无碱表面活性剂聚合物二元复合驱油体系的室内实验研究

无碱表面活性剂聚合物二元复合驱油体系的室内实验研究

目前，三次采油法主要包括聚合物驱、二元复合驱和三元复合驱。聚合物驱依靠提高注入流体的黏度,改善流度比,扩大波及系数。同时聚合物有黏弹性,也有利于提高驱油效率。但是,注入液与原油之间的界面张力很高,对原油基本上没有增溶和乳化能力,因而该技术受到限制,其提高采收率幅度一般只有10～15个百分点。同时,目前的聚合物没有抗盐、抗菌、抗氧化的功能,因此不适合于污水配制。二元或三元化学复合驱目的是要实现油水超低界面张力,同时,保持注入流体黏度,进一步提高采收率。但是,不同组分化学剂的混合物在油藏多孔介质中的吸附、扩散和运移等性能特征差异较大,导致在油藏孔隙中驱油时的“色谱效应”和不理想的“协同效应”,其提高采收率的幅度也只有20个百分点左右。无碱表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系相对于三元复合驱来说,配方中去掉了碱,可以最大限度地发挥聚合物的黏弹性,减弱由于碱的存在引起的腐蚀结垢现象,保持超低界面张力的同时,驱油效果也能接近三元复合驱,同时提高了化学驱油剂的环保性能。因此二元复合驱油技术成为三次采油新的研究方向。1表面活性剂的选择二元复合驱油技术中由于没有碱的协同作用,因此,表面活性剂的好坏是关系到体系驱油效果的关键,好的复合体系要达到10-3mN/m超低界面张力值。1.1复配体系配方的评价优选能与原油形成超低界面张力的表面活性剂,是二元复合体系评价的基础。通过35种不同类型表面活性剂/聚合物复合体系的界面张力评价,RMA-1新型无碱驱油用表面活性剂浓度在0.3%时,油水界面张力值能达到10-3数量级,满足超低界面张力要求。在此基础上,进行二元复合驱配方的评价工作。将3种(低分抗盐聚合物、中分聚合物、超高分聚合物)不同聚合物与表面活性剂配伍,采用清配清稀、清配污稀、污配污稀3种配制方式,研究不同类型聚合物与表面活性剂之间的协同作用。结合实验结果,并考虑到化学驱今后解决矿场污水利用问题和经济核算,评价均采用清配污稀方式。实验油水为采油厂深度处理污水及脱水原油。选用RMA-1新型无碱驱油用表面活性剂/超高分聚合物二元复合体系进行性能评价。1.2元复合体系界面张力及乳化稳定性二元复合驱油体系室内配方评价还要求二元复合体系与试验区块油水条件配伍性、热稳定性、抗盐性、抗硬水性、乳化性能好,驱油效率高。表面活性剂分子在与原油性质组分匹配时,才能发挥其界面活性。分子量具有一定分布的表面活性剂才能在油水界面上形成超低界面张力。对于性能较高的驱油体系来说,所要求的超低界面张力区域越宽越好。图1是某油田不同地区油水条件评价二元复合体系,结果表明,表面活性剂浓度在0.1%～1.0%范围内,都能形成10-3数量级的超低界面张力值。体系的界面活性范围较宽。复合体系的物理化学性能稳定,才能保证在驱替液从注入地层开始至采出的数月或更长时间内,保持较高的驱油效率。实验结果表明,二元复合体系稳定90d后,黏度保留率较高,界面张力仍然能保持在10-3mN/m。复合体系的黏度稳定性符合要求。NaCl浓度在1000～8000mg/L时,二元复合体系的界面张力保持在10-3mN/m数量级,说明其抗盐性能较好。通常,超低界面张力出现在一个适中的含盐量范围内。在最佳矿化度时界面张力降到最低;超过此最佳矿化度后,界面张力又随矿化度增加而上升。图2为表面活性剂抗盐性能评价结果。图2表明,NaCl浓度小于4000mg/L,复合体系的界面张力值能达到10-3mN/m。随矿化度的增加,体系界面张力略有上升,但在一定的矿化度变化范围内,体系界面张力可保持在超低界面张力数量级以内。现场污水加入一定量的钙、镁离子,应用该种污水复配复合体系,界面张力检测结果如图3所示。从图3可以看出,随着钙、镁离子含量的增加,模拟硬水的体系界面张力值变化不大,界面张力仍然保持在10-3mN/m数量级。说明此种表面活性剂的抗硬水性较好。地层水中二价阳离子(Ca2+、Mg2+)含量相对较低,Ca2+、Mg2+总量均低于50mg/L,因此Ca2+、Mg2+总量浓度范围内不会对复合体系界面张力产生显著影响。将复合体系溶液进行高速剪切后,黏度保留率控制在30%～40%,验证经过炮眼及地层剪切后,复合体系界面张力变化情况。实验结果表明,界面张力仍然能够保持在10-3mN/m数量级。说明此二元复合体系的抗剪切性能较好。无碱表面活性剂浓度0.1%～0.3%,在50mL具塞比色管中加入1∶1的脱水原油和表面活性剂,进行乳化性能评价及乳化稳定性实验。实验结果表明(见表1),二元复合体系与原油间形成的乳化层稳定,放置在45℃的恒温箱中,保存60d后,乳化层未发生明显变化,析水量变化小,体系乳化性能较好。实验条件为采油厂深度处理污水及脱水原油。2岩心驱油实验研究在模拟油田实际油藏情况,在45℃条件下,利用天然岩心开展二元复合体系驱油实验。分别用清水和污水配制的高分子量和超高分子量聚合物溶液进行驱油实验,0.3PV二元+0.2PV聚合物保护段塞(超高分聚合物浓度700mg/L,黏度16.4mPa·s)+后续水驱;使用岩心长为10cm,驱替速度0.2mL/min。实验条件与人造岩心驱油实验相同,实验结果见表2。从以上二元体系对天然岩心的驱油实验数据可以得出,渗透率为600×10-3μm2左右的岩心采收率提高15个百分点以上,渗透率为2200×10-3μm2左右的岩心采收率提高20个百分点左右,说明对于高渗透率的天然岩心聚合物扩大波及体积作用更明显。另外对于低渗透率天然岩心由于发挥了表活剂的微观洗油和聚合物扩大波及体积的协同作用,采收率也可提高15个百分点以上。3界面张力及黏度稳定性(1)无碱表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系与长垣不同地区的油水配伍性好,可在较宽的范围内获得超低界面张力值。(2)二元复合体系具有较好的界面张力及黏度稳定性,稳定时间90d后,仍然具有较低的界面张力值及较高的黏度保留值。(3)二元复合体系在抗盐性、