裂縫型碳酸鹽巖油藏實施CO2泡沫驅的基巖采收率

編譯:陳軍斌 雙立娜 陳瑜芳 史鵬濤 陳朋剛 (西安石油大學石油工程學院)

審校:陳軍斌 (西安石油大學石油工程學院)

裂縫型碳酸鹽巖油藏實施CO2泡沫驅的基巖采收率

編譯:陳軍斌 雙立娜 陳瑜芳 史鵬濤 陳朋剛 (西安石油大學石油工程學院)

審校:陳軍斌 (西安石油大學石油工程學院)

裂縫型碳酸鹽巖油藏CO2驅后采收率的高低主要取決于CO2從裂縫到基巖的流動,因此CO2分子從裂縫向基巖中原油的擴散作用會影響采油速度。在CO2驅中泡沫CO2顯示了其在提高宏觀驅油效率方面的作用。然而,泡沫劑是提高還是降低了從基巖到裂縫的采油速度還需要確定。一個裂縫模型中研究了油藏條件下裂縫型碳酸鹽巖油藏CO2驅過程中泡沫CO2對采油速度的影響。這個裂縫模型通過把水驅后的巖心塞置于帶有環空的不銹鋼殼電解槽的環空中制作而成。裂縫被注入的CO2氣以及同時注入的CO2氣和泡沫劑溶液充滿,或者在巖心塞外注入水和泡沫劑。利用壓力衰減法來確定人造海水、地面脫氣原油和CO2泡沫劑水合溶液中CO2的體積擴散系數。同時注入CO2氣和水合泡沫劑溶液的采收率比單獨注入CO2時的采收率略高。在人造海水和水合泡沫劑溶液中測得的CO2的體積擴散系數表明在實驗條件下被測泡沫劑對CO2的滲透沒有太大影響。油藏條件下對于CO2-人造海水和CO2-地面脫氣原油系統而言,可以預測體積擴散系數與之前出版的文獻資料中的值相似。

碳酸鹽巖油藏 裂縫模型CO2驅 泡沫劑 提高采收率

1 介紹

本文給出很多室內實驗來研究泡沫CO2劑對CO2擴散的影響,以及相應的在油藏條件下對裂縫型碳酸鹽巖油藏采收率的影響。通過將水驅過的巖心塞置于不銹鋼槽來進行本次實驗,在巖心外邊界和鋼槽之間制造一個人造裂縫,向裂縫注入CO2,同時注入CO2氣和泡沫劑水溶液,或者在巖心塞外面充滿泡沫劑水溶液。

在人造海水和CO2泡沫水溶劑中測量CO2體積擴散系數,用來測定油藏條件下泡沫劑對CO2擴散的影響。用壓力衰減方法來研究CO2在人造海水和水合泡沫劑中的擴散。

2 實驗

2.1 多孔介質

實驗都使用從列日白堊紀露頭取得的巖心塞模擬白堊紀油藏。列日白堊紀是寒武紀的早期,列日白堊紀露頭組成十分純凈,只有很少的黏土含量。列日白堊紀的硅含量不足2%(Strand等,2007)。所用的白堊紀巖心都從同一塊巖樣上取得。

2.2 化學劑和流體

實驗所用海水為人造海水 (SW),實驗所準備地層水 (FW)的組成如表1所示。總的溶解固體含量 (TDS):海水是38.8g/L,地層水是74.9 g/L。實驗所用CO2泡沫劑是磺酸鹽乙氧基化物的分支,其質量濃度是1.0%;所用原油是北海油藏的地面脫氣原油;所有溶液在實驗前都經過濾去除其中固體雜質。酸堿指示劑通過將0.01 g的溴甲酚藍溶于100 mL熱蒸餾水中制得。實驗中所用CO2和N2的純度是99.99%。

表1 地層水和海水的組成

2.3 CO2體積擴散系數的測量

CO2體積擴散系數通過人造海水和CO2泡沫水溶液 (FAS)測量而得,這是一種獲得油藏條件下泡沫劑對CO2擴散影響的方法。CO2擴散率利用壓力衰減法來測量 (Zhang等,2000;Farajzadeh等,2007b),其目的是評價估計CO2在液相中的擴散系數的可能性,在氣頂下這個過程通過在一個封閉的帶有液柱的藍寶石容器中監測其壓力的衰變來實現。實驗裝置如圖1所示,它包括一個置于不銹鋼箱中的恒容藍寶石容器,容器高11.0 cm,橫截面積是9.58 cm2。所有實驗都要用這個箱在垂直位置進行。所有實驗中擴散長度都是3.5 cm(這是容器中液柱的高度)。容器的上法蘭與高壓活塞器相連,其中充滿了CO2和N2。

圖1 實驗裝置示意圖

藍寶石容器的上法蘭與高精度的數字壓力傳感器 PTX 510(PT)(0～400 bar,1 bar=0.1 MPa)相連,當系統隔離以后用來測量容器中的壓力衰減情況,而且它還與計算機相連用來記錄數據。另外藍寶石容器的上拐角處還連有回壓調節器 (BPR)用來釋放注入階段增加的壓力。

下面介紹實驗程序:首先將測試液體 (大約10 mL)倒入藍寶石容器中達到指定的液柱高度,然后加入3滴酸堿指示劑 (溴甲酚藍)飽和。實驗中所用的液柱高度都是3.5 cm。加熱藍寶石容器和CO2活塞器到指定溫度55℃。然后將N2氣從上部法蘭慢慢注入容器內,用來檢測泄漏情況。當容器達到熱平衡之后,慢慢將N2加壓到實驗所需壓力,然后再用加熱箱內CO2活塞器中的CO2驅替掉容器中的N2。為了確保所有的N2均被CO2驅替完,再注入略高壓力的CO2氣體。然后拆掉藍寶石容器和壓力傳感器開始壓力衰減的測量。隨著時間的推移,氣體擴散到液相中,氣相壓力緩緩下降。當不平衡氣體與液相在一個恒溫、恒容的容器中接觸時,系統將接近于其平衡狀態。然而,這個系統達到最終平衡所需時間取決于系統中液相的擴散系數。對于CO2-海水和CO2-水合FAS系統而言,容器底的顏色由藍變黃表明系統已達平衡。氣體擴散率從記錄的壓力衰減過程中估計而得。

2.4 含油巖心的準備

鉆取直徑為3.8 cm,長大約為7.0 cm的列日露頭巖心塞,首先將巖心置于120℃的環境中至恒重,在壓力為10-2mbar的干燥器中抽成真空后用地層水飽和至少3 h。孔隙體積和孔隙度可以從巖心塞的干重和飽和時的質量計算得出。

將巖心塞置于上覆巖層壓力為25 bar(1 bar=0.1 MPa)、回壓為5 bar的巖心夾持器中。因為有時會在列日白堊紀露頭中發現硫酸巖,所以除掉巖心塞中的硫酸鹽主要依靠向巖心塞中以0.2 mL/min的速度注入6 PV的地層水來實現。收集1 PV的流出樣品用硫酸鹽電池試劑盒 (Spectroquant 1.14548.001)來分析硫酸鹽的濃度 (ASTM D156-07)。原始含水飽和度和束縛水飽和度通過利用無約束多孔磁盤法用潮濕的N2驅替巖心來確定,驅替壓力在室溫下逐步從1 bar增加到10 bar,排出的水也要分析其中硫酸鹽濃度。由此而得的原始含水飽和度和束縛水飽和度,由經過N2驅替后的巖心重和干重計算得到。

2.5 潤濕性分析

將巖心塞置于巖心夾持器中,并將列日白堊紀層的巖石用合成異構烷油 H和甲烷 (體積比是4:1) (溶劑)飽和后放置于巖心的兩端作為過濾介質。確定上覆巖層凈壓力是20 bar,將飽和度為原始含水飽和度的巖心塞用1.0 PV的溶劑以0.2 mL/min的速率壓力飽和,用以驅替巖心中的N2。然后,加熱巖心夾持器到90℃,向巖心注入1.5 PV(90 ℃)過濾后的溶液和地面脫氣原油(STO)的混合物 (體積比為50∶50)來驅替巖心中的溶液。然后在90℃條件下向巖心中以0.08 mL/min的速率注入地面脫氣原油老化巖心;一個方向注入40小時,然后相反的方向再注入40小時。潤濕性條件建立起來后,成功地將巖心從巖心夾持器上卸下,并移除兩端過濾介質。然后再將巖心塞置于巖心夾持器中,巖心再用注入速率為0.5 mL/min的地層水驅替,直至達到穩定壓差。

2.6 巖心擴散實驗

基巖—裂縫框架是通過將水驅后的巖心置于不銹鋼容器中,其內徑是4.6 cm,巖心周圍的環形空間是0.8 cm(0.4 cm×2),如圖2b所示。巖心兩邊的0.8 cm環形空間的作用是形成人造裂縫。在將巖心放置在不銹容器中之前,先將系統加熱至55℃,并在壓力為340 bar的條件下用N2檢測系統泄漏情況。以研究擴散為主的實驗通過周期性地向巖心周圍的裂縫中注入 (浸泡)CO2氣體、CO2氣體和水合泡沫劑溶液的混合物,或者水合泡沫劑溶液來進行。裂縫用接近50 cm3(裂縫體積)的流體浸泡。

系統關閉特定的一段時間使流體相能夠從裂縫擴散到基巖中的石油中,在這個特定關閉時間的后期,依靠向裂縫孔隙中注入新鮮流體來制備流體相。用如下所述方法來注入流體和收集生成流體:在1#容器中包含了1#巖心塞,將CO2氣體從系統的上部注入,底部生成流體。對于2#和3#容器,包括2#和3#巖心塞、從系統底部注入的CO2氣體和泡沫水合溶液的混合物,或者泡沫水合溶液,另外容器中還包含有頂部生成的流體,如圖2a所示。實驗過程是先在溫度為55℃及壓力為340 bar的條件下進行,然后再在溫度為90℃時進行。重復進行上述過程直到不再出油為止。為了提高裂縫介質采收率,Asghari和 Torabi(2007)兩人用類似的方法研究了CO2吞吐過程的性能和效率。在外界條件下將流體閃蒸到帶刻度的量筒中并達到所估計的原油量。油量估計為閃蒸油的量,只有少數可忽略的油溶解在水相中。

圖2 巖心擴散實驗:實驗裝置 (a)和基巖-裂縫網絡 (b)

3 實驗結果和討論

水驅后巖心性能、最終相對滲透率和剩余油飽和度值列于表2中。地層水的絕對滲透率在2～3 mD(1 mD=1.02×10-3μm2)間變化。流體的物理性能如表3所示。

3.1 估計的體積擴散系數

從壓力衰減剖面圖中可見用壓力衰減法估計CO2-液體混相的擴散系數需要一個數學模型。流動到液相中氣體的量取決于氣體的溶解性,但是氣體的傳遞速度卻受氣體的擴散系數控制。對于不含氣體的液相,擴散入液柱的氣體摩爾通量可模擬為基于Fick定律的方程 (1)的一維非穩態擴散過程(Zhang等,2000;Crank,1979)。這里最主要的假設是氣體和液體界面在任何時間都存在平衡(Zhang等,2000;Farajzadeh等,2007b)。系統中界面運動速度和壓力變化速率取決于在其各相中的擴散速率。

定義X為氣體的摩爾濃度,在液相中將其初始值假想為0。然而平衡氣液相界面摩爾濃度 Xeq(P)隨著溫度和壓力而變化。因為壓力衰減測量值是等溫的,所以 Xeq(P)只會隨著壓力變化而變化。

表2 巖心的性質

表3 1個大氣壓下密度、孔隙度、p H值和IFT測量值

通過方程 (1)描繪壓力衰減數據,就會得到一條擬合直線,從得到的斜率和交點可以計算出擴散系數DAB和平衡摩爾濃度 Xeq(P)。圖3展示了CO2-SW、CO2-水合FAS和CO2-STO系統的壓力-時間實驗曲線。這些曲線的總體趨勢是隨時間推移壓力下降。利用最后一次數據繪制出半對數坐標圖,并利用直線的斜率估算出體積擴散系數。在繪制半對數坐標圖期間,有必要指定一個平衡壓力值 Peq。對于CO2-SW和CO2-水合FAS系統而言,就要取決于p H指示劑溴甲酚綠 (BCG)的平均值。溴甲酚綠的p H區間是3.8～5.4,它在堿性介質中顯藍色,在酸性介質中顯黃色。容器底的顏色由藍變黃表明系統已經被CO2飽和,系統達到平衡。

圖3 CO2液體壓力衰減剖面圖

對于CO2-STO系統,實驗最終所達壓力接近于 Peq,但是要想達到 Peq卻需要相當長的時間。當CO2氣相壓力變化為0.05 bar/h時,就可以結束這個系統的運行。因此假設最終壓力接近于平衡壓力 Peq。不同CO2-液相體系估計的CO2體積擴散系數如表4所示。

表4 測得的CO2體積擴散系數

估計SW和水合FAS溶液的CO2擴散系數屬于同一個數量級,這意味著希望實驗所用的泡沫劑在CO2泡沫驅期間對CO2的擴散沒有顯著影響。Farajzadeh等人 (2007b)用了相似的方法在恒溫和不同初始壓力下研究CO2向水和十二烷基硫酸鈉 (SDS)溶液中的傳質情況。所得結論表明,在實驗條件下添加SDS對CO2向水中的傳質不產生可測量的影響。

對于 CO2-STO系統,估計擴散系數值是4.9×10-9m2/s。盡管系統已經接近于平衡,但是將壓力每小時改變0.05 bar來估計地面脫氣原油中CO2的擴散率是很合理的。然而測量的擴散系數和 Grogan等人 (1988)對超臨界CO2在溫度為54℃、壓力為131 bar時所得結果屬于同一個數量級。表5把參考文獻和本文中CO2在油藏原油中的擴散系數做了比較,比較結果有很多的不同之處,可能是因為油藏性能、實驗環境和所用方法不同引起的。

3.2 擴散為主的巖心實驗

擴散為主的巖心實驗的累計原油產量剖面圖如圖4所示。周期性地監測產液情況148天。在前107天,生產溫度保持在55℃,剩下的41天再升至90℃,直到觀察不到產出的原油。產出原油用水驅后Sorw的百分含量表示。

圖4 壓力為340 bar時的累計原油產量 (水驅后 Sorw的百分含量)

3.2.1 注入CO2

Monger和Coma(1988)的研究表明可以在低于混相壓力 (MMP)下利用巖心中的輕質原油通過CO2吞吐來驅替水驅后的剩余油。研究還發現在高于混相壓力的條件下實施上述過程是很不經濟的,而且巖心浸泡時間對驅替效果沒有顯著影響。Haskin和Alston(1989)的研究證明:將巖心浸泡2～3周和長時間浸泡能得到相同的采收率。Asghari和Torabi(2007)調查了油藏施壓對含有輕質油的裂縫型油藏CO2吞吐效果的影響。得到的結果表明,當CO2以混相或接近于混相壓力注入時可以提高CO2吞吐原油的最終采收率,如果遠高于混相壓力是很不經濟的。然而,CO2在原油中的溶解度隨著壓力的升高而增加,當壓力處于混相壓力以下時,只會有一小部分CO2溶解于原油中。所以為了提高原油的最終采收率,就要讓CO2與原油大面積接觸,此時初始原油飽和度對此過程發揮著重要作用。

表5 CO2-油擴散系數對比

107天以后,將溫度增加到90℃來提高原油最終采收率。升高溫度后可以使原油膨脹降低其黏度,提高了CO2從裂縫向巖石基質中原油的傳質速度,然而CO2活塞器在溫度升到90℃后開始泄漏。

3.2.2 注入CO2/泡沫劑水合溶液

在55℃條件下同時注入CO2氣和泡沫劑水合溶液略微提高了2#容器中的原油采收率。累計原油采收率逐步提高,53天后剩余油采收率達到19.6%,比同樣55℃時單獨注入CO2的采收率提高了3.3%。采收率的提高是因為CO2氣和泡沫CO2溶液從裂縫擴散到了巖石基質中,在此過程中它們共同作用慢慢改變了巖石的潤濕性,減弱了CO2-油和CO2-水合泡沫劑的界面張力,并在毛細管力作用下將CO2氣/泡沫劑水合溶液吸入基質中。這種依靠吸入的初始連續擴散現象會一直繼續直到不再產出原油為止 (Hirasaki和 Zhang,2003;Ayirala等,2004)。已有報告表明 CO2驅通過油濕或水濕的潤濕性反轉可以提高采收率(Peden和 Husain,1985)。Potter(1987)用從西得克薩斯州白云巖地層獲得的水濕巖心研究了CO2驅對油藏潤濕性的影響,研究結果表明巖心變得更容易水濕。

將溫度升高到90℃后剩余油采收率從19.6%升高到22.2%。這可能是由于CO2/泡沫劑/原油/水相等的共同作用影響了巖石潤濕性,減小了CO2-油和CO2-水合泡沫劑的界面張力,同時使得原油膨脹降低了原油的黏度,另外由于溫度的升高,CO2和水合泡沫劑的擴散速度也發生了變化。研究發現對于裂縫型碳酸鹽巖油藏,油藏溫度會很大程度上影響通過自吸作用的原油采收率 (Gupta和Mohanty,2007)。

3.2.3 注入泡沫劑溶液

日子平靜如水，三個月后，李叔和咋也沒想到，老梅這天出事了。一大早，幾個警察圍住老梅住的那棟樓。有人說，老梅死了，她被人毒死了。有人在她喝的湯藥里下了砒霜。她不是自殺。她家的東西被翻了個遍，值錢的東西被弄走了。

在溫度為55℃時向3#容器中注入泡沫劑溶液,在前5天得到的剩余油采收率為1.5%。然而13天后,剩余油采收率穩定在4.2%。將只注入泡沫劑和只注入CO2氣或者同時注入CO2/水合泡沫劑溶液對原油采收率的影響做了比較。當溫度升至90℃時,3#容器中沒有原油產出。

4 結論

根據所做實驗和一些結果,可以得出以下結論:

◇CO2的體積擴散系數值估計如下:人造海水中為19.8×10-9m2/s,水合泡沫劑溶液中為14.8×10-9m2/s,地面脫氣原油中為4.9×10-9m2/s;

◇人造海水和水合泡沫劑溶液中CO2的體積擴散系數屬于同一個數量級;

◇由于人造海水和水合泡沫劑溶液中CO2體積擴散系數估計值在同一范圍內,這表明在油藏條件下泡沫劑對CO2的擴散沒有顯著影響;

◇研究了在簡化的裂縫模型 (從巖心塞外面注入流體)中泡沫劑對CO2流動的影響,結果表明同時注入CO2氣和泡沫劑溶液比單獨注入CO2氣可產出更多的原油。

符號說明

B ——方程 (2)中的常數,bar·cm2/mol

DAB——擴散系數,m2/s

h——藍寶石容器中氣相高度,cm

Kw(Sorw)——最終油水滲透率,mD

P(t),Peq——實驗壓力和平衡壓力,bar

PV——孔隙體積,mL

R ——氣體常數,83.1447 bar·cm3/(mol·K)

Sorw——剩余油飽和度,%PV

Swi——原始含水飽和度,%PV

T ——溫度 ,K

t——時間 ,s

Xeq——給定時間下的氣液相界面摩爾濃度,mol/cm3

Z0——藍寶石管中液柱高度,cm zg——壓縮因子

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.2.003

資料來源于美國《SPE 113880》

2008-12-16)