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文档简介
岩石表面润湿性对表面活性剂驱油的影响
根据油层性质和油田技术经济指标,渗透率为0.010.05m2的油田称为低渗油田,渗透性为0.0010.01m2的油田称为特殊低渗油田,渗透率小于0.0012m的油田称为低渗油田。按照界面张力驱油机理,超低界面张力驱油体系,例如碱-表面活性剂/聚合物三元复合驱只能应用于中、高渗透率(大于0.05μm2)油层。对于低、特低或超低渗透率油层,残余油滴存在于喉道半径很小的孔隙中,在相同条件下,残余油滴的毛管阻力远大于中、高渗透率油层的毛管阻力,而活化这些残余油滴需要更低的油水界面张力。例如,活化中、高渗透率油层所需要的最小界面张力为10-3mN/m,而要活化低、特低渗透率油层或致密油层残余油滴所需要的油水界面张力为10-5~10-7mN/m,甚至更低。而事实上,形成这种超低界面张力的表面活性剂驱油体系几乎很难找到。因此一般认为,低渗透率油藏不宜采用超低界面张力驱油体系。但是,上述结论是在假设毛管阻力公式中,岩石为强亲油(油相润湿接触角θ0为0°)条件下得到的。当油层岩石不绝对亲油,即θ0>0°时,随着θ0的增大,在目前超低界面张力(10-3mN/m)可以活化相同毛管阻力残余油滴的条件下,对应的毛管半径r因cosθ0的增大而降低,甚至大幅度降低。这就能活化低渗透率、超低渗透率毛管中的残余油滴,从而能大幅度提高低渗透率甚至超低渗透率油层的采收率。1岩心、水间质和组分有效浓度石油磺酸盐表面活性剂S-912由南京金陵石化提供,平均相对分子质量为362。实验中使用的油为新疆宝浪油田实际产出原油,黏度为1.6mPa·s。岩心为大庆石油学院提供的长度为30cm、直径为3.8cm且润湿性不同的人造岩心。实验均在90℃(油层温度)条件下进行。实验用水分别用宝浪油田实际注入水和产出水,各组分有效浓度见表1。采用美国德州大学Texas-500型界面张力仪测定界面张力以及江苏海安石油仪器设备厂生产的岩心驱替实验装置。2降低界面张力对界面张力的评价结果表明,表面活性剂质量分数为0.03%~0.30%时,平衡油水界面张力可以降低到10-3mN/m数量级的超低值。在宝浪油田实际条件和不含碱的情况下,表面活性剂S-912的界面张力仍然可以降低到10-3mN/m数量级(图1)。在表面活性剂质量分数为0.03%~0.30%时,当表面活性剂水溶液与原油接触后,油水界面张力迅速降低到可以大幅度降低原油阻力的10-3mN/m数量级的超低值,并长期保持超低界面张力状态(图2)。这种驱油体系被注入地层后将迅速降低原油阻力,并长期保持其特性。此外,还评价了注入水和产出水比例对油水界面张力的影响(图3)。从图3可以看出,产出水与注入水为任何比例时,界面张力都为10-3mN/m数量级的超低值。这说明,即使注入水和产出水的组成及离子组成不同,驱油体系在油层水矿化度变化的范围内都具有理想的增注效果。说明在此矿化度变化范围内,油水界面张力不会明显上升。3渗流方程表面活性剂的渗透率为了排除因表面活性剂在岩石表面产生吸附滞留对驱油效果的影响,直接注入驱油体系直至不产出油时为止。实验步骤如下:(1)抽空2h,饱和地层水并测定孔隙度和孔隙体积。(2)饱和原油。在常温下开始注入原油,在岩石表面见油后开始升温至实验温度直到岩心无水产出且累计注入2倍孔隙体积原油。计算含油饱和度和束缚水饱和度。(3)水驱。注水开始时模拟水驱开发形式。水驱至岩心无油产出且累计注入2倍孔隙体积水量。计算含水驱采收率及残余油饱和度。(4)复合驱。注入驱油体系,驱替至岩心无油产出且累计注入5倍孔隙体积驱油体系。计算复合驱油最终采出程度及比水驱提高的采收率值。实验结果表明,无论岩石表面润湿性是强亲油(θ0=6°)、中亲油(θ0=46°)、弱亲油(θ0=84°)或强亲水(θ0=164°),采收率曲线表现为典型的S型(图4)。即在低渗透率或超低渗透率时,随着渗透率的增加,采收率逐渐增加,但增幅较小;当渗透率增加到某个值时,随着渗透率的增大而采收率迅速增加,且这个渗透率范围较窄。随着渗透率的进一步增大,采收率的增幅开始明显降低,甚至不再增加,复合驱累计提高采收率20%以上。将采收率不再增加时所对应的渗透率定义为临界渗透率值。可以看出,岩石表面的亲水性越强,临界渗透率越低;即岩石亲水性越强,适合复合驱的渗透率越小。分析其原因:当岩心渗透率远远低于临界值时,由于孔喉半径过小,残余油滴以毛管阻力为主。所以,随着渗透率的增加,采收率增加幅度并不理想;当渗透率进一步增大即毛管半径增加时,残余油滴的毛管阻力逐渐降低到可以活化残余油滴的程度。因此,随着渗透率的增加,采收率急剧上升。当渗透率增加到某个值(临界值)时,毛管半径对残余油滴的阻力已经变得非常小,因而随着渗透率的进一步增加,复合驱的采出程度几乎不再提高。统计结果表明,水相润湿接触角分别为6°、46°、84°和164°时,对应的临界渗透率分别为327×10-3μm2(中)、25.8×10-3μm2(低)、7.88×10-3μm2(特低)和0.14×10-3μm2(超低)。可见,随着岩石表面亲水性的增加,可以使残余油滴活化的最小孔喉半径或渗透率明显降低,甚至可以在低渗透率、特低渗透率及超低渗透率条件下将残余油驱替出来。因此,复合驱不仅适合于中、高渗透率的油层,也可以将低、特低和超低渗透率层(渗透率高于临界渗透率值)中的残余油驱替出来。如果将上述实验结果处理为半对数坐标可以发现,在本文的实验范围内,临界渗透率值与水相润湿接触角呈直线关系(图5)。利用图5中油层岩石润湿接触角及渗透率值,可以判断该油层是否能采用低界面张力的表面活性剂溶液驱油来大幅度提高采收率。由不同润湿条件下对应的临界渗透率及残余油饱和度(表2)可见,孔隙介质亲水性越强(水相润湿角θw越大),对应的临界渗透率越低。即当实际渗透率大于临界渗透率时,可以采用使油水界面张力降低到10-3mN/m数量级的表面活性剂溶液来驱替原油。由不同渗透率时水相接触角对驱油效率影响的实验结果(图6)可以看出,对于渗透率为327×10-3μm2和1245×10-3μm2的中、高渗透率油层来说,由于油水界面张力已经降低到了可以大幅度提高驱油效率的程度(10-3mN/m数量级),因而无论岩石是亲油的还是亲水的,驱油效率都非常高。也就是说,水相润湿接触角的大小对驱油效率的影响非常小。而对于低渗透率和特低渗透率的孔隙介质来说,在θw为0°~90°时,随着θw值的增大,复合驱的驱油效率明显上升;之后达到最大值。对于超低渗透率的孔隙介质来说,只有当θw大于或等于90°时,随着θw值的增大,复合驱的驱油效率才明显上升。这表明渗透率越低,在油水界面张力一定(例如10-3mN/m数量级)时,活化残余油时所要求达到和满足的亲水性越强(θw值越大)。即油层岩石表面的亲水性越强,适合于复合驱的岩石渗透率就越低。4岩石矿化程度及初始张力(1)在表面活性剂S-912质量分数为0.05%~0.30%时,油水平衡界面张力和瞬时动态界面张力都可以降低到10-3mN/m数量级的超低值,该体系所形成超低界面张力的时间短且注入水与产出水比值对界面张力影响不大,具有理想的矿化度适应范围。(2)
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