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低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究

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渗透 油藏 浓度 表面活性剂 体系 降压 试验 研究
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低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究冯岸洲,张建强,蒋平,仉莉,张贵才,葛际江(中国石油大学(华东) 石油工程学院,山东青岛, 266555)摘要:针对低渗透油藏注水井注入压力高的问题,开展了高浓度表面活性剂体系降压增注室内实验研究。以增溶量为指标,通过微乳液配制方法,对阴离子和两性表面活性剂进行了筛选和配方优化,得到一种降压效果好的体系:13.3%表面活性剂 .23%正丙醇+4. 47%正丁醇,其增溶量达 g/g。该体系耐盐性能良好,在 1~200g/L 含盐量范围内均能形成水外相微乳液。该体系的矿场岩心驱替实验结果表明:注入的 V 浓表面活性剂体系在岩心中与残余油形成水外相微乳液,降低水驱注入压力 35%以上;浓度和注入段塞大小对降压增注效果的影响结果表明:该体系注入浓度为 100g/L、注入段塞 1 便有很好的降压效果。图 8 表 4 参 8关键词:低渗透油藏;表面活性剂;降压增注;微乳液;复配体系中图分类号:文献标识码:隙度小,水驱残余油饱和度高,水相相对渗透率小,加之近井地带由水质问题导致的储层污染等都使得吸水能力变差,注水压力递增 [1]。这将会加大地层配注系统的负荷,增加注水能耗,同时长期高压注水易导致套管损坏。截止 2008年底,我国已探明的低渗透油田地质储量为 141×108t,占全部探明地质储量的 49.2 % [2]。因此,低渗油田的开发成为了目前石油工业面临的重要问题。目前低渗透油田增注措施主要有酸化、压裂和补孔等,但都存在有效期短的不足 [3]。表面活性剂体系能够改善油水渗流特性,增大两相共渗区,特别是高浓度的表面活性剂体系,在近井地带遇油形成微乳液,增溶残余油,提高水相渗透率,是降压增注的有效方法。本文针对胜利油区渤南油田低渗透油藏进行了高浓度表面活性剂体系降压增注室内研究,以增溶量为指标构建了具有较强增溶能力的体系,并进行了室内驱替实验。1 实验材料与仪器阴离子表面活性剂 性表面活性剂 离子表面活性剂 两性表面活性剂 为实验室自制,有效含量为 33%;乙醇、正丙醇、异丙醇和正丁醇,均为分析纯,由国药集团提供。驱替用油为胜利渤南原油与直馏柴油以 1:2 比例混合的模拟油,黏度(70℃)为 2.6 s ;驱替用水为胜利油田渤南模拟地层水,矿化度为 10392,离子质量浓度(单位:m/L)为:+37,2- 148, K+3700,3631,2- 673, .主要仪器:恒温驱替装置( 江苏海安 石油科技有限公司),电子天平(瑞士 司),旋转式黏度计(上海天平仪器厂) ,循环水式真空泵(郑州长城科工贸有限公司) 等。增溶量测定将 10 g 降压增注剂体系置于 20 毫升具塞刻度量筒中,向量筒中缓慢滴加柴油(每次滴加量 g 左右,不能大于 0.1 g),塞紧并摇匀后放于 70%水浴锅中静置 15 察是否澄清。若澄清,继续滴加柴油直至出现浑浊、分层、半透明等现象,终止滴加。记录滴加油的总量,计算增溶量。最佳含盐量确定 分别用不同浓度 液配制表面活性剂体系,取 10面活性剂溶液于 20 毫升具塞刻度量,筒中,滴加直馏柴油至 20 毫升的刻度线,塞零摇匀后静置于 70℃水浴锅中。24 小时后观察,判断所形成的微乳的类型(水外相、油外相或中相),记录分界面所指示的刻度位置,确定最佳含盐量。心驱替实验岩心驱替步骤如下:①抽真空,饱和地层水,测孔隙体积;②岩心饱和油后静置老化24 小时;③用模拟地层水以 量驱替岩心,同时记录驱替压力。直至水驱压力值稳定不再变化;④以 0.1mL/量注入降压增注剂,记录驱替压力,注人体积 510 后续水驱,注人流量不变,记录驱替压力,直至驱替压力不再发生变化为止。2 结果与讨论 。单一表面活性剂筛选在不同温度(30 ~90℃)下,分别测定四种单一表面活性剂的增溶量,配液用水为 20g/液,表面活性剂质量分数为 10%,结果见图 1。可以看出,四种单一表面活性剂的增溶量都很低。助剂对表面活性剂增溶量的影响(1)单一助剂在质量分数为 10%的表面活性剂溶液中分别加入 5%的乙醇、正丙醇、异丙醇、正丁醇,70 ℃ 下测定体系的增溶性能,结果见表 1。可以看出,加入助剂后,除 ,其他3 种表面活性剂的增溶效果都有了一定提高。说明助剂醇在微乳液的形成中起了重要作用:一方面,加入的助剂与表面活性剂在界面上同时吸附,使得油水界面张力大幅度降低,甚至降至超低;另一方面,助剂的加入降低了界面的刚性,增加界面流动性,减少了微乳液生成所需的弯曲能,使得微乳液液滴容易自发生成[ 4]。(2)复合助剂单一表面活性剂与一种助剂复配得到体系的增溶效果还不太理想。在表面活性剂溶液中加入两种效果较好的醇配成复合助剂,考察每种表面活性剂体系增溶量随表面活性剂与助剂质量之比 w 变化情况,结果见图 2~4 ,表面活性剂与醇总质量分数为 20%,配液用水为 20 g/L 液。对于 系,取正丙醇/正丁醇复合助剂;对于 系,取正丙醇/异丙醇复合助剂;对于 系,取正丙醇/正丁醇复合助剂。 由图 2~4 可以看出,对于 系,固定复合醇比例,随着表面活性剂含量增本,增溶量均呈先增大后减小趋势;表面活性剂、复合醇质量比一定时,随着复合醇中正丁醇含量的增大,增溶量呈增大趋势,最大增溶量为 g。说明正丁醇对该体系的增溶效果有较大影响。对于 系,复合醇比例以及表面活性剂、复合醇比例的变化对增溶量的影响均不大。最大增溶量为 g/g。对于 系,固定复合醇比例时,随表面活性剂含量的增大,增溶量呈减小趋势,固定表面活性剂与复合醇比例时,随复合醇中正丁醇含量的增大,增溶量增大,说明正丁醇对该体系的增溶效果有较大影响。不过,该体系的其最大增溶量仅为 g/g。复合助剂的加入明显改善了 3 种表面活性剂增溶效果。一方面这 3 种表面活性剂都属于长碳链活性剂,亲油性较强,复合醇的加入有利于调节其亲水亲油平衡,更容易形成微乳液;另一方面,加入的醇分子将插人表面活性剂分子问,使亲水基之间的距离增大,静电斥力变小,表面活性剂的长链疏水基和醇的碳链可紧密靠拢,从而形成的胶束得以稳定存在 [5]。由以上实验结果可知,13.3%表面活性剂 .23%正丙醇+4.47%正丁醇体系(丙醇、正丁醇的质量比为 6:1:2)的增溶量最大,为 O.66 g/g。将该体系确定为降压增注体系。微乳体系耐盐性用 1~200 g/L 范围的 液配制 200g/L 降压增注体系, 70 ℃下静置 24 小时,微乳液体积与配液用水含盐量之间的关系曲线如图 5 所示。可以看出,随配液用水含盐量增大,所筛选降压增注体系的增溶量增大,在实验范围内均能形成水外相微乳液。降压增注体系降压性能用三组矿场岩心(尺寸为 55 25 他参数见表 3)在不同条件下考察了该降压增注体系(丙醇、正丁醇的质量比为 6:1:2)的降压能力,其中 3岩心所用增注剂是用 200g/L 液配制,其余两组均用渤南模拟地层水配制。岩心基本数据及驱替结果见表 2;注入压力曲线见图 6~8。可以看出,三组岩心注入 V[6]。降压增注体系后水驱压力明显降低。降压率分别达 4 驱替过程中,3 3号岩心注人降压增注体系后驱替压力迅速上升,一方面是由于这两组实验的降压增注体系浓度大,体系原始黏度明显高于地层水黏度,降低了水油流度比,驱替压力迅速上升;另一方面,在形成微乳液的过程中,残余油不断被增溶到表面活性剂体系中,提高了岩心中微乳液的黏度,驱替压力随之升高。而 3岩心驱替实验中,降压增注体系的黏度 大于同温度下地层水的黏度(降压增注体系将水流通道上的残余油增溶形成微乳液驱出,降低了残余油饱和度,增加了水相渗透率,降低了注入压力。不同浓度的降压增注体系对降压效果的影响结果见表 3。可以看出,降压增注剂使用浓度越高,降压增注效果越好,但浓度高于 1 00 g/L 后增注效果变化不大。降压增注体系注人量对降压增注效果的影响结果见表 4。可以看出,降压增注体系注入量在 1 v 之间时,恒速压力下降率变化不大。说明注入很少量的降压增注体系就能将大部分残余油驱出.从而降低注入压力。3 结论(1)通过对 系的增溶效果研究,得到最佳降压增注体系的配方如下:表面活性剂}丙醇+丁醇(丙醇和正丁醇质量比为6: 1:2) ,该体系的增溶量高达 g/g。(2)构建的降压增注体系通过增溶残余油作用有效地降低低渗透矿场岩心水驱注入压力35%以上。(3)随使用浓度的增加,降压增注体系的降压效果变好,合理浓度为 100g/g。参考文献:[1] 崔长海,李新建,张英芝,等.新型活性剂体系在低渗透油田降压增注现场应用[J].精细石油化工进展,2004,5(1):7 .[2] 郑军卫,庾凌,孙德强.低渗透油气资源勘探开发主要影响因素与特色技术[J].天然气地球科学,2009 , 20(5),651.[3] 张星,毕义泉,汪庐山,等.低渗透油藏活性水增注技术探讨[J].石油地质与工程,2009 .23(5) :121 .[4] 李干佐,郭荣.微乳液理论及其应用[M].北京:石油工业出版社,1 995,48 —58.[5] 陈中元,谷晓显.助表面滑胜剂醇对柴油微乳液的影响[J].石油化工,2010,39(4) : 397—398.[6] 罗跃,陈文斌,郑力军,等.降压增注技术在低渗透油田的应用研究[J].断块油气田,2008 ,15(2) :73.
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