低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究

1、低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究冯岸洲，张建强，蒋平，仉莉，张贵才，葛际江(中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛，266555)摘要：针对低渗透油藏注水井注入压力高的问题，开展了高浓度表面活性剂体系降压增注室内实验研究。以增溶量为指标，通过微乳液配制方法，对阴离子和两性表面活性剂进行了筛选和配方优化，得到一种降压效果好的体系：133表面活性剂HEX+223正丙醇+447正丁醇，其增溶量达0.66 gg。该体系耐盐性能良好，在1200gL含盐量范围内均能形成水外相微乳液。该体系的矿场岩心驱替实验结果表明：注入的7.5 PV浓表面活性剂体系在岩心中与残余油形成水外相微乳液，降低

2、水驱注入压力35以上；浓度和注入段塞大小对降压增注效果的影响结果表明：该体系注入浓度为100g/L、注入段塞1 PV时便有很好的降压效果。图8表4参8关键词：低渗透油藏；表面活性剂；降压增注；微乳液；复配体系中图分类号：TE357.46：TE39 文献标识码：A低渗透油藏储层渗透率低，孔隙度小，水驱残余油饱和度高，水相相对渗透率小，加之近井地带由水质问题导致的储层污染等都使得吸水能力变差，注水压力递增1。这将会加大地层配注系统的负荷，增加注水能耗，同时长期高压注水易导致套管损坏。截止2008年底，我国已探明的低渗透油田地质储量为141×108t，占全部探明地质储量的4922。因此，低

3、渗油田的开发成为了目前石油工业面临的重要问题。 目前低渗透油田增注措施主要有酸化、压裂和补孔等，但都存在有效期短的不足3。表面活性剂体系能够改善油水渗流特性，增大两相共渗区，特别是高浓度的表面活性剂体系，在近井地带遇油形成微乳液，增溶残余油，提高水相渗透率，是降压增注的有效方法。 本文针对胜利油区渤南油田低渗透油藏进行了高浓度表面活性剂体系降压增注室内研究，以增溶量为指标构建了具有较强增溶能力的体系，并进行了室内驱替实验。1 实验部分1.1 实验材料与仪器 阴离子表面活性剂KAS、两性表面活性剂HEX、阴离子表面活性剂OTC和两性表面活性剂 BET，均为实验室自制，有效含量为33；乙醇、正丙醇

4、、异丙醇和正丁醇，均为分析纯，由国药集团提供。 驱替用油为胜利渤南原油与直馏柴油以1:2比例混合的模拟油，黏度(70)为2.6 mPas；驱替用水为胜利油田渤南模拟地层水，矿化度为10392mg/L，离子质量浓度(单位：m/L)为：Mg2+37，SO42- 148， Na+K+3700，Cl-3631，CO32- 673，HCO3-2203，pH值8.6。 主要仪器：HW-300型恒温驱替装置(江苏海安 石油科技有限公司)，PM-400型电子天平(瑞士METRLER公司)，NDJ-7型旋转式黏度计(上海天平仪器厂)，SHB-3型循环水式真空泵(郑州长城科工贸有限公司)等。1.2 实验方法1.2

5、.1 增溶量测定 将10 g降压增注剂体系置于20毫升具塞刻度量筒中，向量筒中缓慢滴加柴油(每次滴加量0.05 g左右，不能大于0.1 g)，塞紧并摇匀后放于70水浴锅中静置15 min，观察是否澄清。若澄清，继续滴加柴油直至出现浑浊、分层、半透明等现象，终止滴加。记录滴加油的总量，计算增溶量。1.2.2 最佳含盐量确定 分别用不同浓度NaCl溶液配制表面活性剂体系，取10mL表面活性剂溶液于20毫升具塞刻度量，筒中，滴加直馏柴油至20毫升的刻度线，塞零摇匀后静置于70水浴锅中。24小时后观察，判断所形成的微乳的类型(水外相、油外相或中相)，记录分界面所指示的刻度位置，确定最佳含盐量。1.3岩

6、心驱替实验 岩心驱替步骤如下：抽真空，饱和地层水，测孔隙体积；岩心饱和油后静置老化24小时；用模拟地层水以0.1ml/min流量驱替岩心，同时记录驱替压力。直至水驱压力值稳定不再变化；以01mL/min流量注入降压增注剂，记录驱替压力，注人体积510 PV；后续水驱，注人流量不变，记录驱替压力，直至驱替压力不再发生变化为止。2结果与讨论 。2.1 降压增注剂体系构建2.1.1 单一表面活性剂筛选在不同温度(3090)下，分别测定四种单一表面活性剂的增溶量，配液用水为20g/L的NaCl溶液，表面活性剂质量分数为10，结果见图1。可以看出，四种单一表面活性剂的增溶量都很低。2.1.2 助剂对表面

7、活性剂增溶量的影响(1)单一助剂在质量分数为10的表面活性剂溶液中分别加入5的乙醇、正丙醇、异丙醇、正丁醇，70下测定体系的增溶性能，结果见表1。可以看出，加入助剂后，除KAS外，其他3种表面活性剂的增溶效果都有了一定提高。说明助剂醇在微乳液的形成中起了重要作用：一方面，加入的助剂与表面活性剂在界面上同时吸附，使得油水界面张力大幅度降低，甚至降至超低；另一方面，助剂的加入降低了界面的刚性，增加界面流动性，减少了微乳液生成所需的弯曲能，使得微乳液液滴容易自发生成4。(2)复合助剂单一表面活性剂与一种助剂复配得到体系的增溶效果还不太理想。在表面活性剂溶液中加入两种效果较好的醇配成复合助剂，考察每种

8、表面活性剂体系增溶量随表面活性剂与助剂质量之比w变化情况，结果见图24，表面活性剂与醇总质量分数为20，配液用水为20 g/L NaCl溶液。对于HEX体系，取正丙醇正丁醇复合助剂；对于OTC体系，取正丙醇异丙醇复合助剂；对于BET体系，取正丙醇正丁醇复合助剂。 由图24可以看出，对于HEX体系，固定复合醇比例，随着表面活性剂含量增本，增溶量均呈先增大后减小趋势；表面活性剂、复合醇质量比一定时，随着复合醇中正丁醇含量的增大，增溶量呈增大趋势，最大增溶量为0.66g/g。说明正丁醇对该体系的增溶效果有较大影响。对于OTC体系，复合醇比例以及表面活性剂、复合醇比例的变化对增溶量的影响均不大。最大增

9、溶量为0.600 g/g。对于BET体系，固定复合醇比例时，随表面活性剂含量的增大，增溶量呈减小趋势，固定表面活性剂与复合醇比例时，随复合醇中正丁醇含量的增大，增溶量增大，说明正丁醇对该体系的增溶效果有较大影响。不过，该体系的其最大增溶量仅为0.285 g/g。复合助剂的加入明显改善了3种表面活性剂增溶效果。一方面这3种表面活性剂都属于长碳链活性剂，亲油性较强，复合醇的加入有利于调节其亲水亲油平衡，更容易形成微乳液；另一方面，加入的醇分子将插人表面活性剂分子问，使亲水基之间的距离增大，静电斥力变小，表面活性剂的长链疏水基和醇的碳链可紧密靠拢，从而形成的胶束得以稳定存在5。 由以上实验结果可知，

10、133表面活性剂HEX+223正丙醇+447正丁醇体系(HEX、正丙醇、正丁醇的质量比为6:1:2)的增溶量最大，为O66 gg。将该体系确定为降压增注体系。2.1.3 微乳体系耐盐性用1200 gL范围的NaCl溶液配制200g/L 降压增注体系，70 下静置24小时，微乳液体积与配液用水含盐量之间的关系曲线如图5所示。可以看出，随配液用水含盐量增大，所筛选降压增注体系的增溶量增大，在实验范围内均能形成水外相微乳液。2.2 降压增注体系降压性能 用三组矿场岩心(尺寸为55 mm×25 mm，其他参数见表3)在不同条件下考察了该降压增注体系(HEX、正丙醇、正丁醇的质量比为6:1:2

11、)的降压能力，其中3-J1-4号岩心所用增注剂是用200g/L NaCl溶液配制，其余两组均用渤南模拟地层水配制。岩心基本数据及驱替结果见表2；注入压力曲线见图68。可以看出，三组岩心注入7.5 PV6。降压增注体系后水驱压力明显降低。降压率分别达63.5，4 1.4和36.6。驱替过程中，3-J1-4和3-J1-6与号岩心注人降压增注体系后驱替压力迅速上升，一方面是由于这两组实验的降压增注体系浓度大，体系原始黏度明显高于地层水黏度，降低了水油流度比，驱替压力迅速上升；另一方面，在形成微乳液的过程中，残余油不断被增溶到表面活性剂体系中，提高了岩心中微乳液的黏度，驱替压力随之升高。而3-J1-2

12、号岩心驱替实验中，降压增注体系的黏度0.596 mPa.s，稍大于同温度下地层水的黏度(0.41 mPa.s)，降压增注体系将水流通道上的残余油增溶形成微乳液驱出，降低了残余油饱和度，增加了水相渗透率，降低了注入压力。不同浓度的降压增注体系对降压效果的影响结果见表3。可以看出，降压增注剂使用浓度越高，降压增注效果越好，但浓度高于1 00 g/L后增注效果变化不大。降压增注体系注人量对降压增注效果的影响结果见表4。可以看出，降压增注体系注入量在1 PV至6.3 Pv之间时，恒速压力下降率变化不大。说明注入很少量的降压增注体系就能将大部分残余油驱出从而降低注入压力。3 结论(1)通过对HEX、OCT、BET及KAS体系的增溶效果研究，得到最佳降压增注体系的配方如下：13.3表面活性剂tEX+2.23正丙醇+4.47正丁醇(HEX、正丙醇和正丁醇质量比为6：1：2)，该体系的增溶量高达0.66 gg。(2)构建的降压增注体系通过增溶残余油作用有效地降低低渗透矿场岩心水驱注入压力35以上。(3)随使用浓度的增加，降压增注体系的降压效果变好，合理浓度为100g/g。参考文献：1 崔长海，李新建，张英芝，等新型活性剂体系在低渗透油田降压增注现场应用J精细石油化工进展，2004，5(1)：72 郑军卫，庾凌，孙德强低渗透油气资源勘探开发主要影响因素与特色技术J天然气地球科