高30斷塊油藏S/P二元復(fù)合驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

黃小會(huì),李華斌,程柯?lián)P,田小蘭,喬 林

(成都理工大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川成都 610059）

高30斷塊油藏S/P二元復(fù)合驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究

黃小會(huì),李華斌,程柯?lián)P,田小蘭,喬 林

(成都理工大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,四川成都 610059）

針對(duì)高30斷塊砂巖油藏,篩選和評(píng)價(jià)了表面活性劑/聚合物(S/P）二元復(fù)合驅(qū)油體系。結(jié)果表明,表面活性劑CDS-1在有效濃度(0.025%～0.300%）低而寬的范圍內(nèi),體系與原油的界面張力可降到能大幅度提高驅(qū)油效率的10-2mN/m數(shù)量級(jí);當(dāng)疏水締合聚合物HNT201-3濃度為1 250 mg/L、CDS-1濃度為0.05%時(shí),體系在地層條件下的表觀黏度可達(dá)72.37 mPa·s。在模擬油層滲透率及非均質(zhì)變異系數(shù)的巖心上,注入0.30 PV二元復(fù)合體系及0.10 PV聚合物保護(hù)段塞時(shí),可比水驅(qū)提高采收率20.91%OOIP。

S/P復(fù)合驅(qū)油體系;提高采收率;疏水締合聚合物;界面張力

任丘油田高30斷塊油藏,地質(zhì)儲(chǔ)量363.94×104t,已經(jīng)進(jìn)入高含水開發(fā)后期,綜合含水率高達(dá)97.0%,目前采出程度21.49%,仍然有70%以上的剩余油。采用能進(jìn)一步大幅度提高油層的波及體積和驅(qū)油效率的高效的復(fù)合驅(qū)是提高油藏最終采收率的有效途徑[1]。高30斷塊油藏埋深為2 430～2 630 m、油層溫度90℃、地層水礦化度 9 601.9 mg/L,其中 Ca2+、Mg2+總含量為64.18 mg/L。顯然,對(duì)于這樣的油藏,理論和已有的實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,由于堿的加入使pH值升高,并與地層中的SiO2發(fā)生反應(yīng),生成硅垢,導(dǎo)致地層滲透率降低,甚至堵塞油層;地層水中的Ca2+、Mg2+與油層流體及巖石礦物反應(yīng),形成堿垢,對(duì)地層造成傷害并影響油井正常生產(chǎn)[2-6],故單一的堿水驅(qū)和含堿的復(fù)合驅(qū)是不可行的。本斷塊油藏由于油層溫度和礦化度相對(duì)較高,因此必須選用與油層流體配伍的表面活性劑以及抗溫抗鹽的聚合物的驅(qū)油體系。本文在無堿條件下,開展了高30斷塊表面活性劑/聚合物二元復(fù)合驅(qū)提高采收率研究。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器

界面張力由上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司生產(chǎn)的JJ2008旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)定;黏度由美國(guó)生產(chǎn)的DV-Ⅲ型Brookfield黏度計(jì)測(cè)定;阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)及巖心驅(qū)油試驗(yàn)由江蘇省海安石油儀器設(shè)備廠生產(chǎn)的巖心驅(qū)油裝置完成。所有實(shí)驗(yàn)均在油層溫度(90℃）下進(jìn)行。

1.2 化學(xué)試劑及材料

實(shí)驗(yàn)中使用的化學(xué)試劑為工業(yè)產(chǎn)品,濃度均為有效濃度,見表1;實(shí)驗(yàn)用油為實(shí)際產(chǎn)出原油;實(shí)驗(yàn)用水為注水站實(shí)際注入水和采出水,注入水總礦化度為9 434.4 mg/L,其中Ca2+、Mg2+離子總含量為65.95 mg/L;采出水總礦化度為9 601.9 mg/L,其中 Ca2+、Mg2+總含量為 64.18 mg/L,水型均為NaHCO3。驅(qū)油試驗(yàn)巖心由石英砂和天然油層巖砂膠結(jié)而成,它模擬了油層平均孔隙度(18.64%）、平均空氣滲透率(105×10-3μm2）及非均質(zhì)變異系數(shù)(0.72）,規(guī)格 30 cm ×4.5 cm ×4.5 cm,分上、中、下三層,每小層等厚為1.5 cm。

表1 實(shí)驗(yàn)中使用的化學(xué)劑Tab.1 Commercial chemicals used in the test

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

2.1 表面活性劑對(duì)原油界面張力的影響

2.1.1 表面活性劑對(duì)平衡界面張力的影響

圖1給出了十二烷基苯磺酸鈉、CDS-1、十二烷基硫酸鈉和十二烷基磺酸鈉溶液與原油的界面張力?？梢钥闯?對(duì)于十二烷基苯磺酸鈉、十二烷基硫酸鈉和十二烷基磺酸鈉來說,在有效濃度為0～0.300%的范圍內(nèi),油、水界面張力隨著濃度的升高而逐漸降低,但降低幅度不大,基本都保持在100 mN/m數(shù)量級(jí)的范圍。對(duì)于表面活性劑CDS-1來說,在0～0.025%超低濃度的范圍內(nèi),隨著表面活性劑濃度的增加,油、水界面張力從1.01×101mN/m急劇降低到7.87×10-3mN/m,降低了三個(gè)數(shù)量級(jí);在0.025%～0.300%濃度范圍內(nèi),隨著表面活性劑濃度的升高,油、水界面張力基本上都保持在10-2mN/m數(shù)量級(jí)。也就是說,使用單一的表面活性劑CDS-1水溶液,體系與原油的界面張力可以降低到大幅度提高原油采收率的更低數(shù)量級(jí)(10-2mN/m數(shù)量級(jí)以下）[2]。故驅(qū)油體系選用表面活性劑CDS-1。

圖1 表面活性劑濃度(有效濃度）對(duì)界面張力的影響Fig.1 The effect of surfactant effective concentration on interfacial tension

2.1.2 表面活性劑對(duì)瞬時(shí)界面張力的影響

特別針對(duì)表面活性劑CDS-1,圖2給出了表面活性劑CDS-1體系與原油瞬時(shí)動(dòng)態(tài)界面張力。可以看出,當(dāng)CDS-1濃度為0.005%時(shí),隨著時(shí)間的變化與原油的界面張力略有降低,但基本都保持在100mN/m數(shù)量級(jí)的范圍;當(dāng)CDS-1濃度為0.025%時(shí),隨著時(shí)間的變化與原油的界面張力基本都保持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)范圍;當(dāng)表面活性劑濃度為0.05%時(shí),在0～25 min時(shí),油、水界面張力由1.04×100mN/m降低到了8.87×10-2mN/m,而后,體系的界面張力基本不隨時(shí)間的變化而有明顯的改變,且在10-2mN/m數(shù)量級(jí)的低值范圍;當(dāng)表面活性劑濃度在0.05%～0.30%的范圍時(shí),時(shí)間對(duì)界面張力的影響開始減小,但無論是瞬時(shí)動(dòng)態(tài)界面張力還是平衡界面張力,都達(dá)到了10-2mN/m的超低值。故本次研究選用0.05%CDS-1表面活性劑。

特別需要說明的是,對(duì)于CDS-1來說,即使在濃度低而寬的0.025%～0.30%(有效濃度）條件下,油、水界面張力仍然可以達(dá)到7.87×10-3mN/m的超低值,遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于目前常規(guī)復(fù)合驅(qū)的表面活性劑的使用濃度(表面活性劑 0.15%～0.30%(有效濃度的實(shí)際使用濃度））[2],這使高30油藏大規(guī)模經(jīng)濟(jì)高效使用超低濃度的表面活性劑復(fù)合驅(qū)成為可能。

圖2 表面活性劑CDS-1濃度對(duì)界面張力的影響Fig.2 The effect of surfactant(CDS-1）concentration on interfacial tension

2.2 聚合物對(duì)二元體系表觀黏度的影響

眾所周知,由于油藏的非均質(zhì)性,復(fù)合驅(qū)體系的表觀黏度對(duì)驅(qū)油效果影響較大。在一定范圍內(nèi)提高驅(qū)油體系的黏度,使可以提高驅(qū)油效率的驅(qū)油溶液進(jìn)入滲透率較低的層位,從而提高油層波及體積,還可以提高低滲層的驅(qū)油效率,因而可以大幅度整體提高驅(qū)油效果。因此,驅(qū)油體系在油層滲透過程中,保持理想的流度控制是保證復(fù)合驅(qū)高效驅(qū)油的前提和條件[5-9]。

為了與油田實(shí)際一致,實(shí)驗(yàn)中用注入水配置母液、產(chǎn)出水稀釋來配制表面活性劑/聚合物二元復(fù)合體系,在CDS-1濃度為0.05%以及溫度為90℃的條件下,測(cè)定三種聚合物不同濃度下二元復(fù)合體系的表觀黏度(圖3）。

圖3 表面活性劑濃度為0.05%時(shí)聚合物濃度對(duì)二元復(fù)合體系表觀黏度的影響Fig.3 The effect of polymer concentration on apparent viscosity as the concentration of CDS-1 active is 0.05%

由圖3可以看出,在表面活性劑CDS-1濃度為0.05%的情況下,體系的表觀黏度隨著聚合物濃度的升高而逐漸升高。對(duì)于部分水解聚丙烯酰胺CDS-1-HPAM(分子量M≥2 500×104）/CDS-1二元復(fù)合體系,隨著CDS-1濃度的增加,由于形成了更多的膠束粒子或更大的膠束粒子,使得聚合物分子之間的作用更強(qiáng),因此溶液的表觀黏度也隨之增加。對(duì)于疏水締合聚合物(HNT201-3）/CDS-1二元復(fù)合體系,由于疏水締合聚合物的分子鍵引入了疏水基團(tuán),使得這種作用更強(qiáng),其表觀黏度明顯高于 CDS-1-HPAM/CDS-1和疏水締合聚合物AP-P4/CDS-1復(fù)配體系。當(dāng)疏水締合聚合物HNT201-3的濃度在1.250 g/L時(shí),體系的表觀黏度高達(dá)72.37 mPa·s,而AP-P4體系的表觀黏度卻小于4 mPa·s,CDS-1-HPAM體系的表觀黏度卻為13.9 mPa·s。因此,HNT201-3疏水締合聚合物/0.05%CDS-1表面活性劑的增黏效果最佳,為油層條件下原油黏度(24.63 mPa·s）的2.94倍。

為此,確定二元復(fù)合體系為0.05%CDS-1表面活性劑/1 250 mg/L HNT201-3締合聚合物。

2.3 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

根據(jù)選出的二元復(fù)合體系,為使驅(qū)油效果達(dá)到最佳,通過驅(qū)油試驗(yàn)來確定最佳的注入段塞。整個(gè)驅(qū)替過程模擬油田實(shí)際開發(fā)過程,具體步驟如下:

(1）將巖心在真空條件下飽和實(shí)際產(chǎn)出地層水,然后飽和原油,直到巖心出口端無水產(chǎn)出,用以模擬實(shí)際油田未開發(fā)狀況(造束縛水）;

(2）進(jìn)行水驅(qū)(注入水為高30斷塊注入水）,直到巖心出口端含水98%(油田水驅(qū)經(jīng)濟(jì)極限）,計(jì)算水驅(qū)采收率;

(3）注入復(fù)合體系溶液段塞,進(jìn)行化學(xué)驅(qū)油,接著注入保護(hù)段塞0.1 PV(濃度1 250 mg/L）;

(4）進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)(注入水為高30斷塊注入水）,直到巖心出口端含水98%,計(jì)算增采的油量和采收率。試驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4 表面活性劑/締合聚合物復(fù)合體系在非均質(zhì)巖心上的驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果Fig.4 Results of displacement test of surfactant/hydrophobically associating polymer on heterogeneous compacted sands

可以看出,隨著注入PV數(shù)的增大,復(fù)合驅(qū)比水驅(qū)提高的采收率值是逐漸增加的。但在注入量為0.01～0.25 PV時(shí),隨著注入量的增加,采收率只是由11.08%OOIP(原始地質(zhì)儲(chǔ)量）增加到17.61%OOIP,增加的幅度緩慢;而當(dāng)注入量在0.25～0.30 PV的范圍內(nèi),隨著注入量的增大,聚合物驅(qū)的采收率增加幅度急劇增大,由17.61%OOIP上升到 20.91%OOIP;當(dāng)注入量大于0.3PV后,復(fù)合驅(qū)的采收率增加幅度又開始變緩,采收率僅由20.91%OOIP(注入0.3 PV）增加到21.6%OOIP(注入0.35 PV）,曲線呈典型的S型?？梢?高30斷塊表面活性劑/締合聚合物復(fù)合驅(qū)的段塞注入量應(yīng)在0.3 PV,此時(shí)的驅(qū)油效果最佳,復(fù)合驅(qū)比水驅(qū)提高采收率為 20.91%OOIP。

3 結(jié)論

(1）通過室內(nèi)篩選與評(píng)價(jià),表面活性劑CDS-1在低而寬的0.025%～0.300%(有效濃度）的濃度范圍內(nèi),與原油的界面張力可以達(dá)到可以大幅度提高采出程度的10-2mN/m數(shù)量級(jí),這使高30油藏大規(guī)模推廣使用超低濃度的表面活性劑復(fù)合驅(qū)成為可能。

(2）高30斷塊二元復(fù)合驅(qū)油體系為表面活性劑CDS-1/締合聚合物 HNT201-3。主段塞中締合聚合物濃度1 250 mg/L,表面活性劑濃度0.05%(有效濃度）,復(fù)合體系黏度72 mPa·s。當(dāng)注入段塞為0.3 PV,聚合物后續(xù)保護(hù)段塞0.1 PV(濃度 1 250 mg/L）,比水驅(qū)提高采收率20.91%OOIP,效果十分明顯。

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Lab test of S/P EOR technology in the reservoir of fault block G ao 30

Huang Xiaohui,Li Huabin,Cheng Keyang,Tian Xiaolan,Qiao Lin
(State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Chengdu University of Techology,Chengdu610059）

Surfactant/polymer(S/P）systems are screened and evaluated at 90℃in the reservoir of fault block Gao 30 in Huabei oilfield in this paper.The results indicate that the interfacial tension between the chemical solution and crude oil could be lowered to the magnitude of 10-2mN/m of which residual oil saturation could be obviously reduced,as surfactant CDS-1 active concentration ranged from 0.025%to 0.300%.Apparent viscosity of the chemical solution could be 72.37 mPa·s if 1 250 mg/L hydrophobically associating polymer HNT201-3 is added into 0.05%CDS-1 connate.Results of core displacement test,whose reservoir permeability and heterogeneous variation coefficient are identical with those of the reservoir,show that the oil recovery could be increased by 20.91%OOIP than water flood when 0.30 PV chemical slug size and 0.10 PV polymer buffer are injected into Dynasty-Parson Cores.

surfactant/polymer technology;enhanced oil recovery;hydrophobically associating polymer;interfacial tension

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.072

1008-2336(2010）01-0072-04

2009-09-16;改回日期:2009-11-02

黃小會(huì)(1986—）,女,油氣田開發(fā)工程連讀碩士研究生,主要從事化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)研究。E-mail:huangxh820@163.com。