劉祖鵬

(中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，東營 257015)

中外稠油開采過程中主要采用加熱降黏的方法改善原油流動性,然而稠油熱采開發(fā)技術(shù)(蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、熱力復(fù)合開發(fā)技術(shù)、SAGD等)具有制汽成本高、操作工序復(fù)雜、操作成本高、蒸汽鍋爐污染大、技術(shù)要求高的特點(diǎn),在當(dāng)前低油價的形勢下,熱力采油面臨的挑戰(zhàn)逐漸增加[1-4]。近年來,水溶性降黏劑一方面用于近井地帶的油層解堵[5],一方面作為輔助藥劑應(yīng)用于輔助熱力采油[6-7],但是目前并沒有降黏劑驅(qū)作為一種新的開發(fā)方式的相關(guān)研究及現(xiàn)場應(yīng)用實(shí)例。相對于熱力采油,水溶性降黏劑具有取料方便、應(yīng)用范圍廣、用量少、價格低廉、生產(chǎn)效果好的優(yōu)勢,在稠油降黏開發(fā)領(lǐng)域具有廣闊的應(yīng)用前景[8-11]。為了擴(kuò)大降黏劑在稠油開發(fā)中的應(yīng)用領(lǐng)域,解決稠油熱力采油的局限性,現(xiàn)提出水溶性降黏劑驅(qū)替稠油的非熱力開發(fā)技術(shù)思路,研究了普通稠油采用降黏劑驅(qū)的驅(qū)油效果以及提高采收率的機(jī)理,并利用非線性混合法則實(shí)現(xiàn)了降黏劑的數(shù)值模擬方法,為降黏劑驅(qū)的礦場應(yīng)用和方案設(shè)計提供理論指導(dǎo),對于改善普通稠油開發(fā)效果具有重要意義。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 儀器和藥品

實(shí)驗(yàn)儀器包括界面張力儀、Brookfield黏度計、電動攪拌器、游標(biāo)卡尺、脫水儀、燒杯、攪拌器,巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置包括填砂管、手搖泵、回壓閥、中間容器、恒溫箱、恒速恒壓、電子天平、計時器、壓力傳感器、量筒等,微觀仿真玻璃刻蝕模型,數(shù)字顯微攝像系統(tǒng)等。

實(shí)驗(yàn)藥品包括試驗(yàn)用油50 ℃地面脫水脫氣原油黏度為1 330 mPa·s,密度為946.2 kg/m3,膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量34%；試驗(yàn)用水為人工合成水,由2%的NaCl和CaCl2組成；水溶性降黏劑JNJ。

圖1 巖心驅(qū)替示意圖Fig.1 Schematic of the coreflooding unit

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 降黏劑性能評價

將140 g原油在恒溫水浴中加熱至60 ℃,然后倒入60 mL質(zhì)量濃度為0.3%的降黏劑溶液,設(shè)定電動攪拌器的攪拌速度為5 000 r/min,攪拌5 min。采用稀釋法來鑒別乳狀液的類型,將乳狀液滴在水中,如果迅速展開,就是O/W型,否則就是W/O型。采用RV-6號轉(zhuǎn)子,轉(zhuǎn)速為120 r/min,通過Brookfield黏度計分別測定原油及加降黏劑后原油乳狀液的黏度,并計算降黏劑的降黏率。

1.2.2 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所用的巖心采用填砂管模型制作,巖心滲透率為1 026～1 152×10-3μm2,平均滲透率1 103×10-3μm2,平均孔隙度28.9%,平均初始含油飽和度73.2%。實(shí)驗(yàn)裝置為一維巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置如圖1所示,實(shí)驗(yàn)步驟如下:①將巖心在60 ℃恒溫箱中烘干4 h,稱量其干重；②利用真空泵將巖心在巖心夾持器中抽真空4 h,然后飽和模擬地層水,測量飽和水后巖心的質(zhì)量,計算巖心孔隙度；③在60 ℃恒溫箱中,設(shè)定出口壓力為大氣壓,以0.5 mL/min的速度進(jìn)行油驅(qū),飽和原油,記錄巖心出口端的出水量,計算初始含油飽和度；④以0.3 mL/min水驅(qū)油至產(chǎn)出液含水率達(dá)到98%,記錄注入壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量；⑤分別開展模擬地層水驅(qū)、不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的降黏劑驅(qū),當(dāng)巖心出口端不出油時結(jié)束實(shí)驗(yàn),記錄驅(qū)替過程中不同時刻的注入壓力、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量。

1.2.3 微觀可視化實(shí)驗(yàn)

微觀可視化實(shí)驗(yàn)設(shè)備如圖2所示,主要包括微觀玻璃刻蝕模型(外觀尺寸為50 mm×50 mm、孔道直徑為30～40 μm)、恒速注入泵、數(shù)字顯微攝像系統(tǒng),實(shí)驗(yàn)溫度為60 ℃。實(shí)驗(yàn)步驟為:①以0.05 mL/min的速度將實(shí)驗(yàn)用油注入微觀模型；②以0.05 mL/min的速度,先注入水,然后驅(qū)至模型出口端不含油；③以0.05 mL/min的速度注入降黏劑溶液,驅(qū)至模型出口端不含油。拍攝驅(qū)替過程的圖像并進(jìn)行分析圖像。

1、2為恒速注入泵；3、4為中間容器；5為微觀模型；6為攝像頭；7為計算機(jī)；8為回壓閥；9為量筒；圖2 微觀可視化實(shí)驗(yàn)流程Fig.2 Workflow of visualized microscopic experiment

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論

2.1 降黏性能評價

由于稠油組分復(fù)雜,差異大,水溶性降黏劑對稠油具有一定的選擇性,因此需要對降黏劑進(jìn)行靜態(tài)性能評價。由表1降黏劑性能評價實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,實(shí)驗(yàn)用油在加入降黏劑攪拌后,形成了穩(wěn)定的水包油乳狀液,乳狀液的黏度降低為8.49 mPa·s,降黏率達(dá)99.4%,考慮降黏劑在巖心的吸附后,其吸附后的降黏率為98.2%,具有良好的降黏效果。油水界面張力下降到2.0×10-2mN·m-1,達(dá)到了超低界面張力,提高了毛細(xì)管數(shù),能夠增加降黏劑的洗油效率[12]。因此,該降黏劑對原油具有良好的降粘效果。

表1 降黏劑性能評價數(shù)據(jù)表Table 1 Performance evaluation data of viscosity reducer

2.2 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

2.2.1 不同驅(qū)油方式增油效果對比

分別采用模擬地層水驅(qū)和降黏劑驅(qū)兩種注入方式研究了驅(qū)替方式在巖心中的驅(qū)替特征。實(shí)驗(yàn)結(jié)果圖3表明,水驅(qū)稠油主要包括以下三個階段:①突破啟動壓力梯度階段,由于稠油黏度大,流動性差,具有一定的啟動壓力梯度,這導(dǎo)致巖心注入端壓力先增加,當(dāng)達(dá)到稠油的啟動壓力后,原油開始流動,巖心出口段開始有產(chǎn)出液。②壓力快速下降階段,當(dāng)注入壓力突破啟動壓力梯度后,注入端壓力逐漸降低,主要是因?yàn)橛退ざ缺却?水的滲流阻力小,滲流能力強(qiáng),注入水優(yōu)先沿著高滲透孔道流動,形成了水驅(qū)竄流通道,造成注入壓力快速降低。③壓力低位穩(wěn)定階段,隨著注入壓力逐漸降低,注入水逐漸達(dá)到穩(wěn)定階段,注入壓力在低位平穩(wěn)運(yùn)行,由于無法建立有效的驅(qū)替壓差,稠油在巖心中無法流動,整個巖心樣品中實(shí)際只有水在流動,出口端不再產(chǎn)出原油。

圖3 不同驅(qū)替方式下的注入壓力曲線Fig.3 Injection pressure curves under different displacement methods

對于采用水溶性降黏劑驅(qū)的巖心,其驅(qū)替過程也可以劃分為與水驅(qū)稠油相似的三個階段。但是,由于水溶性降黏劑在孔隙中與稠油發(fā)生了反應(yīng),形成了黏度較低的水包油型乳狀液,將原油流動時油膜之間的摩擦力轉(zhuǎn)化為水膜之間的摩擦力,降低了稠油與巖心之間的黏附力,改善了稠油在巖心孔隙中的流動性,進(jìn)而降低了巖心的驅(qū)替壓力。因此,降黏劑驅(qū)替初始階段,其注入壓力相對水驅(qū)的更低,而且突破啟動壓力的時間早。由于降黏后的油水混合液黏度很小,水油流度比依然很大,因此水溶性降黏劑溶液主要沿著高滲透孔道中流動,進(jìn)而降低了驅(qū)替壓力,直到在無法建立有效的驅(qū)替壓差,因此水溶性降黏劑驅(qū)具有降低注入壓力的特點(diǎn),但是并未減緩流體的竄進(jìn)速度。

由圖4降黏劑驅(qū)的生產(chǎn)效果曲線可以看出,整個驅(qū)替過程具有一定的無水采油期,水驅(qū)采出程度為21%,當(dāng)水驅(qū)達(dá)1.5PV后,含水率上升至95.4%,這是因?yàn)橥黄茊訅毫μ荻群?注入水在滲流阻力低的區(qū)域形成了竄流通道,造成含水率快速上升。水驅(qū)1.5PV后,轉(zhuǎn)降黏劑驅(qū),含水率從95.4%下降到90.6%,下降了4.8%,實(shí)驗(yàn)結(jié)束后,降黏劑驅(qū)采收率提高了12.4%,總采收率達(dá)到46.6%。

圖4 降黏劑驅(qū)生產(chǎn)效果曲線Fig.4 Production curve of viscosity reducer flooding

2.2.2 段塞濃度對驅(qū)油效果的影響

段塞濃度是評價化學(xué)劑用量經(jīng)濟(jì)效益的一個重要指標(biāo)。實(shí)驗(yàn)中分別用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%、0.3%、0.5%、0.7%的降黏劑溶液進(jìn)行了4次巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。由表2可知,當(dāng)降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時,采收率增值幅度小,因?yàn)轵?qū)替過程中注入的水溶性降黏劑少,受降黏劑在巖心孔隙中吸附的影響,生成的水包油乳狀液較少,降黏效果不理想；當(dāng)降黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.1%后,降黏劑驅(qū)采收率隨著其質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大而增加。因?yàn)榻叼┵|(zhì)量分?jǐn)?shù)增加,巖心中反應(yīng)生成的水包油乳狀液增加,原油的流動性更強(qiáng),提高了殘余油的動用程度,從而提高了稠油采收率。

表2 巖心驅(qū)油效果統(tǒng)計Table 2 Oil production performance

2.3 可視化實(shí)驗(yàn)

采用微觀可視化設(shè)備分別開展了水驅(qū)和降黏劑驅(qū)的驅(qū)油實(shí)驗(yàn),由圖5所示不同驅(qū)替方式結(jié)束時剩余油分布的變化可以看出,水驅(qū)過程中,由于稠油黏度高,流動阻力大,形成了注入端和采出端的竄流通道,剩余油的主要賦存模式是:水驅(qū)未波及的剩余油、水驅(qū)波及范圍的剩余油塊、覆蓋在顆粒表面的殘余油膜,這三種模式造成剩余油飽和度高,水驅(qū)的驅(qū)油效率低。相對水驅(qū),降黏劑驅(qū)后,由于降黏劑溶液黏度低,驅(qū)替過程中降黏劑驅(qū)的波及面積沒有發(fā)生明顯的變化,波及范圍并沒有增加,但波及的區(qū)域含油量明顯降低,洗油效率明顯提高,這主要是因?yàn)榻叼┠軌蛐纬煞€(wěn)定的水包油乳狀液,將稠油油膜之間的摩擦力轉(zhuǎn)化為水膜之間的摩擦力,降低原油黏度,增加其流動性,增加了原油流動性；其次是降黏劑與稠油之間形成的超低界面張力,可以得到較高的毛細(xì)管數(shù),從而在毛細(xì)力的作用下驅(qū)替出顆粒之間的殘余油,降低殘余油飽和度,從而驅(qū)替出更多的稠油。

圖5 不同驅(qū)替方式下的剩余油分布Fig.5 Remaining oil distribution under different displacement modes

3 數(shù)值模擬研究

3.1 模型描述

根據(jù)上述稠油降黏劑驅(qū)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果,部分學(xué)者通過設(shè)置兩種油組分,即原始油組分和降黏后黏度較低的油組分,通過一級化學(xué)方程從降黏機(jī)理角度進(jìn)行模擬。但是,此方法需要的參數(shù)多,而且參數(shù)獲取較難,在實(shí)際應(yīng)用中的不確定性較大。

水包油乳狀液的黏度隨著降黏劑溶液濃度增加呈現(xiàn)非線性降低,在降黏劑質(zhì)量濃度變化初期,黏度下降速度快,質(zhì)量濃度變化后期,黏度下降速度逐漸減緩,若采用常規(guī)的線性混合法則,無法準(zhǔn)確表征降黏劑作用規(guī)律。采用式(1)和式(2)對混合后油水黏度進(jìn)行非線性擬合,克服了利用化學(xué)反應(yīng)方程模擬原油黏度降低方法的參數(shù)獲取困難的問題,實(shí)現(xiàn)了原油黏度隨降黏劑濃度的變化規(guī)律的表征,擬合結(jié)果見圖6。該方法參數(shù)獲取簡單、方便,可直接將實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)化為數(shù)值模擬需要的參數(shù)。數(shù)值模型中同時考慮了超低界面張力對毛管數(shù)的影響、降黏劑的吸附以及殘余油的端點(diǎn)標(biāo)定,最終實(shí)現(xiàn)了降黏劑驅(qū)的數(shù)值模擬。

(1)

(2)

式中,N為水相或油相混合黏度；μai為水相(a=W)或油相(a=O)組分i的黏度；fai為非線性混合計算中水相或油相非關(guān)鍵組分i的權(quán)重因子；f(fai)為非線性混合計算中水相或油相關(guān)鍵組分i的權(quán)重因子；nc∈S為液相中的關(guān)鍵組分?jǐn)?shù)；nc?S為除關(guān)鍵組分外的其他組分?jǐn)?shù)。

圖6 原油黏度變化擬合曲線Fig.6 Crude oil viscosity change fitting curve

數(shù)值模擬時將降黏劑驅(qū)一維巖心物理模型進(jìn)行簡化:將長度為30 cm和直徑為2.54 cm的巖心模型劃分為20×1×1的網(wǎng)格,巖心的橫截面轉(zhuǎn)化為等面積的正方形,i、j、k三個方向網(wǎng)格的尺寸為1.5 cm×2.25 cm×2.25 cm。數(shù)值模型的孔隙度、滲透率和初始含油飽和度與填砂管模型的物性保持一致。流體模型建立了水、降黏劑、原油3種組分,其中水相中有水和降黏劑兩種組分,組分設(shè)置中考慮降黏劑組分的非線性函數(shù)、殘余油飽和度的減少以及相滲曲線內(nèi)插。

3.2 降黏劑驅(qū)實(shí)驗(yàn)擬合

采用非線性方法建立的不同降黏劑濃度與原油黏度數(shù)學(xué)模型對降黏劑質(zhì)量濃度0.4%的驅(qū)替結(jié)果進(jìn)行了數(shù)值模擬和歷史擬合。由圖7可以看出,數(shù)值模擬得到的累積產(chǎn)油量、含水率與物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合較好。這說明非線性的黏度變化數(shù)學(xué)模型能夠較好地反映降黏劑的驅(qū)替規(guī)律。

圖7 稠油降黏劑驅(qū)實(shí)驗(yàn)和模擬結(jié)果Fig.7 Experiment and simulation results of heavy oil viscosity reducer flooding

4 礦場應(yīng)用

試驗(yàn)區(qū)位于勝利油區(qū)金家油田金8-8塊,其埋藏深度830～1 000 m,頂面構(gòu)造呈鼻狀特征,地層南高北低,地層傾角3.7°,向北傾沒。主要含油層系為沙三上,平均滲透率1 791×10-3μm2,平均孔隙度35%,地面脫氣原油黏度1 330 mPa·s,為高孔高滲油藏。

圖8 金8-8井組試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)曲線Fig.8 Production curves in J8-8 pilot test

該塊自2003年投入開發(fā),2007年進(jìn)入全面開發(fā)階段,采用了天然能量及熱水驅(qū)開發(fā),截至到目前,金8-8塊投產(chǎn)井?dāng)?shù)12 口,累積產(chǎn)油量20 137 t,累積產(chǎn)液量80 923 t,采出程度只有2.43%,目前,單井日液僅為1.7 t/d,單井日油只有0.8 t/d,含水率為51.9%,區(qū)塊開發(fā)效果差,亟需轉(zhuǎn)換開發(fā)方式,實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

選取金8塊金8-8井組作為試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行降黏劑驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn),其中注入井1口,采油井6口,根據(jù)驅(qū)替體積大小確定合理注入量和單井液量單井配產(chǎn)配注。由圖8試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)效果曲線可知,自2019年1月進(jìn)行降黏劑驅(qū)后,試驗(yàn)區(qū)日產(chǎn)油量由之前的7.2 t/d增加到15.4 t/d,最大升至20.6 t/d,日產(chǎn)液量由之前的17.9 t/d增加44.7 t/d,最高升至46.5 t/d,含水率下降至50%,水井注入壓力由前期的10.6 MPa下降到8 MPa左右,說明采用降黏劑驅(qū)后,原油黏度降低,流動性增加,滲流阻力降低,注入壓力下降,生產(chǎn)效果得到了明顯改善。降黏劑驅(qū)作為一種普通稠油的新型開發(fā)方式在現(xiàn)場得到了驗(yàn)證。

5 結(jié)論

(1)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)表明水驅(qū)稠油可劃分三個階段:啟動壓力突破階段,壓力快速下降階段,壓力低位運(yùn)行階段、降黏劑驅(qū)可以降低啟動壓力梯度,減小驅(qū)替壓力,實(shí)施降黏劑驅(qū)后采收率提高了12.4%,總采收率達(dá)到46.6%。

(2)降黏劑提高采收率的主要機(jī)理是降黏劑能夠形成穩(wěn)定的水包油乳狀液,降低原油黏度,增加原油流動性；其次是降黏劑與稠油之間形成的超低界面張力,可以得到較高的毛細(xì)管數(shù),降低殘余油飽和度。

(3)采用非線性混合法則實(shí)現(xiàn)了混合后油水黏度隨降黏劑濃度變化的表征,該方法具有參數(shù)獲取簡單、方便的優(yōu)勢。

(4)礦場先導(dǎo)試驗(yàn)表明降黏劑驅(qū)降水增油效果顯著,水井注入壓力下降,稠油啟動壓力降低,油井全面見效,轉(zhuǎn)降黏劑驅(qū)3個月以來,累積增油量達(dá)570 t,改善了井組開發(fā)效果。