熱化學(xué)驅(qū)提高海上油田采收率機理研究

喬奇琳，常振，鐵磊磊

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300450）

海上油田開發(fā)的特點是開采啟動壓力高、采出程度低，原因在于海上油田大部分為稠油油田，原油黏度大、密度高、流動性差，地層為疏松砂巖，易與原油發(fā)生黏附，儲層潤濕性差，原油不易被水驅(qū)剝離。為解決水驅(qū)提高采收率難點，海上油田引進熱化學(xué)驅(qū)，該技術(shù)利用熱能和化學(xué)體系的特性協(xié)同，引起原油黏度和油水兩相界面特性的改變，達到大幅度提高原油采收率的目的。本文通過優(yōu)選驅(qū)油體系對N1-1油田的原油進行靜態(tài)降黏、界面張力、潤濕性、巖心電鏡、鑄體薄片測試和一維模擬驅(qū)替實驗，分析得出熱化學(xué)驅(qū)對采收率影響的機理。

1 實驗部分

1.1 儀器和試劑

儀器：DV-Ⅲ黏度計、NDJ-1黏度計、OLYMPUS電子顯微鏡、TX-500界面張力儀、TCH-1型鑄體薄片掃描儀、S-4800型掃描電鏡、一維驅(qū)替模型等。

試劑：N1-1油田原油（地面黏度2 720 mPa·s）、WR-1體系（自研）、去離子水、石油醚（沸程為60～90℃）、無水乙醇、丙酮等。

1.2 靜態(tài)降黏實驗

在常溫及95℃條件下，將一定質(zhì)量分數(shù)的WR-1體系按7∶3的比例加入油樣中，乳化機中充分乳化后，分別放入NDJ-1黏度計和OLYMPUS電子顯微鏡中測量降黏率的變化和乳化分散狀態(tài)。

1.3 界面張力實驗

把裝有WR-1體系和油樣的樣品管放置于TX-500界面張力儀中，將控制面板上調(diào)至95℃，加熱30 min，轉(zhuǎn)速設(shè)置為5 000 r·min-1，測定界面張力值。

1.4 潤濕性實驗

采用Amott潤濕性指數(shù)法測定，制備N1-1油田原油污染后的巖心，分別進行WR-1驅(qū)、熱驅(qū)及熱化學(xué)驅(qū)，測定驅(qū)替后的巖心潤濕性。

1.5 鑄體薄片實驗

將有色液態(tài)膠注入經(jīng)過熱驅(qū)及熱化學(xué)驅(qū)后的巖心孔隙空間，待液態(tài)膠固化后磨制成的巖石薄片。將制備好的巖石薄片放置于TCH-1型鑄體薄片掃描儀中，測定巖心的空隙總數(shù)、面孔率、平均孔徑及吼道直徑等參數(shù)。

1.6 電鏡掃描實驗

將經(jīng)過熱驅(qū)及熱化學(xué)驅(qū)后的巖心放置于S-4800型掃描電鏡中，測定巖心形貌變化。

1.7 巖心驅(qū)替實驗

選用露頭巖心為實驗巖心，以WR-1體系的最優(yōu)質(zhì)量分數(shù)為驅(qū)替質(zhì)量分數(shù)，對N1-1油田原油進行物理模擬驅(qū)替實驗，得出各機理測試結(jié)果和采收率之間的關(guān)系。

2 結(jié)果及分析

2.1 靜態(tài)降黏實驗結(jié)果

常溫及95℃條件下，WR-1體系對N1-1油田原油的靜態(tài)降黏結(jié)果如表1所示。

表1 不同條件下原油降黏結(jié)果

通過對各條件下原油乳化粒徑的測定發(fā)現(xiàn)，常溫狀態(tài)下，WR-1體系可以對N1-1油田原油有很好的乳化性能，但是降黏率較低；高溫?zé)崴梢暂^大幅度地降低原油的黏度，然而油水兩相各自獨立成相，不能形成乳狀液；而高溫狀態(tài)下的WR-1體系既可以降低原油黏度，又能形成3～4 μm的穩(wěn)定乳狀液，且乳化粒徑遠小于巖心的孔隙半徑，改善了油水流度比，進而提高原油采收率。

2.2 界面張力實驗結(jié)果

常溫及95℃條件下，WR-1體系對N1-1油田原油的界面張力作用結(jié)果如表2所示。

表2 不同條件下界面張力測定結(jié)果

通過對不同條件下油水兩相界面張力測定發(fā)現(xiàn)，95℃條件下，高溫水不會降低油水界面張力，界面張力值在10 mN·m-1級別；而WR-1體系，在常溫和95℃條件下，都可大幅度降低油水界面張力，達到10-2～10-3mN·m-1級別。

當油水界面張力達到10-3mN·m-1時，采收率會大大提高，此時油滴和巖石間的黏附功降低，啟動毛管數(shù)增大，使得原油易于被運移啟動。

2.3 潤濕性測定實驗結(jié)果

采用Amott潤濕性指數(shù)法測定潤濕指數(shù)，根據(jù)潤濕指數(shù)判斷巖心的潤濕性。常溫及95℃條件下，WR-1體系對巖心的潤濕性結(jié)果如表3所示。

表3 不同條件下潤濕性測定結(jié)果

上述結(jié)果可以看出，高溫水驅(qū)不能改變巖心潤濕性，而常溫下，WR-1體系驅(qū)替可以使得巖心潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)，但是改變幅度小；高溫下，WR-1體系驅(qū)替可以大幅度改變巖心潤濕性，驅(qū)替后巖心由親油性變?yōu)橛H水性。

2.4 鑄體薄片及掃描電鏡測定實驗結(jié)果

將經(jīng)過熱驅(qū)及熱化學(xué)驅(qū)后的巖心進行鑄體薄片測定，結(jié)果如表4所示。

表4 不同條件下巖心鑄體薄片測定結(jié)果

將經(jīng)過熱驅(qū)及熱化學(xué)驅(qū)后的巖心進行掃描電鏡測定，通過不同條件下巖心電鏡掃描發(fā)現(xiàn)，常溫下WR-1驅(qū)由于其乳化剝離原油的作用，增大巖心孔徑，顆粒棱角清晰，未見溶解現(xiàn)象；而高溫水驅(qū)對巖心有一定的溶解作用，增大了巖心孔隙和巖心孔徑；高溫WR-1驅(qū)對巖心有更強的溶解作用，長石遭受極強的溶解作用而解體，巖心孔隙總數(shù)和巖心孔徑比對原樣有倍數(shù)增長。

2.5 巖心驅(qū)替實驗結(jié)果

選取條件相同的露頭巖心，進行高溫水驅(qū)及WR-1驅(qū)實驗，實驗結(jié)果如表5、圖1所示。

表5 不同條件下巖心驅(qū)替結(jié)果

圖1 不同條件下巖心驅(qū)替結(jié)果圖

與水驅(qū)采收率相比，表活劑冷驅(qū)條件下的原油與巖心黏滯力強，最終采收率僅提升3.6%，熱水驅(qū)最終提升6.66%。而熱化學(xué)驅(qū)在驅(qū)替前期就充分利用熱能降低原油黏度，WR-1體系迅速進行乳化，兩者的協(xié)同作用使得采收率較大增長，最終采收率提升13.07%。

3 結(jié) 論

通過乳化降黏、界面張力、巖石潤濕性、巖心鑄體薄片及電鏡實驗，對比一維模擬驅(qū)替結(jié)果，得出如下結(jié)論：

1）熱化學(xué)驅(qū)形成的原油乳狀液穩(wěn)定且粒徑遠小于孔隙半徑，極大改善了油水流度比，通過低滲透區(qū)的流動形態(tài)為“團簇式”流動，受到孔喉的剪切應(yīng)力小，提升運移速度，而在高滲透通道乳液發(fā)生堵塞，產(chǎn)生了賈敏效應(yīng)，減少水竄，提高波及系數(shù)，提升采收率。

2）熱化學(xué)驅(qū)可以使油水界面張力達到10-3Nm·m-1級別，增加原油流動性。此時的低界面張力會增強原油乳狀液的油膜穩(wěn)定性，增強了乳狀液的穩(wěn)定性，利于采收率的提高。

3）熱化學(xué)驅(qū)促使巖心變?yōu)橛H水性，降低乳狀液流動的滲流阻力，促進乳狀液油膜的產(chǎn)生，增強乳狀液的穩(wěn)定性，增大孔隙度，提升水的波及效率，提高采收率；

4）熱化學(xué)驅(qū)同時發(fā)生原油流動性改變與粒表崩離遷移，使溶解作用在崩離的新鮮面劇烈進行，擴大孔隙及喉道的作用，形成粗大熱蚯孔，提升原油在孔道內(nèi)運移速度，提高采收效率。