表面活性剂改变润湿性提高原油采收率的研究

表面活性剂改变润湿性提高原油采收率的研究

1实验中的症状1.1实验材料和含气油的制备在整个实验中，使用基于yates层水元素的yates合成层水。甲苯、丙酮、异乙醇、亚甲基氯化物等洗涤溶剂及配置合成地层水所需的盐均由Fisher科研所提供,其纯度可以达到99.9%。使用来自Louisiana州立大学水质实验室的去离子水,实验中测量润湿接触角所使用的白云岩基片来自于Ward科研所,并在Louisiana州立大学地理科学院进行了打磨加工。实验中使用的贝雷砂岩来自于Ohio,Cleveland石场。Yates裂缝型白云岩,Yates罐装油,非离子表面活性剂(乙氧基醇)和阴离子表面活性剂(乙氧基硫酸盐)均由Marathon石油公司提供。使用氮气隔离保存罐装油,以防止氧化,使用Sterivac过滤装置处理地层水。含气Yates原油的制备是根据Marathon石油公司提供的含气油成分添加适当数量的轻质组分(甲烷和戊烷)到罐装油中制成的。表1给出了本次研究中使用的Yates含气原油和罐装油的成分。1.2实验设备和实验步骤1.2.1界面张力的测量应用于固/液/气三相间(S-L-V)的动态接触角的传统测量方法不再适合于固/液/液间(例如,原油/盐水/岩石系统)接触角的测量,因为此时难以再产生有意义的结论。相对于其他的常规方法,双晶体双液滴(DDDC)技术可在较短的时间内产生可再现的接触角。使用DDDC技术测定接触角需要制备一台高温高压可视化容器和其他必需的辅助设备以模拟油藏条件,液滴形状分析技术用于测量油水界面张力。该仪器能够在最高温度达204℃及最大压力达137.93MPa的情况下分别测量动态润湿角和油水界面张力。下面是本次研究使用DDDC技术测量润湿接触角和油水界面张力的实验步骤。两种岩石(矿物)晶体在一系列的砂纸作用下将其磨光,用溶剂清理后,在合成地层水中老化24小时,以除去打磨过程中带来的污染和潜在的表面电荷。老化之后,两矿物晶体将分别安装在两个高温高压可视化容器内的晶托中,然后在测试压力下用脱氧地层水充填容器,整个系统将处在理想的储层压力和温度条件下,原油将从位于容器底部的注入针端逐滴流出。将含气油滴注入容器,一旦悬液滴的体积达到最大值,便利用摄像机和液滴形状分析软件对液滴形状进行采集。该分析软件基于毛细管力的Laplace方程,能给出液滴在理论上的最佳轮廓图像,从而得出界面张力。利用该界面张力测量程序重复测量10～15个悬滴图像。此后,将两油滴分开放置在两个容器的较低表面,老化24小时使两个表面产生油滴覆盖区,两表面上位于两油滴两侧的水的后退接触角均要进行测量,翻转较低的容器使两个油滴合二为一。将较高的容器降低使油滴能够处于两个容器之间,通过调整较低容器的位置测量前进接触角。在使用DDDC技术测量最初的润湿性以后,使油滴在两个容器内所占据的区域上保持最初的平衡状态。然后从容器底部缓慢注入一种特定浓度的稀表面活性剂溶液,泵入足够量的表面活性剂溶液以确保所有的普通原始地层水均被替换,用一部录像机和一台电脑对整个过程进行了录像和记录。在注入期间,油水界面和较低容器表面间的接触角,以及三相接触线的移动都会被连续监测。在注入了表面活性剂溶液后,将两容器相互靠拢,如果可能便使两油滴合二为一。如果油滴被混合在一起,便测量前进接触角,该角代表表面活性剂处理后的润湿性。最后,通过捕获10～15个悬滴图像,测量表面活性剂溶液与原油之间的界面张力,以用于液滴形状分析。1.2.2油藏条件下的驱替实验图1展示了本次研究所使用的在大气条件下对贝雷砂岩进行岩心驱替实验的驱替装置。它包括:①一个注入不同流体到岩心的注入泵;②在驱替过程中测量岩心两端压力降的压力表;③岩心夹持器;④在出口端测量流速的量筒。岩心夹持器的内侧包裹了一层橡皮套,用于对岩心加3.448MPa的围压。使用非离子表面活性剂对一个短的贝雷岩心(直径3.6cm,长度7.2cm)进行第一组实验。然后使用较长的贝雷岩心(直径4.8cm,长度14.4cm)和阴离子表面活性剂进行接下来的实验以增加孔隙体积。贝雷砂岩的绝对渗透率为400×10-3μm2,孔隙度为21%。Rapaport和Leas准则(LVμ=1.0,其中L表示系统长度,cm;V表示线流速,cm/min;μ表示驱替相的黏度,cP)被用于所有实验中稳定体积流速的计算,因为要使采收率独立于注入流速,所以必须在一个流动状态下进行所有的驱替实验。首先,利用Yates合成地层水饱和岩心以测试岩心的孔隙度和绝对渗透率,然后以2.0cm3/min的流速注入两倍孔隙体积量的Yates罐装油,再以6.0cm3/min的流速注入5倍孔隙体积以使岩心达到初始含水饱和度。利用人工合成地层水进行驱替后,再用Yates罐装油对岩心进行驱替以建立初始含水饱和度。而后,对几组不同浓度的表面活性剂的人工合成地层水溶液(500,1500,3500,5000mg/L),包括非离子表面活性剂(乙氧基醇)和阴离子表面活性剂(乙氧基硫酸盐)都进行了有关表面活性剂浓度对原油采收率影响的研究。一套高温高压岩心驱替仪器能够在Yates油藏条件下(27.8℃,4.828MPa)对Yates油藏岩心/流体组合进行流动实验。图2给出了该套仪器的示意图。该岩心驱替仪的部件:一个向岩心注入不同流体的Ruska泵,两个存放液体的浮动活塞中间容器,能给岩心加压的Hassler型岩心夹持器,驱替时能测量通过岩心两端压降的压力传感器,保持压力为油藏压力的回压调节器(BPR),保持温度的加热带,测量不同流体体积的流体分离采集器。为了防止驱替实验结果受到岩心非均质性的影响,所有实验均利用相同的岩心即Yates油藏岩石和流体,并且均在Yates油藏环境下进行。标号为1-17V的岩心是Marathon石油公司从Yates油田24单元钻取,岩心顶部和底部分别处于油藏深度37.41m和37.43m处,岩心长度为8.4cm,直径3.6cm。上端面和下端面的气测渗透率分别为387×10-3μm2和257×10-3μm2,孔隙度为20.3%,测量的孔隙体积、孔隙度和地层水绝对渗透率分别为32.70cm3、32.26%和768×10-3μm2。下面将给出在油藏条件下进行驱替实验的实验步骤。在贝雷砂岩岩心驱替实验中,为了确保原油采收率独立于注入速率和岩心长度,使用了Rapsport和Leas计算准则计算稳定体积流速。根据这个计算准则,驱替流体的最小流速被确定为1.389cm3/min(83.32cm3/h),因此,所有驱替实验都将在90cm3/h的流速下进行。对夹持器内的岩心加3.448MPa的回压,利用亚甲基氯化物、丙酮、异丙基醇和甲苯的交替流动对岩心进行清洗。使用Ruska泵对孔隙体积进行测定,在油层条件下将岩心饱和Yates合成地层水。在四种不同的流速下测量岩心的地层水绝对渗透率,然后以90cm3/h的速率将3倍孔隙体积的罐装油注入到岩心中。在三种不同的流速下对油相的端点有效渗透率进行测定。在束缚水饱和度下将岩心老化一周以获得初始润湿性,然后以90cm3/h的流速用大约三倍孔隙体积合成地层水进行驱替,在三种不同的流速下测量地层水的端点有效渗透率。再次将3倍孔隙体积的Yates罐装油以90cm3/h的流速注入岩心中,在三种不同流速下测量原油的端点有效渗透率。在束缚水饱和度条件下重现初始润湿性后,一般认为老化24小时就足够进行其后的驱替,所以在普通地层水驱之后,在地层水中进行了24小时的老化。然后,以90cm3/h的流速注入3倍孔隙体积的浓度为500mg/L的表面活性剂盐水溶液(非离子或阴离子),在三种不同的流速下测量其端点有效渗透率。再分别用浓度为1500,3000,5000mg/L的表面活性剂(非离子或阴离子)盐水溶液重复上面的实验,最后对岩心进行清洗。利用同上的实验步骤,使用Yates含气原油和两种表面活性剂(非离子或阴离子)再对该岩心进行实验研究。在大气环境或油层条件下进行每一次驱替实验,压降、产油量和产水量都将被连续监测,同时所有流线波及不到的不连通孔隙体积也被测量,以用于物质平衡计算,一种半解析相对渗透率模型被用于模拟岩心驱替的实验结果。该模型可用于能忽略毛管压力情况下的任何模拟。在假设为稳态驱替及忽略毛管压力和端点效应的情况下,使用JBN技术的数值模拟模型计算相对渗透率。实验中使用了Rapaport和Leas计算准则计算体积流量。在计算过程中,相对于总的压力梯度,在流动方向上的毛管压力梯度对该计算过程的影响很小,这证实了数字模拟过程中忽略毛管压力这一假定的正确性。驱替开始以后,运用分相流动理论在一个给定的时间内进行产量和压力降的计算,通过推导岩心含水饱和度剖面进行压力降的计算,因此需要计算沿岩心长度方向上的总流度。对计算得到的实验压力和产量变化的加权离差平方和进行最小化,从而计算得到相对渗透率。该模型利用以下关系式对相对渗透率进行计算。其中:Sw\_\_地层水饱和度;Swi\_\_束缚水饱和度;Swm\_\_最大地层水饱和度或(1-Sor);kro\_\_油相相对渗透率;krw\_\_地层水相对渗透率;krom\_\_在含水饱和度为Swi时的油相端点相对渗透率;krmw\_\_在含油饱和度为Sor时的水相端点相对渗透率;eo和ew\_\_表示饱和度指数。图3(a)列举了在Yates白云岩/罐装油/地层水组合下使用500mg/L浓度的非离子表面活性剂时,用模拟器得到的采收率拟合曲线与压力降。图3(b)列出了相应的相对渗透率的计算结果。再对得到的相对渗透率曲线运用Craig经验法则便可以得到有关润湿性的结论。2结果和讨论2.1在有机条件下，海参崴-yates嵌入式油的水组合为海参崴-yats合成层的水组合2.1.1表面活性剂浓度对界面张力的影响利用多种浓度的非离子表面活性剂溶液对贝雷砂岩/Yates罐装油/Yates合成地层水组合进行了水驱实验,实验结果及所测得的油水界面张力在表2中给出。对该岩心/流体组合进行非离子表面活性剂驱替实验时,没有对接触角进行测定。随着表面活性剂浓度由0增大到500mg/L,原油采收率也由56%逐渐增加到94%。对该油水系统,表面活性剂最佳浓度表现为,在大于3500mg/L浓度以后,采收率也不再发生变化。对于该岩心/流体组合,利用非离子表面活性剂得到了非常高的采收率,表明该系统在高浓度的非离子表面活性剂作用下既不是油湿也不是水湿。随着表面活性剂浓度增加,相对渗透率比值曲线逐渐向右发生偏移。考虑到贝雷砂岩岩心的初始天然水湿性,该相对渗透率比值曲线的相对偏移说明了表面活性剂已经使润湿性由初始的水湿状态向混合润湿状态转化。这种表面活性剂在高浓度下的高产油量也表明了Salathiel混合润湿性的形成。从表2可以看到,使用表面活性剂使油水界面张力仅仅降低了两个数量级(在0mg/L下23.37mN/m到3500mg/L下0.13mN/m)。然而,要想通过油水界面张力的下降来明显提高原油采油率,至少需要降低四至五个数量级的界面张力才能达到,所以,对于该岩心/流体组合,使用非离子表面活性剂使体系的润湿性向混合润湿转变是提高原油采收率的有效方法。2.1.2表面活性剂对界面渗透率的影响利用多种浓度的阴离子表面活性剂溶液对贝雷砂岩/Yates罐装油/Yates合成地层水组合进行了水驱实验。对该岩心/流体组合进行阴离子表面活性剂驱替实验时,没有对接触角进行测定。采油率逐渐从表面活性剂浓度为0时的52%增加到表面活性剂浓度为3500mg/L时的78%。在该岩心/流体组合下,当阴离子表面活性剂浓度达到3500mg/L时便形成了稳定油水乳状液,所以没有进行表面活性剂浓度为5000mg/L下的水驱油实验。随着表面活性剂浓度的增加,相对渗透率比值曲线逐渐向右偏移,说明此种阴离子表面活性剂有促使润湿性由初始的水湿状态向混合润湿状态转化的能力,只是相对于非离子表面活性剂,该阴离子表面活性剂使相对渗透率比值曲线向右偏移的幅度较小,而且非离子表面活性剂没有使油水间形成乳状液。阴离子表面活性剂促使相对渗透率比值曲线的偏移是受到以下两方面共同作用的结果:①油水乳状液的形成(它使相对渗透率比值曲线向左偏移);②混合润湿的形成(它使相对渗透率比值曲线向右偏移)。在这两方面的共同作用下,相对渗透率比值曲线最终向右偏移,这清楚说明了表面活性剂促使润湿性向混合润湿转变的影响远远大于油水乳状液的影响。在该表面活性剂作用下,油水界面张力仅仅降低了两个数量级,从0mg/L时的23.37mN/m降低到3500mg/L下的0.48mN/m,这表明在该组岩心/流体组合中,润湿性向混合润湿转化也是有效提高采收率的主要原因。2.2在储层条件下，yates白云岩/yats装油层水组合2.2.1岩心/流体组合利用多种浓度的非离子表面活性剂溶液对Yates白云岩/Yates罐装油/Yates合成地层水组合进行了驱替实验,实验结果和所测得的接触角及油水界面张力在表3中给出。随着表面活性剂浓度由0mg/L增大到3500mg/L,原油采收率也逐渐由67.5%增加到73.3%。当浓度大于3500mg/L后,原油采收率在5000mg/L时降低到65.2%,这说明了该岩心/流体组合的最佳表面活性剂浓度是3500mg/L。在没有使用表面活性剂时,测得该组岩心/流体组合的前进接触角为155°,表明Yates罐装油的天然油湿性(表3)。在使用表面活性剂后,便观察到原油采收率有少量的增加,从67.5%增加到73.3%,这说明对初始的油湿性只有少许的润湿性改变。随着表面活性剂浓度的增加,相对渗透率比值曲线(krw/kro)逐渐地向右发生偏移。因为岩心的天然润湿性具有油湿性,这种相对渗透率曲线的右偏移说明了表面活性剂使润湿性向弱油湿状态转化。然而,在使用与不使用非离子表面活性的情况下,该组岩心/流体组合所测得的前进接触角几乎是一样的(0mg/L时为155°,3500mg/L为154°)。使用该表面活性剂对Yates罐装油和地层水组合进行驱替时,观察到仅一个数量级的油水界面张力的降低(从0mg/L时的32.20mN/m降低到3500mg/L时的2.88mN/m)。所以,该岩心/流体组合所增加的约为5%～6%的采收率可归因于非离子表面活性剂使界面张力降低和使润湿性小幅度改变(偏离油湿程度小)的共同作用结果。2.2.2最佳表面活性剂的确定利用多种浓度的阴离子表面活性剂溶液对Yates白云岩/Yates罐装油/Yates合成地层水组合进行了驱替实验,实验结果和所测得的接触角及油水界面张力在表4中给出。随着表面活性剂浓度由0mg/L增大到1500mg/L,原油采收率也逐渐由67.4%增加到72.4%,当浓度大于1500mg/L后,原油采收率几乎保持不变,在3500mg/L时为72.0%,然后浓度再增大时,采收率开始下降,在5000mg/L时降低到了63.2%。以上的实验数据清楚地说明,该岩心/流体组合的最佳表面活性剂浓度为1500mg/L。在使用阴离子表面活性剂后,观察到了原油采收率有少量的增加,从67.4%增加到了72.4%,这也说明了该阴离子表面活性剂对润湿性的改变程度较小。随着表面活性剂浓度的增加,相对渗透率比值曲线(krw/kro)逐渐地向右发生偏移,该偏移说明了表面活性剂使润湿性向弱油湿状态转化。在使用阴离子表面活性剂的情况下,对该组岩心/流体组合所测得的前进接触角也表现出了少量变化(0mg/L时为155°,500mg/L时为139°),这也证实了由油水相对渗透率比值曲线的偏移所得出的润湿性向弱油湿状态转化的推断。该表面活性剂也使油水界面张力从0mg/L时的32.68mN/m降低到3500mg/L时的0.08mN/m,所以,对于该岩心/流体组合,采收率的小幅度上升可归因于阴离子表面活性剂使界面张力降低和使润湿性向弱油湿转化的共同作用结果。此外,本研究中使用的两种表面活性剂都使白云岩/Yates罐装油/Yates地层水组合的润湿性向弱油湿状态转变,这一结果和其他研究者使用USBM润湿指数法评价表面活性剂对相同岩心/流体组合所带来的润湿性改变而得出的结论具有一致性。2.3在储层条件下，yates白云岩、yats含气原油和yats合成层的水组合2.3.1储层条件下岩心/流体组合的润湿性利用多种浓度的非离子表面活性剂溶液对Yates白云岩/Yates含气原油/Yates合成地层水组合进行了驱替实验,实验结果和所测得的接触角及油水界面张力在表5中给出。原油采收率在表面活性剂浓度为1500mg/L时达到最大值——86%,而表面活性剂浓度为0mg/L时,原油采收率仅为66%。随着表面活性剂浓度的增加,采收率开始下降,在3500mg/L时,为81%,当浓度再增加到5000mg/L时,采收率已下降到了71%,因此,该岩心/流体组合的最佳表面活性剂浓度为1500mg/L。在高的表面活性剂浓度下,采收率出现阶段式上升,其原因是在注入压力增加时,流线上所聚集的油水乳化物从出口端突然释放。在没有使用表面活性剂的情况下,测得该岩心/流体组合的前进接触角为55°,这个数值表明Yates含气原油的天然弱水湿性(表5),而在储层条件下,Yates罐装油具有155°的前进接触角,表现出强的油湿性,所以,Yates含气原油的润湿性与Yates罐装油的润湿性具有很大的差别。在相同的压力和温度条件下(储层条件),所观察到的Yates罐装油和Yates含气原油在润湿性上的差异仅仅是由于两种油样之间的成分不同所引起的。所以,要获得油藏的现场就地润湿性,必须在储层压力和温度条件下使用含气原油进行测试实验。随着表面活性剂浓度的增加,相对渗透率比值曲线(krw/kro)逐渐地向右发生偏移。对于一个天然水湿系统,该曲线的右偏移表明混合润湿性的形成,这进一步证明了随着表面活性剂浓度的增加,初始含水饱和度的增加和残余油饱和度的降低。然而,该岩心/流体组合在使用了非离子表面活性剂后所测得的前进润湿角表明,润湿性由初始的弱水湿性向中间润湿性转化(0mg/L时为55°,3500mg/L时为82°)。岩心驱替实验结果和接触角之间的这种较大差异可以归因于混合润湿性的非均质性。非均质性使混合润湿性与所测得的接触角没有直接联系,岩心驱替实验,油水相对渗透率及它们之间的比值才是确定岩心/流体组合的混合润湿性的依据。在Yates含气原油/Yates地层水组合下,该非离子表面活性剂使油水界面张力仅仅降低了一个数量级(从0mg/L时的23.50mN/m降低到3500mg/L时的1.79mN/m)。所以,对于该岩心/流体组合,原油采收率的提高在很大程度应归因于非离子表面活性剂使润湿性向混合润湿或者中间润湿性转化的结果。2.3.2润湿性向油湿状态转化的机理分析利用多种浓度的阴离子表面活性剂溶液对Yates白云岩/Yates含气原油/Yates合成地层水组合进行了驱替实验,实验结果和所测得的接触角及油水界面张力在表6中给出。原油采收率从表面活性剂浓度为0mg/L时的76%逐渐减小到浓度为5000mg/L时的47%。因此,对于该岩心/流体组合,该阴离子表面活性剂不能够将润湿性转变到一个有利于提高原油采收率的润湿性类型。此时相对渗透率比值(krw/kro)曲线逐渐向左发生偏移。对于一个天然水湿系统,该曲线的左偏移表明了表面活性剂使润湿性向油湿状态转化,这与随着表面活性剂浓度的增加,原油采收率逐渐降低具有一致性。此外,在使用阴离子表面活性剂的情况下,该岩心/流体组合的前进接触角(0mg/L时为55°,3500mg/L时为135°)也证实了润湿性向油湿状态的转化。表面活性剂也使油水界面张力降低了一个数量级(0mg/L时的23.50mN/m到3500mg/L时的0.97mN/m),尽管如此,对于该岩心/流体组合,原油采收率的逐渐降低也清楚地说明润湿性转化为油湿性是影响多相流的特性曲线和采收率的主要因素。在储层条件下,对Yates白云岩/Yates罐装油/Yates地层水组合使用非离子与阴离子表面活性剂和对Yates白云岩/Yates含气原油/Yates地层水组合使用非离子表面活性剂时,最佳表面活性剂浓度都出现在表面活性剂的临界胶束浓度附近。因此,当表面活性剂浓度高于最佳浓度时,它在岩石表面的双层吸附使岩石的润湿性回到最初的润湿状态,这可能是导致该储层岩石/流体组合原油采收率下降的最主要原因。3不同表面活性剂对润湿性转化的影响因为润湿性强烈影响储层中流体的分布和流动,所以,准确评价储层就地润湿性对成功实施任何提高原油采收率技术都显得十分重要。本次研究在大气和储层条件下,使用贝雷砂岩、Yates油藏岩石和Yates油藏流体进行了润湿性测定和岩心驱替实验,这些实验结果有助于理解利用低成本低浓度表面活性剂改变储层润湿性以提高原油采收率的作用。在大气环境下,利用阴离子和非离子表面活性剂对贝雷砂岩/Yates罐装油/Yates盐水组合进行室内驱替实验,结果表明,两种表面活性剂都能使润湿性转化成一种称为“混合润湿”的非均质润湿类型。混合润湿性的形成使初始为水湿性的贝雷砂岩的原油采收率提高到了94%。在Yates储层条件下,对Yates白云岩/Yates罐装油/Yates合成地层水组合所测定的前进接触角表明该组合的强油湿性(θa=155°)。但是,在储层条件下,发现白云岩/Yates含气原油/Yates地层水组合具有弱水湿性(θa=55°)。这些清楚地说明在室内使用含气原油评价油藏就地润湿性的必要性。在油藏条件下,对Yates白云岩/Yates罐装油/Yates地层水组合进行了室内岩心驱替实验,实验表明,与淡水驱进行比较,无论是非离子还是阴离子表面活性剂最多仅能提高5%～6%的原油采收率。而在油藏条件下,对于Yates油层岩石/Yates罐装油/Yates地层水组合,使用两种表面活性剂均使相对渗透率比值曲线向右偏移,这些情况表明,表面活性剂使润湿性发生了轻微的转变,由最初的油湿向弱油湿转化;对该组合进行的前进接触角测量,也显示了润湿性转化的方向。这一结果和其他研究者使用USBM润湿指数法评价表面活性剂对相同岩心/流体组合所带来的润湿性改变而得出的结论具有一致性。在Yates油藏条件下,与普通水驱油的实验结果比较,使用乙氧基醇非表面活性剂能使Yates油层岩石/Yates含气原油/Yates地层水组合提高约20%的原油采收率,这是因为该种表面活性剂能使Yates油层岩心/流体组合的润湿性向混合润湿性转化。高的原油采油率以及相对渗透率比值曲线的逐渐右偏移都证实了非离子表面活性剂促使混合润湿性的形成。然而,在油藏条件下,对该组合所测得的前进接触角却表明,非离子表面活性剂作用后,润湿性是