張衛(wèi)平,章倩倩,彭紅霞,鮑銀亮
(延長油田股份有限公司定邊采油廠,陜西榆林718600)
近年來,根據(jù)我國石油資源評價資料顯示,我國目前的低滲透油藏已探明儲量約在150億噸以上,且所占比例正逐年穩(wěn)步提高。未來低滲透油藏的開發(fā)越來越受到科學(xué)家們的重視[1-3]。近年來,低滲透儲層的開發(fā)與研究取得了較大進(jìn)展,但與高滲透儲層的開發(fā)研究相比仍存在較大差距。相關(guān)資料表明,目前低滲透油藏的平均采收率僅為21.4%,比高滲透油藏低12.6%[4-6]。因此,如何有效開發(fā)低滲透油藏至關(guān)重要。
目前,注水法仍是低滲透油藏開發(fā)的主要方案。然而,由于低滲透油藏以其低滲透、低孔隙率等特殊性質(zhì),導(dǎo)致其吸水能力相對較低。另外,粘土膨脹和油土層與注入水的不相容性也大大降低了吸水能力,使注入壓力升高,使注水井周圍壓力區(qū)增大,進(jìn)一步減小了有效注入壓差,使注入速度迅速下降。XX油田作為我國的五大油田之一,已發(fā)現(xiàn)了越來越多的低滲透油藏,但與此同時,存在高注入壓力問題的注水井也越來越多,其占比已達(dá)64%。這說明XX油田存在嚴(yán)重的注水壓力問題。
注水井壓力上升,將會直接影響注水井效率,影響注水井配注系統(tǒng),以至造成高能耗。長期高壓使套管易破碎,降低了波及效率,進(jìn)一步降低了低滲透油藏的采收率。為了提高注水效率,必須采取加大注水措施。目前,壓裂、酸化、射孔等方法在增注中應(yīng)用較多,但有效期相對較短。
近年來,由于表面活性劑對低滲透性的特殊作用而被引入減壓領(lǐng)域儲液罐,表面活性劑的主要作用是可以通過改變油水界面張力,改善油水流動性,提高水相滲透率,從而降低低滲透油藏的注入壓力。根據(jù)這一思路,在我國一些低滲透油藏開展了低濃度表面活性劑降壓研究,取得了一定的效果。這些研究主要集中在表面活性劑溶液降低油水界面張力方面,而對表面活性劑降低殘余油飽和度的研究較少。根據(jù)Jamin效應(yīng),少量的油對水流有很大的阻力,使得水相滲透率很低,從而使注入壓力很高。因此,剩余油飽和度對水相滲透率影響很大,進(jìn)而決定注水井的壓力[7-8]。高濃度表面活性劑對剩余油具有良好的增溶效果,從而提高水相滲透率,進(jìn)一步降低注入壓力。為此,本文著重研究了表面活性劑體系的增溶作用,考察了其降壓效果,并針對XX油田低滲透油藏開發(fā)了高濃度表面活性劑體系。
評價的四種自制的實驗產(chǎn)品分別是KAS、OTC、HEX和BET,有效含量為33%。KAS和OTC分別是具有不同疏水基團(tuán)的磺酸鹽表面活性劑;HEX和BET是分子中具有不同數(shù)量PO和EO單元的非離子-陰離子表面活性劑。實驗過程中所使用的乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇均為分析試劑,由國藥集團(tuán)提供。
實驗過程中的驅(qū)油采用XX油田原油與直餾柴油的混合物,質(zhì)量比為1∶2,其粘度如圖1、圖2所示。實驗所用的溶液為通過一定方法合成的XX地層水和蒸餾水制備表面活性劑水溶液。此外,在上述這些實驗中,還使用了200g/L的鹽水溶液。
圖1 油田原油粘溫曲線Fig. 1 Crude oil viscositytemperature curve of oilfield
圖2 油田混合油粘溫曲線Fig.2 Viscosity-temperature curve of mixed oil in oilfiel
1.2.1 溶解能力的測定
本試驗的主要目的是為巖心驅(qū)油選擇一種良好的表面活性劑化學(xué)配方。在這項試驗中,我們對多種名不同成分的表面活性劑配方進(jìn)行了評估。首先精確稱取10g表面活性劑,并置于20mL的帶塞量杯中,然后以每次0.05g的量加入柴油,使混合液充分混合,然后將量杯置于70℃水浴中15min, 觀察混合物是否透明。如果上述溶液透明,則繼續(xù)按上述方法添加柴油,直到溶液開始變得渾濁。最后,記錄添加到溶液中的油的總數(shù)并計算其溶解能力。
1.2.2 最佳含鹽量的確定
用不同含鹽濃度的鹽水(NaCl)溶液測試候選配方的耐鹽性。先將10mL表面活性劑溶液加入20mL帶塞刻度量杯中,加入柴油至刻度線,混合均勻,然后將量杯置于70℃水浴中24h。觀察了微乳液的相類型(下、中、上),并通過記錄圓筒內(nèi)的界面位置來確定最佳含鹽量。
1.2.3 堆芯水流量
通過巖心驅(qū)油實驗,確定了候選配方降低進(jìn)口壓力的能力。在本試驗中,巖心被合成地層水飽和,并計算出孔隙體積。在室溫(20℃)下用合成地層水測定巖心的滲透率。之后,巖心被地層水淹沒。用多個PⅤs復(fù)合油驅(qū)水,直到巖心在70℃達(dá)到殘余水飽和度,然后保持巖芯老化2h。在此條件下,開始注入地層水,并持續(xù)注入,直到入口壓力穩(wěn)定2h。當(dāng)時,巖芯已經(jīng)達(dá)到殘余油飽和度。在以下步驟中,為了降低注射壓力,表面活性劑溶液開始注射并持續(xù)到5~10 PⅤ。然后注入地層水,直到入口壓力保持穩(wěn)定。在此過程中,泵速保持在0.1mL/min,恒溫箱溫度為70℃。在整個實驗期間都觀察到了壓力。
2.1.1 單一表面活性劑
高濃度表面活性劑由于膠束的形成而具有溶解油的能力。為了測試這四種表面活性劑的增溶能力,在4種不同溫度(30℃、50℃、70℃、90℃)下對四種表面活性劑進(jìn)行了評價,結(jié)果如圖3所示。在該過程中,表面活性劑濃度保持在10% (w.t.),并用含20 g/L NaCl的鹽水溶液制備表面活性劑溶液。圖3顯示單一表面活性劑的增溶能力很弱。
圖3 不同溫度下單一表面活性劑的增溶能力Fig. 3 Solubilizing ability of a single surfactant at different temperatures
2.1.2 添加劑對增溶能力的影響
為了提高表面活性劑的增溶能力,需要添加一些添加劑。添加劑的加入不僅調(diào)節(jié)了水和油的極性,而且參與了膠束的形成,增大了膠束的空間,進(jìn)一步提高了膠束的增溶能力。通常以醇類和苯酚為添加劑,對醇類進(jìn)行了篩選和測試。
2.1.2.1 單一添加劑
本實驗選用四種醇(乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇)。所研究的體系由10%的表面活性劑和5%的添加劑組成,在70℃下測定了其增溶能力,結(jié)果顯示,當(dāng)體系中加入添加劑后,除KAS外,表面活性劑的增溶能力均有所提高。這表明了添加劑對微乳液的形成起著重要作用。一方面,添加劑和表面活性劑吸附在界面上,使界面張力降到極低,甚至超低;另一方面,添加劑降低了界面剛性,提高了界面的流動性,降低了形成微乳液所需的能量,從而使微乳液易于形成。
2.1.2.2 復(fù)合添加劑
對于每種表面活性劑,我們選擇了兩種在前一次試驗中更有效的添加劑。在表面活性劑和添加劑的總含量為20%時,分別考察了表面活性劑和添加劑的質(zhì)量比以及兩種添加劑的不同質(zhì)量比時的增溶能力。結(jié)果如圖4~圖6所示。對于HEX,選擇正丙醇和正丁醇作為兩種添加劑;對于OTC,選擇正丙醇和異丙醇;對于BET,選擇正丙醇和正丁醇。圖4顯示,隨著表面活性劑用量的增加,增溶量先增大后減小;在表面活性劑與添加劑質(zhì)量比一定的情況下,增溶量隨正丁醇濃度的增加而增大,在該體系中最大增溶量為0.66g/g。從圖5可以看出,添加劑和表面活性劑濃度的變化對增溶能力影響不大,最大為0.600g/g。從圖6可以看出,在保持組合醇質(zhì)量比不變的情況下,隨著表面活性劑含量的增加,增溶能力降低;在表面活性劑和復(fù)合添加劑質(zhì)量比一定的情況下,隨著復(fù)合添加劑中正丁醇含量的增加,增溶能力增大,說明正丁醇對該體系的增溶效果較好,但最大增溶量僅為0.285g/g。
圖4 正丙醇和正丁醇在70℃時對HEX的增溶能力Fig. 4 The solubilizing ability of n-propanol and n-butanol to HEX at 70°C
圖5 正丙醇與異丙醇在70℃ 時對OTC的增溶能力Fig. 5 Solubilization ability of n-propanol and isopropanol to OTC at 70℃
圖6 正丁醇與正丙醇在70℃下BET的增溶能力Fig. 6 Solubilization ability of n-butanol and n-propanol at 70°C
與單添加劑試驗相比,添加劑的組合大大提高了增溶效果。一方面,所用的三種表面活性劑均具有長碳鏈,疏水性強(qiáng),加成的醇可改變HLB,使微乳液容易形成。另一方面,加入的醇分子可以插入表面活性劑分子之間,使疏水基團(tuán)之間的距離變大,進(jìn)一步削弱了靜電排斥作用力,導(dǎo)致鏈憎氫基團(tuán)和醇的碳鏈可能更加接近,因此,溶液中存在膠束。結(jié)果表明,由13.3%表面活性劑、2.23%正丙醇和4.47%正丁醇組成的體系具有最大的溶解能力,可達(dá)到0.66g/g,可用于后續(xù)的巖心驅(qū)油試驗。
2.1.3 微乳的耐鹽性試驗
在本試驗中,觀察了微乳液體積與鹽度之間的關(guān)系,結(jié)果如圖7所示。結(jié)果表明,微乳液體積隨鹽度的增加而增大,形成的微乳液均為水外相微乳液。所選體系具有良好的耐鹽性。
圖7 待選體系的耐鹽性Fig.7 Salt tolerance of the system to be selected
進(jìn)行了一系列巖心注水試驗,以評估所選系統(tǒng)的降壓能力。對于巖心3-J1-4,表面活性劑溶液用200g/L的NaCl鹽配制,另外兩種用渤南合成地層水配制,得出注入壓力與注入PⅤ(孔隙體積)之間的關(guān)系。從所進(jìn)行的三次注水試驗可以看出,當(dāng)注入7.5PⅤ表面活性劑溶液時,注入壓力下降很大,分別降低了63.5%、41.4%和36.6%。結(jié)果表明,在鹽度為200g/L的情況下,所選擇的體系能有效降低注入壓力。
在驅(qū)油過程中,對于巖心3-J1-4和巖心3-J1-6,注入表面活性劑溶液后注入壓力大幅增加。一方面,高濃度體系比地層水具有更高的粘度,從而降低水油流動比,提高注入壓力。另一方面,在微乳液形成過程中,剩余油被溶解到表面活性劑體系中,提高了多孔介質(zhì)中流體的粘度,提高了注入壓力。對于3-J1-2巖心,表面活性劑體系粘度較低(0.596mPa?s),略高于地層水。該體系注入巖心后,可溶解水道中的殘余油,降低剩余油飽和度,進(jìn)一步降低注入壓力。
為了研究體系濃度對降壓效果的影響,進(jìn)行了5次巖心驅(qū)替試驗。結(jié)果表明,系統(tǒng)濃度越高,降壓效果越好。當(dāng)濃度大于100g/L時,其降壓效果與100g/L表面活性劑溶液無顯著差異。這可能是因為100g/L表面活性劑溶液使活性劑作用區(qū)域的剩余油飽和度接近于零。
通過巖心驅(qū)油試驗研究了PⅤ注入效果,在不同PⅤ注入倍數(shù)下,壓降速率無明顯差異。這進(jìn)一步表明,大部分殘余油已被少量減壓系統(tǒng)置換。
(1)試驗得到了表面活性劑13.3%、正丙醇2.23%、正丁醇4.47%的最佳減壓體系。
(2)根據(jù)溶解剩余油的原理,在低滲透油藏中注入表面活性劑溶液,可使注入壓力降低35%以上。
(3)所選體系具有良好的耐鹽性,最高耐鹽度為NaCl濃度200g/L。
(4)通過注入少量PⅤ可以降低壓力,超過該值可以獲得很小的壓降速率。
(5)活性組分含量越高,壓降越大,表面活性組分最佳濃度為100g/L。