稠油开采的化学方法

收稿日期:2002-05-21
3中油辽河石油勘探局　辽宁　盘锦　124010
稠油开采的化学方法
S 1THOMAS 等著　徐雅莉3,邸秀莲　编译
摘要:由于多种原因(如地层厚度小于10m 等),加拿大萨斯喀彻温省和阿尔伯达省的许多流动性稠油油藏不适合使用注汽等热采方法。

开采这种油藏可以使用非热采方法,其中化学驱是重要的方法。

本文介绍了实验室化学驱技术的最新成果,同时论述了其局限性以及改进措施。

在化学方法中,碱驱和表面活性剂驱油技术比较重要,部分原因是它们所使用的化学剂较便宜,并且可以借鉴的室内研究和现场经验较多。

这里讨论的实验室研究包括两个罗伊得敏斯特稠油油田的表面活性剂驱和蒸汽吞吐,其采收率可达33%。

其它开采方法包括使用两种表面活性剂的周期激励法,原油采收率为12%,尽管采收率较低,但在特殊情况下,这种方法的成本较低。

前　言
加拿大萨斯喀彻温省和阿尔伯达省的多数稠油在油藏条件下是流动的,尽管其采收率较低(多数情况下为5%～10%),但是一次采油和水驱经济可行。

此外,由于地层厚度小(萨斯喀彻温地区85%的原油存在于厚度小于5m 的储层中),因此井距要大,这就使热采,尤其是蒸汽驱失去了吸引力。

非热采方法,如化学开采和非混相二氧化碳W AG (水气交替)驱工艺,尽管其采收率低,在这些油藏中仍较为适用。

本文主要论述的是更有远景的非热力化学驱方法,有选择地介绍了实验室和油田现场效果及其约束条件。

1　开采原理
采油所涉及的两个重要概念是流度比M 和毛细管数N c 。

流度比M 通常定义为驱替液的流度λing (λing =K/μ,式中K 为有效渗透率,μ为粘度)与被驱替液(本文假定为原油)的流度λed 之比。

如果M >1,驱替液将流经大部分被驱替液,致使驱替无效。

因此,流度比影响驱油效率,即孔隙内的微观驱油效率。

当M >1时,驱替液会穿过残余油滴,称为粘性指进。

为使驱替效率达到最高,M 应该≤1,此时为“有利”流度比。

如果M >1,在没有粘性指进的情况下,则意味着需要注入更多的流
体,以使孔隙中的剩余油饱和度达到一定值。

通过增加驱替液粘度(如在水中添加一种合适的聚合物)或降低被驱替液的粘度(如加热原油或在原油中加溶剂)可以使M 值变小,有效渗透率或相对渗透率也能改变,但是其程序很复杂,而且效果不可靠。

与驱替效率相似,随着流度比的增加,横向或纵向波及系数会降低。

换句话说,如果驱替液比原油更加易于流动,那么从宏观上讲驱替是无效的。

毛细管数N c =μv/σ,其中:μ为被驱替的流体
粘度,mPa ・s ;v 为达西速度,m/s ;
σ为被驱替液和驱替液之间的界面张力,mN/m 。

剩余油饱和度是毛细管数的函数。

很显然,通过降低原油粘度或增加压力梯度,更重要的是降低界面张力,可以增加毛细管数,从而降低剩余油饱和度。

只有当界面张力非常低,达到10-2mN/m 时,才会出现显著降低的情况。

一般情况下,界面张力降低千分之一才会见到显著的采油效果。

这在实验室条件下是可行的,但在油田条件下是困难的。

表面活性剂是降低油水界面张力的一种实用方法,它能够与矿物相互作用并被吸附。

一种合适的溶剂能降低原油粘度,但成本会很高。

2　稠油开采存在的问题
由于稠油粘度高,即使相对渗透率接近于1,其流动性也较低。

因此,对任何一种流体驱替工艺来
第10卷第2期2003年4月 特种油气藏S pecial Oil and G as Reserv oirs
V ol 110N o 12
Apr 12003
讲,其流度比都是不利的。

使用化学剂(假设岩石基质中损失为最小)的好处有两点:首先,不论驱油效果如何,都能够降低油水界面张力,从而降低剩余油饱和度;其次,界面张力低有利于乳状液的形成,乳状液(通常为宏观乳状液)能够通过夹杂和夹带油滴降低驱替液的流动性,从而使流度比趋于有利。

211　稠油开采的非热力化学方法
化学开采方法包括使用聚合物和表面活性剂来提高流度比和毛细管数。

聚合物驱是指向用于驱油的水中添加少量的可溶于水的高分子量聚合物以提高水的视粘度,从而降低流度比。

由于稠油粘度高,出于对成本和机械方面的注入压力的考虑,对所使用的聚合物浓度有一定限制。

因此,聚合物对粘度在数百厘泊以上的稠油作用不大。

表面活性剂驱是指通过注入合适的表面活性剂驱油(该方法能够降低油水界面张力,并少量吸附于岩石基质)。

其效果是降低界面张力及剩余油饱和度。

原地形成乳状液也有助于提高有效流度比。

使用表面活性剂的主要问题是在岩石基质中的损耗,该现象是由于多种机理所造成的。

其关键因素是单位采油量(kg/m3)所消耗的表面活性剂。

碱驱是一项非常复杂的工艺,其目的是通过注入的碱与原油中的酸性成分发生反应,在原地形成一种表面活性剂。

也就是说,比使用原本很复杂的表面活性剂驱还要多一个步骤。

此外,可能还会有一部分碱由于与粘土矿物发生反应而被消耗掉。

其它化学驱方法以综合上述方法为基础,方案更为复杂。

有些方法,如胶束驱和碱-表面活性剂-聚合物(ASP)驱,是不能应用于稠油的。

非混相二氧化碳W AG(水气交替)驱是一种有前途的开采方法,适用于粘度范围为500～5000 mPa・s的原油。

Farouq Ali和他的合作者在许多论文中讨论过这个问题。

3　
现场试验及室内实验
311　现场试验
Selby,Alikhan和Farouq Ali讨论了113个油田应用非热力方法开采稠油的油田试验结果,包括15项碱水驱、54项聚合物驱、25项二氧化碳驱试验和其它19项驱油法试验。

图1概括了这些试验的结果,最多使采收率提高约10%。

由于成本高和与岩石基质反应的原因,只有极少数化学驱方法具有经济性。

图1　不同驱油方法的采收率增加情况
312　室内实验
实验是在直径为5cm,高61cm的填砂模型中完成的,使用的是从相关油藏中采来的砂岩。

所使用的多孔介质和流体特性见表1。

界面张力不能降低到使剩余油饱和度明显降低的程度,但能够起到乳化作用。

表1　孔隙介质和流体的性质
原油水表面活性剂孔隙介质Φ/%K/μm2原油粘度/mPa・s Senlac自来水Rex ol25/307Ottawa砂岩427～102045 Edam Edam处理水Rex ol25/9Edam砂岩375～145890
Senlac实验的目的是确定不同原始条件下、以不同驱替方法(包括热水驱)进行表面活性剂注入的原油采收率。

Edam实验的目的是观察表面活性剂吞吐(周期性注入-浸泡-采油)的采油动态。

在这些实验中,向多孔介质的一端注入预定量的表面活性剂,在另一端采集流体。

按设计经过一段浸泡时间(即注入与采出之间的焖井期间)后,将产出流体回注到填砂模型中,并从注入端产液。

少数实
59
第2期 徐雅莉等:稠油开采的化学方法
验进行了两个周期。

4　实验结果
411　Senlac原油表面活性剂驱实验结果
实验结果表明,热水驱(50℃)比冷水驱更有效,它是在降粘的基础上进行的。

表面活性剂驱的冷采采收率为3912%,仅比冷水驱的3418%高出一点。

经比较发现,增产出现在驱油后期。

其他表面活性剂驱也表现出相似的特征。

表面活性剂-油水界面处体现为乳化作用和流度比与毛细管数增加。

使用表面活性剂热采采收率为5215%。

产量的增加应归因于前面提过的诸因素综合作用的结果。

为了掌握水驱之后进行表面活性剂驱的效果,共做了两次实验。

冷水驱后进行表面活性剂驱仅增油7%,这是由于注入的表面活性剂被地层水大量稀释所致。

在上面的实验中,先注入冷表面活性剂,然后注入热表面活性剂,增产量增加到2112%,表明该阶段原油分相流动与冷采相比有明显增强。

为了观察在冷水驱和热水驱之后注入表面活性剂的驱替效果,进行了两次实验。

就剩余油而言,采收率分别为3311%和1012%。

由于热水驱之后的剩余油比冷水驱要少,因此认为数量不大的增产量来自后者。

总体来说,在原始含油饱和度状态下,相当于束缚水饱和,冷表面活性剂驱比冷水驱更有效。

然而,如果已经进行过冷水驱,那么采用热表面活性剂驱则优于冷表面活性剂驱。

412　Ed am原油表面活性剂吞吐实验结果
Edam原油粘度在实验温度(25℃)下为5890 mPa・s。

实验中向填砂柱的一端注入了预定数量的表面活性剂,然后中断注入,使填砂柱处于浸泡之中,之后,从另一端产出的流体被回注到该端,并从原注入端产液。

如果需要,可重复此周期。

该工艺中的主要变量是注入速率(保持8123m/d)、表面活性剂质量浓度(1000和2000mg/L)以及浸泡时间(1～7d)共完成8组实验,并对实验结果进行了选择性的讨论。

对单周期来说,最高采收率为水驱剩余油的811%,双周期为1212%。

实验3是在一个2000mg/L的0128PV表面活性剂段塞之后又跟随一个1000mg/L的0128PV 段塞。

其目的是将浓度高的段塞驱动到多孔介质的更远处,以促进乳化作用。

每个段塞的浸泡时间为1d。

其采收率低(水驱剩余油饱和度的111%)表明这种方法是无效的。

实验4是注入了1000mg/L的015PV表面活性剂段塞,其浸泡时间为7d,原油采收率为8112%。

实验1为一个双周期浸泡实验,使用了两个质量浓度为1000mg/L的015PV段塞。

第一周期产液含油量仅为1%左右,第二周期提高到2%左右。

总采收率为218%。

单位产油量所消耗的表面活性剂数量是一个重要的工艺有效性参数,以kg/m3为单位,其计算公式如下:
表明活性剂耗量=0
1035053×ρ×PV
E R×S or
(1)式中:ρ为表面活性剂质量浓度,mg/L;PV为以孔隙体积数为单位测量的注入段塞体积,m3;E R为采收率,%;S or为段塞注入时的原油饱和度,%。

根据公式(1),表面活性剂的消耗量应为20～100kg/m3。

5　化学方法的局限性
化学驱方法受成本和在油藏中流动的限制。

表面活性剂的成本差别很大,价格为1110～4140美元/kg,并呈逐渐下降趋势。

从油藏流动的角度来看,由于吸附作用和与矿物反应所造成的表面活性剂损失是非常令人担心的问题。

损失量会随着粘土含量的增加而增加。

在注入速度低并且在油田中影响面积大的情况下,表面活性剂的重力分异作用也是一个重要因素。

表面活性剂与水混合,尤其是在水驱之后采用该工艺,会使其稀释,致使表面活性剂驱无效。

在环保方面,注入化学剂以及产液中含有这些化学剂也会导致成本升高。

6　可能的改进措施
在进行任何现场试验之前,都要将表面活性剂在岩石中的损失作为全部相关变量的函数进行精细研究。

在化学驱中,选择表面活性剂是至关重要的一步。

如果损失量很高,可以注入一种牺牲剂(如木质素磺酸盐)作为前置液。

这样做会增加成本,并且
69 特种油气藏 第10卷
两种流体的重力分异不同也会降低工艺效果。

应当谨慎地看待实验室结果,因为它们通常是与油田实际不成比例的,而且实验中也没有体现油藏非均质性的影响。

由于有些机理没有体现在公式中,因此化学驱的数值模拟结果也不可靠。

化学方法对于薄层中的可流动稠油仍具有吸引力,因为它们不受时间约束并可以使用相对大的井距。

总结以前的经验,将有助于我们研究出成功的油田化学驱方法。

7　结　论
(1)室内实验表明,
表面活性剂驱的产量比水
驱高许多。

(2)对于Senlac 原油,在原始含油饱和度状态下,冷表面活性剂驱优于冷水驱(46%与35%);在水驱之后,热表面活性剂驱优于冷表面活性剂驱(增产21%与7%)。

(3)水驱之后进行表面活性剂吞吐仅增油几个百分点:单周期最高采收率为811%,最低为0144%。

(4)第1周期开采量大约是第2周期的2倍。

(5)表面活性剂消耗量会很大,大约为20～100kg/m 3。

编辑　方　
斌贝(上接第81页)应加大缓蚀剂的用量,以防止对井
下管串的腐蚀。

根据所研制的自生热压裂液配方,结合软件预测的温度环境,室内配制压裂液并进行压裂液性能评价实验,测试其溶胀性、剪切稳定性、热稳定性、流变性、破胶性、与地层水的配伍性等各项性能,检验其是否满足现场施工要求。

6　施工工艺简介
如图1所示,在现场或配液站,按软件预测的
浓度分别将生热剂NaNO 2和NH 4Cl 配制成水溶液,
图1　地面泵液方法简图Fig.1　Sketch of sur face pum ping
然后把添加剂按配方浓度溶于水溶液中,形成原胶
液1和原胶液2。

同时,按配方要求配置胶联液。

由于NaNO 2和NH 4Cl 在催化剂的作用下混合后即发生反应,因此在地面配液时要将其完全分开,配制好后要分装在不同的容器中。

施工开始时,NaNO 2和NH 4Cl 在进入井筒后才混合并发生反应。

而催化剂按设计要求的浓度在地面只需加入到其中任意一种原胶液中即可。

7　结　论
(1)通过调整生热剂浓度可以控制自生热压
裂中的自生热量;通过调整催化剂种类、浓度、环境温度可以控制自生热压裂液的反应速度。

(2)施工设计时,首先利用温度场预测软件来选择合适的生热剂用量,以达到压裂液进入井底后温度高于析蜡温度。

(3)自生热压裂施工工艺简单,操作可行性高;并且油井在采用自生热压裂后可以迅速投产,不会出现压裂效果滞后的现象,能够提高压裂效果。

(4)自生热压裂技术尤其适用于原始地层温度较低、生产层位较浅、目前地层压力较低、地层返排能力较弱的高凝油油藏。

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编辑　刘兆芝
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9第2期 徐雅莉等:稠油开采的化学方法。