特低滲透油藏高效驅油劑的研制與應用

表面活性劑驅油是一種有效的低滲透特效藥料驅油技術之一。陰離子表面活性劑界面活性高,耐溫性能好,但抗鹽性能差;非離子表面活性劑抗鹽、耐多價陽離子性能好,但在地層中穩定性差,吸附量比陰離子高,且不耐高溫,成本高;兩性離子表面活性劑大多數都可用于高礦化度、較高溫度的油層,且能大大降低非離子表面活性劑與陰離子表面活性劑復配時的色譜分離效應,但成本高。這些不足制約著該項技術在油田的推廣應用。因此,需要研制一種合適的驅油體系,不僅能降低體系界面張力,而且可以降低成本,提高采收率,最大限度地滿足低滲透—特低滲透油田開發的需要。1實驗材料和方法1.1實驗儀器和驅油設備選用22種驅油劑,實驗用水包括蒸餾水、去離子水和地層水,實驗用油為延長油區杏子川油田原油與煤油配制的模擬油,在50℃條件下,密度為0.8121g/cm3,粘度為2.21mPa·s。實驗儀器包括BI-200SM型廣角動/靜態光散射儀系統、STX-500H型界面張力測量儀、DV-Ⅱ+型布氏粘度計、Harke100流變儀、ES120-4型電子天平、HJ-6型多頭磁力攪拌器、燒杯和試管等。驅油設備主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。實驗溫度為40℃。1.2巖心驅油實驗研究靜態脫油實驗是觀察表面活性劑樣品洗油作用的直觀實驗。在實驗中,取經烘干老化的巖心砂與原油混合,置于固定體積的容器中,加入一定質量分數的驅油劑溶液(或地層水),置于地層溫度下的恒溫箱中。測量不同時間的脫油量,計算脫油效率,并與地層水的脫油效率進行對比。通過實驗,篩選出驅油效率高和溶解性好的樣品。界面張力實驗是在油層條件下測試油水界面張力,以獲得表面活性劑樣品低界面張力的最佳范圍,確定實驗用水對驅油劑油水界面張力的影響。巖石潤濕性實驗是在油藏溫度下,利用試驗區的天然巖心,建立束縛水飽和度和含油飽和度,將巖心放入自吸儀中,進行吸水排油;然后,進行水驅,使巖心中的油處于殘余狀態,放入吸油儀中,進行吸油排水及油驅。在此基礎上,巖心洗油烘干后,注入質量分數為0.3%的驅油劑溶液,重復吸水指數和吸油指數測試。巖心驅替實驗主要研究驅油劑質量分數對巖心驅油效率的影響。在油藏溫度和壓力條件下,利用天然巖心,建立束縛水飽和度和含油飽和度,將巖心放入夾持器中進行水驅油,至不出油時加入含有一定質量分數的驅油劑溶液,直至巖心中的油處于殘余狀態。2非離子表面活性劑經過室內實驗分析對比,從22種驅油劑中篩選出的11號非離子表面活性劑和15號生物表面活性劑,均具有抗鹽與抗鈣性能好,易溶解,驅油效率較高,適用范圍廣的優點。這2種表面活性劑均能充分溶解于礦化度為10×104mg/L的水中或鈣離子質量濃度為5×103mg/L的水中;11號非離子表面活性劑與煤油間的界面張力較低(圖1)。質量分數為0.3%的11號非離子表面活性劑在特低滲透率人造均質巖心中驅油效率增加值為9.33%,注入壓力可以降低50%;質量分數為2%的15號生物表面活性劑在裂縫性特低滲透率天然巖心中驅油效率增加值為9.85%。由此可見,11號非離子表面活性劑可用于礦化度為10×104mg/L、鈣離子質量濃度為5×103mg/L的特低滲透油藏提高驅油效率,且具有降低注入壓力的作用,可解決低滲透油藏注水壓力高的問題;15號生物表面活性劑可用于礦化度為10×104mg/L、鈣離子質量濃度為5×103mg/L的裂縫性油藏提高驅油效率。將11號非離子表面活性劑和15號生物表面活性劑按照體積比為1∶1進行復配,制成新型驅油劑,測試其抗鹽與抗鈣性能、界面張力、對巖石潤濕性的影響和驅油性能。2.1鹽水中的驅油劑溶解情況將質量分數為0.5%的新型驅油劑溶于氯化鈉質量濃度分別為0,2.5×104,5×104,10×104mg/L的鹽水中和氯化鈣質量濃度分別為0,1×103,2.5×103,5×103mg/L的鹽水中,觀察驅油劑在鹽水中的溶解情況。經觀察,驅油劑在鹽水中溶解性能很好,抗鹽性能可達到10×104mg/L,抗鈣性能可達到5×103mg/L。2.2安全設施為確定新型驅油劑在不同礦化度水中的界面活性,用氯化鈉質量濃度分別為0,5×103,1×104,2×104,5×104,10×104,15×104mg/L的鹽水配制質量分數為0.5%的驅油劑溶液,測得其與煤油的界面張力分別為0.4402,0.5165,0.5607,0.5927,0.9100,0.8116和0.8116mN/m。隨著溶液礦化度的增加,油水界面張力總體呈上升趨勢,但變化幅度很小,所以試驗用驅油劑的抗鹽性較穩定。同時也可以看出在高礦化度條件下該驅油劑油水界面張力相對較低。保持水的總礦化度為1×104mg/L,用鈣離子質量濃度分別為0,0.5×103,1×103,1.5×103,2×103,2.5×103mg/L的鹽水配制質量分數為0.5%的驅油劑溶液,測得其與煤油的界面張力分別為0.4402,0.4574,0.4673,0.3443,0.4181和0.3197mN/m。隨著溶液鈣離子質量濃度的增加,驅油劑與煤油間界面張力總體呈下降趨勢,但變化幅度很小,所以試驗用驅油劑的抗鹽性較穩定。2.3改變巖石潤濕性的方法利用自吸法測定巖石潤濕性。由實驗結果(表1)可以看出,1號和5號巖心的初始潤濕性都是強親水,在注入新型驅油劑溶液后,巖石的潤濕類型變為親水,說明該驅油劑可改變巖石的潤濕性,有利于提高驅油效率。2.4不同驅油劑對驅油效率的影響隨著新型驅油劑的注入,巖心驅油效率不斷增加,當驅油劑質量分數為0.1%~0.3%時,驅油效率增加幅度較大(圖2)。同時,驅油劑能顯著降低注入壓力,使其下降幅度大于50%。3水文氣象及驅油劑應用情況杏子川油田王214試驗區主要開發層系為上三疊統延長組長2油層,油層中部深度為950m,油層平均孔隙度為11.95%,平均滲透率為7.96×10-3μm2,具有低孔隙、特低滲透的特征。平均地面原油密度為0.8594g/cm3,地層原油體積系數為1.029,平均地層原油粘度為16.0565mPa·s,含蠟量為8.12%。地層水總礦化度為24855mg/L,水型為Na2SO4型。試驗區有9口注水井和43口采油井,含油面積為3.68km2,石油地質儲量為274×104t。試驗區自2010年5月注入實驗所配制的新型高效驅油劑,配液質量分數為0.5%,至2012年7月共注入0.41倍孔隙體積的驅油劑溶液269.8t。注入3個月(約0.005倍孔隙體積)后,區塊整體見效(圖3),呈現產液量和產油量增加、含水率下降的特征。至2012年8月油井見效率為90%,試驗區產液量由試驗前的215.92t/d增加到281.63t/d,產油量由74.88t/d最大增加到105.18t/d(圖3),增加了40%,綜合含水率由65.3%降低到62.6%,變化幅度不大,累積增油量為13555t,水驅曲線預測提高采收率為6.08%,階段投入產出比為1∶5.06,取得了顯著效果。4新型高效驅油劑的優點利用非離子表面活性劑和生物表面活性