30 m填砂管中復合驅油體系特性對驅油效率的影響①

安晨輝

中國石油集團長城鉆探工程有限公司測試公司

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30 m填砂管中復合驅油體系特性對驅油效率的影響①

安晨輝

中國石油集團長城鉆探工程有限公司測試公司

為更加準確地模擬油藏在長時間、大距離條件下的驅油過程，建立了一套長30 m的驅油物理模型，通過分析驅油過程中沿程壓力變化來考察驅油效果。實驗結果表明，從注入ASP驅油劑開始計算，注入0.5 PV時，ASP的作用才開始顯現(xiàn)，0.9 PV時的效果最好，1.4 PV后效果開始消失；界面張力僅在較短的時間含油較少的前10%距離內能夠達到超低狀態(tài)，為采出程度的提高所做的貢獻僅為7.7%?？梢?，超低界面張力所作出的貢獻是有限的；驅油效率較高時，整個長填砂管中的黏度保留率相對較高，且黏度保留率最高值所處位置殘余油飽和度也較高，為驅油效率的提高做了主要貢獻?？梢?，超低界面張力狀態(tài)并不是采收率提高不可或缺的因素，黏度及其保留率的作用是至關重要的。

長填砂管超低界面張力黏度保留率驅油效率

在化學復合驅的物理模擬中，很多研究人員都是在靜態(tài)條件下來研究化學劑與巖石之間的相互反應和作用過程[1-2]，但此種方法不能準確模擬3元復合驅油體系中三種化學驅油劑在油藏中的動態(tài)驅替運移過程[3]。為了克服上述缺點，研究人員用一維填砂管模型或者巖心模型來研究三元復合驅油體系的驅替滲流問題[4]。由于條件限制，所采用的模型尺寸一般都比較小，原油和驅油劑運移的距離都較短，導致很多重要的物理化學現(xiàn)象的發(fā)生都體現(xiàn)得不明顯[5]。復合驅油體系中的驅油劑在多孔介質中流動時，一些重要的物理化學現(xiàn)象如化學劑的吸附、滯留與擴散等都隨著距離和驅替過程的變化而不斷變化的[6-8]，不能在較短的運移距離或者較短的驅替時間內達到平衡[9]。所以，本實驗建立了一套長物理模擬驅油模型(30 m)，滿足了驅油過程對時間和距離的要求。在長物理模型不同位置上布置取樣點以及測壓點，通過實時采集樣品來檢測復合體系的界面張力、黏度以及濃度的變化，并且研究了復合體系在不同運移距離后的驅油效率，以此來研究復合驅化學劑在多孔介質流動過程中，其動態(tài)性能的變化及其對驅油效率的影響[10]。通過此模型研究復合體系運移過程中動態(tài)變化規(guī)律，這是存在端面效應的短尺寸物理模型無法比擬的優(yōu)勢[11]。希望能通過本實驗為發(fā)展復合驅的物理化學滲流理論提供一定的實驗基礎。

1　實驗部分

1.1實驗裝置與設備

2PB00C系列平流泵;活塞中間容器;30 m長填砂管;恒溫箱;壓差變送器和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，Dionex公司的高效液相色譜儀;SVT20N視頻旋轉滴張力儀;MCR301界面流變儀等。

1.2模型

(1) 模型尺寸。用大慶天然油砂制作多根填砂管模型，并將多根填砂管連接制成長30 m，直徑2.5 cm的長填砂管，孔隙度為28.4%，水測滲透率為858×10-3μm2。超長填砂管物理模擬裝置沿程設置一系列測壓點，間隔4 min自動監(jiān)測，記錄整個驅替過程中的壓力變化；另沿程設置了一系列取樣點，以備在驅替不同的時間點取樣，模型管上取樣點的分布見表1。

表1　取樣點的分布Table1　Distributionofsamplepoints序號123456取樣點距入口距離/m2.93.76.211.214.517.8

1.3實驗材料

聚合物：平均相對分子質量2 500萬；表面活性劑：烷基苯磺酸鹽表面活性劑、鼠李糖脂生物表面活性劑；堿劑(NaOH)及其他無機鹽：實驗室常用的分析純化學藥品；實驗用油:大慶采油二廠原油；實驗用污水:大慶油田現(xiàn)場注入污水。

1.4實驗條件

(1) 實驗溫度:模擬大慶油田平均油層溫度(45 ℃)。

(2) 注入速度:模擬現(xiàn)場線性注入速度為1 m/d，折算注入流量為0.3 mL/min。

1.5驅油體系組成與性能

(1) ASP段塞：1.0%(w)堿(NaOH)+0.1%(w)烷基苯磺酸鹽(有效質量分數(shù)50%)+0.1%(w)鼠李糖脂+1 600 mg/L聚合物(HPAM)；ASP復合體系的表觀黏度為49.1 mPa·s,與所配制的模擬油在45 ℃下的界面張力為3.1×10-4mN/m。

(2) 后續(xù)聚合物段塞：聚合物(HPAM)：1 300 mg/L；表觀黏度為50.8 mPa·s。

1.6實驗方法與過程

(1) 模型抽真空、飽和模擬地層水，計算孔隙度。

(2) 45 ℃下恒溫12 h后,水測滲透率。

(3) 飽和油至束縛水飽和度，計算含油飽和度，并讓其充分老化。

(4) 水驅開始，并沿程記錄各測壓點的壓力，驅油至出口含水98%,計算水驅采收率。

(5) 以長填砂管物理模型孔隙體積(Vp)為基礎,注入0.3 PV的復合體系段塞,再轉注入0.2 PV的聚合物保護段塞，從注入復合體系開始計算，分別在注入0.35 PV、0.55 PV、0.75 PV、1.0 PV、1.5 PV和2.0 PV時，在7個取樣點(包括出口)分別取樣，共取42個樣。由于每個樣的體積小，所有樣的總體積遠小于注入量，因此對模型的影響可以忽略不計，不需補充注入液體。繼續(xù)后續(xù)水驅至無油,并檢測不到化學劑為止,計算三元復合驅采收率。

(6) 對取出的42個樣品進行界面張力、黏度等分析。

2　實驗結果分析

2.1長填砂管驅油動態(tài)分析

長填砂管模型驅油動態(tài)曲線如圖2所示。本研究定義采出液中油量所占的體積分數(shù)為含油率fo(fo=1-fw)，其中fw為含水率。從左數(shù)第一條豎直線表示開始注入三元復合體系的時刻，第二條豎直線表示開始注入聚合物保護段塞的時刻，第三條豎直線表示開始后續(xù)水驅的時刻。從圖2可看出，含油率從2 PV時開始逐漸上升(此時三元復合體系已經注入完畢)，采油效率開始提高，在2.79 PV時達到最大含油率26.7%，隨后含油率逐漸下降，最終在3.34 PV時接近0，采油效率即接近0。含油率曲線是對采出程度曲線上升趨勢最好的解釋，且含油率充分地反映了采油效率的變化趨勢：在三元復合驅開始后，在注入2 PV到3.34 PV期間，采油效率有所提高，并在2.79 PV時刻達到最大值，此時采油效率是最高的。由此可見：自注入ASP開始計算PV數(shù)，驅油劑注入0.5 PV左右時，三元復合體系開始見效，且效果逐漸增強，并在注入0.9 PV左右時驅油效率達到最大，驅油效果達到最佳，隨后效果開始逐漸減弱，并在注入ASP 1.4 PV左右時三元效果徹底消失。

2.2長填砂管中動態(tài)界面張力分布

六次取樣界面張力在長填砂管中的分布如圖3所示。從圖3可看出，由于驅油體系在長填砂管中的擴散、吸附和滯留作用，只有第一次取樣時的前10%長的填砂管的界面張力達到了超低，且這前10%長的距離是水驅效果較好的部分，即殘余油較少的部分[12]。所以，此處的超低界面張力并不能驅出理想的油量。實驗過程雖不是實時取樣，但界面張力大致變化規(guī)律和數(shù)值范圍是可信的，即能夠保證界面張力超低的范圍，可以確定只能在填砂管長度前10%距離左右；同時只有在短時間內即注入2.23 PV(第一次取樣)驅油劑左右時能達到超低界面張力。

從圖2可看出，注入2.23 PV驅油劑時(界面張力達到超低時[13])含油率為1.408%，與注入2.69 PV時的26.7%相比，驅油效率太低。從注入三元復合劑開始到第二次取樣期間包含了所有界面張力超低的狀態(tài)，采出程度僅從54.28%提高到了55.42%，提高了1.14個百分點，占整個三元復合驅油采收率14.8%的7.7%，即在整個三元復合驅油過程中，超低界面張力狀態(tài)驅油所做的貢獻最大能達到7.7%，其他部分采出程度的提高都是在非超低界面張力狀態(tài)下完成的。所以，超低界面張力狀態(tài)并非大幅度提高采出程度的必要條件，其為采收率的提高所做的貢獻沒有預想的那么大。其中，在注入驅油劑2.79 PV時含油率達到了最高26.7%。在2.79 PV左右時含油率都較高，為提高采出程度做出了主要貢獻。第三次取樣是注入復合劑2.65 PV時的取樣，是最接近含油率最高點的取樣時間，此次取樣的狀態(tài)可以近似看為含油率最高的狀態(tài)，即圖3中箭頭所指曲線即為驅油效率最高的狀態(tài)。可以看出，此時界面張力并沒有達到超低，界面張力最低值位于大約50%處?？梢?，非超低界面張力時驅油效率可以達到很大，更充分說明了超低界面張力狀態(tài)的非必要性[14]。

2.3長填砂管中動態(tài)黏度分布

六次取樣黏度在長填砂管中的分布如圖4所示，在剛開始注入三元復合劑時，在長填砂管的前端三元復合劑的濃度較高，三元復合劑段塞的前緣由于在運移過程中的稀釋、吸附、滯留濃度較低[15]，再加上運移過程中的剪切作用，黏度相對濃度降低的幅度會更大。在第二次取樣時就已經進行后續(xù)水驅了，黏度較第一次取樣有所降低，并隨著后續(xù)水驅段塞的推進，黏度曲線向長填砂管后部推進。在第三次取樣對應驅油效率最高(圖4中箭頭所指)的時刻，通過此時黏度在長填砂管中的分布曲線可以看出，黏度最高點位于長填砂管的40%處，與圖3中三次取樣時最低界面張力所在的50%距離處相比，以及第三次取樣的界面張力和黏度的整體分布趨勢相比較可知，此時已經發(fā)生色譜分離現(xiàn)象。此時黏度仍大于油的黏度，且在長填砂管的20%到80%距離內，黏度都保持在較高狀態(tài)，為整個長填砂管的驅油做出了貢獻。

將第三次取樣時的黏度分布狀態(tài)與驅油效率最高點時(第三次取樣)的界面張力分布狀態(tài)相比可知，此時黏度為最高驅油效率做出了更大的貢獻，是起主要作用的因素，超低界面張力狀態(tài)只在前期較短的時間內于長填砂管的前10%距離處為化學復合驅做了僅7.7%的貢獻。由此可見，應該客觀地對待超低界面張力狀態(tài)和驅油劑的黏彈性所發(fā)揮的作用[16]。

3　結 論

(1) 界面張力只有在注入2.23 PV時短暫的時間內于前10%長的填砂管較短的距離內達到超低狀態(tài)，且為采出程度的提高所做的貢獻不足7.7%；非超低界面張力時，在黏度的作用下，驅油效率也能達到很高。所以，超低界面張力狀態(tài)不能作為不可或缺的追求，非超低界面張力下也是可以達到較高驅油效率的。

(2) 在驅油2.79 PV時，20%到80%長填砂管中的黏度仍保持在較高值，為采油效率能夠達到最高值(26.7%)做出了主要貢獻，對黏度及其保留率應該引起足夠的重視。

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Experiment research on the effect of ASP system property on oil displacement efficiency in 30 m sand filling tube

An Chenhui

(WellTestCompany,CNPCGreatwallDrillingEngineeringCompanyLimited，Tianjin300452,China)

For simulating the long distance flooding process of real reservoir more accurately, the paper established a length of 30 meters flooding physical model. The model has multiple measurement points and sampling points along the way to monitor the changes of pressure and the properties of displacing agent in course of flooding. The results showed that: from the beginning of ASP flooding, when injected 0.5PV, the effect of ASP began to appear; when injected 0.9PV, the ASP showed the best results, when injected 1.4PV, the effect of ASP began to disappear; the interfacial tension could achieve ultra low status only in a short time and in the beginning of 10% distance, the contribution of improvement recovery degree is only 7.7%, it means that the contribution of ultra-low interfacial tension is limited. When the oil displacement efficiency is higher, the viscosity retention rate in the entire length tube is relatively higher, and residual oil saturation is also higher when the viscosity retention rate is the highest, which has made the major contribution to the oil displacement efficiency. Thus the ultra-low interfacial tension is not an indispensable factor to improve oil recovery, but the viscosity and its retention rate are crucial and should be taken seriously enough.

long sand filling tube, ultra-low interfacial tension, viscosity retention rate, displacement efficiency

安晨輝(1987-)，河北石家莊人，本科，初級工程師，2011年畢業(yè)于東北石油大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)就職于長城鉆探工程有限公司測試公司，主要從事測井工作。E-mail：335316299@qq.com

TE357.4

ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2016.05.015

2016-01-27；編輯：馮學軍