化学驱油范文

化学驱油范文（精选7篇）

化学驱油 第1篇

关键词：三次采油,化学驱油技术,发展现状

三次采油是油田开发技术上的一次飞跃, 与传统的二次采油相比较而言, 三次采油技术借助了物理和化学的双重作用, 从而实现了显著提高驱油的波及体积和效率的目的。近年来, 随着我国化学驱在技术、规模等的不断发展, 三次采油化学驱油技术也得到了稳步的发展和进步[1]。加强对三次采油化学驱油技术发展现状的分析, 对于促进三次采油化学驱油技术的进一步发展具有重要的意义。

1 三次采油技术的发展现状分析

我国自20世纪40年代以来, 在石油开采过程中主要应用的是天然能消耗开采方式进行的, 也就是一次采油技术, 一次采油技术的采收率仅能达到5%~10%左右。这个时期的石油采油技术水平整体偏低, 导致大量被探明的石油储量留在地下被废气, 急需研制新型、高效的采油技术。

技术人员导致一次采油技术效率低下的主要原因是油层能量的衰竭, 因此在此基础上提出了人工注水/气, 保持油层压力的二次采油方法, 即二次采油技术。二次采油技术的出现使得石油的采收率提高到了30%~40%。二次采油技术是石油开采史上的一次飞跃性进步, 也是迄今为止世界上各大油田的主要开采方式。尽管如此, 应用二次采油技术进行石油开采的过程中, 仍然有60%~70%的是由被剩在地下。为了解决这一问题, 技术人员进行了孜孜不倦地研究和探索, 逐步探析明白了制约二次采油技术效率的原因, 并在此基础上提出了三次采油技术[2]。

与二次采油技术相比, 三次采油技术是在注水保持油层压力的基础上, 又依靠注入大量新的驱油剂, 改变流体粘度、组分和相态, 具有物理化学的双重作用。因此三次采油技术不仅进一步扩大了注入水波及范围, 而且使分散的、束缚的毛细管中的残余油重新聚集起来而被开采出来。因此三次采油技术显著的提升了采油效率, 将油田开采带入了一个更高技术水平的新阶段[3]。

2 化学驱油技术的发展现状分析

2.1 聚合物驱油技术

我国在“七五”、“八五”期间, 连续将三次采油技术列为我国重点科技攻关项目, 并且秉承着“立足国情、着眼三次采油转化为生产力, 加快实现工业化应用步伐”的思想。同时结合我国探明气源不足、油田混相压力较高、不具备广泛混相驱条件的实际情况, 确定了化学驱油作为我国三次采油的主攻击术。在这基础上, 将研究重点放在了机理比较清晰、技术比较简单、成本相对较低的聚合物驱上。在这一过程中, 我国大约花费了10年左右的时间就基本掌握了聚合物驱油技术, 并且完善了10大配套技术。与水驱相比, 聚合物驱的应用将油田采收率提高了10%以上。迄今为止, 我国的大庆油田的25个区块中均应用了聚合物驱油技术, 实现了工业化应用, 且收取了良好的应用效益[4]。

2.2 复合驱油技术

我国在“七五”期间进行技术攻关, 掌握了表面活性剂驱油技术的基础上, 在“八五”期间又开展了符合驱油技术的研究。在这期间, 技术人员主要研制了阴离子表面活性剂、烷基苯磺酸盐为主的表面活性剂、改性木质素磺酸盐、生物表面活性剂、烷基萘磺酸盐等多种驱油用的表面活性剂。在掌握这一技术的基础上, 我国的大庆油田率先应用重烷基苯研制出了驱油用重烷基苯磺酸盐, 并且实现了工业化生产, 将其应用到杏二中三元复合驱工业性试验矿场中, 在应用过程中收取了非常好的增油降水效果, 表现出了非常可观的应用前景[5]。

2.3 新型化学驱油剂的研制

我国在经过不断地研究探索中, 研制出来的化学驱油剂虽然在油田开采过程中具有非常好的应用效果, 但是其较高的费用却成为了影响化学驱油剂经济效益的重要因素, 也成为了当今世界三次采油难以实现工业化推广的制约因素。因此, 我国在“八五”期间, 将研制开发新型的国产驱油剂作为重点科技攻关的一项重要内容。在这一过程中, 科技人员秉承着“立足国产, 降低化学剂用量和采用廉价原料”的原则展开了表面活性剂的研制。在这一期间我国成功研制出了石油磺酸盐、石油羧酸盐、改性木质素磺酸盐、烷基苯磺酸盐等性能优良, 成本较低的国产表面活性剂。

3 结语

三次采油化学驱油技术作为一种较为复杂的石油开采技术, 目前仍然是世界性的高新技术。在其未来的应用中, 油田开采者应该秉承着减少石油储量损失, 最大限度提高采收率的原则, 不断地加强完善三次采油化学驱油技术, 使其为石油开采的经济效益做出更大的贡献。

参考文献

[1]杜雄文, 李洪富, 洪冀春, 等.杏二中三元复合驱工业性矿场试验[J].新疆石油天然气, 2005.

[2]廖广志, 牛金刚, 邵振波, 等.大庆油田工业化聚合物驱效果及主要做法[J].大庆石油地质与开发, 2004.

[3]顾永强, 解宝双, 魏志高.孤东油田聚合物驱工业化应用效果分析[J].中外能源, 2008.

[4]牟建海, 李干佐.三次采油技术的发展现状及展望[J].化学科技市场, 2000.

分子膜驱油剂驱油效率探究 第2篇

分子沉积膜驱油技术是一种新型的三次采油技术。由于分子膜驱油技术具有使用浓度低, 投资少, 施工工艺简单, 矿场试验可以使用现有的注水井网、注水设施以及不需非凡培训人员、现场实验增油明显等特征。因此有望成为具有发展前景的"改进水驱"提高原油采收率新技术。

1 分子沉积膜驱油技术

分子沉积膜 (简称MD膜或分子膜) 驱油技术, 主要是分子膜剂以水溶液为传递介质, 依靠强的离子间静电相互功能, 沉积在储层表面形成牢固的单分子层超薄膜, 降低了原油和表面间的粘附力, 改变岩石亲油亲水性能, 不明显降低体系的表面张力和油水界面张力, 随浓度增加不存在"胶束"状态, 也不增加溶液体系的粘度改变油水粘度比, 但成膜功能由近及远逐渐推进, 在水的冲刷功能下, 原油不断剥离表面被带出地层, 从而达到提高水洗油效率和原油采收率的目的。

2 分子膜剂的驱油机理

由于油藏岩石表面是极其粗糙的, 因此岩石表面的油膜并不完整。非凡是油田实施注水开发以后, 经过长期的水力冲刷, 油膜的不完整性进一步加强, 岩石表面出现大量的油膜脱落区。当MD膜剂溶液注入油层以后, 膜剂分子将在油膜局部脱落的岩石表面上吸附形成纳米级超薄分子膜, 改变储层岩石表面的性质和它和原油的相互功能状态, 使原油在注入流体冲刷空隙的过程中轻易剥落和流动而被驱替出来。室内实验证实分子膜剂能够提高原油最终采收率, 主要是提高微观洗油效率, 在油层中其微观功能机理方面表现在摘要:吸附功能、润湿性改变、扩散功能、毛细管自发渗吸功能及界面性质的改变等。

2.1 改变岩石表面润湿性

近年来M o r r o w等人的室内探究结果表明, 对于原油/盐水/砂岩体系, 当润湿性处于弱水湿或中性润湿状态时, 驱油效率最高。分子沉积膜驱油剂在油砂表面吸附可改变油砂表面润湿型, 使高岭土、石英砂和油砂的表面润湿性向水湿性转变。

2.2 降低岩石表面粘附功

MD膜可以降低石英岩表面的粘着力及其离散程度。粘着力包括分子间的功能力、毛细力和静电力等, 这表明粘着机理很复杂。但可以推断, 表面生长有序MD膜以后, 从微观结构上对表面有修饰功能, 改变了表面的微观结构、各种力成分及其分布, 从而降低了粘着力。表面性能尤其是表面粘着力对界面的摩擦起着关键功能。MD膜的吸附降低表面粘着力是使其降低摩擦的重要原因。MD膜剂在天然地下石英岩表面沉积具有良好摩擦特性, 这对于提高原油采收率是很重要的。

2.3 毛细管自发渗吸功能

毛管自发渗吸探究过程中, 对于低渗油层来说, 假如油层是亲水的, 那么注入水在毛管力功能下将进入细小的毛细管中, 出现自发渗吸现象, 能够有效地提高原油采收率。在MD膜剂驱油过程中, 油藏岩石和分子膜剂接触后, 其表面润湿性会不同程度地向亲水的方向转变, 这就促使我们考虑分子膜剂如何在自发渗吸过程中发挥功能, 提高自发渗吸采出程度及孔隙利用率。

2.4 电性转变

储油砂岩表面一般是带电的, 地层水在一定的p H值范围内 (6.5~7.5) , 砂岩表面带负电。分子沉积膜驱油剂的吸附使亲水砂岩和亲油砂岩表面的电性发生变化, 这是由于分子沉积膜驱油剂的有效成分中含有阳离子基团, 当分子沉积膜驱油剂溶液的浓度为1200mg/L时, 负电性表面转变为正电性表面, 即存在一个零zeta电位的浓度。在该浓度下界面间的电性相吸或相斥的现象消失, 在此条件下驱油可获得较高的采收率。因此, 分子沉积膜驱油剂在驱油过程中存在表面电性转变机理或零电位机理。

3 前景和展望

提高采收率的方法很多, 目前在油田应用最广的主要有聚合物驱和三元复合驱 (A S P) 。然而, 聚合物驱过程中, 由于其分子量很高, 在溶液配制、地层注入、采出液油水分离和含聚污水的处理等方面困难重重。三元复合驱注入段塞的主要组分是表面活性剂、聚合物, 碱 (Na2CO3和Na HCO3复配) , 由于碱液的高p H值引起油层粘土分散和运移, 最后导致油层渗透率下降;体系和原油之间形成的超低界面张力也会使采出液的破乳非常困难;另外, 还存在杆管的腐蚀新问题。

分子 (MD) 膜驱油技术作为一种新型的三次采油技术, 不仅弥补了以上两种驱油方法的不足, 而且具有传统化学驱无可比拟的特征和优势摘要:

⑴在提高采收率方面, 由于水驱、聚合物驱和三元复合驱以排驱机理为主, 而膜剂驱以渗吸机理为主, 膜剂驱油的渗吸功能更利于中、小孔隙残余油的启动。因而, MD膜剂的驱油效率相对于前者的要高。而且, 在水驱、聚合物驱和三元复合驱的基础上, MD膜剂驱可进一步提高原油采收率。

⑵从MD膜驱油剂本身的性质来看, 纳米级MD超薄膜的成膜过程是一种不加任何外力, 依靠岩石表面和成膜分子之间静电相互功能的平衡状态的自组装过程, 且M D膜的热稳定性和力学稳定性好;MD膜驱油剂浓度低, 驱油效果高, 无需加碱、表面活性剂和其它化学试剂, 对地层损害小;另外, MD膜驱剂具有较好的防膨效果和杀菌能力;其表面活性不高, 不会产生原油乳化不利的影响;膜剂溶液呈中性, 对注采系统杆管几乎没有腐蚀, 对人体也不会产生任何伤害。

摘要：随着全球经济的飞速发展, 能源的需求和日俱增, 对石油的依靠也越来越强。在不可能迅速发现新的大油田情况下, 提高现有油田采出程度是当前行之有效的办法。分子沉积 (MD) 膜驱油技术是一种新型的三次采油技术, 它对于提高老油田注水开发效率和最终采收率有重要意义。

关键词：分子膜,驱油剂,驱油效率

参考文献

[1]汪孟洋, 提高原油采收率技术发展目前状况[J.国外油田工程, 2005.[1]汪孟洋, 提高原油采收率技术发展目前状况[J.国外油田工程, 2005.

[2]宫军徐、文波、陶洪辉, 纳米液驱油技术探究目前状况[J.天然气工业, 2006.[2]宫军徐、文波、陶洪辉, 纳米液驱油技术探究目前状况[J.天然气工业, 2006.

[3]高芒来、王建设, 分子沉积膜驱剂对油藏矿物润湿性的影响[J.西安石油大学学报, 2004.[3]高芒来、王建设, 分子沉积膜驱剂对油藏矿物润湿性的影响[J.西安石油大学学报, 2004.

[4]高芒来、佟庆笑, 孟秀霞.MD-1膜驱剂溶液的界面特性探究[J.油田化学, 2003.[4]高芒来、佟庆笑, 孟秀霞.MD-1膜驱剂溶液的界面特性探究[J.油田化学, 2003.

高温氮气泡沫驱油数学模型研究 第3篇

1 高温泡沫驱油技术数学模型

高温泡沫驱油过程涉及许多复杂的物理化学现象。高温泡沫驱油数学模型是在热力采油数学模型的基础上建立的, 为一多相多组分模型。

1.1 组分质量守恒方程

式 (1) 中:ρ为密度;k为油藏绝对渗透率, xIJ是I组分在J相中的摩尔分率, μ是流体黏度, P是油藏压力, Pc是毛细管压力, γ是比重, φ是孔隙度, q为源汇项, S为饱和度, 下标J代表流体相类型, I是组分类型, s′Ik是I组分在第k个化学反应中的生成系数, sIk是I组分在第k个化学反应中的损耗系数, rk是第k个反应的反应速度。

泡沫剂水溶液在多孔介质中运移时, 吸附规律符合Langmuir等温吸附方程[2,3]:

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式 (2) 中undefined为平衡吸附常数。

在室内试验及现场应用中发现, 在高温泡沫驱油过程中, 泡沫剂在一定的温度下有热分解现象。在一般情况下, 泡沫剂的热降解服从一级反应动力学。

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式 (3) 中kth为热降解速度常数, 它是温度和溶液pH值的函数。

1.2 能量守恒方程

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式 (4) 中:H为热焓;U为内能;λc为油层导热系数;λR为热辐射系数;T为温度;undefinedH为由于流体的注入产出引起的焓值变化;undefinedHL为油层向盖、底层的热损失速率;Mf为油藏岩石热容量。

1.3 辅助方程

1.3.1 饱和度约束方程

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1.3.2 摩尔分数约束方程

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J相中I组分的摩尔分数由式 (7) 计算。

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式 (7) 中KIJ是平衡常数;XI是I组分在其主相中的摩尔分数。

1.3.3 毛细管压力方程

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2 泡沫对多相渗流的影响

泡沫的存在影响油、气、水三相在油层中的渗流。通过泡沫对相对渗透率的影响来描述泡沫对多相渗流的影响[4,5,6]。

2.1 相对渗透率

相对渗透率采用Stone模型描述, 在亲水岩石中, 水相渗透率主要与水相饱和度有关, 气相渗透率主要与气相饱和度有关, 而油相的渗透率与水相、气相的饱和度都有关。

2.2 界面张力对相对渗透率的影响

泡沫剂为表面活性剂的一种, 泡沫剂的存在造成油水界面张力的降低。大量实验证明, 当油水界面张力降低时, 油滴容易变形, 油滴通过多孔介质喉道时, 阻力减小, 这样在油层中的残余油就会被驱替出来。残余油饱和度、束缚水饱和度与毛管数具有以下关系:

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其中Nc为毛管数;undefined、undefined分别为高界面张力时的残余油饱和度和束缚水饱和度;undefined、undefined分别为低界面张力时的残余油饱和度和束缚水饱和度;Tw、To为实验拟合参数。

2.3 泡沫对气相相对渗透率的影响

根据实验结果, 由于泡沫的作用, 气相相对渗透率降低, 泡沫存在时气相相对渗透率由表面活性剂浓度、气相流速 (或毛细管数) 、含油饱和度等因素确定。可表示如下

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式 (12) 中kfrg、kundefined (Sw) 分别表示有泡沫和无泡沫存在时气相相对渗透率, FM是无因次因子, 由下式决定

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式 (13) 中MRF为最大阻力因子, Fws表示了泡沫剂浓度对泡沫渗流的影响, 表示如下。

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wundefined为维持强泡沫时的最大泡沫剂浓度, es为泡沫剂浓度指数。FSo表示了含油饱和度对泡沫渗流的影响, 表达式如下

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式 (15) 中Smaxo表示泡沫可产生的最大含油饱和度, eo为含油饱和度指数。Fug表示流速对泡沫渗流的影响, 表达式如式 (16) 。

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式 (16) 中ev为流速指数, Nrefc为参考毛管数。FS*w表示了随着含水饱和度变化气相渗透性的变化趋势。由于气相渗透率在泡沫存在的条件下随含水饱和度变化比较剧烈, 采用分段函数表示如下

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式 (17) 中S*w表示极限含水饱和度, ep0由实验结果测定;ε是一个非常小的参数, 决定了高干度泡沫区域相渗曲线的倾斜程度。

3 高温泡沫驱数学模型求解及应用

3.1 高温泡沫驱数学模型的求解

利用有限差分法对上述模型就行求解, 采用自适应隐式方法求解, 即根据计算稳定性情况, 自动选择隐式程度。比如在井点网格和基本变量 (如压力、饱和度、温度等) 变化比较大的网格采用全隐式处理, 而在变化较小的网格采用IMPES方法处理。该方法即保证了算法的稳定性, 又降低了计算量, 增加了计算速度。

3.2 高温氮气泡沫吞吐历史拟合

为了验证高温泡沫驱油数学模型的正确性, 利用该模型对一口泡沫吞吐井进行生产历史拟合。G-X621井为一口泡沫吞吐井, 于99年12月开始投产, 2001年11月因高含水停产。2002年9月对该井进行了高温氮气泡沫吞吐, 注入时间为三天, 其中蒸汽注入速度为11.9 m3/h, 蒸汽干度为69%, 注入的泡沫剂质量浓度为0.747%, 氮气注入速度为600 N·m3/h。注入完成后, 焖井7 d, 然后进行生产。利用高温泡沫数值模拟软件对该井进行了历史拟合, 泡沫作用参数见表1。结果见图1和图2。可以明显看出, 计算结果和生产数据具有较好的一致性, 模型较好地对生产历史进行了拟合。说明所建立的高温泡沫驱油数学模型正确反映了蒸汽、泡沫的驱油作用机理。

4 结论

(1) 建立了高温泡沫驱油技术数学模型。该模型为一多相多组分模型, 合理地考虑了各组分的对流、弥散、表面活性剂相间分配以及表面活性剂损失, 如高温热降解损失、在岩石表面的吸附损失以及与地层水矿物离子的化学反应损失等。

(2) 泡沫对多相渗流的影响既考虑了低界面张力体系的驱油机理, 又考虑了泡沫对多相渗流的影响, 具有较高的可靠性。

(3) 模型采用自适应隐式方法求解, 即根据计算稳定性情况, 自动选择隐式程度。既保证了算法的稳定性, 又降低了计算量, 增加了计算速度。

(4) 通过对实际生产井就行拟合, 验证了模型的合理性、准确性。

参考文献

[1]Kam S I, Frenier W W, Davies S N, et al.Experimental study ofhigh-temperature foam for acid diversion.SPE82266, 2003

[2]刘伟成, 刘昌其, 蒲国民, 等.表面活性剂损耗的动态数学模型.石油学报, 1996, 17 (1) :108—114

[3]Mannhardt K, Novosad J J.Modeling adsorption of foam-forming sur-factants.Revue de l institut Francais du Petrole, 1988;43 (5) :659—671

[4]Tanzil D.Foam generation and propagation in heterogeneous porous media.Doctor thesis of Rice University, Houston Texas, 2001

[5]Alvarez J M, Rivas HJ, Rossen W R.Unified model for steady-state foam behavior at high and low foam qualities.SPE74141, 2001

马20块复合驱油效果研究 第4篇

关键词：界面张力,黏弹性,二元复合体系,驱油效果

辽河马20断块于1973年9月投入开发，到现在，历时37年，经历了4个开发阶段:天然能量开发阶段;笼统注水、多层合采开发阶段;整体细分层系、综合调整阶段;高含水开发阶段，目前己经进入了油田注水开发晚期，为了使油田保持产量，提高原油的最终采收率，限制油藏边底水的锥进和非均质性引起的注入水的指进，开展化学驱提高采收率技术研究是很有必要的[1,2,3,4]。现选用大庆炼化1 900×10[4]1 500 mg/L聚合物，通过实验对比与其复配的二元体系、三元体系的特性及驱油效果，筛选出能大幅度提高该区块原油采收率的最佳驱油体系。

1 驱油体系性能评价

实验选用聚合物相对分子质量为1 900×10[4]、浓度为1 500 mg/L，表面活性剂为石油磺酸盐SS(简称SS)，碱采用Na2CO3，其中复合体系中表活剂SS和碱浓度通过实验而定[5]。

1.1 体系界面张力稳定性研究

碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱提高采收率的技术，其实质就是碱与表面活性剂协同作用，大幅度降低油水界面张力，此外，碱的加入大幅度降低了活性剂与聚合物在岩石表面的吸附滞留量，提高了化学药剂的有效利用率[6]。所以，研究碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系以及表活剂与聚合物二元复合体系的界面张力，往往成为室内评价化学驱性能指标的重要参数。

图1给出的SS不同浓度+Na2CO3不同质量分数+大庆炼化1 900×10[4]1 500 mg/L的活性图，从图中可以看出，当活性剂浓度大于等于0.3%和Na2CO3小于等于1.2%时，三元复合体系与马20原油的界面张力达到了10-[3]数量级，并且范围较宽，说明在此区域碱与表面活性剂达到了最佳的协同效应，能进一步降低油水界面张力，具有较好的提高油层中剩余油驱油效率[7,8,9,10]。

图2给出的是1 900×10[4]1 500 mg/L聚合物、不同SS浓度的二元体系与马20原油间的界面张力图，从图中可以看出二元体系的界面张力随着SS浓度的增大而逐渐降低，SS浓度为0.3%时，二元体系的界面张力降低较快，且能较快稳定在最低界面张力2×10-[3]m N/m;SS浓度为0.4%时，界面张力也能稳定在10-[3]数量级，但出现了上升的趋势，这是因为当油水界面张力达到最低时，表面活性剂分子大量集中于油水界面，油、水及岩石界面三相间的分子作用达到了动态平衡，若继续增大表活剂的浓度，使得富集在岩石界面上的表活剂分子增多，岩石界面上的这种动态平衡被破坏，出现界面张力上升的趋势[11]。

1.2 体系黏弹性特性研究

驱油体系的黏弹性对于提高驱油体系的波及体积和驱油效率起着主要作用，是评价驱油效果的重要指标，对于提高采收率的贡献是不能忽视的，所以在讨论驱油体系的性能优劣之前，应进行驱油体系黏弹特性的实验研究[12]。

1.2.1 弹性实验及结果分析

通过上述界面张力测试结果可知，与1 900×10[4],1 500 mg/L聚合物溶液复配的三元体系在活性剂浓度大于等于0.3%和Na2CO3小于等于1.2%时，体系的界面张力达到最低，而其二元体系在表活剂浓度为0.3%时，也能达到最佳的超低界面张力。因此，以下从黏弹性角度评价这两种三元复合体系与二元复合体系。实验温度为73℃。其中储能模量(G')反应了黏弹性流体的弹性大小，损耗模量(G″)反应了黏弹性流体的黏性大小，实验结果如图3所示。

图3给出的是1 900×10[4],1 500 mg/L聚合物溶液及其二元、三元复合体系的动态流变曲线，从图中可以看出，随着角速度的增大，三种驱油体系的储能模量(G')和损耗模量(G″)逐渐增大，而且在角速度一定的情况下，单聚的储能模量(G')和损耗模量(G″)均高于二元和三元体系，三元体系表现出较差黏弹特性，这是因为三元体系中碱与聚合物分子链上的部分负电荷中和，使分子链发生卷曲和黏连，从而导致三元体系黏弹特性变差;对于同一驱油体系，储能模量和损耗模量和曲线都有一个交点，当角频率低于该交点处的角频率时，损耗模量大于储能模量，说明溶液的黏性效应大于弹性效应;反之，储存模量大于损耗模量[13]。这是因为当施加于溶液的角速度较小即力作用时间较长时，大分子线团有充足的时间改变构象，摆脱缠绕，同时，聚合物分子链的弹性拉伸可在流动中逐渐恢复。因此，溶液的黏性占优势，弹性不明显。而角速度较大时，力作用时间较短时，弹性变形能大部分储存在体系内部，弹性损耗的能量相对较少，因此弹性占主导，三元体系储能模量和损耗模量的交点出现得最晚，这也是说明其黏弹性较差一个原因。

1.2.2 驱油体系黏度测试及结果分析

采用Brookfield DV-Ⅱ型布什黏度仪，在剪切速率6 r/min，温度73℃下测试各驱油体系的黏度，表1给出的是聚合物相对分子质量和浓度为1 900×10[4]、1 500 mg/L，石油磺酸盐浓度为0.3%,Na2CO3的浓度为1.2%时，各驱油体系的黏度测试结果。

从表1的黏度测试结果中可以看出，在聚合物溶液的浓度相同的情况下，单聚的黏度最高，与其复配的二元体系和三元体系的黏度值都出现了不同程度的下降，其中三元复合体系的黏度值下降最大，在三种驱油体系中黏度最小，这是由于三元体系的阳离子的浓度要高于二元体系中，远远高于单聚溶液中阳离子的浓度，这些阳离子通过电荷屏蔽作用使聚合物分子链发生卷曲、分子的水动力学体积收缩，分子链间相互缠绕的程度下降，分子的网状结构遭到不同程度的破坏，使体系的黏度下降[14]。从黏度测试结果中可以看出，三元体系的破坏作用要高于二元体系。

通过上述驱油体系性能评价实验，确定了与1 900×10[4]1 500 mg/L的聚合物溶液复配的三元体系中碱与表活剂的浓度以及二元体系中表活剂的浓度，并从储能模量和损耗模量的角度分析了各种驱油体系黏弹特性，具体的驱油效果如何，将在驱油试验中得到验证。

2 驱油体系驱油效果评价

2.1 实验材料

实验模型:模型尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm左右，气测渗透率为270 md左右。

实验用油:辽河马20油田脱水原油与煤油配置而成的模拟油。

实验用水:饱和模型用水为根据马20原始地层离子含量配制的人工合成盐水，矿化度为5 000 mg/L。配制聚合物溶液用水以及水驱、后续水驱为马20现场污水。

实验用剂:聚合物由大庆炼化公司生产，其相对分子质量为1 900×10[4]，纯度100%;表面活性剂为石油磺酸盐SS(简称SS)，碱采用Na2CO3。

2.2 实验设备

主要有80—B2型恒温箱(江苏省无锡市石油仪器设备厂制造)，美国Validyne Engineering CO.制造的ZX—4型旋片真空泵，DV—II型旋转式黏度仪(美国Brookfield公司)，Texas—500型旋滴界面张力仪(美国科诺工业有限公司)，JB—3型手摇泵，AR1530/C电子秤(美国OHAUS公司，分辨率0.001 g)，磁力搅拌器，美国RUSK泵，HAAKE RS150流变仪，电子天平以及其他常用玻璃仪器等。

2.3 试验程序

1)将浇铸好的模型抽空4 h后，用矿化度为5 000 mg/L人工合成盐水饱和模型，并测量孔隙度。

2)将饱和好人工合成盐水的模型放置在恒温箱内恒温12 h以上(73℃)。

3)油驱水至模型不出水为止，确定原始含油饱和度。

4)按规定的驱替速度水驱至模型出口含水98%以上，计算水驱采收率。

5)注入三元体系，当达到所规定的孔隙体积倍数时，转注后续保护段塞。

6)后续段塞全部注完后，继续水驱至出口含水98%以上，计算化学驱采收率。

2.4 实验结果及分析

从表2中可以看出，方案2无碱二元复合体系的化学驱采收率最高，其采收率值达到了30.1%，比方案1单聚高出6.7%，比方案3三元复合体系高出2.7%，对比三种驱油方案可知，在水驱采收率基本一致的情况下，方案2二元复合体系的油水界面张力低，具有较强的洗油能力，黏度较大，在油层中流度控制能力强，扩大波及体积的程度明显，从储能模量和损耗模量中也可以看出，二元体系表现较好的黏弹特性，加之低界面张力，能大幅度将水驱以及自身波及到区域内的孔喉、盲端中的残余油驱替出来，这些方面综合起来，使得二元体系的化学驱采收率最高[15]。方案1单聚虽然其黏度值、黏弹特性最好，但不足的是与岩心孔道中原油间的油水界面张力大，只能驱替出水驱没有波及到区域中的剩余油，而对水驱波及到区域以及自身流经驱油中的残余油的作用不强，所以单纯从扩大油层波及体积这方面对采收率的贡献，不如复合体系从扩大波及体系和提高洗油效率两方面的贡献。三元体系扩大波及体积的作用较二元体系稍低，但其洗油能力好于单聚，所以其采收率处于二元体系与单聚的中间值[16]。因此，SS无碱二元体系的化学驱采收率最高，其最终采收率也最高，对现场发展三次采油工业化应用具有一定的指导意义。

3 结论

(1)SS无碱二元体系表活剂浓度为0.3%是能达到超低界面张力，SS与Na2CO3在碱浓度为1.2%也能达到超低界面张力，都具有较强的洗油能力。

(2)与三元体系相比，SS无碱二元体系的储能模量和损耗模量均较大，黏弹性较好，其扩大油层波及体积、提高洗油效率的能力均好于三元体系。单聚的黏度值最高，在油层总流动时能保持较低的水油流度比。

(3)SS无碱二元体系不仅有较高的扩大油层波及体积的能力，而且洗油能力强，从而其化学驱采收率要高于三元体系，高出2.7%，比单聚高出6.7%。

(4)驱油体系在具有扩大波及体积的同时，要具有强的洗油能力。

CO2驱油机理及应用现状 第5篇

关键词：CO2驱油,混相驱,非混相驱,最小混相压力

温室气体C O2使全球气候变暖, 对人类的生存和社会经济的发展构成了严重的威胁。C O2的地质处置最有效的方式就是注入油气田, 不但封存了C O2而且还可提高油气田的采收率。C O2捕集—封存—应用一体化提高采收率技术将是今后发展的新走向, 国外很多油田已成功地进行大规模C O2驱油的现场试验并取得较好的效果, 证明C O2驱油是三次采油中最具潜力的提高采收率方法之一。

1 注CO2驱油的机理

C O2的主要优点是易于达到超临界状态。C O2在温度高于临界温度3 1.2 6℃和压力高于临界压力7.2 M P a状态下, 处于超临界状态时, 其性质会发生变化, 其密度近于液体, 粘度近于气体, 扩散系数为液体的1 0 0倍, 因而具有较大的溶解能力。原油溶有CO2时, 其性质会发生变化, 甚至油藏性质也会得到改善, 这就是二氧化碳提高原油采收率的关键。下面详细分析其提高采收率的机理。

1.1 降低油水界面张力

残余油饱和度随油水界面张力的降低而减小。C O2极易溶解于原油, 其在油中溶解度比在水中的溶解度大3～9倍。在驱油过程中, 大量的C O2与轻烃混合, 可大幅度的降低油水界面张力, 减少残余油饱和度, 从而提高原油采收率。

1.2 降低原油粘度

C O2与原油有很好的互溶性, 能显著降低原油粘度, 可降低到原粘度的1/1 0左右。原油初始粘度越高, 降低后的粘度差越大, 粘度降低后原油流动能力增大, 提高原油产量。

1.3 膨胀作用

宾夕法尼亚州B r a d f o r d油田以及加拿大M a n o r v i l l e油田室内实验结果表明, 在一定压力条件下将CO2注入原油, 可使原油体积膨胀2 8%～5 0%。注入C O2后原油的体积增加, 其结果不仅增加了原油的内动能, 而且大大减少了原油流动过程中毛管阻力和流动阻力, 从而提高了原油的流动能力。

1.4 溶解气驱作用

因注入的CO2在原油中的溶解, 形成CO2溶解气, 在井下随温度的升高, 部分C O2游离汽化, 以压能的形式储存部分能量。当油井开井生产, 油层压力降低时, 大量的C O2则从原油中游离、膨胀而脱出, 从而将原油驱入井筒, 起到溶解气驱的作用, 另外, 一些C O2驱替原油后, 占据了一定的孔隙空间, 成为束缚气, 也可使原油增产, 并且由于气体具有较高的运移速度, 还可将将油层堵塞物返吐出来。

1.5 改善流度比

因大量注入的C O2在原油和水中的溶解, 地层水碳酸化, 使原油流度增加, 而水的流度降低, 从而使原油和水的流度趋于接近, 使水的驱油能力提高, 同时也进一步扩大了水驱的波及面积, 大大提高了扫油效率。

1.6 酸化解堵

C O2溶解于水后略呈酸性, 与地层基质发生反应, 从而酸解一部分杂质, 使油层渗透性提高。在一定的压差下, 一部分游离气对油层的堵塞物具有较强的冲刷作用, 可以有效地疏通因二次污染造成的地层堵塞, 恢复单井产能。

1.7 萃取和汽化原油中的轻质烃

C O2吞吐浸泡期间, C O2能够萃取和汽化原油中的轻质组分, 形成C O2富气相, 从而减小注入气与原油之间的界面张力, 减小原油的流动阻力, 使油更易于流动, 提高波及效率。

1.8 混相效应

混相效应是指两种流体能相互溶解而不存在界面, 消除了界面张力。C O2与原油混相后, 不仅能萃取和汽化原油中轻质烃, 而且还能形成C O2和轻质烃混合的油带。油带移动是最有效的驱油过程, 可使采收率达到9 0%以上。

2 二氧化碳混相驱与非混相驱

CO2驱油按原理分, 主要分为CO2混相驱和CO2非混相驱。两者之间的差别在于地层压力是否达到最小混相压力 (M M P) , 当注入到地层压力高于最小混相压力时, 实现混相驱油。当压力达不到最小混相压力时, 实现非混相驱油。适于C O2驱地层的筛选原则见表1。从表1中可以看出, 稀油油藏主要采用C O2混相驱, 而稠油油藏主要采用C O2非混相驱。

CO2注入包括水与气交替注入 (WAG) 和重力稳定注入 (GSGI) 。水与气交替注入也叫混相驱, 通过向储层中注入CO2, 使原油膨胀, 增强其流动性, 然后注水, 将原油驱向井口。混合后的流体减小了C O2单相的流动性, 同时使原油的粘度下降。

重力稳定C O2注入, 也叫非混相驱, 其与水气交替注入相比具有优势, 可以小范围应用。而重力稳定C O2注入只能应用于整个油田。但是, 重力稳定C O2注入可采出更多的原油, 且可埋存更多的C O2, 并且不会在驱油过程中出现CO2的指进现象。两种驱油方式对比见表2。

3 注CO2提高采收率国内外现场应用情况

自从沃顿 (Wharton) 等人于195 2年取得第一个利用CO2采油的专利以来, 注CO2提高石油采收率的工作一直在进行。美国因其气源丰富, C O2混相驱已成为一项成熟的提高采收率方法。2 0 0 5年, 美国实施注气方法的原油年产量首次超过热采年产量, 成为其最主要的E O R方法, 另据《油气杂志》2 0 0 6年统计, 全球实施C O2-E O R项目共有9 4个, 美国占82个 (低渗油藏65个, 占79%) , 其年产油量为1.1 8 6×1 0 6t/a, 占世界C O2-E O R总产量的9 4.2%。

俄罗斯注C O2提高采收率技术也进行的很成功。1953年苏联开始室内试验, 第一阶段研究用CO2水驱油, 1 9 6 3年起在图依马津等5个油田进行工业性试验, 其后研发了比碳化水更好的交替注水和气态CO2段塞工艺, 并用于巴什基里亚等几个油田。在工业试验基础上, 奥利霍夫等油田开发中采用了C O2段塞驱油技术, 包括液态CO2驱、混相驱和非混相驱。混相驱油试验结果表明, 使用较大的CO2段塞体积时驱油效率高, 最高可达9 4%～9 9%。

此外, 土耳其最大的稠油油田B a t i r a m a n油田因其CO2气源充足 (储量达7.018×1011m3) , 采用C O2吞吐技术开采, 共采出原油1.31 1 6×10 10t/d, 约为原始地质储量的5%, 增加原油产量8.1 1 2×1 09t/d。

国内对C O2采油方法研究起步较晚, 与国外尚有一定差距, 但近几年随着稠油和低渗油藏的开采, CO2驱油呈快速发展态势。1 9 6 3年首先在大庆油田利用C O2作为主要提高采收率方法进行研究, 1 9 6 6年, 1 9 6 9年, 1 9 8 5年, 1 9 9 1年, 1 9 9 4年先后开展了注CO2先导试验。吉林油田自1995年开始进行CO2单井吞吐试验, 利用金塔CO2气田的液态C O2吞吐和C O2泡沫压裂1 0 0井次以上累计增油1 4 2 0 t。1 9 9 6年江苏富民油田4 8井进行了CO2吞吐试验, 并已开展了CO2驱试验, 至2 0 0 2年底累计实施了3 6井次, 获得了很好的增油效果, 有效率由3 3.3%提高到8 7.5%。江苏油田富1 4断块在保持最低混相压力的状态下, 于1 9 9 8年末开始了C O2-水交替 (WA G) 注入试验, 注入6周期后水气比0.8 6∶1升至2∶1, 见到了明显的增油降水效果, 水驱后油层中形成了新的含油富集带, 试验区采油速度由0.5%升至1.2%, 综合含水率由9 3.5%降至6 3.4%。胜利油田1998年开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验, 平均单井增产2 0 0 t以上。

此外, C O2驱也可很好的提高稠油采收率。苏北盆地发现的洲城油田洲Ⅲ断块稠油油藏Q K 1 8井采用C O2吞吐方法开采稠油取得了成功, 获得了很好的经济效益 (投入产出比高达1∶6) 。茨榆坨油田1 3断块属砂岩油藏, 原油属于普通稠油, 在该区块茨2 1-1 3 3井2 0 0 2年1 0月进行了C O2吞吐采油工艺现场试验, 日产原油2.8 t, 日产液6 1 5 t, 实施C O2吞吐后, 日产油增加到8 t, 日产液1 4.3 t, 增油效果明显。原油黏度由原来的6 8 0 m Pa·s降到了3 2 3 m Pa·s, 目前阶段累计产油1 5 8 t。

4 我国CO2驱油存在的问题

4.1 混相压力过高

C O2与原油的最小混相压力不仅取决于C O2的纯度和油藏的温度, 也取决于原油组分。原油中重质组分 (如C5以上的组分) 含量越高, 最小混相压力越高。我国油藏中原油的突出特点是“三高” (粘度高, 蜡和胶质含量高, 凝固点高) , 这就决定了我国多数油藏中的原油与C O2的最小混相压力过高。

4.2 腐蚀与结垢

因压力降低与温度升高, 注C O2后会导致结垢 (主要是碳酸盐垢) , 此外, C O2和水反应生成的碳酸对管线、设备、井筒有较大的腐蚀性, 腐蚀产物被注入流体带入地层还会堵塞储层孔隙。

4.3 气源

采用注CO2提高原油采收率, 必须具备充足的气源。气源有两种, 一是天然的C O2气源, 另外是工业废气。寻找大的气源是我国利用C O2提高采收率的当务之急。此外, 随着C O2减排的研究在世界范围内的开展, 越来越多的工业废气将会被用于提高原油采收率。

4.4 窜流严重

在注C O2采油过程中, C O2在油藏中的窜流将严重地影响波及效率, 导致C O2窜流的主要机理有两个:一是粘性指进, 二是油藏非均质性及窜流通道。我国油藏多数为陆相沉积, 层间非均质性严重, 此外, 在许多油藏 (尤其是低渗透油藏) 具有较发育的天然裂缝, 连通的天然裂缝构成了注入水和气的窜流通道。

4.5 固相沉积

C O2对地层中的轻烃具有很强的抽提作用, 经C O2多次抽提后, 降低了地层油对石蜡的溶解能力和石蜡组分的稳定性, 导致石蜡析出, 另外, C O2的多次抽提, 使地层油中低碳数的石蜡组分逐渐减少, 导致地层油析蜡温度大幅升高, 甚至在地层温度下也能产生石蜡的沉积, 对储层造成伤害。

5 结论

(1) 注CO2驱油提高采收率机理包括:降低油水界面张力, 降低原油粘度, 膨胀作用, 溶解气驱作用, 改善流度比, 酸化解堵, 萃取和汽化原油中的轻质烃, 混相效应等。

(2) 应用CO2提高采收率有混相驱和非混相驱2种驱油方式, 注入方式有水与气交替注入和重力稳定注入。

(3) CO2混相驱可以小规模实施, 具有广阔的应用前景;C O2非混相驱运用于整个油田, 与混相驱相比, 可以埋存大量的C O2。

(4) 我国注C O2提高采收率面临混相压力过高, 腐蚀与结垢, 气源, 窜流严重, 固相沉积等问题。

化学驱油 第6篇

关键词：GAGD技术,采收率,油气界面,临界注气速度

注气提高采收率是目前国内外提高原油采收率重要技术手段,利用注气技术提高采收率目前已占据所有提高采收率产量的48% ,在轻质油中比例更高[1]。中国油气藏构造特征和原油性质来看,有相当大一部分属于背斜构造、断鼻构造、潜山构造的轻质油藏,这类油气藏大多数具有埋藏较深、油藏倾角较大、油层厚、原油黏度低等特点。有的还具有原生的气顶和边底水。这一类油藏在经过历年水驱开发后,常常会在油藏顶部滞留“阁楼油”,同时水驱后存在高含水条带,致使中、弱水淹层难以进一步有效动用[2]。

近年来,气体辅助重力驱油解决了常规连续注气和水气交替注入体积波及系数低的主要问题[3], 大幅度提高最终采收率,其采收率是所有非混相驱中最高的,甚至是水驱的两倍[4—6],已成为油藏提高采收率的最新开发方式。微观蚀刻模型和长岩心实验证明,重力驱动是其主要生产机制( 原油自身向下推进) 。但是由于受地质条件的限制,以及为避免黏性指进采用低速率注气与经济效益之间的矛盾,使气体辅助重力泄油项目一直徘徊不进[7]。我国由于注气提高采收率项目开展的比较晚,气体辅助重力泄油GAGD工艺目前还未成功实施。

1 国内外 GAGD 技术研究进展

1. 1 气体辅助重力驱油机理

GAGD概念起源于重力稳定注气项目的自然扩展,选择该工艺的目的是模仿正在用于重油热采研究的蒸汽辅助泄油( SAGD) 工艺[8]。许多油气藏中水、气和油三相流体共存。在油藏温度压力条件下三者在不同相态下有着不同的密度,因此导致油藏流体的重力分异,气体最上,油在中间,水在底部。因此气体 辅助重力 泄油 ( the gas-assisted gravity drainage,GAGD) 技术随之出现[9,10]。气体辅助重力驱油在现场实际应用中是在产油带打水平井作为生产井,在顶部打直井作为注气井。注入气由于重力分异在顶部形成气带,驱替原油与水泄入底部水平井( 见图1[6]) 。利用注入气与原油的密度差来抑制黏性指进,进而大幅度提高采收率。水平储层中流体重力分异通常会导致气覆和气体锥进。现场报告表明重力稳定注气成功应用于倾斜油藏同时也适用于各种地质环境。水平井的使用能够最小化气覆和 气体锥进。

Cardwell和Parsons最早提出重力驱油理论,基于实验室垂直填砂模型在流体动力学方程的基础上提出了重力驱油的解析模型[11]。Terwilliger等应用B-L非混相驱替理论和分流量方程来拟合实验室稳定注气重力驱实验。指出重力驱油的采收率与产出量成反比,与注入量成正比,提出重力泄油最大临界流量[12]。Richardson和Blackwell结合了Buckley and Leverett[13],Cardwell and Parsons和Welge[14]的理论与Dietz[15]前缘稳定 标准来预 测最终采 收率[16]。

Kantzas等通过二维微观模型和疏松玻璃珠模型中进行了重力辅助注惰性气体实验指出两种可能的重力驱机理。对于重力驱机理,观察到注入气以缓慢流速前进,自由水区后发现了油堆积。另一方面,在漏失机理中,注入气绕过独立的小油点迅速往产油根端前进,导致很低的波及效率。实验证明不连续油相能够通过减小注入速率来重新聚集和驱替[17]。

Grattoni等研究了二维可视容器内的自由重力泄油情况。在新的无因次组和采油量之间找到了良好的相互关系。新的无因次组是毛细管数、邦德数和重力数的组合[18]。Kulkarni和Rao D N[19,20]等将非混相驱替和混相驱替的物理模拟实验结果、岩心驱替实验结果和现场测试数据与3个无因此数关联起来,提出地质储量采收率计算公式

考虑油气密度差和储层润湿性对采收率的影响[19,21],修正了重力数的表达式为

对于其经济评价,针对路易斯安那北部的一个于1972年关闭的水驱砂岩型油藏,建立了经济指标的概率分布,最终确定GAGD技术更有可能取得经济上的效益[22]。

1. 2 GAGD 技术的主要影响因素

1. 2. 1 岩石润湿性

润湿性的影响主要表现在其决定毛细管力的大小及影响相对渗透率。通常在相同的含油饱和度下,油湿岩石中油的相对渗透率在小于其在水湿岩石的油相相对渗透率[23]。

Paidin和Rao等通过使用相似比例的物理模型研究了润湿性对于GAGD提高采收率的影响,研究表明亲油储层的采收率高于亲水储层。亲油储层, 油以油膜形式赋存在岩石颗粒表面,形成连续相,更易流动,即使注气量很小时,也有大量油产出; 而亲水储层,油以点滴状分布,很难形成连续相,只能通过气体驱替时才能产出,产油量小[18]。Mahmoud等利用物理模型实验也验证了储层润湿性对油气采收率的影响,结果表明,油湿储层与水湿储层相比,具有较高的采收率[24]。此外,许多油田的储层是混合润湿,连续油和水在多孔介质中共存。Morrow,Rao等和Salatheil等进行室内实验以及Kovscek进行的网格模型研究均表明混合湿润的储层相对于亲水储层容易获得较低的残余油饱和度[25—28]。

Mahmoud[29]通过可视化模型实验研究了润湿性对GAGD的影响。正如以上研究,亲油多孔介质中采收率高于亲水多孔介质( 图2) 。

1. 2. 2 铺展系数

铺展系数是描述油、气、水三相系统中3个界面张力互相平衡的指标,影响油、气、水在储层中的分布[20]。其定义为

式中: S为储层流体铺展系数,N/m; σgw为气水界面张力,N/m; σgo为气油界面张力,N/m; σow为油水界面张力,N/m。

铺展系数为正值时,油相以连续油膜形式流动, 降低了三相系统中的界面张力,因而油相能够自发在气液两相中扩散[30]。铺展系数为负数时,原油以点滴状被 圈闭与储 层中,不易流动,造成采收 率低[32]。

类似地,Blunt等认为油膜的厚度和稳定决定了油、气、水在铺展体系中的垂向平衡,其定义为α = σow( ρo- ρg) /σgo( ρw- ρo) 。α < 1时,油水界面上存在一个高度,油以分子油膜形式存在易于流动,α < 1时,大量原油 存在于孔 隙中,重力驱也 不再有效[31]。

Blunt等通过一系列的实验( 从分子水平到烧结玻璃珠模型) 提出了水湿多孔介质中的三相重力驱理论模型。研究表明水湿体系中当油在水气之间自发传播时即铺展系数为正的条件下会有最好的重力驱三次采收率[31]。

Chatzis等人在毛细管和长Berea砂岩岩心中进行了重力泄油试验。在研究过程中通过CT扫描确定了毛细管屏蔽作用下在Berea岩心中油带的形成。他们得出结论,只有当原油在水上铺展( 正铺展系数) 和储层是强水湿时,在重力辅助注惰性气时才能得到很高的采收率。在使用短岩心的情况下,岩心的大小限制了油带的形成和扩散,为了采出原油,需要在采油末端采用毛细管屏蔽获以得高毛管压力。毛管端点效应在室内研究中具有重要的作用,而其在矿场中的作用却不重要[32]。

Vizika和Lombard分析了润湿性和扩散 ( 在三相重力泄油情况下采油的两个关键参数) 。用油湿、水湿、部分水湿孔隙介质和3种不同的流体体系进行了试验。通过数值历史拟合得到从试验中获得的三相相对渗透率。得出的结论是润湿和扩散薄膜的存在很大程度上影响了流动机理和采油动力学, 并且还影响了工艺效率。由于原油通过扩散薄膜流动( 保持了水力连续性) ,在水湿条件下,铺展系数为正数时采收率最高[33]。

冷振鹏、吕伟峰等以80 ~ 200目石英砂混填制作的填砂模型为研究对象,开展了高含水后期气体辅助重力驱油提高采收率实验研究。利用CT扫描测量三相流体饱和度技术,通过对驱替过程中三相流体饱和度实时在线测量,揭示气体辅助重力泄油调高采收率机理,证明了高含水后期该类提高采收率方法的可行性[34—36]。

1. 2. 3 重力分异

在油藏的混合作用中,由于重力与浮力的驱使, 油藏内部流体按照密度差异,自上而下逐渐形成气顶、油柱和底水( 或边水) 的分异分布,在油柱内部也同样呈现出自上而下原油密度逐渐增加的分异分布现象,均称为重力分异,或密度分异[37]。

Craig等在玻璃珠人造岩心模型中研究了相似模型中重力分异的影响。研究表明流体重力分异影响常规连续注气的开发效果,水气交替注入开发虽然减弱了重力分异的影响,但是由于注入气比储层原油轻,容易形成超覆,注入水比原油密度大,容易形成底覆,波及系数仍然较低,现场应用表明采收率提高幅度不大,仅5% ~ 10%[38]。

然而气体辅助重力泄油开发不但不需要抑制而且应充分利用重力分异,以提高体积波及系数、抑制黏度指进和延缓气体过早突破。

1. 2. 4 储层非均质性

Fayers and Lee认为非均质储层中不利的流度比会导致较为严重的黏性指进,气体主要沿着裂缝低阻力路径很快到达生产井[39]。Joshi等认为在天然裂缝储层中采用水平井能够提高采收率。通常天然裂缝储层的基质渗透率较低。这种观点表明相对于水平注气驱替,储层的非均质性对重力稳定注气影响不大,甚至还有利于提高采收率[40]。

Darvish等 ( n. d. ) 进行了数值模拟研究来进行CO2重力驱天然裂缝储层室内实验。他们用全组分模型来研究垂直注CO2驱人造裂缝岩心,同时也考虑了分子扩散和界面张力的影响。结果表明采收率随基质渗透率增加按比例增加。压力的增加延迟了油的采收。因为压力增加,密度差减少导致重力减小,早期采油少。烃类气体因为密度较低相对于CO2具有更高的采收率[41]。

Mahmoud等[29]开展了一组实验,建立了一个可视化模型,通过在可视化模型中插入两根圆柱形细丝状筛管来模拟天然裂缝油藏以调查裂缝对于GAGD的影响。结果证明非混相GAGD应用于目前的裂缝性油藏中是一种非常成功的EOR方法,裂缝并没有对用GAGD提高采收率产生负面影响。目前的观察与Wood等[42]的发现有惊人的一致。事实上,这次实验研究清晰地表明,与非裂缝性油藏相比,裂缝性油藏更能够提高采收率。

1. 2. 5 可动水饱和度

传统注气开发时,可动水的存在增加了水屏蔽, 减弱了油气的直接接触,延缓了混相的发生,限制了注气效率从而降低了采收率。Dumore和Schols在高渗透率油饱和岩心中进行了重力稳定驱替实验。他们观测到原生水饱和度是重力驱替中实现非常低的残余油饱和度的关键,在高油气毛管压力下,不考虑是否在有气的情况下油在水中传播。他们将此归结于油膜流动[43]。

基于Hele-Shaw模型的二维物理模型实验来研究可动水对GAGD的影响。研究表明水驱后GAGD三采采收率小于二采采收率,可动水的存在降低了采收率。

1. 2. 6 油气界面稳定

气油界面的稳定性是注气实施成功的关键因素,注气过程中黏滞力会导致不稳定驱替前沿。注气速度影响气-油界面的稳定性,注气速度决定水平驱替界面是均匀向下驱替还是局部黏性指进[44],注气速度过高,则加快形成驱替气指进和舌进现象,气体过早突破从而降低注气效果。注气速度过低,则延长注气见效期,影响经济效益。在气体辅助重力驱,不利的流度比通常通过减少注入速度来克服。能够获得稳定驱替前沿的最大注气速度称为临界速度。国外众多学者对临界速度进行了研究,Dumore标准广泛应用[43]。

Tiffin和Kremesec进行了一系列一次接触混相和多次接触混相重力辅助垂向岩心驱替实验,在不同压力温度条件下CO2和原油体系中。表明垂向重力辅助驱替采收率即使在注入速率明显高于临界速率,都比水平驱更有效。他们也试图通过实验来确定混溶趋势所要求的岩心长度,并说在垂直岩心驱替中混溶与水平中类似压力,垂向重力辅助驱替有明显较短的岩心长度。这项研究还表明组分传质, 强烈影响了驱替前缘的稳定而且驱替效率在较低的流体交差流动和混合条件下增加了[48]。

J. M. DMu ORE对垂直向下混相驱中的稳定性进行了研究。提出了稳定驱替的标准,当驱替速度低于稳定速度时,整个转换带是稳定的; 当驱替速度处于稳定速度与临界速度之间时,驱替是部分稳定的,即靠近被驱替的转换带部分处于非稳定状态,并从那部分发展黏性指进; 当速度大于临界流速时。整个驱替是非稳定的,而且黏性指进犹为突出。试验结果与理论推导的驱替稳定性所预测的特性是一致的[49]。

Meszaros采用Islam和Farouq A li[50]的比例标准用相似物理模型研究了重力辅助注惰性气工艺。建立并且试验了低压和高压相似物理模型。结果表明,与部分相似二维模型相比,在相似物理高压三维模型中保持稳定气前缘要难得多用注气稳定重力驱工艺采出了70% 的原油地质储量[51]。

张艳玉、王康月等针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状,建立了顶部注氮气辅助重力驱数值模型研究结果表明,气顶油藏顶部注氮气辅助重力驱可以有效地提高采收率,达到降水增油的效果; 提高采液速度并不能改善顶部注氮气辅助重力驱的开发效果; 注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响,并且存在最佳和临界注气速度[44,52—54]。

杨丽娟、陈小凡等认为油藏注气开发时,注入气体与原油是混相还是非混相,以及驱替效果的好坏都受到地质、工艺等多种因素的影响。在利用注气重力稳定驱时,要求地层倾角大于或等于15°, 以利于油气分异。此外,还要保持适当的注气速度,以便抑制指进形成,保持气驱界面的稳定性从而提高波及效率[55—58]。

李菊花、刘滨等沿袭Ridha等[59]在研究二维均质、各向异性剖面模型的混相驱时使用使用无因次量组的方法,用组分数值模拟手段针对矿场规模的注气驱替中注气参数对驱替效果的影响进行研究。结果表明,控制合理的注气参数可以有效改善注气驱替效果,从而提高采收率[60—62]。

米洪刚、雷霄等结合涠洲12-1油田的地质油藏特点[63—65],综合运用带倾角的长岩心注气重力稳定驱、带倾角的注采井组二维均质剖面模型、层状剖面模型以及韵律剖面模型,并采用注气驱机理数值模拟的方法对注气驱替机理进行了研究,研究结果表明注气近混相驱可实现气体辅助重力稳定驱油机理,采油速度 不超过5% 可以形成 稳定油气 界面[66]。

梁淑贤、周炜等研究认为,气油界面稳定性是顶部注气稳定重力驱实施成功与否的关键,地质因素的地层倾角、储层非均质性( 韵律性、隔夹层、高角度裂缝等) 和开发因素的临界注气速度、区域注采比是影响气油界面稳定性的关键因素。以中国西部某油藏为例,提出“注采兼顾、分区控压限产”的注气采油新开发技术政策,为国内其他类似油藏实施气体辅助重力驱油技术提供借鉴的作用[67—69]。

2 国外油田应用现状

气体辅助重力驱已经在国外许多区块和试验区进行成功实施。自从1965年进行了第一次垂直重力稳定驱的工业性试验以来,油藏气体辅助重力稳定驱是伴随着注气提高采收率技术的发展而同时发展[70,71]。气体辅助重力驱已经在国外许多区块和试验区进行成功实施[72,73],这些注气驱项目中,根据油藏构造的不同、油藏流体性质不同、气源的不同,既有混相驱也有非混相驱,既有水平驱也有垂向重力稳定驱[74—80]。

Lepski和Bassiouni提出适用于气体辅助重力驱的筛选标准[81]。

2. 1 West Hackberry 油田,Louisiana[82]

大倾角高渗透率盐丘油藏,阿莫科公司通过注气形成人工气顶来改善水淹储层的采收率。室内试验和现场研究都证实通过实施注气稳定重力驱,采收率几乎达到90% ,而水驱只有50% ~ 60% 。

2. 2 Hawkins ( Woodbine) Field,East Texas[83,84]

地层倾角6°断块油藏,边底水活跃,含油高度305 m,油的比重在12 ~ 30°API,黏度在2 ~ 80 c P。通过实施顶部注气稳定重力驱,采收率提高到80% 以上,较水驱多采出33% 原油,同时从岩芯驱替实验表明,在非混相的情况下,注气仍然可以从水侵的油柱中采出滞留的剩余油,剩余油饱和度从水驱后35% 降低到12% 左右。

2. 3 Weeks Island: S-RB Field Pilot,Louisiana[85]

倾角26°,断块油藏,垂直渗透率1 200 m D,气驱前残余油饱和度22% 。壳牌公司实施非混相注CO2稳定重力驱后残余油饱和度油下降到1. 9% ,采收率达到90% 。

2. 4 Wizard Lake D3A Pool,Alberta,Canada[82]

白云石生物礁块油藏,油层厚度197 m,底水活跃。水平渗透率1 375 m D,垂直渗透率107 m D,地层压力15. 1 MPa。加拿大德士古公司实施混相注烃类气体二采,采收率达到95% 。

2. 5 West Pembina Nisku‘D’Pool,Alberta,Canada[86]

塔礁碳酸岩储层。轻油( 45°API) ,0. 19 c P. 加拿大雪佛龙公司实施85% C1,15% C2在32 MPa下混相驱。岩心驱替实验表明残余油饱和度5% , 采收率达到84% 。

2. 6Wolfcamp ( Wellman Unit) Reef,W. Midland,Texas[87]

轻油( 43. 5 API) ,0. 43 c P,残余油饱和度35% , 水驱后混相顶部注CO2三采,在水层持续注水维持地层压力在12. 7 MPa. 数值模拟研究预测CO2最终采收率为78% ,而实际油田达到84% 。气驱后残余油饱和度 降到10. 5% ,气体有效 利用率为6. 5 MSCF / STB,气驱增加采收率27% 。

2. 7 Intisar D Reef,Libya[88,89]

上倾塔礁储层,油层厚度289. 5 m,储层高度未饱和,轻油( 40°API) ,黏度0. 46 c P。利比亚公司实施混相垂直注气稳定重力驱。顶部注气来维持地层压力在最小混相压力26. 7 MPa之上。气驱后最终采收率67% 。

2. 8 Albian Paluxy Formation,East Texas[90]

大型断块油藏,经历了70年水驱开发后,目前处于高含水阶段,埃克森美孚公司实施非混相注气稳定重力驱,3年后地质储量采出程度增加5% ,10年后增加10% 以上。

从国外实施注气稳定重力驱成功的油藏分析可以看出: 气体辅助重力驱油适用于轻油油藏,具有束缚水饱和度低、正铺展系数( 促进油膜流动) 、油层厚、适度垂直渗透率、倾角大等特点。利用重力分异能有效地控制或至少减少开发过程中注入气的指进和锥进,获得较高的油藏采收率。效果最好时,采收率可达60% 以上。

3 认识和结论

( 1) 从20世纪40年代国外学者提出“重力驱”理论,经过半个世纪的发展,气体辅助重力驱理论已经较为成熟,并在国外成功实施应用。

( 2) 国内外GAGD机理研究主要建立在实验室基础上,研究的内容包括岩石润湿性,铺展系数,重力分异和储层非均质性,地层倾角。由于影响机理复杂,在认识上还存在争议和分歧。倾向性的观点认为亲油储层,油以油膜形式赋存在岩石颗粒表明, 形成连续相,更易流动,铺展系数为正值时,储层原油以连续相油膜形式铺展在水层上,气体驱替时,油膜易流动,残余油饱和度低,采收率高。倾斜油藏中重力分异作用和垂相渗透率均为有利因素,顶部注气有利于提高注气开发效果。通过数值模拟研究表明随地层倾角增加,提高采收率幅度逐渐增加,相对于与裂缝不发育油藏,高倾角裂缝油藏实施气体辅助重力驱效果更好。开发因素方面认为控制合理的注气参数来维持油气界面的稳定性,从而可以有效改善注气驱替效果。合理控制注入速度,采油速度。

( 3) 从国外实施注气稳定重力驱成功的油藏分析可以看出: 气体辅助重力驱油适用于轻油油藏,具有闭合度高、原生水饱和度低、正铺展系数( 促进油膜流动) 、油层厚、适度垂直渗透率、倾角大等特点。利用重力分异能有效地控制或至少减少开发过程中注入气的指进和锥进,获得较高的油藏采收率。

水驱油微观孔隙内流场分析 第7篇

随着经济的飞速发展,我国经济对石油的依赖性越来越强,而且这种趋势在本世纪内将一直延续下去。但目前大多数油田进入高含水阶段,如何进一步提高石油的采收率成为至关重要的问题,有必要通过软件模拟的方法来研究水驱油的规律[1,2,3],即利用计算流体力学软件[4,5],运用计算机超强的数值运算能力进行模拟,进而研究出石油开采工程中运移的一些规律,运用这些规律来指导实际的油田中石油的开采。因此研究水驱油物理过程中流场情况对于石油工程师提高采收率是很有意义的。

1 模型的描述与求解

1.1 模型的描述

考虑亲油岩石表面的残余油膜,由于油膜的尺寸为微米级的,重力场的影响可忽略不计。通过使用计算流体软件Polyflow,对其流场进行分析,进而得到油膜的受力情况。不可压缩聚合物溶液在流道内作二维、等温、定常、层流流动。原始模型的压力梯度为0.02 MPa/m,流道宽度为20 μm,油膜高度为4 μm,界面张力为0.001 mN/m,原油黏度为0.02 Pa·s,如图1所示。

1.2 利用POLYFLOW进行求解

POLYFLOW[6]是基于有限元法的计算机流体动力学(CFD)软件,专用于黏弹性材料的流动模拟,具有强大的解决非牛顿流体以及非线性问题的能力,继承了当今最新、最完善而适当的运算法则,它的本构方程也是基于该领域最新的研究成果。图2给出了POLYFLOW的具体计算框图。

2 数值计算及结果分析

2.1 速度场模拟

图3—图7分别给出了不同压力梯度下、不同流道宽度、不同油膜高度、不同界面张力、不同原油粘度的流场速度等值线和速度分布云图,速度场单位为m·s-1。

软件计算的速度场,其单位默认为m/s。图中的坐标从左向右依次和右侧的场图从上之下一一对应。

2.1.1 压力梯度对速度的影响

图3中由上到下分别为压力梯度为0.000 2 MPa、0.002 MPa、0.02 MPa的速度分布云图,随着压力梯度的增加,流道中流体的流动速度明显增加,压力梯度为0.02 MPa/m时,油膜顶部出现明显的流动,说明驱油效果明显,并且压力梯度越大越明显。

2.1.2 流道宽度对速度的影响

图4中由上到下分别为流道宽度为15 μm、20 μm、30 μm速度分布云图,流道宽度为15 μm时,油膜顶部出现明显的流动,说明驱油效果比较明显,并且流道越窄,效果越明显。

2.1.3 油膜高度对速度的影响

图5中由上到下分别为油膜高度为3 μm、4 μm、5 μm速度分布云图,油膜高度为5 μm时,油膜顶部出现明显的流动,说明驱油效果比较明显,并且油膜越高越明显。

2.1.4 界面张力对速度的影响

图6中由上到下分别为界面张力为0.001 mN/m、0.01 mN/m、0.1 mN/m速度分布云图,界面张力为0.001 mN/m时,油膜顶部出现明显的流动,说明驱油效果比较明显,并且界面张力越小越明显。

2.1.5 油膜黏度对速度的影响

图7中由上到下分别为油膜黏度为0.015 Pa·s、0.02 Pa·s、0.03 Pa·s速度分布云图,原油黏度为0.015 Pa·s时,油膜顶部出现明显的流动,说明驱油效果比较明显,并且原油黏度越小越明显。

在油膜处速度达到最大值,进口最大速度小于出口最大速度,这是由于出口流动受到油膜的影响。在其他情况一样的条件下,压力梯度越大,油膜被驱动效果越明显;流道越窄,油膜被驱动效果越明显;油膜高度越高,油膜被驱动效果越明显;原油与水的界面张力小,油膜被驱动的效果越明显;原油粘度越低,油膜被驱动的效果越明显。

2.2 应力场模拟

2.2.1 压力梯度对应力的影响

图8中由上到下分别为压力梯度为0.000 2 MPa、0.002 MPa、0.02 MPa的切向应力分布,压力梯度越大,流场中的应力极值就越大,但是并不是随着压力梯度的成倍增加而成倍增加。

2.2.2 流道宽度对应力的影响

图9中由上到下分别为流道宽度为15 μm、20 μm、30 μm的法向应力分布,油膜宽度越大,流场中的应力极值就越大。

2.2.3 油膜高度对应力的影响

图10中由上到下分别为油膜高度为3 μm、4 μm、5 μm的法向应力分布,油膜突起高度越大,流场中的应力极值就越大。

2.2.4 界面张力对应力的影响

图11中由上到下分别为界面张力为0.001 mN/m、0.01 mN/m、0.1 mN/m的切向应力分布,随着界面张力的增大,流场中应力的极值都增大。即原油与水之间的界面张力越大,流场中的应力极值就越大。

2.2.5 油膜黏度对应力的影响

图中由上到下分别为油膜黏度为0.015 Pa·s、0.02 Pa·s、0.03 Pa·s的切向应力分布,原油黏度越大,流场中的应力极值就越大。

3 结 论

1) 压力梯度越大,流道宽度越小,油膜高度越大,界面张力越小,原油黏度越小时,油膜顶部的流动速度越大;

2) 压力梯度越大,油膜高度越大,流道宽度越窄,原油粘度越大时,应力越大,为进一步分析小油滴剥离油膜时的条件以及受力奠定基础;

3) 压力梯度越大,油膜高度越大,油水之间界面张力越小时,驱油效率越高。

参考文献

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[2]曲志浩,孔令荣.低渗透油层微观水驱油特征.西北大学学报(自然科学版),2002;32(4):329—334

[3]李振泉,侯健,曹绪龙,等.储层微观参数对剩余油分布影响的微观模拟研究.石油学报,2005;26(11):69—73

[4]翟建华.计算流体力学(CFD)的通用软件.河北科技大学学报,2005;26(2):160—165

[5]魏淑贤,沈跃,黄延军,等.计算流体力学的发展及应用.河北理工学院学报,2005;27(2):115—117