微气泡增效二元复合驱提高普通稠油采收率实验*

石先亚 郐婧文 王冠华 丁名臣 徐国瑞 陈五花 薛新房 王业飞

(1. 中海油田服务股份有限公司 天津 300459; 2. 中国石油大学(华东)石油工程学院 山东青岛 266580;3. 山东省油田化学重点实验室 山东青岛 266580)

稠油黏度高、流动性差的特点严重制约了其工业化开采[1-3]。因此实现稠油的有效开采,必须降低稠油黏度,改善其流动性[4-5]。目前,针对原油黏度较高的稠油油藏,通常采用蒸汽吞吐或蒸汽驱的热采方式降低稠油黏度提高采收率;但对于地下原油黏度不高,特别是黏度为200 ～1000mPa·s的普通稠油油藏,如何实现有效的冷采开发是现阶段研究热点[6-9],同时也是实现普通稠油开发“绿色转型”的重要途径。因此,作为冷采技术的化学驱油技术成为普通稠油高效开发的重要研究方向[10]。针对普通稠油油藏化学驱,已经证实聚合物驱和聚合物/表面活性剂二元复合驱是有效方法。特别是二元复合驱油体系在提高水相黏度的同时,还能明显提高洗油效率,提高采收率幅度可达10%以上[11-13]。但是二元复合驱油体系仍然存在阻力系数和残余阻力系数不高、流度控制能力不强等问题,驱替普通稠油时指进现象严重,导致提高采收率有限。虽然泡沫驱能够改善体系对普通稠油的不利流度比,提高波及系数,但普通泡沫直径大、注入性不好;遇油消泡、稳定性差[14]。笔者通过调研和前期研究[15-19],在筛选二元复合驱油体系的基础上,采用溶气法构建了微气泡增效二元复合驱油体系,并对其驱油效果和相关机理进行了研究,为微气泡增效二元复合驱提高普通稠油采收率进行了探索。

1 微气泡增效二元复合体系构建

1.1 二元复合体系的优选

1) 实验材料与条件。

实验所用稠油为渤海某油田普通稠油(7.34 s-1剪切条件下,50、65 ℃下的黏度分别为398、206 mPa·s),实验所用模拟水,其离子组成及含量组成见表1,模拟水总矿化度为8 094.0 mg/L。

表1 模拟水分析结果

实验药品有部分水解聚丙烯酰胺干粉(HPAM),固含量不小于89%,水解度27.5%,由大庆炼化公司生产;表面活性剂有聚氧乙烯辛基苯酚醚(OP-8),十六烷基苯磺酸钠(ABS),均为工业品,由山东索尔化工有限公司生产。

实验温度为渤海某油田储层温度65 ℃。

实验设备有Anton Paar流变仪,TX-500C旋转滴界面张力仪。

2) 实验方案。

①聚丙烯酰胺溶液质量浓度的确定使用模拟水配制不同质量浓度(500～3 000 mg/L)的聚丙烯酰胺溶液,应用Anton Paar流变仪在7.34 s-1剪速下测定不同质量浓度聚合物溶液的黏度,根据聚合物溶液的黏-浓关系确定体系所用的聚丙烯酰胺溶液质量浓度。

②二元复合驱体系中表面活性剂及其质量浓度的确定使用模拟水配制不同表面活性剂(OP-8、ABS)、不同质量浓度(1 000～2 000 mg/L)溶液,用TX-500C旋转滴界面张力仪测定溶液与稠油之间的界面张力,取界面张力达到超低(小于0.01 mN·m-1)的表面活性剂配方即可。同时考察聚合物的加入对界面张力的影响。

3) 二元复合体系优选结果。

不同质量浓度的聚丙烯酰胺溶液的黏度如图1所示。从图中可以看出,65℃条件下,2 000 mg/L聚丙烯酰胺溶液的黏度达到了28.9 mPa·s。参考该区块注聚的聚合物质量浓度(1 750 mg/L),兼顾体系的注入性与经济性等[20-23],选择配方中聚合物的质量浓度为2 000 mg/L。

图1 HPAM溶液黏-浓曲线

65 ℃条件下,单独的OP-8或ABS均不能使油水界面张力达到超低。由图2可知,不同浓度表面活性剂复配体系与稠油的界面张力显著不同,只有1 000 mg/L OP-8与2 000 mg/L ABS的复配体系与稠油的界面张力能满足超低要求,且在20 min后可保持稳定的超低界面张力值。

图2 不同浓度复配表面活性剂溶液与稠油的动态界面张力

在1 000 mg/L OP-8、2 000 mg/L ABS混合表面活性剂溶液中加入2 000 mg/L聚合物,65 ℃下分别测量体系黏度和油水界面张力稳定值,结果见表2。从表2可以看出,表面活性剂和聚合物配伍性良好,此二元复合体系既有较高的黏度,又有很高的活性,因此选择2 000 mg/L HPAM+1 000 mg/L OP-8+2 000 mg/L ABS作为高效二元复合体系配方,以此为基液,继续展开下述研究。

表2 二元复合驱体系和聚合物的性能对比

1.2 微气泡增效二元复合体系构筑

1) 实验流程和实验方法。

按图3流程连接相关设备,并通过该微观观察系统研究微气泡体系中微气泡的大小。其中微气泡发生器(Nano微纳米气泡发生系统LF1500,上海行恒科技有限公司)利用溶气释放法产生微气泡,其原理是:通过两个端口同时吸入液体(上述优选的二元复合体系)和空气后再加压,使空气溶解在液体中;然后在出口端减压,使气体释放逸出,便会产生奶白色的微气泡[14-16]。为阻止微气泡的进一步聚并和消失,本文尝试将微气泡注入到储备岩心3(一种填砂管,直径2.5 cm,长度100 cm,渗透率为2500mD)进行保压储存,以方便后期表征和驱油时使用。微气泡在聚合物和表面活性剂的稳定作用下,能较稳定的存在。

图3 微观观察系统

将微气泡注入到承压可视化微模型5中进行观察和分析。微气泡的图像获取由Olympus BX53生物显微镜完成,其观测精度为0.1 μm。

2) 微气泡特征分析。

图4是使用溶气法产生微气泡增效二元复合体系的外观。由于聚合物和表面活性剂的稳定作用,这种方法产生的微气泡在烧杯中的半衰期可达到50 min,如将其注入到储备岩心中,则可以储存较长时间而不发生粒径变化。图5是气液比为0.25时的微气泡显微图像。根据前期研究,微气泡的直径大小与气液比密切相关[24],而微泡沫直径与地层孔隙平均直径存在某种匹配关系时才会有好的注入性和深部调驱能力。由于模拟驱油实验使用的填砂管渗透率为2 000 mD左右,因此选择气液比0.25时产生的微气泡是合适的。

图4 溶气释放法产生微气泡前后的外观

图5 微气泡显微图像

可以看到,产生的微气泡颗粒细小、均匀。由于气体体积分数小,颗粒之间存在大量的液体,因此体系稳定性好。使用Image-J软件的阈值法处理拍摄的微气泡显微图像,该软件可对每一个微气泡进行识别和处理计算,从而计算出微气泡的平均直径(26.7 μm)。

3) 体系流度控制能力。

体系的高流度控制能力是保证高效驱替稠油的前提。可以用阻力系数和残余阻力系数的大小来衡量,其值越大,说明体系流度控制能力越强。利用前文筛选的微气泡增效二元复合驱体系(气液比为0.25),参照文献[25],在填砂管模型上测定对比了二元复合体系和微气泡增效二元复合体系的阻力系数和残余阻力系数。实验温度65 ℃,注入速度为0.5 mL/min,回压5.0 MPa;填砂管直径2.5 cm,长度100 cm,渗透率为2 000 mD。注入泵选用ISCO高压高精度柱塞泵(精度0.01 mL/min)。

实验结果见表3,可以看到,与单纯二元复合体系相比,微气泡增效二元复合体系的阻力系数和残余系数都大幅度提高了,说明该体系具有更好的深部调驱效果。

表3 两种体系的阻力系数和残余阻力系数对比

2 模拟驱油实验

2.1 与二元复合体系的驱油效果的对比

1) 实验方案与实验条件。

实验采用双管非均质模拟驱油系统(图6,包括ISCO高压高精度柱塞泵(精度0.01 mL/min)等组成)。实验温度为65 ℃,体系注入速度为0.5 mL/min,回压5.0 MPa。分别将高、低渗透率填砂管(渗透率分别是2 500 mD和1 250 mD,渗透率级差为2.0)饱和模拟水,然后再用普通稠油驱替至束缚水后老化24 h。先进行水驱,至含水率达到98%后注入0.3 PV微气泡增效二元复合体系,再进行后续水驱至含水率再次达到98%,确定采收率。同时进行平行实验,对比注入0.3 PV二元复合体系的驱油效果。

图6 双管模拟驱油系统

2)实验结果。

对比驱油实验结果可以看到,与常规二元复合驱油体系相比,微气泡增效体系提高采收率效果更好,降低含水率更为明显(图7)。微气泡的引入,比常规高效二元复合驱油体系提高采收率高出12个百分点。这显然是微气泡增效体系流度控制能力更强等原因带来的必然结果。

图7 不同体系的模拟驱油曲线

2.2 驱油机理分析

1) 实验方法。

使用可视化模拟实验系统来研究微气泡增效二元复合体系的微观驱油作用机理(参见图3,其中的玻璃蚀刻微模型大小为5 cm×5 cm,蚀刻孔道的深度和宽度均约为100 μm,孔隙度和渗透率分别约为0.50、2.50 D)。

微模型抽真空后饱和普通稠油,老化24 h后使用模拟水进行水驱,保持回压5.0 MPa,注入速度为0.01 mL/min。驱替1.0 PV后切换为微气泡增效体系驱替,注入速度与水驱速度保持一致。微气泡增效体系选择前文所述气液比为0.25的体系。通过捕捉不同驱替时刻的动态图像来分析微气泡增效体系的驱油机理[26]。

2) 结果分析。

宏观上来讲,由于微气泡增效体系流度控制能力强,在非均质条件下有更好的波及能力。微观上,通过玻璃蚀刻模型驱油动态图像的观察,微气泡增效二元复合体系除观察到常见二元复合驱的机理外,还有两个机理起了独特的作用,它们是贾敏效应叠加机理和气泡协同增效的乳化携带机理。

微气泡在孔喉中由于贾敏效应的叠加效应产生了更大的阻力,从而起到了一定的封堵作用,使部分滞留在其他孔喉中的原油得以启动,从而提高波及体积而提高采收率[18-19]。

微气泡协同增效的乳化携带机理可用图8进行说明。该机理主要针对孔隙、喉道间和盲端的残余油滴、油膜起作用。微气泡遇油之后,原油和气泡之间的疏水作用,使气泡能容易粘附在原油表面,并导致部分原油脱离大块油滴或岩石壁面;同时,体系中的高效表面活性剂通过降低油水界面张力及软化油膜作用,使油滴或油膜被乳化、拉长、拉断,形成油丝或更小的乳化油滴,进而粘附在微气泡表面而被携带流出。由于稠油形成乳状液后,流动性增加,因此更易被产出。

图8 微气泡协同乳化携带稠油

3 结论

1) 探索了一种溶气法产生微气泡的方法,该法通过在常规二元复合驱体系中形成微气泡来构建微气泡增效二元复合驱油新体系。构建的微气泡相对均匀分散在液体体系中,平均粒径为26.7 μm。

2) 微气泡增效体系有相对较高的残余阻力系数和残余阻力系数,且注入性好;提高普通稠油采收率效果好。实验模型非均质条件下,与常规高效二元复合驱相比,采收率可以再增加12个百分点。

3) 除存在常规二元复合驱的采收率机理外,微气泡增效二元复合驱体系由于微气泡的贾敏效应叠加扩大波及系数、协同乳化携带提高洗油效率对体系提高普通稠油采收率做出了独特的贡献,为普通稠油化学驱提供了很好的技术思路。