高盐油藏新型生物聚合物的增黏能力和驱油效果

束青林, 于田田, 古 亮, 樊胤良, 耿 杰, 范海明

(1.中国石化胜利油田分公司,山东东营 257000; 2.中国石油长庆油田分公司长庆实业集团有限公司,陕西西安 710016; 3.中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580)

化学驱提高原油采收率技术是中国油田进一步提高采收率的主要措施之一[1-3]。大庆油田、胜利油田聚合物驱可在水驱基础上提高原油采收率超过10%, 已经由先导性矿场试验迈入大规模工业性商业阶段[1-8]。复合驱技术综合发挥了聚合物、表面活性剂和碱的协同效应,聚合物通过增加驱替液的黏度增加驱替液和原油之间的流度比提高波及系数,表面活性剂和碱通过降低油水界面张力减小毛细管阻力效应提高洗油效率,从而达到提高采收率的目的,可在水驱基础上提高原油采收率20%以上[2-4]。目前油藏水质矿化度越来越高,科技人员提出研制新型耐盐聚合物和表面活性剂作为高矿化度油藏化学驱油用剂。梳形和疏水缔合型聚合物具有比常规聚丙烯酰胺型聚合物更强的耐盐性能[9-12]。甜菜碱型[13-15]、非离子-阴离子型[16-18]和Gemini型表面活性剂[19-20]在高盐条件下均可与原油达到10-3mN/m量级及以下的超低界面张力。对于能够满足钙镁离子质量浓度大于800 mg/L和总矿化度高于100 g/L的矿化水的化学驱体系鲜有报道。生物聚合物具有比常规合成聚合物更优异的耐盐性能[1],笔者通过生物发酵提纯获得生物聚合物BZZF,研究这种生物聚合物在高盐矿化水中的黏弹性,发现生物聚合物BZZF具有比黄胞胶XG、疏水缔合聚合物HPOC更优异的增黏效果;利用甜菜碱两性型表面活性剂GS、非离子型表面活性剂TS、阴离子-非离子两性型表面活性剂APS与生物聚合物BZZF构建具有增黏能力和降低油水界面张力的二元复合驱油体系,并对体系的驱油性能进行评价,以期阐明利用生物聚合物BZZF和耐盐表面活性剂在极高矿化水中构筑化学驱油体系的方法和驱油效果。

1 实 验

1.1 实验材料

生物聚合物BZZF由生物发酵提纯获得,实验室自制;黄胞胶XG,山东阜丰集团有限公司;疏水缔合聚合物HPOC(相对分子质量约为5.7×106),上海海博油田化学品有限公司;部分水解聚丙烯酰胺HPAM(相对分子质量约为2.3×107,水解度约为27%),华鼎宏基石油工程技术有限公司;甜菜碱两性型表面活性剂GS、非离子型表面活性剂TS、阴-非离子两性型表面活性剂APS,实验室自制。氯化钠、氯化钙和六水氯化镁,均为分析纯试剂,购自于国药集团化学试剂公司。实验用岩心(Φ2.5 cm×10 cm)为人造均质岩心,由环氧树脂与石英砂胶结而成。实验用水为室内根据胜利油田和新疆油田地层水中矿物组成利用氯化钠、氯化钙和氯化镁配制的高矿化度模拟矿化水, 其中胜利油田模拟地层水矿化水Ⅰ的总矿化度为10.55 g/L, 质量浓度NaCl为8.0 g/L,MgCl2为0.95 g/L,CaCl2为1.6 g/L,新疆油田模拟地层水矿化水Ⅱ的总矿化度为185 g/L, 质量浓度NaCl为130 g/L,MgCl2为10 g/L,CaCl2为45 g/L;实验用油为胜利油田和新疆油田脱水原油,在60 ℃和剪切速率6.0 s-1下的黏度分别为43.9和36.5 mPa·s。

1.2 实验方法

1.2.1 流变学性质测定

样品的流变学性质测定在温控的Physica MCR301流变仪(Anton Paar, Graz))上进行,使用锥板测量系统,下部圆板直径为49.959 mm,锥和板的倾角为1°, 间距为0.047 mm,测试温度为60 ℃,并采用防挥发盖防止溶剂挥发。静态流变测试通过从0.001到100 s-1变化剪切速率测定样品的黏度(η)。动态流变测试通过应力扫描实验测定样品弹性模量(G′)和黏性模量(G″)随剪切应力的变化,确定样品的G′和G″不受剪切应力影响线性黏弹性区域,并在线性黏弹性区域内,从0.03到80 rad/s变化频率,测定样品G′和G″随频率的变化。

1.2.2 界面张力测定

油水界面张力采用美国Texas-500C型旋转界面张力仪测定, 测试温度均为60 ℃。

1.2.3 驱油效果评价

化学驱体系的驱油效果采用DHZ-50-180 型化学驱动态模拟装置评价。在恒温60 ℃下水驱至出口端含水98%,计算水驱采收率;再注入0.6VP(孔隙体积)的化学驱段塞,后续水驱至出口端含水98%,计算最终采收率。

2 结果分析

2.1 生物聚合物溶液的增黏效果和耐盐性能

在60 ℃的模拟矿化水Ⅰ中,不同质量浓度生物聚合物BZZF溶液的剪切黏度和剪切速率的关系如图1(a)所示。可以看出,与文献报道的部分水解聚丙烯酰胺HPAM、疏水缔合聚合物HPOC、黄胞胶XG溶液类似,生物聚合物BZZF也为非牛顿流体,体系的黏度随着剪切速率的增大而降低[21-23]。BZZF、XG、HPOC、HPAM溶液在剪切速率为6.0 s-1时的黏度随聚合物质量浓度的变化如图1(b)所示。可以看出,4种聚合物溶液的黏度均随着聚合物质量浓度的增加而增大。对于HPAM,当质量浓度为1 000 mg/L时,溶液的黏度仅为3.7 mPa·s;质量浓度为2 000 mg/L时,溶液的黏度才超过10.3 mPa·s;质量浓度为5 000 mg/L时,溶液的黏度达到97.2 mPa·s。疏水缔合聚合物HPOC的增黏效果优于HPAM,当HPOC质量浓度为1 000 mg/L时,溶液的黏度仅为7.7 mPa·s;质量浓度为1 500 mg/L时,溶液的黏度达到20.7 mPa·s;质量浓度为2 500 mg/L时,溶液的黏度可达到114.6 mPa·s。这是由于疏水缔合聚合物中的疏水链可发生分子间缔合,增强了聚合物间的相互作用,增加了体系的结构黏度,因此比HPAM具有更好的增黏效果。在高盐矿化水Ⅰ中,生物聚合物的增黏效果优于合成聚合物。当XG质量浓度为500 mg/L时,溶液的黏度仅为9.6 mPa·s;质量浓度为1 000 mg/L时,溶液的黏度达到34.0 mPa·s;质量浓度为1 500 mg/L时,溶液的黏度可达到75.3 mPa·s。在两种聚合物相同质量浓度下,生物聚合物BZZF溶液的黏度更大,质量浓度为350 mg/L时,溶液的黏度为14.1 mPa·s;质量浓度为500 mg/L时,溶液的黏度达到26.2 mPa·s;当质量浓度分别为1 000和1 500 mg/L时,溶液的黏度则可以分别达到76.5和145.5 mPa·s。因此在高盐矿化水中,生物聚合物BZZF表现出具有比HPAM和HPOC、XG更优异的增黏效果,相同质量浓度下黏度更大。

图1 剪切速率和聚合物质量浓度对BZZF溶液黏度的影响Fig.1 Effect of shear rate and polymer weight concentration on viscosity η of BZZF solutions

在线性黏弹性区域进行频率扫描,考察500和1 000 mg/L BZZF溶液的弹性模量(G′)和黏性模量(G″)随频率的变化(图2(a))。500 mg/L BZZF溶液在所测试的区域内黏性模量(G″)均大于弹性模量(G′),体系表现为以黏性为主。1 000 mg/L BZZF溶液在所测试的区域内弹性模量(G′)和黏性模量(G″) 存在一个交点,交点前G′G″以弹性为主。图2(b)为频率为1 rad/s时G′和G″随BZZF质量浓度的变化。 可以看出,在BZZF质量浓度低于800 mg/L时G′G″。这些BZZF溶液的弹性模量和黏性模量数值都要高于同黏度下的HPOC和HPAM溶液。因此在高盐矿化水中生物聚合物BZZF表现出优异的黏弹性能。

为了进一步说明生物聚合物BZZF的耐盐性能,测试不同质量浓度盐含量的矿化水中BZZF的增黏效果,结果见图3。图3(a)为1 000 mg/L BZZF溶液存在和不存在盐时6.0 s-1下黏度比值随盐质量浓度的变化,可以看出,当溶液中CaCl2质量浓度增加到60 g/L,BZZF溶液的黏度基本不变化;当溶液中NaCl质量浓度增加到80 g/L,BZZF溶液的黏度基本不变化;继续升高至100和200 g/L时,可能由于盐析效应反而使得BZZF溶液的黏度增加到清水中黏度的2倍以上。图3(b)为在NaCl、MgCl2、CaCl2质量浓度分别为130、10和45 g/L的矿化水Ⅱ中与矿化水Ⅰ中,6.0 s-1下BZZF溶液黏度随聚合物浓度的变化。可以看出,在BZZF质量浓度小于1 000 mg/L时,矿化水Ⅱ中BZZF溶液的黏度低于矿化水Ⅰ中;在BZZF质量浓度大于1 000 mg/L时,矿化水Ⅱ中BZZF溶液的黏度高于矿化水Ⅰ中的。整体而言,两种矿化水中BZZF溶液的黏度非常接近。因此生物聚合物BZZF表现出良好的耐盐性能,在极高的矿化水条件下依然保持良好的增黏效果。

图2 频率和聚合物质量浓度对BZZF溶液弹性模量G′和黏性模量G″的影响Fig.2 Effect of shear frequency and polymer weight concentration on elastic modulus G′ and viscous modulus G″ of BZZF solutions

图3 盐和矿化度对BZZF溶液黏度的影响Fig.3 Effect of salt and salinity on viscosity η of BZZF solutions

2.2 生物聚合物和表面活性剂混合溶液的黏弹性能和界面性能

化学驱油体系提高原油采收率的另一个重要途径是减小毛细管阻力效应以提高洗油效率,这可以通过降低油水界面张力来实现。一般而言,有效驱替残留在油层孔隙中的原油需要使油水界面张力降低到超低界面张力(小于10-2mN/m)[1]。这可以通过在生物聚合物溶液中加入合适的表面活性剂或碱等形成复合驱油体系来实现[24-25]。

图4为矿化水Ⅰ中,1 000 mg/L BZZF和甜菜碱两性型表面活性剂GS、非离子型表面活性剂TS混合溶液在6.0 s-1下黏度和油水界面张力最低值随表面活性剂质量浓度的变化。可以看出,随着表面活性剂质量浓度的增加,1 000 mg/L BZZF和表面活性剂GS或TS混合溶液与胜利油田原油的界面张力先降低然后变化平缓。对于BZZE/GS混合体系,当GS质量浓度为193 mg/L时,油水界面张力最低值(σmin)可以达到8.93×10-3mN/m的超低界面张力;随着GS质量浓度继续增加至1 935 mg/L,σmin则能达到10-2mN/m量级。对于BZZE/TS混合体系,当TS质量浓度升高到193 mg/L时,σmin就可以达到超低界面张力,而且随着GS质量浓度的升高σmin继续降低;随着表面活性剂质量浓度的增加,1 000 mg/L BZZF和表面活性剂GS或TS混合溶液的黏度均上升;相比于BZZF溶液,当表面活性剂质量浓度增加至1 935 mg/L,BZZF和GS或TS混合溶液的黏度分别增加约11或6 mPa·s。

图5为矿化水Ⅰ中,BZZF和表面活性剂386 mg/L GS或1 160 mg/L TS混合溶液在6.0 s-1下黏度和与胜利油田原油的油水界面张力最低值随聚合物质量浓度的变化。可以看出,随着聚合物质量浓度的增加,溶液的黏度增加,但BZZF/386 mg/L GS或BZZF+1 160 mg/L TS混合体系的σmin略有增加且都能维持在10-2或10-3mN/m量级。由此可知,在矿化水Ⅰ中,表面活性剂GS或TS的加入不仅不会降低BZZF溶液的黏度,而且还可以使得BZZF与表面活性剂GS或TS混合体系与胜利油田原油的界面张力最低值达到10-2或10-3mN/m量级。

图4 矿化水Ⅰ中混合溶液的黏度和油水界面张力最低值随表面活性剂质量浓度的变化Fig.4 Variation of the viscosity η and minimum of dynamic interfacial tension σmin with surfactant concentration of mixed solutions in mineralized water Ⅰ

图5 矿化水Ⅰ中混合溶液的黏度和油水界面张力最低值随聚合物质量浓度的变化Fig.5 Variation of viscosity η and minimum of dynamic interfacial tension σminwith polymer concentration of mixed solutions in mineralized water Ⅰ

由于矿化水Ⅱ矿化度太高,两性型表面活性剂GS和非离子型表面活性剂TS在其中溶解性极差。很难找到在矿化水Ⅱ中即具有良好溶解性又与原油达到超低界面张力的表面活性剂,实验选择到阴离子-非离子两性型表面活性剂APS与BZZF构成二元复合体系。图6(a)为1 000 mg/L BZZF和表面活性剂APS混合溶液在6.0 s-1下黏度和与新疆油田原油的油水界面张力最低值随表面活性剂浓度的变化。可以看出,随着APS质量浓度增加至1 935 mg/L,1 000 mg/L BZZF/APS混合溶液的黏度维持在90～97 mPa·s,与1 000 mg/L BZZF溶液的黏度相近;1 000 mg/L BZZF+APS混合溶液与新疆油田原油的σmin随APS质量浓度的增加而降低,当APS质量浓度大于386 mg/L后,σmin可达到10-2mN/m量级。

图6 矿化水Ⅱ中混合溶液黏度和油水界面张力最低值随表面活性剂或聚合物质量浓度的变化Fig.6 Variation of viscosity η and the minimum of dynamic interfacial tension σmin with surfactant or polymer concentration of mixed solutions in mineralized water Ⅱ

图6(b)为BZZF和表面活性剂1 160 mg/L APS混合溶液在6.0 s-1下黏度和与新疆油田原油的油水界面张力最低值随聚合物质量浓度的变化,可以看出,随着BZZF质量浓度的增加,BZZF+1 160 mg/L APS混合溶液的黏度增加,但σmin都维持在10-2mN/m量级。因此在矿化水Ⅱ中BZZF与表面活性剂APS混合体系可以获得具有良好增黏效果和与新疆油田原油的界面张力最低值达到10-2mN/m量级的二元复合体系。

2.3 驱油效果评价

根据上述实验结果,选择生物聚合物或生物聚合物/表面活性剂二元体系进行室内驱油效果评价,实验结果如表1所示。可以看出,1 000 mg/L BZZF与胜利、新疆原油界面张力最低值分别为7.63和3.91 mN/m,在相应模拟矿化水下黏度分别为76.5和93.3 mPa·s,注入0.6VP的1 000 mg/L BZZF对渗透率约为380×10-3μm2的岩心可提高胜利、新疆原油采收率分别达到15.1%、16.5%。1 000 mg/L BZZF+1 160 mg/L GS和1 000 mg/L BZZF+1 160 mg/L APS二元复合体系在相应模拟矿化水下与胜利、新疆原油界面张力最低值分别为2.08×10-2和3.56×10-2mN/m,黏度分别为84.8和93.3 mPa·s。注入0.6VP的1 000 mg/L BZZF+1 160 mg/L GS对渗透率为381×10-3μm2的岩心可提高胜利原油采收率达到23.6 %;注入0.6VP的1 000 mg/L BZZF+1 160 mg/L APS对渗透率为405×10-3μm2的岩心可提高新疆原油采收率达到25.1 %。这是由于表面活性剂的加入使得二元复合体系相比于生物聚合物溶液具有更低的界面张力和更高的黏度,因而驱油效率更高。而且对于1 000 mg/L BZZF+1 160 mg/L TS体系,虽然混合体系的黏度较1 000 mg/L BZZF+1 160 mg/L GS体系低,但是油水界面张力最低值可达到2.63×10-3mN/m的超低界面张力,洗油效率更高,因此1 000 mg/L BZZF+1 160 mg/L TS体系可以提高胜利原油采收率28.7%。从上述结果看出,含生物聚合物的化学驱油体系在高盐矿化水中具有良好的驱油效果。

表1 不同含生物聚合物BZZF的化学驱油体系的驱油效果

注:a—矿化水Ⅰ,胜利油田脱水原油;b—矿化水Ⅱ,新疆油田脱水原油。

3 结 论

(1)在高盐矿化水中,生物聚合物BZZF表现出具有比常规聚合物HPAM、疏水缔合聚合物HPOC、黄胞胶XG更优异的增黏效果，而且加入60 g/L CaCl2或200 g/L NaCl都不会降低BZZF溶液的黏度,甚至在含NaCl 130 g/L、MgCl210 g/L和CaCl245 g/L的极高盐浓度矿化水中生物聚合物BZZF依然能够保持良好的增黏效果。

(2)甜菜碱两性型表面活性剂GS、非离子型表面活性剂TS的加入不仅可以提高生物聚合物BZZF在胜利油田模拟地层水中的黏度,而且可以使油水界面张力降低到10-2和10-3mN/m量级。阴-非离子两性型表面活性剂APS与生物聚合物BZZF混合体系在新疆油田模拟地层水中可以达到使油水界面张力降低到10-2mN/m量级。

(3)含生物聚合物BZZF的化学驱油体系在高盐矿化水中具有良好的驱油效果。