水驅(qū)稠油降黏驅(qū)對(duì)層間差異儲(chǔ)層動(dòng)用規(guī)律研究

王 玲，徐宏光，蒲 草，蔡韻凝

1.南充職業(yè)技術(shù)學(xué)院，四川南充637000；2.中國(guó)石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東東營(yíng)257000；3.勝利石油管理局博士后科研工作站，山東東營(yíng)257000

稠油在世界油氣資源中占有很大的比重，熱力采油作為目前稠油開(kāi)發(fā)的主要手段，取得了顯著的效果。但熱力采油面臨能耗高、成本高等問(wèn)題，低成本、低排放的冷采技術(shù)成為國(guó)內(nèi)外的研究方向。近年來(lái)，以化學(xué)降黏代替加熱降黏成為國(guó)內(nèi)外稠油化學(xué)冷采的研究熱點(diǎn)［1-4］。

膠質(zhì)瀝青質(zhì)是稠油黏度的主要來(lái)源。膠質(zhì)瀝青質(zhì)是由層片狀稠環(huán)化合物堆疊而成的聚集體，稠環(huán)與原油中O、N、S以及金屬原子等雜原子易形成氫鍵、范德華力等作用力，導(dǎo)致稠油黏度升高?；瘜W(xué)降黏劑主要分為油溶性降黏劑和水溶性降黏劑兩大類。油溶性降黏劑利用高溫或溶劑使膠質(zhì)瀝青質(zhì)分子堆積層隙變得疏松，使降黏劑分子通過(guò)溶解、分散和滲透作用進(jìn)入膠質(zhì)瀝青質(zhì)分子層之間，起到降低稠油黏度的作用。水溶性降黏劑主要通過(guò)分子間的作用力破壞稠油大分子聚集體，使稠油與水形成油水分散體系，從而降低稠油黏度。由于油溶性降黏劑的使用條件苛刻、用量大、成本高，而水溶性降黏劑的應(yīng)用范圍廣、用量少、價(jià)格低，因此水溶性降黏劑具有廣闊的應(yīng)用前景。

由于未考慮儲(chǔ)層層間差異，目前降黏驅(qū)采收率存在較大差異，層間差異儲(chǔ)層的動(dòng)用規(guī)律不明確［5-6］。為更好地研究水驅(qū)稠油降黏驅(qū)差異儲(chǔ)層動(dòng)用規(guī)律，筆者制作層間滲透率差異巖心并進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，分析水驅(qū)稠油降黏驅(qū)差異儲(chǔ)層原油動(dòng)用規(guī)律，以期為水驅(qū)稠油油藏降黏驅(qū)的驅(qū)油規(guī)律和采收率的預(yù)測(cè)提供實(shí)驗(yàn)支撐和理論支持。

1 材料與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

采用多功能驅(qū)替裝置和Micro CT掃描儀進(jìn)行實(shí)驗(yàn)［7-8］，多功能驅(qū)替裝置由恒壓恒流泵、中間容器、方形巖心夾持器、壓力采集系統(tǒng)、回壓控制系統(tǒng)、油氣水計(jì)量裝置等組成。CT掃描儀主要包括X線源、樣品夾持器、X線探測(cè)器以及相應(yīng)數(shù)據(jù)存儲(chǔ)、處理的工作站、顯示器等。

1.2 實(shí)驗(yàn)樣品與流體

制作符合現(xiàn)場(chǎng)滲透率要求的膠結(jié)巖心，模型1、2、3為層間滲透率差異儲(chǔ)層模擬巖心，巖心物性參數(shù)如表1所示。實(shí)驗(yàn)油樣采用地層原油，油樣在地層溫度（60℃）下的黏度為424 mPa·s［9］。實(shí)驗(yàn)用水采用現(xiàn)場(chǎng)配制注入水。實(shí)驗(yàn)用降黏劑質(zhì)量濃度為3 g/L。

表1 巖心物性參數(shù)

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)步驟分為5步。①飽和油田水：用抽真空的方式將巖心飽和油田水，根據(jù)飽和前后巖心質(zhì)量和油田水密度計(jì)算巖心孔隙體積。②飽和油并老化巖心：將巖心裝入驅(qū)替流程，調(diào)整溫度和壓力，以0.5 mL/min的流速飽和原油，老化3～7 d。③巖心一次水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)：用油田水以0.5 mL/min進(jìn)行一次水驅(qū)，至含水率為95%時(shí)停止，收集采出液。④注入降黏劑：按照現(xiàn)場(chǎng)要求，注入適量的降黏劑，保持溫度和壓力，繼續(xù)老化1 d。⑤巖心二次水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)：用油田水以0.5 mL/min進(jìn)行二次水驅(qū)油，至含水率為98%時(shí)停止，收集采出液。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄壓力、出水、出油、出液總量，并計(jì)算采收率。

CT掃描實(shí)驗(yàn)根據(jù)文獻(xiàn)［10］進(jìn)行。

2 結(jié)果與討論

2.1 層間差異儲(chǔ)層動(dòng)用規(guī)律分析

模型1上層滲透率為200 mD，下層滲透率為400 mD，上下層滲透率差距較小，巖心CT掃描結(jié)果如圖1所示。由圖1可知：巖心剩余油主要分布在上層，上層有近20%的巖心剩余油未被動(dòng)用，其他波及部分動(dòng)用率為50%左右。下層剩余油動(dòng)用率比上層高，除20%剩余油未被動(dòng)用，其他大部分剩余油動(dòng)用率為75%左右，小部分動(dòng)用率達(dá)100%，剩余油相對(duì)較少。上下層動(dòng)用率差距較小，總體原油動(dòng)用率均較低，剩余油較多。

圖1 模型1的CT掃描圖

模型2上層滲透率為200 mD，下層滲透率為700 mD，上下層滲透率差距較大，巖心CT掃描結(jié)果如圖2所示。由圖2可知：巖心剩余油主要分布在上層，上層30%左右的巖心剩余油未被動(dòng)用，其他部分動(dòng)用率為50%左右。下層剩余油相對(duì)較少，大部分巖心剩余油動(dòng)用率在50%～75%，少部分動(dòng)用率達(dá)100%。上下層動(dòng)用率差距增大，總體動(dòng)用率升高，剩余油降低。

圖2 模型2的CT掃描圖

模型3上層滲透率為200 mD，下層滲透率為1 000 mD，上下層滲透率差距最大，巖心CT掃描結(jié)果如圖3所示。由圖3可知：巖心剩余油主要分布在上層，上層剩余油動(dòng)用率比下層高。下層剩余油相對(duì)較少，剩余油未被動(dòng)用部位極少，大部分動(dòng)用率在75%以上，部分剩余油動(dòng)用率達(dá)100%。上下層動(dòng)用率差距最大，總體動(dòng)用率最大，剩余油最少。

圖3 模型3的CT掃描圖

設(shè)置3個(gè)儲(chǔ)層原油黏度均相同，滲透率差不同，橫向比較3個(gè)層間滲透率差異儲(chǔ)層。從巖心CT掃描結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)其動(dòng)用規(guī)律有以下2個(gè)特征。①3個(gè)層間滲透率差異儲(chǔ)層模型均主要?jiǎng)佑酶邼B透層原油，高滲透層原油動(dòng)用率較高，低滲透層原油動(dòng)用率較低。這是由于低滲透層滲透率低，孔隙少，原油較難采出；高滲透層滲透率高，孔隙多，原油較易采出。②滲透率差小的層間滲透率差異模型，上下兩層采出率差距較小，隨滲透率差的增大，上下層采出率差距增大。

2.2 層間滲透率差異儲(chǔ)層采收率分析

表2為層間滲透率差異儲(chǔ)層采收率情況。由表2可知：層間滲透率差異儲(chǔ)層的滲透率越大，采收率越高；層間滲透率差值越大，采收率越高。滲透率的提高更有利于高滲層動(dòng)用率的提高，高滲層動(dòng)用率高于低滲層。降黏劑驅(qū)對(duì)高滲層影響顯著，降黏劑驅(qū)后，高滲層動(dòng)用程度最大，采收率提高幅度達(dá)到7.07%；低滲層整體動(dòng)用程度低，高滲層整體動(dòng)用程度高，后續(xù)水驅(qū)貢獻(xiàn)更大。

表2 層間滲透率差異儲(chǔ)層采收率

3 結(jié)論

1）層間滲透率差異儲(chǔ)層采收率隨滲透率的提高而提高，滲透率的提高更有利于高滲儲(chǔ)層動(dòng)用率的提高。

2）層間滲透率差異儲(chǔ)層模型均主要?jiǎng)佑酶邼B透層原油，高滲透層原油動(dòng)用率高于低滲透層原油動(dòng)用率；滲透率差小的層間滲透率差異模型，上下層采收率差距較小，隨滲透率差的增大，上下層采收率差距增大。