高温自生气泡沫室内实验研究

2010-09-15蒲春生石道涵秦国伟

特种油气藏 2010年3期

关键词：稠油生气泡沫

蒲春生,石道涵,秦国伟,郭庆

(1.中国石油大学,北京 102249;2.中国石油大学,山东东营 257061; 3.中油长庆油田公司,甘肃庆城 745100;4.延长石油有限责任公司,陕西西安 710000)

高温自生气泡沫室内实验研究

蒲春生1,2,石道涵1,3,秦国伟2,郭庆4

(1.中国石油大学,北京 102249;2.中国石油大学,山东东营 257061; 3.中油长庆油田公司,甘肃庆城 745100;4.延长石油有限责任公司,陕西西安 710000)

针对稠油油藏难开采易汽窜等问题,采用动静态结合技术,对高温自生气泡沫调驱剂的降黏作用进行了系统研究。分析了自生气泡沫的驱油效果及其影响因素。研究结果表明,2种调驱剂均具有较好的效果。其中调驱剂 A的降黏率高达 95%,作用效果明显,能够有效防止汽窜。该研究为自生气泡沫驱油技术的现场实施提供了可靠理论依据。

稠油热采;高温泡沫;降黏率;阻力因子;室内实验

引言

据美国能源部统计,全世界稠油 (包括沥青)的潜在储量是已探明常规原油储量的 6倍左右[1],巨大的稠油资源量必将成为 21世纪的主要能源。但稠油油藏存在易出砂且汽窜等现象,开采效果普遍不佳。如何高效开采稠油已成为当前需要迫切解决的问题[2-4]。目前,稠油开采常用的有效方法是热力采油 (主要是指蒸汽吞吐和蒸汽驱),该方法将成为未来开采稠油的有效方法之一[5-7]。

20世纪 70年代,国内外对蒸汽高温泡沫技术开展了大量的室内实验和现场研究[8-11],得到了人们的广泛关注。蒸汽高温泡沫技术可降低蒸汽流度,改善蒸汽热采波及系数;同时降低油水界面张力,提高洗油效率。

1 实验部分

1.1 实验用品与设备

自生气体系由西安石油大学特种油气藏实验室研制,属于有机物混合体系,常温下为白色固体,具有刺激性气味。起泡剂 BAHD常温下为浑浊状液体,由烷基苯磺酸盐与木质素醇醚类非离子表面活性剂以及其他助剂复配而成。BAXA属烯基磺酸盐类,常温下呈黄色粉末状,极易溶于水。

主要实验设备有 SA型分析天平 (精确度0.000 1 g)、电热恒温鼓风干燥箱 (温度范围为 0～400℃)、BROOKFIELD DV-IIIUltra流变仪、QBZY界面张力仪;ZQ-I蒸汽驱装置 (温度范围为 0～300℃)、HW-48型恒温箱 (温度范围为 0～360℃)、HLB-1040型平流泵 (流量为 0.1～10.0 mL/min)。

1.2 实验内容

通过对自生气体系的产气规律和起泡剂的静态评价,确定了 2种高温自生气泡沫调驱剂的配方。一种是 2 mol/L自生气体系 +(0.3%～1.0%)BAHD起泡剂(配方A),另一种是 2 mol/L自生气体系 +(0.4%～1.0%)BAXA起泡剂 (配方B)。取起泡剂质量分数均为 0.5%,对自生气泡沫调驱剂进行降黏作用研究。

实验流程如图 1所示。填砂模型的尺寸为ø30×500 mm,根据不同实验目的填制不同渗透率 (85×10-3、230×10-3、870×10-3、650× 10-3、1 500×10-3μm2)的砂管模型。将砂管模型水平置于恒温箱内。蒸汽温度为 200℃,平流泵排量为 1 mL/min,回压控制在 0.5 MPa,调好六通阀,实行单管或双管并联实验。

图1 实验流程

2 自生气泡沫体系的降黏作用

将 2 mol/L的自生气体系置于 200℃耐温密封容器内,5 h后冷却至室温。分别将 A、B2种起泡剂溶于自生气体系中,起泡剂质量分数均为0.5%。在 200℃的条件下,分别向稠油中注入 2种起泡剂的自生气体系,依次测定不同质量分数自生气体系下的稠油黏度。测定黏度的温度为30℃,剪切速率为 10 s-1。

添加起泡剂的自生气体系溶液呈碱性,具有协同降黏作用。自生气体系高温下分解为 CO2、NH3等气体,溶解于原油,使稠油黏度降低。另外,NH3和稠油中的环烷酸、长链脂肪酸等发生反应,生成具有表面活性的皂类物质,该类物质具有很好的降黏作用。实验结果表明,自生气体系质量分数为10%～40%时,降黏效果明显,添加 0.5%BAHD后的降黏体系最好。

3 自生气泡沫阻力因子敏感性分析

影响泡沫阻力因子的因素较多,主要有地层的渗透率、含油饱和度等。采用自生气泡沫法,主要研究了渗透率、含油饱和度及温度对阻力因子的影响。

3.1 阻力因子的测量

首先测试注蒸汽压力作为基础压差,然后在同排量、同回压以及同温下,注入配方 A的调驱剂,测量工作压差。

2种调驱剂的阻力因子均随油层渗透率增大而增大。这是由于泡沫主要在大孔道内产生,同时有效地封堵了这些大孔道。由此可见,泡沫对高渗透层有更好的封堵能力。在相同渗透率下,配方 A调驱剂的阻力因子较高,因为复配起泡剂 BAHD比单一起泡剂BAXA的发泡性能及耐温性好。

3.2 含油饱和度对阻力因子的影响

使用渗透率为 (2 600±50)×10-3μm2砂管模型。建立不同的含油饱和度,分别为 0(不进行油驱水)、5.5%、12.3%、15.7%、21.1%、30.3%、39.8%、50.5%。分别注入调驱剂 A和 B进行驱替实验,测定工作压差,计算阻力因子。

配方A和B这 2种自生气泡沫调驱剂的阻力因子随着含油饱和度的升高而降低。含油饱和度在 15%～20%范围内阻力因子变化最大;含油饱和度高于 20%时,2种泡沫调驱剂的阻力因子均小于 4,已无调驱能力;含油饱和度低于 15%时,2种调驱剂的阻力因子可达到最大值,配方 A的阻力因子大于配方 B。一方面由于原油占据了大量的“起泡点”,使起泡几率变小;另一方面油水乳化,消耗了气液界面处的表面活性剂。各相间界面张力的差异使油在气水界面展铺,引起泡沫液膜变薄以致破裂。泡沫在含油饱和度较低处产生较大阻力因子,利用泡沫驱这一特点可封堵汽窜通道,提高蒸汽波及系数。

3.3 温度对阻力因子的影响

使用渗透率为 (2 600±50)×10-3μm2的砂管模型,分别将蒸汽发生器和恒温箱设置不同温度,利用单管物理模型评价温度对自生气泡沫调驱剂阻力因子的影响。

实验可知,2种调驱剂的阻力因子曲线均为先升后降的变化趋势,且调驱剂 A的阻力因子一直大于B。调驱剂A在 210～270℃时具有最佳封堵调性能,阻力因子高达 60;310℃条件下,阻力因子依然高于 35。调驱剂B的阻力因子曲线随温度升高呈上升趋势,增加至 170℃时便急剧下降,最佳封堵温度范围是 150～180℃。

4 自生气泡沫配方的驱替效果评价

4.1 自生气泡沫调驱剂溶液与原油的界面张力

实验用原油油样和地层水均来自孤东某油井。用地层水配置 2 mol/L的自生气体系,分别加入适量BAHD、BAXA起泡剂,在65℃的条件下,分别测试 2种起泡剂的界面张力。结果可知,2种高温起泡剂均具有降低油水界面张力的作用。当起泡剂BAHD质量分数为 0.4%～0.5%时,油界面张力可达到 10-2mN/m,具有超低界面张力,有利于提高洗油效果。

4.2 自生气泡沫配方的驱油效果评价

采用双管模型,对蒸汽驱、2种自生气泡沫配方的驱油效果进行对比评价。共实施 3组方案(表 2)。方案 1是一直进行注蒸汽驱至 10 PV,确定蒸汽注入量为 6 PV时驱替效果最佳;方案 2和方案 3均先进行蒸汽驱,待达到最佳驱替效果后,分别注入A、B 2种调驱剂进行实验评价。3种方案的岩心基本参数如表 1所示。

表 1 岩心基本参数

方案 1中当注蒸汽到达 6 PV后,驱替效率变化很小。方案 2和 3中,高渗透岩心总注入量 8 PV后驱替变化不明显;而中渗透岩心,随着总注入量的增加,驱替效果继续上升。比较可知,方案 2的驱替效果最佳,高渗透中的驱替效率为 74.6%,中渗透中为 65.1%,总的驱替效率高达 70.1%。原因是自生气泡沫调驱剂 A中使用的复配起泡剂BAHD性能较好,即发泡性能好、耐温性高、降黏作用明显以及具有超低界面张力等。该调驱剂的实验研究对稠油开发具有一定的应用价值。