礫巖油藏二元復合驅注入體系優化研究

曹錦鴻, 高明,4*, 劉皖露, 劉朝霞, 桑國強

(1.中國科學院大學, 北京 100049; 2.中國科學院滲流流體力學研究所, 廊坊 065007; 3.中國石油勘探開發研究院, 北京 100083; 4.提高油氣采收率全國重點實驗室, 北京 100083)

位于新疆準格爾盆地的克拉瑪依油田是礫巖油藏集中發育的典型區域[1],經過四十多年的注水開發,目前大部分油藏進入高含水期,產量逐步衰減。礫巖油藏通常具有很強的非均質性,且孔隙連通復雜、分選性差、毛細管半徑較小,驅油機理相對復雜,水驅開發過程中波及面積小,殘余油飽和度高,采收率偏低[2],因此有必要開展進一步提高采收率方法的研究。

近年來,化學復合驅在諸多砂巖油藏中取得了良好的開發效果和經濟效益[3-5],但關于二元復合驅在礫巖油藏中應用的研究相對較少[6]。相比常規砂巖油藏,礫巖油藏不同類型儲層的動用差異較大[7],二元復合驅中聚合物性質受聚合物相對分子質量和溶液濃度的影響[8],表面活性劑通過乳化油滴、降低界面張力等機理提高油水置換效率,不同類型的表面活性劑對提高采收率影響程度不同[9]。隨著二元復合驅技術不斷突破,有必要考慮不同參數在礫巖油藏中的影響,不同滲透率下二元復合驅的驅替特征及作用機理有待進一步深化,開展不同二元復合驅體系和注入量的提高采收率極限研究意義重大。基于此,利用長砂管模型研究不同滲透率、不同驅替方式及不同注入量下二元復合驅提高礫巖油藏的采收率極限及滲透率應用界限,為礫巖油藏進一步提高采收率提供了重要的理論依據,也為新疆油田二元復合驅的應用及注入參數優化提供了數據支撐。

1 試驗區儲層特征

七中區克拉瑪依組油藏基本參數如表1所示。礫巖油藏沉積厚度110～220 m,二元復合試驗區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 七中區克拉瑪依組油藏基本參數

2 復合體系驅替實驗

2.1 實驗材料與儀器

2.1.1 實驗材料

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

2.1.2 實驗儀器

分析天平;活塞中間容器;長砂管模型(長100 cm,直徑3.8 cm);ISCO泵;恒溫箱;手搖泵,量筒和壓力計等其他輔助設備。實驗流程如圖1所示。

圖1 動態驅替實驗流程圖Fig.1 Flowchart of dynamic displacement experiment

2.2 實驗方案與步驟

2.2.1 實驗方案

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

表2 復合體系實驗方案

2.2.2 實驗步驟

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

(2)在常溫下對填制好的砂管模型(砂管長100 cm,內徑3.8 cm)抽真空,同時飽和模擬地層水,測定孔隙體積,并計算孔隙度。

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

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

(5)在40 ℃條件下,以1 m/d的注入速度模擬水驅實驗,驅至模型出口總體含水達95%時結束,采集壓力、產油量、產水量等相關數據。

(6)相同條件下,按實驗方案要求進行復合體系驅替實驗,并采集相關數據。

(7)相同實驗條件下,模擬后續水驅實驗,驅至砂管模型出口含水95%時結束實驗。

3 實驗結果與分析

3.1 不同滲透率方案優選

利用多功能物理模擬裝置(圖1),采用單測壓,計算實驗過程的阻力系數和殘余阻力系數,評價聚合物溶液的注入壓力變化規律及其注入性能。通過總結大量實驗結果[10-13],確定了如下評價注入性能的指標。

(1)阻力系數Rf小于100,注入順利;否則認為注入堵塞。

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

若兩個參數均符合條件,則認為在該滲透率下,該相對分子質量和濃度的聚合物溶液順利注入,否則認為發生了堵塞。

根據試驗區和砂管模型基本物性參數,注入性評價實驗結果如表3所示。

表3 聚合物與地層滲透率匹配關系

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

不同情況下阻力系數隨聚合物相對分子質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Rf增大,并且阻力系數Rf上升趨勢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導致滲流阻力急劇增加[14]。

圖2 不同情況下阻力系數變化曲線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分子質量的關系如圖4所示。在研究范圍內,聚合物相對分子質量與可注入滲透率下限線性相關[15]。

圖4 可注入滲透率下限和聚合物相對分子質量變化曲線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性受巖心滲透率、聚合物濃度、相對分子質量等因素的影響。根據室內實驗結果,最終確定聚合物溶液濃度為1 000 mg/L,相對分子質量4×106～1×107。相同注入量條件下,聚合物相對分子質量越大,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,應盡量取用具有較大相對分子質量的聚合物。

不同相對分子質量的聚合物與PS-30表面活性劑形成的二元復合體系在長砂管模型中進行驅油實驗,結果如表4所示。在測試的滲透率范圍內,水驅和二元復合驅采收率均隨著滲透率的增大而增加。當滲透率增大時,復合體系的提高采收率值也不斷增大,但增加幅度逐漸減緩。滲透率對采收率和注水量影響如圖5所示。

圖5 滲透率對采收率、注水量影響實驗結果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驗結果

從動力學角度分析,殘余油在毛管內啟動的阻力為毛管壓力梯度,復合驅替液在油藏孔隙中的驅替壓力梯度必須大于毛管壓力梯度造成的阻力,才能有效驅出孔隙中的水驅殘余油[15]。在實驗過程中當其他條件一定時,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,當滲透率大于一定值時,驅替壓力梯度大于殘余油啟動阻力,殘余油即被驅出。當滲透率由5 mD增大到10 mD時,由于孔隙半徑相應增大,越來越多的殘余油被驅出。隨著滲透率繼續增大,驅替壓力梯度遠高于殘余油啟動阻力,被驅出的殘余油量與滲透率相關性不再顯著[15]。故當滲透率由30 mD繼續增加到50 mD時,驅替壓力梯度大大高于油流阻力,導致殘余油的驅替量隨滲透率的增大變化不再明顯。

從聚合物的水動力尺寸分析,HPAM分子線團尺寸應與巖心孔隙尺寸相匹配[16],驅替液的水動力尺寸由復合體系及環境溫度決定[17-18],在本文實驗中為定值,實際上具有一定的分布。具有一定水動力尺寸的HPAM分子線團只能進入半徑大于某一定值的孔隙內,且會對半徑較小的孔隙造成一定程度的堵塞[19],使復合體系的多孔介質中提高采收率的應用存在一定的滲透率極限。

3.2 不同復合體系優選

根據滲透率優化結果,在30 mD滲透率下進行不同濃度的低張力復合體系及強乳化復合體系優選。

3.2.1 低張力復合體系

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

這就需要我們平時養成思考并解剖問題的習慣。這個對不少中國家長來說也有點挑戰，因為我們的教育經驗大多是籠統整體式的，而不是西方教育所推崇的分析式。很多對成年人來說很簡單很普通的行為其實都隱含了大量知識背景在里面。

表5 不同濃度下低張力復合體系采收率實驗結果

在測試濃度范圍內,水驅平均采收率為42.78%,復合驅平均采收率為67.36%,平均提高采收率為24.58%。水驅過程中當含水達到95%時,平均所需注入量為0.77 PV。當低張力復合體系濃度增大時,提高采收率幅度有所增加,但增加幅度逐漸減緩。

3.2.2 強乳化復合體系

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

表6 不同濃度下強乳化復合體系采收率實驗結果

當強乳化復合體系濃度增大時,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個百分點到提高5.48個百分點。

3.2.3 不同復合體系對比分析

從礫巖油藏的物性特征來看,其孔隙結構具有復模態孔隙結構,微觀非均質性嚴重,孔喉分布極度不均[2],單純靠降低界面張力無法使復雜的孔隙結構表面完全受到影響[20-21]。強乳化作用形成的乳狀液具有更加優良的驅油機理[22-24],能夠進一步提高驅油效率。對比不同復合體系下的驅替實驗結果(表6、表7)可知,在相同表面活性劑濃度下,強乳化OP-10復合體系的提高采收率幅度高于低張力PS-30復合體系。

表7 不同注入量下的采收率實驗結果

3.3 不同注入量優選

綜上所述,選取強乳化劑OP-10配置濃度1.0%的復合體系(聚合物濃度1 000 mg/L),在30 mD的填砂巖心中研究不同復合體系注入量對驅油效果的影響,實驗結果如表7所示。水驅過程中當含水達到95%時,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,水驅平均采收率為40.85%。將復合體系注入量從2 PV逐步提高到10 PV,含水率均降低了約76個百分點,提高采收率值也不斷增加,從34.29%上升至40.38%。復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。

復合體系注入量的增加能夠使驅替液更加有效地封堵水流快速通道,擴大波及體積,從而排出殘余油、提高驅油效果。根據不同方案的采出程度曲線,復合體系注入量達到3.5 PV以后,復合體系提高采收率值逐漸趨于穩定,在注入10 PV后,復合驅體系最高提高采收率幅度達到40.38個百分點。

4 結論

(1)針對克拉瑪依油田七中區克下組礫巖油藏儲層特征和流體特性,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合體系,探究了不同滲透率下聚合物相對分子質量的應用界限,明確了礫巖油藏滲透率為30 mD以上儲層較適合采用化學驅開發方式。

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

(3)不同注入量對復合體系的驅油效果影響也較大。復合體系的驅油效率隨注入量的增大而提高,復合體系注入量達到3.5 PV以后,復合體系提高采收率值逐漸趨于穩定,在注入10 PV后,復合驅體系最高提高采收率幅度達到40.38個百分點。