中国南海东部稠油油藏双功能驱油剂评价与应用

李勇锋,朱立国,程佳,孟科全,刘平,石祖宽

[1.中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东 深圳 518052;2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452;3.海洋石油高效开发国家重点实验室,北京 100028]

随着海上稠油油田的不断开发,注水已经成为保持地层能量、提高油田开发效果的重要手段[1-6]。由于油水黏度比大、岩石储层亲油性等原因,导致水驱油效率不高[7-10]。中国南海东部X油田为典型的稠油油藏,采用闭式注水的方式进行地层能量补充,随着注水的进行,注入压力接近地层破裂压力,注入量受限。扩大注水量、提高稠油驱油效率是该类油田面临的主要难题[11-16]。目前,对于稠油油藏,聚合物是常用的驱油剂。这类驱油剂主要通过提高驱替相黏度,降低驱替相和被驱替相的流度比,进而提高驱油效率,但这类驱油剂往往会提高注入压力,难以扩大注水量。

笔者从降压提注、驱油增效角度出发,在中国南海东部X油田开展双功能驱油剂研究。开发的驱油剂由甜菜碱型表面活性剂和十六烷基类增强剂按照摩尔比2∶1混合而成,能够使亲油疏水岩石转变成亲水疏油,提高水驱油效率,同时,驱出的原油与驱油剂形成超低界面张力,进而降低驱油阻力,提高驱油效率。此外,由于驱油阻力下降,井口注入压力也随之降低,为增注提供了压力空间。与常规驱油剂比,双功能驱油剂具有扩大注入量和提高驱油效率的双重优势。该驱油剂在南海东部X油田A井组矿场试验后,现场注入压力明显下降,井组降压提注、驱油增效显著。

1 实 验

1.1 主要材料与仪器

双功能驱油剂,有效含量55%(质量分数),中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司;南海东部X油田原油(地下黏度172 mPa·s)、南海东部X油田现场注入水(组成见表1)、天然岩心(φ38 mm×100 mm),中海石油(中国)有限公司深圳分公司。

表1 南海东部X油田注入水组成 mg/L

X-500C型界面张力仪,美国科诺工业有限公司;UFE500恒温烘箱,德国MEMMERT公司;HKCA-PV35接触角测定仪,北京哈科试验仪器厂;封堵试验仪,中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司。

1.2 实验方法

1.2.1 润湿角的测定

将X油田现场水、原油分别滴在载玻片上,观察油、水在载玻片上状态,然后将载玻片在0.9%的双功能驱油剂中放置3 d,再将现场水、原油分别滴在处理后玻璃片上,观察油、水在载玻片上的状态,同时,采用接触角测定仪测试双功能驱油剂处理前后,原油、水与载玻片之间的接触角变化情况。

1.2.2 油水界面张力的测定

采用X油田现场注入水配制不同浓度双功能驱油剂,采用界面张力仪测试在目标油藏温度(75 ℃)下,不同浓度双功能驱油剂与目标油田原油的界面张力。

1.2.3 注入性评价

1)按照常规岩心物模试验方法,选择两根南海东部X油田天然岩心(渗透率约500×10-3μm2),在注入速率1 mL/min条件下,进行饱和现场注入水、现场原油,然后采用现场注入水水驱至含水率98%。

2)采用X油田现场注入水依次配制质量分数为0.8%,0.9%,1.0%的双功能驱油剂工作液。

3)打开中间容器,分别加入现场注入水和不同浓度双功能驱油剂,导通物模流程,采用1 mL/min的注入速率,分别记录现场注入水和不同浓度双功能驱油剂下的注入压力,通过与现场注入水对比,评价双功能驱油剂的注入性能。

4)将注入速率依次换成5,10,15,20 mL/min,分别记录、评价每种注入速率下不同浓度双功能驱油剂的注入性能。

1.2.4 洗油效率评价

将X油田现场原油和40～60目石英砂按质量比2∶8进行混匀,老化72 h,置于量筒中,加入0.9%双功能驱油剂溶液(X油田现场注入水配制)至400 mL,以不加双功能驱油剂的试样为对照,观察、记录不同时间下的原油剥离情况。

1.2.5 采收率评价

将天然岩心饱和现场原油后,先使用现场注入水驱替至含水率98%,记录产油量,计算水驱采收率,然后使用现场注入水配制不同浓度的双功能驱油剂,向岩心注入0.3 PV双功能驱油剂溶液,再水驱至含水率98%,计算最终采收率。通过对比,评价双功能驱油剂的提高采收率性能。

2 结果与讨论

2.1 润湿角

双功能驱油剂处理前后,现场原油、注入水在载玻片上的润湿性结果见图1。由图1可见,双功能驱油剂能够使亲油疏水界面转变成亲水疏油。

图1 双功能驱油剂处理前后载玻片润湿性变化

同时,采用接触角测定仪测定双功能驱油剂处理前后,现场原油和注入水在载玻片的润湿角,结果见表2。

表2 双功能驱油剂处理前后不同介质在载玻片上的接触角

由表2可以看出,双功能驱油剂处理前,现场水和原油的接触角分别是94°和36°,载玻片属于亲油疏水,当双功能驱油剂处理后,两者的接触角分别变为9.8°和96.2°,接触角反转。由此可以看出,双功能驱油剂能够吸附在载玻片表面,使原来的亲油疏水界面转变成亲水疏油,有利于提高水驱油效率。

采用现场原油、注入水,在油藏温度75 ℃条件下测试不同浓度双功能驱油剂的油水界面张力,结果见表3。

表3 不同质量分数双功能驱油剂的油水界面张力

从表3可见,当双功能驱油剂质量分数0.9%时,能够达到1.35×10-4mN/m的超低界面张力。这是因为双功能驱油剂能够在油水界面,通过分子中亲水基团、亲油基团,使水相和油相形成混相,进而大幅度降低油水界面自由能。

2.2 注入性

采用X油田天然岩心进行双功能驱油剂注入性评价,结果见图2、图3。

图2 注入排量与注入压力的关系

图3 注入排量与视吸水指数的关系

由图2、图3可见,与空白注入水相比,双功能驱油剂能够降低注入压力16.74%～28.42%,视吸水指数提高19.98%～39.81%,说明双功能驱油剂能够通过乳化、超低油水界面张力等作用,大幅降低原油黏度,使后续水驱阻力变小,宏观上表现为注入压力降低。

2.3 洗油效率

双功能驱油剂在不同时间下的原油剥离情况见表4。由表4可以看出:0.9%的双功能驱油剂在前5 h内,剥油量随着时间延长逐渐变大;6 h后剥油量达到最大值13 mL,洗油效率为65%。说明双功能驱油剂吸附在油砂表面后,能够使油砂由亲油转变成亲水,迫使吸附在油砂上的原油被剥离出来,提高了洗油效率。

表4 双功能驱油剂的洗油效率

2.4 采收率

采用双功能驱油剂室内物理模拟提高采收率,实验结果见表5。由表5可以看出,双功能驱油剂浓度越大,驱替效果越好。在0.9%～1.2%范围内,双功能驱油剂提高采收率值为15.5%以上。间接证明了双功能驱油剂能够通过改变岩心表面润湿性、超低界面张力、乳化等作用,实现提高采收率目的。

表5 不同浓度双功能驱油剂的提高采收率情况

3 现场应用

3.1 井组概况

中国南海东部X油田A井组注入层位HJ2-21层,斜厚8.3 m,孔隙度24.1%,渗透率662.3×10-3μm2,目前1注5采,日注水量501 m3/d,注入压力6.79 MPa,井组综合含水77.23%。

3.2 现场实施情况及措施效果

2022年A井组累计注入双功能驱油剂工作液16 500 m3,现场施工曲线见图4。由图4可以看出,注水量由501 m3/d上升至703 m3/d,注入压力由6.79 MPa下降至1 MPa,视吸水指数由73.78 m3/(d·MPa)上升至703 m3/(d·MPa),吸水能力明显改善。井组最高增油量114 m3/d,阶段增油11 243 m3。降压增注增产效果显著。

图4 中国南海东部X油田A井组现场施工曲线

4 结 论

双功能驱油剂能够使亲油疏水界面转变成亲水疏油,并能在油水界面形成超低界面张力,进而有效提高水驱油效率。在中国南海东部X油田A井组矿场进行了应用试验,进一步表明双功能驱油剂具有降压提注、驱油增效的双重功能。