裂缝型碳酸盐岩油藏实施CO2泡沫驱的基岩采收率

2010-11-16编译陈军斌双立娜陈瑜芳史鹏涛陈朋刚西安石油大学石油工程学院

石油石化节能 2010年2期

关键词：泡沫剂水合扩散系数

编译:陈军斌双立娜陈瑜芳史鹏涛陈朋刚 (西安石油大学石油工程学院)

审校:陈军斌 (西安石油大学石油工程学院)

裂缝型碳酸盐岩油藏实施CO2泡沫驱的基岩采收率

编译:陈军斌双立娜陈瑜芳史鹏涛陈朋刚 (西安石油大学石油工程学院)

审校:陈军斌 (西安石油大学石油工程学院)

裂缝型碳酸盐岩油藏CO2驱后采收率的高低主要取决于CO2从裂缝到基岩的流动,因此CO2分子从裂缝向基岩中原油的扩散作用会影响采油速度。在CO2驱中泡沫CO2显示了其在提高宏观驱油效率方面的作用。然而,泡沫剂是提高还是降低了从基岩到裂缝的采油速度还需要确定。一个裂缝模型中研究了油藏条件下裂缝型碳酸盐岩油藏CO2驱过程中泡沫CO2对采油速度的影响。这个裂缝模型通过把水驱后的岩心塞置于带有环空的不锈钢壳电解槽的环空中制作而成。裂缝被注入的CO2气以及同时注入的CO2气和泡沫剂溶液充满,或者在岩心塞外注入水和泡沫剂。利用压力衰减法来确定人造海水、地面脱气原油和CO2泡沫剂水合溶液中CO2的体积扩散系数。同时注入CO2气和水合泡沫剂溶液的采收率比单独注入CO2时的采收率略高。在人造海水和水合泡沫剂溶液中测得的CO2的体积扩散系数表明在实验条件下被测泡沫剂对CO2的渗透没有太大影响。油藏条件下对于CO2-人造海水和CO2-地面脱气原油系统而言,可以预测体积扩散系数与之前出版的文献资料中的值相似。

碳酸盐岩油藏裂缝模型CO2驱泡沫剂提高采收率

1 介绍

本文给出很多室内实验来研究泡沫CO2剂对CO2扩散的影响,以及相应的在油藏条件下对裂缝型碳酸盐岩油藏采收率的影响。通过将水驱过的岩心塞置于不锈钢槽来进行本次实验,在岩心外边界和钢槽之间制造一个人造裂缝,向裂缝注入CO2,同时注入CO2气和泡沫剂水溶液,或者在岩心塞外面充满泡沫剂水溶液。

在人造海水和CO2泡沫水溶剂中测量CO2体积扩散系数,用来测定油藏条件下泡沫剂对CO2扩散的影响。用压力衰减方法来研究CO2在人造海水和水合泡沫剂中的扩散。

2 实验

2.1 多孔介质

实验都使用从列日白垩纪露头取得的岩心塞模拟白垩纪油藏。列日白垩纪是寒武纪的早期,列日白垩纪露头组成十分纯净,只有很少的黏土含量。列日白垩纪的硅含量不足2%(Strand等,2007)。所用的白垩纪岩心都从同一块岩样上取得。

2.2 化学剂和流体

实验所用海水为人造海水 (SW),实验所准备地层水 (FW)的组成如表1所示。总的溶解固体含量 (TDS):海水是38.8g/L,地层水是74.9 g/L。实验所用CO2泡沫剂是磺酸盐乙氧基化物的分支,其质量浓度是1.0%;所用原油是北海油藏的地面脱气原油;所有溶液在实验前都经过滤去除其中固体杂质。酸碱指示剂通过将0.01 g的溴甲酚蓝溶于100 mL热蒸馏水中制得。实验中所用CO2和N2的纯度是99.99%。

表1 地层水和海水的组成

2.3 CO2体积扩散系数的测量

CO2体积扩散系数通过人造海水和CO2泡沫水溶液 (FAS)测量而得,这是一种获得油藏条件下泡沫剂对CO2扩散影响的方法。CO2扩散率利用压力衰减法来测量 (Zhang等,2000;Farajzadeh等,2007b),其目的是评价估计CO2在液相中的扩散系数的可能性,在气顶下这个过程通过在一个封闭的带有液柱的蓝宝石容器中监测其压力的衰变来实现。实验装置如图1所示,它包括一个置于不锈钢箱中的恒容蓝宝石容器,容器高11.0 cm,横截面积是9.58 cm2。所有实验都要用这个箱在垂直位置进行。所有实验中扩散长度都是3.5 cm(这是容器中液柱的高度)。容器的上法兰与高压活塞器相连,其中充满了CO2和N2。

图1 实验装置示意图

蓝宝石容器的上法兰与高精度的数字压力传感器 PTX 510(PT)(0～400 bar,1 bar=0.1 MPa)相连,当系统隔离以后用来测量容器中的压力衰减情况,而且它还与计算机相连用来记录数据。另外蓝宝石容器的上拐角处还连有回压调节器 (BPR)用来释放注入阶段增加的压力。

下面介绍实验程序:首先将测试液体 (大约10 mL)倒入蓝宝石容器中达到指定的液柱高度,然后加入3滴酸碱指示剂 (溴甲酚蓝)饱和。实验中所用的液柱高度都是3.5 cm。加热蓝宝石容器和CO2活塞器到指定温度55℃。然后将N2气从上部法兰慢慢注入容器内,用来检测泄漏情况。当容器达到热平衡之后,慢慢将N2加压到实验所需压力,然后再用加热箱内CO2活塞器中的CO2驱替掉容器中的N2。为了确保所有的N2均被CO2驱替完,再注入略高压力的CO2气体。然后拆掉蓝宝石容器和压力传感器开始压力衰减的测量。随着时间的推移,气体扩散到液相中,气相压力缓缓下降。当不平衡气体与液相在一个恒温、恒容的容器中接触时,系统将接近于其平衡状态。然而,这个系统达到最终平衡所需时间取决于系统中液相的扩散系数。对于CO2-海水和CO2-水合FAS系统而言,容器底的颜色由蓝变黄表明系统已达平衡。气体扩散率从记录的压力衰减过程中估计而得。

2.4 含油岩心的准备

钻取直径为3.8 cm,长大约为7.0 cm的列日露头岩心塞,首先将岩心置于120℃的环境中至恒重,在压力为10-2mbar的干燥器中抽成真空后用地层水饱和至少3 h。孔隙体积和孔隙度可以从岩心塞的干重和饱和时的质量计算得出。

将岩心塞置于上覆岩层压力为25 bar(1 bar=0.1 MPa)、回压为5 bar的岩心夹持器中。因为有时会在列日白垩纪露头中发现硫酸岩,所以除掉岩心塞中的硫酸盐主要依靠向岩心塞中以0.2 mL/min的速度注入6 PV的地层水来实现。收集1 PV的流出样品用硫酸盐电池试剂盒 (Spectroquant 1.14548.001)来分析硫酸盐的浓度 (ASTM D156-07)。原始含水饱和度和束缚水饱和度通过利用无约束多孔磁盘法用潮湿的N2驱替岩心来确定,驱替压力在室温下逐步从1 bar增加到10 bar,排出的水也要分析其中硫酸盐浓度。由此而得的原始含水饱和度和束缚水饱和度,由经过N2驱替后的岩心重和干重计算得到。

2.5 润湿性分析

将岩心塞置于岩心夹持器中,并将列日白垩纪层的岩石用合成异构烷油 H和甲烷 (体积比是4:1) (溶剂)饱和后放置于岩心的两端作为过滤介质。确定上覆岩层净压力是20 bar,将饱和度为原始含水饱和度的岩心塞用1.0 PV的溶剂以0.2 mL/min的速率压力饱和,用以驱替岩心中的N2。然后,加热岩心夹持器到90℃,向岩心注入1.5 PV(90 ℃)过滤后的溶液和地面脱气原油(STO)的混合物 (体积比为50∶50)来驱替岩心中的溶液。然后在90℃条件下向岩心中以0.08 mL/min的速率注入地面脱气原油老化岩心;一个方向注入40小时,然后相反的方向再注入40小时。润湿性条件建立起来后,成功地将岩心从岩心夹持器上卸下,并移除两端过滤介质。然后再将岩心塞置于岩心夹持器中,岩心再用注入速率为0.5 mL/min的地层水驱替,直至达到稳定压差。

2.6 岩心扩散实验

基岩—裂缝框架是通过将水驱后的岩心置于不锈钢容器中,其内径是4.6 cm,岩心周围的环形空间是0.8 cm(0.4 cm×2),如图2b所示。岩心两边的0.8 cm环形空间的作用是形成人造裂缝。在将岩心放置在不锈容器中之前,先将系统加热至55℃,并在压力为340 bar的条件下用N2检测系统泄漏情况。以研究扩散为主的实验通过周期性地向岩心周围的裂缝中注入 (浸泡)CO2气体、CO2气体和水合泡沫剂溶液的混合物,或者水合泡沫剂溶液来进行。裂缝用接近50 cm3(裂缝体积)的流体浸泡。

系统关闭特定的一段时间使流体相能够从裂缝扩散到基岩中的石油中,在这个特定关闭时间的后期,依靠向裂缝孔隙中注入新鲜流体来制备流体相。用如下所述方法来注入流体和收集生成流体:在1#容器中包含了1#岩心塞,将CO2气体从系统的上部注入,底部生成流体。对于2#和3#容器,包括2#和3#岩心塞、从系统底部注入的CO2气体和泡沫水合溶液的混合物,或者泡沫水合溶液,另外容器中还包含有顶部生成的流体,如图2a所示。实验过程是先在温度为55℃及压力为340 bar的条件下进行,然后再在温度为90℃时进行。重复进行上述过程直到不再出油为止。为了提高裂缝介质采收率,Asghari和 Torabi(2007)两人用类似的方法研究了CO2吞吐过程的性能和效率。在外界条件下将流体闪蒸到带刻度的量筒中并达到所估计的原油量。油量估计为闪蒸油的量,只有少数可忽略的油溶解在水相中。

图2 岩心扩散实验:实验装置 (a)和基岩-裂缝网络 (b)

3 实验结果和讨论

水驱后岩心性能、最终相对渗透率和剩余油饱和度值列于表2中。地层水的绝对渗透率在2～3 mD(1 mD=1.02×10-3μm2)间变化。流体的物理性能如表3所示。

3.1 估计的体积扩散系数

从压力衰减剖面图中可见用压力衰减法估计CO2-液体混相的扩散系数需要一个数学模型。流动到液相中气体的量取决于气体的溶解性,但是气体的传递速度却受气体的扩散系数控制。对于不含气体的液相,扩散入液柱的气体摩尔通量可模拟为基于Fick定律的方程 (1)的一维非稳态扩散过程(Zhang等,2000;Crank,1979)。这里最主要的假设是气体和液体界面在任何时间都存在平衡(Zhang等,2000;Farajzadeh等,2007b)。系统中界面运动速度和压力变化速率取决于在其各相中的扩散速率。

定义X为气体的摩尔浓度,在液相中将其初始值假想为0。然而平衡气液相界面摩尔浓度 Xeq(P)随着温度和压力而变化。因为压力衰减测量值是等温的,所以 Xeq(P)只会随着压力变化而变化。

表2 岩心的性质

表3 1个大气压下密度、孔隙度、p H值和IFT测量值

通过方程 (1)描绘压力衰减数据,就会得到一条拟合直线,从得到的斜率和交点可以计算出扩散系数DAB和平衡摩尔浓度 Xeq(P)。图3展示了CO2-SW、CO2-水合FAS和CO2-STO系统的压力-时间实验曲线。这些曲线的总体趋势是随时间推移压力下降。利用最后一次数据绘制出半对数坐标图,并利用直线的斜率估算出体积扩散系数。在绘制半对数坐标图期间,有必要指定一个平衡压力值 Peq。对于CO2-SW和CO2-水合FAS系统而言,就要取决于p H指示剂溴甲酚绿 (BCG)的平均值。溴甲酚绿的p H区间是3.8～5.4,它在碱性介质中显蓝色,在酸性介质中显黄色。容器底的颜色由蓝变黄表明系统已经被CO2饱和,系统达到平衡。

图3 CO2液体压力衰减剖面图

对于CO2-STO系统,实验最终所达压力接近于 Peq,但是要想达到 Peq却需要相当长的时间。当CO2气相压力变化为0.05 bar/h时,就可以结束这个系统的运行。因此假设最终压力接近于平衡压力 Peq。不同CO2-液相体系估计的CO2体积扩散系数如表4所示。

表4 测得的CO2体积扩散系数

估计SW和水合FAS溶液的CO2扩散系数属于同一个数量级,这意味着希望实验所用的泡沫剂在CO2泡沫驱期间对CO2的扩散没有显著影响。Farajzadeh等人 (2007b)用了相似的方法在恒温和不同初始压力下研究CO2向水和十二烷基硫酸钠 (SDS)溶液中的传质情况。所得结论表明,在实验条件下添加SDS对CO2向水中的传质不产生可测量的影响。

对于 CO2-STO系统,估计扩散系数值是4.9×10-9m2/s。尽管系统已经接近于平衡,但是将压力每小时改变0.05 bar来估计地面脱气原油中CO2的扩散率是很合理的。然而测量的扩散系数和 Grogan等人 (1988)对超临界CO2在温度为54℃、压力为131 bar时所得结果属于同一个数量级。表5把参考文献和本文中CO2在油藏原油中的扩散系数做了比较,比较结果有很多的不同之处,可能是因为油藏性能、实验环境和所用方法不同引起的。

3.2 扩散为主的岩心实验

扩散为主的岩心实验的累计原油产量剖面图如图4所示。周期性地监测产液情况148天。在前107天,生产温度保持在55℃,剩下的41天再升至90℃,直到观察不到产出的原油。产出原油用水驱后Sorw的百分含量表示。

图4 压力为340 bar时的累计原油产量 (水驱后 Sorw的百分含量)

3.2.1 注入CO2

Monger和Coma(1988)的研究表明可以在低于混相压力 (MMP)下利用岩心中的轻质原油通过CO2吞吐来驱替水驱后的剩余油。研究还发现在高于混相压力的条件下实施上述过程是很不经济的,而且岩心浸泡时间对驱替效果没有显著影响。Haskin和Alston(1989)的研究证明:将岩心浸泡2～3周和长时间浸泡能得到相同的采收率。Asghari和Torabi(2007)调查了油藏施压对含有轻质油的裂缝型油藏CO2吞吐效果的影响。得到的结果表明,当CO2以混相或接近于混相压力注入时可以提高CO2吞吐原油的最终采收率,如果远高于混相压力是很不经济的。然而,CO2在原油中的溶解度随着压力的升高而增加,当压力处于混相压力以下时,只会有一小部分CO2溶解于原油中。所以为了提高原油的最终采收率,就要让CO2与原油大面积接触,此时初始原油饱和度对此过程发挥着重要作用。

表5 CO2-油扩散系数对比

107天以后,将温度增加到90℃来提高原油最终采收率。升高温度后可以使原油膨胀降低其黏度,提高了CO2从裂缝向岩石基质中原油的传质速度,然而CO2活塞器在温度升到90℃后开始泄漏。

3.2.2 注入CO2/泡沫剂水合溶液

在55℃条件下同时注入CO2气和泡沫剂水合溶液略微提高了2#容器中的原油采收率。累计原油采收率逐步提高,53天后剩余油采收率达到19.6%,比同样55℃时单独注入CO2的采收率提高了3.3%。采收率的提高是因为CO2气和泡沫CO2溶液从裂缝扩散到了岩石基质中,在此过程中它们共同作用慢慢改变了岩石的润湿性,减弱了CO2-油和CO2-水合泡沫剂的界面张力,并在毛细管力作用下将CO2气/泡沫剂水合溶液吸入基质中。这种依靠吸入的初始连续扩散现象会一直继续直到不再产出原油为止 (Hirasaki和 Zhang,2003;Ayirala等,2004)。已有报告表明 CO2驱通过油湿或水湿的润湿性反转可以提高采收率(Peden和 Husain,1985)。Potter(1987)用从西得克萨斯州白云岩地层获得的水湿岩心研究了CO2驱对油藏润湿性的影响,研究结果表明岩心变得更容易水湿。

将温度升高到90℃后剩余油采收率从19.6%升高到22.2%。这可能是由于CO2/泡沫剂/原油/水相等的共同作用影响了岩石润湿性,减小了CO2-油和CO2-水合泡沫剂的界面张力,同时使得原油膨胀降低了原油的黏度,另外由于温度的升高,CO2和水合泡沫剂的扩散速度也发生了变化。研究发现对于裂缝型碳酸盐岩油藏,油藏温度会很大程度上影响通过自吸作用的原油采收率 (Gupta和Mohanty,2007)。

3.2.3 注入泡沫剂溶液

日子平静如水，三个月后，李叔和咋也没想到，老梅这天出事了。一大早，几个警察围住老梅住的那栋楼。有人说，老梅死了，她被人毒死了。有人在她喝的汤药里下了砒霜。她不是自杀。她家的东西被翻了个遍，值钱的东西被弄走了。

在温度为55℃时向3#容器中注入泡沫剂溶液,在前5天得到的剩余油采收率为1.5%。然而13天后,剩余油采收率稳定在4.2%。将只注入泡沫剂和只注入CO2气或者同时注入CO2/水合泡沫剂溶液对原油采收率的影响做了比较。当温度升至90℃时,3#容器中没有原油产出。