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克拉玛依油田三元复合驱相渗曲线研究

时间：2010-03-03      阅读：2066

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摘要： 在用稳定法测定三元复合驱油体系与油的相渗曲线时，用聚合物分子滞留条件下的碱、表面活性剂体系（AS）与油的相渗曲线来代替ASP驱油过程中的相渗曲线。研究了聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度、体系的界面张力对相渗曲线的影响，将聚合物的作用归结为对不可动水相饱和度、油水相的相渗曲线高低的影响；将碱和表面活性剂的作用归结为通过降低界面张力来影响残余油饱和度及水相相渗曲线的高低，得出了聚合物的滞留程度与不可动水相饱和度、油水相端点相对渗透率值之间的关系曲线和界面张力与残余油饱和度、界面张力与水相端点相对渗透率之间的关系曲线。
主题词：聚合物驱；复合化学驱；相对渗透率曲线；非牛顿流体；聚合物滞留；低张力
中图分类号：TE312　　文献标识码：A
文章编号：0253-2697（2000）01-0049-06

LABORATORY STUDY ON THE RELATIVE PERMEABILITY CURVE DURING ALKALI-SURFACTANT-POLYMER COMBINATION FLOODING IN KARAMAY OILFIELD

YE Zhong-bin et al.（Southwest Petroleum Institute）

　　The relative permeability curve of ASP/Oil system was obtained by measuring that of AS/Oil system using steady-state method after polymer retention. The effect of polymer retention and interfacial tension on the relative permeability curve was investigated. The results shows that polymer mainly increase the irreducible water saturation while decreasing the height of relative permeability curves for both water and oil phases; alkali and surfactant mainly decrease the residual oil saturation while increasing the height of relative permeability curve for water phase. The experiments indicated the relations between polymer retention and irreducible water saturation, end-point relative permeability reductions for water and oil phases, and that between interfacial tension and residual oil saturation, end-point relative permeability for water phase.
Key words:　polymer flooding; combination flooding; relative permeability curve; non-Newtonian fluid; polymer retention; low-tension

1　前　言

　　ASP三元复合驱油体系在驱油过程中，存在着多种物理化学作用，如聚合物分子在孔隙介质中的滞留、表面活性剂在岩石表面上的吸附、碱与岩石矿物之间的反应而造成的岩石孔渗参数变化以及流体的非牛顿效应等。这些因素交替作用影响着ASP驱油过程中的渗流形态，使得ASP驱油渗流过程变得非常复杂。在三元复合驱中聚合物的主要作用是通过提高驱替相的粘度而提高波及效率，碱和表面活性剂则是使界面张力降低，从而提高驱油效率。在微乳液驱油技术中也有关于界面张力对相对渗透率曲线的影响研究［1、2］，其主要结论是，随着界面张力的降低，不可动水饱和度和残余油饱和度减小，油水相的相对渗透率曲线升高，曲线指数减小。由于聚合物溶液的非牛顿特性，使得不可能用传统的相对渗透率曲线测试方法直接测定聚合物溶液与油之间的相渗曲线。文献［3］测定了岩心在进聚合物前后的油水两相相对渗透率曲线，发现岩心在进聚合物之后，油相的相渗曲线明显右移，其端点渗透率有所下降，水相的相渗曲线明显降低。在关于三元复合驱相渗曲线测试方法研究中，文献［4］曾试图将聚合物分子的滞效应、液体的非牛顿效应综合考虑到达西粘度中，即将ASP驱油体系相渗曲线测试中关于水相粘度的确定问题转化为研究液体的残余阻力系数与粘度的确定问题，但这具有很大的难度。首先它涉及高分子流体的流变性和在孔隙介质中的微观流变性，目前在这些领域还存在着许多有待解决的问题，同时还将造成整个三元复合驱数值模拟中有关渗流基本方程及相关表达式的重写。
　　在了解三元复合驱油数值模拟计算对相渗曲线的需求的基础上，针对新疆克拉玛依油田开展三元复合驱目的油层的岩性情况，用聚合物分子滞留条件下的AS与油体系的相渗曲线来表征ASP与油体系的相渗曲线，研究了聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度和体系的界面张力对相渗曲线的影响，得出了聚合物的滞留程度与不可动水相饱和度、滞留程度与油水相端点相对渗透率值之间关系曲线，以及界面张力与残余油饱和度之间的关系曲线。

2　研究方法

　　根据碱、表面活性剂和聚合物在驱油过程中各自所起的作用，在实验研究ASP驱油体系的相渗曲线时，采取分离问题、突出主要矛盾的方法，在各种不同稳定条件下测定相渗曲线。

　　（1） 相渗曲线的测定采用稳态法。用体积守恒法确定相饱和度，通过提高岩心入口端和出口端计量精度来饱和度的精度；
　　（2） 由于在ASP复合体系驱油过程中，聚合物的主要作用是增加驱替相粘度、降低水相的流度，从而扩大驱油体系的波及系数，因而在研究中用滞留饱和了聚合物分子条件下的AS溶液与油的相渗曲线代表ASP与油的相渗曲线。　

3　研究条件

 

4　研究内容及讨论

4.1　聚合物分子在孔隙介质中的滞留对相渗曲线特征的影响
 

表1　聚合物分子滞留对Swc、Sor的影响（IFT=35mN/m）
Table 1　Effects of polymer retention on Swc and Sor（IFT=35mN/m）

　（1） 温度：T=30℃。
　　（2） 主要设备：SY-03A型双柱塞微量计量泵，TY-Ⅲ改型长岩心夹持器，旋滴界面张力仪（超低界面张力仪），布氏粘度计。
　　（3） 主要化学剂：表面活性剂1#石油磺酸盐（油田提供）；聚合物M03000H等；碱NaHCO3。
　　（4） 孔隙介质：天然露头砂砾岩（38mm×200mm，油田提供）。
　　（5） 油样：原油/煤油=60/40。
　　（6） 水样：地层水。　　高分子聚合物在注入水中的存在，一方面提高水相粘度（μp），另一方面聚合物大分子在孔隙介质中的滞留使渗透率降低（Frr），结果使水相流度降低，以达到稳定排驱前缘，提高注入水在油层中的波及体积的目的。在实验研究中发现，在ASP驱油体系中，水相流度的降低不仅靠μp和Frr，同时还可通过增大不可动水相饱和度来实现。实验结果还表明，聚合物分子在孔隙介质中的滞留将使油的流动能力有所降低。
　　相渗曲线上的端点相对渗透率值、不可动水饱和度及残余油饱和度是相渗曲线的重要特征，为了研究高分子聚合物的存在对油水两相渗流的影响，首先考虑它对相渗曲线的特征点（端点相对渗透率值、不可动水饱和度及残余油饱和度）的影响。聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度用残余阻力系数来描述，它可以通过两种方法来建立，*种方法是在同一批性质相近的岩心中，分别注入不同量（xPV）的同种聚合物溶液，然后用水冲洗得到不同的残余阻力系数Frr，从而建立起不同的滞留程度；第二种方法是在同一批性质相近的岩心中，分别注入相同量（5PV）的不同种类聚合物溶液，它们的水解度相同，但分子量不同，然后用水冲洗得到不同的残余阻力系数Frr，从而建立起不同的滞留程度。实验中分别测定了具有高、低界面张力的油水体系在不同的聚合物分子滞留程度下的不可动水相饱和度、油水相端点相对渗透率。
4.1.1　实验过程
　　（1）岩心抽空饱和含有粘土稳定剂的地层水；
　　（2）用水相（具有一定浓度的表面活性剂和碱）驱替岩心，直至岩心内各种物化作用达到平衡，测定岩心的渗透率Kw（Sw=1）；
　　（3）分别用两种方法建立聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度。用*种方法时，选用5块性质相近的岩心，分别注入0.0、 0.5、 1.0、2.0、 5.0PV分子量为1200×104、水解度为25%左右、质量浓度为103kg/m3的聚合物溶液，用水相冲洗岩心，测残余阻力系数；用第二种方法时，另选用3种聚合物（HPAM），分子量分别为650×104、800×104和1000×104，水解度均为25%左右。在3块性质相近的岩心中分别注入5.0PV质量浓度为103kg/m3的上述3种聚合物溶液，用水相冲洗岩心，测残余阻力系数；
　　（4）油驱替水相，测定不可动水相饱和度Swc及对应的油相有效渗透率Ko（Swc）；
　　（5）用水相驱赶油，测定残余油饱和度Sor及对应的水相有效渗透率Kw（Sor）。
4.1.2　实验结果
　　表1和表2分别是常规油水体系（水相中不含表面活性剂和碱）和低张力体系在不同聚合物分子滞留程度条件下的实验结果。由于每组实验的岩性及物性参数相似，可以把*块岩心（X=0.0PV）的油水相端点相对渗透率值和不可动水相饱和度看成是进了聚合物的岩心（X＞0.0PV）在进聚合物前的油水相端点相对渗透率值和不可动水相饱和度。表中油、水相的相对渗透率值的基数是进聚合物前岩心的水测渗透率。图1、图2分别是岩心在进聚合物后油、水相的端点相对渗透率下降倍数、不可动水相饱和度上与残余阻力系数的关系，即Krwb（Sor）/Krwa（Sor）～Frr、Krob（Swc）/Kroa（Swc）～Frr及△Swc～Frr。

Kw（Sw=1）
（μm2）		 Ko（Swc）
（μm2）		 PV数 Frr Swc Krw0 Kro0 Sor △Swc（%） 聚合物分子
量（104）
0.4347 0.2684 0.0 1.00 0.618 0.058 0.617 0.164 0.0 1200
0.4156 　 0.5 1.45 0.634 0.043 0.479 0.154 1.6
0.4463 　 1.0 2.00 0.653 0.032 0.379 0.150 3.5
0.4276 　 2.0 2.40 0.668 0.025 0.332 0.142 5.0
0.4365 　 5.0 2.50 0.675 0.024 0.324 0.138 5.7
0.4755 　 5.0 1.62 0.636 0.038 0.447 0.155 1.8 650
0.4520 　 5.0 1.95 0.650 0.032 0.416 0.148 3.2 800
0.4486 　 5.0 2.35 0.665 0.027 0.343 0.145 4.7 1000

表2　聚合物分子滞留对Swc、Sor的影响（IFT=3.84×10-3mN/m）
Table 2　Effects of polymer retention on Swc and Sor（IFT=3.84×10-3mN/m）

Kw（Sw=1）
（μm2）		 Ko（Swc）
（μm2）		 PV数 Frr Swc Krw0 Kro0 Sor △Swc（%） 聚合物分子
量（104）
0.3474 0.2155 0.0 1.00 0.584 0.652 0.620 0.137 0.0 1200
0.3716 　 0.5 1.50 0.625 0.447 0.493 0.104 4.1
0.3649 　 1.0 1.80 0.652 0.385 0.450 0.087 6.8
0.3585 　 2.0 2.20 0.684 0.312 0.404 0.082 10.0
0.3526 　 5.0 2.40 0.701 0.296 0.377 0.079 11.7
0.4015 　 5.0 1.55 0.634 0.438 0.493 0.105 5.0 650
0.4250 　 5.0 1.86 0.659 0.370 0.443 0.090 7.5 800
0.4420 　 5.0 2.25 0.692 0.310 0.393 0.085 10.8 1000

　　　　注：表中Kro0、Krw0分别为油、水相的端点相对渗透率。

　　图中，Krob（Swc）为进聚合物前油相的端点相对渗透率；Kroa（Swc）为进聚合物后油相的端点相对渗透率；Krwb（Sor）为进聚合物前水相的端点相对渗透率；Krwa（Sor）为进聚合物后水相的端点相对渗透率；△Swc为进聚合物后水相不可动水相饱和度增加值。
　　表1、表2和图2表明，聚合物分子的滞留将引起不可动水相饱和度的增加，这可能是因为部分水解聚丙稀酰胺本身是极性分子，它对水分子具有一定的亲合力，岩石孔隙在吸附滞留了部分水解聚丙稀酰胺后，增加了对水分子的吸附能力，因而使不可动水饱和度增加。文献［5，6］表明，岩石孔隙在聚合物分子作用下，其润湿性将向亲水方向变化，岩石的亲水性越强，束缚水饱和度越高，所以岩石在进聚合物后束缚水饱和度增加。但在低张力下，聚合物分子的滞留使不可动水相饱和度增加的幅度反而比高张力下更大（见图2），这与常理不合，因为在研究不涉及聚合物的低张力体系（如微乳液）的相渗曲线时发现，随着界面张力的降低，束缚水饱和度和残余油饱和度都将减小［1，2］。若分别单独考虑复合体系中聚合物和活性剂的作用，它们在对不可动水饱和度的影响上作用相反，因此在低张力下聚合物分子的滞留使不可动水相饱和度增加的幅度应比高张力下小，而实验结果却相反，这也许正是聚合物与活性剂及碱之间协同效应的表现形式之一。

t5201.gif （2404 bytes）

图1　残余阻力系数对端点相对渗透率的影响
Fig.1　Effects of residual resistance factor （Frr）on　end-point relative permeabilities

t5202.gif （1999 bytes）

图2　残余阻力系数对不可动水饱和度的影响
Fig.2　Effects of residual resistance factor （Frr）on irreducible water saturation

　　表1、表2和图1还表明，聚合物分子的滞留使油、水两相的端点相对渗透率都下降，其下降程度随聚合物分子的滞留程度的增加（Frr增大）而增大，但油相的下降程度小于水相。人们希望聚合物的存在只减小水的流度而不影响油的流动，因而聚合物在孔隙介质中的残余阻力系数也就只是对水而言。基于这一观点，一些聚合物驱的数模软件在考虑滞留聚合物分子对多相渗流的作用时，残余阻力系数Frr仅作用于水相的相对渗透率曲线，而油相的相对渗透率曲线不受影响。表1、表2和图1说明聚合物大分子在孔隙介质中的滞留不仅仅增加水相的流动阻力，同时还要降低油相的流动能力，只是对油相的影响弱于水相。同时表1、表2还表明，进聚合物后，残余油饱和度略有下降。
4.2　不同界面张力下三元复合驱相渗曲线的测定
　　ASP三元复合驱油体系在驱油过程中，存在着诸如聚合物分子的滞留、表面活性剂在岩石表面上的吸附等物理化学作用，同时还有因碱与岩石矿物之间的反应而造成的岩石孔渗透性变化，这些因素交替作用，影响着ASP驱油过程中的渗流过程。由于这些特殊性，使得非稳定法不能用于测定三元复合驱油体系与油之间的相渗曲线。尽管该驱油过程处于动态变化之中，但就地层中的某一微元而言，在一定的时间范围内，总存在一个相对稳定的参数场，如化学剂浓度、残余阻力系数、界面张力等，因此仍然可以采用稳定法的思想。但由于流体的非牛顿效应，又不能用稳定法直接测定三元复合驱油体系与油之间的相渗曲线。根据碱、表面活性剂和聚合物在驱油过程中各自所起的作用，采取分离问题、突出主要矛盾的办法，在各种不同稳定条件下测定相渗曲线。既综合文献［1，3］的思想，用聚合物分子滞留条件下的AS与油体系的相渗曲线来表征ASP与油体系的相渗曲线，分别研究聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度和体系的界面张力对相渗曲线的影响。
　　用的碱和油田所提供的表面活性剂，当体积浓度为CS=0.2%～1.2%，CA=0.2%～1.0%时，所形成的两相体系的界面张力在1.226mN/m～3.84×10-3mN/m范围内。因此，用碱和石油磺酸盐配制了具有不同界面张力的两相体系，采用稳态法分别测定岩心在进聚合物前后的相渗曲线，以研究界面张力对相渗曲线的影响。
4.2.1　实验过程
　　（1）岩心抽空饱和含有粘土稳定剂的地层水；
　　（2）用AS溶液驱替饱和岩心，使各化学剂在孔隙介质中的各种物化作用达到饱和（平衡）；
　　（3）速度由低到高进行油驱水，建立束缚水饱和度；
　　（4）用稳态法测定AS/油体系的相渗曲线（总流量为50mL/h）；
　　（5）用聚合物溶液驱替饱和岩心；
　　（6）用AS溶液冲洗岩心；
　　（7）重复（3）、（4）两步，测定进聚合物后的AS/油相渗曲线。
4.2.2　实验结果
　　图3、图4分别是普通油水体系和不同界面张力条件下的AS/油体系在进聚合物前、后的相渗曲线，其特点是：

t5301.gif （2387 bytes）

图3　普通油水体系相渗曲线
Fig.3　Relative permeability curve for oil/water system

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图4　AS/油体系相渗曲线
Fig.4　Relative permeability curve for oil/AS system

t5303.gif （1188 bytes）

图5　界面张力对残余油饱和度的影响
Fig.5　Effects of IFT on residual oil saturation

　　（1）与一般砂岩岩石相比，此批砂砾岩的束缚水饱和度偏高，两相流动区间窄小，普通油水体系的相渗曲线指数较小；
　　（2）进聚合物前后，各自曲线指数相近，进聚合物后两相流动区间明显向右压缩，油相端点相对渗透率下降、水相曲线明显降低；
　　（3）随着AS/油体系的界面张力降低，束缚水饱和度基本不变（个别除外），残余油饱和度降低，见图5；水相相渗曲线升高；水相端点相对渗透率与界面张力的关系的数学表达式为（在实验所涉及的界面张力范围内）

Krwb（Sor）=-13.88×logσ+32.77（%）
Krwa（Sor）=-8.30×logσ+16.01（%）

 

　　1.聚合物大分子在孔隙介质中的滞留将同时增加水相和油相的流动阻力，使油、水相的端点相对渗透率同时降低，但对油相的作用弱于水相；
　　2.聚合物分子滞留将引起不可动水相饱和度明显增加，而残余油饱和度却下降很少，两相流区间减小，相对渗透率曲线向右压缩；
　　3.ASP复合驱油体系相渗曲线可以通过测定进聚合物后的AS/油体系相渗曲线获得；聚合物的作用是使不可动水相饱和度增加和使油、水相端点相对渗透率下降，碱和表面活性剂的作用是通过降低界面张力而使残余油饱和度降低和使水相的相渗曲线升高，随着界面张力降低，不可动水相饱和度基本不变，而残余油饱和度明显降低；
　　4.与一般砂岩相比，砂砾岩的束缚水饱和度偏高，两相流动区间窄小，相渗曲线指数较小。

编辑 杨茁作者简介：叶仲斌，男，1966年11月生。1989年毕业于西南石油学院石油工程系，获硕士学位。现为西南石油学院副教授。
叶仲斌（西南石油学院 石油工程系，四川 南充　637001）
　彭克宗（西南石油学院 石油工程系，四川 南充　637001）
　吴小玲（西南石油学院 石油工程系，四川 南充　637001）
　黄爱斌（西南石油学院 石油工程系，四川 南充　637001）

 

参　考　文　献

［1］　Delshad M,Pope G A. Two and three phase relative permeabilities of micellar fluids［J］.SPE FE,1987,2（3）:327～337.
［2］　Fulcher R A.The effect of capillary number and its constituents on two phase relative permeability curves［C］.SPE 12170,1983.
［3］　Schneider F N，Owens W W. Steady-state measurement of relative permeability for polymer/oil systems［J］.SPEJ,1982,22（1）:79～86.
［4］　叶仲斌，彭克宗.ASP 驱油体系相对渗透率曲线测定方法研究［J］.西南石油学院学报，1995，17（3）：85～91.
［5］　El-Sayed A A H,Al-Awad M N J.Effect of partially hydrolyzed polyacrylamide （PHPA）mud contamination on rock wettability［J］.Oil Gas Europe Mag,1997,23（2）:10～11.
［6］　Zaitoun A,Kohler N.Two-phase flow through porous media:effect of an adsorbed polymer layer［C］.SPE 18085,1988:297～310.

5　结　论

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