我国的调剖堵水工作, 经历了上世纪六、七十年代的油井堵水和水井调剖, 八十年代的井组、区块整体调剖阶段, 以及九十年代前期的注水井增注、油井提液、打调整井等综合治理阶段。目前正处于区块整体调剖堵水与驱油的结合阶段, 即调驱阶段。调剖堵水与驱油的结合将是调剖堵水的发展趋势, 调驱的实质就是二次采油和三次采油的结合, 简称“2+3”。
本试验结合泡沫和聚合物凝胶微球两种分散体型调剖剂形成一种新的调驱体系——多相泡沫体系。它由气、液、固三部分组成[1]。其中固相为聚合物凝胶微球, 它是一种微米级的球状粘弹性固体, 近年来常作为油藏深部调剖堵剂[2, 3]。笔者通过试验研究验证了多相泡沫体系提高采收率的能力及特点, 试图为砂岩油田水驱开采后期进一步提高原油采收率提供一种新的方法。
岩心驱替设备:双柱塞计量泵(驱替液体), 双柱塞计量泵(驱替气体), 压力变送器, 天平, 回压阀, 填砂模型管(ϕ25mm×300mm和ϕ25mm×600mm, 其中长管具有四个测压点, 分别位于入口、距入口20 cm处、距入口40 cm处及出口)、回压泵, 压力容器。实验装置如图 1。
Rise-2006型激光粒度仪:根据全量程米氏散射理论, 充分考虑到被测颗粒和分散介质的折射率等光学性质, 根据激光照射在颗粒上产生的散射光能量反演出颗粒群的粒度大小和粒度分布规律。
起泡剂, 聚合物(相对分子质量2100万, 水解度25%), 聚合物凝胶微球, 氮气(纯度99.99%), 蒸馏水, 地层水, 模拟油采用原油与过滤煤油按9:1配制。
将适量聚合物微球溶于水中, 取配制好的聚合物微球分散体系样品放入样品池, 将样品池放入已预热30 min的微米粒度分析仪中, 设定各项参数后, 测定微球的粒径大小和分布规律。
通过前期试验优选的起泡剂浓度和类型, 配制不同浓度聚合物微球、聚合物溶液, 搅拌12 h, 使溶液均匀, 得到试验要求的不同浓度的多相泡沫基液。采用GJ-3S型高速搅拌器, 以7000 r/min的速度搅拌100 mL基液3 min, 当析出50 mL的液体时, 试验结束。记录泡沫起泡体积和析液半衰期。
用石英砂充填填砂管(ϕ30mm×60mm)。将填砂管抽真空, 饱和地层水, 测岩心孔隙体积。之后将填砂管接入单岩心驱替实验装置, 以10 mL/min的速度水驱测量岩心渗透率。最后恒温60℃以5 mL/min的速度进行地层水驱替, 当压力基本不变后, 向岩心管中注入浓度5000 mg/L的一定孔隙体积倍数的聚合物凝胶微球复配溶液。实验中记录不同时刻岩心的入口压力, 计算压差和阻力系数。
将人工制备的不同渗透率的石英砂模型抽空饱和水, 模拟油再驱替水模拟原油产生过程, 最后将模型并联接入流程, 合注分采, 水驱至综合含水率98%。注入一定孔隙体积倍数的多相泡沫段塞后转水驱, 分别计量高低渗岩心模型的产出液及油、水体积, 至综合含水率98%后, 试验结束, 记录各个试验阶段的注入压力、产出液体积及采出程度。
不同渗透率地层的孔喉大小不同, 采用不同粒径级别的聚合物微球, 目前主要有微米级和纳米级两个系列微球, 可实现针对特定油藏的调驱。图 2为通过Rise-2006型激光粒度仪所测量的微米级聚合物微球的粒径分布曲线和累计曲线。从图 2可以看出, 粒径比较均匀, 100 μm左右的占10%, 50 μm~150 μm的微球可以达到90%, 标准统计结果显示粒径中值大约为73 μm。
图 3为聚合物微球在光学显微镜下放大50倍的显微照片。可见聚合物微球具有良好的圆球度和分散性, 同时微球从尺寸上已经满足封堵高渗地层的要求, 与亚微米级的油层孔喉尺度匹配。
聚合物溶液能够增加泡沫体系的液相粘度、泡沫的膜厚度及膜弹性, 从而增加泡沫的稳定性, 起到强化泡沫的作用[4]。固体粉末附着在气液界面上, 成为气泡相互合并的障碍, 也增加了液膜中流体流动的阻力, 因而泡沫的稳定性提高[1]。加入固相颗粒的目的是提高体系的封堵性能, 但同时固相颗粒的密度大, 会影响泡沫的起泡体积, 即泡沫携带聚合物微球的能力。通过正交试验优化两种成分的浓度。
表 1为起泡剂浓度为0.5%时, 不同聚合物微球和聚合物浓度的多相泡沫体系的起泡体积和析液半衰期。配置水为自来水。
从表 1可以看出, 聚合物浓度一定时, 随着聚合物微球浓度的增加, 多相泡沫的起泡体积先增加后减小, 存在一个最大起泡体积, 泡沫的析液半衰期逐渐延长, 泡沫综合值同样先增加后减少。聚合物微球浓度一定时, 随着聚合物浓度的增加, 泡沫起泡体积逐渐下降, 半衰期和泡沫综合值则先增加后减少。因此, 可以看出, 当聚合物微球浓度为5000 mg/L, 聚合物为500 mg/L时, 多相泡沫体系的性能最优。
图 4为以聚合物携带微球作为封堵溶液, 注入渗透率为1.22 μm2岩心管时注入压力和阻力因子的变化曲线。从图 4可以看出, 在开始注入微球溶液时, 岩心管的注入压力呈现一种波浪式升高, 这是因为微球具有一定的强度, 多个微球封堵喉道时压力迅速上升, 当压力升高使微球变形, 突破喉道, 进入油层深部, 压力又立刻下降[2]。随着微球注入量的不断增加, 微球对岩心的封堵效果有叠加效果, 注入压力和阻力系数持续上升。注入压力最大可以从水驱时的0.05 MPa增加到0.45 MPa, 阻力因子最大可以到11左右, 而且还有上升的趋势。停注微球后, 后续水驱的注入压力是水驱时的5倍左右, 保持了较高的的注入压力, 阻力因子在6左右, 表明后续水驱时微球仍然对岩心管有封堵作用, 微球在油层中的稳定性强。
调剖和驱油是不同的概念。前者要求工作液(调剖剂)进入含水饱和度高的地方; 后者要求工作液(驱油剂)进入含水饱和度低的地方。但是调剖和驱油又是可以结合的。由于泡沫的独特结构, 泡沫在地层中渗流具有选择性, 既能封堵高渗层及提高低渗层波及系数, 又能有效地封堵水层, 选择油层进行流动[5, 6], 提高洗油效率。所以泡沫是一种优秀的调驱剂。
将制作好的渗透率分别为950 μm2和480 μm2的填砂管模型接入泡沫物理模拟驱油流程, 分别抽真空饱和水, 测量孔隙体积。高低渗管的孔隙体积分别为97.18 mL和85.6 mL, 之后以3 mL/min的速度分别向两个填砂管模型注入模拟油, 计量驱出的地层水体积作为饱和油量。其中高低渗管饱和原油的体积分别为83.36 mL和70 mL。将模型并联, 以3 mL/min的速度进行水驱, 水驱至含水98%时, 以同样的速度注入多相泡沫体系, 气液比为1:1, 注入方式采用交替注入方式。当综合含水达到98%时, 试验结束。
图 5为双管非均质模型多相泡沫体系提高采收率的综合曲线, 高低渗管的水驱采收率分别为57.94%和48.57%, 综合采收率为53.66%。注入多相泡沫体系后, 高低渗管的采收率均有增加, 分别增加到86.73%和81.43%, 综合采收率增加到84.31%, 双管非均质模型的综合采收率增加了30.65%。
图 6为双管非均质模型中高渗管模型多相泡沫体系注采压差变化曲线。从曲线可以看出, 饱和油模型水驱时, 随着高渗模型残余油饱和度的降低, 注采压差逐渐下降, 并联双管模型的非均质性更加严重。低渗管模型中的剩余油将更难动用, 水驱的波及系数降低。当注入多相泡沫体系后, 泡沫体系会优先进入高渗管模型, 而且高渗管模型的残余油饱和度低, 易于泡沫在多孔介质中的稳定性, 充分发挥泡沫的调剖作用。由于多相泡沫体系中含有固相的聚合物微球颗粒, 它的强度大, 根据1/3~1/2的桥堵理论, 当压力大于突破压力时, 聚合物微球会发生弹性变形, 从而突破喉道, 封堵油层深部。在压差曲线上, 压差表现出明显的上下波动, 说明微球在孔喉中的移动、封堵和再移动, 发挥了泡沫和聚合物微球两种调驱技术的优势, 封堵效果明显。
图 7为双管非均质模型多相泡沫驱替高、低渗模型产液率变化曲线。从曲线可以看出, 水驱时高渗管的产液率要明显大于低渗管, 说明水驱时采出的油量大部分来自高渗管, 低渗管的动用程度差, 高、低渗模型产液量不均匀, 原油采收率低。当注入多相泡沫后, 随着注采压差上升, 低渗模型产液量上升, 高渗模型产液量下降, 高、低渗模型产液量趋于均匀, 模型的非均质性得到调整。
(1) 不同聚合物微球和聚合物浓度对多相泡沫体系起泡能力和稳定性的影响不同, 存在一组最优的浓度组合。
(2) 聚合物微球在油层中的不断封堵和运移, 改变了常规泡沫的渗流特征, 压差曲线呈现出不断的波动。
(3) 多相泡沫驱油体系由于将泡沫的选择性封堵及增加注入流体波及面积的能力, 提高了常规泡沫的封堵能力, 提高采收率效果明显。
2010, Vol. 39 Issue (3): 242-245, 261
2010, Vol. 39 Issue (3): 242-245, 261