李凯,李织宏,刘晓丽,陈丽艳,万青山,许人军
(中国石油 新疆油田分公司 实验检测研究院,新疆 克拉玛依 834000)
克拉玛依油田B21井区下三叠统百口泉组油藏,其储集层为山麓洪积扇相沉积的巨厚块状砂砾岩,具有低孔、低渗、非均质性强的特点。经过多年注水开发,目前处于高含水开采期,采出程度达29%,综合含水率高达88%,而水驱预测采收率为33%,水驱后仍有近70%的地质储量未被动用。因此,如何更加有效、高效地开发B21井区百口泉组砾岩油藏,成为目前亟待解决的问题。虽然已经开展了调驱、聚合物驱等应用研究,但采出液因含有较高浓度的聚合物,导致乳液稳定性高,油水分离难度大,严重影响采出液的脱水和原油的外输,同时污水处理难度加大,成本增加[1-3]。表面活性剂具有降低油水界面张力、降低岩层表面自由能的优点,在合理调整油水界面张力的前提下,可确保高的洗油效率和低的乳化程度[4-8]。因此,表面活性剂驱油成为低渗透油田提高采收率的重要方法[9-11]。为了提高油井产量,进一步提高原油采收率,开展了表面活性剂的研究与应用工作[12-15]。HW表面活性剂是针对低渗透特点和原油物性开发的第三代“双子型”表面活性剂产品,适应范围广、活性高、无碱、耐盐、抗温和对地层无伤害。本文对HW表面活性剂的界面张力及乳化能力评价,并进行驱油模拟实验,为现场应用提供技术参数。
HW表面活性剂(属于双磷酸盐型表面活性剂,北京鸿威石油工程技术服务有限公司,工业纯);克拉玛依油田B21井区百口泉组原油(B41井、AB6井和AB7井,地层原油密度0.767 6 g/cm3,黏度2.5 mPa·s);克拉玛依油田B21井区百口泉组回注水(NaHCO3型,矿化度6 406.4 mg/L);XZD-5型旋转液滴界面张力仪(北京哈科实验仪器厂,测量范围1~10 mN/m,精度0.01 mN/m);岩心驱替装置(HKY,海安县石油科研仪器有限公司,环压50 MPa,驱替压力40 MPa,压力测试精度0.1%;流量0.01~10.00 mL/min;工作温度150℃,控温精度±1℃;交流电源380 V,50 Hz;总功率6 kW)。
使用XZD-5型旋转液滴界面张力仪测定驱油剂的界面张力。在60℃恒温条件下将注好油滴的离心管装入仪器的旋转轴内,离心管轴向长度记作Lc,离心管直径记作dD,调节转速观察液滴变化,在Lc/dD大于4时,记录液滴直径d的数据,并计算该溶液体系界面张力γ,公式如下[16]:
式中 d——液滴直径,mm;
KP——放大系数,0.24;
R——仪器最终转速,r/min;
ρA,ρB——分别为测试用高密度液体和低密度液体密度。
天然岩心砂粉碎后过150 μm筛,在105℃下干燥至恒重,待用。采用注入水配制质量分数为0.1%,0.2%,0.3%,0.4%和0.5%的表面活性剂溶液,将岩心砂与表面活性剂溶液按1∶100,1∶50,1∶20和1∶10的固液比加入100 mL锥形瓶中,振摇混匀后密封,置于60℃下恒温12 h.倒出溶液至离心管中,在3 000 r/min的转速下离心10 min后,取出离心管中上层清液,按照界面张力测定方法测定其与B41井原油的界面张力。
取50 mL的具塞量筒,将不同质量分数的表面活性剂与原油分别以体积比1∶1,1∶2,1∶3,1∶5,1∶10和1∶20混合,上下震荡50下,60℃恒温下用秒表测定水相析出一半体积时所用时间,即为半衰期。
岩心驱替实验参照文献[17]的方法进行,所用岩心参数如表1所示。所用油、水分别为研究区B41井采出原油和百口泉组二类砾岩油藏采出水,注入0.5 PV表面活性剂溶液。
表1 驱油用人造岩心基本参数
水驱油藏原油的采收率是水驱波及系数与洗油效率的乘积。用注表面活性剂的方法可降低界面张力,以此降低残余油饱和度来提高驱油效率。采用研究区百口泉组采出水,配制质量分数为0.1%,0.2%,0.3%,0.4%和0.5%的HW表面活性剂溶液,测定60℃(油藏温度)下的界面张力(图1)。由图1可见,质量分数为0.1%~0.5%时,界面张力稳定在10-2mN/m量级。随着质量分数的增加,HW表面活性剂溶液与AB6井原油的界面张力呈现先减小后增大再减小的趋势,但整体变化不大,质量分数为0.3%时,界面张力最小,为0.030 9 mN/m;HW表面活性剂溶液与AB7井原油界面张力呈现先减小后增大再减小的趋势,质量分数为0.3%时,界面张力最低,为0.007 8 mN/m;HW表面活性剂溶液与B41井原油界面张力呈现先增大后减小再增大的趋势,质量分数为0.4%时,界面张力最小,为0.006 0 mN/m.随着界面张力的减小,原油黏度降低,易于从岩石颗粒表面剥离[3]。HW表面活性剂溶液可以显著降低界面张力,且在较宽的浓度范围,其界面张力较稳定,具有良好的应用前景。
图1 HW表面活性剂质量分数对界面张力的影响
由于表面活性剂随水注入地层后,将在地层长时间运移,因此需要具有一定的稳定性。将配制好的质量分数为0.1%,0.2%,0.3%,0.4%和0.5%的HW表面活性剂溶液放入安瓿瓶中密封,60℃下恒温保存,分别在配置当天、第7 d,第14 d,第30 d,第60 d和第90 d加入B41井原油,测定HW表面活性剂与B41井原油的界面张力(图2)。由图2可知,随着表面活性剂老化时间的延长,各质量分数表面活性剂溶液的界面张力逐渐提高,但其变化不大,始终低于0.1 000 mN/m,表明该表面活性剂具有较好的稳定性,可以在储集层中长时间运移。
表面活性剂驱油在地层运移时要反复接触原油,因此考察了表面活性剂与原油混合体系老化后界面张力的变化。选取降低界面张力最优体积比,按照1∶1(体积比)将表面活性剂和原油置于安瓿瓶中密封,在60℃下恒温保存,分别在配置当天、第7 d,第14 d,第30 d,第60 d和第90 d测定界面张力(图3)。结果表明,表面活性剂溶液与不同原油的界面张力随老化时间的延长,整体呈现略有升高的趋势,但其中也有部分波动。对于AB6井原油,其界面张力在第7 d达到最小值;对于AB7井原油和B41井原油,其界面张力均在第30 d达到最小值。实验显示该表面活性剂的稳定性和广泛适用性有利于其在新疆油田B21井区百口泉组的较大区域内广泛使用[18]。
图2 不同质量分数HW表面活性剂溶液与B41井原油界面张力随时间的变化
图3 质量分数为0.3%的HW表面活性剂溶液与不同原油共同老化时界面张力变化
图4 HW表面活性剂溶液在岩心砂上吸附后界面张力变化
表面活性剂溶液在岩心砂上吸附之后,测定其与B41井原油间的界面张力。由图4可见,界面张力随着固液比的升高而升高,在低质量分数表面活性剂溶液中尤为突出,而在高质量分数溶液中界面张力虽有所上升,但幅度不大。质量分数为0.3%及其以上时,在所实验范围内界面张力仍低于0.1 000 mN/m.由此可见,该表面活性剂在岩心砂上吸附较弱,用于驱油则在地层运移时吸附损失小,利于起到长效作用。
将不同质量分数的表面活性剂与3种原油分别以体积比1∶1,1∶2,1∶3,1∶5,1∶10和1∶20混合,测半衰期。结果显示,质量分数为0.1%~0.5%的HW表面活性剂均能与不同体积比的原油形成乳液,即具有较好的乳化能力,同时该乳液体系析水较快,因此考察了其质量分数和水油比对析液半衰期的影响。对表面活性剂与AB6井原油混合液乳化半衰期的影响如图5所示,其半衰期变化规律整体不明显,半衰期最长的是质量分数0.2%,水油比1∶3的混合液,为706.4 s.实验中发现,油水分离后界限清晰,水质清澈,在较低水油比时(1∶1)含有少量乳状物。
图5 HW表面活性剂质量分数和水油比对AB6井原油析液半衰期影响
表面活性剂与AB7井原油混合液的乳化半衰期,随水油比的减小,呈现先增大后减小再增大再减小的马鞍形趋势(图6),最长半衰期在质量分数0.1%,水油比1∶10时,为598.5 s.实验中发现,油水分离后界限清晰,分离后的水质清澈,在较低水油比时(1∶1)含有少量乳状物。
图6 HW表面活性剂质量分数和水油比对AB7井原油析液半衰期影响
水油比对B41井原油的析液半衰期影响如图7所示。由图7可看出,析液半衰期呈现先增大后减小的趋势,最长半衰期在质量分数0.1%,水油比1∶2时,为448.5 s.实验中发现,油水分离后界限清晰,水质清澈,在较低水油比时(1∶1和1∶2)含有少量乳状物。
图7 HW表面活性剂质量分数和水油比对B41井原油析液半衰期影响
由上述乳化实验可知,HW表面活性剂与克拉玛依油田B21井区二类砾岩油藏产出的原油乳化能力强,且乳液不稳定,在较短时间内可恢复油水分离状态。因此,HW表面活性剂用于驱油后采出液容易破乳,利于产出液的快速油水分离。
克拉玛依油田B21井区二类砾岩油藏采出水配制不同质量分数的HW表面活性剂溶液,B41井原油饱和岩心,考察了表面活性剂质量分数对驱油效果的影响(表2)。由表2可知,增大表面活性剂质量分数,可以提高采收率,质量分数为0.3%时,采收率提高了10.5%,进一步提高表面活性剂质量分数,化学驱采收率仍有提高,但是提高幅度不明显。
表2 不同HW表面活性剂质量分数下的驱油效果 %
(1)HW表面活性剂质量分数为0.1%~0.5%时,界面张力低于0.100 0 mN/m,最小为0.006 0 mN/m.
(2)HW表面活性剂溶液60℃下保存90 d,其界面张力略有提高,但变化不大,始终保持在10-2mN/m量级,表明该表面活性剂具有较好的稳定性,且在岩心砂上吸附较弱。
(3)HW表面活性剂具有较好的乳化能力,同时该乳液体系析水较快,HW表面活性剂用于驱油后采出液容易破乳,利于生产中快速油水分离。
(4)HW表面活性剂溶液具有较强的驱油能力,质量分数为0.3%时,化学驱提高采收率达到了10.5%,进一步提高质量分数,采收率提高不大。
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