CN113356814B - 一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法，该方法是针对原油乳化液性能参数同时满足以下三个特定要求的稠油油藏进行注水开发：(A)原油黏度小于6000mPa·s；(B)油藏温度条件下，原油‑采出水乳化液相变点大于等于70％，相变点对应乳化液黏度为原油黏度的2～6倍；(C)油藏温度条件下，当含水量小于等于相变点时，原油‑采出水乳化液与原油流度之比为0.2～0.9。本发明的方法可将稠油注水扩大到原油黏度高至6000mPa·s的油藏，具有广阔的应用前景与良好的经济效益；而且高相变油水原位乳化液驱油能够自适应控制流度，与原油近混相，同时兼具润湿性改善与岩石表面滑移作用，拥有大幅度提高稠油水驱采收率的潜力。

Description

一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，尤其是一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的新方法。

背景技术

世界经济发展的重要资源，全球稠油的潜在储量是已探明常规原油地质储量的6倍。我国稠油资源占石油总资源的30％左右，其高效开发对保障国家能源安全意义重大，在各种稠油开采方式中，注水排驱投入最小、能耗最低。但是，由于稠油与水存在明显的黏度差异，水驱稠油波及效率低，采收率较低。通常，水驱只适用于油藏条件下黏度低于150mPa·s的普通稠油。目前，国内外提高水驱稠油采收率的主要技术思路是降低油水相的黏度差异，一方面可以通过加入聚合物等增黏物质提高水相黏度来实现，另一方面利用降粘剂、水包油乳化液、CO₂等油相降黏物质来完成。然而，这些外加物质不仅增加了注水成本与工艺难度，而且会带来储层伤害、产出液处理困难等问题。因此，低成本高效提高稠油开采效率尤为重要。

大量矿场实践表明，由于原油中天然活性组分的存在，水驱过程中普遍存在油水乳化现象。油藏开发初期，因含油饱和度较高，原油乳化液为油包水型。根据乳化液相变规则，随乳化液水油比增加，其相态将由油包水型反转为水包油型。高渗区作为储层中的主要水流通道，其含水上升速度最快；若稠油与水形成的乳化液相变点低，那么高渗区内的乳化液将率先在较低含水下转变为水包油型。随着油藏开发的进行，储层综合含水不断增加，高渗区的水包油乳化液黏度连续降低，而低渗区的油包水乳化液黏度持续上升，这将导致黏性指进加剧，前缘排驱效率降低，不利于原油开采。若稠油与水形成的乳化液相变点高，那么高渗区内的乳化液可在较高含水下保持油包水型。随含水增加，高渗区内乳化液黏度将明显大于低渗区内乳化液黏度，油水排驱前缘随之自动稳定。因此，稠油与水能否形成黏度可控的高相变点乳化液是决定该稠油油藏能否通过注水获得理想采收率的关键。

发明内容

本发明的目的是针对现有的水驱开采稠油方法存在的稠油开采效率低的问题，提供一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法。

本发明提供的高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法，是针对原油乳化液性能参数同时满足以下三个特定要求(A、B、C)的稠油油藏进行注水开发：

(A)原油黏度小于6000mPa·s；

(B)油藏温度条件下，原油-采出水乳化液相变点大于等于70％，相变点对应乳化液黏度为原油黏度的2～6倍；

(C)油藏温度条件下，当含水量小于等于相变点时，原油-采出水乳化液与原油流度之比为0.2～0.9。

判断某稠油油藏是否具备这三个特定要求的方法如下：

S1、取该稠油油藏的原油样品，测定原油黏度，判断原油黏度是否满足小于6000mPa·s的要求，若满足，则进行后续步骤S2。

S2、在油藏温度条件下，测定原油-采出水乳化液相变点，判断是够同时满足相变点大于等于70％，且相变点对应乳化液黏度为原油黏度的2～6倍这两个特点，若满足则进行步骤S3。

原油-采出水乳化液相变点的测定方法如下：

(1)取某个稠油油藏的原油与采出水分别预热至油藏温度；

(2)将预热后的原油与采出水按不同体积比混合形成不同含水率的体系，并使用乳化仪在油藏温度、剪切速率150s^-1条件下搅拌60min形成原油乳化液；

(3)利用旋转黏度仪在7.34s^-1、油藏温度下测定原油乳化液黏度，以体系含水率(含水百分比)为横坐标，原油乳化液黏度为纵坐标，作出原油乳化液黏度与含水率之间的关系曲线，原油乳化液黏度最大值对应的含水百分比即其相变点。

S3、在油藏温度条件下，且含水量小于等于相变点时，测定原油-采出水乳化液与原油流度之比；判断原油-采出水乳化液与原油流度之比是否在0.2～0.9范围内，若是，则说明该稠油油藏适合采用注水开发。

原油-采出水乳化液与原油流度之比的测定方法如下：

(1)选取能代表油藏孔渗性质的天然岩心或人造岩心，岩心尺寸为φ3.8cm×8cm，对岩心抽真空，饱和水；

(2)以剪切速率150s^-1对应的流速ν向岩心中注入原油至压力稳定，记录压力稳定值P_原油；然后以相同流速ν向岩心中注入特定油水流量比的原油与采出水以模拟特定含水率条件下形成原位原油乳化液，持续注入直至压力稳定，记录压力稳定值P_乳化液；计算出P_原油与P_乳化液之比，即为该含水率条件下原油-采出水乳化液与原油流度之比。

其中，流速ν的计算公式如下：

式中，n为流变指数；K为渗透率，D；φ为孔隙度，γ为剪切速率。

(3)重复步骤(1)，然后改变油水流量比，重复步骤(2)，得到不同含水率条件下原油-采出水乳化液与原油流度之比。

本发明的高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法，其技术表现是对原油乳化液性能参数可满足特定要求的稠油油藏进行注水开发，但其主要驱油机理与常规水驱截然不同。在高相变原位乳化驱油过程中，原油乳化液不但可以产生叠加贾敏效应，增加高含水区流动阻力，更重要的是能够保持以油为外相，且黏度为数倍原油黏度，从而兼具良好的流动性与流度控制作用。同时，受乳化液相态影响，该原油乳化液在高渗区(高含水饱和度)的黏度始终大于低渗区(低含水饱和度)的黏度，因此其流度控制作用具有自适应能力，能有效抑制黏性指进，稳定排驱前缘。此外，以油为外相的原油乳化液与稠油之间可达到近混相“活塞”式驱替，能够改善润湿性，并在岩石壁面产生滑移作用，具有大幅度提高驱油效率的潜力。

与现有技术相比，本发明的有益之处在于：

本发明的方法建立于水驱稠油基础之上，但不同于常规稠油水驱技术思路，是对原油-水增黏性乳化的变革性应用，可将稠油注水扩大到原油黏度高至6000mPa·s的油藏，大幅度拓宽稠油注水的黏度上限，具有广阔的应用前景与良好的经济效益。高相变油水原位乳化液驱油能够自适应控制流度，与原油近混相，同时兼具润湿性改善与岩石表面滑移作用，拥有大幅度提高稠油水驱采收率的潜力。创新性利用稠油与水的增黏性乳化，智能提高稠油采收率。本发明以简便易得的参数判别高相变原位乳化在特定稠油油藏的可行性，有助于该方法在稠油开采中的快速推广应用，可为稠油油藏提质增效、绿色开发提供关键技术支持。

本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。

附图说明

图1不同含水下形成原油乳化液的黏度及黏度增加倍数(55℃)。

图2新疆油田J区油藏开发动态曲线。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

以新疆油田J区稠油油藏为例，说明本发明的高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法的具体应用。

步骤1、测得新疆油田J区产出脱水稠油在油藏温度55℃下黏度为990mPa·s，满足小于6000mPa·s的要求。

步骤2、测定原油-采出水乳化液的黏度与相变点

将该脱水稠油与采出水分别预热至55℃，再按不同体积比将稠油和水混合，分别控制含水率为10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％，含水率＝水体积/(原油和水总体积)，并使用乳化仪在55℃、150s^-1下搅拌60min形成原油乳化液。用旋转黏度仪在55℃、7.34s^-1下测试不同含水率条件下形成原油乳化液的表观黏度，并作出图1所示数据分析图。结果表明该原油乳化液的相变点为70％，相变点对应乳化液黏度为原油黏度的5.17倍。满足原油-采出水乳化液相变点大于等于70％，且相变点对应乳化液黏度为原油黏度的2～6倍的要求。

步骤3、测定原油-采出水乳化液与原油的流度之比

选取新疆油田J区天然岩心(φ3.8cm×8cm)，抽真空，饱和水；以剪切速率150s^-1对应的流速ν向岩心中注入该区脱水原油(相变点70％)直至压力稳定，记录压力稳定值P_原油；以相同流速ν向岩心中同时注入不同流量比(油水流量比4:1、3:2、2:3)的原油与采出水直至压力稳定，记录压力稳定值P_乳化液；计算P_原油与P_乳化液比值，获得不同含水下原油-采出水乳化液与原油流度之比。实验结果如表1所示，可以看出，含水20％-60％时，原油-采出水乳化液与原油流度之比在0.57-0.72范围内。满足原油-采出水乳化液与原油流度之比为0.2～0.9的要求。

表1、不同含水下原油乳化液与原油流度比

通过上述步骤1-3，判断得出疆油田J区油藏适合采用注水开采的方法。

高相变原位乳化开采稠油现场应用效果：新疆油田J区原油黏度900～2000mPa·s，渗透率100mD、温度55℃。按照常规水驱机理，可以预测该油藏水驱至含水98％时采收率仅15％。然而，由于该区原油在注水过程中形成高相变原位乳化(原油乳化液相变点70％)，使得该油藏水驱至今开发近10年，含水仅40％(图2)，而采出程度超过18％。由此验证了本发明方法的可靠性。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (4)

1.一种高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法，其特征在于，该方法是针对原油乳化液性能参数同时满足以下三个特定要求的稠油油藏进行注水开发：

(A)原油黏度小于6000mPa·s；

(B)油藏温度条件下，原油-采出水乳化液相变点大于等于70％，相变点对应乳化液黏度为原油黏度的2～6倍；

(C)油藏温度条件下，当含水量小于等于相变点时，原油-采出水乳化液与原油流度之比为0.2～0.9；

判断某稠油油藏是否具备这三个特定要求的方法如下：

S1、取该稠油油藏的原油，测定原油黏度，判断原油黏度是否满足小于6000mPa·s的要求，若满足，则进行后续步骤S2；

S2、在油藏温度条件下，测定原油-采出水乳化液相变点，判断是否同时满足相变点大于等于70％，且相变点对应乳化液黏度为原油黏度的2～6倍这两个特点，若满足则进行步骤S3；

S3、在油藏温度条件下，且含水量小于等于相变点时，测定原油-采出水乳化液与原油流度之比；判断原油-采出水乳化液与原油流度之比是否在0.2～0.9范围内，若是，则说明该稠油油藏适合采用注水开发；

原油-采出水乳化液与原油流度之比的测定方法如下：

(1)选取能代表油藏孔渗性质的天然岩心或人造岩心，对岩心抽真空，饱和水；

(2)以剪切速率150s^-1对应的流速ν向岩心中注入原油至压力稳定，记录压力稳定值P_原油；然后以相同流速v向岩心中注入特定油水流量比的原油与采出水以模拟特定含水率条件下形成原位原油乳化液，持续注入直至压力稳定，记录压力稳定值P_乳化液；计算出P_原油与P_乳化液之比，即为该含水率条件下原油-采出水乳化液与原油流度之比；

(3)重复步骤(1)，然后改变油水流量比，重复步骤(2)，得到不同含水率条件下原油-采出水乳化液与原油流度之比。

2.如权利要求1所述的高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法，其特征在于，步骤S2中，油藏温度条件下，原油-采出水乳化液相变点的测定方法如下：

(1)取某个稠油油藏的原油与采出水分别预热至油藏温度；

(2)将预热后的原油与采出水按不同体积比混合形成不同含水率的体系，并使用乳化仪在油藏温度、剪切速率150s^-1条件下搅拌60min形成原油乳化液；

(3)利用旋转黏度仪在7.34s^-1、油藏温度下测定原油乳化液黏度，以体系含水率为横坐标，原油乳化液黏度为纵坐标，作出原油乳化液黏度与含水率之间的关系曲线，原油乳化液黏度最大值对应的含水率即其相变点。

3.如权利要求1所述的高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法，其特征在于，流速ν的计算公式如下：

式中，n为流变指数；K为渗透率，D；φ为孔隙度，γ为剪切速率。

4.如权利要求1所述的高相变油水原位乳化液提高稠油采收率的方法，其特征在于，所述岩心样品的尺寸为φ3.8cm×8cm。

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