岩心模拟驱油室内试验及效果分析

2018-02-01周春玲朱趁安潘谦宏吕俊华

石油化工应用 2018年1期

周春玲，朱趁安，潘谦宏，吕俊华

（西安长庆化工集团有限公司，陕西西安 710018）

随着地下原油的不断开采，致使地层能量不足，通过向地下注水或注气弥补采油的亏空体积，保持地层压力，增补地层能量进行采油，针对未能采出的残余油和剩余油采用向地层注入其他工作剂或引入其他能量的方法，称为三次采油。采用化学剂驱油是在注水达到经济极限后所采用的提高采收率的方法，为了更好地模拟化学剂地下驱油情况，进行室内岩心物理模拟驱油试验，模拟地层驱油情况，使用化学剂来改变水的波及面积、降低与岩石的界面张力及一定的乳化洗油性等达到驱油效果，为长庆油田提高原油采收率提供依据[1]。

1 模拟驱油试验机理

毛细管力由阻力变为驱油动力，这是复合驱驱替小孔道柱状残余油和簇状残余油的主要机理。

室内模拟地下原油开采情况，采用天然岩心，在一定的温度和压力下将夹持器内岩心用HA-Ⅱ型综合驱油试验装置进行岩心饱和油、水驱油、化学剂驱油的驱替试验，在水驱油驱不出的情况下，改为油田化学剂驱油，计量驱出油的体积量，计算最终采收率。

1.1 油田化学剂中表面活性剂的驱油机理

表面活性剂吸附在油水界面上，降低油水界面张力，从而减小了油珠通过狭窄孔道移动时界面变形所需的功，降低原油的流动阻力，将岩石中的残余油驱出来；改变岩石的润湿性，使砂岩的亲水转化为亲油；乳化作用，形成微乳液，使不流动的油能够流动或将在地层中分散的油聚集，形成一高含油饱和带，将水驱残留下来的油开采出来。

1.2 油田化学剂中聚合物的驱油机理

提高注入水的黏度，扩大注入水的波及体积，聚合物扩大了波及体积，聚合物溶液进入到了前期注入水未波及到的油层部位；降低了水油流度比，聚合物溶于水增加了水的黏度，聚合物吸附或滞留在油层孔隙中降低了水相渗透率，使水的流度大幅度下降，而聚合物不溶于油，对油的黏度几乎没有影响，由于油滴等在聚合物前缘聚集，油相渗透率增加，油的流度加大，水油流度比大幅度降低，既提高了平面波及效率，又克服了注入水的“指进”，还提高了垂向波及效率，增加了吸水厚度，体积波及效率（宏观波及效率）提高。

1.3 油田化学剂中起泡剂的驱油机理

起泡剂中的泡沫降低水相、气相的相对渗透率，因而能改善或提高水驱或气驱的原油采收率；另外泡沫的调剖作用，能够堵水不堵油。

1.4 油田化学剂中复合聚表二元液的驱油机理

复合聚表二元液驱油体系降低油水界面张力、接触角，从而引起的毛细管力和黏附力大大降低，甚至使

2 驱替试验过程

岩心饱和水-饱和油-水驱油-驱油剂驱油。

2.1 试验设备及流程

（见图1）

2.2 岩心准备

将现场取来的天然岩心用岩心钻取机进行钻取，钻为直径为2.5 cm的圆柱，用台式切片机切割圆柱状的岩心两头，切割平整后用超声波岩心自动洗油仪进行洗油处理，再将标好记号的岩心放入105℃的烘箱中干燥8 h，冷却后称取岩心质量M岩心，用游标卡尺测量岩心的直径D及长度L，计算岩心体积

2.3 气测岩心渗透率

将岩心放入夹持器中，通氮气测得岩心在一定的压力下气体体积流量，计算得岩样的气测渗透率：

在测定中，需要恒定进出口压力，且要保证气体流速不能过快，记录进出口压力，并用秒表记下在恒定压力下，气泡流动的体积毫升量所用的时间。

2.4 岩心抽真空饱和地层水及在驱替装置内饱和水

将岩心放入加满地层水的容器中，密封容器，抽真空2 h以上，将饱和了地层水的岩心称重M岩心+水，计算饱和样品的孔隙体积：

计算孔隙度：

在驱替装置的盛水活塞中加入同上的地层水，先用平流泵打地层水预洗管线，放空，将饱和地层水的岩心放入装置中的夹持器内，打开环压，模拟地层温度恒温2 h，用地层水驱替饱和，取出浸入同温度有地层水的瓶内。

2.5 岩心饱和油及饱和油老化

在驱替装置的盛油活塞中加入模拟油（如脱水原油+脱水煤油，3：2或其他比，或加变压器油，按黏度要求配制为现场区块原油黏度2.35 mPa·s），用平流泵打模拟油排出管线内地层水，放空，再将岩心装入装置中的夹持器内，打环压，模拟地层温度恒温2 h用模拟油驱替，准确记录驱出地层水的体积毫升数V水，直至驱不出水为止，一般驱出情况：V水≥70%V孔，V饱和油=V水。

将已饱和油的岩心从夹持器中取出，放入装有模拟油的容器中浸没，在驱替装置中恒温（50℃）放置两天以上。

2.6 管线清洗

用平流泵打装有二元液（表面活性剂+聚合物）的活塞容器，排出管线内的模拟油，至无油流出为止，再用注入水清洗管线，至无二元液流出为止。

2.7 水驱油及化学剂驱油

将老化饱和油的岩心装入装置中的夹持器中（用滤纸快速轻轻滚掉岩心外壁粘的多余油），在装置内恒温，用现场注入水驱替岩心中的模拟油，直至驱出含水大于98%以上，一般驱出液为15倍PV时停止驱替，记录驱出注入水的用量，并准确记录驱出油的体积毫升数V水驱油，计算水驱油的原油采收率

由注入水改为化学剂继续驱替岩心中的剩余模拟油，后续驱出液为15倍PV时停止驱替，准确记录驱出油的体积毫升数V化学剂驱，计算化学剂驱油的原油采收率即提高采收率：

3 室内试验

3.1 岩心选取

岩心尺寸大小对驱替效果有影响，尺寸过小，驱油数据小，驱替效果不明显，反映不了效果，尺寸过长，驱替不易驱得动，影响驱油结果，所以室内用直径2.5 cm左右夹持器时，岩心长度一般是2.8 cm～6 cm较适宜。

岩心渗透率大小对驱替试验效果有影响，若岩心渗透率大，水驱效果好，则无需采用化学驱，若渗透率过低则原油采收率过低，则无法计量出驱替效果，因此分别选用了以下尺寸及渗透率的岩心，北三区天然油井岩心进行试验。选取长庆油田北三区天然岩心数据（见表 1）。

3.2 制备北三区模拟油

根据北三区现场区块原油性状，配制模拟油500 mL，脱水原油+脱水煤油，3：2或其他比，或加变压器油，按黏度要求配制为现场区块原油黏度2.35 mPa·s，测定黏度后待用。

3.3 配制化学剂溶液

用Ⅲ型盐水分别配制驱油用化学剂溶液：（1）配制浓度为0.3%磺酸盐表面活性剂溶液；（2）配制浓度为0.3%驱油用聚合物溶液；（3）配制浓度为0.3%的驱油用起泡剂溶液；（4）配制聚表二元液：0.15%的驱油用聚合物+0.15%的驱油用磺酸盐表面活性剂溶液。

3.4 化学剂驱油

当水驱按15倍PV孔隙体积驱替后，观察已再驱不出油后，关闭水驱阀门，打开驱油剂活塞容器阀门，更换计量管，开始化学剂（驱油用磺酸盐表面活性剂溶液、聚合物溶液、起泡剂溶液、聚表二元液）驱油，一般以0.2～0.4倍PV孔隙体积驱替，后续改为水驱，记录驱出驱油剂的用量，并准确记录驱出油的体积毫升数V，计算化学剂驱油的原油采收率即驱油剂驱提高采收率幅度为注入化学剂和后续水驱所驱替出的原油体积与总含油体积的比值，各化学剂驱油结果（见表2）。

表1 岩心尺寸及渗透率数据

表2 化学剂驱油结果

4 油田化学剂在岩心模拟驱油中的效果分析

4.1 表面活性剂驱油效果

由表2结果可知，用同一块岩心8-1，表面活性剂岩心驱油，两次结果分别是：

两次驱油效果平均值为21.2%。

用另一块岩心8-5，用表面活性剂岩心驱油，两次结果分别是21.2%、18.8%，两次驱油效果平均值为20.0%。

四次驱油效果平均值为20.6%。

4.2 聚合物驱油效果

同理用同一块岩心8-3重复使用，聚合物岩心驱油两次，结果分别是20.4%、22.2%，两次驱油效果平均值为21.3%。

4.3 起泡剂驱油效果

用同一块岩心8-2重复使用，起泡剂岩心驱油两次，结果分别是21.2%、20.0%，两次驱油效果平均值为20.6%。

4.4 聚表二元液驱油效果

用同一块岩心8-4重复使用，聚表二元液岩心驱油两次，结果分别是25.9%、21.8%，两次驱油效果平均值为23.9%。

4.5 驱油效果对比分析

由上面结果可知，化学剂驱油均有一定效果，可见使用化学剂能提高原油采收率。驱油结果对比（见表3）。

从表3中可知聚表二元液相对驱替效果高出3%左右，聚表二元液复合驱油剂能将剩余油带走驱出，微观驱油图（见图2）。为描述岩石中滞留的油在替驱液驱替过程中的运动的关系，Foster等人（1973年）提出了毛细管准数的概念：

式中：NC-毛细管准数，无量纲；V-驱替液驱替速度，mL/s；φ-孔隙度；μW-驱替液的黏度，mPa·s；row-油水界面张力，mN/m。

研究证明，增加毛细管数（NC）将显著地降低残余油饱和度。提高NC的方法有三个：即增加驱替液速度V，增加驱替液黏度μW或降低油水界面张力row，通过在水中添加化学剂降低油/水界面张力是获得高毛细管数（NC）的有效途径。通常的油/水界面张力约30 mN/m，若降至超低界面张力（＜10-2mN/m），则毛细管数（NC）大大增加。