耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系研究及应用

许文 ,潘 彬,李 鑫,王颐同,邵 彤,朱 璐

引言

化学驱油技术作为最有效以及最常用的一种三次采油技术,近年来,国内外相关的研究报道及现场应用比较多,取得了较多的研究成果[1-3]。其中聚-表二元复合驱能够在不加碱的情况下使油水界面张力达到超低水平,并且可以产生一定的乳化作用,从而有效提高油藏水驱开发后的采收率[4-6]。然而对于高温高盐油藏而言,常规的聚合物和表面活性剂驱油剂无法正常发挥其驱油效果[7-10],需要研究更加高效的耐温抗盐型二元复合驱油技术,以满足高温高盐油藏继续提高采收率的需求。

陆上某油田A区块地层温度大于90 ℃,地层水矿化度大于50 000 mg/L,地层温度和矿化度均较高,经过长时间水驱开发后,目前已进入高含水开发阶段,水驱开发效果较差。前期尝试采用化学驱油技术手段(表面活性剂驱、聚合物驱以及复合驱等)来进一步提高该油藏的采收率,但效果均不理想。分析认为,化学驱油剂在高温高盐的条件下易产生降解以及吸附等作用,从而严重制约了化学驱提高采收率的效果。因此,研究具有良好的耐温抗盐性能的聚合物和表面活性剂驱油剂成为提高此类油藏开发效率的关键[11-13]。另外,有研究认为,乳化作用的强弱在聚-表二元复合驱提高采收率方面具有比较重要的影响,驱油剂与原油通过乳化作用形成具有不同粒径尺寸的水包油乳状液,小粒径的乳状液随驱替介质流出孔隙,而较大粒径的乳状液会对大孔喉产生一定的封堵作用,起到一定的调剖效果,提高了波及效率[14-16]。因此,本文以陆上某油田A区块高温高盐储层为研究对象,将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E进行复配,研制了一种耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,室内评价了其综合性能,并在A区块进行了现场应用,为此类油藏提高采收率研究提供一定的借鉴。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验材料:耐温抗盐型聚合物SPAM-1(相对分子质量1 600×104,固含量为91.6%,水解度为25.42%),阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E(有效组分含量54.52%),实验室自制;模拟地层水(总矿化度为51 000 mg/L);储层脱水脱气原油(室温下密度为0.891 g/cm3,黏度为5.18 mPa·s);油砂,取自目标油田储层段;储层天然岩心(长度为7.0 cm,直径为2.5 cm)。

实验仪器:MCR301型旋转流变仪,奥地利安东帕公司;TX500C型全自动表界面张力测量仪,北京品创思精密仪器有限公司;SHA-B数显水浴恒温振荡器,常州蒙特仪器制造有限公司;高温高压岩心流动试验仪,湖北创联石油科技有限公司。

1.2 耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系作用机理

常规驱油用聚合物和表面活性剂在高温、高矿化度环境下容易降解,失去活性,进而导致驱油效果变差。研制的耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E能够很好地适应高温高盐环境。其中聚合物SPAM-1与常用的HPAM相比,分子结构中含有耐温抗盐性能较好的大位阻基团以及磺酸基团等,分子链的刚性较强。并且SPAM-1中同时存在分子间和分子内的缔合作用,使其能够呈现出比较规整的三维网状结构,在高温、高矿化度条件下可以保持分子链的舒展状态,降低缠绕概率,使聚合物分子结构稳定性增强,进而提高其耐温抗盐性能。而阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E与其他常用表面活性剂相比,其分子结构中同时含有多个亲水基团(端羟基、磺酸基等)和亲油基团(末端疏水长链等)。其中磺酸基团能够使YANC-E具有较好的耐高温性能,而大量端羟基的存在能够与水分子形成较多的氢键,增强了其亲水性能,大量氢键的存在能够使表面活性剂分子形成的胶束体积增大,从而更好地抵消盐离子对YANC-E分子溶解性能降低的影响,增大其抗盐性能。另外,阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E还具有较强的乳化性能。将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E进行复配形成的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,能够较好地满足高温高盐油藏进一步提高采收率的需求。

1.3 实验方案

1.3.1 黏度和界面张力测定

使用MCR301型旋转流变仪测定不同条件下聚合物溶液和聚-表二元复合驱油体系的黏度;使用TX500C型全自动表界面张力测量仪测定不同条件下表面活性剂溶液和聚-表二元复合驱油体系与储层原油之间的界面张力。

1.3.2 乳化性能评价

乳化性能的评价参照中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY 1583-2013《二元复合驱用表面活性剂技术规范》中乳化稳定性和乳化综合指数的测定方法,其中乳化稳定性以一定时间内油水乳状液的分水率来表示。

1.3.3 吸附性能评价

为了保证聚合物和表面活性剂在油砂表面得到充分的饱和吸附,通过前期开展的油砂和驱油体系的比例对吸附量的影响实验,选择固液比为1∶20。按照优选的聚-表二元复合驱油体系配方配制复合溶液,按固液比为1∶20的比例加入目标油田储层段油砂,将混合液放置在恒温振荡器上,升高温度至95 ℃,振荡反应24 h后,取上层溶液测定其黏度和界面张力变化情况;再次更换油砂,重复上述实验步骤,评价多次吸附实验后,聚-表二元复合驱油体系的黏度和界面张力的变化情况,以此评价二元复合驱油体系的抗吸附性能。

1.3.4 驱油性能评价

①使用模拟地层水饱和岩心,然后以0.5 mL/min的流速将岩心饱和储层脱气原油,直至岩心出口端无水产出为止,关闭岩心进出口端,在储层温度条件下老化24 h,备用;②使用模拟地层水驱替饱和原油后的岩心,驱替流速为0.2 mL/min,直至产出液中含水率大于98%时为止,计算水驱油的采收率;③再以相同的流速注入0.5 PV的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系;④继续使用模拟地层水进行后续水驱油,同样驱替至产出液中含水率大于98%时为止,实验结束,计算化学驱提高采收率和最终采收率;⑤实验温度均为95 ℃,并全程记录岩心驱替过程中的注入压力、含水率以及采收率变化情况。

2 结果与讨论

2.1 聚合物增黏性能评价

使用模拟地层水配制质量浓度为10 000 mg/L的聚合物SPAM-1溶液,在室温下放置24 h后,再使用模拟地层水稀释至不同的浓度,然后按照1.3.1中的实验方法测定不同质量浓度聚合物溶液的黏度。实验结果如图1所示。

图1 聚合物质量浓度对聚合物溶液黏度的影响

由图1可以看出,聚合物SPAM-1的质量浓度越高,溶液的黏度值就越大。当聚合物质量浓度小于1 500 mg/L时,溶液黏度随聚合物质量浓度增大的幅度较小,而当聚合物质量浓度达到2 000 mg/L以上时,溶液黏度随聚合物质量浓度的增加迅速上升。当聚合物SPAM-1的质量浓度为2 000 mg/L时,黏度可以达到75 mPa·s以上,说明其具有良好的增黏性能。

2.2 表面活性剂性能评价

2.2.1 界面活性

使用模拟地层水配制不同质量浓度的表面活性剂YANC-E溶液,然后按照1.3.1中的实验方法测定不同质量浓度表面活性剂溶液与储层原油之间的界面张力。实验结果如图2所示。

图2 表面活性剂质量浓度对表面活性剂溶液界面张力的影响

由图2可以看出,随着表面活性剂YANC-E质量浓度的不断增大,界面张力呈现出“先降低后升高”的趋势。当表面活性剂质量浓度处在2 500～5 500 mg/L范围之内时,界面张力均能达到10-3mN/m数量级;而当表面活性剂质量浓度为3 000 mg/L时,界面张力值达到最低,再继续增大表面活性剂的质量浓度,界面张力值稍微升高,但仍能维持在10-3mN/m数量级范围内。说明表面活性剂YANC-E具有较宽的浓度窗口,能够确保其在驱油过程中始终保持良好的界面活性。

2.2.2 表面活性剂对二元复合驱油体系性能的影响

在聚-表二元复合驱油过程中,表面活性剂与聚合物之间通常会互相产生影响,导致复合体系的性能产生变化。因此,二者之间的配伍性对复合驱油体系综合性能的影响至关重要。室内评价了不同加量表面活性剂YANC-E对二元复合驱油体系性能的影响,主要包括溶液黏度、油水界面张力以及乳化综合指数,固定聚合物SPAM-1的质量浓度为2 000 mg/L,实验结果见表1。

表1 表面活性剂质量浓度对二元复合驱油体系性能的影响

由表1可以看出,随着表面活性剂YANC-E加量的不断增大,二元复合驱油体系的黏度值有所降低,但降低的幅度比较小。当YANC-E质量浓度为5 500 mg/L时,黏度值仍能保持在70 mPa·s以上。这主要是由于表面活性剂YANC-E的加入部分压缩了聚合物SPAM-1分子的扩散双电层,增大了分子的卷曲程度,表面活性剂在聚合物溶液中起到了类似于电解质的作用,从而导致聚合物溶液黏度出现下降,但下降的幅度不明显,仍能满足要求。

表面活性剂YANC-E的加量越大,二元复合驱油体系与储层原油之间的界面张力值“先降低后升高”。当YANC-E的质量浓度为2 500～4 000 mg/L时,二元复合驱油体系的界面张力值可以达到10-3mN/m超低界面张力的数量级范围,降低界面张力的效果较好。

此外,随着表面活性剂YANC-E加量的不断增大,二元复合驱油体系的乳化综合指数逐渐增大。当YANC-E的质量浓度为3 000 mg/L时,乳化综合指数可以达到69%左右,乳化作用较强;而当YANC-E的质量浓度为5 500 mg/L时,乳化综合指数则可以达到80%以上。根据相关研究结果[17-18],当驱油体系的乳化综合指数大于70%时,体系的超强乳化作用会对驱油效果产生不利的影响。因此,在聚-表二元复合驱油体系中应控制表面活性剂的加量,以最大程度地提高体系的驱油效率。

2.3 聚-表二元复合驱油体系配方

针对上述聚合物和表面活性剂性能的评价结果,确定了耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系的配方为:2 000 mg/L聚合物SPAM-1+3 000 mg/L表面活性剂YANC-E。

2.4 聚-表二元复合驱油体系性能评价

2.4.1 耐温性能

使用模拟地层水配制聚-表二元复合驱油体系,然后将其在不同温度条件下老化24 h,以黏度和界面张力的变化情况为考核指标,评价了聚-表二元复合驱油体系的耐温性能。实验结果如图3所示。

图3 二元复合驱油体系耐温性能评价结果

由图3可知,随着老化温度的不断升高,聚-表二元复合驱油体系的黏度逐渐下降,界面张力逐渐升高,但变化的幅度均较小。当温度由25 ℃升高至115 ℃时,驱油体系的黏度由72.9 mPa·s降低至65.7 mPa·s,黏度保留率仍在90%以上;而界面张力则由0.003 2 mN/m增大至0.009 4 mN/m,仍能达到10-3mN/m超低界面张力水平。说明研制的聚-表二元复合驱油体系具有良好的耐温性能,这是由于复合驱油体系中的聚合物SPAM-1分子中含有耐温性能较好的磺酸基团以及具有环状结构的大位阻基团,使其能够抑制和减弱聚合物分子在高温下的水解和去水化作用,从而使其维持较高的黏度值。而复合驱油体系中的YANC-E属于阴-非离子复合型表面活性剂,其分子结构中同时含有阴离子基团和非离子基团,使其能够在高温状态下保持良好的界面活性。

2.4.2 抗盐性能

使用不同矿化度的盐水(采用模拟地层水稀释或浓缩)配制聚-表二元复合驱油体系,然后将其在95 ℃下老化24 h,以黏度和界面张力的变化情况为考核指标,评价了聚-表二元复合驱油体系的抗盐性能。实验结果见图4。

图4 二元复合驱油体系抗盐性能评价结果

由图4可知,随着溶液矿化度的不断增大,聚-表二元复合驱油体系的黏度逐渐下降,而界面张力则呈现出“先降低后升高”的趋势。当矿化度从0 mg/L增大至102 000 mg/L时,驱油体系的黏度由73.2 mPa·s降低至66.3 mPa·s,黏度保留率仍能达到90%以上;而界面张力则由0.008 7 mN/m增大至0.009 1 mN/m,均在10-3mN/m超低界面张力范围内。说明研制的聚-表二元复合驱油体系具有良好的抗盐性能,这是由于复合驱油体系中的聚合物SPAM-1的分子链刚性较强,分子链自身和分子链之间的作用力较大,限制了聚合物分子链的旋转,提高了聚合物分子的稳定性,可以大大削弱溶液中盐离子的影响,使其具有良好的抗盐性能;而复合驱油体系中的阴-非离子型表面活性剂YANC-E具有较好的抗盐性能,当矿化度较低时,无机盐离子压缩了表面活性剂的双电层,使亲水基团周围的水化膜遭到一定程度的破坏,从而使油水界面张力有所降低。而当矿化度较高时,表面活性剂的双电层受到压缩的程度进一步增强,使其分子更多地分布在油相中,使油水界面张力有所升高,但升高的幅度不大,说明其具有较强的抗盐性能。

2.4.3 长时间老化稳定性能

使用模拟地层水配制聚-表二元复合驱油体系,然后将其在95 ℃下老化不同时间,评价了聚-表二元复合驱油体系的长时间老化稳定性能。实验结果如图5所示。

图5 二元复合驱油体系长时间老化稳定性能评价结果

由图5可知,随着老化时间的不断延长,聚-表二元复合驱油体系的黏度呈现出逐渐降低的趋势,而界面张力则呈现出逐渐升高的趋势,但整体变化的幅度均不大。在储层温度条件下老化60 d后体系的黏度仍能达到62.3 mPa·s,黏度保留率可以达到85.46%,并且体系的界面张力在60 d内均能持续维持在10-3mN/m超低界面张力范围内。这说明研制的聚-表二元复合驱油体系具有良好的长时间老化稳定性能。

2.4.4 乳化性能

参照1.3.2中的实验方法,使用模拟地层水配制聚-表二元复合驱油体系,然后将其与储层原油按照一定的比例混合,通过乳化仪制备成稳定的乳状液,在95 ℃下放置不同时间后,测定乳状液的分水率,以此评价聚-表二元复合驱油体系的乳化性能。实验结果如图6所示。

图6 二元复合驱油体系乳化性能评价结果

由图6可知,随着时间的延长,聚-表二元复合驱油体系与储层原油形成的乳状液的分水率逐渐升高,但分水率仍较小。当实验时间为120 min时,分水率仅为18.6%,乳状液的稳定性较好。说明研制的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系具备较强的乳化能力,能够增大二元复合驱油体系的波及体积,从而有利于提高其驱油效率。

2.4.5 吸附性能

参照1.3.3中的实验方法,以黏度和界面张力的变化情况为考核指标,评价了聚-表二元复合驱油体系的吸附性能。实验结果如图7所示。

图7 二元复合驱油体系吸附性能评价结果

由图7可知,随着吸附次数的不断增加,聚-表二元复合驱油体系的黏度逐渐下降,界面张力逐渐升高。当吸附次数达到6次时,驱油体系的黏度仍能达到69.3 mPa·s,与初始黏度值相比,黏度保留率可以达到95%以上;此时驱油体系的界面张力仍在10-3mN/m超低界面张力范围内,这说明研制的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系具备较强的抗吸附性能,能够确保驱油体系在地层环境条件下长时间地保持较高的黏度和较低的界面张力,从而有效发挥其驱油效果。

2.4.6 驱油性能

参照1.3.4中的实验方法,评价了耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系的驱油性能。实验结果见表2和图8。

表2 二元复合驱油体系的驱油效果

图8 二元复合驱油体系驱油性能评价结果(G-1岩心)

由表2可知,3块岩心的平均水驱采收率为41.7%,继续注入0.5 PV的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系后,采收率明显提高,至后续水驱结束,采收率的提高幅度平均可以达到26.0%,总采收率平均为67.7%,驱油效果较好。

图8为G-1岩心不同驱替阶段采收率、含水率以及注入压力随注入量的变化曲线。从中可以看出,水驱至1.5 PV时,岩心含水率已经达到98%以上,此时采收率为41.8%,注入压力为0.6 MPa左右;继续注入0.5 PV的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系后,含水率明显下降,可降低至80%左右,注入压力迅速升高,最高升至1.35 MPa,采收率稳步提升;后续水驱阶段,含水率和采收率均缓慢升高,注入压力逐渐降低,直至趋于稳定,当驱替至4 PV时,含水率达到98%以上,最终采收率为68.5%,相较于水驱阶段结束时采收率增加了26.7%,达到了良好的提高采收率效果。

3 现场应用效果

陆上某油田A区块储层段平均渗透率为110.2×10-3μm2,平均孔隙度为18.6%,储层温度最高可达93.8 ℃,地层水矿化度平均在50 000 mg/L以上。A区块目的层平均厚度为11.2 m,地质储量为326×104t,主要采用五点法井网开发,井距为150 m,区块内共有注水井21口,采油井32口,前期水驱开发采出程度达到了45%左右,随着水驱开发时间的延长,油井综合含水率已高达95%以上,水驱开发效果逐年变差。因此,在该区块采用了耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油措施,聚合物SPAM-1和表面活性剂YANC-E的注入浓度分别为2 000 mg/L和3 000 mg/L,累计注入聚合物干粉581.2 t,表面活性剂原液875.5 m3。聚-表二元复合驱油措施实施半年后,采油井开始见效,部分采油井措施前后生产参数见表3。

表3 聚-表二元复合驱油措施现场实施效果

由表3可知,A区块内5口采油井实施耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油措施后,平均日产油量升高至6.26 t/d,比措施前的3.39 t/d明显提高;另外,5口井的平均含水率也由措施前的95.66%降低至措施后的85.49%,含水率降低幅度较大。说明研制的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系具有较好的控水增油效果,能够满足高温高盐油藏水驱开发后继续提高采收率的需求。

4 结 论

(1)将耐温抗盐型聚合物SPAM-1和阴-非离子复合型表面活性剂YANC-E复配,研制了一套适合高温高盐储层的耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油体系,其最佳配方为:2 000 mg/L聚合物SPAM-1+3 000 mg/L表面活性剂YANC-E。

(2)聚-表二元复合驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,最高耐温可达115 ℃,抗盐可达100 000 mg/L,此时体系的黏度保留率可以达到90%以上,界面张力仍能维持在10-3mN/m超低界面张力范围内;驱油体系具有良好的长时间老化稳定性能,老化60 d后的黏度保留率仍可达到85.46%,界面张力始终维持在10-3mN/m范围内;驱油体系的乳化性能较强,120 min乳状液的分水率仅为18.6%;驱油体系还具有较强的抗吸附性能,吸附6次以后,体系仍具有较高的黏度和较低的界面张力;此外,体系的驱油效果较好,水驱后的岩心注入0.5 PV驱油体系后,可使采收率继续提高25%以上。

(3)现场应用结果表明,A区块5口井采取耐温抗盐强乳化聚-表二元复合驱油措施后,日产油量显著提升,含水率明显降低,起到了良好的控水增油效果。