,從而改變油水兩相的分布狀態(tài)和視黏度,滲流過程中由于油水相界面的變化可能會(huì)引起一系列的物理變化,如賈敏效應(yīng)等。油溶性降黏劑則溶解在原油中,主要通過切斷稠油的大分子長(zhǎng)鏈或分子的相似相溶作用降低原油黏度,從而起到降低黏度的作用,其與原油形成一相。兩種降黏劑在稠油井筒降黏、管道輸送降黏領(lǐng)域相關(guān)技術(shù)的應(yīng)用日趨成熟,效果顯著[12-13]。但對(duì)降黏劑與原油在地層滲流條件下的滲流特征、作用機(jī)制下研究較少。筆者分別對(duì)油溶性降黏劑、水溶性降黏劑在常規(guī)旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)試條件下的降黏效果和滲流條件下的滲流特征進(jìn)行試驗(yàn)研究,分析不同降黏劑類型、油水比以及滲透率等因素對(duì)滲流特征的影響,開展微觀可視化滲流試驗(yàn),分析不同類型降黏劑在多孔介質(zhì)中的微觀滲流特征,明確其提高采收率機(jī)制。

1 試 驗(yàn)

1.1 試驗(yàn)條件

試驗(yàn)用原油為勝利油田提供的脫氣脫水原油,50 ℃下黏度為300 mPa·s,試驗(yàn)用水為模擬地層水,礦化度為7 600 mg/L,勝利油田提供的水溶性降黏劑H-1和油溶性降黏劑H-2。

試驗(yàn)主要設(shè)備(圖1):Brook Field DV-II+Pro型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì);驅(qū)替設(shè)備和微觀滲流模型;巖心驅(qū)替試驗(yàn)裝置(恒溫箱,填砂管模型,壓力活塞容器以及壓力傳感器),海安石油科研儀器廠;ISCO柱塞泵(型號(hào)100DX,流量誤差小于2.5×10-4mL/min,壓力誤差小于±0.5%);微觀滲流模型(孔道直徑為30～100 μm);電子顯微鏡、燒杯、電子天平等。

1.2 試驗(yàn)方法

1.2.1 降黏劑降黏效果常規(guī)評(píng)價(jià)

50 ℃下利用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)分別測(cè)量油水混合液黏度以及溶有不同類型降黏劑的油水混合物黏度及降黏率,油水混合物含水率分別設(shè)置為30%、50%、70%,水溶性降黏劑H-1質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%,油溶性降黏劑H-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%。

1.2.2 降黏劑驅(qū)替與微觀滲流特征

分別進(jìn)行不同降黏劑的驅(qū)替降黏效果評(píng)價(jià)試驗(yàn)和水溶性降黏劑微觀滲流試驗(yàn),試驗(yàn)流程見圖1。

圖1 試驗(yàn)流程Fig.1 Experimental flow

不同類型降黏劑滲流驅(qū)替試驗(yàn)步驟:①利用填砂管填制一定滲透率的巖心,測(cè)量孔隙度和滲透率;②以1 mL/min速度飽和原油;③控制總流量1 mL/min,將原油和水分別按7∶3、5∶5、3∶7的比例進(jìn)行驅(qū)替試驗(yàn),記錄巖心管入口端壓力隨注入量變化情況,采集數(shù)據(jù),當(dāng)壓差穩(wěn)定一定時(shí)間后停止試驗(yàn),記錄穩(wěn)定壓差Δp;④將③中的水替換成溶有1% H-1水溶性降黏劑的水溶液,重復(fù)① ～③,研究水溶性降黏劑與原油的滲流特征;⑤將③中的油替換成溶有2% H-2油溶性降黏劑的原油,重復(fù)① ～③,研究滲流條件下油溶性降黏劑作用下油水兩相的滲流特征。

降黏劑微觀可視滲流試驗(yàn)步驟: ①將溶有H-2(質(zhì)量分?jǐn)?shù)2%)的原油與水同時(shí)注入微觀可視化玻璃模型中,觀察油水滲流特征;②將溶有H-1(質(zhì)量分?jǐn)?shù)1%)的水溶液與油同時(shí)注入微觀可視化玻璃模型中,觀察油水滲流特征。試驗(yàn)溫度50 ℃,注入油水比1∶1,注入速度0.01 mL/min,通過電子顯微鏡觀察注入過程微觀模型內(nèi)流體的滲流特征。

2 結(jié)果分析

2.1 常規(guī)降黏效果評(píng)價(jià)

油溶性降黏劑和水溶性降黏劑分別與油水混合振蕩前后的對(duì)比如圖2所示,其中1#是未加降黏劑的油水混合物,2#是在水中添加了1% H-1水溶性降黏劑的油水混合物,3#為油中添加了2% H-2油溶性降黏劑的油水混合物。從圖2看出:無降黏劑的油水混合物振蕩前后差別不大,出現(xiàn)明顯的分層現(xiàn)象;加入了水溶性降黏劑的油水混合物在振蕩之后能夠形成細(xì)小的水包油乳狀液,并能較為均勻穩(wěn)定地分散在水相中;加入油溶性降黏劑的油水混合物與沒有添加降黏劑的油水混合物相比油水界面稍有不規(guī)則,但差別不大,也出現(xiàn)明顯的分層現(xiàn)象。

圖2 加入不同降黏劑后的油水混合物Fig.2 Oil-water mixture after adding different viscosity reducing agents

通過旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定了不同類型降黏劑在不同油水比下的視黏度和降黏率,各試驗(yàn)參數(shù)及試驗(yàn)結(jié)果見表1。視黏度由旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)直接測(cè)量得出,對(duì)于油水兩相混合物來說其數(shù)值與含水原油的溫度、含水率、原油乳化狀態(tài)以及剪切速率等因素有關(guān)[14-15]。

表1 常規(guī)旋轉(zhuǎn)法測(cè)降黏劑降黏效果對(duì)比Table 1 Comparison of viscosity reduction effects of conventional vibrating method for measuring viscosity reducing agent

由表1可知:在不加降黏劑時(shí),純油相黏度較低,隨著油相含水率增大,油水混合物黏度先增加后逐漸降低,原因是水相比例低時(shí),水以分散相形式與原油形成不穩(wěn)定的油包水乳狀液,隨著含水率增加,分散水滴之間距離迅速減小,其間的范德華力迅速增加,導(dǎo)致了不同水滴間的聚集并形成水滴聚集體,加強(qiáng)了乳狀液的非牛頓性質(zhì),從而使黏度迅速上升;當(dāng)乳狀液含水率進(jìn)一步上升時(shí),油包水型乳狀液轉(zhuǎn)相成水包油型乳狀液,黏度隨之下降。加入1%水溶性降黏劑后,油水混合物的黏度迅速降低,隨著含水率的增大,降黏率也增大,在含水率為70%時(shí),降黏率達(dá)到99.41%;當(dāng)油水混合物加入2%油溶性降黏劑后,黏度有所下降,由于油溶性降黏劑主要降低油相的黏度,其降黏率隨著含水率的增加而降低,含水率為30%時(shí),油溶性降黏劑的降黏率為44.44%,含水率為70%時(shí),降黏率為28.95%。在采用常規(guī)旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)試條件下,含水率相同時(shí),加入水溶性降黏劑的油水混合物黏度最低,加入油溶性降黏劑的油水混合物黏度次之,不加降黏劑的油水混合物黏度最高。

2.2 降黏劑作用下油水兩相滲流特征

2.2.1 降黏劑類型的影響

通過一維驅(qū)替試驗(yàn)研究滲流狀態(tài)下加入水溶性降黏劑H-1和油溶性降黏劑H-2的穩(wěn)定驅(qū)替壓力及視黏度變化,滲流條件下的視黏度由達(dá)西公式的變化形式進(jìn)行計(jì)算:

(1)

式中,k為填砂管的滲透率,μm2;Q為流體的注入流量,mL/s;L為填砂管的長(zhǎng)度,cm;A為填砂管的橫截面積,cm2;Δp為填砂管兩端的壓差,10-1MPa。

(2)

式中,f為降黏率,%;μ0為無降黏劑下的油水混合物視黏度,mPa·s;μ為添加降黏劑后同油水比下的油水混合物視黏度,mPa·s。

各試驗(yàn)參數(shù)及試驗(yàn)結(jié)果見表2。不同降黏劑的滲流特征曲線見表3。

表2 不同類型降黏劑在不同油水比下的滲流驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results of displacement of different types of viscosity reducers under different oil-water ratios

從圖3(水油比為1∶1)看出,當(dāng)不加降黏劑時(shí),隨著油水混合物注入量的增加,驅(qū)替壓力逐漸上升,并最終穩(wěn)定在約0.55 MPa。加入油溶性降黏劑后的驅(qū)替壓力變化趨勢(shì)與無降黏劑時(shí)的變化相似,其穩(wěn)定壓力約為0.51 MPa,相比于無降黏劑時(shí)驅(qū)替過程的視黏度,加入油溶性降黏劑后視黏度有所降低,表明油溶性降黏劑對(duì)油水兩相的滲流狀態(tài)影響不大,只是降低了油相的黏度,滲流條件下降黏率為8.3%,其值小于通過常規(guī)旋轉(zhuǎn)計(jì)測(cè)得的40.42%。然而加入了水溶性降黏劑的油水滲流試驗(yàn),驅(qū)替壓力達(dá)到了5.53 MPa,遠(yuǎn)大于前面兩者的驅(qū)替壓力,視黏度達(dá)到2 640.1 mPa·s,遠(yuǎn)高于無降黏劑加入時(shí)的視黏度。對(duì)比表1和表2中結(jié)果可以看出,在旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)試條件下和滲流條件下,水溶性降黏劑的效果完全相反。這主要是因?yàn)樵谛D(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)試條件下主要測(cè)量流體的體相黏度,而在滲流條件下,毛管力的作用大大增強(qiáng),水溶性降黏劑與原油形成的乳狀液在地層孔喉處大量聚集,形成賈敏效應(yīng),大大增加了滲流的阻力。在地層滲流條件下,加入水溶性降黏劑后形成的水包油乳狀液會(huì)在孔喉處大量滯留,產(chǎn)生較大的賈敏阻力,反而進(jìn)一步增加流動(dòng)阻力。從另一方面來說,水溶性降黏劑與原油形成的乳狀液的也有利于控制水的竄流,擴(kuò)大波及范圍。

圖3 不同降黏劑的滲流特征曲線Fig.3 Flow characteristics of different viscosity reducers

2.2.2 油水比的影響

不同油水比條件下驅(qū)替壓力變化曲線如圖4所示。由圖4(a)看出,隨著含水率的提高,驅(qū)替穩(wěn)定壓力逐漸降低,同時(shí)壓力達(dá)到穩(wěn)定的時(shí)間越早。隨著油水比例的降低,達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)后,巖心中的含水飽和度也相應(yīng)增加,由于水的黏度遠(yuǎn)小于稠油的黏度,油水混合物在多孔介質(zhì)中的滲流阻力隨水相含量增加而逐漸降低,混合物視黏度也隨之降低。

圖4 滲流特征曲線Fig.4 Flow characteristic curve

由圖4(b)看出,隨著含水率的提高,驅(qū)替穩(wěn)定壓力增大,油水混合物視黏度增大,油水混合物在多孔介質(zhì)中的滲流阻力逐漸增大。此時(shí)隨著含水率增高,水溶性降黏劑作用于稠油形成的水包油乳狀液越穩(wěn)定,分散程度越高,在巖石孔隙滲流過程中賈敏效應(yīng)越強(qiáng),從而滲流阻力越大。

由圖4(c)看出,驅(qū)替穩(wěn)定壓力與油水比成正比關(guān)系,含水率越高,油水混合物視黏度越小,其規(guī)律與沒有添加降黏劑的油水兩相滲流類似。油溶性降黏劑則通過切斷稠油的大分子長(zhǎng)鏈或稀釋作用來降低原油黏度,并不改變油水兩相的滲流狀態(tài)。隨著含水率的增加,油溶性降黏劑對(duì)油水混合物滲流的影響減少,對(duì)混合物的視降黏率隨著含水率的增大而減小,即添加降黏劑的油水兩相滲流特征與未添加降黏劑的油水兩相滲流特征越來越接近。因此油溶性降黏劑更適合應(yīng)用于低含水階段的稠油降黏。

2.3 微觀滲流試驗(yàn)

2.3.1 油溶性降黏劑微觀滲流特征

將溶含有油溶性降黏劑的原油與水按1∶1比例同時(shí)注入飽和稠油的微觀模型中,結(jié)果如見5(紅色箭頭為流體流動(dòng)方向)?？梢钥闯?未注入降黏劑之前,模型孔道被稠油占據(jù)(圖5(a))。隨著降黏劑的注入,溶有降黏劑的原油開始與孔道兩側(cè)稠油混合,使其顏色變淺,黏度逐漸降低,并分散成較小的油滴或油絲被流動(dòng)的水流夾帶運(yùn)移,該過程油水各自形成連續(xù)相,占據(jù)孔道的一部分,并平行向前運(yùn)移(圖5(b)、(c))。微觀驅(qū)替流動(dòng)過程中沒有發(fā)生乳化,未見有明顯的賈敏堵塞現(xiàn)象發(fā)生?？梢钥闯?油溶性降黏劑主要是通過相似相溶的作用機(jī)制對(duì)原油稀釋或切斷稠油的大分子長(zhǎng)鏈,達(dá)到降黏的效果改善原油的流變性,對(duì)油水兩相的流動(dòng)狀態(tài)影響不明顯。

圖5 油溶性降黏劑微觀驅(qū)替過程Fig.5 Oil-soluble viscosity reducer microscopic displacement process

2.3.2 水溶性降黏劑微觀滲流特征

為進(jìn)一步分析溶有水溶性降黏劑的地層流體在滲流狀態(tài)下視黏度升高的原因,通過試驗(yàn)研究了水溶性降黏劑與原油的微觀滲流特征。試驗(yàn)結(jié)果表明,水溶性降黏劑與原油混合形的水包油乳狀液直徑在10～30 μm,水包油乳狀液在滲流過程表現(xiàn)出較強(qiáng)的穩(wěn)定性。滲流狀態(tài)下油包水乳狀液存在4種增大流動(dòng)阻力的形式:變形堵塞、疊加堵塞、堆積堵塞[16-17]。

(1)變形堵塞。單個(gè)分散相液滴(水包油乳狀液中的油滴)的直徑大于孔喉直徑時(shí),流動(dòng)過程中受賈敏效應(yīng)影響,油滴要通過喉道首先變形,變形后產(chǎn)生一定的毛細(xì)管阻力。與稀油相比,稠油乳狀液內(nèi)相膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高,黏度較大,因此不易變形。當(dāng)驅(qū)動(dòng)力小于阻力時(shí),油滴被卡在孔喉處,造成乳狀液在此孔喉的流動(dòng)停止(圖6中的1, 箭頭為油滴流動(dòng)方向)。當(dāng)孔道兩端壓差足夠大,油滴持續(xù)變形并進(jìn)入喉道(圖6(a)、(b)中的2),直到驅(qū)動(dòng)力驅(qū)使油滴完全脫離喉道,油滴恢復(fù)原來的形狀和尺寸,喉道恢復(fù)通暢(圖6(c)中的2)。

圖6 水包油乳狀液的變形堵塞Fig.6 Deformation of oil-in-water emulsion

(2)疊加堵塞。與變形堵塞不同,疊加堵塞主要發(fā)生在較長(zhǎng)喉道中,當(dāng)多個(gè)直徑大于孔喉的乳狀液依次通過喉道過程中,若驅(qū)動(dòng)力減小,喉道內(nèi)的油滴同時(shí)停止流動(dòng),并滯留在喉道中(圖7(a)),產(chǎn)生較大的流動(dòng)阻力。

圖7 乳狀液的疊加堵塞和堆積堵塞Fig.7 Superimposed blockage and accumulation blockage of emulsion

(3)堆積堵塞。當(dāng)乳狀油滴直徑小于孔喉直徑時(shí),眾多乳狀液滴聚集在某一孔隙中并準(zhǔn)備通過一個(gè)較細(xì)小的喉道時(shí),多個(gè)油滴相互擠壓并同時(shí)卡在喉道入口處,在孔隙內(nèi)大量乳狀液的推動(dòng)下也無法沖破喉道,此時(shí)堵塞形成,后續(xù)流體繞流(圖7(b))進(jìn)入其他孔隙,擴(kuò)大了波及范圍。

以上3種水包油乳狀液堵塞孔喉的現(xiàn)象頻繁發(fā)生,造成水溶性降黏劑作用下油水兩相流動(dòng)阻力升高,也印證了前面巖心試驗(yàn)中驅(qū)替壓差大幅度增加的結(jié)果。從另一方面來說,這種堵塞可以有效降低水的竄流,擴(kuò)大波及范圍,因此水溶性降黏劑比較適用于稠油開采高含水階段,用于擴(kuò)大波及范圍,控制含水率。

3 結(jié) 論

(1)水溶性降黏劑與原油混合后形成乳狀液,在旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)試條件下,其降黏率遠(yuǎn)高于油溶性降黏劑,但在滲流狀態(tài)下,由于乳狀液產(chǎn)生的賈敏效應(yīng)其滲流阻力大幅度升高,視黏度增大。

(2)乳狀液滲流是水溶性降黏劑與原油在地層中混合后主要的流動(dòng)形式,乳狀液通過變形、疊加和堆積等形式堵塞喉道,增大滲流阻力,擴(kuò)大波及范圍和采收率;滲流狀態(tài)下含水率越高,水溶性降黏劑溶液與原油形成的水包油乳狀液越穩(wěn)定,通過喉道時(shí)賈敏效應(yīng)越強(qiáng),其造成的滲流阻力越大,適用于稠油開采高含水階段,用于擴(kuò)大波及,控制含水率。

(3)油溶性降黏劑僅改變油相黏度,不改變滲流條件下油水兩相滲流狀態(tài),滲流阻力減小;隨著含水率的增加,降黏率減小,更適合應(yīng)用于低含水階段的稠油降黏。