聚合物微球和表面活性劑結合提高采收率實驗研究——以沙埝油田 H區塊為例

王 越,孫 衛,張 奉,劉柏林,巢忠堂

(1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室,陜西西安710069;2.中國石化江蘇油田分公司地質科學研究院)

聚合物微球和表面活性劑結合提高采收率實驗研究
——以沙埝油田 H區塊為例

王 越1,孫 衛1,張 奉1,劉柏林2,巢忠堂2

(1.西北大學大陸動力學國家重點實驗室,陜西西安710069;2.中國石化江蘇油田分公司地質科學研究院)

針對蘇北盆地沙埝油田 H斷塊開發中出現的含水高、遞減快和常規工藝措施難以解決注入水沿高滲條帶突進等問題,提出了利用聚合物微球進行深度調剖,并利用真實砂巖模型,對聚合物微球和表面活性劑的驅油機理、驅油效率及剩余油分布等進行了物理模擬研究。研究表明,驅油效率隨著物性的變好,非均質性的減弱而提高;微球和表面活性劑聯合使用可使采收率平均提高8.74%;并且微觀非均質性越強,采收率的增加值越大。

聚合物微球;表面活性劑;驅油效率;沙埝油田

表面活性劑驅是三次采油的有效方法[1-2],但中高含水期單一表面活性劑驅油體系,波及系數低,采收率增加值不大。調剖是增大注入劑波及系數的主要手段,但傳統調剖劑存在有效期短,無法發揮深度調剖作用等缺點,而新型的聚合物微球,可在水中均勻分散進入注水地層并吸水膨脹,通過在孔隙中運移來實現逐級封堵作用[3-5]。近年來有人提出“2+3”提高采收率技術,核心是在對地層充分調剖的基礎上,注入驅油劑,將剩余油飽和度較高區域的油驅出,最大限度地提高原油采收率[6]。但該技術只有少量研究及現場應用,且主要集中在中高滲透油藏中,鮮見適應于低滲透油藏的成功報道[6-9]。本次研究利用真實砂巖微觀模型,對聚合物微球和表面活性劑的驅油機理、驅油效率和剩余油分布等進行了實驗研究,以期對“2+3”驅油技術在低滲透油藏的應用做出有意義的探討。

1 區域地質概況

江蘇油田H斷塊位于蘇北盆地沙埝油田中部,主要含油層系為古近系阜寧組阜三段,為一套淺水→較深水→湖泊環境的三角洲沉積,巖性為長石巖屑砂巖,含少量的巖屑長石砂巖。平均孔隙度為23%,空氣滲透率為 40.3×10-3μm2,滲透率級差為150.1,表現出較強的非均質性。當前已暴露出低滲透油藏水驅開發的典型問題:含水高,遞減快,注水效果差。

2 實驗模型與設備

實驗共制作模型10塊,真實砂巖模型系采用H斷塊儲層巖心制作,具體制作工藝見文獻[10]。實驗用油為地層原油(粘度2.2 m Pa·s),表面活性劑為陽離子C34H74N2Br2,水為實際注入水。實驗時在油中加入少量油溶紅和水中加入甲基藍。實驗方法為常規真實砂巖驅油實驗(見文獻[10-11])。現配質量分數為0.2%微球溶液并注入模型,注入量為0.3倍孔隙體積。待微球在模型中停留7天后,注入0.5 PV質量分數為0.3%的表面活性劑溶液,隨后進行1 PV水驅,并計算最終驅油效率。

3 實驗結果分析

3.1 微球膨脹前后真實形態

微球采用微乳聚合而成的一種凍膠型堵劑,微球膨脹前粒徑中值為200 nm,所配0.2%微球放置在40℃左右的培養皿中,在體視顯微鏡下觀察(圖1(A),(B))。微球放置7天后,膨脹到原來的40倍左右,平均粒徑達到約8μm,與各樣品壓汞實驗數據對比,實驗中各樣品平均中值孔喉半徑為19μm,數量級為μm級,故該尺寸的微球完全可以達到封堵要求(表1)。

圖1 真實砂巖微觀實驗照片

表1 微球膨脹后粒徑與樣品中值喉道半徑統計 μm

3.2 注入壓力的變化

對注入微球并放置7天后的模型注入0.5 PV 0.3%的表面活性劑溶液,由于微球體積明顯膨大,多個微球同時在喉道處堆積產生封堵,造成注入壓力較之2 PV水驅時明顯增大(圖2)。其中,壓力增加最大的是模型5,壓力升高了8.8 KPa,增加最小的是模型10,升高了2.1 KPa,每塊樣品壓力平均升高3.98 KPa。

圖2 注入壓力的變化

3.3 驅替類型

對注入表面活性劑的模型進行1 PV水驅油實驗,由于樣品微觀非均質性的影響,注入微球后,主要觀察到如下2種類型驅替現象:

(1)均質模型。該類驅替方式以模型1、3、4為代表。以模型3為例,鏡下觀察發現,該類模型整體孔喉分選較好,模型的微觀非均質性較弱。由于孔隙連通性好,1～2倍水驅時波及范圍已較大,注入微球后,微球放置膨大后對部分連通性相對較好的孔隙進行一定程度的封堵,隨后進入的表活劑主要對小孔喉處及大孔喉邊部的油膜殘余油和角隅殘余油進行了驅替(圖1(C),(D)圈中所示),圖C中2 PV水驅后的油膜狀剩余油在圖D中已被表活劑驅替。

(2)非均質模型。該類驅替方式以模型8、10為代表。鏡下觀察發現,該類模型的孔隙結構非均質性非常嚴重,以模型8為例,在1～2倍水驅時,由于水沿連通性好的大孔隙突進,波及范圍較小,注入微球后,微球進入主要滲流通道,膨大后對大孔喉進行封堵,使得后續進行的表活劑驅中注入水進入了常規水驅時未曾波及到的區域(圖1(E)、(F)),E圖中在2 PV水驅時由于孔喉非均質性造成了注入水大范圍的繞流,該片區域幾乎未曾被注入水波及到,在調驅后,注入水進入該區域,該繞流殘余被油驅替。

3.4 剩余油分布

常規真實砂巖油水驅替實驗表明,水驅過程終了時,微觀剩余油主要有兩種形成方式:一種是由于微觀指進,繞流形成的殘余油;另一種是由于非活塞式驅油及卡段形成的殘余油。并且在注入水達到高倍數以上,由于注入水已形成了固定通道,使得微觀剩余油分布很難發生改變[11-14]。而本次實驗發現,微球在模型中膨大形成堵塞可導致剩余油的重新分布。如模型9(圖1(G)、(H)),圖 G中為2 PV水驅后形成的卡斷殘余油,在圖 H中這部分殘余油已經匯集到一起,成為連片的油流。這種看似反常的現象是由于被迫改道的注入水將原來未曾波及到的繞流剩余油驅替出來,并與原來通道上被驅替過形成的卡斷殘余油匯集,又形成完整的油流,此現象證明了微球的調剖作用很明顯,是微球造成了剩余油的重新分布。當然,這只是局部區域在整個驅替過程中一個時間點的狀況,在油田的實際生產中,在后續水不斷注入的情況下,這種類型的剩余油也將會被驅替出來。

4 驅油效率影響因素

4.1 物性對驅油效率的影響

水驅油實驗結果表明(圖3),驅油效率與物性成一定的正相關關系,各模型的孔隙度、滲透率越大,其驅油效率也越高,這是因為孔隙度和滲透率是樣品物性的綜合表征,這二者值越大,樣品中油的可容空間和有效滲流通道也越多,在水驅油的過程中越不容易被卡斷,越容易形成連續的油流而被驅出。而由于賈敏效應的影響,要使被已經形成卡斷的殘余油重新匯集而被驅出是相當困難的。

圖3 物性與2PV驅油效率的關系

4.2 孔隙結構非均質性對驅油效率的影響

孔隙結構非均質性主要由樣品的孔喉分選系數和均值系數體現。隨著樣品非均質性增強(分選系數變大,均質系數變小),驅油效率減小,但相關性較差(圖4)。這是因為樣品的非均質性強弱對油水驅替過程有著正反兩方面的影響。一方面,孔喉分選差、非均質性強,會使注入水突進,波及面積低,這對采收率有不利的影響;另一方面,孔喉分選差意味著樣品中存在粗大的孔喉,這更容易形成連續的油流,會使卡斷殘余油的形成有所減少。同理,非均質性弱對驅油效率的影響也具有雙重性。這二種截然相反的作用疊加在一起,使得孔隙結構非均質性對驅油效率的影響較為復雜,不同的研究者甚至得出了相反的結論[15-16],但在本次研究中,研究區阜三段樣品由于非均質性強使得注入水突進,造成波及面積減小,使采收率降低占主導地位。

圖4 孔隙結構非均質性與2 PV驅油效率的關系

在對常規2 PV水驅結束后的模型注入聚合物微球,然后以表活劑段塞驅替之后,各模型的最終驅油效率較之2 PV水驅油效率均有不同程度的提高,平均增加8.74%。驅油效率的增加值與孔隙結構非均質性有明顯的相關關系(圖5)。非均質性越強(分選系數越大,均質系數越小),驅油效率的增加值也越高。這是因為注入微球調驅之后,優勢水流通道被封堵,后續水被迫改道,使得原來大量的繞流殘余油被驅替,故驅油效率提高較大,如模型4、8、10。這三塊模型的驅油效率平均提高了12.9%,最高達15.79%。而對于非均質性較弱的模型,由于孔喉分布較為均一,注入水推進本來就比較均勻,故微球的調驅作用發揮的不明顯,驅油效率的增加主要來自于后續表面活性劑溶液對滲流通道上油膜殘余油及角隅殘余油的剝蝕。如模型3、2,驅油效率分別增加了3.77%和5.74%。

圖5 孔隙結構非均質性與驅油效率增加值的關系

5 結論

(1)室內真實砂巖微觀模型實驗表明,利用聚合物微球調剖,水驅油注入壓力有明顯的增加并會造成剩余油的重新分布。

(2)影響低滲透儲層水驅油效率的因素有物性和孔隙結構非均質性,物性越好和非均質性越弱,水驅油效率越高。

(3)對于低滲儲層,在注入聚合物微球調剖后,再用表面活性劑驅替,驅油效率有明顯的提高,并且模型的非均質性越強,驅油效率提高越大。

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TE357.431

A

1673-8217(2011)05-0105-04

2011-04-14;改回日期:2011-05-12

王越,1986年生,在讀碩士研究生,西北大學地質學系油氣田開發工程專業,主要從事油氣田地質與開發研究工作。基金項目:西北大學研究生科研創新實驗資助項目(10YSY03)。

編輯:劉洪樹