聚合物微球和表面活性剂结合提高采收率实验研究——以沙埝油田 H区块为例

王 越,孙 卫,张 奉,刘柏林,巢忠堂

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室,陕西西安710069;2.中国石化江苏油田分公司地质科学研究院)

聚合物微球和表面活性剂结合提高采收率实验研究
——以沙埝油田 H区块为例

王 越1,孙 卫1,张 奉1,刘柏林2,巢忠堂2

(1.西北大学大陆动力学国家重点实验室,陕西西安710069;2.中国石化江苏油田分公司地质科学研究院)

针对苏北盆地沙埝油田 H断块开发中出现的含水高、递减快和常规工艺措施难以解决注入水沿高渗条带突进等问题,提出了利用聚合物微球进行深度调剖,并利用真实砂岩模型,对聚合物微球和表面活性剂的驱油机理、驱油效率及剩余油分布等进行了物理模拟研究。研究表明,驱油效率随着物性的变好,非均质性的减弱而提高;微球和表面活性剂联合使用可使采收率平均提高8.74%;并且微观非均质性越强,采收率的增加值越大。

聚合物微球;表面活性剂;驱油效率;沙埝油田

表面活性剂驱是三次采油的有效方法[1-2],但中高含水期单一表面活性剂驱油体系,波及系数低,采收率增加值不大。调剖是增大注入剂波及系数的主要手段,但传统调剖剂存在有效期短,无法发挥深度调剖作用等缺点,而新型的聚合物微球,可在水中均匀分散进入注水地层并吸水膨胀,通过在孔隙中运移来实现逐级封堵作用[3-5]。近年来有人提出“2+3”提高采收率技术,核心是在对地层充分调剖的基础上,注入驱油剂,将剩余油饱和度较高区域的油驱出,最大限度地提高原油采收率[6]。但该技术只有少量研究及现场应用,且主要集中在中高渗透油藏中,鲜见适应于低渗透油藏的成功报道[6-9]。本次研究利用真实砂岩微观模型,对聚合物微球和表面活性剂的驱油机理、驱油效率和剩余油分布等进行了实验研究,以期对“2+3”驱油技术在低渗透油藏的应用做出有意义的探讨。

1 区域地质概况

江苏油田H断块位于苏北盆地沙埝油田中部,主要含油层系为古近系阜宁组阜三段,为一套浅水→较深水→湖泊环境的三角洲沉积,岩性为长石岩屑砂岩,含少量的岩屑长石砂岩。平均孔隙度为23%,空气渗透率为 40.3×10-3μm2,渗透率级差为150.1,表现出较强的非均质性。当前已暴露出低渗透油藏水驱开发的典型问题:含水高,递减快,注水效果差。

2 实验模型与设备

实验共制作模型10块,真实砂岩模型系采用H断块储层岩心制作,具体制作工艺见文献[10]。实验用油为地层原油(粘度2.2 m Pa·s),表面活性剂为阳离子C34H74N2Br2,水为实际注入水。实验时在油中加入少量油溶红和水中加入甲基蓝。实验方法为常规真实砂岩驱油实验(见文献[10-11])。现配质量分数为0.2%微球溶液并注入模型,注入量为0.3倍孔隙体积。待微球在模型中停留7天后,注入0.5 PV质量分数为0.3%的表面活性剂溶液,随后进行1 PV水驱,并计算最终驱油效率。

3 实验结果分析

3.1 微球膨胀前后真实形态

微球采用微乳聚合而成的一种冻胶型堵剂,微球膨胀前粒径中值为200 nm,所配0.2%微球放置在40℃左右的培养皿中,在体视显微镜下观察(图1(A),(B))。微球放置7天后,膨胀到原来的40倍左右,平均粒径达到约8μm,与各样品压汞实验数据对比,实验中各样品平均中值孔喉半径为19μm,数量级为μm级,故该尺寸的微球完全可以达到封堵要求(表1)。

图1 真实砂岩微观实验照片

表1 微球膨胀后粒径与样品中值喉道半径统计 μm

3.2 注入压力的变化

对注入微球并放置7天后的模型注入0.5 PV 0.3%的表面活性剂溶液,由于微球体积明显膨大,多个微球同时在喉道处堆积产生封堵,造成注入压力较之2 PV水驱时明显增大(图2)。其中,压力增加最大的是模型5,压力升高了8.8 KPa,增加最小的是模型10,升高了2.1 KPa,每块样品压力平均升高3.98 KPa。

图2 注入压力的变化

3.3 驱替类型

对注入表面活性剂的模型进行1 PV水驱油实验,由于样品微观非均质性的影响,注入微球后,主要观察到如下2种类型驱替现象:

(1)均质模型。该类驱替方式以模型1、3、4为代表。以模型3为例,镜下观察发现,该类模型整体孔喉分选较好,模型的微观非均质性较弱。由于孔隙连通性好,1～2倍水驱时波及范围已较大,注入微球后,微球放置膨大后对部分连通性相对较好的孔隙进行一定程度的封堵,随后进入的表活剂主要对小孔喉处及大孔喉边部的油膜残余油和角隅残余油进行了驱替(图1(C),(D)圈中所示),图C中2 PV水驱后的油膜状剩余油在图D中已被表活剂驱替。

(2)非均质模型。该类驱替方式以模型8、10为代表。镜下观察发现,该类模型的孔隙结构非均质性非常严重,以模型8为例,在1～2倍水驱时,由于水沿连通性好的大孔隙突进,波及范围较小,注入微球后,微球进入主要渗流通道,膨大后对大孔喉进行封堵,使得后续进行的表活剂驱中注入水进入了常规水驱时未曾波及到的区域(图1(E)、(F)),E图中在2 PV水驱时由于孔喉非均质性造成了注入水大范围的绕流,该片区域几乎未曾被注入水波及到,在调驱后,注入水进入该区域,该绕流残余被油驱替。

3.4 剩余油分布

常规真实砂岩油水驱替实验表明,水驱过程终了时,微观剩余油主要有两种形成方式:一种是由于微观指进,绕流形成的残余油;另一种是由于非活塞式驱油及卡段形成的残余油。并且在注入水达到高倍数以上,由于注入水已形成了固定通道,使得微观剩余油分布很难发生改变[11-14]。而本次实验发现,微球在模型中膨大形成堵塞可导致剩余油的重新分布。如模型9(图1(G)、(H)),图 G中为2 PV水驱后形成的卡断残余油,在图 H中这部分残余油已经汇集到一起,成为连片的油流。这种看似反常的现象是由于被迫改道的注入水将原来未曾波及到的绕流剩余油驱替出来,并与原来通道上被驱替过形成的卡断残余油汇集,又形成完整的油流,此现象证明了微球的调剖作用很明显,是微球造成了剩余油的重新分布。当然,这只是局部区域在整个驱替过程中一个时间点的状况,在油田的实际生产中,在后续水不断注入的情况下,这种类型的剩余油也将会被驱替出来。

4 驱油效率影响因素

4.1 物性对驱油效率的影响

水驱油实验结果表明(图3),驱油效率与物性成一定的正相关关系,各模型的孔隙度、渗透率越大,其驱油效率也越高,这是因为孔隙度和渗透率是样品物性的综合表征,这二者值越大,样品中油的可容空间和有效渗流通道也越多,在水驱油的过程中越不容易被卡断,越容易形成连续的油流而被驱出。而由于贾敏效应的影响,要使被已经形成卡断的残余油重新汇集而被驱出是相当困难的。

图3 物性与2PV驱油效率的关系

4.2 孔隙结构非均质性对驱油效率的影响

孔隙结构非均质性主要由样品的孔喉分选系数和均值系数体现。随着样品非均质性增强(分选系数变大,均质系数变小),驱油效率减小,但相关性较差(图4)。这是因为样品的非均质性强弱对油水驱替过程有着正反两方面的影响。一方面,孔喉分选差、非均质性强,会使注入水突进,波及面积低,这对采收率有不利的影响;另一方面,孔喉分选差意味着样品中存在粗大的孔喉,这更容易形成连续的油流,会使卡断残余油的形成有所减少。同理,非均质性弱对驱油效率的影响也具有双重性。这二种截然相反的作用叠加在一起,使得孔隙结构非均质性对驱油效率的影响较为复杂,不同的研究者甚至得出了相反的结论[15-16],但在本次研究中,研究区阜三段样品由于非均质性强使得注入水突进,造成波及面积减小,使采收率降低占主导地位。

图4 孔隙结构非均质性与2 PV驱油效率的关系

在对常规2 PV水驱结束后的模型注入聚合物微球,然后以表活剂段塞驱替之后,各模型的最终驱油效率较之2 PV水驱油效率均有不同程度的提高,平均增加8.74%。驱油效率的增加值与孔隙结构非均质性有明显的相关关系(图5)。非均质性越强(分选系数越大,均质系数越小),驱油效率的增加值也越高。这是因为注入微球调驱之后,优势水流通道被封堵,后续水被迫改道,使得原来大量的绕流残余油被驱替,故驱油效率提高较大,如模型4、8、10。这三块模型的驱油效率平均提高了12.9%,最高达15.79%。而对于非均质性较弱的模型,由于孔喉分布较为均一,注入水推进本来就比较均匀,故微球的调驱作用发挥的不明显,驱油效率的增加主要来自于后续表面活性剂溶液对渗流通道上油膜残余油及角隅残余油的剥蚀。如模型3、2,驱油效率分别增加了3.77%和5.74%。

图5 孔隙结构非均质性与驱油效率增加值的关系

5 结论

(1)室内真实砂岩微观模型实验表明,利用聚合物微球调剖,水驱油注入压力有明显的增加并会造成剩余油的重新分布。

(2)影响低渗透储层水驱油效率的因素有物性和孔隙结构非均质性,物性越好和非均质性越弱,水驱油效率越高。

(3)对于低渗储层,在注入聚合物微球调剖后,再用表面活性剂驱替,驱油效率有明显的提高,并且模型的非均质性越强,驱油效率提高越大。

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TE357.431

A

1673-8217(2011)05-0105-04

2011-04-14;改回日期:2011-05-12

王越,1986年生,在读硕士研究生,西北大学地质学系油气田开发工程专业,主要从事油气田地质与开发研究工作。基金项目:西北大学研究生科研创新实验资助项目(10YSY03)。

编辑:刘洪树