高30断块油藏S/P二元复合驱室内实验研究

黄小会,李华斌,程柯扬,田小兰,乔 林

(成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610059）

高30断块油藏S/P二元复合驱室内实验研究

黄小会,李华斌,程柯扬,田小兰,乔 林

(成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都 610059）

针对高30断块砂岩油藏,筛选和评价了表面活性剂/聚合物(S/P）二元复合驱油体系。结果表明,表面活性剂CDS-1在有效浓度(0.025%～0.300%）低而宽的范围内,体系与原油的界面张力可降到能大幅度提高驱油效率的10-2mN/m数量级;当疏水缔合聚合物HNT201-3浓度为1 250 mg/L、CDS-1浓度为0.05%时,体系在地层条件下的表观黏度可达72.37 mPa·s。在模拟油层渗透率及非均质变异系数的岩心上,注入0.30 PV二元复合体系及0.10 PV聚合物保护段塞时,可比水驱提高采收率20.91%OOIP。

S/P复合驱油体系;提高采收率;疏水缔合聚合物;界面张力

任丘油田高30断块油藏,地质储量363.94×104t,已经进入高含水开发后期,综合含水率高达97.0%,目前采出程度21.49%,仍然有70%以上的剩余油。采用能进一步大幅度提高油层的波及体积和驱油效率的高效的复合驱是提高油藏最终采收率的有效途径[1]。高30断块油藏埋深为2 430～2 630 m、油层温度90℃、地层水矿化度 9 601.9 mg/L,其中 Ca2+、Mg2+总含量为64.18 mg/L。显然,对于这样的油藏,理论和已有的实验结果表明,由于碱的加入使pH值升高,并与地层中的SiO2发生反应,生成硅垢,导致地层渗透率降低,甚至堵塞油层;地层水中的Ca2+、Mg2+与油层流体及岩石矿物反应,形成碱垢,对地层造成伤害并影响油井正常生产[2-6],故单一的碱水驱和含碱的复合驱是不可行的。本断块油藏由于油层温度和矿化度相对较高,因此必须选用与油层流体配伍的表面活性剂以及抗温抗盐的聚合物的驱油体系。本文在无碱条件下,开展了高30断块表面活性剂/聚合物二元复合驱提高采收率研究。

1 实验部分

1.1 实验仪器

界面张力由上海中晨数字技术设备有限公司生产的JJ2008旋转滴界面张力仪测定;黏度由美国生产的DV-Ⅲ型Brookfield黏度计测定;阻力系数、残余阻力系数及岩心驱油试验由江苏省海安石油仪器设备厂生产的岩心驱油装置完成。所有实验均在油层温度(90℃）下进行。

1.2 化学试剂及材料

实验中使用的化学试剂为工业产品,浓度均为有效浓度,见表1;实验用油为实际产出原油;实验用水为注水站实际注入水和采出水,注入水总矿化度为9 434.4 mg/L,其中Ca2+、Mg2+离子总含量为65.95 mg/L;采出水总矿化度为9 601.9 mg/L,其中 Ca2+、Mg2+总含量为 64.18 mg/L,水型均为NaHCO3。驱油试验岩心由石英砂和天然油层岩砂胶结而成,它模拟了油层平均孔隙度(18.64%）、平均空气渗透率(105×10-3μm2）及非均质变异系数(0.72）,规格 30 cm ×4.5 cm ×4.5 cm,分上、中、下三层,每小层等厚为1.5 cm。

表1 实验中使用的化学剂Tab.1 Commercial chemicals used in the test

2 实验结果及讨论

2.1 表面活性剂对原油界面张力的影响

2.1.1 表面活性剂对平衡界面张力的影响

图1给出了十二烷基苯磺酸钠、CDS-1、十二烷基硫酸钠和十二烷基磺酸钠溶液与原油的界面张力。可以看出,对于十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠和十二烷基磺酸钠来说,在有效浓度为0～0.300%的范围内,油、水界面张力随着浓度的升高而逐渐降低,但降低幅度不大,基本都保持在100 mN/m数量级的范围。对于表面活性剂CDS-1来说,在0～0.025%超低浓度的范围内,随着表面活性剂浓度的增加,油、水界面张力从1.01×101mN/m急剧降低到7.87×10-3mN/m,降低了三个数量级;在0.025%～0.300%浓度范围内,随着表面活性剂浓度的升高,油、水界面张力基本上都保持在10-2mN/m数量级。也就是说,使用单一的表面活性剂CDS-1水溶液,体系与原油的界面张力可以降低到大幅度提高原油采收率的更低数量级(10-2mN/m数量级以下）[2]。故驱油体系选用表面活性剂CDS-1。

图1 表面活性剂浓度(有效浓度）对界面张力的影响Fig.1 The effect of surfactant effective concentration on interfacial tension

2.1.2 表面活性剂对瞬时界面张力的影响

特别针对表面活性剂CDS-1,图2给出了表面活性剂CDS-1体系与原油瞬时动态界面张力。可以看出,当CDS-1浓度为0.005%时,随着时间的变化与原油的界面张力略有降低,但基本都保持在100mN/m数量级的范围;当CDS-1浓度为0.025%时,随着时间的变化与原油的界面张力基本都保持在10-3mN/m数量级范围;当表面活性剂浓度为0.05%时,在0～25 min时,油、水界面张力由1.04×100mN/m降低到了8.87×10-2mN/m,而后,体系的界面张力基本不随时间的变化而有明显的改变,且在10-2mN/m数量级的低值范围;当表面活性剂浓度在0.05%～0.30%的范围时,时间对界面张力的影响开始减小,但无论是瞬时动态界面张力还是平衡界面张力,都达到了10-2mN/m的超低值。故本次研究选用0.05%CDS-1表面活性剂。

特别需要说明的是,对于CDS-1来说,即使在浓度低而宽的0.025%～0.30%(有效浓度）条件下,油、水界面张力仍然可以达到7.87×10-3mN/m的超低值,远远低于目前常规复合驱的表面活性剂的使用浓度(表面活性剂 0.15%～0.30%(有效浓度的实际使用浓度））[2],这使高30油藏大规模经济高效使用超低浓度的表面活性剂复合驱成为可能。

图2 表面活性剂CDS-1浓度对界面张力的影响Fig.2 The effect of surfactant(CDS-1）concentration on interfacial tension

2.2 聚合物对二元体系表观黏度的影响

众所周知,由于油藏的非均质性,复合驱体系的表观黏度对驱油效果影响较大。在一定范围内提高驱油体系的黏度,使可以提高驱油效率的驱油溶液进入渗透率较低的层位,从而提高油层波及体积,还可以提高低渗层的驱油效率,因而可以大幅度整体提高驱油效果。因此,驱油体系在油层渗透过程中,保持理想的流度控制是保证复合驱高效驱油的前提和条件[5-9]。

为了与油田实际一致,实验中用注入水配置母液、产出水稀释来配制表面活性剂/聚合物二元复合体系,在CDS-1浓度为0.05%以及温度为90℃的条件下,测定三种聚合物不同浓度下二元复合体系的表观黏度(图3）。

图3 表面活性剂浓度为0.05%时聚合物浓度对二元复合体系表观黏度的影响Fig.3 The effect of polymer concentration on apparent viscosity as the concentration of CDS-1 active is 0.05%

由图3可以看出,在表面活性剂CDS-1浓度为0.05%的情况下,体系的表观黏度随着聚合物浓度的升高而逐渐升高。对于部分水解聚丙烯酰胺CDS-1-HPAM(分子量M≥2 500×104）/CDS-1二元复合体系,随着CDS-1浓度的增加,由于形成了更多的胶束粒子或更大的胶束粒子,使得聚合物分子之间的作用更强,因此溶液的表观黏度也随之增加。对于疏水缔合聚合物(HNT201-3）/CDS-1二元复合体系,由于疏水缔合聚合物的分子键引入了疏水基团,使得这种作用更强,其表观黏度明显高于 CDS-1-HPAM/CDS-1和疏水缔合聚合物AP-P4/CDS-1复配体系。当疏水缔合聚合物HNT201-3的浓度在1.250 g/L时,体系的表观黏度高达72.37 mPa·s,而AP-P4体系的表观黏度却小于4 mPa·s,CDS-1-HPAM体系的表观黏度却为13.9 mPa·s。因此,HNT201-3疏水缔合聚合物/0.05%CDS-1表面活性剂的增黏效果最佳,为油层条件下原油黏度(24.63 mPa·s）的2.94倍。

为此,确定二元复合体系为0.05%CDS-1表面活性剂/1 250 mg/L HNT201-3缔合聚合物。

2.3 岩心驱油实验

根据选出的二元复合体系,为使驱油效果达到最佳,通过驱油试验来确定最佳的注入段塞。整个驱替过程模拟油田实际开发过程,具体步骤如下:

(1）将岩心在真空条件下饱和实际产出地层水,然后饱和原油,直到岩心出口端无水产出,用以模拟实际油田未开发状况(造束缚水）;

(2）进行水驱(注入水为高30断块注入水）,直到岩心出口端含水98%(油田水驱经济极限）,计算水驱采收率;

(3）注入复合体系溶液段塞,进行化学驱油,接着注入保护段塞0.1 PV(浓度1 250 mg/L）;

(4）进行后续水驱(注入水为高30断块注入水）,直到岩心出口端含水98%,计算增采的油量和采收率。试验结果见图4。

图4 表面活性剂/缔合聚合物复合体系在非均质岩心上的驱油试验结果Fig.4 Results of displacement test of surfactant/hydrophobically associating polymer on heterogeneous compacted sands

可以看出,随着注入PV数的增大,复合驱比水驱提高的采收率值是逐渐增加的。但在注入量为0.01～0.25 PV时,随着注入量的增加,采收率只是由11.08%OOIP(原始地质储量）增加到17.61%OOIP,增加的幅度缓慢;而当注入量在0.25～0.30 PV的范围内,随着注入量的增大,聚合物驱的采收率增加幅度急剧增大,由17.61%OOIP上升到 20.91%OOIP;当注入量大于0.3PV后,复合驱的采收率增加幅度又开始变缓,采收率仅由20.91%OOIP(注入0.3 PV）增加到21.6%OOIP(注入0.35 PV）,曲线呈典型的S型。可见,高30断块表面活性剂/缔合聚合物复合驱的段塞注入量应在0.3 PV,此时的驱油效果最佳,复合驱比水驱提高采收率为 20.91%OOIP。

3 结论

(1）通过室内筛选与评价,表面活性剂CDS-1在低而宽的0.025%～0.300%(有效浓度）的浓度范围内,与原油的界面张力可以达到可以大幅度提高采出程度的10-2mN/m数量级,这使高30油藏大规模推广使用超低浓度的表面活性剂复合驱成为可能。

(2）高30断块二元复合驱油体系为表面活性剂CDS-1/缔合聚合物 HNT201-3。主段塞中缔合聚合物浓度1 250 mg/L,表面活性剂浓度0.05%(有效浓度）,复合体系黏度72 mPa·s。当注入段塞为0.3 PV,聚合物后续保护段塞0.1 PV(浓度 1 250 mg/L）,比水驱提高采收率20.91%OOIP,效果十分明显。

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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

黄小会(1986—）,女,油气田开发工程连读硕士研究生,主要从事化学驱提高采收率技术研究。E-mail:huangxh820@163.com。