安晨輝

中國石油集團(tuán)長城鉆探工程有限公司測試公司

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30 m填砂管中復(fù)合驅(qū)油體系特性對(duì)驅(qū)油效率的影響①

安晨輝

中國石油集團(tuán)長城鉆探工程有限公司測試公司

為更加準(zhǔn)確地模擬油藏在長時(shí)間、大距離條件下的驅(qū)油過程，建立了一套長30 m的驅(qū)油物理模型，通過分析驅(qū)油過程中沿程壓力變化來考察驅(qū)油效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，從注入ASP驅(qū)油劑開始計(jì)算，注入0.5 PV時(shí)，ASP的作用才開始顯現(xiàn)，0.9 PV時(shí)的效果最好，1.4 PV后效果開始消失；界面張力僅在較短的時(shí)間含油較少的前10%距離內(nèi)能夠達(dá)到超低狀態(tài)，為采出程度的提高所做的貢獻(xiàn)僅為7.7%。可見，超低界面張力所作出的貢獻(xiàn)是有限的；驅(qū)油效率較高時(shí)，整個(gè)長填砂管中的黏度保留率相對(duì)較高，且黏度保留率最高值所處位置殘余油飽和度也較高，為驅(qū)油效率的提高做了主要貢獻(xiàn)?？梢姡徒缑鎻埩顟B(tài)并不是采收率提高不可或缺的因素，黏度及其保留率的作用是至關(guān)重要的。

長填砂管超低界面張力黏度保留率驅(qū)油效率

在化學(xué)復(fù)合驅(qū)的物理模擬中，很多研究人員都是在靜態(tài)條件下來研究化學(xué)劑與巖石之間的相互反應(yīng)和作用過程[1-2]，但此種方法不能準(zhǔn)確模擬3元復(fù)合驅(qū)油體系中三種化學(xué)驅(qū)油劑在油藏中的動(dòng)態(tài)驅(qū)替運(yùn)移過程[3]。為了克服上述缺點(diǎn)，研究人員用一維填砂管模型或者巖心模型來研究三元復(fù)合驅(qū)油體系的驅(qū)替滲流問題[4]。由于條件限制，所采用的模型尺寸一般都比較小，原油和驅(qū)油劑運(yùn)移的距離都較短，導(dǎo)致很多重要的物理化學(xué)現(xiàn)象的發(fā)生都體現(xiàn)得不明顯[5]。復(fù)合驅(qū)油體系中的驅(qū)油劑在多孔介質(zhì)中流動(dòng)時(shí)，一些重要的物理化學(xué)現(xiàn)象如化學(xué)劑的吸附、滯留與擴(kuò)散等都隨著距離和驅(qū)替過程的變化而不斷變化的[6-8]，不能在較短的運(yùn)移距離或者較短的驅(qū)替時(shí)間內(nèi)達(dá)到平衡[9]。所以，本實(shí)驗(yàn)建立了一套長物理模擬驅(qū)油模型(30 m)，滿足了驅(qū)油過程對(duì)時(shí)間和距離的要求。在長物理模型不同位置上布置取樣點(diǎn)以及測壓點(diǎn)，通過實(shí)時(shí)采集樣品來檢測復(fù)合體系的界面張力、黏度以及濃度的變化，并且研究了復(fù)合體系在不同運(yùn)移距離后的驅(qū)油效率，以此來研究復(fù)合驅(qū)化學(xué)劑在多孔介質(zhì)流動(dòng)過程中，其動(dòng)態(tài)性能的變化及其對(duì)驅(qū)油效率的影響[10]。通過此模型研究復(fù)合體系運(yùn)移過程中動(dòng)態(tài)變化規(guī)律，這是存在端面效應(yīng)的短尺寸物理模型無法比擬的優(yōu)勢[11]。希望能通過本實(shí)驗(yàn)為發(fā)展復(fù)合驅(qū)的物理化學(xué)滲流理論提供一定的實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1實(shí)驗(yàn)裝置與設(shè)備

2PB00C系列平流泵;活塞中間容器;30 m長填砂管;恒溫箱;壓差變送器和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，Dionex公司的高效液相色譜儀;SVT20N視頻旋轉(zhuǎn)滴張力儀;MCR301界面流變儀等。

1.2模型

(1) 模型尺寸。用大慶天然油砂制作多根填砂管模型，并將多根填砂管連接制成長30 m，直徑2.5 cm的長填砂管，孔隙度為28.4%，水測滲透率為858×10-3μm2。超長填砂管物理模擬裝置沿程設(shè)置一系列測壓點(diǎn)，間隔4 min自動(dòng)監(jiān)測，記錄整個(gè)驅(qū)替過程中的壓力變化；另沿程設(shè)置了一系列取樣點(diǎn)，以備在驅(qū)替不同的時(shí)間點(diǎn)取樣，模型管上取樣點(diǎn)的分布見表1。

表1　取樣點(diǎn)的分布Table1　Distributionofsamplepoints序號(hào)123456取樣點(diǎn)距入口距離/m2.93.76.211.214.517.8

1.3實(shí)驗(yàn)材料

聚合物：平均相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬；表面活性劑：烷基苯磺酸鹽表面活性劑、鼠李糖脂生物表面活性劑；堿劑(NaOH)及其他無機(jī)鹽：實(shí)驗(yàn)室常用的分析純化學(xué)藥品；實(shí)驗(yàn)用油:大慶采油二廠原油；實(shí)驗(yàn)用污水:大慶油田現(xiàn)場注入污水。

1.4實(shí)驗(yàn)條件

(1) 實(shí)驗(yàn)溫度:模擬大慶油田平均油層溫度(45 ℃)。

(2) 注入速度:模擬現(xiàn)場線性注入速度為1 m/d，折算注入流量為0.3 mL/min。

1.5驅(qū)油體系組成與性能

(1) ASP段塞：1.0%(w)堿(NaOH)+0.1%(w)烷基苯磺酸鹽(有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)50%)+0.1%(w)鼠李糖脂+1 600 mg/L聚合物(HPAM)；ASP復(fù)合體系的表觀黏度為49.1 mPa·s,與所配制的模擬油在45 ℃下的界面張力為3.1×10-4mN/m。

(2) 后續(xù)聚合物段塞：聚合物(HPAM)：1 300 mg/L；表觀黏度為50.8 mPa·s。

1.6實(shí)驗(yàn)方法與過程

(1) 模型抽真空、飽和模擬地層水，計(jì)算孔隙度。

(2) 45 ℃下恒溫12 h后,水測滲透率。

(3) 飽和油至束縛水飽和度，計(jì)算含油飽和度，并讓其充分老化。

(4) 水驅(qū)開始，并沿程記錄各測壓點(diǎn)的壓力，驅(qū)油至出口含水98%,計(jì)算水驅(qū)采收率。

(5) 以長填砂管物理模型孔隙體積(Vp)為基礎(chǔ),注入0.3 PV的復(fù)合體系段塞,再轉(zhuǎn)注入0.2 PV的聚合物保護(hù)段塞，從注入復(fù)合體系開始計(jì)算，分別在注入0.35 PV、0.55 PV、0.75 PV、1.0 PV、1.5 PV和2.0 PV時(shí)，在7個(gè)取樣點(diǎn)(包括出口)分別取樣，共取42個(gè)樣。由于每個(gè)樣的體積小，所有樣的總體積遠(yuǎn)小于注入量，因此對(duì)模型的影響可以忽略不計(jì)，不需補(bǔ)充注入液體。繼續(xù)后續(xù)水驅(qū)至無油,并檢測不到化學(xué)劑為止,計(jì)算三元復(fù)合驅(qū)采收率。

(6) 對(duì)取出的42個(gè)樣品進(jìn)行界面張力、黏度等分析。

2　實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1長填砂管驅(qū)油動(dòng)態(tài)分析

長填砂管模型驅(qū)油動(dòng)態(tài)曲線如圖2所示。本研究定義采出液中油量所占的體積分?jǐn)?shù)為含油率fo(fo=1-fw)，其中fw為含水率。從左數(shù)第一條豎直線表示開始注入三元復(fù)合體系的時(shí)刻，第二條豎直線表示開始注入聚合物保護(hù)段塞的時(shí)刻，第三條豎直線表示開始后續(xù)水驅(qū)的時(shí)刻。從圖2可看出，含油率從2 PV時(shí)開始逐漸上升(此時(shí)三元復(fù)合體系已經(jīng)注入完畢)，采油效率開始提高，在2.79 PV時(shí)達(dá)到最大含油率26.7%，隨后含油率逐漸下降，最終在3.34 PV時(shí)接近0，采油效率即接近0。含油率曲線是對(duì)采出程度曲線上升趨勢最好的解釋，且含油率充分地反映了采油效率的變化趨勢：在三元復(fù)合驅(qū)開始后，在注入2 PV到3.34 PV期間，采油效率有所提高，并在2.79 PV時(shí)刻達(dá)到最大值，此時(shí)采油效率是最高的。由此可見：自注入ASP開始計(jì)算PV數(shù)，驅(qū)油劑注入0.5 PV左右時(shí)，三元復(fù)合體系開始見效，且效果逐漸增強(qiáng)，并在注入0.9 PV左右時(shí)驅(qū)油效率達(dá)到最大，驅(qū)油效果達(dá)到最佳，隨后效果開始逐漸減弱，并在注入ASP 1.4 PV左右時(shí)三元效果徹底消失。

2.2長填砂管中動(dòng)態(tài)界面張力分布

六次取樣界面張力在長填砂管中的分布如圖3所示。從圖3可看出，由于驅(qū)油體系在長填砂管中的擴(kuò)散、吸附和滯留作用，只有第一次取樣時(shí)的前10%長的填砂管的界面張力達(dá)到了超低，且這前10%長的距離是水驅(qū)效果較好的部分，即殘余油較少的部分[12]。所以，此處的超低界面張力并不能驅(qū)出理想的油量。實(shí)驗(yàn)過程雖不是實(shí)時(shí)取樣，但界面張力大致變化規(guī)律和數(shù)值范圍是可信的，即能夠保證界面張力超低的范圍，可以確定只能在填砂管長度前10%距離左右；同時(shí)只有在短時(shí)間內(nèi)即注入2.23 PV(第一次取樣)驅(qū)油劑左右時(shí)能達(dá)到超低界面張力。

從圖2可看出，注入2.23 PV驅(qū)油劑時(shí)(界面張力達(dá)到超低時(shí)[13])含油率為1.408%，與注入2.69 PV時(shí)的26.7%相比，驅(qū)油效率太低。從注入三元復(fù)合劑開始到第二次取樣期間包含了所有界面張力超低的狀態(tài)，采出程度僅從54.28%提高到了55.42%，提高了1.14個(gè)百分點(diǎn)，占整個(gè)三元復(fù)合驅(qū)油采收率14.8%的7.7%，即在整個(gè)三元復(fù)合驅(qū)油過程中，超低界面張力狀態(tài)驅(qū)油所做的貢獻(xiàn)最大能達(dá)到7.7%，其他部分采出程度的提高都是在非超低界面張力狀態(tài)下完成的。所以，超低界面張力狀態(tài)并非大幅度提高采出程度的必要條件，其為采收率的提高所做的貢獻(xiàn)沒有預(yù)想的那么大。其中，在注入驅(qū)油劑2.79 PV時(shí)含油率達(dá)到了最高26.7%。在2.79 PV左右時(shí)含油率都較高，為提高采出程度做出了主要貢獻(xiàn)。第三次取樣是注入復(fù)合劑2.65 PV時(shí)的取樣，是最接近含油率最高點(diǎn)的取樣時(shí)間，此次取樣的狀態(tài)可以近似看為含油率最高的狀態(tài)，即圖3中箭頭所指曲線即為驅(qū)油效率最高的狀態(tài)?？梢钥闯?，此時(shí)界面張力并沒有達(dá)到超低，界面張力最低值位于大約50%處?？梢?，非超低界面張力時(shí)驅(qū)油效率可以達(dá)到很大，更充分說明了超低界面張力狀態(tài)的非必要性[14]。

2.3長填砂管中動(dòng)態(tài)黏度分布

六次取樣黏度在長填砂管中的分布如圖4所示，在剛開始注入三元復(fù)合劑時(shí)，在長填砂管的前端三元復(fù)合劑的濃度較高，三元復(fù)合劑段塞的前緣由于在運(yùn)移過程中的稀釋、吸附、滯留濃度較低[15]，再加上運(yùn)移過程中的剪切作用，黏度相對(duì)濃度降低的幅度會(huì)更大。在第二次取樣時(shí)就已經(jīng)進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)了，黏度較第一次取樣有所降低，并隨著后續(xù)水驅(qū)段塞的推進(jìn)，黏度曲線向長填砂管后部推進(jìn)。在第三次取樣對(duì)應(yīng)驅(qū)油效率最高(圖4中箭頭所指)的時(shí)刻，通過此時(shí)黏度在長填砂管中的分布曲線可以看出，黏度最高點(diǎn)位于長填砂管的40%處，與圖3中三次取樣時(shí)最低界面張力所在的50%距離處相比，以及第三次取樣的界面張力和黏度的整體分布趨勢相比較可知，此時(shí)已經(jīng)發(fā)生色譜分離現(xiàn)象。此時(shí)黏度仍大于油的黏度，且在長填砂管的20%到80%距離內(nèi)，黏度都保持在較高狀態(tài)，為整個(gè)長填砂管的驅(qū)油做出了貢獻(xiàn)。

將第三次取樣時(shí)的黏度分布狀態(tài)與驅(qū)油效率最高點(diǎn)時(shí)(第三次取樣)的界面張力分布狀態(tài)相比可知，此時(shí)黏度為最高驅(qū)油效率做出了更大的貢獻(xiàn)，是起主要作用的因素，超低界面張力狀態(tài)只在前期較短的時(shí)間內(nèi)于長填砂管的前10%距離處為化學(xué)復(fù)合驅(qū)做了僅7.7%的貢獻(xiàn)。由此可見，應(yīng)該客觀地對(duì)待超低界面張力狀態(tài)和驅(qū)油劑的黏彈性所發(fā)揮的作用[16]。

3　結(jié) 論

(1) 界面張力只有在注入2.23 PV時(shí)短暫的時(shí)間內(nèi)于前10%長的填砂管較短的距離內(nèi)達(dá)到超低狀態(tài)，且為采出程度的提高所做的貢獻(xiàn)不足7.7%；非超低界面張力時(shí)，在黏度的作用下，驅(qū)油效率也能達(dá)到很高。所以，超低界面張力狀態(tài)不能作為不可或缺的追求，非超低界面張力下也是可以達(dá)到較高驅(qū)油效率的。

(2) 在驅(qū)油2.79 PV時(shí)，20%到80%長填砂管中的黏度仍保持在較高值，為采油效率能夠達(dá)到最高值(26.7%)做出了主要貢獻(xiàn)，對(duì)黏度及其保留率應(yīng)該引起足夠的重視。

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Experiment research on the effect of ASP system property on oil displacement efficiency in 30 m sand filling tube

An Chenhui

(WellTestCompany,CNPCGreatwallDrillingEngineeringCompanyLimited，Tianjin300452,China)

For simulating the long distance flooding process of real reservoir more accurately, the paper established a length of 30 meters flooding physical model. The model has multiple measurement points and sampling points along the way to monitor the changes of pressure and the properties of displacing agent in course of flooding. The results showed that: from the beginning of ASP flooding, when injected 0.5PV, the effect of ASP began to appear; when injected 0.9PV, the ASP showed the best results, when injected 1.4PV, the effect of ASP began to disappear; the interfacial tension could achieve ultra low status only in a short time and in the beginning of 10% distance, the contribution of improvement recovery degree is only 7.7%, it means that the contribution of ultra-low interfacial tension is limited. When the oil displacement efficiency is higher, the viscosity retention rate in the entire length tube is relatively higher, and residual oil saturation is also higher when the viscosity retention rate is the highest, which has made the major contribution to the oil displacement efficiency. Thus the ultra-low interfacial tension is not an indispensable factor to improve oil recovery, but the viscosity and its retention rate are crucial and should be taken seriously enough.

long sand filling tube, ultra-low interfacial tension, viscosity retention rate, displacement efficiency

安晨輝(1987-)，河北石家莊人，本科，初級(jí)工程師，2011年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)就職于長城鉆探工程有限公司測試公司，主要從事測井工作。E-mail：335316299@qq.com

TE357.4

ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2016.05.015

2016-01-27；編輯：馮學(xué)軍