我国稠油资源分布广泛，其中胜利油田稠油探明地质储量6.6×108 t，同国内外其他油田稠油油藏相比, 具有埋藏深(平均为1 100 m)、黏度高(油藏条件下黏度大于50 000 mPa·s的储量占52%)、油层薄(油层厚度低于7 m的储量占58%)、边底水活跃(水油体积比大于5的储量占55%)等特点，使其开采难度加大。截至2014年，稠油产量仅占胜利油田原油总产量的18%左右。目前，蒸汽吞吐是主要的开采方式，但蒸汽吞吐采收率低(胜利油田只有19.8%)。其中，薄层稠油多轮次吞吐后油气比降低导致开发效果变差，如何实现该类稠油油藏经济可持续开采成为亟待解决的难题，而国内外文献报道表明[1-5]，化学降黏体系配合热采是提高采收率的有效途径之一。
面对特稠油以及超稠油的超高黏度，溶剂可提高蒸汽热采稠油的开采效果，但由于其较强的挥发性，在注入蒸汽前注入溶剂降黏效果不理想。因此，如何有效注入溶剂是关键。稠油蒸汽热采过程如果采用表面活性剂可有效降低稠油黏度，提高稠油油藏开发效果，但胜利油田油藏地层温度高、地层水矿化度高，对热采表面活性剂耐温和耐盐性能要求更高，要求其满足热采条件：耐温性能达到280 ℃左右，在总矿化度15 000 mg/L、Ca2+、Mg2+总质量浓度1 500 mg/L地层水条件下对稠油具有良好的乳化效果，而目前所用表面活性剂在此苛刻条件下性能不理想。因此，研制热复合降黏体系，使蒸汽、溶剂、表面活性剂三者同时发挥作用是提高稠油井多轮次吞吐后期采收率的关键。
针对胜利油田稠油热采开发过程中遇到的问题，本研究采用新型溶剂和表面活性剂，利用三元相图研究热力学自发的微乳液型驱油剂体系，通过降黏和岩心驱油试验评价驱油剂效果，改善注蒸汽吞吐热采稠油的开发效果。国内外未见该类方法的报道，在胜利油田应用也属首次。该方法主要机理是“溶剂+表面活性剂”形成的新型微乳液型热复合化学体系同蒸汽一同注入稠油油藏，大幅度提高蒸汽的驱油效率，提高热采开发效果。
壬基酚聚氧乙烯醚表面活性剂NP-4、壬基酚聚氧乙烯醚表面活性剂NP-10(美国陶氏化学)、表面活性剂RPS-1(实验室自制)，溶剂RPR-2(齐鲁石化馏分油)，丙醇、异丙醇、正丁醇、异丁醇、正戊醇、正己醇(北京国药集团化学试剂有限公司)，石英砂(粒径0.08~0.55 mm，北京国药集团化学试剂有限公司)。所用水均为去离子水。
HAAKE VT 550型旋转黏度计(德国Haake公司)，BI-200SM激光光散射仪(美国Brookhaven公司)，驱油模拟装置(江苏海安石油科仪厂)。
实验用稠油性质列于表 1，沥青质和胶质所占质量分数高，胶质质量分数在50%左右。稠油50 ℃黏度约为40 000 mPa·s，属于特稠油。
对齐鲁石化馏分油进行了气相色谱-质谱联用分析，根据出峰时间、峰面积和峰高度进行分析，得到溶剂主要组成列于表 2。
将试剂以一定比例混合，溶于蒸馏水中，制成一定浓度的表面活性剂水溶液后移入50 mL具塞玻璃试管中。按不同比例注入所筛选的溶剂油，并充分振荡混合。然后向混合物中滴加助表面活性剂并振荡，观察试管内液体状态。继续滴加，直至体系变澄清、再次变浑浊，记录助表面活性剂用量，并绘制微乳液相图。
称取100 g稠油在70 ℃下恒温1~2 h，加入43 g乳化降黏剂水溶液，用玻璃棒缓慢搅拌稠油约4 min，使稠油转变成水包油型乳状液，然后测定黏度。
用德国HAAKE VT 550型旋转黏度计在规定温度下测试稠油乳状液的黏度。把待测样品注入黏度计外筒中，在恒温下搅拌，根据待测样品的黏度范围选择适当的转子插入外筒；测试时使转子在一定的剪切速率下在外筒内旋转，待读数稳定后记下读数，剪切应力与剪切速率之比为表观黏度。降黏率按式(1)计算：
动态光散射仪常用于测定纳米级悬浮颗粒的尺寸。激光照射在直径小于入射光波长的颗粒上将产生瑞利散射，而粒子的布朗运动造成散射光波长的多普勒频移，使散射光强度产生波动，这种波动的频率与粒子尺寸相关，动态光散射仪利用这种相关性测定颗粒大小。
开启恒温槽、激光器，打开计算机进入操作界面，待系统稳定约30 min后开始测量。首先，将检测器滤镜置于关闭位置，放入准备好的样品池；然后，在操作界面上设置好相关参数，将检测器滤镜置于“532 nm”位置，开始测量；待测量结束后，保存数据，将检测器滤镜置于关闭位置，取出样品池。
选用驱油线性模型装置，采用φ25 mm×600 mm模型管，按照地层砂岩组成填充石英砂，将原油进行脱水和过滤处理。将岩心模型装入抽真空流程，在压力至-0.1 MPa后，连续抽空0.5 h，饱和蒸馏水，饱和水时间为24 h。用天平称量饱和水前后的岩心模型的质量，计算岩心孔隙体积(PV)。将岩心模型装入测渗透率流程，以恒定的注入速度注入蒸馏水，当压差稳定后，记录此时的压差，按照达西定律，计算岩心的绝对渗透率。将模型接入饱和油流程，然后加热到实验温度，以恒定的低速将实验用油注入岩心进行油驱水建立束缚水。注入压力15 MPa，蒸汽注入速度3 mL/min，模型出口压力4 MPa条件下，按照具体的试验方案进行驱油试验。
研究发现，稠油的组成和驱油效率密切相关。由于稠油组分复杂，如何针对性地选择驱油剂是当前的研究热点和难点。稠油存在的天然羧酸组分皂化后成为天然驱油剂，研究其结构发现芳香结构较多，与具有大量芳香结构的沥青质具有相似结构，对稠油增溶作用较强。针对胜利稠油特点，借鉴稠油天然羧酸结构，设计并合成了稠油驱油剂用表面活性剂RPS-1，其分子结构示意图如图 1所示。通过实验优选出两个表面活性剂复配体系，分别为含有RPS-1的S1复配体系(由等物质的量的RPS-1、NP-4与NP-7组成)和不含RPS-1的S2复配体系(由等物质的量的NP-4与NP-7组成)。
沥青质和胶质的存在是稠油黏度高的主要原因，通过加入不同类型溶剂，稠油黏度可以明显降低，利于进一步乳化和驱油。之前采用了具有二甲苯相近结构和降黏效果的溶剂RPR-2，在加剂质量分数5%时，降黏率达到86%。
稠油乳化降黏是提高稠油采收率的有效方法，但是，由于特稠油和超稠油黏度高，乳化更困难，同时地层剪切力小也增加了乳化的难度，在乳化之前通过溶剂降低稠油黏度是一个很好的方法。稠油热采过程中，由于溶剂较强的挥发性，在注入蒸汽前注入溶剂降黏效果不理想。因此，如何有效注入溶剂是关键。如果能将表面活性剂和溶剂制备成一个产品，就有可能发挥协同作用，同时也增加现场可操作性，对于提高稠油井多轮次吞吐后期采收率非常关键。由于上述讨论的表面活性剂水溶性较强，而溶剂属于油溶性物质，因此，借助助表面活性剂将两者结合形成微乳液是较好的选择。
微乳液是由乳化剂、助表面活性剂、油相及水相按一定比例自发形成的热力学稳定、各向同性的透明(或半透明)的分散体系。乳状液的分散相粒子直径在5~100 nm之间[6]。微乳液形成过程的影响因素很多, 其中助表面活性剂、温度等对微乳液相区的面积影响较大。
不同种类的助表面活性剂对形成微乳液影响的实验结果见图 2~图 4。由图 2~图 4可知，用正丁醇、正戊醇和正己醇做助表面活性剂，均可得到稳定的微乳液相图。实验结果表明，在所选S1表面活性剂复配体系下，助表面活性剂碳数增加时，水、油形成微乳液相区面积逐渐增大。可见，作为助活剂，适当增加碳链长度，有更高的助活性作用。原因是：随碳链长度增加，其疏水作用增强，对于油的增溶能力增强，从而使得可形成微乳区域的面积增大。同时，加入助表面活性剂后，其进入到在油水界面间吸附的表面活性剂层中，并呈无序排列，使界面膜增大(即界面压增大)。根据微乳液理论，助表面活性剂进入表面活性剂疏水区增加了界面上表面活性剂疏水部分所占的比例，助表面活性剂疏水链的增长更有利于疏水部分比例增加，依据几何聚集模型，此时更有利于微乳液的形成[7]。
设γo-w为油水界面张力，π为油水界面间吸附了表面活性剂后吸附层的界面压，γi为此时的界面张力，γi可由式(2)表示：
加入助剂后，导致π增大，达到γo-w＜π，则γi＜0。
由式(2)可见，负界面张力不可能稳定存在，体系欲趋于平衡，则必扩大界面，使分散相液滴的分散度增加，最终形成更小的液滴，体系成为微乳状液，最终界面张力γi由负变为零。微乳状液由普通乳状液突变而自发地形成，当液滴在热运动下发生碰撞而聚集时，由于液滴变大又会形成暂时的负界面张力，从而使液滴再次分散，以增大界面面积，使负界面张力消除，体系达到平衡。因此，微乳状液是热力学稳定体系，分散相液滴不会聚集、分层。
为了进一步考察表面活性剂RPS-1在微乳液形成过程的作用，绘制了不含RPS-1的S2复配体系的相图(图 5~图 7)。由图中可知，与S1体系相比，S2复配体系所形成微乳液相区显著减小，表明RPS-1对微乳液形成具有促进作用。这可能是由于RPS-1的亲油性较强，而辅助表面活性剂的亲水性较强，RPS-1可在一定程度上对主表面活性剂体系的亲水亲油平衡值进行调节，从而更有利于微乳液的形成。同时，RPS-1的疏水链结构和原油成分相似，根据微乳液形成理论，该类表面活性剂的存在有利于微乳液的形成。
为降低成本，考察了形成微乳液体系时助表面活性剂所需要的最低质量分数(wmin)。在温度30 ℃，S1复配表面活性剂复配体系，m(水):m(油)为1:1，盐质量分数为0条件下，使用丙醇、异丙醇、正丁醇、异丁醇、正戊醇、正己醇作为助表面活性剂，进行了微乳液制备实验(见图 8)。实验结果表明，不同助表面活性剂的wmin存在明显差异。
使用正丁醇、正戊醇、正己醇作为助表面活性剂，表面活性剂S1复配体系，m(水):m(油)为1:1，盐质量分数为0条件下，考察了不同温度下形成微乳液体系所需要助表面活性剂的最低使用质量分数，结果如图 9所示。实验结果表明，温度越高，制备微乳液所需要助表面活性剂的最低用量越低。这可能是由于温度越高，表面活性剂在水溶液中的溶解性越高，需要的助活剂的用量就越少的缘故。
使用正丁醇，表面活性剂S1复配体系，m(水):m(油)为1:1时，考察不同温度条件下NaCl对形成微乳液体系所需要助表面活性剂的最低使用质量分数的影响，结果见图 10。实验结果表明，NaCl可以显著降低助表面活性剂的wmin，且该效果随温度的升高而降低。同时，考察了25 ℃下，不同含盐量对助表面活性剂的最低使用质量分数的影响，实验结果见图 11。结果表明，体系中NaCl质量分数越高，助表面活性剂的wmin越低。这是因为体系中电解质浓度提高，压缩了体系中表面活性剂亲水基团的双电层，一方面减小了亲水端在表面活性剂中所占比例，另一方面改变了表面活性剂体系的亲水亲油平衡值，两方面相互作用，减少了助表面活性剂的用量。
以复配表面活性剂S1作为乳化剂，考察了不同水油比情况下，添加适量的助表面活性剂形成微乳液的情况。实验结果见表 3。由表 3可知，水油质量比从8:2变化到5:5，添加适量的助表面活性剂，均可制备成外观澄清透明且稳定性很好的微乳液。
采用动态光散射实验测定了所形成的微乳样品的粒径，从表 4可知，水油质量比从8:2变化到5:5，所形成乳状液的粒径均小于100 nm，符合形成稳定的微乳液的粒径要求。另外，从乳状液的外观看，也呈澄清透明状(见图 12)，符合微乳液的特征。可见，所选择的复配表面活性剂和助表面活性剂体系在较宽范围内均能得到稳定的微乳液体系，增加了其应用范围。
驱油剂要提高稠油采收率，首先要降低稠油黏度，提高体系的流动性能。实验考察了微乳液体系的降黏性能, 结果见表 5。由表 5可见，微乳液质量分数达到1%时，降黏效果较好。对单家寺稠油和孤岛稠油的降黏率达到90%以上。
将不同粒径的石英砂以一定比例均匀混合，填入岩心管中并抽真空后吸入水，称量后得到饱和水质量。将稠油加热至80 ℃，并驱油入岩心管中。驱油实验温度150 ℃，药剂质量分数2%，实验时间3 h，选取溶剂、常规驱油剂和微乳液型驱油剂进行对比试验。由图 13可知，单纯水驱时驱油效率58.86%，伴注溶剂时为68.85%，伴注降黏剂时为71.89%，伴注微乳液时为83.83%，前置微乳液时驱油效率为85.4%，微乳液体系提高驱油效率显著。
前期研究表明，单独溶剂可以起到很好的降黏效果(质量分数5%时，降黏率达到86%)。但是，在地层条件下，溶剂和稠油的接触面积小，难以对稠油有效降黏。而微乳液将溶剂乳化为小液滴，极大地增加了溶剂的界面面积，使得溶剂的降黏效果得到有效提高。表面活性剂尽管具有良好的乳化和界面性能，但是，由于乳化时油水界面面积显著增加，需要大量的乳化能量，特别是对于稠油这种内聚力较强的乳化对象，与此同时，地层流动无法提供有效的剪切力，很难有效地进行乳化。微乳液型驱油剂提前形成了溶剂的疏水微区，疏水微区通过对稠油的溶解作用可以增溶稠油，有效降低乳化的难度。微乳液型驱油剂通过以上两方面的综合作用，具有更好的驱油效果。
(1) 在一定的范围内，助表面活性剂链长增加，其疏水作用增强，对油的增溶能力增强。同时，助表面活性剂进入界面表面活性剂层中，使界面膜增大，可得到更大面积的微乳液区域。
(2) 制备温度和NaCl质量分数的提高影响了表面活性剂的亲水性，均可降低制备微乳液所需助表面活性剂wmin，助表面活性剂的分子结构也对wmin有显著的影响。
(3) 通过调控助表面活性剂用量，在水油质量比为(8:2)~(5:5)时，均可得到外观澄清透明的微乳液。
(4) 采用黏度实验和驱油实验研究了微乳液型驱油剂的性能。结果表明，微乳液质量分数为1%时，对单家寺稠油和孤岛稠油的降黏率达到90%以上；加入质量分数2%的微乳液驱油剂，可提高稠油热采采收率10%以上，表明微乳液型驱油剂具有良好的驱油应用前景。
2017, Vol. 46 Issue (2): 68-74
2017, Vol. 46 Issue (2): 68-74