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第 l O卷第 2期 2 0 0 3 年 4月 特 种 油 气 藏 S p e c i a l Oi l a n d Ga s Re s e r v o ir s Vo 1 ． 1 0 No． 2 Ap t ．2 0 03 稠油开采的化学方法 S ． T H O M A S 等著徐雅莉 ， 邸秀莲 编译 摘 要 由于多种原 因 如地层 厚度小 于 1 0 m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 荆驱 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 荆驱和蒸汽吞吐 ， 其采收率 可达 3 3 ％。其 它开采方 法包括使 用两种 表 面活性 荆的周期激励 法 ， 原 油采收 率为 1 2 ％， 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 ％ 一1 0 ％ ， 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 8 5 ％的原 油存在于厚度小于 5 m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 A G 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 和毛 细管数 Ⅳ 。流度 比 通常定义为驱替液 的流度 i ng j K／ t z ， 式中 K为有效渗透率 ， i 1为粘度 与被驱替液 本文假定为原油 的流度e d 之比。如 果 M1 ， 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 M1 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 ， 应 该 ≤1 ， 此时为“ 有利” 流度 比。如果 M1 ， 在没有 粘性指进 的情 况下 ， 则 意味着需要注入 更多 的流 收疆 日期 2 O 0 20 52 1 - 中油辽河石油勘 探局辽宁盘锦 1 2 4 0 1 0 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 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 t z v ／ a， 其中 i 1 为被驱替的流体 粘度 ， m P a s ； t ， 为达 西速度 ， m ／ s ； d为被驱替液 和 驱替液之间的界面张力 ， m N ／ 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 l 0 m N ／ 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 维普资讯 第 2期 徐雅莉等 稠油开采的化学方法 9 5 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。 2 ． 1 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 k g ／ m 3 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 一表面活性剂 一 聚合物 A S P 驱 ， 是不能应用于稠油的。 非混相二氧化碳 wA G 水气交替 驱是一种有 前途的开采方 法 ， 适 用 于粘度 范围为 5 0 0 5 0 0 0 m P a 。 s 的原油 。F a r o u q A l i 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 3 ． 1 现场 试验 S e lb y ， A l i k h a n和 F a r o u q A l i 讨论 了 1 1 3个油田 应用非热力方法 开采稠油 的油 田试 验结果 ， 包括 l 5项碱水驱 、 5 4项 聚合物驱、 2 5 项二氧化碳驱试验 和其它 l 9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 1 0 ％。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。 _ _ 碱水驱 聚合物驱 c o 2 驱 永驱 图 1 不 同驱油方法的采收率增加情况 3 ． 2 室 内实验 实验是在直径为 5 c m， 高 6 1 c m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 S e n l a c 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 。E d a m实验的目的是观察表面活性 剂吞吐 周期性注入 一浸泡 一采油 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 2 O 8 6 4 2 O ＼ 棚 哥塾 维普资讯 特 种 油 气 藏 第 1 O卷 验进行了两个周期。 4 实验结果 4 ． 1 S e n l a e原油表面活性剂驱实验结果 实验结果 表明， 热水驱 5 0℃ 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 3 9 ． 2 ％， 仅 比冷水 驱的 3 4 ． 8 ％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 一 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 5 2 ． 5 ％。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 2 1 ． 2 ％， 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 3 3 ． 1 ok和 1 0 ． 2 ％。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。 4 ． 2 F _ , d s Il rn原油表面活性剂吞吐实验结果 F _ A a m原油 粘度在实验温度 2 5 ℃ 下 为 5 8 9 0 m P a 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 8 ． 2 3 m ／ d 、 表面活 性剂质量浓度 1 0 0 0和 2 0 0 0 m g ／ L 以及浸泡时间 1 7 d 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 8 ． 1 ％。 双周期为 1 2 ． 2 ％。 实验 3是在一个 2 0 0 0 m g ／ L的 0 ． 2 8 P V表 面 活性剂段塞之后又跟随一个 1 0 0 0 I L的0 ． 2 8 P V 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 1 d 。其采收率低 水驱剩余油饱 和度的 1 ． 1 ％ 表明这种方法是无效的。 实验 4是注入了 1 0 0 0 m g ／ L的 0 ． 5 P V表面活 性剂 段 塞， 其 浸 泡 时 间 为 7 d ， 原 油 采 收率 为 8． 1 2％ 。 实验 1 为一个双周期浸泡实验， 使用了两个质 量浓度为 1 0 0 0 m g ／ L的 0 ． 5 P V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 2 ． 8 ％。 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 k r ／m 3 为单位 ， 其计算 公式如下 表 明 活 性 剂 耗 量 警 1 式中 JD为表面活性剂质量浓度， ra g ／ L ； P V为 以孔 隙体积数为单位测量的注入段塞体积， m 3 ； E R为采 收率 ， ％； S o , 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 2 0 1 0 0 k r ／m 3 。 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 1 ． 1 0 4 ． 4 0 美元／ k g ， 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 ， 并且两种流体的重力分异不同也会降低工艺效 维普资讯 第 2期 徐雅莉 等 稠油开采的化学方法 9 7 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 上接 第 8 1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 N a N O 2 和 N H 4 C 1 配制成水溶液 ， 图 1地 面 泵 j 匝方 法 简 图 F i g． 1 Sk e t c h o f s u rfa c e p u mp i n g 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 N a N O 2 和 N H 4 C 1 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 ， N a N O 2 和 N H 4 C I 在进入井筒后才混合并发生反应。 驱高许多 。 2 对于 S e n l a c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 4 6 ％与 3 5 ％ ； 在 水驱之后 ， 热 表面 活性剂 驱优于冷表 面活性剂驱 增产 2 1 ％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 8 ． 1 ％， 最低 为 0． 4 4％ 。 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 2 0 1 0 0 k g ／m3 。 编辑方 赘 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。 参 考文献 【 1 ]A s h t o n J P ．I n - s i tu h e a t s y s t e m s t i m u l a t e s p a I 豳 l l i c c r u d e p r o d u c e r s i n g u l f o f M e x i c o [ C ] ． S P E 1 5 6 6 0 ，1 9 8 5 ． [ 2 ]M i t c h e l l T I ． F i e l d印p l i eat i o n o f a c h e m i c a l h e a t a n d n i t ro g e n g e n e r a t i n g s y s t e m[ C ] ． S P E 1 2 7 7 6 ， 1 9 8 4 4 2 3 4 2 8 ． [ 3 ] 吴安 明 ， 陈茂涛 ． N a N O z 与 N I -h C I 反应动力学及其在油 田的应 用研 究[ J ] ． 石 油钻采工艺 ， 1 9 9 5 ， 1 7 5 ． 编辑刘兆芝 维普资讯