巖石表面潤濕性對表面活性劑驅(qū)油的影響

巖石表面潤濕性對表面活性劑驅(qū)油的影響

根據(jù)油層性質(zhì)和油田技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，滲透率為0.010.05m2的油田稱為低滲油田，滲透性為0.0010.01m2的油田稱為特殊低滲油田，滲透率小于0.0012m的油田稱為低滲油田。按照界面張力驅(qū)油機(jī)理,超低界面張力驅(qū)油體系,例如堿-表面活性劑/聚合物三元復(fù)合驅(qū)只能應(yīng)用于中、高滲透率(大于0.05μm2)油層。對于低、特低或超低滲透率油層,殘余油滴存在于喉道半徑很小的孔隙中,在相同條件下,殘余油滴的毛管阻力遠(yuǎn)大于中、高滲透率油層的毛管阻力,而活化這些殘余油滴需要更低的油水界面張力。例如,活化中、高滲透率油層所需要的最小界面張力為10-3mN/m,而要活化低、特低滲透率油層或致密油層殘余油滴所需要的油水界面張力為10-5～10-7mN/m,甚至更低。而事實(shí)上,形成這種超低界面張力的表面活性劑驅(qū)油體系幾乎很難找到。因此一般認(rèn)為,低滲透率油藏不宜采用超低界面張力驅(qū)油體系。但是,上述結(jié)論是在假設(shè)毛管阻力公式中,巖石為強(qiáng)親油(油相潤濕接觸角θ0為0°)條件下得到的。當(dāng)油層巖石不絕對親油,即θ0>0°時(shí),隨著θ0的增大,在目前超低界面張力(10-3mN/m)可以活化相同毛管阻力殘余油滴的條件下,對應(yīng)的毛管半徑r因cosθ0的增大而降低,甚至大幅度降低。這就能活化低滲透率、超低滲透率毛管中的殘余油滴,從而能大幅度提高低滲透率甚至超低滲透率油層的采收率。1巖心、水間質(zhì)和組分有效濃度石油磺酸鹽表面活性劑S-912由南京金陵石化提供,平均相對分子質(zhì)量為362。實(shí)驗(yàn)中使用的油為新疆寶浪油田實(shí)際產(chǎn)出原油,黏度為1.6mPa·s。巖心為大慶石油學(xué)院提供的長度為30cm、直徑為3.8cm且潤濕性不同的人造巖心。實(shí)驗(yàn)均在90℃(油層溫度)條件下進(jìn)行。實(shí)驗(yàn)用水分別用寶浪油田實(shí)際注入水和產(chǎn)出水,各組分有效濃度見表1。采用美國德州大學(xué)Texas-500型界面張力儀測定界面張力以及江蘇海安石油儀器設(shè)備廠生產(chǎn)的巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置。2降低界面張力對界面張力的評價(jià)結(jié)果表明,表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.03%～0.30%時(shí),平衡油水界面張力可以降低到10-3mN/m數(shù)量級的超低值。在寶浪油田實(shí)際條件和不含堿的情況下,表面活性劑S-912的界面張力仍然可以降低到10-3mN/m數(shù)量級(圖1)。在表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.03%～0.30%時(shí),當(dāng)表面活性劑水溶液與原油接觸后,油水界面張力迅速降低到可以大幅度降低原油阻力的10-3mN/m數(shù)量級的超低值,并長期保持超低界面張力狀態(tài)(圖2)。這種驅(qū)油體系被注入地層后將迅速降低原油阻力,并長期保持其特性。此外,還評價(jià)了注入水和產(chǎn)出水比例對油水界面張力的影響(圖3)。從圖3可以看出,產(chǎn)出水與注入水為任何比例時(shí),界面張力都為10-3mN/m數(shù)量級的超低值。這說明,即使注入水和產(chǎn)出水的組成及離子組成不同,驅(qū)油體系在油層水礦化度變化的范圍內(nèi)都具有理想的增注效果。說明在此礦化度變化范圍內(nèi),油水界面張力不會明顯上升。3滲流方程表面活性劑的滲透率為了排除因表面活性劑在巖石表面產(chǎn)生吸附滯留對驅(qū)油效果的影響,直接注入驅(qū)油體系直至不產(chǎn)出油時(shí)為止。實(shí)驗(yàn)步驟如下:(1)抽空2h,飽和地層水并測定孔隙度和孔隙體積。(2)飽和原油。在常溫下開始注入原油,在巖石表面見油后開始升溫至實(shí)驗(yàn)溫度直到巖心無水產(chǎn)出且累計(jì)注入2倍孔隙體積原油。計(jì)算含油飽和度和束縛水飽和度。(3)水驅(qū)。注水開始時(shí)模擬水驅(qū)開發(fā)形式。水驅(qū)至巖心無油產(chǎn)出且累計(jì)注入2倍孔隙體積水量。計(jì)算含水驅(qū)采收率及殘余油飽和度。(4)復(fù)合驅(qū)。注入驅(qū)油體系,驅(qū)替至巖心無油產(chǎn)出且累計(jì)注入5倍孔隙體積驅(qū)油體系。計(jì)算復(fù)合驅(qū)油最終采出程度及比水驅(qū)提高的采收率值。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,無論巖石表面潤濕性是強(qiáng)親油(θ0=6°)、中親油(θ0=46°)、弱親油(θ0=84°)或強(qiáng)親水(θ0=164°),采收率曲線表現(xiàn)為典型的S型(圖4)。即在低滲透率或超低滲透率時(shí),隨著滲透率的增加,采收率逐漸增加,但增幅較小;當(dāng)滲透率增加到某個(gè)值時(shí),隨著滲透率的增大而采收率迅速增加,且這個(gè)滲透率范圍較窄。隨著滲透率的進(jìn)一步增大,采收率的增幅開始明顯降低,甚至不再增加,復(fù)合驅(qū)累計(jì)提高采收率20%以上。將采收率不再增加時(shí)所對應(yīng)的滲透率定義為臨界滲透率值?？梢钥闯?巖石表面的親水性越強(qiáng),臨界滲透率越低;即巖石親水性越強(qiáng),適合復(fù)合驅(qū)的滲透率越小。分析其原因:當(dāng)巖心滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于臨界值時(shí),由于孔喉半徑過小,殘余油滴以毛管阻力為主。所以,隨著滲透率的增加,采收率增加幅度并不理想;當(dāng)滲透率進(jìn)一步增大即毛管半徑增加時(shí),殘余油滴的毛管阻力逐漸降低到可以活化殘余油滴的程度。因此,隨著滲透率的增加,采收率急劇上升。當(dāng)滲透率增加到某個(gè)值(臨界值)時(shí),毛管半徑對殘余油滴的阻力已經(jīng)變得非常小,因而隨著滲透率的進(jìn)一步增加,復(fù)合驅(qū)的采出程度幾乎不再提高。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,水相潤濕接觸角分別為6°、46°、84°和164°時(shí),對應(yīng)的臨界滲透率分別為327×10-3μm2(中)、25.8×10-3μm2(低)、7.88×10-3μm2(特低)和0.14×10-3μm2(超低)。可見,隨著巖石表面親水性的增加,可以使殘余油滴活化的最小孔喉半徑或滲透率明顯降低,甚至可以在低滲透率、特低滲透率及超低滲透率條件下將殘余油驅(qū)替出來。因此,復(fù)合驅(qū)不僅適合于中、高滲透率的油層,也可以將低、特低和超低滲透率層(滲透率高于臨界滲透率值)中的殘余油驅(qū)替出來。如果將上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果處理為半對數(shù)坐標(biāo)可以發(fā)現(xiàn),在本文的實(shí)驗(yàn)范圍內(nèi),臨界滲透率值與水相潤濕接觸角呈直線關(guān)系(圖5)。利用圖5中油層巖石潤濕接觸角及滲透率值,可以判斷該油層是否能采用低界面張力的表面活性劑溶液驅(qū)油來大幅度提高采收率。由不同潤濕條件下對應(yīng)的臨界滲透率及殘余油飽和度(表2)可見,孔隙介質(zhì)親水性越強(qiáng)(水相潤濕角θw越大),對應(yīng)的臨界滲透率越低。即當(dāng)實(shí)際滲透率大于臨界滲透率時(shí),可以采用使油水界面張力降低到10-3mN/m數(shù)量級的表面活性劑溶液來驅(qū)替原油。由不同滲透率時(shí)水相接觸角對驅(qū)油效率影響的實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖6)可以看出,對于滲透率為327×10-3μm2和1245×10-3μm2的中、高滲透率油層來說,由于油水界面張力已經(jīng)降低到了可以大幅度提高驅(qū)油效率的程度(10-3mN/m數(shù)量級),因而無論巖石是親油的還是親水的,驅(qū)油效率都非常高。也就是說,水相潤濕接觸角的大小對驅(qū)油效率的影響非常小。而對于低滲透率和特低滲透率的孔隙介質(zhì)來說,在θw為0°～90°時(shí),隨著θw值的增大,復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效率明顯上升;之后達(dá)到最大值。對于超低滲透率的孔隙介質(zhì)來說,只有當(dāng)θw大于或等于90°時(shí),隨著θw值的增大,復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效率才明顯上升。這表明滲透率越低,在油水界面張力一定(例如10-3mN/m數(shù)量級)時(shí),活化殘余油時(shí)所要求達(dá)到和滿足的親水性越強(qiáng)(θw值越大)。即油層巖石表面的親水性越強(qiáng),適合于復(fù)合驅(qū)的巖石滲透率就越低。4巖石礦化程度及初始張力(1)在表面活性劑S-912質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%～0.30%時(shí),油水平衡界面張力和瞬時(shí)動(dòng)態(tài)界面張力都可以降低到10-3mN/m數(shù)量級的超低值,該體系所形成超低界面張力的時(shí)間短且注入水與產(chǎn)出水比值對界面張力影響不大,具有理想的礦化度適應(yīng)范圍。(2)