CN117288633A - 一种化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用及低温热活化增效作用的评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用及低温热活化增效作用的评价方法。本发明方法包括如下步骤：S1、将原油与化学驱体系的溶液按油/水质量比混合，得到混合体系1，测试原油和混合体系1的黏度；S2、将混合体系静置至分层，测试上层油相黏度及下层水相浓度；S3、将步骤S2中上层油相与模拟水按S1步骤中油/水质量比混合，得到混合体系2，测试混合体系2黏度；S4、重复S1、S2、S3步骤，但将S1～S3实验温度升高△T，黏度测试温度保持一致，测试黏度、下层水相浓度；将上述测定数据，经计算，即能定量评价出化学驱体系与低温热对稠油的多阶降黏作用或化学驱体系对稠油的长程长效作用或评价单位温度对稠油的热活化作用。
Description
技术领域
本发明涉及一种化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用及低温热活化增效作用的评价方法，属于油田开发领域。
背景技术
渤海稠油资源丰富，占总探明地质储量的一半以上。由于稠油重质组分含量高、黏度大、流动性差，制约了渤海稠油油田采收率的大幅度提升和高效开发。加热是一种降低稠油黏度的有效方式，但是油藏加热降粘作用范围有限，降粘效果不持久，随着油藏深部温度降低原油黏度逐渐恢复至初始值，并未彻底解决油藏尺度上的稠油流动难的问题；且稠油热采技术存在能耗高、成本高、技术难(井距大保温难、高温井筒安全风险大、配套工艺要求高)，垢、菌、腐蚀、碳排强度大等问题，在发展理念上，稠油开发未来向绿色低碳、节能降耗、清洁高效方向发展，寻求更高采收率、更广实施领域、更节能低碳新开发模式，其中稠油低热-化学增效技术为重点攻关方向。常规化学降黏作用使稠油的W/O型乳状液转变成O/W型乳状液，从而达到降粘的目的；但是油藏深部随着化学降黏剂浓度降低且多孔介质剪切作用减弱，O/W型乳状液易失稳而油水分离，原油黏度恢复至初始值，且后续水驱过程中该种降黏作用消失。目前稠油的长程长效降黏方法鲜见报道，对该种多阶梯级降黏作用的认识尚不完善。
发明内容
本发明的目的是提供一种化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用及低温热活化增效作用的评价方法。本发明通过分散-聚并-再分散-低温热活化多重作用，实现稠油长程-长效-热增效多阶降黏效果及各阶降黏作用的评价方法，该方法简便、可靠、实用，能分阶梯级定量劈分稠油长程长效及热增效降黏作用贡献。
本发明提供了一种化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用及低温热活化增效作用的评价方法，包括如下步骤：
S1、配制化学驱体系的溶液，浓度记为c0，将原油与所述化学驱体系的溶液按一定油/水质量比混合，得到混合体系1，测试所述原油和所述混合体系1的黏度，分别记为μ0、μ1；
S2、将所述混合体系静置至分层，测试上层油相的黏度及下层水相化学驱体系的浓度，分别记为μ2、c1；
S3、将步骤S2中所述上层油相与模拟水按S1步骤中所述油/水质量比混合，得到混合体系2，测试所述混合体系2的黏度，记为μ3；
S4、重复S1、S2、S3步骤，但将S1、S2、S3实验温度升高△T，而黏度测试温度保持一致，测试的黏度，分别记为μ1'、μ2'、μ3'，下层水相化学驱体系浓度，记为c1'；
将上述测定数据，根据下述式Ⅰ-Ⅲ计算，即能定量评价出化学驱体系与低温热对稠油的多阶降黏作用；根据下述式Ⅳ-Ⅴ计算，即能定量评价化学驱体系对稠油的长程长效作用；根据下述式Ⅵ-Ⅶ计算，即能定量评价单位温度对稠油的热活化作用；
p1＝(μ0-μ2)/μ0×100％ 式Ⅰ
式Ⅰ中，p1表示一阶不可逆拆解降黏率，其值越大，不可逆拆解相应作用降黏效果越好；
p2＝(μ2-μ3)/μ2×100％ 式Ⅱ
式Ⅱ中，p2表示二阶可逆分散降黏率，其值越大，可逆分散相应作用降黏效果越好；
p3＝(μ3-μ3')/μ3×100％ 式Ⅲ
式Ⅲ中，p2表示三阶热活化降黏率，其值越大，热活化相应作用降黏效果越好；
k1＝(c0-c1)/c1 式Ⅳ
式Ⅳ中，k1表示长效系数，为长程长效作用的长效性，该值越大，油水界面上发挥长程长效作用的化学驱体系分子比例越大；
t1＝[1-(μ3-μ1)/μ0]×100％式Ⅴ：
式Ⅴ中，t1表示长效稳定率，其值越大，长程长效降黏效果越持久；
k2＝(c1-c1')/△T式Ⅵ：
式Ⅵ中，k2表示增效系数，为在化学驱体系降黏作用基础上低温热的增效性，该值越大，表示升高单位温度时界面上发挥持续降黏作用的化学驱体系分子增加量越多；
t2＝[(μ1-μ1')/μ1+(μ2-μ2')/μ2+(μ3-μ3')/μ3]×100％/△T式Ⅶ：
式Ⅶ中，t2表示比热增效率，其值越大，升高单位温度时热活化增效效果越好。
上述的方法中，所述原油的粘度为≥50mPa·s。
上述的方法中，所述化学驱体系包括稠油活化剂、聚合物、表面活性剂和降黏剂。
本发明中，所述稠油活化剂的结构是如式Ⅰ所示，可按照申请号为201710659444.X的中国专利申请中记载的方法制备，式Ⅰ中，x、y、z、m和n分别为对应链段在所述聚合物中的质量分数，m为0.75～0.85，y为0.20～0.24，x、z和n均为0.001～0.01；
本发明中，所述聚合物为常规聚合物(不具有两亲性及对稠油拆解降黏能力)，可选自常规聚丙烯酰胺、黄胞胶、羟乙基纤维素中的至少一种；
所述小分子表面活性剂可选自辛基酚聚氧乙烯醚(OP-10、OP-15)、壬基酚聚氧乙烯醚(TX-10)、α-烯烃磺酸钠(AOS)中的至少一种。
上述的方法中，所述原油与所述化学驱体系的溶液的油/水质量比为1：0.25～4；具体可为8:2、7:3、6:4、5:5(即1:1)、4:6、3:7、2:8。
上述的方法中，所述化学驱体系的溶液中，所述化学驱体系的质量浓度可为50ppm～10000ppm，其溶剂为地层模拟水，具体可为500、1500、2500ppm。
上述的方法中，步骤S1～S3在5～80℃的条件下进行。
上述的方法中，步骤S4中，△T可为0～60℃。
上述的方法中，所述p1、p2、p3值均为0～1。
上述的方法中，所述k1、k2值均为大于0。
上述的方法中，所述t1值为0～1；t2值为0～3/△T。
本发明具有如下有益效果：
1)本发明通过分散-聚并-再分散-低温热活化多重作用，实现稠油长程-长效-热增效多阶降黏效果及各阶降黏作用的评价方法；
2)该方法通过常规黏度测试及浓度测试，简便、可靠、实用，能分阶梯级定量劈分稠油长程长效及热增效降黏作用贡献。
附图说明
图1为活化剂-稠油分散体系的降黏率随静置时间的变化。
图2为低温热作用下活化剂-稠油分散体系的降黏率随静置时间的变化。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
下述实施例中所用的材料、试剂、仪器如下：
氯化钾、氯化钠、氯化钙、碳酸氢钠、硫酸钠、硫酸钾，分析纯，北京现代东方精细化学品有限公司；六水氯化镁，分析纯，北京益利精细化学品有限公司；实验用模拟水，矿化度9374ppm，主要离子质量浓度(单位ppm)：Na++K+3091.96、Ca2+276.17、Mg2+158.68、CO3 2-14.21、HCO3 -311.48、SO4 2-85.29、Cl-5436.34。原油为渤海S3稠油。
Waring搅拌器(北京泰亚赛福科技发展有限责任公司)、TEXAS-500C旋转滴界面张力仪(美国KINO公司)、DV-Ⅲ型Bookfield黏度计(美国Brookfield公司)、DCAT 21型表面张力仪(德国Dataphysics公司)、BX-41光学显微镜(日本Olympus公司)。
下述实施例中活化剂溶液为按照中国专利申请(201710659444.X)中实施例1记载的方法制备的稠油活化剂。
下述实施例中黏度测试温度均为60℃。
本发明提供的一种化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用及低温热活化增效作用的评价方法，包括如下步骤：
S1、配制化学驱体系的溶液，浓度记为c0，将原油与所述化学驱体系的溶液按油/水质量比1:1混合，得到混合体系1，测试所述原油和所述混合体系1的黏度，分别记为μ0、μ1；
S2、将所述混合体系静置至分层，测试上层油相的黏度及下层水相化学驱体系的浓度，分别记为μ2、c1；
S3、将步骤S2中所述上层油相与模拟水按油/水质量比1:1混合，得到混合体系2，测试所述混合体系2的黏度，记为μ3；
S4、重复S1、S2、S3步骤，但将S1、S2、S3实验温度升高△T，而黏度测试温度保持一致，测试的黏度，分别记为μ1'、μ2'、μ3'，下层水相化学驱体系浓度，记为c1'；
将上述测定数据，根据下述式Ⅰ-Ⅲ计算，即能定量评价出化学驱体系与低温热对稠油的长程长效多阶降黏作用；根据下述式Ⅳ-Ⅴ计算，即能定量评价化学驱体系对稠油的评价长程长效作用；根据下述式Ⅵ-Ⅶ计算，即能定量评价化学驱体系对稠油的热活化作用；
p1＝(μ0-μ2)/μ0×100％ 式Ⅰ
式Ⅰ中，p1表示一阶不可逆拆解降黏率，其值越大，不可逆拆解相应作用降黏效果越好；
p2＝(μ2-μ3)/μ2×100％ 式Ⅱ
式Ⅱ中，p2表示二阶可逆分散降黏率，其值越大，可逆分散相应作用降黏效果越好；
p3＝(μ3-μ3')/μ3×100％ 式Ⅲ
式Ⅲ中，p2表示三阶热活化降黏率，其值越大，热活化相应作用降黏效果越好；
k1＝(c0-c1)/c1 式Ⅳ
式Ⅳ中，k1表示长效系数，为长程长效作用的长效性，该值越大，油水界面上发挥长程长效作用的化学驱体系分子比例越大；
t1＝[1-(μ3-μ1)/μ0]×100％式Ⅴ：
式Ⅴ中，t1表示长效稳定率，其值越大，长程长效降黏效果越持久；
k2＝(c1-c1')/△T式Ⅵ：
式Ⅵ中，k2表示增效系数，为在化学驱体系降黏作用基础上低温热的增效性，该值越大，表示升高单位温度时界面上发挥持续降黏作用的化学驱体系分子增加量越多；
t2＝[(μ1-μ1')/μ1+(μ2-μ2')/μ2+(μ3-μ3')/μ3]×100％/△T式Ⅶ：
式Ⅶ中，t2表示比热增效率，其值越大，升高单位温度时热活化增效效果越好。
实施例1、“不可逆拆解”长效降黏作用
1、原油分散体系制备
将原油(黏度μ0＝380mPa.s)与活化剂溶液(溶剂是地层模拟水，浓度具体如表1中所示，为500、1500、2500ppm)按油/水质量比1:1混合，60℃恒温1h，机械搅拌5min(400r/min)后，利用Brookfield黏度计测定60℃时稠油-活化剂溶液混合体系黏度μ1，结果见表1。
2、聚并后测试“不可逆拆解”降黏率
为研究对原油的“不可逆拆解”长效降黏效果，将原油与活化剂溶液形成的分散体系充分静置，分散体系降黏率随静置时间增加而下降，当60℃静置72h后油水分散体系脱水率达95％以上，此时上层原油降黏率仍大于40％；且随活化剂浓度增加，静置聚并后上层油相“不可逆拆解”降黏率越大(图1)。这是由于活化剂对稠油存在界面吸附-渗透-拆解-滑动分散作用，其极性基团引入水膜并渗透带入稠油内部造成各向异性，从而由内向外实现稠油拆解降黏，该作用为不完全可逆过程，表现出拆解长效降黏效果。
表1化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用
实施例2、“可逆分散”长程降黏作用
将本发明实施例1中原油与活化剂溶液形成的分散体系充分静置分层后，取出上层油相与模拟水混合，形成新分散体系黏度减小，测定数据如表1所示，由表1中结果可知说明吸附在油水界面上的活化剂具有持续降黏效果；分配在油水界面的活化剂分子能起到前赴后继降黏作用，该种作用能力大小用长效系数表征，随着活化剂浓度增加，长效系数及长效稳定率增大(表1)，界面吸附的活化剂分子越多，形成新分散体系的降黏率也逐渐增大，“可逆分散”降黏率越大，长程长效降黏效果越突出。活化水驱油过程中，活化剂分子吸附在油水界面运移到油层深部，遇到新油/后续水驱时，吸附在油水界面的活化剂持续发挥作用，前赴后继，表现出长程降黏效果。
实施例3、“低温热活化”增效降黏作用
1、原油分散体系制备
将原油(黏度380mPa.s)与活化剂溶液按油/水质量比1:1混合，80℃恒温1h，机械搅拌5min(400r/min)后，利用Brookfield黏度计测定60℃时稠油-活化剂溶液混合体系黏度μ1'，结果见表2。
1、聚并后测试“不可逆拆解”降黏率
为研究对原油的“不可逆拆解”长效降黏效果，将原油与活化剂溶液形成的分散体系充分静置，分散体系降黏率随静置时间增加而下降，当80℃静置72h后油水分散体系脱水率达95％以上，此时上层原油降黏率仍大于55％；不同活化剂浓度下，静置聚并后上层油相“不可逆拆解”降黏率接近(如图2所示)，这可能是由于升高温度增加了化学驱体系分子的平均动能，促进更多分子吸附在界面发挥拆解作用，抵消了浓度对“不可逆拆解”降黏率的影响。升温后分散体系聚并速率更快，且“不可逆拆解”降黏率比升温前较大，这说明低温热有利于促进活化剂对稠油拆解作用。
2、“可逆分散”长程降黏作用
取出本发明实施例3步骤2中上层油相与模拟水于80℃下混合，形成新的分散体系黏度减小(结果如表2所示)，说明吸附在油水界面上的活化剂具有持续降黏效果；分配在油水界面的活化剂分子能起到前赴后继降黏作用，该种作用能力大小用长效系数表征，随着活化剂浓度增加，长效系数增大(结果如表2所示)，界面吸附的活化剂分子越多，形成新分散体系的降黏率也逐渐增大，“可逆分散”降黏率越大。升温作用后长效系数比升温前更大，这是由于升高温度增加了活化剂分子的平均动能，促进更多分子吸附在界面发挥拆解作用。升温作用后长效稳定率均大于80％，且大于或等于升温前，说明低温热提升了活化剂的长程长效性能。
表2低温热下化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用
采用“热活化”降黏率、“热活化”增效系数、“热活化”比热增效率三个参数进一步评价低温热对降黏效果的增效作用(数据如表3所示)。不同浓度下，“热活化”降黏率为23％～29％，说明低温热作用能进一步降低新分散体系黏度，即使后期热量消失，前期低温热仍能改善了长程长效降黏效果；“热活化”增效系数均大于0且随浓度增加而增大，说明升温作用后促进更多活化剂分子吸附在界面发挥拆解作用，且活化剂浓度越高这种“热活化”增效作用越明显。“热活化”比热增效率均大于0，说明低温热作用下，分散-拆解-再分散全程降黏效果均得到改善；其中1500ppm浓度下“热活化”比热增效率最大，说明此浓度下升高单位温度时热活化增效效果最佳。由上述结果表明，高浓度活化剂本身降黏作用较强，低温热改善效果相对受限；而活化剂浓度较低时，低温热促进界面吸附发挥拆解作用的活化剂分子量相对较少。
表3低温热活化增效作用
Claims (10)
1.一种化学驱体系对稠油的长程长效降黏作用及低温热活化增效作用的评价方法，包括如下步骤：
S1、配制化学驱体系的溶液，浓度记为c0，将原油与所述化学驱体系的溶液按一定油/水质量比混合，得到混合体系1，测试所述原油和所述混合体系1的黏度，分别记为μ0、μ1；
S2、将所述混合体系静置至分层，测试上层油相的黏度及下层水相化学驱体系的浓度，分别记为μ2、c1；
S3、将步骤S2中所述上层油相与模拟水按S1步骤中所述油/水质量比混合，得到混合体系2，测试所述混合体系2的黏度，记为μ3；
S4、重复S1、S2、S3步骤，但将S1、S2、S3实验温度升高△T，而黏度测试温度保持一致，测试的黏度，分别记为μ1'、μ2'、μ3'，下层水相化学驱体系浓度，记为c1'；
将上述测定数据，根据下述式Ⅰ-Ⅲ计算，即能定量评价出化学驱体系与低温热对稠油的多阶降黏作用；根据下述式Ⅳ-Ⅴ计算，即能定量评价化学驱体系对稠油的长程长效作用；根据下述式Ⅵ-Ⅶ计算，即能定量评价单位温度对稠油的热活化作用；
p1＝(μ0-μ2)/μ0×100％ 式Ⅰ
式Ⅰ中，p1表示一阶不可逆拆解降黏率，其值越大，不可逆拆解相应作用降黏效果越好；
p2＝(μ2-μ3)/μ2×100％ 式Ⅱ
式Ⅱ中，p2表示二阶可逆分散降黏率，其值越大，可逆分散相应作用降黏效果越好；
p3＝(μ3-μ3')/μ3×100％ 式Ⅲ
式Ⅲ中，p2表示三阶热活化降黏率，其值越大，热活化相应作用降黏效果越好；
k1＝(c0-c1)/c1 式Ⅳ
式Ⅳ中，k1表示长效系数，为长程长效作用的长效性，该值越大，油水界面上发挥长程长效作用的化学驱体系分子比例越大；
t1＝[1-(μ3-μ1)/μ0]×100％式Ⅴ：
式Ⅴ中，t1表示长效稳定率，其值越大，长程长效降黏效果越持久；
k2＝(c1-c1')/△T式Ⅵ：
式Ⅵ中，k2表示增效系数，为在化学驱体系降黏作用基础上低温热的增效性，该值越大，表示升高单位温度时界面上发挥持续降黏作用的化学驱体系分子增加量越多；
t2＝[(μ1-μ1')/μ1+(μ2-μ2')/μ2+(μ3-μ3')/μ3]×100％/△T式Ⅶ：
式Ⅶ中，t2表示比热增效率，其值越大，升高单位温度时热活化增效效果越好。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述原油的粘度为≥50mPa·s。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述化学驱体系包括稠油活化剂、聚合物、表面活性剂和降黏剂。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于，所述原油与所述化学驱体系的溶液的油/水质量比为1：0.25～4。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于，所述化学驱体系的溶液中，所述化学驱体系的质量浓度为50ppm～10000ppm。
6.根据权利要求1-5中任一项所述的方法，其特征在于，步骤S1～S3在5～80℃的条件下进行。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的方法，其特征在于，步骤S4中，△T为0～60℃。
8.根据权利要求1-7中任一项所述的方法，其特征在于，所述p1、p2、p3值均为0～1。
9.根据权利要求1-8中任一项所述的方法，其特征在于，所述k1、k2值均为大于0。
10.根据权利要求1-9中任一项所述的方法，其特征在于，所述t1值为0～1；t2值为0～3/△T。
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