一種新型聚合物在北海油田的應(yīng)用

編譯:馮煒 古志斌 夏勇 劉大偉 劉攀 (西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院)

審校:謝思宇 施雷庭 朱珊珊 (油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué))

一種新型聚合物在北海油田的應(yīng)用

編譯:馮煒 古志斌 夏勇 劉大偉 劉攀 (西南石油大學(xué)石油工程學(xué)院)

審校:謝思宇 施雷庭 朱珊珊 (油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué))

油田試驗(yàn)已經(jīng)證明可以通過注入膠態(tài)分散凝膠 (CDG)來提高原油采收率。這些試驗(yàn)的油藏特征表現(xiàn)出滲透率高、非均質(zhì)性強(qiáng)和注入水的礦化度低等特征。在非均質(zhì)油藏中應(yīng)用CDG方法,提高原油采收率歸結(jié)于改善水驅(qū)的波及效率。當(dāng)前的研究介紹了CDG在高礦化度油藏特別是在北海油田的應(yīng)用。較早涉及到CDG的實(shí)驗(yàn)室研究和油田試驗(yàn)都是在低的油藏溫度和注入水礦化度 (約5000μg/g)條件下進(jìn)行的。這項(xiàng)研究涉及到較高的實(shí)驗(yàn)溫度 (85℃)和較高的礦化度 (約35000μg/g)。交聯(lián)結(jié)束后的CDG溶液黏度比相應(yīng)的聚合物溶液黏度低,但它在高溫下卻比相應(yīng)的聚合物溶液更穩(wěn)定。在油田試驗(yàn)之前,室內(nèi)研究了幾組巖心流動實(shí)驗(yàn)為其提供準(zhǔn)備。注入的CDG有效地增加了原油的采出程度。在線性流的巖心實(shí)驗(yàn)中,水驅(qū)后平均40%的剩余油通過注入CDG被采出,微觀的分流機(jī)理可解釋這些結(jié)果。CDG作為提高采收率方法之一,既能起到微觀分流作用,又能提高宏觀波及能力。

北海油田 高溫高礦化度 膠態(tài)分散凝膠 分流機(jī)理 提高采收率

1 實(shí)驗(yàn)步驟

1.1 CDG配制

CDG是用檸檬酸鋁交聯(lián)劑和用海水配制的600μg/g的聚合物溶液,聚合物與鋁交聯(lián)劑之比為20∶1。使用的聚合物是SNF Floerger公司產(chǎn)的Flopaam 3630 S,水解度為25%～30%,分子量約20×106Dalton的聚丙烯酰胺。Smith(1996)已經(jīng)描述過鋁交聯(lián)劑制備的步驟,聚合物和鋁交聯(lián)劑混合攪拌24 h后,在40℃的環(huán)境中放置1周以確保交聯(lián)反應(yīng)完全。

1.2 巖心流動

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所用巖心是來自北海油田的新鮮巖心。為了獲取較高的孔隙體積以減小體積測量的誤差,在每個巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中用兩根巖心同時驅(qū)替。所有巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)均在85℃和2 MPa回壓下進(jìn)行。巖心的性質(zhì)列于表1。

表1 A～E號巖心的性質(zhì)

把巖心放置在巖心夾持器后,在高的壓差下注入幾倍孔隙體積的油藏地面脫氣原油直至達(dá)到束縛水飽和度,然后以0.1 mL/min低流速注入水,在這個流速下不產(chǎn)油時的含油飽和度記為 Sorw1。下一步就是將水的注入速率提高到1 mL/min,直到不見有油產(chǎn)出,此階段的含油飽和度記為 Sorw2。注入水是天然海水。將巖心驅(qū)替至殘余油飽和度(Sorw2)后,開始以1 mL/min的流速注入CDG,并驅(qū)替至沒有油產(chǎn)出,最后用至少1～2 PV(孔隙體積)的水沖洗巖心。

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中相關(guān)流體的黏度列于表2。從表2可以看出,油藏的地面脫氣原油和天然海水的黏度比很大,導(dǎo)致不利的流度比。而CDG注入期間的流度比對驅(qū)油是較為有利的。

表2 85℃時的流體黏度

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 原油采收率

表3總結(jié)了巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的主要結(jié)果,圖1顯示了巖心A和B的采收率 (以%OOIP表示)與注入量間的關(guān)系。同時從圖1可以看出,在低速和高速水驅(qū)以及CDG驅(qū)過程中的采收率情況。在所有的實(shí)驗(yàn)中,注入CDG后殘余油飽和度明顯下降。從表3可以看出,除了滲透率最高的巖心A外,其余巖心的殘余油飽和度均在30%左右。這個巖心的水驅(qū)殘余油飽和度大概是50%。高的剩余油飽和度與高的原始含油飽和度息息相關(guān),原油采收率隨原始含油飽和度的增加而增加。

圖1 巖心A和B的原油采收率與注入流體PV數(shù)的關(guān)系曲線。注入順序是先以0.1 mL/min的低速水驅(qū),然后以1 mL/min的高速水驅(qū),最后用CDG以1 mL/min的速度注入

表3 A～E號巖心在不同階段的剩余油飽和度

在原始水驅(qū)后,剩余油以被毛細(xì)管力束縛或可流動的形式分散在巖心中。這就是注入CDG提高采收率的對象。如果黏滯力大于毛細(xì)管力,被毛細(xì)管力束縛的原油將被驅(qū)出。毛細(xì)管數(shù)反映了在孔隙尺寸中黏滯力與毛細(xì)管力之間的比例;黏滯力大則毛細(xì)管數(shù)大,毛細(xì)管力大則毛細(xì)管數(shù)小。在巖心中的毛細(xì)管數(shù)由下式確定:

式中,μ是水的黏度;v是線性流速率;σ是油水界面張力。20℃時,油藏地面脫氣原油和天然海水的界面張力為15 mN/m,此值在溫度升高時會略微增大。在所有巖心中,以1 mL/min的流量驅(qū)替,毛細(xì)管數(shù)為1×10-6。在巖心用CDG驅(qū)取代水驅(qū)后,毛細(xì)管力的值會增至4×10-6～5×10-6,這是注入相黏度增加的結(jié)果。對油田巖心進(jìn)行的毛細(xì)管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)研究表明臨界毛細(xì)管數(shù) (Ncc)為2×10-5,因此增加的黏度可能不足以驅(qū)替出被毛細(xì)管束縛的原油。

Nc還可用另一種方法確定:

式中,k是絕對滲透率;Δp是巖心兩端的壓差;L是巖心長度。在固定速率驅(qū)替的實(shí)驗(yàn)中,就像上述的一樣,Δp在實(shí)驗(yàn)中一直變化。因此,Nc1可能比Nc2更適合用于描述黏度與毛細(xì)管力的關(guān)系。

在Li等人公開發(fā)表的研究結(jié)果中,CDG體系中聚合物線團(tuán)相互連接后的形狀是球形的。此外,它們比普通聚合物溶液中聚合物線團(tuán)結(jié)構(gòu)更強(qiáng),并且穿過孔膜時聚合物構(gòu)造變化微小。這些性質(zhì)表明,CDG的注入可以通過“柱塞”效應(yīng),并經(jīng)孔隙通道緩慢集聚被毛細(xì)管束縛的原油。這種堵塞造成壓力在微觀級別上的重新分配,因此能使流向轉(zhuǎn)變,增加采收率 (圖2)。這種機(jī)理本質(zhì)上不同于毛細(xì)管驅(qū)替機(jī)理,毛細(xì)管驅(qū)替機(jī)理是在多孔介質(zhì)中黏滯力-毛細(xì)管力比例發(fā)生變化,從而集聚原油。如圖2所示,在非均質(zhì)嚴(yán)重的巖心中增產(chǎn)的采油量最高。

圖2 孔隙通道被CDG中連接起來的聚合物線團(tuán)阻塞的示意圖 (流動中的水轉(zhuǎn)向,被毛細(xì)管力束縛的油集聚)

如果殘余油是以繞開的形式存在于流體未波及區(qū)內(nèi),CDG的注入能夠提高波及可流動原油體積,流度比也比水驅(qū)有了顯著提高。除了啟動受毛細(xì)管力約束的原油外,CDG流動時緩慢形成的封堵有可能造成流體流向的轉(zhuǎn)變。在此階段,注入CDG增加采收率的不同機(jī)理作用是相互的。

通過繪制滲透率與注入CDG后殘余油飽和度降低的曲線發(fā)現(xiàn),伴隨著滲透率的提高,采收率有提高的趨勢。有效孔隙尺寸分布資料顯示出有伴隨著滲透率增加非均質(zhì)性增加的趨勢。如果孔道阻塞的微觀變化是采收率增加的原因,那么隨著非均質(zhì)性增加,采收率應(yīng)該是增加的。實(shí)驗(yàn)的觀測結(jié)果與提出的提高采收率機(jī)理一致。雖然這樣,也應(yīng)該做更多的實(shí)驗(yàn)來證實(shí)此趨勢。

2.2 壓差

在驅(qū)替過程中,達(dá)到最大壓降值 (Δpmax)之前,通過巖心的壓降在穩(wěn)定上升。最大值出現(xiàn)在突破時,突破之后,壓力又開始下降,并最終在某值上穩(wěn)定。此時除了注入液的產(chǎn)出外無其他液體產(chǎn)出?？紤]到實(shí)驗(yàn)的注入順序和前面章節(jié)敘述的一樣,在每個階段停止產(chǎn)油后將得到4個穩(wěn)定的壓降值: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。在第四階段曲線沒有峰值,因?yàn)樵谶@個實(shí)驗(yàn)過程中,注入CDG后的后續(xù)水驅(qū)觀察不到額外的原油發(fā)生流動。在這個流動過程中產(chǎn)生的最大壓降Δpmax總是在第三階段CDG突破后達(dá)到的。這些情況在圖3中有所說明。

圖3 四個注入階段的壓降圖表,其中1是低速水驅(qū) (0.1 mL/min),2是高速水驅(qū) (1 mL/min),3是注入CDG(1 mL/min),4是后續(xù)水驅(qū) (1 mL/min)

壓降受到注入速率、相黏度、聚合物滯留和在該階段殘余油飽和度的影響,高速率注入、高黏度和高殘余油飽和度都會導(dǎo)致其產(chǎn)生較高的壓降。由于在階段2的更高的注入速率,Δp1應(yīng)大于Δp2。在高速率驅(qū)替后剩余油飽和度降低導(dǎo)致Δp降低,但是,增加注入速率的影響會更大。在CDG注入期間,壓力的降低可以表示為以下方程:

Δppolymerretention表示所有由毛孔力引起的壓降,Δpviscosity表示由于注入液黏度上升引起的壓降,Δptwo-phase表示兩相流動引起的附加壓降,也就是相滲透率的影響。要注意公式 (6)僅適用于已經(jīng)形成恒定地層傷害的地層,也就是用CDG代替鹽水后不會對地層產(chǎn)生傷害。

盡管注入的速率一樣,但CDG注入地層后剩余油飽和度要比注入水后的低,故Δp3大于Δp2。這些都?xì)w結(jié)于CDG溶液的黏度比水高,也很可能有聚合物滯留的影響。一般說來,聚合物的滯留歸結(jié)于聚合物在孔隙表面上的吸附作用和由于聚合物聚集體的機(jī)械滯留所引起孔隙的部分或完全堵塞作用。關(guān)于CDG,它被認(rèn)為是球狀的相當(dāng)穩(wěn)定的聚集體 (Li,2004),吸附作用所引起的聚合物吸附對于聚合物滯留作用不大。因此,這項(xiàng)研究表明,聚合物滯留是由于狹窄的孔喉阻擋了聚合物顆粒。

如果CDG既沒有靠阻擋孔道影響滲透率,也沒有降低殘余油飽和度,Δp4應(yīng)該等于Δp2(或RRF=Δp4/Δp2=1)。另外的情形是這兩種情況相互抵消Δp4/Δp2=1,也就是說由于聚合物滯留增加的壓降被由于降低殘余油飽和度所減小的壓降抵消。但是,如果注入CDG僅僅降低了殘余油飽和度,Δp2應(yīng)大于Δp4(或Δp4/Δp2＜1),因?yàn)檫@里只有較少的可以影響水流過孔道的殘余油。從另一方面來說,如果聚合物滯留極大地改變了流動狀態(tài)或可流動的孔道體積,Δp4應(yīng)遠(yuǎn)大于Δp2(或Δp4/Δp2?1)。表4列出了所記錄的在經(jīng)歷了1、2、3和4過程后的穩(wěn)定壓降和在注入CDG后的最大壓降 (或CDG突破壓差)以及Δp4與Δp2的比值。

表4 四種不同注入順序下采油結(jié)束后穩(wěn)定的Δp值

在CDG驅(qū)油過程中的最大壓降Δpmax一般會在30～600 kPa之間變化。相對于以1 mL/min的速度進(jìn)行水驅(qū)時,CDG驅(qū)的壓降會比前者的最大壓降高出3～8倍。唯一的例外情形是巖心D,該巖心的Δpmax比水驅(qū)時的最大壓降高出200多倍。因此,Nc2會隨Δp的3～8倍變化,而巖心D則大約隨Δp的200倍變化。雖然對巖心D來說,Nc2的增加可能足以對毛細(xì)管捕油造成顯著的下降,但并不是大多數(shù)巖心都能實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)。另外,經(jīng)過CDG驅(qū)獲得了最大的 Nc2增量的巖心D,同時也是獲得最低采收率的巖心 (表3)。

在85℃時,CDG的黏度比天然海水的高3倍(表1)。因此,在沒考慮CDG驅(qū)后低 Sor(低Δp)和聚合物滯留 (高Δp)的影響情況下,CDG突破后穩(wěn)定的最大壓降Δp3應(yīng)該比Δp2高大約3～4倍。這就是巖心C、A和E的情況。然而,特別是巖心A,Δp3約為Δp2的7倍,比單一黏度值預(yù)期值高,這表明了聚合物的滯留。另一方面,巖心C的壓降比單純增加黏度的預(yù)期值要低,這表明沒有或很少聚合物在巖心中滯留。低壓差Δp是由于CDG驅(qū)后含油飽和度降低引起的。對巖心D,直到CDG溶液驅(qū)替突破后在后續(xù)水驅(qū)過程結(jié)束時壓力尚未達(dá)到平穩(wěn)。

3 結(jié)論

巖心實(shí)驗(yàn)證明CDG注入可以提高經(jīng)水驅(qū)至殘余油飽和度的北海油藏巖心的采收率。假設(shè)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觀轉(zhuǎn)向。

從實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出,隨滲透率的增加采收率也表現(xiàn)出提高的趨勢。從孔隙尺寸分布數(shù)據(jù)也可看出,隨滲透率的增加非均質(zhì)性也在增加。如果堵塞孔隙帶來的微觀轉(zhuǎn)向可以提高采收率,從實(shí)驗(yàn)觀察到的現(xiàn)象就與期望的趨勢相同。

對于具有相似的相對壓力上升的巖心來講,巖心驅(qū)替在提高采收率中有如此大差異的原因可能正是CDG驅(qū)的復(fù)雜性。

值得探討的是,CDG注入過程中的壓力上升以及流度比的提高可能都是采收率提高的因素,但是實(shí)驗(yàn)結(jié)果卻表明,記錄到的最大相對壓力上升的巖心卻只能得到最低的采收率?；诳煽康膶?shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),CDG注入過程中的壓力上升并不能作為提高采收率的必要條件。

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

資料來源于美國《SPE 113460》

2009-01-16)