低界面张力黏弹流体驱油效果评价及微观驱油机理

2023-03-15董沅武王睿王思瑶孟文玉唐善法陈龙龙

科学技术与工程 2023年3期

董沅武,王睿，王思瑶，孟文玉，唐善法,2*，陈龙龙

(1.长江大学石油工程学院，武汉 430100；2.油气钻采工程湖北省重点实验室，武汉 430100；

3.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 716099)

特低渗储层具有低孔、低渗、流体/岩石界面效应显著、非均质性强以及流体可动性差等特点[1-3]，注水开发过程中容易发生方向性水淹，致使油藏含水率上升快，产量递减严重，水驱采出程度低(20%左右)[4-6]。与中-高渗透油藏不同，特低渗透储层裂缝普遍发育，裂缝既是注入水的窜流通道，也是油流通道，需要驱油体系对裂缝或高渗通道只能是适当封堵，以保证原油和注入体系的渗流能力[7]。受注入性限制，高分子聚合物难以进入低渗储层的微小孔隙，若强行利用过大的注入压力将其注入地层，聚合物的黏度会因密集的剪切作用发生不可逆的降低[8-9]；常规表面活性剂溶液虽然满足特低渗储层注入性要求，并具有改变储层岩石表面润湿性和降低油水界面张力并乳化原油的能力[10-11]，但其流度控制能力差，在特低渗油藏中不能有效扩大波及体积。因此，急需要一种兼具良好注入性及流度控制力的驱油剂。

低界面张力黏弹流体的出现为上述问题提供了新的解决思路。由低界面张力黏弹表面活性剂构筑的黏弹流体既满足特低渗透储层注入性要求，又具有类似表面活性剂/聚合物二元驱功能，在提高波及系数和洗油效率方面有着显著优势[12-14]。田茂章等[15]以芥酸酰胺羧基甜菜碱、十八烷基磺基甜菜碱作为主剂构筑了低界面张力黏弹流体，能够有效注入到渗透率为5.3 mD的岩心中，水驱后转注0.5 PV(pore volume)黏弹表面活性剂，并进行后续水驱，较水驱采收率可提高8.3%。Cai等[16]通过岩心驱油实验评估了低界面张力黏弹流体(0.3%TBS)与渗吸驱油型表面活性剂(0.3%AEC)驱油效率，研究表明，岩心平均渗透率为4.56 mD时，水驱后转注0.5 PV 0.3%TBS和0.5 PV 0.3%AEC较水驱采收率分别提高了8.5%和10.63%，将TBS与AEC复配使用可以得到更高的采收率(14.82%)。秦文龙等[17]以渗透率在0.758～1.593 mD的天然岩心为研究对象，水驱后转注0.3PV低界面张力黏弹流体，驱油效率平均提高了8.37%。但是目前专家学者们研究重点多集中在宏观机理，微观机理尚不明确。

为此，以驱油用低界面张力黏弹流体(10-2mN/m)为研究对象，通过开展岩心驱油实验评价其油藏条件下提高采收率效果，并利用微观可视模拟技术研究了低界面张力黏弹流体在微观孔隙中运移规律和微观驱油机理，为低界面张力黏弹流体在矿场试验中的应用提供有效的理论参考价值。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

实验材料：储层原油(50.3 ℃黏度为3.2 mPa·s)、低界面张力黏弹流体(50.3 ℃、3.2 mPa·s、0.024 mN/m、自制)、注入水(离子构成见表1)、煤油、白油、苏丹红、亚甲基蓝、储层天然岩心(气测渗透率Kg=0.142～0.643 mD)。

表1 注入水离子构成Table 1 The ions injected with water

实验仪器：微观可视化驱油实验用装置，海安石油科研仪器有限公司；非均质微观刻蚀模型(见图1)，其沿对角线开口，几何尺寸为75 mm×75 mm，有效刻蚀面积为45 mm×45 mm，镇江华瑞芯片科技有限公司；岩心驱油实验用装置，主要包括双缸恒速恒压驱替泵、岩心夹持器、回压阀、活塞式中间容器、压力传感器等，常州中贝仪器有限公司。

图1 非均质微观刻蚀模型工艺图Fig.1 Process diagram of heterogeneous microscopic etching model

1.2 实验方法

1.2.1 实验用水配制

(1)可视化实验用水(蓝色)：注入水经亚甲基蓝染色并过滤。

(2)可视化实验用油(红色)：根据实验所需黏度，将煤油与白油按一定比例复配，用苏丹红染色并过滤。

1.2.2 微观可视化模型驱替实验步骤

(1)安装实验仪器。

(2)模型抽真空，并饱和模拟油。

(3)转注注入水，以0.005 mL/min流速水驱油至含水率达98%或不出油时，结束水驱。

(4)转注低界面张力黏弹流体，0.005 mL/min 流速驱至出口端见黏弹流体时，结束黏弹流体驱。

(5)后续水驱，以0.005 mL/min流速水驱至出口段不出油，停止注入。

微观可视化模型驱替实验流程图如图2所示。

图2 微观可视化模型驱替实验流程图Fig.2 Flow chart of micro-visualization model displacement experiment

1.2.3 岩心驱油实验步骤

(1)饱和水。

(2)建立束缚水饱和度。

(3)饱和原油。

(4)开展水驱，水驱至出口段含水率达到90%或不出油时，停止水驱。

(5)转注0.4 PV低界面张力黏弹流体。

(6)后续水驱，当出口端含水率达到98%或不出油时，停止水驱。

(7)记录相关注入参数，并计算水驱、低界面张力黏弹流体驱采收率。

实验温度50.3 ℃，恒定压力11.52 MPa驱替。

2 结果与讨论

2.1 低界面张力黏弹流体驱油效果

2.1.1 低界面张力黏弹流体岩心驱油效果评价

低界面张力黏弹流体岩心驱油效果评价如表2所示。在实验温度、压力下，天然岩心(Kg=0.245 mD)单管驱油实验水驱采收率为58.73%，转注0.4 PV低界面张力黏弹流体及后续水驱最终采收率可达66.2%；双管并联驱油实验综合水驱采收率为45.91%，转注0.4 PV低界面张力黏弹流体及后续水驱最终综合采收率可达69.05%。岩心单管和双管驱油实验注入低界面张力黏弹流体后采收率分别提高了7.47%、23.14%。

表2 低界面张力黏弹流体岩心驱油评价实验结果Table 2 Experimental results of low interfacial tension viscoelastic fluid core oil displacement effect evaluation

进一步研究发现，水驱采收率受储层非均质性影响明显，高/低渗管岩心水驱采收率分别为59.83%、29.44%，由于注入水沿低流动阻力路径优先运移，沿着高渗管突破后会形成固定的渗流通道，严重影响低渗管的开发效果，导致双管并联水驱综合采收率相较单管岩心水驱采收率低12.82%。转注低界面张力黏弹流体后，低渗管的采收率得到很大程度上的提高，提高至67.36%，高渗管的采收率进一步提高至70.49%，双管并联最终综合采收率相较于单管岩心最终采收率高2.85%，体现出低界面张力黏弹流体具有较强的调驱作用和洗油能力。

2.1.2 低界面张力黏弹流体微观可视化驱油效果评价

不同驱替阶段结束油水分布状态如图3所示。图片孔隙中红色区域为剩余油，蓝色区域为注入水，无色区域为低界面张力黏弹流体。对水驱后仿真微观模型剩余油进行定性分析，可以发现水驱后剩余油类型主要分为5种：①以小片油状滞留于孔道交汇处和较大孔隙中，形成簇状油[图3(a)]；②以“孤岛状”分布在大孔道的中间部位，形成孤岛状剩余油[图3(b)]；③附着于孔壁上，形成膜状油[图3(c)]；④呈孤立的塞状或柱状残留在连通孔隙内，其中只有一端与孔隙外界相通，形成盲端状剩余油[图3(d)]；⑤存在于直径较小、渗流阻力较大、注入水未能波及到的细小孔隙中，形成柱状剩余油[图3(e)]。并且可以发现水驱后模型孔隙空间内簇状剩余油所在比例最大。

低界面张力黏弹流体驱结束后，低界面张力黏弹流体能够将水驱未能波及到的剩余油有效驱替，孔隙中不同类型的剩余油均被驱替产出，未见明显剩余油[图3(d)～图3(f)]，反映出了低界面张力黏弹流体较水驱能够有效扩大波及体积和提高洗油效率；后续水驱水介质继续进入低界面张力黏弹流体驱替介质渗流通道，水驱结束后可以发现部分低界面张力黏弹流体彼此聚集形成流体柱、团对水驱波及区的大孔道进行有效封堵[图3(h)]。微观可视化驱油实验相较于岩心驱油实验表现出更高的驱油效率，主要是因为微观可视化模型仅是个平面模型，且并未考虑特低渗油藏复杂环境影响，因此平板模型微观可视化驱油实验对驱油效果评估只能提供一定的参考借鉴，驱油效果评估主要以岩心驱油实验为准。

图3 不同驱替阶段结束油水分布状态Fig.3 Oil and water distribution at the end of different displacement stages

2.2 低界面张力黏弹流体启动水驱后剩余油机理研究

低界面张力黏弹流体的注入既能增加驱替体系黏度又可降低油水界面张力，从而有效地增加了驱替体系作用于剩余油的剪切力[18]。为了更好地探究低界面张力黏弹流体驱油机理，对低界面张力黏弹流体驱替过程中剩余油的形变和运移规律进行研究。

2.2.1 增黏作用

低界面张力黏弹流体的增黏作用效果图如图4所示。低界面张力黏弹流体注入时，会沿低流动阻力路径优先运移，呈“塞流式”沿连通性好的孔道进入[图4(b)]。进入大孔道的低界面张力黏弹流体，由于自身黏度大于水，能够增加渗流阻力[19]，降低大孔道的渗透率，迫使后续驱替流体进入小孔道[图4(d)]，对驱油剖面进行有效调整。

图4 低界面张力黏弹流体的增黏作用效果图Fig.4 Effect diagram of viscoelastic fluid with low interfacial tension

2.2.2 封堵作用(屏蔽暂堵)

低界面张力黏弹流体的封堵作用效果图如图5所示。低界面张力黏弹流体彼此聚集形成流体柱、团展示出了很好的流动变形能力，可随孔隙尺度变化而变形，当低界面张力黏弹流体聚集体变形通过小孔隙时[图5(a)]，会对小孔隙产生封堵作用，在达到一定的驱替压力才能变形通过[图5(b)]，在运移过程中低界面张力黏弹流体聚集体会一直发生封堵[图5(c)]、变形通过[图5(d)]，具备较好的运移能力，可以对驱油剖面进行有效调整。

2.2.3 乳化作用

低界面张力黏弹流体乳化作用效果图如图6所示。低界面张力黏弹流体与剩余油接触时，体系表面能会降低，导致剩余油内聚力下降，油滴更容易发生变形，同时低界面张力黏弹流体对原油的携带能力更强，可将孔道内大油滴拉伸、拖拽运移[图6(a)、图6(d)]，能够促其自发乳化分散成小油滴[图6(b)、图6(f)]，这种乳化-携带的过程会不断进行，形成的小油滴会断脱成更小的油滴，结合图5可知，驱油过程中许多乳化分散形成的小油滴粒径远小于孔道直径，能够更容易通过狭小的孔隙，展现出较好的乳化洗油能力。

图5 低界面张力黏弹流体的封堵作用效果图Fig.5 Plugging effect of viscoelastic fluid with low interfacial tension

图6 低界面张力黏弹流体的乳化作用效果图Fig.6 Emulsification effect of viscoelastic fluid with low interfacial tension

2.2.4 润湿性变化

低界面张力黏弹流体处理前后储层岩心水、油相接触角的变化如图7所示。未经处理的天然岩心表面水相和油相接触角分别为49.4°、12.2°；经低界面张力黏弹流体浸泡处理后，岩心表面接触性向强亲水性转变，水相接触角下降至9.3°，油相接触角增大至26.2°。这种变化一方面会导致原油相对岩石表面的黏附力减小，使得孔隙中的原油在驱替液的作用下更容易脱离岩石表面，另一方面会减小原油在孔隙中流动所消耗的能量，从而更有利于提高特低渗油藏水驱油时的采收率[20]。

图7 低界面张力黏弹流体处理前后储层岩心水、油相接触角的变化Fig.7 Changes of water-oil contact antennae in reservoir cores before and after viscoelastic fluid treatment with low interfacial tension

综上述研究可知，岩心驱油实验和微观可视化驱油实验的规律一致，储层的非均质性会导致注入流体沿着高渗通道/裂缝等低流动阻力路径优先运移，低界面张力黏弹流体的注入可对驱油剖面进行有效调整，增加原油动用程度；微观可视化驱油实验过程中，低界面张力黏弹流体可通过增黏、屏蔽暂堵、乳化以及岩石表面润湿性改变等多种作用机制协同，将水驱后剩余油以“塞流式”或乳化分散形成小油滴被夹带渗流运移产出；低界面张力黏弹流体表现较好的流度控制和洗油能力，能够适用于特低渗油藏开发。