论文《热化学驱海上油田采收率机理研究》-仁创编译转载

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　　摘要：海上油田以水驱为开发方式，长期强注强采造成水窜，增大层间矛盾，加之海上油田大部分为稠油油田，原油黏度大，胶质沥青质含量高，水驱采收率低。热化学驱可以有效地降低原油黏度，改变地层岩石结构，改善地层润湿情况，充分利用热能和化学剂的协同结合作用，达到增效的效果，解决水驱存在的问题。本文优选针对渤海油田原油特性的表面活性剂体系，开展一系列实验，确定热化学驱提高采收率影响的机理，为以后海上油田进行热化学驱提供理论基础。

　　关键词：热化学驱;采收率;机理;储层改善;海上油田

　　海上油田开发的特点是开采启动压力高、采出程度低，原因在于海上油田大部分为稠油油田，原油黏度大、密度高、流动性差，地层为疏松砂岩，易与原油发生黏附，储层润湿性差，原油不易被水驱剥离。为解决水驱提高采收率难点，海上油田引进热化学驱，该技术利用热能和化学体系的特性协同，引起原油黏度和油水两相界面特性的改变，达到大幅度提高原油采收率的目的。本文通过优选驱油体系对N1-1油田的原油进行静态降黏、界面张力、润湿性、岩心电镜、铸体薄片测试和一维模拟驱替实验，分析得出热化学驱对采收率影响的机理。

　　1实验部分

　　1.1仪器和试剂

　　仪器：DV-Ⅲ黏度计、NDJ-1黏度计、OLYMPUS电子显微镜、TX-500界面张力仪、TCH-1型铸体薄片扫描仪、S-4800型扫描电镜、一维驱替模型等。试剂：N1-1油田原油(地面黏度2720mPa·s)、WR-1体系(自研)、去离子水、石油醚(沸程为60~90℃)、无水乙醇、丙酮等。1.2静态降黏实验在常温及95℃条件下，将一定质量分数的WR-1体系按7∶3的比例加入油样中，乳化机中充分乳化后，分别放入NDJ-1黏度计和OLYMPUS电子显微镜中测量降黏率的变化和乳化分散状态。

　　1.3界面张力实验

　　把装有WR-1体系和油样的样品管放置于TX-500界面张力仪中，将控制面板上调至95℃，加热30min，转速设置为5000r·min-1，测定界面张力值。

　　1.4润湿性实验

　　采用Amott润湿性指数法测定，制备N1-1油田原油污染后的岩心，分别进行WR-1驱、热驱及热化学驱，测定驱替后的岩心润湿性。

　　1.5铸体薄片实验

　　将有色液态胶注入经过热驱及热化学驱后的岩心孔隙空间，待液态胶固化后磨制成的岩石薄片。将制备好的岩石薄片放置于TCH-1型铸体薄片扫描仪中，测定岩心的空隙总数、面孔率、平均孔径及吼道直径等参数。

　　1.6电镜扫描实验

　　将经过热驱及热化学驱后的岩心放置于S-4800型扫描电镜中，测定岩心形貌变化。

　　1.7岩心驱替实验

　　选用露头岩心为实验岩心，以WR-1体系的最优质量分数为驱替质量分数，对N1-1油田原油进行物理模拟驱替实验，得出各机理测试结果和采收率之间的关系。

　　2结果及分析

　　2.1静态降黏实验结果

　　常温及95℃条件下，WR-1体系对N1-1油田原油的静态降黏结果如表1所示。通过对各条件下原油乳化粒径的测定发现，常温状态下，WR-1体系可以对N1-1油田原油有很好的乳化性能，但是降黏率较低;高温热水可以较大幅度地降低原油的黏度，然而油水两相各自独立成相，不能形成乳状液;而高温状态下的WR-1体系既可以降低原油黏度，又能形成3~4μm的稳定乳状液，且乳化粒径远小于岩心的孔隙半径，改善了油水流度比，进而提高原油采收率。

　　2.2界面张力实验结果

　　常温及95℃条件下，WR-1体系对N1-1油田原油的界面张力作用结果如表2所示。通过对不同条件下油水两相界面张力测定发现，95℃条件下，高温水不会降低油水界面张力，界面张力值在10mN·m-1级别;而WR-1体系，在常温和95℃条件下，都可大幅度降低油水界面张力，达到10-2~10-3mN·m-1级别。当油水界面张力达到10-3mN·m-1时，采收率会大大提高，此时油滴和岩石间的黏附功降低，启动毛管数增大，使得原油易于被运移启动。

　　2.3润湿性测定实验结果

　　采用Amott润湿性指数法测定润湿指数，根据润湿指数判断岩心的润湿性。常温及95℃条件下，WR-1体系对岩心的润湿性结果如表3所示.上述结果可以看出，高温水驱不能改变岩心润湿性，而常温下，WR-1体系驱替可以使得岩心润湿性发生反转，但是改变幅度小;高温下，WR-1体系驱替可以大幅度改变岩心润湿性，驱替后岩心由亲油性变为亲水性。

　　2.4铸体薄片及扫描电镜测定实验结果

　　将经过热驱及热化学驱后的岩心进行铸体薄片测定，结果如表4所示。将经过热驱及热化学驱后的岩心进行扫描电镜测定，通过不同条件下岩心电镜扫描发现，常温下WR-1驱由于其乳化剥离原油的作用，增大岩心孔径，颗粒棱角清晰，未见溶解现象;而高温水驱对岩心有一定的溶解作用，增大了岩心孔隙和岩心孔径;高温WR-1驱对岩心有更强的溶解作用，长石遭受极强的溶解作用而解体，岩心孔隙总数和岩心孔径比对原样有倍数增长。

　　2.5岩心驱替实验结果

　　选取条件相同的露头岩心，进行高温水驱及WR-1驱实验，实验结果如表5、图1所示.与水驱采收率相比，表活剂冷驱条件下的原油与岩心黏滞力强，最终采收率仅提升3.6%，热水驱最终提升6.66%。而热化学驱在驱替前期就充分利用热能降低原油黏度，WR-1体系迅速进行乳化，两者的协同作用使得采收率较大增长，最终采收率提升13.07%。

　　3结论

　　通过乳化降黏、界面张力、岩石润湿性、岩心铸体薄片及电镜实验，对比一维模拟驱替结果，得出如下结论：1)热化学驱形成的原油乳状液稳定且粒径远小于孔隙半径，极大改善了油水流度比，通过低渗透区的流动形态为“团簇式”流动，受到孔喉的剪切应力小，提升运移速度，而在高渗透通道乳液发生堵塞，产生了贾敏效应，减少水窜，提高波及系数，提升采收率。2)热化学驱可以使油水界面张力达到10-3Nm·m-1级别，增加原油流动性。此时的低界面张力会增强原油乳状液的油膜稳定性，增强了乳状液的稳定性，利于采收率的提高。3)热化学驱促使岩心变为亲水性，降低乳状液流动的渗流阻力，促进乳状液油膜的产生，增强乳状液的稳定性，增大孔隙度，提升水的波及效率，提高采收率;4)热化学驱同时发生原油流动性改变与粒表崩离迁移，使溶解作用在崩离的新鲜面剧烈进行，扩大孔隙及喉道的作用，形成粗大热蚯孔，提升原油在孔道内运移速度，提高采收效率。

　　作者：乔奇琳 常振 铁磊磊 单位：中海油田服务股份有限公司

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