碱浓度对asp三元复合驱油效率的影响

碱浓度对asp三元复合驱油效率的影响

根据矿场试验和内部试验，as3复合系统的驱油效果优于任何组化学驱油系统的驱油效果。其主要机理是依靠聚合物提高驱替液的粘度,利用表面活性剂与碱的协同效应达到超低界面张力,从而提高驱替液在油藏中的波及程度和洗油效率。但已有研究指出,碱的存在引起地层严重结垢,不仅降低复合体系的注入能力,也严重影响驱油效果。因此重新认识三元复合体系中各组分的作用及其机理,探讨三元复合体系粘弹效应及界面活性对驱油效率的影响机理,对进一步推动复合驱技术的发展有重要的意义。早在1927年,Uren和Fahry就已指出,在原油开采中注水驱油的效率与驱替液的表面张力成反比,当时限于生产形势和实验条件,这些现象未能得到很好的解释和足够的重视。1966年Wagner等人的实验结果表明,界面张力必须低于0.07mN/m才能提高驱油效率,进一步降低界面张力能够大幅度提高驱油效率。1973年Foster研究了毛管数(μν/σ)与采收率的关系后指出,毛管数达到10-2时残余油饱和度接近零。为了使毛管数达到此值,界面张力必须下降到10-3mN/m。Reed等人的研究工作进一步表明,表面活性剂溶液和原油形成并保持超低界面张力的性能是决定驱油效率的关键因素。最近20多年来,超低界面张力一直影响着人们对于表面活性剂及其二元、三元复合驱油技术的研究。聚合物溶液的弹性效应对驱油效率的影响,已经在实验和理论研究中得到证实。在矿场应用的三元复合驱体系中加入较高浓度的碱(在大庆油田达到12g/LNaOH)虽然可以使油/水界面张力达到超低,但对复合体系粘弹性影响的研究尚未得到足够的重视。本文针对大庆油田三元复合驱试验区的具体情况,通过系统的实验工作研究三元复合体系的流变行为,对比聚合物驱体系确定碱及表面活性剂对驱替相粘弹效应及界面特性的影响程度,研究不同粘弹性和界面活性的复合体系的驱油效率,为合理选择三元复合驱油体系配方提供依据。1实验部分1.1聚合物hpam聚合物有英国联合胶体公司生产的=1.8×107(1275型)和1.1×107(1255型)及大庆助剂厂生产的=1.5×107(驱替实验用)的聚合物HPAM。表面活性剂是目前大庆采油四厂三元复合驱试验区所使用的ORS-41,有效含量大于50%。实验用油是大庆采油四厂脱气脱水原油。碱剂为NaOH。模拟盐水:饱和岩心用矿化度为6778mg/L的模拟地层水,驱替用矿化度为3700mg/L的模拟注入水。1.2实验中的岩心驱油物理模拟实验在两种岩心上进行。石英砂和环氧树脂胶结两维纵向非均质正韵律模型,其尺寸为:长×宽×高=30cm×4.5cm×4.5cm,由石英砂和环氧树脂胶结而成。渗透率分高、中、低三层,平均为1.0μm2,渗透率变异系数0.72(模拟大庆油田主力油层),物性参数列于下文实验数据表2。抽提岩心、加岩心岩心的制备取大庆采油四厂全直径天然岩心,沿水平方向钻取直径约2.5cm、长8～9cm的柱状体,经混合溶剂(苯/乙醇=3/1)连续抽提72小时,于105℃烘干备用。其中T2组岩心为两块接在一起的加长岩心。物性参数也列于下文实验数据表2。1.3实验设备德国Haake公司的流变仪和美国得克萨斯大学500型界面张力仪及成套驱油实验装置。1.4改变碱的浓度固定表面活性剂浓度(3000mg/L)和聚合物浓度(1200mg/L),改变碱的浓度:1.2×104、6.0×103、3.0×103、0mg/L,考察驱油效率的变化。1.5模型参数设置①将模型抽空4小时,饱和地层水(矿化度6778mg/L),测孔隙体积;②将模型在45℃恒温箱中放置16小时;③水测模型渗透率;④油驱水至出口不出水,计算原始含油饱和度;⑤水驱油至出口含水98%以上;⑥注入0.3PV三元复合驱油体系,继续水驱至出口无油,计算采收率。2结果与分析2.1碱和表面活性剂的浓度对复合体系的粘度的影响2.1.1元复合驱油体系的流变曲线大量研究结果表明,碱浓度增加可降低体系粘度。根据驱油用配方要求测定了表面活性剂浓度为3.0×103mg/L,HPAM1275浓度为1.0×103mg/L,NaOH浓度不同的三元复合驱油体系的流变曲线,如图1所示。此结果与前人的结论是一致的。2.1.2聚合物的粘度在相同聚合物浓度下,改变表面活性剂ORS-1浓度对体系粘性特性影响很小。溶液中聚合物分子的形态是影响由ORS-41配制的复合体系粘性特性的主要因素。各种碱、盐对复合体系粘性特性的影响与对聚合物驱油体系粘性特性的影响相同。2.2复合体系的模量、损耗模量及松弛时间曲线用动态剪切流动实验研究碱浓度对复合体系粘弹性的影响。图2分别给出了复合体系的粘弹性与碱浓度的关系。图2(a)、(b)、(c)分别是复合体系储存模量、损耗模量及松弛时间曲线。由图可见,随着碱浓度的增加,反映体系粘性的损耗模量和反映体系弹性的储存模量均下降,松弛时间减小,即复合体系的粘弹性下降。这主要是碱浓度增加时溶液中离子屏蔽效应增强,聚合物分子链趋向于更伸展,分子链卷曲程度下降造成的。2.3聚合物浓度的影响用矿化度3.7×103mg/L的模拟注入水配制表面活性剂ORS-41浓度为3.0×103mg/L、碱剂和聚合物浓度均为变量的复合体系,在地层温度下(45℃)测定大庆采油四厂脱气脱水原油与不同配方复合体系之间的界面张力,结果列于表1。所得结果表明,在本实验条件下聚合物浓度对油水界面张力影响不大,其数量级是相同的;碱浓度是油水界面张力的控制因素,当碱浓度达到并超过8.0×103mg/L时油水界面张力才能达到超低。2.4碱浓度对驱油效果的影响固定表面活性剂ORS-41浓度为3.0×103mg/L和聚合物浓度为1.2×103mg/L,改变碱的浓度:1.2×104、1.0×103、3.0×103、0mg/L,考察驱油效率的变化。实验结果见表2,包括一组二维纵向非均质正韵律人造岩心(R组)、2组均质天然岩心(长8～9cm的T1组和两岩心相接加长的T2组)的实验结果。可以看出,在人造非均质岩心上采收率变化规律是不同的。随着碱剂浓度的增加,ASP复合体系的粘弹性下降,在天然岩心上的采收率逐渐增加,当碱浓度增加到6.0×103mg/L时ASP采收率最大,碱浓度增加到1.2×104mg/L时采收率仍保持很大的值;而在人造非均质岩心上ASP采收率的变化趋势则不同,在碱浓度为3.0×103～6.0×103mg/L区间有最大值,当碱浓度增加到1.2×104mg/L时则明显下降。这主要是由于随着碱剂浓度的增加,三元复合体系与原油之间的界面张力下降,由100下降到10-3mN/m,但复合体系的粘弹性也因碱浓度的增加而下降。也就是说,对于均质的天然岩心,复合体系界面活性的变化对采收率的影响要大于复合体系粘度和粘弹性变化对采收率的影响;而非均质岩心的情况正好相反,较低粘弹性的驱替体系只能在前期水驱的基础上有限地提高采收率,最终使高碱、低界面张力(但较低粘度)的三元复合体系在非均质油层中难以产生良好的驱替效果。当复合体系中碱浓度由1.2×104mg/L降到0时,体系的粘弹性也逐渐升高。高粘弹性的驱替相可以产生最好的流度控制效果,有较好的驱扫盲端残余油的能力,但洗油效率较差。驱扫油膜需要一定的界面活性,使用界面活性太差的驱替相,即使波及效率高,仍然不会获得满意的采收率。从另一个角度来看,对于非均质油层,不应为片面地追求超低界面张力而加入过多的碱剂。合适的碱浓度应该通过充分的物理模拟实验加以确定。对于ASP复合驱,碱浓度过低不利于润湿性反转及降低表面活性剂损失;碱浓度过高不仅会溶蚀岩层,产生碱垢,更主要的是会降低复合体系粘度,破坏聚合物扩大波及体积的作用。比较合理的碱浓度应该同时兼顾油层的均质和非均质的特性,因为实际油层是总体非均质而局部在不同程度上是均质的。对于本实验条件而言,三元复合驱比较适合的碱浓度应介于3.0×103～6.0×103mg/L。由此可以看出,复合体系与原油间的界面张力达到超低,并不是复合驱应用的绝对必要条件。3不同界面活性岩心驱油效果对比综合上述分析,碱浓度增加可以降低复合体系的界面张力,同时也使复合体系的粘弹性(和粘度)下降。复合体系的粘弹性及界面活性