高含水后期非均質(zhì)油藏W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究

蒲萬芬， 梅子來， 辛 軍

(1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)與開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 成都 610500； 2.中國石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院， 成都 610051)

大港油田X油藏經(jīng)過長期注水開發(fā)后，優(yōu)勢通道發(fā)育明顯，目前油藏整體含水高達(dá)96.7%，油藏溫度為104 ℃，具有高溫、高含水及非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)。常規(guī)化學(xué)驅(qū)三次采油技術(shù)在此類油藏應(yīng)用效果不佳。主要原因在于，常規(guī)低界面張力表面活性劑驅(qū)在強(qiáng)非均質(zhì)儲層中易發(fā)生竄流，而聚丙烯酰胺在高溫下會出現(xiàn)熱降解[1-3]。

近年來，越來越多的學(xué)者開始研究油水乳化對提高采收率帶來的積極作用。李世軍等[4]分析三元復(fù)合驅(qū)在大慶油田的礦場試驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，油水乳化效果好的區(qū)塊采出程度比未形成乳狀液的區(qū)塊高4%～5%。Li等[5]詳細(xì)研究了自乳化驅(qū)油技術(shù)進(jìn)展及其在提高采收率中的應(yīng)用效果，結(jié)果表明，表面活性劑在驅(qū)油過程中發(fā)生自乳化形成乳狀液后，乳狀液滴可在孔喉處聚集，形成賈敏效應(yīng)，降低驅(qū)替液的流度。周亞洲等[6]通過巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，強(qiáng)非均質(zhì)性條件下，乳狀液驅(qū)油提高采收率幅度遠(yuǎn)大于常規(guī)低界面張力表面活性劑驅(qū)油，乳狀液驅(qū)擴(kuò)大波及效率的主要原因是大粒徑乳狀液形成的賈敏效應(yīng)以及乳狀液自身的黏彈性驅(qū)油效應(yīng)。目前中外學(xué)者對乳狀液的研究主要集中在乳狀液滴的賈敏效應(yīng)和乳狀液夾帶、捕集原油方面，對乳狀液黏度的關(guān)注較少，更沒有詳細(xì)研究過乳狀液黏度的提高對驅(qū)替相流度、擴(kuò)大波及體積的影響。為此，在大量學(xué)者對乳狀液驅(qū)油廣泛研究的基礎(chǔ)上加以改進(jìn)，提出了W/O型表面活性劑增黏乳狀液調(diào)驅(qū)新方法。

針對大港油田X油藏特點(diǎn)，優(yōu)選出耐高溫、低界面張力和乳化增黏的W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)體系HC-2，進(jìn)行W/O型表面活性劑增黏乳狀液調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究。首先對調(diào)驅(qū)體系HC-2的乳化增黏性能、降低界面張力性能以及長期穩(wěn)定性進(jìn)行評價，在此基礎(chǔ)上，開展均質(zhì)及非均質(zhì)條件下的調(diào)驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)，分析W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)體系在高含水后期非均質(zhì)油藏的調(diào)驅(qū)效果，以期為該技術(shù)的礦場應(yīng)用提供借鑒[7-8]。

1 試驗(yàn)部分

1.1 試驗(yàn)材料與儀器

主要試驗(yàn)材料：①實(shí)驗(yàn)室自制W/O型表面活性劑體系HC-2(疏水鏈碳數(shù)在13～18的陰-非離子表面活性劑和陰離子表面活性劑復(fù)配，同時復(fù)加一定量的表面活性助劑)；②大港油田X油藏地層水，礦化度為25 571.53 mg/L；③大港油田X油藏原油，黏度為9.42 mPa·s(104 ℃)；④驅(qū)替試驗(yàn)巖心為石英砂膠結(jié)而成的人造巖心(φ3.8 cm×8 cm)。

主要試驗(yàn)儀器：TX500D旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀、Brookfield DV-Ⅲ+Pro型黏度計(jì)、Leica光學(xué)顯微鏡、JJ-1B電動攪拌器、精密電子天平、DGM-Ⅲ型巖心驅(qū)替裝置、SHZ-DC(Ⅲ)真空泵、巖心夾持器等。

1.2 降低界面張力性能評價

采用油田地層水配制質(zhì)量濃度為0.5 wt%的表面活性劑水溶液，在80 ℃、6 000 r/min條件下，使用TX500D旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀測定其降低界面張力性能，隨后將其置于104 ℃恒溫烘箱中老化90 d，老化結(jié)束后取出再次測定其降低界面張力性能。測試結(jié)果圖1所示。

圖1 HC-2老化前后降低界面張力性能Fig.1 The ability of HC-2 to reduce the interfacial tension

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，W/O型表面活性劑HC-2老化90 d后的降低油水界面張力性能與初始狀態(tài)大致相似，油水界面張力均可被降至10-2mN/m數(shù)量級，界面活性基本未受影響，表現(xiàn)出了良好的長期穩(wěn)定性。因此該體系在現(xiàn)場施工過程中可長期保持良好的界面活性，充分發(fā)揮低界面張力表面活性劑驅(qū)的洗油功能[9-11]。

1.3 乳化增黏性能評價

W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)過程中，乳狀液的性能主要與水油比及多孔介質(zhì)中的剪切速率密切相關(guān)[9-11]。

1.3.1 水油比對乳化增黏性能的影響

試驗(yàn)步驟：①將原油與質(zhì)量濃度為0.5%HC-2的表面活性劑溶液按照不同水油比(2∶8、5∶5、7∶3、7.4∶2.6、8∶2)置于3口燒瓶中，在104 ℃下，使用JJ-1B電動攪拌器以500 r/min轉(zhuǎn)速攪拌40 min；②使用Brookfield DV-Ⅲ+Pro型黏度計(jì)在104 ℃條件下測量其黏度，并按照式(1)計(jì)算增黏率Z；③使用Leica光學(xué)顯微鏡觀察不同水油比下的乳狀液微觀形態(tài)；④將不同水油比形成的乳狀液放入104 ℃恒溫烘箱中，記錄不同時間乳狀液的析水量，并按照式(2)、式(3)分別計(jì)算其析水率Rw以及乳化穩(wěn)定系數(shù)SI。

(1)

(2)

(3)

式中：Z為增黏率，%；μe為乳狀液黏度，mPa·s；μo為原油黏度，mPa·s；Vt為某一時刻乳狀液析水量，mL；Vw為乳狀液中水的總體積，mL；V(t)為析水量與時間的函數(shù)，mL·min；t為靜置析水時間，min。

1.3.2 剪切速率對乳化增黏性能的影響

在水油比5∶5條件下，測定不同剪切速率(100、300、500、700、900 r/min)對表面活性劑體系HC-2乳化增黏性能的影響，試驗(yàn)步驟與1.3.1節(jié)大致相同。

1.4 單巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

1.4.1 含水率對W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)效果的影響

試驗(yàn)步驟：①將巖心烘干稱重，飽和地層水后再次稱重，測量巖心孔隙度及液測滲透率；②X油藏條件下，飽和地層原油；③水驅(qū)至不同含水率(75%、85%、95%、98%)后，注入0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2，注入速度為0.3 mL/min；④后續(xù)水驅(qū)至巖心出口端不再出油。驅(qū)替過程中，記錄注入壓力、產(chǎn)油量及產(chǎn)水量參數(shù)變化情況。

1.4.2 注入速度對W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)效果的影響

試驗(yàn)步驟：將1.4.1節(jié)中試驗(yàn)步驟③改為水驅(qū)至巖心出口端含水率98%時，以不同的注入速度(0.1、0.3、0.5、0.7 mL/min)轉(zhuǎn)注0.5 PV W/O型表面活性劑。其他步驟不變。

1.5 并聯(lián)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

選取不同滲透率的巖心組合，進(jìn)行并聯(lián)巖心驅(qū)油試驗(yàn)，級差分別為2.1、3.8、5.7、7.5，試驗(yàn)裝置圖如圖2所示。記錄驅(qū)替過程各階段高、低滲層的分流量。試驗(yàn)注入速度為0.3 mL/min，水驅(qū)至含水率98%后，轉(zhuǎn)注0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2。

2 試驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 乳化性能

2.1.1 不同水油比下的乳狀液性能

配制不同水油比的乳狀液，并測定乳狀液的黏度、微觀形態(tài)及析水率，具體試驗(yàn)結(jié)果如圖3、圖4及表1所示。由表1可知，HC-2體系增黏性能良好，在水油比小于7∶3時，乳狀液黏度隨著水油比的增加而增大，且均為W/O型乳狀液(圖3)，增黏率都在170%以上。結(jié)合析水率變化曲線(圖4)可知，水油比小于7∶3時，乳狀液穩(wěn)定性也較好，放置210 min后，析水率仍然較低，且乳化穩(wěn)定系數(shù)SI均大于66%，而在水油比大于7∶3時，乳狀液的析水量明顯增多。上述試驗(yàn)結(jié)果表明，在水相體積占比小于70%時，表面活性劑HC-2可促使油水兩相乳化形成穩(wěn)定的高黏度W/O型乳狀液，當(dāng)水相體積占比大于70%時，油水兩相乳化不完全，但形成的部分乳狀液也具有較高的黏度。因此，W/O型表面活性劑HC-2可在X油藏不同含水率條件下，促使油水兩相乳化形成高黏度的W/O型乳狀液，提高驅(qū)替相的流度調(diào)控能力[12-13]。

2.1.2 不同剪切速率下的乳狀液性能

在水油比5∶5條件下，研究不同剪切速率下的乳狀液性能，測試結(jié)果如圖5、圖6及表2所示。根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果可知，不同的剪切速率下，油水兩相都發(fā)生了乳化，形成了高黏度的W/O型乳狀液，且隨著剪切速率的增大，乳狀液黏度和穩(wěn)定性都隨之增大。但如果剪切速率過大，達(dá)到900 r/min時，此時乳狀液的增黏率為643%，乳化穩(wěn)定系數(shù)SI高達(dá)79.30%，這種黏度過高的穩(wěn)定乳狀液可能會提前在近井地帶形成，對表面活性劑的注入性產(chǎn)生不利影響。因此，在現(xiàn)場注入此W/O型表面活性劑時，建議首先對其施工排量進(jìn)行優(yōu)化，防止因排量過大，導(dǎo)致表面活性劑水溶液在近井地帶與原油乳化形成黏度過高的乳狀液，影響其深部調(diào)驅(qū)的效果[14]。

圖2 驅(qū)替試驗(yàn)裝置Fig.2 Device of displacement experiment

圖3 不同水油比下乳狀液的微觀形態(tài)Fig.3 The microscopic image of emulsion under different water-oil ratio

圖4 不同水油比下乳狀液析水率變化Fig.4 Change of emulsion bleeding rate under different water-oil ratio

表1 不同水油比下的乳狀液性能

圖5 不同剪切速率下乳狀液的微觀形態(tài)Fig.5 The microscopic image of emulsion under different bleeding rate

圖6 不同剪切速率下乳狀液析水率變化Fig.6 Change of emulsion bleeding rate under different shear rates

表2 不同剪切速率下乳狀液性能

2.2 W/O型表面活性劑的調(diào)驅(qū)性能

2.2.1 含水率的影響

為進(jìn)一步考察W/O型表面活性劑在高含水及高含水后期的調(diào)驅(qū)性能，開展單巖心驅(qū)油試驗(yàn)。分別水驅(qū)至巖心出口端含水率75%、85%、95%、98%后，轉(zhuǎn)注0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2，隨后后續(xù)水驅(qū)至采油極限。注入壓力與注入量的關(guān)系如圖7所示，驅(qū)油效果如表3所示。從圖7和表3可以看出，水驅(qū)至不同含水率(75%～98%)后，轉(zhuǎn)注0.5 PV W/O型表面活性劑HC-2后，驅(qū)替壓力和原油采收率均有大幅度的提高，采收率增幅均在23%以上，壓力提高倍數(shù)都大于5.4，乳狀液表現(xiàn)出良好的封堵性能，驅(qū)油效果良好。其中水驅(qū)至巖心出口端含水率98%時，轉(zhuǎn)注W/O型表面活性劑HC-2，注入壓力由0.055 MPa增大至0.35 MPa，壓力增加倍比高達(dá)6.36，明顯高于其他含水情形。從表3分析可知，水驅(qū)至含水98%時，巖心中剩余水油比接近于7∶3，結(jié)合不同水油比下的乳狀液性能(表1)可知，此水油比下W/O型乳狀液的黏度最高。試驗(yàn)結(jié)果表明，大港油田X油藏含水率處于高含水及高含水后期時，將W/O型表面活性劑HC-2注入地層后，可形成高黏度的W/O型乳狀液驅(qū)替，擴(kuò)大驅(qū)替相的波及體積，啟動水驅(qū)后殘余油。

表3 不同含水率下的HC-2體系驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果

圖7 不同含水率下HC-2體系調(diào)驅(qū)壓力變化Fig.7 Change of injection pressure under different water cut

2.2.2 注入速度的影響

不同注入速度條件下乳狀液驅(qū)油的注入壓力與注入量關(guān)系如圖8所示，驅(qū)油效率如表4所示。試驗(yàn)結(jié)果表明，隨著注入速度的增加，表面活性劑及后續(xù)水驅(qū)提高采收率增幅先增大后降低。注入速度對W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅(qū)油效率的影響主要體現(xiàn)在以下兩個方面：①注入速度過低時，剪切作用較弱，油水兩相乳化不充分，影響乳化增黏作用的發(fā)揮，注入壓力提高幅度較小，采收率降低；②原油的乳化需要一定的時間，注入速度過快時，表面活性劑驅(qū)油體系與巖心中原油的有效作用時間縮短，乳化驅(qū)油較難實(shí)現(xiàn)，乳狀液封堵巖心高滲區(qū)域效果不佳[15-17]。因此，實(shí)際油藏進(jìn)行W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅(qū)油時，應(yīng)選擇合適的注入速度，使W/O型表面活性劑水溶液與儲層原油之間的乳化效果最佳。對于大港油田X油藏，W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅(qū)油的最佳注入速度為0.3 mL/min。

圖8 不同注入速度HC-2體系調(diào)驅(qū)壓力變化Fig.8 Change of injection pressure under different displacing velocity

表4 不同注入速度HC-2體系驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果

2.3 W/O型表面活性劑非均質(zhì)調(diào)控能力

為評價W/O型表面活性劑HC-2的非均質(zhì)調(diào)控能力，在不同滲透率級差下進(jìn)行并聯(lián)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。驅(qū)替過程中，高、低滲層的產(chǎn)液分?jǐn)?shù)變化曲線如圖9所示。①初始水驅(qū)階段。高滲層巖心的吸液量明顯高于低滲層，這與非均質(zhì)油藏的注水過程高、低滲層吸水剖面相一致。②注入表面活性劑體系驅(qū)階段。高、低滲層巖心的產(chǎn)液分?jǐn)?shù)變化不大，這是因?yàn)閃/O型表面活性劑HC-2在此階段未能乳化原油，主要是依靠降低油水界面張力來剝離殘余油。③后續(xù)水驅(qū)階段。在滲透率級差小于5.7時，高滲層巖心產(chǎn)液分?jǐn)?shù)明顯降低，低滲層吸液量增多，原因在于，表面活性劑驅(qū)過后，隨著可動油量的增多及油水乳化時間的增長，W/O型表面活性劑HC-2在此階段形成了W/O型乳狀液驅(qū)替，可有效地改善巖心非均質(zhì)性；當(dāng)滲透率級差繼續(xù)增大至7.5時，由于高滲巖心滲透率過高(362.7 mD)，乳狀液無法形成有效封堵，低滲層吸液量逐漸降低，直至產(chǎn)液分?jǐn)?shù)降為0%，無法被啟動。此驅(qū)替過程表明，在滲透率級差小于7.5時，W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅(qū)具有良好的剖面改善能力，可有效改善地層的非均質(zhì)性，增大驅(qū)替相的流度，擴(kuò)大波及體積，提高原油采收率。

圖9 并聯(lián)巖心驅(qū)替過程中高低滲層分流率變化曲線Fig.9 Curves of fluid rate of high and low permeable cores

化學(xué)驅(qū)提高采收率的關(guān)鍵在于宏觀流度控制和微觀驅(qū)油效率。W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅(qū)油技術(shù)特點(diǎn)是從地面注入低黏度的W/O型表面活性劑水溶液，在油藏條件下啟動殘余油，促使油水兩相乳化形成高黏度的W/O型乳狀液，從而實(shí)現(xiàn)乳狀液均衡驅(qū)替。此化學(xué)調(diào)驅(qū)技術(shù)思路同時解決了擴(kuò)大宏觀波及體積以及提高微觀驅(qū)油效率兩方面的問題，適用于高含水后期非均質(zhì)油藏進(jìn)一步提高原油采收率。

3 結(jié)論

(1)W/O型表面活性劑HC-2具有良好的長期穩(wěn)定性。在104 ℃下老化90 d后，油水界面張力仍可被降低至10-2mN/m數(shù)量級。

(2)在水油比小于7∶3時，W/O型表面活性劑HC-2可促使油水兩相完全乳化形成穩(wěn)定的高黏度W/O型乳狀液，具有良好的乳化增黏性和乳化穩(wěn)定性。

(3)單巖心驅(qū)油試驗(yàn)表明，在不同含水率下，注入W/O型表面活性劑HC-2，均可形成高黏度的W/O型乳狀液驅(qū)，驅(qū)油效果良好，提高原油采收率增幅大于23%；大港油田X油藏條件下，W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)體系的最佳注入速度為0.3 mL/min。

(4)并聯(lián)巖心驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果表明，W/O型表面活性劑調(diào)驅(qū)體系HC-2具有良好的非均質(zhì)性調(diào)控能力，在滲透率級差小于7.5時，可有效地增大驅(qū)替相黏度，擴(kuò)大波及體積，改善高、低滲層的吸液剖面。對于高含水后期非均質(zhì)油藏來說，W/O型表面活性劑增黏乳狀液驅(qū)油是一種較好的化學(xué)調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)。