岐口17-2油田水氣交替復(fù)合驅(qū)注入體系篩選與性能評(píng)價(jià)

宋志學(xué)， 鄭繼龍， 翁大麗， 陳 平， 胡 雪， 趙 軍

(中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司三采公司， 天津 300452)

岐口17-2油田水氣交替復(fù)合驅(qū)注入體系篩選與性能評(píng)價(jià)

宋志學(xué)， 鄭繼龍， 翁大麗， 陳 平， 胡 雪， 趙 軍

(中海油能源發(fā)展工程技術(shù)分公司三采公司， 天津 300452)

采用Waring Blender法篩選QK17-2油田水氣交替復(fù)合驅(qū)注入體系，從24種起泡劑中先后通過(guò)起泡能力、穩(wěn)泡能力、配伍性及其起泡劑質(zhì)量濃度、地層水礦化度、原油含量、溫度等影響因素進(jìn)行分析,最終篩選出體系用起泡劑QP-22，確定其最佳使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5 %；通過(guò)對(duì)穩(wěn)泡劑WP-1使用質(zhì)量濃度確定實(shí)驗(yàn)，最終篩選體系配方：800 mg/L穩(wěn)泡劑WP-1+0.5 %起泡劑QP-22.

QK17-2油田； 水氣交替復(fù)合驅(qū)； 體系篩選； 性能評(píng)價(jià)； 穩(wěn)定性； 耐鹽性

岐口17-2油田油藏埋深為1 600～2 100 m，地層溫度為74 ℃，地下原油黏度1.1～5.8 mPa·s，試驗(yàn)區(qū)共有29口井，其中注水井10口，目前日產(chǎn)油260 m3/d，綜合含水高達(dá)90 %.油田目前存在高含水、層間矛盾突出以及剩余油分布不均等問(wèn)題，通過(guò)氣水交替驅(qū)能夠改善油田存在的問(wèn)題，提高油田的采收率.本文篩選QK17-2油田水氣交替復(fù)合驅(qū)注入體系，最終篩選體系配方為：800 mg/L穩(wěn)泡劑WP-1+0.5 %起泡劑QP-22.通過(guò)室內(nèi)篩選藥劑體系，為海上油田現(xiàn)場(chǎng)水氣交替驅(qū)替提供理論依據(jù)和支持.

1 水氣交替復(fù)合驅(qū)機(jī)理

水氣交替復(fù)合驅(qū)技術(shù)是水氣交替驅(qū)和泡沫驅(qū)結(jié)合而成的三采新技術(shù).水氣交替復(fù)合驅(qū)體系由起泡劑、穩(wěn)泡劑和氣體組成.其中起泡劑可降低被驅(qū)替原油的界面張力，注入的氣體遇起泡劑后便可形成泡沫，在整個(gè)驅(qū)替過(guò)程中具有調(diào)剖堵水的作用，聚合物能夠提高體系表觀黏度，因此，水氣交替復(fù)合驅(qū)技術(shù)能夠提高驅(qū)替效率，降低油水流度比，提高波及效率[1-3].

水氣交替復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油機(jī)理主要有：(1)流度控制[4].水氣交替復(fù)合驅(qū)能改善驅(qū)替前緣流度比，降低黏性指進(jìn)，擴(kuò)大波及體積；(2)調(diào)剖封堵[5].驅(qū)替過(guò)程中形成的泡沫首先進(jìn)入高滲層，起到封堵作用，從而使驅(qū)替流體轉(zhuǎn)向中、低滲透層；(3)增能保壓[6].交替注入的氣體具有很高的壓縮性，可迅速提高地層壓力，通過(guò)泡沫的體積膨脹，驅(qū)替原油；(4)降低界面張力[7].活性水可以降低油水界面張力，提高洗油效率.

2 實(shí)驗(yàn)部分

2.1 實(shí)驗(yàn)儀器

Waring攪拌器，美國(guó)威力牌攪拌器；恒溫箱:揚(yáng)州華寶石油儀器有限公司；萬(wàn)分之一天平；秒表.其他儀器：布氏黏度計(jì)、Texas500型懸滴界面張力儀、Haake RS-600流變儀、量筒等.

2.2 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)用水:室內(nèi)配QK17-2油田P21井注入水，礦化度3 186.31 mg/L，經(jīng)0.45 μm微孔濾膜過(guò)濾，其離子組成見(jiàn)表1.

實(shí)驗(yàn)用油：QK17-2油田原油，油藏溫度條件下(74 ℃)黏度為6.0 mPa·s.

起泡劑：陽(yáng)離子表面活性劑QP-1、QP-9、QP-17、QP-19、QP-23；陰離子表面活性劑ABS、AS、NK630、QP-11、QP-12、QP-14、QP-16、QP-22、HON-1104；非離子表面活性劑WZ1013-H、ON-209、QP-25、QP-26、CON-1、CON-3、CON-4、CON-5；水泥發(fā)泡劑SON-1232、SON-1238.

穩(wěn)泡劑：聚丙烯酰胺WP-1.

表1 P21注入水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)

2.3 實(shí)驗(yàn)方法

泡沫體系性能評(píng)價(jià)主要評(píng)價(jià)起泡能力和穩(wěn)泡能力.泡沫體系性能的評(píng)價(jià)方法有很多，本文主要采用Waring Blender法.實(shí)驗(yàn)中，將一定濃度的起泡劑溶液200 mL加入量筒，經(jīng)高速攪拌3 min后，讀取泡沫體積，然后紀(jì)錄從泡沫中析出100 mL液體所需的時(shí)間，即泡沫的半析水期[8].

實(shí)驗(yàn)中，把起泡體積與半析水期的乘積用于評(píng)價(jià)起泡劑的性能，并將該參數(shù)定義為泡沫綜合值，其定義式如下：

M=V·t

式中:M為泡沫綜合值，mL·s;V為起泡體積，mL；t為半析水期，s.

3 起泡劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)

3.1 起泡能力實(shí)驗(yàn)研究

分別將24種起泡劑與QK17-2油田注入水配成200 mL質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3 %的溶液，QK17-2油田注入水水質(zhì)分析數(shù)據(jù)見(jiàn)表1.用Waring Blender法，在轉(zhuǎn)速7 500 r/min的條件下攪拌3 min后，迅速將泡沫全部倒入量筒，記錄泡沫體積，結(jié)果如圖1所示.由圖1可知：在相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)條件下，起泡劑SON-1238、QP-17、CON-1、HON-1104和CON-3的起泡體積相對(duì)較小，起泡效果較差，但單純依靠起泡能力偏低是無(wú)法排除起泡劑的，還需要對(duì)起泡劑進(jìn)行穩(wěn)泡能力實(shí)驗(yàn)研究.

圖1 不同起泡劑起泡能力實(shí)驗(yàn)對(duì)比

3.2 穩(wěn)泡能力實(shí)驗(yàn)研究

分別將24種起泡劑與QK17-2油田注入水配制成200 mL質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3 %的溶液.用Waring Blender法，在轉(zhuǎn)速7 500 r/min的條件下攪拌3 min后，迅速將泡沫全部倒入量筒，開(kāi)始計(jì)時(shí)，記錄泡沫液體析出一半所用時(shí)間，同時(shí)記錄不同析水期泡沫值，計(jì)算泡沫綜合值和泡沫質(zhì)量[9].結(jié)果如圖2所示.

圖2 不同起泡劑穩(wěn)泡能力實(shí)驗(yàn)對(duì)比

由圖2可知：24種起泡劑中僅有QP-19、QP-14、QP-11和QP-22的泡沫綜合值和泡沫質(zhì)量比較有優(yōu)勢(shì)，因此選擇QP-19、QP-14、QP-11和QP-22進(jìn)行配伍性實(shí)驗(yàn)研究.

3.3 配伍性實(shí)驗(yàn)研究

取起泡劑QP-19、QP-14、QP-11和QP-22各10 mL，分別用QK17-2油田地層水稀釋成100 mL溶液，質(zhì)量分?jǐn)?shù)10.0 %.放置74 ℃恒溫箱中，靜置4 h和8 h，觀察溶液溶解情況,是否有沉淀或絮狀物等，結(jié)果如表2所示.通過(guò)觀察起泡劑與QK17-2油田注入水質(zhì)配伍性實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，起泡劑QP-14在溶解8 h時(shí)，產(chǎn)生白色沉淀.其配伍性與QK17-2油田注入水質(zhì)不配伍，最終篩選起泡劑QP-19、QP-11和QP-22進(jìn)行下一步實(shí)驗(yàn).

表2 起泡劑與地層水配伍性實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

3.4 耐鹽性能實(shí)驗(yàn)研究

3.4.1 地層水礦化度對(duì)起泡劑的影響

依據(jù)QK17-2油田注入水的礦化度，按0.5倍、1倍、1.5倍、2倍和2.5倍礦化度條件，配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3 %的起泡劑溶液各200 mL，以7 500 r/min的速度攪拌3 min，測(cè)定各體系的起泡體積和穩(wěn)泡時(shí)間,結(jié)果如圖3所示.從圖3實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出：當(dāng)溶液礦化度小于1.5倍時(shí)，起泡劑的起泡性能基本穩(wěn)定，大于1.5倍時(shí)，起泡性能開(kāi)始下降.穩(wěn)泡時(shí)間隨礦化度的增大逐漸減小，礦化度對(duì)穩(wěn)泡性能的影響大于其對(duì)起泡性能的影響.起泡劑的泡沫綜合值隨著礦化度的增大逐漸降低，當(dāng)?shù)V化度在2.5倍時(shí)，受穩(wěn)泡時(shí)間下降的影響，起泡劑的泡沫綜合值下降明顯.在QK17-2油田礦化度條件下，QP-19和QP-22都具有較好的起泡和穩(wěn)泡能力.

圖3 不同礦化度下起泡劑的起泡能力和穩(wěn)泡時(shí)間

3.4.2 Ca2+、Mg2+質(zhì)量濃度對(duì)起泡劑的影響

采用Waring Blender法，配制Ca2+、Mg2+(ρ(Ca2+)∶ρ(Mg2+)=1∶1)的總質(zhì)量濃度分別為0 mg/L、250 mg/L、500 mg/L、750 mg/L和1 000 mg/L的溶液各200 mL，用起泡劑配質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3 % 的起泡劑溶液，進(jìn)行起泡體積和半析水期實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表3.表3實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：在小于250 mg/L時(shí)，隨Ca2+、Mg2+質(zhì)量濃度的增加，起泡劑性能基本穩(wěn)定，大于250 mg/L后，隨著Ca2+、Mg2+質(zhì)量濃度的增大，起泡劑性能開(kāi)始降低.考慮到QK17-2油田地層水中鈣鎂離子質(zhì)量濃度為33.88 mg/L，遠(yuǎn)小于250 mg/L，說(shuō)明QK17-2油田地層水不會(huì)對(duì)起泡劑的性能造成影響.

表3 Ca2+、Mg2+質(zhì)量濃度與起泡體積數(shù)據(jù)

3.5 起泡劑熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)

將起泡劑原液放入74 ℃烘箱中，分別放置7 d、14 d、21 d和28 d后取出，與注入水配成0.3 %的起泡劑溶液，攪拌后進(jìn)行起泡劑的起泡體積和穩(wěn)泡時(shí)間實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如圖4所示.

圖4 不同起泡劑的熱穩(wěn)定性

由圖4可知：在油藏條件下老化28 d后，兩種起泡劑性能基本上沒(méi)有降低，甚至還有所提升，其中QP-22較為明顯，說(shuō)明QP-22在油藏溫度條件下的熱穩(wěn)定性較好.

3.6 耐油性能實(shí)驗(yàn)研究

配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3 %的起泡劑，分別取煤油20 mL、40 mL、60 mL、80 mL和100 mL與起泡劑以1∶9、1∶4、3∶7、2∶3和1∶1比列混合200 mL，使用Warring Blender法測(cè)量混合原油后起泡劑的起泡體積，結(jié)果如表4所示.

表4 起泡劑耐油性能實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

表4實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：原油對(duì)起泡劑的起泡能力有影響.當(dāng)含油比例小于20 %時(shí)，對(duì)起泡劑性能的影響不大；當(dāng)含油比例大于20 %時(shí)，對(duì)起泡劑的性能影響程度增加.表明QP-22具有一定的耐油能力.

3.7 界面張力實(shí)驗(yàn)研究

用QK17-2油田地層模擬水與起泡劑QP-22分別配成6組不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.5 %、0.8 %和1.0 %的起泡劑溶液，在74 ℃條件下，與QK17-2油田脫水原油進(jìn)行界面張力實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如圖5所示.從圖5實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：起泡劑具有顯著降低油水界面張力的能力，且隨起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加油水界面張力逐漸降低，在起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.15 %時(shí)界面張力趨于穩(wěn)定，且在質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.15 %時(shí)最低，介于以上對(duì)起泡劑性能評(píng)價(jià)結(jié)果綜合考慮，確定起泡劑使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.3 %～0.5 %.

圖5 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)起泡劑的界面張力變化

3.8 起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)實(shí)驗(yàn)研究

采用Waring Blender法，利用地層水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的起泡劑QP-22溶液各200 mL，然后利用高速攪拌器攪拌，記錄起泡劑的起泡體積和半析水期.結(jié)果如圖6所示.

圖6 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)起泡劑與泡沫綜合值及起泡體積關(guān)系

由圖6可知：隨著起泡劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，起泡能力和穩(wěn)泡能力相應(yīng)提高，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.5 %后，泡沫綜合值趨于穩(wěn)定，綜合經(jīng)濟(jì)性和起泡劑性能，確定0.5 %為起泡劑最終實(shí)驗(yàn)質(zhì)量分?jǐn)?shù).

4 穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度實(shí)驗(yàn)研究

穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度偏低，泡沫很快破滅，達(dá)不到驅(qū)油效果；穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度過(guò)高，水氣交替復(fù)合驅(qū)的經(jīng)濟(jì)性降低.因此，確定合適的穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度非常重要.

4.1 質(zhì)量濃度初選實(shí)驗(yàn)研究

配制質(zhì)量濃度為5 000 mg/L的WP-1穩(wěn)泡劑母液，老化24 h，取QK17-2油田地層模擬水，用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5 %的QP-22起泡劑配制質(zhì)量濃度分別為500 mg/L、1 000 mg/L、1 500 mg/L和2 000 mg/L的泡沫體系溶液，進(jìn)行起泡體積和穩(wěn)泡時(shí)間實(shí)驗(yàn).采用Waring Blender法，同時(shí)用brookfield黏度計(jì)測(cè)各溶液的黏度.考慮到注入性問(wèn)題，穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度的使用范圍參考QK17-2油田地層原油黏度值[10].實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖7所示.

圖7 不同穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度與黏度關(guān)系

從圖7實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出：當(dāng)WP-1穩(wěn)泡劑的質(zhì)量濃度在500～1 500 mg/L時(shí)，剪切后黏度在2.6～4.9 mPa·s之間.因QK17-2油田地下原油黏度為6 mPa·s左右，考慮注入條件因素，確定WP-1穩(wěn)泡劑的質(zhì)量濃度在500～1 500 mg/L之間.

4.2 質(zhì)量濃度確定實(shí)驗(yàn)研究

將WP-1穩(wěn)泡劑用穩(wěn)泡劑母液配成質(zhì)量濃度分別為500 mg/L、800 mg/L、1 000 mg/L、1 200 mg/L 和1 500 mg/L的泡沫體系溶液，進(jìn)行起泡體積和穩(wěn)泡時(shí)間實(shí)驗(yàn)，并測(cè)定各組溶液的黏度.實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8所示.從圖8、圖9可以看出：隨穩(wěn)泡劑WP-1質(zhì)量濃度從500 mg/L增大到1 500 mg/L的過(guò)程中，穩(wěn)泡劑溶液的穩(wěn)泡時(shí)間逐漸增大.但增大過(guò)程分為兩個(gè)階段，當(dāng)穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度小于1 000 mg/L時(shí)，泡沫綜合值增大幅度較為明顯，當(dāng)穩(wěn)泡劑質(zhì)量濃度大于1 000 mg/L時(shí)，泡沫綜合值增大幅度變緩.根據(jù)泡沫體系的綜合性能及現(xiàn)場(chǎng)注入性因素，確定穩(wěn)泡劑WP-1的質(zhì)量濃度為800 mg/L.

圖8 不同質(zhì)量濃度穩(wěn)泡劑WP-1與起泡體積及穩(wěn)泡時(shí)間關(guān)系

圖9 不同質(zhì)量濃度穩(wěn)泡劑WP-1與泡沫綜合值關(guān)系

5 結(jié) 論

對(duì)24種起泡劑采用Waring Blender法進(jìn)行起泡能力、穩(wěn)泡能力、配伍性及其濃度、地層水礦化度、原油含量、溫度等影響因素進(jìn)行分析,最終篩選出QK17-2油田水氣交替復(fù)合驅(qū)注入體系用起泡劑QP-22，最佳使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5 %，穩(wěn)泡劑WP-1最佳使用質(zhì)量濃度800 mg/L.該體系與注入水配伍性好，起泡性能和穩(wěn)泡性能受地層水礦化度、原油含量、溫度等影響不大，并且發(fā)現(xiàn)起泡劑QP-22在熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)過(guò)程中隨老化時(shí)間的增加，起泡性能反而提高.

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QK17-2 Oilfield Water Injection System WAG Flooding Screening and Evaluation

SONG Zhi-xue， ZHENG Ji-long， WENG Da-li， CHEN Ping， HU Xue， ZHAO Jun

(CNOOC Energy Technology & Engineering Branch Laboratory Gas Drive Three Mining Companies, Tianjin 300452， China)

In this paper,Waring Blender method was mainly used to screening the injection system of QK17-2 oil field water-gas alternating complex flooding.By testing the influence factors the foaming ability,stabilizing ability,compatibility,concentration,formation water salinity,the content of crude oil and temperature,QP-22 was confirmed the best foaming agent out of 24 samples,and its most suitable mass concentration was tested as 0.5 %.Later,another test was carried out to determine the steady concentration of foam stabilizer WP-1.Finally,a complete injection system was confirmed as QP-22,in a mass concentration of 0.5 %,with WP-1,in a concentration of 800 mg/L.

QK17-2 oilfield; WAG flooding; system filters; performance evaluation; stability; salt tolerance

2014-04-28

國(guó)家重大專項(xiàng)子課題(2011ZX05024-002-001)

宋志學(xué)(1979-)，男，河北衡水人，工程師，碩士,主要從事油田三次采油、提高采收率技術(shù)研究與應(yīng)用方面的研究.

2095-2198(2015)02-0101-06

10.3969/j.issn.2095-2198.2015.02.002

TE357.46

A