蒲萬芬, 楊 浩

(西南石油大學油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室,成都 610500)

低礦化度水驅(qū)作為一種新的提高采收率方法,近些年來受到了廣泛關(guān)注[1-3]。英國石油公司的巖心注低礦化度水驅(qū)實驗表明,提高采收率在5%～40%范圍[4]。大量巖心水驅(qū)實驗研究表明,與注海水或高礦化度水相比,注低礦化度水獲得的原油采收率最高[5-7]。

低礦化度表面活性劑(low salinity surfactant, LSS)/原油/巖石作用所引起的潤濕性改善被認為是提高采收率的主要原因[8-11]。在油藏注水的過程中,毛細管力限制了微觀驅(qū)替的效率,通過增加毛細管數(shù),使巖石潤濕性得到改善,調(diào)動注水開發(fā)后的殘余油[8]。三次采油階段,表面活性劑的使用取得了較好的驅(qū)油效果,它能有效降低油水界面張力,產(chǎn)生較高的毛細管數(shù),為調(diào)動儲存孔隙中殘余油創(chuàng)造有利的條件[12]。然而,由于表面活性劑的高成本和在巖石表面的吸附損耗,迫使研究者一直在探索一個能降低成本和減少儲層傷害的新技術(shù)。對于陰離子表面活性劑,水相的各種離子強度、溫度等參數(shù)都對表面活性劑性能有重要的影響[13]。表面活性劑驅(qū)油過程中,由于吸附、捕集等原因都會導致表面活性劑在多孔介質(zhì)中的損失。Glover等研究表明,低礦化度條件下表面活性劑在多孔介質(zhì)中的吸附量將降低[14]。表面活性劑的滯留隨鹽度的增加而增加,在低礦化度下更容易獲得低界面張力,成本更低,低礦化度的環(huán)境為低成本表面活性劑體系開辟了一條道路[15-16]。大量學者對低礦化度水驅(qū)進行了廣泛研究,在此基礎(chǔ)上提出一種將低礦化度與表面活性劑結(jié)合的提高采收率新方法[13]。

油藏的高效快速開采,符合油田開發(fā)要求和經(jīng)濟效益[17]。采用LSS驅(qū)方法,進行了不同注入時機的巖心注水驅(qū)油實驗。通過室內(nèi)模擬LSS驅(qū)油實驗,探討注入時機對驅(qū)替過程中的含水率、采收率、注入壓力、采液速度等的影響,為礦場運用和室內(nèi)模擬研究提供借鑒。

1 實驗材料與儀器

實驗材料:陰離子表面活性劑KPS(新疆油田,工業(yè)級),模擬地層水(水質(zhì)成分如表1),含黏土人造方巖心(橫截面積為4.5 cm×4.5 cm,長度為30 cm,巖心黏土礦物成分如表2,氣測滲透率見表3)；實驗用油為H油田脫水脫氣原油(平均密度0.829 g/cm3,50 ℃黏度5.41 mPa·s)；低礦化度水由NaCl配制,濃度為2 000 mg/L,采用模擬地層水作為高礦化度水；由低礦化度水配制濃度為0.3%表面活性劑(界面張力為3.3×10-3mN/m)得到LSS。

表1 地層水離子組成Table 1 Ionic composition of formation water

表2 黏土礦物組成分析Table 2 Analysis of the composition of clay mineral

主要儀器:多功能巖心驅(qū)替裝置(成都巖心科技有限公司)、巖心夾持器(江蘇珂地石油儀器有限公司)、電熱恒溫烘箱、中間容器、平流泵、手搖泵、電子分析天平等如圖1所示。

2 實驗方案與步驟

2.1 實驗方案

方案1高礦化度水驅(qū)替至含水率在60%左右后轉(zhuǎn)注LSS驅(qū)替。

圖1 主要實驗裝置Fig.1 The main experimental apparatus

方案2高礦化度水驅(qū)替至含水率在80%左右后轉(zhuǎn)注LSS驅(qū)替。

方案3高礦化度水驅(qū)替至含水率在98%左右后轉(zhuǎn)注LSS驅(qū)替。

2.2 實驗步驟

根據(jù)前期速敏實驗研究結(jié)果,將實驗驅(qū)替最佳注入速度設(shè)定為0.5 mL/min。實驗步驟如下：

(1)用模擬地層水飽和抽真空人造巖心24 h,并測定巖心孔隙度、滲透率。

(2)以1.0 mL/min速度飽和原油,直至油驅(qū)水到無水產(chǎn)出為止,在恒溫烘箱(50 ℃)中老化24 h。

(3)將巖心放入夾持器中,實驗儀器按圖2連接安裝好,并用模擬地層水測試實驗裝置連接的密閉性。

(4)以0.5 mL/min注入速度注入模擬地層水,直至出口端含水率分別達到60%、80%、98%,實驗中每注0.1PV液記錄產(chǎn)出液、產(chǎn)出油體積以及注入壓力值。

圖2 實驗裝置原理Fig.2 Schematic diagram of the experimental apparatus

表3 不同注入時機的驅(qū)油情況Table 3 Oil displacement situation of different injection timing

(5)以0.5 mL/min注入速度轉(zhuǎn)注LSS,直至出口端產(chǎn)出液的含水率穩(wěn)定在98%以上,實驗中每注0.1PV液記錄產(chǎn)出液、產(chǎn)出油體積以及注入壓力,計算驅(qū)油效率、采收率增加值及降壓率。

3 實驗結(jié)果與討論

在同一油藏環(huán)境下,油藏儲層含水率不等,轉(zhuǎn)注驅(qū)替液所產(chǎn)生的驅(qū)油效果不盡相同。研究表明,LSS驅(qū)的主要優(yōu)點在于在有油的情況下,巖心潤濕性將向水濕方向發(fā)生顯著的變化[8],驅(qū)油效果更好。在實際油藏的開發(fā)過程中,轉(zhuǎn)注表面活性劑時機越早,驅(qū)油效果越明顯、效率更高。早期注入情況下,地層含水率不高,剩余油飽和度較高,表面活性劑與孔隙中的原油作用降低油水界面張力降低效率更高,乳化作用更好,越易形成原油富集帶,提高洗油效率,從而有更高的采收率。實驗中,選取滲透率和孔隙度相近的巖心,在含水率分別達到60.5%、81.5%、98.1%時,轉(zhuǎn)注LSS驅(qū),得到注入孔隙體積倍數(shù)與含水率、采收率、注入壓力的關(guān)系如圖3所示。

圖3 不同注入時機驅(qū)油曲線Fig.3 The oil displacement curve under different time

從含水率方面分析:前期高礦化度水驅(qū)過程中水突破時含水率都在36%左右。從圖3(c)數(shù)據(jù)分析看,高礦化度水驅(qū)過程中的前期含水率上升較快,注入0.5PV時含水率為81.5%,當注入2PV左右時,含水率達到96%。圖3看出,在轉(zhuǎn)注LSS后,含水率上升有變緩的趨勢或有一定的突降情況發(fā)生,這可能是由于低礦化度水與表面活性劑引起的巖心潤濕性改變。從含水上升趨勢來看,轉(zhuǎn)注時機越早,含水上升率發(fā)生突變的情況越明顯。含水率曲線表明,轉(zhuǎn)注LSS將加快含水上升速度。圖3(a)在含水率為60.5%時轉(zhuǎn)注LSS,注入液量1.3PV時含水率達到96%；圖3(b)在含水率為81.5%時轉(zhuǎn)注LSS,注入液量為1.7PV時含水率達到96.4%；圖3(c)注入液量為1.9PV時含水率達到95.8%。方案1達到經(jīng)濟上限在1.9PV左右,方案2在2.3PV左右,高礦化度水驅(qū)在2.8PV左右。因此,轉(zhuǎn)注LSS可以減少采油時間,提高采油速度。

從采收率方面分析:三種方案的實驗結(jié)果表明,大部分原油被采出都集中在一段時間內(nèi)。圖3(a)采收率曲線表明,在注入高礦化度水0.3PV時,含水率達到60.5%,此時水驅(qū)的采收率為35.4%。轉(zhuǎn)注LSS期間,大部分原油被采出主要發(fā)生在LSS注入量為0.5PV左右,在這一階段采油速度有小幅度的提高,當LSS注入量為0.8PV時,采收率達到64.6%,為最終采收率的87%；圖3(b)表明,在注入高礦化度水為0.5PV時,含水率達到81.5%,此時水驅(qū)采收率為46.5%。轉(zhuǎn)注LSS驅(qū)期間,當LSS的注入量在0.6PV左右時大部分的原油被采出,這一階段采油速度也有較小幅度的上升。當注入液量為1.1PV時,采收率為65%,為最終采收率的96%；圖3(c)表明,在高礦化度水注入液量為3.1PV、含水率98.1%時采收率為49.4%。注入LSS階段,原油被采出主要發(fā)生在LSS的注入量為0.5PV左右,采收率提高14.4%,此時累計采收率達到63.8%,為最終采收率的98%。以上說明,LSS在高含水的情況下仍然有較好的提高采收率作用,但效果低于含水率較低的時候。

從注入壓力方面分析:結(jié)果表明,由于注入液與巖石基質(zhì)的相互作用,使注入壓力前期都以較快速度升高,然后突降直至平穩(wěn)。整個實驗過程中方案1、2、3的最大注入壓力分別為1.24、1.35、1.56 MPa,說明注入時機越早,注入壓力的最大值越小。圖3數(shù)據(jù)表明,轉(zhuǎn)注LSS時的注入壓力分別為0.48、1.07、0.59 MPa,注入壓力穩(wěn)定后分別為0.33、0.65、0.21 MPa,說明注LSS能起到降壓的作用,降壓率分別為31.3%、39.3%、64.4%。同時也說明,轉(zhuǎn)注時機越早,降壓效果反而不佳。從圖3(c)中壓力曲線變化發(fā)現(xiàn),當轉(zhuǎn)注LSS在0.1～0.3PV范圍內(nèi),注入壓力都會發(fā)生一個較明顯的跳躍式上升過程,這主要是由于表面活性劑與巖心中的原油形成的乳狀液在孔喉處產(chǎn)生一定的封堵性,該過程在一定程度上起到了流度控制作用,能夠提高驅(qū)替流體在巖心中的波及系數(shù)[18],有利于提高洗油效率。

對比采收率、含水率、注入壓力變化情況,分析可以發(fā)現(xiàn):在第一階段的高礦化度水驅(qū),三組實驗結(jié)果表現(xiàn)出的采收率、含水率、注入壓力的變化趨勢趨于相同,說明該實驗的可重復性良好；低礦化度水和表面活性劑的結(jié)合可以大幅度地提高洗油效率,注入時機越早,提高幅度越大；高礦化度水轉(zhuǎn)注LSS時,采收率和含水率變化在短時間內(nèi)均出現(xiàn)延緩現(xiàn)象。在收集出口端產(chǎn)出液的量筒中發(fā)現(xiàn)有細小顆粒聚集的現(xiàn)象,如圖4所示。這說明黏土顆粒發(fā)生了分散運移,這是由于LSS/巖石/油相互作用引起了巖心的黏土顆粒吸附電荷減少,Zeta電位降低,雙電子層膨脹導致黏土內(nèi)部的力平衡發(fā)生變化。

圖4 產(chǎn)出液中的細小顆粒Fig.4 Fine particles in the effluent

由表3可以看出,LSS注入時機越早,最終獲得的采收率越高,采收率增值越大。低礦化度水本身就具有較好的驅(qū)油作用,表面活性劑的添加使得兩者可以發(fā)揮協(xié)同作用[12]。這是由于LSS在含水率較低時,巖心中的含油飽和度較高,LSS能夠較充分與原油作用,降低油水界面張力的能力越強,使巖心更加水濕,提高LSS的波及效率和洗油效率。低礦化度水驅(qū)時通過釋放砂粒及某些細小礦物,重新分布流體的流動路徑以形成新的流動路徑,提高驅(qū)替效率和波及效率[19]。圖5表明,注入時機對降壓率的影響較明顯,在實驗范圍內(nèi)具有線性關(guān)系。降壓率隨著轉(zhuǎn)注時機的上升而增加,這是由于含水率越高時,LSS起到的分散作用越強。低礦化度條件下,表面活性劑與溶解在水中的原油結(jié)合形成微乳液(O/W),產(chǎn)生的降壓效果越明顯[20]。

圖5 注入時機對驅(qū)油效果的影響Fig.5 Influence of injection timing on oil displacement effect

4 結(jié)論

(1)LSS注入時機影響實驗的最終采收率、降壓率。注入時機越早,驅(qū)油效率越高,采收率增值也越大,即使在含水率達98%轉(zhuǎn)注LSS也會有可觀的采收率增加值；注入時機越早降壓效果越不明顯,在實驗范圍內(nèi)呈現(xiàn)線性關(guān)系。

(2)轉(zhuǎn)注LSS不僅可以大幅度提高原油采收率,還將加快采油速度和采液速度,三種方案的最終采收率的最大差值超過9%。

(3)高礦化度水驅(qū)轉(zhuǎn)注LSS驅(qū),采收率和含水率在短時間內(nèi)均有延緩現(xiàn)象。

(4)黏土顆粒分散運移、乳化、潤濕性改善等驅(qū)替機理在此次LSS驅(qū)提高采收率實驗中得以驗證。