注入时机对低矿化度表面活性剂驱油的影响

2020-02-24蒲万芬

科学技术与工程 2020年1期

蒲万芬, 杨浩

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都 610500)

低矿化度水驱作为一种新的提高采收率方法,近些年来受到了广泛关注[1-3]。英国石油公司的岩心注低矿化度水驱实验表明,提高采收率在5%～40%范围[4]。大量岩心水驱实验研究表明,与注海水或高矿化度水相比,注低矿化度水获得的原油采收率最高[5-7]。

低矿化度表面活性剂(low salinity surfactant, LSS)/原油/岩石作用所引起的润湿性改善被认为是提高采收率的主要原因[8-11]。在油藏注水的过程中,毛细管力限制了微观驱替的效率,通过增加毛细管数,使岩石润湿性得到改善,调动注水开发后的残余油[8]。三次采油阶段,表面活性剂的使用取得了较好的驱油效果,它能有效降低油水界面张力,产生较高的毛细管数,为调动储存孔隙中残余油创造有利的条件[12]。然而,由于表面活性剂的高成本和在岩石表面的吸附损耗,迫使研究者一直在探索一个能降低成本和减少储层伤害的新技术。对于阴离子表面活性剂,水相的各种离子强度、温度等参数都对表面活性剂性能有重要的影响[13]。表面活性剂驱油过程中,由于吸附、捕集等原因都会导致表面活性剂在多孔介质中的损失。Glover等研究表明,低矿化度条件下表面活性剂在多孔介质中的吸附量将降低[14]。表面活性剂的滞留随盐度的增加而增加,在低矿化度下更容易获得低界面张力,成本更低,低矿化度的环境为低成本表面活性剂体系开辟了一条道路[15-16]。大量学者对低矿化度水驱进行了广泛研究,在此基础上提出一种将低矿化度与表面活性剂结合的提高采收率新方法[13]。

油藏的高效快速开采,符合油田开发要求和经济效益[17]。采用LSS驱方法,进行了不同注入时机的岩心注水驱油实验。通过室内模拟LSS驱油实验,探讨注入时机对驱替过程中的含水率、采收率、注入压力、采液速度等的影响,为矿场运用和室内模拟研究提供借鉴。

1 实验材料与仪器

实验材料:阴离子表面活性剂KPS(新疆油田,工业级),模拟地层水(水质成分如表1),含黏土人造方岩心(横截面积为4.5 cm×4.5 cm,长度为30 cm,岩心黏土矿物成分如表2,气测渗透率见表3)；实验用油为H油田脱水脱气原油(平均密度0.829 g/cm3,50 ℃黏度5.41 mPa·s)；低矿化度水由NaCl配制,浓度为2 000 mg/L,采用模拟地层水作为高矿化度水；由低矿化度水配制浓度为0.3%表面活性剂(界面张力为3.3×10-3mN/m)得到LSS。

表1 地层水离子组成Table 1 Ionic composition of formation water

表2 黏土矿物组成分析Table 2 Analysis of the composition of clay mineral

主要仪器:多功能岩心驱替装置(成都岩心科技有限公司)、岩心夹持器(江苏珂地石油仪器有限公司)、电热恒温烘箱、中间容器、平流泵、手摇泵、电子分析天平等如图1所示。

2 实验方案与步骤

2.1 实验方案

方案1高矿化度水驱替至含水率在60%左右后转注LSS驱替。

图1 主要实验装置Fig.1 The main experimental apparatus

方案2高矿化度水驱替至含水率在80%左右后转注LSS驱替。

方案3高矿化度水驱替至含水率在98%左右后转注LSS驱替。

2.2 实验步骤

根据前期速敏实验研究结果,将实验驱替最佳注入速度设定为0.5 mL/min。实验步骤如下：

(1)用模拟地层水饱和抽真空人造岩心24 h,并测定岩心孔隙度、渗透率。

(2)以1.0 mL/min速度饱和原油,直至油驱水到无水产出为止,在恒温烘箱(50 ℃)中老化24 h。

(3)将岩心放入夹持器中,实验仪器按图2连接安装好,并用模拟地层水测试实验装置连接的密闭性。

(4)以0.5 mL/min注入速度注入模拟地层水,直至出口端含水率分别达到60%、80%、98%,实验中每注0.1PV液记录产出液、产出油体积以及注入压力值。

图2 实验装置原理Fig.2 Schematic diagram of the experimental apparatus

表3 不同注入时机的驱油情况Table 3 Oil displacement situation of different injection timing

(5)以0.5 mL/min注入速度转注LSS,直至出口端产出液的含水率稳定在98%以上,实验中每注0.1PV液记录产出液、产出油体积以及注入压力,计算驱油效率、采收率增加值及降压率。

3 实验结果与讨论

在同一油藏环境下,油藏储层含水率不等,转注驱替液所产生的驱油效果不尽相同。研究表明,LSS驱的主要优点在于在有油的情况下,岩心润湿性将向水湿方向发生显著的变化[8],驱油效果更好。在实际油藏的开发过程中,转注表面活性剂时机越早,驱油效果越明显、效率更高。早期注入情况下,地层含水率不高,剩余油饱和度较高,表面活性剂与孔隙中的原油作用降低油水界面张力降低效率更高,乳化作用更好,越易形成原油富集带,提高洗油效率,从而有更高的采收率。实验中,选取渗透率和孔隙度相近的岩心,在含水率分别达到60.5%、81.5%、98.1%时,转注LSS驱,得到注入孔隙体积倍数与含水率、采收率、注入压力的关系如图3所示。

图3 不同注入时机驱油曲线Fig.3 The oil displacement curve under different time

从含水率方面分析:前期高矿化度水驱过程中水突破时含水率都在36%左右。从图3(c)数据分析看,高矿化度水驱过程中的前期含水率上升较快,注入0.5PV时含水率为81.5%,当注入2PV左右时,含水率达到96%。图3看出,在转注LSS后,含水率上升有变缓的趋势或有一定的突降情况发生,这可能是由于低矿化度水与表面活性剂引起的岩心润湿性改变。从含水上升趋势来看,转注时机越早,含水上升率发生突变的情况越明显。含水率曲线表明,转注LSS将加快含水上升速度。图3(a)在含水率为60.5%时转注LSS,注入液量1.3PV时含水率达到96%；图3(b)在含水率为81.5%时转注LSS,注入液量为1.7PV时含水率达到96.4%；图3(c)注入液量为1.9PV时含水率达到95.8%。方案1达到经济上限在1.9PV左右,方案2在2.3PV左右,高矿化度水驱在2.8PV左右。因此,转注LSS可以减少采油时间,提高采油速度。

从采收率方面分析:三种方案的实验结果表明,大部分原油被采出都集中在一段时间内。图3(a)采收率曲线表明,在注入高矿化度水0.3PV时,含水率达到60.5%,此时水驱的采收率为35.4%。转注LSS期间,大部分原油被采出主要发生在LSS注入量为0.5PV左右,在这一阶段采油速度有小幅度的提高,当LSS注入量为0.8PV时,采收率达到64.6%,为最终采收率的87%；图3(b)表明,在注入高矿化度水为0.5PV时,含水率达到81.5%,此时水驱采收率为46.5%。转注LSS驱期间,当LSS的注入量在0.6PV左右时大部分的原油被采出,这一阶段采油速度也有较小幅度的上升。当注入液量为1.1PV时,采收率为65%,为最终采收率的96%；图3(c)表明,在高矿化度水注入液量为3.1PV、含水率98.1%时采收率为49.4%。注入LSS阶段,原油被采出主要发生在LSS的注入量为0.5PV左右,采收率提高14.4%,此时累计采收率达到63.8%,为最终采收率的98%。以上说明,LSS在高含水的情况下仍然有较好的提高采收率作用,但效果低于含水率较低的时候。

从注入压力方面分析:结果表明,由于注入液与岩石基质的相互作用,使注入压力前期都以较快速度升高,然后突降直至平稳。整个实验过程中方案1、2、3的最大注入压力分别为1.24、1.35、1.56 MPa,说明注入时机越早,注入压力的最大值越小。图3数据表明,转注LSS时的注入压力分别为0.48、1.07、0.59 MPa,注入压力稳定后分别为0.33、0.65、0.21 MPa,说明注LSS能起到降压的作用,降压率分别为31.3%、39.3%、64.4%。同时也说明,转注时机越早,降压效果反而不佳。从图3(c)中压力曲线变化发现,当转注LSS在0.1～0.3PV范围内,注入压力都会发生一个较明显的跳跃式上升过程,这主要是由于表面活性剂与岩心中的原油形成的乳状液在孔喉处产生一定的封堵性,该过程在一定程度上起到了流度控制作用,能够提高驱替流体在岩心中的波及系数[18],有利于提高洗油效率。

对比采收率、含水率、注入压力变化情况,分析可以发现:在第一阶段的高矿化度水驱,三组实验结果表现出的采收率、含水率、注入压力的变化趋势趋于相同,说明该实验的可重复性良好；低矿化度水和表面活性剂的结合可以大幅度地提高洗油效率,注入时机越早,提高幅度越大；高矿化度水转注LSS时,采收率和含水率变化在短时间内均出现延缓现象。在收集出口端产出液的量筒中发现有细小颗粒聚集的现象,如图4所示。这说明黏土颗粒发生了分散运移,这是由于LSS/岩石/油相互作用引起了岩心的黏土颗粒吸附电荷减少,Zeta电位降低,双电子层膨胀导致黏土内部的力平衡发生变化。

图4 产出液中的细小颗粒Fig.4 Fine particles in the effluent

由表3可以看出,LSS注入时机越早,最终获得的采收率越高,采收率增值越大。低矿化度水本身就具有较好的驱油作用,表面活性剂的添加使得两者可以发挥协同作用[12]。这是由于LSS在含水率较低时,岩心中的含油饱和度较高,LSS能够较充分与原油作用,降低油水界面张力的能力越强,使岩心更加水湿,提高LSS的波及效率和洗油效率。低矿化度水驱时通过释放砂粒及某些细小矿物,重新分布流体的流动路径以形成新的流动路径,提高驱替效率和波及效率[19]。图5表明,注入时机对降压率的影响较明显,在实验范围内具有线性关系。降压率随着转注时机的上升而增加,这是由于含水率越高时,LSS起到的分散作用越强。低矿化度条件下,表面活性剂与溶解在水中的原油结合形成微乳液(O/W),产生的降压效果越明显[20]。