低渗透油藏乳化调驱体系适应性实验

王昊宇

(中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆 163712)

目前,应用于低渗透油藏开发[1-2]的方法主要有:CO2驱技术[3-4]、渗吸采油技术[5]、三元复合驱技术[6]以及乳化体系调驱技术[7]等。CO2驱技术提高采收率效果较好,但其气源短缺以及捕集技术成本过高,不能大面积推广,也有研究表明,CO2会与储层中的氧、钙、镁等离子反应,生成沉淀并堵塞岩石孔隙;渗吸采油受到油水界面张力、乳化性、润湿性、温度、原油黏度、含油饱和度、渗透率等因素的影响,且润湿性起着决定性的作用,现场应用效果有待实践检验;三元复合驱技术能够大幅提高驱油效果,但在现场应用时结垢现象严重,损坏举升设备且采出液难以破乳,增加了后续处理成本;大量室内研究和现场应用实例表明,驱油剂的乳化能力对提高采收率起着十分重要的作用[8-10],乳化较好的产出液,提高采收率效果相对较好。

1 实验仪器和材料

TX500C界面张力仪、A201表面张力仪、T25分散机、微分干涉差生物显微镜、激光粒度仪、两相法和三相法接触角测量仪、恒温箱、岩心夹持器、泵。

乳化调驱剂原液、5种乳化调驱剂体系(2#、3#、4#、5#、6#)、模拟油、模拟地层水等。

2 乳化调驱性能及提高采收率机理

2.1 乳化调驱体系优选及性能评价

2.1.1 界面性能

实验过程中,5种乳化调驱体系在20 min内快速完成界面张力收敛,最终达到相对稳定的界面张力,从界面张力随时间收敛后的稳定值来看,2#体系油水界面张力为2.4×10-4mN/m,4#体系油水界面张力为3.2×10-3mN/m,2#体系和4#体系在油水界面张力测试中表现突出;2#体系和4#体系在质量分数为0.05%～0.30%时界面张力呈现下降趋势,考虑到最佳经济效益,质量分数0.20%做为拐点被选中。从图1可以看出,5种体系降低表面张力能力顺序为:2#体系>4#体系>3#体系>5#体系>6#体系。

图1 不同体系油水界面张力实验

2.1.2 乳化性能评价

一般情况下,油水静置2 h便可观察出油水乳化效果,析水率越小,表明乳化原油效果越好,析水率计算如下:

(1)

式中:δ为析水率;V析为析出清水体积,单位mL;V初为初始水溶液体积,单位mL。

将5种体系按照不同油水比(1：9、3：7、5：5、7：3、9：1)配置,从图2可以看出,2#体系析水率上限随着油水比的增大而减小,4#体系的趋势与2#体系相同,但4#体系析水率低于10%,而2#体系析水率大于10%,因此,4#体系乳化原油效果最好。

图2 2#体系和4#体系的乳化性

2.1.3 稳定性评价

从图3可以看出,2#体系和4#体系的析水率均呈上升趋势,析水率越低则表明乳化体系越稳定。2#体系在O：W=9：1的状态下,24 h后的析水率为79.8%;4#体系在O：W=9：1的状态下得到析水率为72.5%,因此,4#体系乳化稳定性更强。径粒大小及分布是衡量乳化体系稳定性的重要指标,由于重力的作用,较小尺寸的乳液可以有效地抑制沉降并降低破乳速率,从而保持稳定性。2#体系水溶液粒径分布均衡,水溶液平均粒径为34.2 nm,乳状液平均粒径为2.3 μm,而4#体系水溶液平均粒径为270.2 nm,乳状液平均粒径为3.5 μm。因此,2#体系水溶液尺寸较小,且乳化后粒径也较小,这是因为2#体系属于小分子表面活性剂,超低界面张力易于分散油滴,而4#体系水溶液尺寸较大,乳化后尺寸急剧减小,从水溶液到乳化液粒径变化范围大,且最终乳状液平均粒径较小,乳化性也较强(图4)。

图3 2#体系和4#体系的稳定性

图4 不同体系下的水溶液粒径分布及乳状液粒径微观图像

2.1.4 乳化强度

通常情况下,将不同油水比状态下乳状液的增黏性能作为表征乳化强度的指标,黏度越大表明乳化强度越大。从表1可以看出,4#体系的黏度整体大于2#体系黏度,其中油水比为7：3时4#体系黏度最大,为38.83 mPa·s,表明4#体系在油水比为7：3时乳化强度最明显(表1)。

2.2 乳化调驱体系提高采收率机理

2.2.1 润湿性

润湿性是油藏岩石、原油、水三者之间相互作用的综合表现形式,润湿性的改变取决于矿物表面吸附中心与流体分子活性中心的相互作用。岩石与油相之间的水膜稳定性是润湿性改变的重要因素,水膜稳定性由分离压力控制,这种分离压力由范德华力、结构力和静电力组成,分子间表面力相互竞争,在油和岩石表面形成稳定的水膜。2#体系和4#体系均能使润湿性由亲油性反转为亲水性,反转速率较快(图5),从而降低油在岩石表面的黏附功,这表明在很小的动力下油即可被驱走。

2.2.2 剥离油膜

第一次水驱后依然有剩余油滞留在孔隙中,若不采取措施将无法提高采收率。如图6所示,第一次水驱后形成膜状、柱状、盲端状和孤岛状4种类型剩余油状态;注入0.2 PV的0.20%4#体系(油水比7：3)+0.3 PV的0.20%2#体系后进行第二次水驱,剩余油在4种状态下被不同程度地剥离[11],得到了有效动用,从而提高采收率。

图6 水驱后和化学驱后剩余油分布状态

2.2.3 相态变化

油水比和化学剂的润湿性对乳化类型有重要指示作用,2#体系和4#体系均具备强亲水性,在油水比为1：9、3：7和5：5的状态下为水包油型,这表明强亲水性化学剂易形成水包油型乳液,但当油水比达到7:3时,乳状液颗粒增大反转为油包水乳液(图7),这是因为原油中含有的化合物、胶质和沥青质等极性化合物和黏土自带乳化能力[16]。因此,若油水比未超过7：3,强亲水性化学剂占据主要地位,易形成水包油乳状液;若油水比超过7：3,则认为在强亲水性体系下也有可能转变为油包水型,此时原油中油溶性物质将处于控制地位,采出原油出现高黏度现象,具备非牛顿流体特性,从注入井的水包油形态在运移过程中破乳到生产井的油包水形态有助于提高采收率。

图7 2#体系和4#体系在油水比为7：3时均发生相态变化,由水包油变为油包水

2.3 室内物理模拟驱油实验

2.3.1 流动性

对于较低渗透率的储层,注入性能是重要的评价指标,注入压力过大造成设备损坏或者注不进的情况发生,影响生产。通常情况下,使用阻力系数FR和残余阻力系数FRR来表示注入能力(表2),阻力系数FR和残余阻力系数FRR越小越易注入,公式如下:

表2 不同渗透率流动性能评价

(2)

(3)

式中:FR为阻力系数;FRR为残余阻力系数;P1为水驱压差,MPa;P2为调驱体系压差,MPa;P3为后续水驱压差,MPa。

通过计算,得到4#体系残余阻力系数最大为1.232;2#体系注入过程中出现压力下降现象,残余阻力系数最大为0.625。现场经验认为,残余阻力系数大于10时注入困难。

2.3.2 渗透率

在非均质油藏中,不同渗透率水驱动用程度不同,渗透率较大的储层能够先被驱出,而渗透率较低的储层驱油效果较差。从表3可以看出,水驱后,渗透率最大的岩心(100×10-3μm2)总采收率最多,为38.23%,说明水驱优先驱替渗透率较好、易于采出的区块。当加入0.3 PV的2#体系段塞驱替后,渗透率为100×10-3μm2的总采收率达46.61%。同时,渗透率越低,采收率差值越大,渗透率为50×10-3μm2的岩心在含水率为70%时转注,采收率差值提高6.45%,表明2#体系增强了小孔隙的洗油效果,这与前文微观视野下剥离油膜的结论一致。

表3 不同岩心渗透率驱油效果

2.3.3 体系质量分数

随着体系注入质量分数的增加,采收率提高值增大,且幅度先增大后减缓。理论上,质量分数越大,采收率越理想,考虑到经济因素,优选拐点注入质量分数0.20%(表4)。随着体系在岩心中注入,体系在多孔介质中传输,并发生吸附、与多价阳离子反应,同时,由于体系具备两亲结构在油水中扩散,岩心表面吸附,减小边界层厚度,使有效流动孔隙增大,驱油阻力减小。当体系质量分数降低至0.05%时,驱油体系的有效驱替带失效[17]。

表4 不同体系质量分数驱油效果

2.3.4 注入时机和注入量

通过对实验数据分析发现,注水时机越早,则越有利于提高采收率。在含水率为30%～70%时注入2#体系和4#体系,其中2#体系未能形成乳状液,4#体系在含水率低于40%时采收率提高值大幅度增长,可提高10.36%。注入量越大,驱油效果越好,但考虑到经济因素,油田现场实施时通常不会超过1.0 PV。当2#洗油体系注入量为0.3 PV时,采收率差值可提高5.64%;当4#调驱体系注入量为0.3 PV时,采收率差值可提高4.21%。

2.3.5 乳化强度和注入方式

在物理模拟实验中,体系驱油效果随油水比降低而降低,与前文微观可视化相态变化一致。传统上,进行化学驱段塞注入时采用一次注入的方式,而采用段塞交替注入的方式时效果更好。

3 结论

1)评价乳化调驱体系主要从超低界面张力、析水率在2 h和24 h内保持较低水平、粒径分布均衡和乳化增黏性强等方面,满足条件的则认为乳化体系初步较优。

2)乳化调驱体系提高采收率机理主要为由亲油至亲水性反转、微观下剥离油膜明显和不同油水比下水包油型反转为油包水型。

3)室内物理模拟实验主要从7个方面来判断:较小的残余阻力系数、体系在不同渗透率下的驱油适应性、体系浓度与注入量的拐点、注入时机的考量、乳化强度对驱油效果的反应和注入方式对驱油效率的影响。

4)通过运用微观可视化和室内物理模拟实验探究低渗透油藏乳化调驱体系的适应性,乳化调驱可以有效提高低渗透油藏采收率,为现场应用提供理论依据。