抗垢碱提高稠油采收率机理研究

汤明光，刘清华，张贵才，陈立峰

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

抗垢碱提高稠油采收率机理研究

汤明光1，刘清华1，张贵才2，陈立峰2

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

针对胜利油田夏八区块稠油油藏地层水钙镁离子浓度高，使用常规碱剂如氢氧化钠和碳酸钠等进行驱油均会产生结垢问题，开展了具有抗垢作用的驱油用碱研究。选用具有良好耐垢性能的偏硼酸钠（NaBO2）进行了室内研究，并使用填砂管驱替实验评价了其驱油效果。结果表明：虽然NaBO2溶液降低油水界面张力的效果不好，但其驱油效果较好。驱替过程中，在较高的碱溶液浓度下出现了大的压差响应，且提高采收率的幅度随着碱溶液浓度的增加而增大。NaBO2溶液提高稠油采收率的微观机理为：碱溶液易侵入原油中并形成分散液滴，这些液滴随即转变为W/O型乳状液，封堵高渗流通道，抑制黏性指进，从而提高波及系数。

稠油；抗垢用碱；W/O型乳状液；提高采收率

0 引言

稠油油藏具有较高的黏度，油水间不利的流度比使得注水开发只能采出原油地质储量的5%～10%［1］。因此，许多通过降低原油黏度、减小水油流度比的热采方法被采用。但有些油藏埋藏浅，油层薄，热量损失严重，导致不适合采用热采方法。国内外在关于化学驱对稠油采收率的影响方面做了大量的研究［2-3］。从前人的研究工作［4-5］中可得出，碱驱方法能显著地提高稠油采收率。稠油通常含有高的酸值［6］，碱剂通过与稠油中的石油酸发生反应，生成原位表面活性剂，这些表面活性剂吸附在油水界面上，能明显地降低界面张力，促使原油乳化，而乳化是碱驱提高采收率的重要机理。Pei等［7］认为在碱驱过程中形成的油包水（W/O）型乳状液对提高稠油采收率起到了很大的作用，碱溶液先侵入油相中，形成液滴，随后转变为具有很高黏度的W/O型乳状液，可阻塞水驱过程中形成的高渗流通道，使波及系数提高，从而增加稠油采收率。Arhuoma等［8］考察了稠油油藏碱驱中压差和采收率的关系，发现压差随着注入碱浓度的增大而增大，同时，经微观照片分析发现，产出液为黏度较高的W/O型乳状液，可封堵高渗流通道，迫使注入液体转向，从而提高波及系数。这从表观上表现为驱替压差升高，因此采收率表现为随着压差的增大而增加。

碱对二价离子比较敏感，碱溶液用水中的Ca2+和Mg2+可引起注入系统和近井地带结垢。Jennings等［9］总结出，钙离子的存在增加了水的硬度，可以使形成的原位表面活性剂失去活性，因此在配置碱溶液时，需要移除钙离子。Berger等［10］将三元复合驱（ASP驱）中的无机碱换成有机碱进行了研究，考察了有机碱对OASP驱（含有机碱的复合驱）中界面张力、黏度和吸附的影响，并与常规的ASP驱进行了对比。结果发现，有机碱不受水硬度的影响，而且加强了聚合物在增加黏度方面的能力，总体效果优于常规的ASP驱。

偏硼酸钠（NaBO2）是一种碱性金属硼酸盐，水溶液显碱性。B原子具有空轨道，可以螯合Ca2+和Mg2+，减小其对界面张力的影响。Flaaten等［11］发现含有NaBO2的表面活性剂配方在硬水中表现出好的驱油效果。Zhang等［12］所做的二氧化硅和碳酸盐加强渗吸驱油实验表明，NaBO2性能优于Na2CO3，且发现NaBO2可耐6 000×10-6的Ca2+和Mg2+，在提高采收率和改变岩石表面化学性质方面与Na2CO3效果相似，但NaBO2既可提供高pH值，也能耐盐水中高浓度的二价阳离子，因而在提高原油采收率方面具有巨大潜力。

笔者利用填砂管模型考察NaBO2对胜利油田稠油油藏的驱油效果，并利用微观模型研究其提高采收率的机理。

1 驱替实验

1.1 材料和药品

实验所用原油取自胜利油田夏八区块，其基本参数如表1所列。实验中所用溶液均选用夏八区块模拟地层水配制，地层水组成如表2所列。

表1 夏八区块原油的基本参数Table1Basic parameters of crude oil in Xiaba block

表2 夏八区块地层水离子组成Table 2Ionic composition of the formation water in Xiaba block mg/L

1.2 实验过程

1.2.1 界面张力测量

按照旋滴法测定了碱性耐垢体系溶液和夏八区块稠油之间的动态界面张力，并采用Texas-500界面张力仪在50℃温度条件下测定了油与不同溶液间的界面张力。首先在样品管中加入形成界面的油水两相，然后在仪器的带动下使样品管以一定的角速度快速旋转，在离心力、重力及界面张力的综合作用下，密度较小的油相在密度较大的水相中逐渐被拉成一呈长椭球体的液滴。假设液滴的长轴直径为L，短轴直径为D，当L/D≥4时［13］，界面张力（IFT）的计算公式为

式中：Δρ为油水密度差，kg/m3；ω为样品管转动的角速度，rad/s；r为液滴短轴半径，m。

在实验过程中，通常测定的是液滴的表观直径d，这是因为观测到的液滴是经过放大的，而不是实际尺寸，因此式（1）可变为

式中：σ为界面张力，mN/m；ρw为水相密度，g/cm3；ρo为油相密度，g/cm3；ω′为转速，rad/min；D为液滴宽度，mm；L为液滴长度，mm；n为水相折光率。

界面张力仪中安装了照片采集和分析软件，可自动计算和记录动态界面张力。

1.2.2 填砂管驱替实验

夏八区块油层埋藏深度为1 460～1 520 m，地层温度为50～57℃，储层孔隙度平均为32%，属于中孔、中渗稠油油藏。实验所用填砂管长度为30 cm，直径为2.6 cm。制作填砂管的步骤为：将洗净并干燥好的石英砂按照筛网孔径分为150～180 μm和120～150 μm，将前后二者按照3∶1的比例混合均匀后进行填制。按照此比例制作的填砂管，孔隙度和渗透率均接近实际地层条件。

将填砂管垂直放置，每次加入适量的石英砂和夏八区块地层水，然后振荡填砂管，使砂子夯实。在整个过程中，确保水面高于砂子表面，以防止空气进入。

填砂管驱替装置如图1所示。填砂管驱替过程如下：①填砂管填砂完成后，选用夏八区块地层水进行饱和，然后测定渗透率，并计算孔隙度；②将夏八区块原油以恒定速度注入填砂管，直至出口端含水率小于2%，计算原油饱和度；③水驱至产出液体含油率小于2%，然后注入0.3 PV的化学剂段塞，转后续水驱，直到产出油可忽略不计（含油率小于2%）；④产出液中加入破乳剂，放置于50℃温度条件下，直到油和水完全分离，读出油的体积，最后计算出采收率。如无特殊情况，驱替过程中地层水和化学剂段塞均以0.5 mL/min的速度注入。

图1 填砂管驱替装置1.蒸馏水；2.平流泵；3.压力表；4.盐水容器罐；5.原油容器罐；6.碱液容器罐；7.压力采集系统；8.填砂管模型Fig.1The equipment for sandpack displacement

1.2.3 微观可视化实验

微观驱替实验中所用模型为亲水性的玻璃刻蚀模型，孔隙体积为0.012 mL，孔隙度为36.83%。微观驱替实验的步骤为：①模型抽真空后，饱和质量分数为0.5%的NaCl（为了便于观察驱替中的现象，溶液中加入了质量分数为0.05%的曙红）；②向玻璃模型中注入夏八区块原油，驱替出模型中的盐水；③以0.003 mL/min的速度进行驱替，录制整个驱替过程；④分析图像。

2 实验结果与讨论

2.1 NaBO2驱油效果研究

NaBO2是一种弱碱，0.1%～1.0%NaBO2的pH值为9～11。之所以选择NaBO2作为驱油剂，主要是基于2个方面的考虑：一方面是由于夏八区块稠油的酸值较高，达到4.66 mg KOH/g；另一方面是由于夏八区块地层水中的钙镁离子含量较高，使用NaOH和Na2CO3等碱剂会产生结垢等问题，进而影响驱油体系的注入。由于NaBO2对钙镁离子具有较强的螯合能力，因此，与夏八区块地层水进行配置时不会出现结垢问题（图2）。

图2 不同碱液与夏八区块地层水配伍性研究Fig.2Compatibility of different alkali with formation water in Xiaba block

考虑到NaBO2同钙镁离子反应可能会生成聚合物类硼酸盐，因此使用Brookfield DV-2型黏度计分别测定了用蒸馏水和地层水配制的0.5%NaBO2溶液的黏度，其值分别为1.59 mPa·s和1.79 mPa·s。选用地层水时的黏度稍有增加，增加幅度约为12.6%。由此可以得出，生成的聚合物类硼酸盐不会起到抑制黏性指进的作用。

在50℃温度条件下，共进行5组驱替实验考察了NaBO2溶液的驱油效果。填砂管参数、化学剂段塞组成及驱替结果如表3所列。

在水驱后注入0.3 PV的NaBO2溶液，并评价了不同含量NaBO2溶液的驱油效果（图3）。从图3可以看出：0.3%～1.0%NaBO2溶液均显示出了好的驱油效果；NaBO2含量越高，采收率增加幅度越大；其中1.0%NaBO2溶液采收率增幅可达到27.1%。

图4为NaBO2溶液与夏八区块原油间的动态界面张力。从图4可看出，单纯的NaBO2溶液降低油水界面张力的效果不好，说明NaBO2溶液并不是通过提高洗油效率来提高采收率的。Zhang等［14］的研究表明，在提高采收率方面，增加水相黏度比降低界面张力更为有效，这也进一步验证了界面张力大小不是评价稠油碱驱的重要标准。

表3 填砂管驱替总结Table 3Summaries of sandpack displacement

图3 NaBO2溶液浓度对驱油效率的影响Fig.3Influence of NaBO2concentration on the displacement efficiency

图4 NaBO2溶液与夏八区块原油间的动态界面张力Fig.4The curves of dynamic IFT between NaBO2solution and heavy oil

图5 为填砂管驱替实验中注入NaBO2溶液的压力曲线。从图5可看出：水驱后注入NaBO2溶液，注入压力会明显上升；NaBO2溶液浓度越高，注入压力上升越明显，采收率提高的幅度也越大。一般来讲，由于稠油的黏度远高于水的黏度，因此水驱过程中存在严重指进现象。一旦注入水突破填砂管，注水压力会明显降低；之后，注入水主要沿水流通道窜流，导致注入水波及系数降低。在水驱后的填砂管中注入NaBO2溶液后，注入压力明显上升，说明NaBO2溶液对水流通道产生了封堵作用，迫使注入水流向富油区，从而提高了波及系数。

图5 注入NaBO2溶液期间压力变化Fig.5Pressure changes during NaBO2solution flooding

2.2NaBO2微观驱油机理研究

为了深入研究NaBO2封堵高渗透层的机理，采用微观可视化实验考察了NaBO2在孔隙介质中的渗流行为。

使用0.5%盐水进行了微观可视化驱替实验。从图6（a）可观察到：当盐水进入模型后，沿对角线快速突破，一旦盐水突破后，驱替过程中的波及体积基本不会增加，导致模型对角线两侧大量的稠油未被波及到。这是由于稠油黏度大，水油流度比较高，使得稠油水驱时指进现象严重，突破后形成水流大通道，导致大量的稠油留在模型中。因此，水驱采收率低主要归因于不利的流度比。

同样使用0.5%NaBO2进行了微观可视化驱替实验。从图6（b）可以看出，NaBO2与夏八区块原油接触后，NaBO2溶液易侵入到原油中并形成表面包含油膜的液滴［图6（c）、图6（d）］，这个过程相当于液滴在油相中发生膨胀，使得孔隙中的原油被顶替出。根据液滴膨胀机理，碱液突破时，波及体积明显比水突破时要大，这也可以解释在碱驱过程中表现出的碱液突破慢、压力上升快的现象。此外，从填砂管碱驱产出液（图7）可看出：注碱及后续水驱中油相表现出W/O型乳状液的特征，其中图7（b）中第一根试管中的油相含有大量水滴，这些现象与微观驱替实验结果是对应的。W/O型乳状液黏度较高，聚并形成油墙，封堵了高渗流通道，迫使注入液体转向，从而增加了波及系数。

图6 水驱和碱驱过程中油相分布微观图像（a，b放大1.5倍，c，d放大3倍）Fig.6Microcosmic images of oil phase after water flooding and alkaline flooding

图7 填砂管碱驱产出液图片（均为破乳前的图片）Fig.7Images of produced fluid from sandpacks

通过对以上2种驱油体系的微观图像进行分析和计算，得出了各体系突破和结束时刻的波及系数与采收率（表4）。从表4可看出，当驱油结束时，碱溶液的波及系数远远大于盐水驱替的波及系数。

表4 各体系的采收率与波及系数Table 4Oil recovery and sweep efficiency of different systems

对于碱液为什么会侵入到原油中，Pei等［15］认为这与碱和原油的界面反应有关。高酸值的稠油含有较多的有机酸，可以与碱液反应而生成原位表面活性剂。在这些表面活性剂的作用下，界面张力瞬时降低，从而使碱溶液侵入到原油中。此外，界面反应可以加剧油水界面处原位表面活性剂的不均匀富集，使包含水柱的油膜变得不稳定，而使得在驱替过程中水柱分裂成许多不连续的水滴。这些界面现象有力地促进了液滴流的形成和随后产生W/O型乳状液。

因此，碱驱提高稠油采收率的微观机理为：碱溶液侵入原油中并形成油膜包裹的液滴，阻塞水流通道，抑制黏性指进，从而提高波及系数。

3 结论

（1）NaBO2具有良好的抗垢性能，其溶液与原油间的动态界面张力很高，但填砂管驱替实验显示出其较好的驱油效果。1.0%NaBO2可提高采收率27.1%，提高采收率的幅度随碱溶液浓度的增加而增大，驱替过程中出现的压差与采收率增幅呈正相关关系。

（2）NaBO2提高稠油采收率的微观机理为：碱溶液侵入原油中，形成油膜包裹的液滴，这些液滴随即转变为W/O型乳状液，阻塞水流通道，抑制黏性指进，从而提高波及系数。

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（本文编辑：王会玲）

Study on enhancing heavy oil recovery mechanism of antiscaling alkali

TANG Mingguang1，LIU Qinghua1，ZHANG Guicai2，CHEN Lifeng2
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Zhanjiang 524057，Guangdong，China；2.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao 266580，Shandong，China）

The content of calcium and magnesium ions in the formation water in Xiaba block is relatively high,so scaling problem will occur when use conventional alkali agent such as sodium hydroxide and sodium carbonate.This paper investigated the alkaline which has antiscaling effect,and chose NaBO2which has strong chelating capacity for calcium and magnesium ions to do indoor research and used sandpacks to evaluate its displacement efficiency.The results show that although the dynamic interfacial tension is high,the displacement efficiency during the sandpacks tests is good. During the displacement process,a large differential pressure response appeared when the alkali concentration is high, and the incremental oil recovery increased with the increase of alkali concentration.Microscopic mechanism shows that the alkaline solution penetrates into the crude oil to form water drops inside the oil phase,and those water drops turn into W/O emulsions subsequently,which could block the water channel and inhibit the viscous fingering,leading to the improvement of sweep efficiency.

heavyoil；antiscalingalkali；W/Oemulsion；enhancedoilrecovery

TE357.46

A

1673-8926（2014）03-0125-06

2014-02-15；

2014-03-05

国家自然科学基金项目“化学驱油体系油水界面流变性及其对毛管数模型作用机制研究”（编号：51104170）与霍英东教育基金会资助项目“稠油油藏表面活性剂驱技术研究”（编号：114016）联合资助

汤明光（1986-），男，硕士，主要从事油田化学与提高采收率方面的研究工作。地址：（524057）广东省湛江市坡头区中海油湛江分公司研究院商业楼。E-mail：tangguang119@163.com。