普通稠油降黏劑驅物理模擬和數值模擬

劉祖鵬

(中國石化勝利油田分公司勘探開發研究院，東營 257015)

中外稠油開采過程中主要采用加熱降黏的方法改善原油流動性,然而稠油熱采開發技術(蒸汽吞吐、蒸汽驅、熱力復合開發技術、SAGD等)具有制汽成本高、操作工序復雜、操作成本高、蒸汽鍋爐污染大、技術要求高的特點,在當前低油價的形勢下,熱力采油面臨的挑戰逐漸增加[1-4]。近年來,水溶性降黏劑一方面用于近井地帶的油層解堵[5],一方面作為輔助藥劑應用于輔助熱力采油[6-7],但是目前并沒有降黏劑驅作為一種新的開發方式的相關研究及現場應用實例。相對于熱力采油,水溶性降黏劑具有取料方便、應用范圍廣、用量少、價格低廉、生產效果好的優勢,在稠油降黏開發領域具有廣闊的應用前景[8-11]。為了擴大降黏劑在稠油開發中的應用領域,解決稠油熱力采油的局限性,現提出水溶性降黏劑驅替稠油的非熱力開發技術思路,研究了普通稠油采用降黏劑驅的驅油效果以及提高采收率的機理,并利用非線性混合法則實現了降黏劑的數值模擬方法,為降黏劑驅的礦場應用和方案設計提供理論指導,對于改善普通稠油開發效果具有重要意義。

1 實驗部分

1.1 儀器和藥品

實驗儀器包括界面張力儀、Brookfield黏度計、電動攪拌器、游標卡尺、脫水儀、燒杯、攪拌器,巖心驅替實驗裝置包括填砂管、手搖泵、回壓閥、中間容器、恒溫箱、恒速恒壓、電子天平、計時器、壓力傳感器、量筒等,微觀仿真玻璃刻蝕模型,數字顯微攝像系統等。

實驗藥品包括試驗用油50 ℃地面脫水脫氣原油黏度為1 330 mPa·s,密度為946.2 kg/m3,膠質和瀝青質含量34%；試驗用水為人工合成水,由2%的NaCl和CaCl2組成；水溶性降黏劑JNJ。

圖1 巖心驅替示意圖Fig.1 Schematic of the coreflooding unit

1.2 實驗方法

1.2.1 降黏劑性能評價

將140 g原油在恒溫水浴中加熱至60 ℃,然后倒入60 mL質量濃度為0.3%的降黏劑溶液,設定電動攪拌器的攪拌速度為5 000 r/min,攪拌5 min。采用稀釋法來鑒別乳狀液的類型,將乳狀液滴在水中,如果迅速展開,就是O/W型,否則就是W/O型。采用RV-6號轉子,轉速為120 r/min,通過Brookfield黏度計分別測定原油及加降黏劑后原油乳狀液的黏度,并計算降黏劑的降黏率。

1.2.2 巖心驅替實驗

驅替實驗所用的巖心采用填砂管模型制作,巖心滲透率為1 026～1 152×10-3μm2,平均滲透率1 103×10-3μm2,平均孔隙度28.9%,平均初始含油飽和度73.2%。實驗裝置為一維巖心驅替實驗裝置如圖1所示,實驗步驟如下:①將巖心在60 ℃恒溫箱中烘干4 h,稱量其干重；②利用真空泵將巖心在巖心夾持器中抽真空4 h,然后飽和模擬地層水,測量飽和水后巖心的質量,計算巖心孔隙度；③在60 ℃恒溫箱中,設定出口壓力為大氣壓,以0.5 mL/min的速度進行油驅,飽和原油,記錄巖心出口端的出水量,計算初始含油飽和度；④以0.3 mL/min水驅油至產出液含水率達到98%,記錄注入壓力、產油量、產水量；⑤分別開展模擬地層水驅、不同質量分數的降黏劑驅,當巖心出口端不出油時結束實驗,記錄驅替過程中不同時刻的注入壓力、產油量、產水量。

1.2.3 微觀可視化實驗

微觀可視化實驗設備如圖2所示,主要包括微觀玻璃刻蝕模型(外觀尺寸為50 mm×50 mm、孔道直徑為30～40 μm)、恒速注入泵、數字顯微攝像系統,實驗溫度為60 ℃。實驗步驟為:①以0.05 mL/min的速度將實驗用油注入微觀模型；②以0.05 mL/min的速度,先注入水,然后驅至模型出口端不含油；③以0.05 mL/min的速度注入降黏劑溶液,驅至模型出口端不含油。拍攝驅替過程的圖像并進行分析圖像。

1、2為恒速注入泵；3、4為中間容器；5為微觀模型；6為攝像頭；7為計算機；8為回壓閥；9為量筒；圖2 微觀可視化實驗流程Fig.2 Workflow of visualized microscopic experiment

2 實驗結果與討論

2.1 降黏性能評價

由于稠油組分復雜,差異大,水溶性降黏劑對稠油具有一定的選擇性,因此需要對降黏劑進行靜態性能評價。由表1降黏劑性能評價實驗結果可知,實驗用油在加入降黏劑攪拌后,形成了穩定的水包油乳狀液,乳狀液的黏度降低為8.49 mPa·s,降黏率達99.4%,考慮降黏劑在巖心的吸附后,其吸附后的降黏率為98.2%,具有良好的降黏效果。油水界面張力下降到2.0×10-2mN·m-1,達到了超低界面張力,提高了毛細管數,能夠增加降黏劑的洗油效率[12]。因此,該降黏劑對原油具有良好的降粘效果。

表1 降黏劑性能評價數據表Table 1 Performance evaluation data of viscosity reducer

2.2 巖心驅替實驗

2.2.1 不同驅油方式增油效果對比

分別采用模擬地層水驅和降黏劑驅兩種注入方式研究了驅替方式在巖心中的驅替特征。實驗結果圖3表明,水驅稠油主要包括以下三個階段:①突破啟動壓力梯度階段,由于稠油黏度大,流動性差,具有一定的啟動壓力梯度,這導致巖心注入端壓力先增加,當達到稠油的啟動壓力后,原油開始流動,巖心出口段開始有產出液。②壓力快速下降階段,當注入壓力突破啟動壓力梯度后,注入端壓力逐漸降低,主要是因為油水黏度比大,水的滲流阻力小,滲流能力強,注入水優先沿著高滲透孔道流動,形成了水驅竄流通道,造成注入壓力快速降低。③壓力低位穩定階段,隨著注入壓力逐漸降低,注入水逐漸達到穩定階段,注入壓力在低位平穩運行,由于無法建立有效的驅替壓差,稠油在巖心中無法流動,整個巖心樣品中實際只有水在流動,出口端不再產出原油。

圖3 不同驅替方式下的注入壓力曲線Fig.3 Injection pressure curves under different displacement methods

對于采用水溶性降黏劑驅的巖心,其驅替過程也可以劃分為與水驅稠油相似的三個階段。但是,由于水溶性降黏劑在孔隙中與稠油發生了反應,形成了黏度較低的水包油型乳狀液,將原油流動時油膜之間的摩擦力轉化為水膜之間的摩擦力,降低了稠油與巖心之間的黏附力,改善了稠油在巖心孔隙中的流動性,進而降低了巖心的驅替壓力。因此,降黏劑驅替初始階段,其注入壓力相對水驅的更低,而且突破啟動壓力的時間早。由于降黏后的油水混合液黏度很小,水油流度比依然很大,因此水溶性降黏劑溶液主要沿著高滲透孔道中流動,進而降低了驅替壓力,直到在無法建立有效的驅替壓差,因此水溶性降黏劑驅具有降低注入壓力的特點,但是并未減緩流體的竄進速度。

由圖4降黏劑驅的生產效果曲線可以看出,整個驅替過程具有一定的無水采油期,水驅采出程度為21%,當水驅達1.5PV后,含水率上升至95.4%,這是因為突破啟動壓力梯度后,注入水在滲流阻力低的區域形成了竄流通道,造成含水率快速上升。水驅1.5PV后,轉降黏劑驅,含水率從95.4%下降到90.6%,下降了4.8%,實驗結束后,降黏劑驅采收率提高了12.4%,總采收率達到46.6%。

圖4 降黏劑驅生產效果曲線Fig.4 Production curve of viscosity reducer flooding

2.2.2 段塞濃度對驅油效果的影響

段塞濃度是評價化學劑用量經濟效益的一個重要指標。實驗中分別用質量分數為0.1%、0.3%、0.5%、0.7%的降黏劑溶液進行了4次巖心驅替實驗。由表2可知,當降黏劑質量分數為0.1%時,采收率增值幅度小,因為驅替過程中注入的水溶性降黏劑少,受降黏劑在巖心孔隙中吸附的影響,生成的水包油乳狀液較少,降黏效果不理想；當降黏劑質量分數大于0.1%后,降黏劑驅采收率隨著其質量分數的增大而增加。因為降黏劑質量分數增加,巖心中反應生成的水包油乳狀液增加,原油的流動性更強,提高了殘余油的動用程度,從而提高了稠油采收率。

表2 巖心驅油效果統計Table 2 Oil production performance

2.3 可視化實驗

采用微觀可視化設備分別開展了水驅和降黏劑驅的驅油實驗,由圖5所示不同驅替方式結束時剩余油分布的變化可以看出,水驅過程中,由于稠油黏度高,流動阻力大,形成了注入端和采出端的竄流通道,剩余油的主要賦存模式是:水驅未波及的剩余油、水驅波及范圍的剩余油塊、覆蓋在顆粒表面的殘余油膜,這三種模式造成剩余油飽和度高,水驅的驅油效率低。相對水驅,降黏劑驅后,由于降黏劑溶液黏度低,驅替過程中降黏劑驅的波及面積沒有發生明顯的變化,波及范圍并沒有增加,但波及的區域含油量明顯降低,洗油效率明顯提高,這主要是因為降黏劑能夠形成穩定的水包油乳狀液,將稠油油膜之間的摩擦力轉化為水膜之間的摩擦力,降低原油黏度,增加其流動性,增加了原油流動性；其次是降黏劑與稠油之間形成的超低界面張力,可以得到較高的毛細管數,從而在毛細力的作用下驅替出顆粒之間的殘余油,降低殘余油飽和度,從而驅替出更多的稠油。

圖5 不同驅替方式下的剩余油分布Fig.5 Remaining oil distribution under different displacement modes

3 數值模擬研究

3.1 模型描述

根據上述稠油降黏劑驅物理模擬實驗結果,部分學者通過設置兩種油組分,即原始油組分和降黏后黏度較低的油組分,通過一級化學方程從降黏機理角度進行模擬。但是,此方法需要的參數多,而且參數獲取較難,在實際應用中的不確定性較大。

水包油乳狀液的黏度隨著降黏劑溶液濃度增加呈現非線性降低,在降黏劑質量濃度變化初期,黏度下降速度快,質量濃度變化后期,黏度下降速度逐漸減緩,若采用常規的線性混合法則,無法準確表征降黏劑作用規律。采用式(1)和式(2)對混合后油水黏度進行非線性擬合,克服了利用化學反應方程模擬原油黏度降低方法的參數獲取困難的問題,實現了原油黏度隨降黏劑濃度的變化規律的表征,擬合結果見圖6。該方法參數獲取簡單、方便,可直接將實驗數據轉化為數值模擬需要的參數。數值模型中同時考慮了超低界面張力對毛管數的影響、降黏劑的吸附以及殘余油的端點標定,最終實現了降黏劑驅的數值模擬。

(1)

(2)

式中,N為水相或油相混合黏度；μai為水相(a=W)或油相(a=O)組分i的黏度；fai為非線性混合計算中水相或油相非關鍵組分i的權重因子；f(fai)為非線性混合計算中水相或油相關鍵組分i的權重因子；nc∈S為液相中的關鍵組分數；nc?S為除關鍵組分外的其他組分數。

圖6 原油黏度變化擬合曲線Fig.6 Crude oil viscosity change fitting curve

數值模擬時將降黏劑驅一維巖心物理模型進行簡化:將長度為30 cm和直徑為2.54 cm的巖心模型劃分為20×1×1的網格,巖心的橫截面轉化為等面積的正方形,i、j、k三個方向網格的尺寸為1.5 cm×2.25 cm×2.25 cm。數值模型的孔隙度、滲透率和初始含油飽和度與填砂管模型的物性保持一致。流體模型建立了水、降黏劑、原油3種組分,其中水相中有水和降黏劑兩種組分,組分設置中考慮降黏劑組分的非線性函數、殘余油飽和度的減少以及相滲曲線內插。

3.2 降黏劑驅實驗擬合

采用非線性方法建立的不同降黏劑濃度與原油黏度數學模型對降黏劑質量濃度0.4%的驅替結果進行了數值模擬和歷史擬合。由圖7可以看出,數值模擬得到的累積產油量、含水率與物理模擬實驗結果擬合較好。這說明非線性的黏度變化數學模型能夠較好地反映降黏劑的驅替規律。

圖7 稠油降黏劑驅實驗和模擬結果Fig.7 Experiment and simulation results of heavy oil viscosity reducer flooding

4 礦場應用

試驗區位于勝利油區金家油田金8-8塊,其埋藏深度830～1 000 m,頂面構造呈鼻狀特征,地層南高北低,地層傾角3.7°,向北傾沒。主要含油層系為沙三上,平均滲透率1 791×10-3μm2,平均孔隙度35%,地面脫氣原油黏度1 330 mPa·s,為高孔高滲油藏。

圖8 金8-8井組試驗區生產曲線Fig.8 Production curves in J8-8 pilot test

該塊自2003年投入開發,2007年進入全面開發階段,采用了天然能量及熱水驅開發,截至到目前,金8-8塊投產井數12 口,累積產油量20 137 t,累積產液量80 923 t,采出程度只有2.43%,目前,單井日液僅為1.7 t/d,單井日油只有0.8 t/d,含水率為51.9%,區塊開發效果差,亟需轉換開發方式,實現效益開發。

選取金8塊金8-8井組作為試驗區進行降黏劑驅先導試驗,其中注入井1口,采油井6口,根據驅替體積大小確定合理注入量和單井液量單井配產配注。由圖8試驗區生產效果曲線可知,自2019年1月進行降黏劑驅后,試驗區日產油量由之前的7.2 t/d增加到15.4 t/d,最大升至20.6 t/d,日產液量由之前的17.9 t/d增加44.7 t/d,最高升至46.5 t/d,含水率下降至50%,水井注入壓力由前期的10.6 MPa下降到8 MPa左右,說明采用降黏劑驅后,原油黏度降低,流動性增加,滲流阻力降低,注入壓力下降,生產效果得到了明顯改善。降黏劑驅作為一種普通稠油的新型開發方式在現場得到了驗證。

5 結論

(1)巖心驅替實驗表明水驅稠油可劃分三個階段:啟動壓力突破階段,壓力快速下降階段,壓力低位運行階段、降黏劑驅可以降低啟動壓力梯度,減小驅替壓力,實施降黏劑驅后采收率提高了12.4%,總采收率達到46.6%。

(2)降黏劑提高采收率的主要機理是降黏劑能夠形成穩定的水包油乳狀液,降低原油黏度,增加原油流動性；其次是降黏劑與稠油之間形成的超低界面張力,可以得到較高的毛細管數,降低殘余油飽和度。

(3)采用非線性混合法則實現了混合后油水黏度隨降黏劑濃度變化的表征,該方法具有參數獲取簡單、方便的優勢。

(4)礦場先導試驗表明降黏劑驅降水增油效果顯著,水井注入壓力下降,稠油啟動壓力降低,油井全面見效,轉降黏劑驅3個月以來,累積增油量達570 t,改善了井組開發效果。