杏南油田基于石油磺酸鹽的降壓增注體系配方研究

曹廣勝李 澤李 喬白玉杰張先強劉 洋

(1.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江大慶163318;2.大慶油田有限責任公司第五采油廠,黑龍江大慶163513;3.大慶油田有限責任公司第一采油廠,黑龍江大慶163001)

杏南油田基于石油磺酸鹽的降壓增注體系配方研究

曹廣勝1,李 澤1,李 喬2,白玉杰1,張先強1,劉 洋3

(1.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江大慶163318;2.大慶油田有限責任公司第五采油廠,黑龍江大慶163513;3.大慶油田有限責任公司第一采油廠,黑龍江大慶163001)

杏南油田太北區(qū)塊為典型的低滲透砂巖儲層,其具有低孔低滲、非均質嚴重、儲層敏感性強等特性,在生產(chǎn)過程中出現(xiàn)了注水壓力上升快、生產(chǎn)井壓力和產(chǎn)量下降快等問題。為了緩解這些問題,進行表面活性劑降壓增注技術研究,以石油磺酸鹽為主劑,通過添加各種助劑,依據(jù)測定油水界面張力和巖心模擬降壓實驗,研究了降壓增注表面活性劑體系配方,優(yōu)化了注入?yún)?shù),達到了降壓增注的效果。結果表明,所研制的配方體系(質量分數(shù))為0.7%XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na2CO3+0.5%NBA,與太北區(qū)塊原油間的界面張力為8.61×10-3m N/m;在室內巖心驅替中,降壓增注表面活性劑溶液的最佳注入質量分數(shù)為0.5%,最佳注入量為0.5 PV,降壓率為18.37%。

杏南油田; 特低滲透油藏; 表面活性劑; 石油磺酸鹽; 降壓增注

低滲油藏相比于常規(guī)油藏,地層滲透率低、孔隙度小,近井地帶存在明顯的壓降漏斗、界面作用強、壓力傳遞困難。傳統(tǒng)的酸化壓裂措施有效期短,同時使顆粒運移更加明顯,對地層傷害比較大[1-3]。杏南油田太北區(qū)塊為典型的低滲透砂巖儲層,應用表面活性劑可以顯著降低低滲透油藏的注入壓力,增加注水量,改善油藏驅替效果[4]。因此,研究太北區(qū)塊表面活性劑降壓增注技術是十分必要的。資料表明,低滲透油藏復合降壓增注主要是利用表面活性劑對油水界面的作用和影響,降低油水界面張力,減小水驅毛管阻力,降低注入壓力,提高原油采收率[5-10];同時,表面活性劑驅替過程中存在最優(yōu)的參數(shù)組合[11]。石油磺酸鹽是表面活性劑降壓增注現(xiàn)場常用的藥劑,但是,杏南油田開展的降壓增注試驗表明,單獨使用石油磺酸鹽降壓效果不理想。因此,本文針對杏南油田太北區(qū)塊的原油性質和儲層特征,通過油水間界面張力測定和巖心驅替降壓增注模擬實驗,研制了基于石油磺酸鹽的降壓增注表面活性劑體系配方,測試了降壓增注體系與天然巖心的匹配性和實際降壓效果,評價了降壓幅度,最終優(yōu)化出了適合太北區(qū)塊的最優(yōu)注入?yún)?shù)組合。

1 降壓增注表面活性劑體系研制

為了保證較好的降壓增注效果,研制的表面活性劑體系應具有較低的界面張力。在低滲透油藏降壓增注措施中,表面活性劑通過降低油水界面張力,改變巖石的潤濕性,從而改善油水滲流特性,增大水相滲透率,達到降低注入壓力的目的[12-13]。針對不同的油藏,降壓增注措施所需表面活性劑的種類和性能各不相同,因此需要研究各性能對降壓增注效果的影響,以便體系篩選[14-15]。將各種表面活性劑配制成質量分數(shù)0.5%溶液,在60℃條件下,利用TX-500D旋轉滴超低界面張力測定儀測定表面活性劑溶液與原油之間的界面張力。

1.1 主劑石油磺酸鹽用量確定

配制質量分數(shù)分別為0.1%、0.3%、0.5%、0.7%、1.0%、2.0%和5.0%的石油磺酸鹽溶液,并測定杏南油田原油與不同質量分數(shù)的石油磺酸鹽(XPS)溶液之間的界面張力,測試結果見圖1。

圖1 不同質量分數(shù)石油磺酸鹽溶液與原油之間的界面張力Fig.1 The IFT between different mass fraction of petroleum sulfonate and oil

由圖1可知,隨著XPS溶液質量分數(shù)的增大,界面張力先減小,后緩慢增大。當XPS溶液質量分數(shù)為0.7%時,界面張力最小,其值為5.819 m N/m。

1.2 復配表面活性劑的確定

驅油常用表面活性劑是石油磺酸鹽,但單一石油磺酸鹽難以將油/水界面張力降至超低。為改善表面活性劑的性能,目前的方法是合成新型表面活性劑或將表面活性劑與其他化合物復配[16]。本文將4種陰離子表面活性劑、6種非離子表面活性劑、4種特種表面活性劑配制成質量分數(shù)0.5%溶液與質量分數(shù)0.7%石油磺酸鹽進行復配,測定各復配溶液與杏南油田原油間的界面張力,測試結果見圖2。

圖2 不同表面活性劑與原油間的界面張力Fig.2 The IFT between different kinds of surfactants and oil

在離子型表面活性劑中加入非離子型表面活性劑,溶液的表面活性提高;在非離子型表面活性劑中加入離子型表面活性劑,溶液濁點升高。大量研究表明,陰離子表面活性劑與非離子表面活性劑的相互作用明顯強于陽離子表面活性劑與非離子表面活性劑的相互作用[17]。由圖2可知,14種表面活性劑與石油磺酸鹽復配后,各復配溶液與太北原油間的界面張力差別很大,只有非離子表面活性劑椰子油二乙醇酰胺(6501)與陰離子表面活性劑石油磺酸鹽復配,界面張力達到10-2m N/m。故復配表面活性劑選擇6501。

測定不同質量分數(shù)的椰子油二乙醇酰胺與原油間的界面張力值,結果見圖3。

圖3 不同質量分數(shù)椰子油二乙醇酰胺溶液對界面張力的影響Fig.3 The IFT between different mass fraction of 6501 and oil

由圖3可確定椰子油二乙醇酰胺與原油達到最低界面張力的質量分數(shù)為0.9%。

1.3 復配表面活性劑體積比的確定

通過表面活性劑復配、添加助劑等方式,界面張力可以進一步降低[12]。初步配方組合(質量分數(shù)): 0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%石油磺酸鹽+1.2% Na2CO3,體積比分別為4∶1∶1、3∶1∶1、2∶1∶1和1∶1∶1,并測試體系溶液與太北區(qū)塊原油間的界面張力(見圖4)。圖4結果表明,體積比1∶1∶1的表面活性劑體系的界面張力達到10-2m N/m的數(shù)量級,故體系體積比選擇1∶1∶1。

圖4 不同體積比復配表面活性劑的界面張力Fig.4 The IFT of mixture surfactants in different volume ratios

1.4 助劑質量分數(shù)的確定

為了實現(xiàn)進一步降低界面張力的目的,考慮加入正丁醇進一步降低界面張力,對正丁醇助劑質量分數(shù)進行了優(yōu)選。測定結果見圖5。

圖5 正丁醇助劑質量分數(shù)優(yōu)選Fig.5 The mass fraction optimization of NBA

由圖5可知,加入助劑正丁醇可以進一步降低界面張力,隨著正丁醇質量分數(shù)的增加,界面張力先減小再增加,確定表面活性劑降壓增注體系(界面張力8.61×10-3m N/m)配方為(質量分數(shù)):0.7% XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na2CO3+ 0.5%正丁醇。

2 表面活性劑降壓增注實驗

按照配方配制不同質量分數(shù)的表面活性劑溶液,并注入天然巖心。通過巖心驅油降壓模擬實驗,確定表面活性劑的最佳質量分數(shù)、最佳用量和最佳段塞組合。

2.1 表面活性劑質量分數(shù)

在恒定流量為0.05 m L/min條件下,利用天然巖心首先模擬注水(現(xiàn)場注入水),當注入壓力達到最大值時,注入1 PV表面活性劑溶液,再轉注水,記錄注入表面活性劑段塞前后兩次注水的注入壓力隨時間的變化并進行對比。表面活性劑質量分數(shù)分別為0.3%、0.5%、0.8%、1.0%時壓力變化情況見圖6。由圖6可知,注入質量分數(shù)0.3%、0.5%、0.8%和1.0%的表面活性劑降壓率分別為11.61%、19.76%、20.19%和24.30%。

圖6 注入壓力與注入濃度的關系曲線Fig.6 The relation curve between injecting pressure and injecting concentration

2.2 表面活性劑用量

在恒定流量為0.5 m L/min條件下,應用天然巖心,首先模擬注水(現(xiàn)場注入水),當注入壓力達到最大值時,注入不同PV數(shù)的質量分數(shù)0.5%表面活性劑溶液,再轉注水,記錄并繪制壓力變化的關系曲線,結果如圖7所示。由圖7可知,注入0.3 PV、0.5 PV和1.0 PV表面活性劑溶液,降壓率分別為16.40%、18.37%和19.76%。

圖7 注入不同PV數(shù)表面活性劑的壓力變化Fig.7 The pressure relation curve of different injecting PV of surfactants

3 結論

(1)杏南油田太北區(qū)塊降壓增注表面活性劑與太北區(qū)塊原油之間的界面張力為8.61×10-3m N/ m,配方組成(質量分數(shù))為:0.7%XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na2CO3+0.5%正丁醇。

(2)隨著注入質量分數(shù)的增加,表面活性劑的降壓率逐漸增大。而且當注入質量分數(shù)高于0.5%以后,降壓率增加的幅度變化不大,因此最佳質量分數(shù)為0.5%。當注入量大于0.5 PV以后,降壓效果提高幅度逐漸減少,因此考慮經(jīng)濟成本等因素,確定最佳注入量為0.5 PV,降壓率為18.37%。確定最佳注入?yún)?shù):注入表面活性劑質量分數(shù)為0.5%,注入量為0.5 PV,降壓率為18.37%。

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(編輯 閆玉玲)

Research of Decreasing Injection Pressure and Increasing Injection Rate by Petroleum Sulfonate-Based Surfactant in Xingnan Oilfield

Cao Guangsheng1,Li Ze1,Li Qiao2,Bai Yujie1,Zhang Xianqiang1,Liu Yang3
(1.Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery Ministry of Education,Northeast Petroleum University,Daqing Heilongjiang163318,China; 2.The Fifth Production Plant of Daqing Oil Field Co.,Ltd.,Daqing Heilongjiang163513,China; 3.The First Production Plant of Daqing Oil Field Co.,Ltd.,Daqing Heilongjiang163001,China)

The Taibei block of Xingnan oilfield is a typical extra low-permeability and strong sensitivity reservoir,which has many characters,such as low porosity,low permeability and severe heterogeneity.During water flooding of the Taibei block of Xingnan oilfield,the rapidly-increasing pressure in injecting wells and the rapidly-decreasing pressure in producing wells occurred.In order to abate these problems,in this paper,technology of decreasing injection pressure and increasing injection rate by petroleum sulfonate-based surfactant was studied.The petroleum sulfonate was selected as the main chemical agent, assisted by various additives.By IFT measurement of oil and surfactant solution and core simulation displacement experiment, the chemical agent formula used for decreasing injection pressure and increasing injection rate was developed,and the injection parameters were optimized.The results showed that the formula system was 0.7%XPS+0.9%6501+1.2%Na2CO3+0.5% NBA,the IFT between the Taibei block oil and formula system was 8.61×10-3m N/m,the best concentration of agent was 0.5%,the best injection volume was 0.5 PV,and the ratio of decreasing injecting pressure was 18.37%.

Xingnan oilfield;Extra low permeable reservoir;Petroleum sulfonate;Decompression and augmented injection

TE39

:A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.01.006

1006-396X(2017)01-0027-04投稿網(wǎng)址:http://journal.lnpu.edu.cn

2016-09-12

:2016-11-01

黑龍江省自然科學基金重點項目“活性原油在非均質儲層中的自適應控水增油機理”(51574089)。

曹廣勝(1966-),男,博士,教授,博士生導師,從事采油采氣化學理論與工程的研究;E-mail:caoguangsheng@nepu. edu.cn。

李澤(1991-),男,碩士研究生,從事采油采氣工程理論與技術研究;E-mail:458599205@qq.com。