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热化学驱海上油田采收率机理

分类:理工论文 发表时间:2020-09-12 19:08

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海上油田以水驱为开发方式,长期强注强采造成水窜,增大层间矛盾,加之海上油田大部分为稠油油田,原油黏度大,胶质沥青质含量高,水驱采收率低。热化学驱可以有效地降低原油黏度,改变地层岩石结构,改善地层润湿情况,充分利用热能和化学剂的协同结合作用,达到增效的效果,解决水驱存在的问题。本文优选针对渤海油田原油特性的表面活性剂体系,开展一系列实验,确定热化学驱提高采收率影响的机理,为以后海上油田进行热化学驱提供理论基础。
 
海上油田开发的特点是开采启动压力高、采出程度低,原因在于海上油田大部分为稠油油田,原油黏度大、密度高、流动性差,地层为疏松砂岩,易与原油发生黏附,储层润湿性差,原油不易被水驱剥离。为解决水驱提高采收率难点,海上油田引进热化学驱,该技术利用热能和化学体系的特性协同,引起原油黏度和油水两相界面特性的改变,达到大幅度提高原油采收率的目的。本文通过优选驱油体系对N1-1油田的原油进行静态降黏、界面张力、润湿性、岩心电镜、铸体薄片测试和一维模拟驱替实验,分析得出热化学驱对采收率影响的机理。
  1实验部分
  1.1仪器和试剂
  仪器:DV-Ⅲ黏度计、NDJ-1黏度计、OLYMPUS电子显微镜、TX-500界面张力仪、TCH-1型铸体薄片扫描仪、S-4800型扫描电镜、一维驱替模型等。试剂:N1-1油田原油(地面黏度2720mPa•s)、WR-1体系(自研)、去离子水、石油醚(沸程为60~90℃)、无水乙醇、丙酮等。1.2静态降黏实验在常温及95℃条件下,将一定质量分数的WR-1体系按7∶3的比例加入油样中,乳化机中充分乳化后,分别放入NDJ-1黏度计和OLYMPUS电子显微镜中测量降黏率的变化和乳化分散状态。
  1.3界面张力实验
  把装有WR-1体系和油样的样品管放置于TX-500界面张力仪中,将控制面板上调至95℃,加热30min,转速设置为5000r•min-1,测定界面张力值。
  1.4润湿性实验
  采用Amott润湿性指数法测定,制备N1-1油田原油污染后的岩心,分别进行WR-1驱、热驱及热化学驱,测定驱替后的岩心润湿性。
  1.5铸体薄片实验
  将有色液态胶注入经过热驱及热化学驱后的岩心孔隙空间,待液态胶固化后磨制成的岩石薄片。将制备好的岩石薄片放置于TCH-1型铸体薄片扫描仪中,测定岩心的空隙总数、面孔率、平均孔径及吼道直径等参数。
  1.6电镜扫描实验
  将经过热驱及热化学驱后的岩心放置于S-4800型扫描电镜中,测定岩心形貌变化。
  1.7岩心驱替实验
  选用露头岩心为实验岩心,以WR-1体系的最优质量分数为驱替质量分数,对N1-1油田原油进行物理模拟驱替实验,得出各机理测试结果和采收率之间的关系。
  2结果及分析
  2.1静态降黏实验结果
  常温及95℃条件下,WR-1体系对N1-1油田原油的静态降黏结果如表1所示。通过对各条件下原油乳化粒径的测定发现,常温状态下,WR-1体系可以对N1-1油田原油有很好的乳化性能,但是降黏率较低;高温热水可以较大幅度地降低原油的黏度,然而油水两相各自独立成相,不能形成乳状液;而高温状态下的WR-1体系既可以降低原油黏度,又能形成3~4μm的稳定乳状液,且乳化粒径远小于岩心的孔隙半径,改善了油水流度比,进而提高原油采收率。
  2.2界面张力实验结果
  常温及95℃条件下,WR-1体系对N1-1油田原油的界面张力作用结果如表2所示。通过对不同条件下油水两相界面张力测定发现,95℃条件下,高温水不会降低油水界面张力,界面张力值在10mN•m-1级别;而WR-1体系,在常温和95℃条件下,都可大幅度降低油水界面张力,达到10-2~10-3mN•m-1级别。当油水界面张力达到10-3mN•m-1时,采收率会大大提高,此时油滴和岩石间的黏附功降低,启动毛管数增大,使得原油易于被运移启动。
  2.3润湿性测定实验结果
  采用Amott润湿性指数法测定润湿指数,根据润湿指数判断岩心的润湿性。常温及95℃条件下,WR-1体系对岩心的润湿性结果如表3所示.上述结果可以看出,高温水驱不能改变岩心润湿性,而常温下,WR-1体系驱替可以使得岩心润湿性发生反转,但是改变幅度小;高温下,WR-1体系驱替可以大幅度改变岩心润湿性,驱替后岩心由亲油性变为亲水性。
  2.4铸体薄片及扫描电镜测定实验结果
  将经过热驱及热化学驱后的岩心进行铸体薄片测定,结果如表4所示。将经过热驱及热化学驱后的岩心进行扫描电镜测定,通过不同条件下岩心电镜扫描发现,常温下WR-1驱由于其乳化剥离原油的作用,增大岩心孔径,颗粒棱角清晰,未见溶解现象;而高温水驱对岩心有一定的溶解作用,增大了岩心孔隙和岩心孔径;高温WR-1驱对岩心有更强的溶解作用,长石遭受极强的溶解作用而解体,岩心孔隙总数和岩心孔径比对原样有倍数增长。
  2.5岩心驱替实验结果
  选取条件相同的露头岩心,进行高温水驱及WR-1驱实验,实验结果如表5、图1所示.与水驱采收率相比,表活剂冷驱条件下的原油与岩心黏滞力强,最终采收率仅提升3.6%,热水驱最终提升6.66%。而热化学驱在驱替前期就充分利用热能降低原油黏度,WR-1体系迅速进行乳化,两者的协同作用使得采收率较大增长,最终采收率提升13.07%。
  3结论
  通过乳化降黏、界面张力、岩石润湿性、岩心铸体薄片及电镜实验,对比一维模拟驱替结果,得出如下结论:1)热化学驱形成的原油乳状液稳定且粒径远小于孔隙半径,极大改善了油水流度比,通过低渗透区的流动形态为“团簇式”流动,受到孔喉的剪切应力小,提升运移速度,而在高渗透通道乳液发生堵塞,产生了贾敏效应,减少水窜,提高波及系数,提升采收率。2)热化学驱可以使油水界面张力达到10-3Nm•m-1级别,增加原油流动性。此时的低界面张力会增强原油乳状液的油膜稳定性,增强了乳状液的稳定性,利于采收率的提高。3)热化学驱促使岩心变为亲水性,降低乳状液流动的渗流阻力,促进乳状液油膜的产生,增强乳状液的稳定性,增大孔隙度,提升水的波及效率,提高采收率;4)热化学驱同时发生原油流动性改变与粒表崩离迁移,使溶解作用在崩离的新鲜面剧烈进行,扩大孔隙及喉道的作用,形成粗大热蚯孔,提升原油在孔道内运移速度,提高采收效率。
  作者:乔奇琳 常振 铁磊磊
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