一种新型聚合物在北海油田的应用

编译:冯炜 古志斌 夏勇 刘大伟 刘攀 (西南石油大学石油工程学院)

审校:谢思宇 施雷庭 朱珊珊 (油气藏地质与开发工程国家重点实验室·西南石油大学)

一种新型聚合物在北海油田的应用

编译:冯炜 古志斌 夏勇 刘大伟 刘攀 (西南石油大学石油工程学院)

审校:谢思宇 施雷庭 朱珊珊 (油气藏地质与开发工程国家重点实验室·西南石油大学)

油田试验已经证明可以通过注入胶态分散凝胶 (CDG)来提高原油采收率。这些试验的油藏特征表现出渗透率高、非均质性强和注入水的矿化度低等特征。在非均质油藏中应用CDG方法,提高原油采收率归结于改善水驱的波及效率。当前的研究介绍了CDG在高矿化度油藏特别是在北海油田的应用。较早涉及到CDG的实验室研究和油田试验都是在低的油藏温度和注入水矿化度 (约5000μg/g)条件下进行的。这项研究涉及到较高的实验温度 (85℃)和较高的矿化度 (约35000μg/g)。交联结束后的CDG溶液黏度比相应的聚合物溶液黏度低,但它在高温下却比相应的聚合物溶液更稳定。在油田试验之前,室内研究了几组岩心流动实验为其提供准备。注入的CDG有效地增加了原油的采出程度。在线性流的岩心实验中,水驱后平均40%的剩余油通过注入CDG被采出,微观的分流机理可解释这些结果。CDG作为提高采收率方法之一,既能起到微观分流作用,又能提高宏观波及能力。

北海油田 高温高矿化度 胶态分散凝胶 分流机理 提高采收率

1 实验步骤

1.1 CDG配制

CDG是用柠檬酸铝交联剂和用海水配制的600μg/g的聚合物溶液,聚合物与铝交联剂之比为20∶1。使用的聚合物是SNF Floerger公司产的Flopaam 3630 S,水解度为25%～30%,分子量约20×106Dalton的聚丙烯酰胺。Smith(1996)已经描述过铝交联剂制备的步骤,聚合物和铝交联剂混合搅拌24 h后,在40℃的环境中放置1周以确保交联反应完全。

1.2 岩心流动

岩心驱替实验所用岩心是来自北海油田的新鲜岩心。为了获取较高的孔隙体积以减小体积测量的误差,在每个岩心驱替实验中用两根岩心同时驱替。所有岩心驱替实验均在85℃和2 MPa回压下进行。岩心的性质列于表1。

表1 A～E号岩心的性质

把岩心放置在岩心夹持器后,在高的压差下注入几倍孔隙体积的油藏地面脱气原油直至达到束缚水饱和度,然后以0.1 mL/min低流速注入水,在这个流速下不产油时的含油饱和度记为 Sorw1。下一步就是将水的注入速率提高到1 mL/min,直到不见有油产出,此阶段的含油饱和度记为 Sorw2。注入水是天然海水。将岩心驱替至残余油饱和度(Sorw2)后,开始以1 mL/min的流速注入CDG,并驱替至没有油产出,最后用至少1～2 PV(孔隙体积)的水冲洗岩心。

岩心驱替实验中相关流体的黏度列于表2。从表2可以看出,油藏的地面脱气原油和天然海水的黏度比很大,导致不利的流度比。而CDG注入期间的流度比对驱油是较为有利的。

表2 85℃时的流体黏度

2 实验结果与分析

2.1 原油采收率

表3总结了岩心驱替实验的主要结果,图1显示了岩心A和B的采收率 (以%OOIP表示)与注入量间的关系。同时从图1可以看出,在低速和高速水驱以及CDG驱过程中的采收率情况。在所有的实验中,注入CDG后残余油饱和度明显下降。从表3可以看出,除了渗透率最高的岩心A外,其余岩心的残余油饱和度均在30%左右。这个岩心的水驱残余油饱和度大概是50%。高的剩余油饱和度与高的原始含油饱和度息息相关,原油采收率随原始含油饱和度的增加而增加。

图1 岩心A和B的原油采收率与注入流体PV数的关系曲线。注入顺序是先以0.1 mL/min的低速水驱,然后以1 mL/min的高速水驱,最后用CDG以1 mL/min的速度注入

表3 A～E号岩心在不同阶段的剩余油饱和度

在原始水驱后,剩余油以被毛细管力束缚或可流动的形式分散在岩心中。这就是注入CDG提高采收率的对象。如果黏滞力大于毛细管力,被毛细管力束缚的原油将被驱出。毛细管数反映了在孔隙尺寸中黏滞力与毛细管力之间的比例;黏滞力大则毛细管数大,毛细管力大则毛细管数小。在岩心中的毛细管数由下式确定:

式中,μ是水的黏度;v是线性流速率;σ是油水界面张力。20℃时,油藏地面脱气原油和天然海水的界面张力为15 mN/m,此值在温度升高时会略微增大。在所有岩心中,以1 mL/min的流量驱替,毛细管数为1×10-6。在岩心用CDG驱取代水驱后,毛细管力的值会增至4×10-6～5×10-6,这是注入相黏度增加的结果。对油田岩心进行的毛细管驱替实验研究表明临界毛细管数 (Ncc)为2×10-5,因此增加的黏度可能不足以驱替出被毛细管束缚的原油。

Nc还可用另一种方法确定:

式中,k是绝对渗透率;Δp是岩心两端的压差;L是岩心长度。在固定速率驱替的实验中,就像上述的一样,Δp在实验中一直变化。因此,Nc1可能比Nc2更适合用于描述黏度与毛细管力的关系。

在Li等人公开发表的研究结果中,CDG体系中聚合物线团相互连接后的形状是球形的。此外,它们比普通聚合物溶液中聚合物线团结构更强,并且穿过孔膜时聚合物构造变化微小。这些性质表明,CDG的注入可以通过“柱塞”效应,并经孔隙通道缓慢集聚被毛细管束缚的原油。这种堵塞造成压力在微观级别上的重新分配,因此能使流向转变,增加采收率 (图2)。这种机理本质上不同于毛细管驱替机理,毛细管驱替机理是在多孔介质中黏滞力-毛细管力比例发生变化,从而集聚原油。如图2所示,在非均质严重的岩心中增产的采油量最高。

图2 孔隙通道被CDG中连接起来的聚合物线团阻塞的示意图 (流动中的水转向,被毛细管力束缚的油集聚)

如果残余油是以绕开的形式存在于流体未波及区内,CDG的注入能够提高波及可流动原油体积,流度比也比水驱有了显著提高。除了启动受毛细管力约束的原油外,CDG流动时缓慢形成的封堵有可能造成流体流向的转变。在此阶段,注入CDG增加采收率的不同机理作用是相互的。

通过绘制渗透率与注入CDG后残余油饱和度降低的曲线发现,伴随着渗透率的提高,采收率有提高的趋势。有效孔隙尺寸分布资料显示出有伴随着渗透率增加非均质性增加的趋势。如果孔道阻塞的微观变化是采收率增加的原因,那么随着非均质性增加,采收率应该是增加的。实验的观测结果与提出的提高采收率机理一致。虽然这样,也应该做更多的实验来证实此趋势。

2.2 压差

在驱替过程中,达到最大压降值 (Δpmax)之前,通过岩心的压降在稳定上升。最大值出现在突破时,突破之后,压力又开始下降,并最终在某值上稳定。此时除了注入液的产出外无其他液体产出。考虑到实验的注入顺序和前面章节叙述的一样,在每个阶段停止产油后将得到4个稳定的压降值:①在以0.1 mL/min速率注水后得到Δp1;②在以1 mL/min速率注水后得到Δp2;③在以1 mL/min速率注CDG后得到Δp3;④在以1 mL/min速率注水后得到Δp4。在第四阶段曲线没有峰值,因为在这个实验过程中,注入CDG后的后续水驱观察不到额外的原油发生流动。在这个流动过程中产生的最大压降Δpmax总是在第三阶段CDG突破后达到的。这些情况在图3中有所说明。

图3 四个注入阶段的压降图表,其中1是低速水驱 (0.1 mL/min),2是高速水驱 (1 mL/min),3是注入CDG(1 mL/min),4是后续水驱 (1 mL/min)

压降受到注入速率、相黏度、聚合物滞留和在该阶段残余油饱和度的影响,高速率注入、高黏度和高残余油饱和度都会导致其产生较高的压降。由于在阶段2的更高的注入速率,Δp1应大于Δp2。在高速率驱替后剩余油饱和度降低导致Δp降低,但是,增加注入速率的影响会更大。在CDG注入期间,压力的降低可以表示为以下方程:

Δppolymerretention表示所有由毛孔力引起的压降,Δpviscosity表示由于注入液黏度上升引起的压降,Δptwo-phase表示两相流动引起的附加压降,也就是相渗透率的影响。要注意公式 (6)仅适用于已经形成恒定地层伤害的地层,也就是用CDG代替盐水后不会对地层产生伤害。

尽管注入的速率一样,但CDG注入地层后剩余油饱和度要比注入水后的低,故Δp3大于Δp2。这些都归结于CDG溶液的黏度比水高,也很可能有聚合物滞留的影响。一般说来,聚合物的滞留归结于聚合物在孔隙表面上的吸附作用和由于聚合物聚集体的机械滞留所引起孔隙的部分或完全堵塞作用。关于CDG,它被认为是球状的相当稳定的聚集体 (Li,2004),吸附作用所引起的聚合物吸附对于聚合物滞留作用不大。因此,这项研究表明,聚合物滞留是由于狭窄的孔喉阻挡了聚合物颗粒。

如果CDG既没有靠阻挡孔道影响渗透率,也没有降低残余油饱和度,Δp4应该等于Δp2(或RRF=Δp4/Δp2=1)。另外的情形是这两种情况相互抵消Δp4/Δp2=1,也就是说由于聚合物滞留增加的压降被由于降低残余油饱和度所减小的压降抵消。但是,如果注入CDG仅仅降低了残余油饱和度,Δp2应大于Δp4(或Δp4/Δp2＜1),因为这里只有较少的可以影响水流过孔道的残余油。从另一方面来说,如果聚合物滞留极大地改变了流动状态或可流动的孔道体积,Δp4应远大于Δp2(或Δp4/Δp2≫1)。表4列出了所记录的在经历了1、2、3和4过程后的稳定压降和在注入CDG后的最大压降 (或CDG突破压差)以及Δp4与Δp2的比值。

表4 四种不同注入顺序下采油结束后稳定的Δp值

在CDG驱油过程中的最大压降Δpmax一般会在30～600 kPa之间变化。相对于以1 mL/min的速度进行水驱时,CDG驱的压降会比前者的最大压降高出3～8倍。唯一的例外情形是岩心D,该岩心的Δpmax比水驱时的最大压降高出200多倍。因此,Nc2会随Δp的3～8倍变化,而岩心D则大约随Δp的200倍变化。虽然对岩心D来说,Nc2的增加可能足以对毛细管捕油造成显著的下降,但并不是大多数岩心都能实现这一目标。另外,经过CDG驱获得了最大的 Nc2增量的岩心D,同时也是获得最低采收率的岩心 (表3)。

在85℃时,CDG的黏度比天然海水的高3倍(表1)。因此,在没考虑CDG驱后低 Sor(低Δp)和聚合物滞留 (高Δp)的影响情况下,CDG突破后稳定的最大压降Δp3应该比Δp2高大约3～4倍。这就是岩心C、A和E的情况。然而,特别是岩心A,Δp3约为Δp2的7倍,比单一黏度值预期值高,这表明了聚合物的滞留。另一方面,岩心C的压降比单纯增加黏度的预期值要低,这表明没有或很少聚合物在岩心中滞留。低压差Δp是由于CDG驱后含油饱和度降低引起的。对岩心D,直到CDG溶液驱替突破后在后续水驱过程结束时压力尚未达到平稳。

3 结论

岩心实验证明CDG注入可以提高经水驱至残余油饱和度的北海油藏岩心的采收率。假设增加的原油采收率主要是由于聚合物微粒堵塞了孔喉而提高了微观转向。

从实验数据可以看出,随渗透率的增加采收率也表现出提高的趋势。从孔隙尺寸分布数据也可看出,随渗透率的增加非均质性也在增加。如果堵塞孔隙带来的微观转向可以提高采收率,从实验观察到的现象就与期望的趋势相同。

对于具有相似的相对压力上升的岩心来讲,岩心驱替在提高采收率中有如此大差异的原因可能正是CDG驱的复杂性。

值得探讨的是,CDG注入过程中的压力上升以及流度比的提高可能都是采收率提高的因素,但是实验结果却表明,记录到的最大相对压力上升的岩心却只能得到最低的采收率。基于可靠的实验数据,CDG注入过程中的压力上升并不能作为提高采收率的必要条件。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.3.003

资料来源于美国《SPE 113460》

2009-01-16)