礫巖油藏二元復(fù)合驅(qū)注入體系優(yōu)化研究

曹錦鴻, 高明,4*, 劉皖露, 劉朝霞, 桑國(guó)強(qiáng)

(1.中國(guó)科學(xué)院大學(xué), 北京 100049; 2.中國(guó)科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所, 廊坊 065007; 3.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院, 北京 100083; 4.提高油氣采收率全國(guó)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室, 北京 100083)

位于新疆準(zhǔn)格爾盆地的克拉瑪依油田是礫巖油藏集中發(fā)育的典型區(qū)域[1],經(jīng)過(guò)四十多年的注水開(kāi)發(fā),目前大部分油藏進(jìn)入高含水期,產(chǎn)量逐步衰減。礫巖油藏通常具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性,且孔隙連通復(fù)雜、分選性差、毛細(xì)管半徑較小,驅(qū)油機(jī)理相對(duì)復(fù)雜,水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中波及面積小,殘余油飽和度高,采收率偏低[2],因此有必要開(kāi)展進(jìn)一步提高采收率方法的研究。

近年來(lái),化學(xué)復(fù)合驅(qū)在諸多砂巖油藏中取得了良好的開(kāi)發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益[3-5],但關(guān)于二元復(fù)合驅(qū)在礫巖油藏中應(yīng)用的研究相對(duì)較少[6]。相比常規(guī)砂巖油藏,礫巖油藏不同類(lèi)型儲(chǔ)層的動(dòng)用差異較大[7],二元復(fù)合驅(qū)中聚合物性質(zhì)受聚合物相對(duì)分子質(zhì)量和溶液濃度的影響[8],表面活性劑通過(guò)乳化油滴、降低界面張力等機(jī)理提高油水置換效率,不同類(lèi)型的表面活性劑對(duì)提高采收率影響程度不同[9]。隨著二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)不斷突破,有必要考慮不同參數(shù)在礫巖油藏中的影響,不同滲透率下二元復(fù)合驅(qū)的驅(qū)替特征及作用機(jī)理有待進(jìn)一步深化,開(kāi)展不同二元復(fù)合驅(qū)體系和注入量的提高采收率極限研究意義重大。基于此,利用長(zhǎng)砂管模型研究不同滲透率、不同驅(qū)替方式及不同注入量下二元復(fù)合驅(qū)提高礫巖油藏的采收率極限及滲透率應(yīng)用界限,為礫巖油藏進(jìn)一步提高采收率提供了重要的理論依據(jù),也為新疆油田二元復(fù)合驅(qū)的應(yīng)用及注入?yún)?shù)優(yōu)化提供了數(shù)據(jù)支撐。

1 試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層特征

七中區(qū)克拉瑪依組油藏基本參數(shù)如表1所示。礫巖油藏沉積厚度110～220 m,二元復(fù)合試驗(yàn)區(qū)克下組目的層厚度在21～44 m,平均31.3 m。平均滲透率126.7 mD,平均孔隙度15.0%。

表1 七中區(qū)克拉瑪依組油藏基本參數(shù)

2 復(fù)合體系驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)材料與儀器

2.1.1 實(shí)驗(yàn)材料

部分水解聚丙烯酰胺(polymeric partially hydrol-yzed polyacrylamide, HPAM),石油磺酸鹽類(lèi)PS-30表面活性劑和OP-10表面活性劑分別與聚合物復(fù)配形成低張力體系、強(qiáng)乳化體系,模擬原油,模擬地層水等。

2.1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

分析天平;活塞中間容器;長(zhǎng)砂管模型(長(zhǎng)100 cm,直徑3.8 cm);ISCO泵;恒溫箱;手搖泵,量筒和壓力計(jì)等其他輔助設(shè)備。實(shí)驗(yàn)流程如圖1所示。

圖1 動(dòng)態(tài)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程圖Fig.1 Flowchart of dynamic displacement experiment

2.2 實(shí)驗(yàn)方案與步驟

2.2.1 實(shí)驗(yàn)方案

整體實(shí)驗(yàn)方案如表2所示,具體如下:①探究不同滲透率下,不同相對(duì)分子質(zhì)量聚合物和PS-30表面活性劑(濃度0.3%)形成的低張力體系在長(zhǎng)砂管模型中的驅(qū)油效果;②基于①優(yōu)選的滲透率和聚合物相對(duì)分子質(zhì)量,探究不同濃度下低張力和強(qiáng)乳化兩種二元復(fù)合體系在長(zhǎng)砂管模型中的驅(qū)油效果;③基于優(yōu)選的滲透率及二元復(fù)合體系,探究不同注入量下復(fù)合體系在長(zhǎng)砂管模型中的驅(qū)油效果。

表2 復(fù)合體系實(shí)驗(yàn)方案

2.2.2 實(shí)驗(yàn)步驟

(1)按實(shí)驗(yàn)要求,用模擬地層水配制二元復(fù)合體系,置于40 ℃恒溫箱中老化12 h。

(2)在常溫下對(duì)填制好的砂管模型(砂管長(zhǎng)100 cm,內(nèi)徑3.8 cm)抽真空,同時(shí)飽和模擬地層水,測(cè)定孔隙體積,并計(jì)算孔隙度。

(3)將飽和好的長(zhǎng)砂管模型,置于40 ℃恒溫箱中老化12 h,并測(cè)量其模擬地層水滲透率,不符合實(shí)驗(yàn)要求的則重新填制。

(4)飽和模擬油,即模擬油驅(qū)替模擬水2.0 PV以上,并老化24 h以上,計(jì)算原始含油飽和度。

(5)在40 ℃條件下,以1 m/d的注入速度模擬水驅(qū)實(shí)驗(yàn),驅(qū)至模型出口總體含水達(dá)95%時(shí)結(jié)束,采集壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量等相關(guān)數(shù)據(jù)。

(6)相同條件下,按實(shí)驗(yàn)方案要求進(jìn)行復(fù)合體系驅(qū)替實(shí)驗(yàn),并采集相關(guān)數(shù)據(jù)。

(7)相同實(shí)驗(yàn)條件下,模擬后續(xù)水驅(qū)實(shí)驗(yàn),驅(qū)至砂管模型出口含水95%時(shí)結(jié)束實(shí)驗(yàn)。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

3.1 不同滲透率方案優(yōu)選

利用多功能物理模擬裝置(圖1),采用單測(cè)壓,計(jì)算實(shí)驗(yàn)過(guò)程的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù),評(píng)價(jià)聚合物溶液的注入壓力變化規(guī)律及其注入性能。通過(guò)總結(jié)大量實(shí)驗(yàn)結(jié)果[10-13],確定了如下評(píng)價(jià)注入性能的指標(biāo)。

(1)阻力系數(shù)Rf小于100,注入順利;否則認(rèn)為注入堵塞。

(2)阻力系數(shù)Rf與殘余阻力系數(shù)Rrf的比值大于3,則注入順利;否則注入堵塞。

若兩個(gè)參數(shù)均符合條件,則認(rèn)為在該滲透率下,該相對(duì)分子質(zhì)量和濃度的聚合物溶液順利注入,否則認(rèn)為發(fā)生了堵塞。

根據(jù)試驗(yàn)區(qū)和砂管模型基本物性參數(shù),注入性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表3所示。

表3 聚合物與地層滲透率匹配關(guān)系

聚合物相對(duì)分子質(zhì)量越大、濃度越大,其阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)越大,注入性越差。滲透率為5×10-3μm2的砂管模型,4×106相對(duì)分子質(zhì)量、濃度1 000 mg/L以下均可順利注入;1×10-2μm2的砂管模型,500相對(duì)分子質(zhì)量、濃度1 000 mg/L以下均可順利注入;3×10-2μm2的砂管模型,7×106相對(duì)分子質(zhì)量、濃度1 000 mg/L以下均可順利注入;5×10-2μm2的砂管模型,1×107相對(duì)分子質(zhì)量、濃度1 000 mg/L以下均可順利注入。

不同情況下阻力系數(shù)隨聚合物相對(duì)分子質(zhì)量和聚合物濃度變化如圖2所示。隨著聚合物溶液濃度的升高,阻力系數(shù)Rf增大,并且阻力系數(shù)Rf上升趨勢(shì)隨著巖心滲透率的降低而愈加顯著。在高濃度下,聚合物分子的締合作用能夠?qū)е聺B流阻力急劇增加[14]。

圖2 不同情況下阻力系數(shù)變化曲線Fig.2 Variation curve of resistance coefficient under different conditions

圖3 不同情況下殘余阻力系數(shù)變化曲線Fig.3 Variation curve of residual resistance coefficient under different conditions

濃度為1 000 mg/L的聚合物溶液,可注入滲透率下限與相對(duì)分子質(zhì)量的關(guān)系如圖4所示。在研究范圍內(nèi),聚合物相對(duì)分子質(zhì)量與可注入滲透率下限線性相關(guān)[15]。

圖4 可注入滲透率下限和聚合物相對(duì)分子質(zhì)量變化曲線Fig.4 Variation curves of lower limit of injectable permeability and relative molecular mass

綜上所述,油藏巖石與聚合物的適應(yīng)性受巖心滲透率、聚合物濃度、相對(duì)分子質(zhì)量等因素的影響。根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果,最終確定聚合物溶液濃度為1 000 mg/L,相對(duì)分子質(zhì)量4×106～1×107。相同注入量條件下,聚合物相對(duì)分子質(zhì)量越大,可注入滲透率下限越高,提高采收率幅度越大[12-13]。因此在保證聚合物注入性前提下,應(yīng)盡量取用具有較大相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物。

不同相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物與PS-30表面活性劑形成的二元復(fù)合體系在長(zhǎng)砂管模型中進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn),結(jié)果如表4所示。在測(cè)試的滲透率范圍內(nèi),水驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)采收率均隨著滲透率的增大而增加。當(dāng)滲透率增大時(shí),復(fù)合體系的提高采收率值也不斷增大,但增加幅度逐漸減緩。滲透率對(duì)采收率和注水量影響如圖5所示。

圖5 滲透率對(duì)采收率、注水量影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.5 Experimental results of the effect of permeability on the recovery rate and water injection

表4 不同滲透率下模型的采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

從動(dòng)力學(xué)角度分析,殘余油在毛管內(nèi)啟動(dòng)的阻力為毛管壓力梯度,復(fù)合驅(qū)替液在油藏孔隙中的驅(qū)替壓力梯度必須大于毛管壓力梯度造成的阻力,才能有效驅(qū)出孔隙中的水驅(qū)殘余油[15]。在實(shí)驗(yàn)過(guò)程中當(dāng)其他條件一定時(shí),注入壓力主要由巖心孔隙半徑r決定。通常巖心滲透率越大,孔隙半徑越大,毛管壓力梯度減小,當(dāng)滲透率大于一定值時(shí),驅(qū)替壓力梯度大于殘余油啟動(dòng)阻力,殘余油即被驅(qū)出。當(dāng)滲透率由5 mD增大到10 mD時(shí),由于孔隙半徑相應(yīng)增大,越來(lái)越多的殘余油被驅(qū)出。隨著滲透率繼續(xù)增大,驅(qū)替壓力梯度遠(yuǎn)高于殘余油啟動(dòng)阻力,被驅(qū)出的殘余油量與滲透率相關(guān)性不再顯著[15]。故當(dāng)滲透率由30 mD繼續(xù)增加到50 mD時(shí),驅(qū)替壓力梯度大大高于油流阻力,導(dǎo)致殘余油的驅(qū)替量隨滲透率的增大變化不再明顯。

從聚合物的水動(dòng)力尺寸分析,HPAM分子線團(tuán)尺寸應(yīng)與巖心孔隙尺寸相匹配[16],驅(qū)替液的水動(dòng)力尺寸由復(fù)合體系及環(huán)境溫度決定[17-18],在本文實(shí)驗(yàn)中為定值,實(shí)際上具有一定的分布。具有一定水動(dòng)力尺寸的HPAM分子線團(tuán)只能進(jìn)入半徑大于某一定值的孔隙內(nèi),且會(huì)對(duì)半徑較小的孔隙造成一定程度的堵塞[19],使復(fù)合體系的多孔介質(zhì)中提高采收率的應(yīng)用存在一定的滲透率極限。

3.2 不同復(fù)合體系優(yōu)選

根據(jù)滲透率優(yōu)化結(jié)果,在30 mD滲透率下進(jìn)行不同濃度的低張力復(fù)合體系及強(qiáng)乳化復(fù)合體系優(yōu)選。

3.2.1 低張力復(fù)合體系

采用低張力PS-30表面活性劑配制不同濃度的復(fù)合體系(聚合物濃度1 000 mg/L),表面活性劑的濃度對(duì)復(fù)合體系驅(qū)油效率的影響如表5所示。

這就需要我們平時(shí)養(yǎng)成思考并解剖問(wèn)題的習(xí)慣。這個(gè)對(duì)不少中國(guó)家長(zhǎng)來(lái)說(shuō)也有點(diǎn)挑戰(zhàn)，因?yàn)槲覀兊慕逃?jīng)驗(yàn)大多是籠統(tǒng)整體式的，而不是西方教育所推崇的分析式。很多對(duì)成年人來(lái)說(shuō)很簡(jiǎn)單很普通的行為其實(shí)都隱含了大量知識(shí)背景在里面。

表5 不同濃度下低張力復(fù)合體系采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

在測(cè)試濃度范圍內(nèi),水驅(qū)平均采收率為42.78%,復(fù)合驅(qū)平均采收率為67.36%,平均提高采收率為24.58%。水驅(qū)過(guò)程中當(dāng)含水達(dá)到95%時(shí),平均所需注入量為0.77 PV。當(dāng)?shù)蛷埩?fù)合體系濃度增大時(shí),提高采收率幅度有所增加,但增加幅度逐漸減緩。

3.2.2 強(qiáng)乳化復(fù)合體系

采用強(qiáng)乳化劑OP-10表面活性劑配制不同濃度的復(fù)合體系(聚合物濃度1 000 mg/L),強(qiáng)乳化劑OP-10的濃度對(duì)復(fù)合體系驅(qū)油效率的影響如表6所示。在測(cè)試濃度范圍內(nèi),水驅(qū)平均采收率為42.31%,復(fù)合驅(qū)平均采收率為69.91%,平均提高采收率為27.60%。

表6 不同濃度下強(qiáng)乳化復(fù)合體系采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

當(dāng)強(qiáng)乳化復(fù)合體系濃度增大時(shí),提高采收率幅度有所增加,但增加幅度逐漸減緩,從提高5.01個(gè)百分點(diǎn)到提高5.48個(gè)百分點(diǎn)。

3.2.3 不同復(fù)合體系對(duì)比分析

從礫巖油藏的物性特征來(lái)看,其孔隙結(jié)構(gòu)具有復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu),微觀非均質(zhì)性嚴(yán)重,孔喉分布極度不均[2],單純靠降低界面張力無(wú)法使復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)表面完全受到影響[20-21]。強(qiáng)乳化作用形成的乳狀液具有更加優(yōu)良的驅(qū)油機(jī)理[22-24],能夠進(jìn)一步提高驅(qū)油效率。對(duì)比不同復(fù)合體系下的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表6、表7)可知,在相同表面活性劑濃度下,強(qiáng)乳化OP-10復(fù)合體系的提高采收率幅度高于低張力PS-30復(fù)合體系。

表7 不同注入量下的采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.3 不同注入量?jī)?yōu)選

綜上所述,選取強(qiáng)乳化劑OP-10配置濃度1.0%的復(fù)合體系(聚合物濃度1 000 mg/L),在30 mD的填砂巖心中研究不同復(fù)合體系注入量對(duì)驅(qū)油效果的影響,實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表7所示。水驅(qū)過(guò)程中當(dāng)含水達(dá)到95%時(shí),平均所需注入量為0.76 PV,最小0.73 PV,最大為0.79 PV。在不同注入量范圍內(nèi),水驅(qū)平均采收率為40.85%。將復(fù)合體系注入量從2 PV逐步提高到10 PV,含水率均降低了約76個(gè)百分點(diǎn),提高采收率值也不斷增加,從34.29%上升至40.38%。復(fù)合體系提高采收率變化幅度分別增加5.18%、10.68%、11.27%,增加幅度逐漸減緩。

復(fù)合體系注入量的增加能夠使驅(qū)替液更加有效地封堵水流快速通道,擴(kuò)大波及體積,從而排出殘余油、提高驅(qū)油效果。根據(jù)不同方案的采出程度曲線,復(fù)合體系注入量達(dá)到3.5 PV以后,復(fù)合體系提高采收率值逐漸趨于穩(wěn)定,在注入10 PV后,復(fù)合驅(qū)體系最高提高采收率幅度達(dá)到40.38個(gè)百分點(diǎn)。

4 結(jié)論

(1)針對(duì)克拉瑪依油田七中區(qū)克下組礫巖油藏儲(chǔ)層特征和流體特性,選取聚合物濃度為1 000 mg/L的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和低張力PS-30表面活性劑形成聚表二元復(fù)合體系,探究了不同滲透率下聚合物相對(duì)分子質(zhì)量的應(yīng)用界限,明確了礫巖油藏滲透率為30 mD以上儲(chǔ)層較適合采用化學(xué)驅(qū)開(kāi)發(fā)方式。

(2)不同表面活性劑濃度對(duì)低張力和強(qiáng)乳化復(fù)合體系的提高采收率效果均具有一定影響,兩種復(fù)合體系均可以大幅度降低含水率,強(qiáng)乳化體系由于乳狀液機(jī)理,其驅(qū)油效果優(yōu)于低張力體系。

(3)不同注入量對(duì)復(fù)合體系的驅(qū)油效果影響也較大。復(fù)合體系的驅(qū)油效率隨注入量的增大而提高,復(fù)合體系注入量達(dá)到3.5 PV以后,復(fù)合體系提高采收率值逐漸趨于穩(wěn)定,在注入10 PV后,復(fù)合驅(qū)體系最高提高采收率幅度達(dá)到40.38個(gè)百分點(diǎn)。