CN104099077A - 一种高矿化度油藏复合驱油剂 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种高矿化度油藏复合驱油剂，其复合驱油体系的组分及质量百分比是：含盐量32000mg/L-360000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺大于1000mg/L高矿化度地层水97.5%-99.9%、黄原胶0-0.5%、阴-非两性表面活性剂0.1%-1%、阴-阳两性表面活性剂0%-1%。利用高矿化度地层水中金属一价、二价阳离子、生物聚合物分子、两性表面活性剂分子之间的协同效应，使驱油体系既有较高的粘度，又有较低的界面张力，且长期稳定。满足了高矿化度油藏大幅度提高采收率技术驱油体系扩大波及体积，提高驱油效率的要求。

Description

一种高矿化度油藏复合驱油剂

技术领域：

本发明涉及油田开发高矿化度油藏复合驱油剂，属油田化学技术领域。

背景技术

油田化学驱提高采收率技术，常采用聚合物驱、聚合物与表面活性剂二元复合驱。

国内外聚合物驱与复合驱技术中，聚合物多采用高分子聚丙烯酰胺合成聚合物，聚合物加入的作用是增大了驱替体系粘度，扩大水驱波及体积，但这种聚合物在中高矿化度溶液中增粘性能很差，只能应用矿化度小于30000mg/L的油藏，且热稳定性不能满足流度控制的需要，应用温度小于93℃。合成聚合物、耐温抗盐合成聚合物在矿场应用时，由于高矿化度地层水中离子强度高，合成聚合物在高矿化度地层水中溶解速度缓慢，现场试验将大大增加地面设备成本。合成聚合物驱主要应用于矿化度低于20000mg/L、温度低于80℃的油藏。

生物聚合物黄原胶可应用于矿化度高于50000mg/L、温度低于70℃的油藏。

二元复合驱提高采收率主要的机理是在扩大波及体积的基础上，通过降低油水界面张力提高驱油效率。复合驱扩大波及体积主要通过二元体系中聚合物的加入，增大了体系粘度，同时由于聚合物分子在多孔介质中的滞留降低了水相渗透率，有效降低了流度比，进而增大了波及体积；驱油效率的提高主要通过大幅度降低油水界面张力来实现。二元复合体系油水界面张力可降至10^-3mN/m数量级，该界面张力条件下，可较大幅度提高毛管数，从而显著提高驱油效率。

由于合成聚合物耐盐性能的限制、目前国内外复合驱技术主要应用于矿化度低于30000mg/L、温度低于75℃中温油藏。技术攻关多集中于矿化度低于30000mg/L左右、温度低于85℃的油藏。

油田地层水中大多天然含有高浓度的矿物盐，地层水常含有高浓度的NaCl、kCl、CaCl₂、MgCl₂、Na₂CO₃、Na₂SO₄等，而上述盐类对复合驱中采用的聚合物、表面活性剂的性能有不利影响，限制了化学复合驱在油田提高采收率方面的应用，许多学者致力于新型耐盐抗盐化学剂的开发。

国内也开发了耐温抗盐合成聚合物梳型聚丙烯酰胺，只能应用于矿化度低于30000mg/L、温度低于90℃的油藏。

国内提高采收率技术使用的表面活性剂工业化产品主要为石油磺酸盐、烷基苯磺酸盐，由于上述表面活性剂为阴离子型，在高矿化度地层水，它与二价阳离子（Ca²⁺、Mg²⁺）会发生反应而沉淀，失去界面活性与驱油效果。驱油用表面活性剂一般是阴离子型和非离子型表面活性剂,在温度小于70℃和矿化度小于20000mg/L的常规油藏三次采油中已有广泛应用，取得了不错效果。对于温度高于70℃矿化度大于20000mg/L油藏,目前普遍做法是把阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂复配，但复合体系的稳定性不高，矿场应用较少。

目前国内研究开发的耐温抗盐表面活性剂主要为阴-非离子两性表面活性剂，这类表面活性剂兼具阴离子和非离子表面活性剂的优点，性能优良，显示了良好的应用前景。已通过广泛的研究和现场测试证明，阴-非离子两性表面活性剂可应用于矿化度低于100000mg/L、温度低于110℃的油藏。表面活性剂驱应用范围得以扩大，由于单纯表活剂驱技术的限制，应用实例较少。

表面活性剂驱技术若不能控制流度是不能应用的，由于表面活性剂溶液界面张力较低，在多孔介质中渗流阻力比水溶液小，表面活性剂溶液驱油的波及体积比水驱还低，造成表活剂溶液沿高渗区指进，造成驱油效果差。若驱替相流度无法控制，单一的表活剂驱很少现场实际应用。

若聚合物的耐温耐盐性不高，即使表活剂耐温耐盐性达到现场要求，也无法开展二元复合驱。如中国专利CN102220860报道了一种双磺酸盐表面活性剂的合成，二元复合技术，所述的地层水总矿化度优选为16000-32000mg/L，Ca2+、Mg2+优选为450-890mg/L，由于二元复合技术中选用的聚合物为合成聚合物聚丙烯酰胺，难以满足总矿化度大于32000mg/L，Ca2+、Mg2+大于1000mg/L油层条件。实验配方没有开展长期热稳定评价，因为化学剂要在油层中长时间存在，长达3-24个月。总矿化度适宜范围较窄。

总之，复合驱技术的应用范围是由聚合物与表面活性剂的共同适应范围确定的，由于聚合物耐盐耐温性能的限制，化学复合驱技术的应用范围为温度为小于93℃，矿化度低于32000mg/L的油藏条件，复合驱技术远不能满足高温高盐油藏开展化学驱的要求。

研制适合总矿化度大于32000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺大于1000mg/L油藏条件的复合驱油剂难度较大，一是所选用的表活剂要耐高温高矿化度条件；二是所选用的聚合物也要耐高矿化度条件；三是所选用的复合驱油体系的粘度与油水界面张力性质长期稳定。仅解决其中一个问题是高温高矿化度油藏无法经济有效地开展复合驱油技术提高采收率的。

发明内容

本发明要解决的上述现有技术存在的高矿化度油藏驱油剂耐温耐盐性能不高的缺陷，提供一种用高矿化度地层水制成的复合驱油剂。

本发明的技术方案是，高矿化度油藏复合驱油剂的配方，由高矿化度地层水、黄原胶、阴-非两性表面活性剂、阴-阳两性表面活性剂，按以下质量百分比混合而成。

其复合驱油剂的质量百分比是：总矿化度32000mg/L-360000mg/L的地层水97.5%-99.9%，黄原胶0-0.5%、阴-非两性表面活性剂0.1%-1%、阴-阳两性表面活性剂0%-1%。

所述的高矿化度地层水为油田开发过程中的地层产出水，总矿化度32000mg/L-360000mg/L，所含化学成分主要为Cl^-1、Na⁺、k⁺、Ca²⁺、Mg²⁺等，地层水的质量分数为97.5%-99.9%。

所述的阴-非两性表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐、脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐中的任意一种或任意两种的复配。

所述的阴-阳两性表面活性剂烷基甜菜碱、烷基酰胺甜菜碱中的一种,质量分数0%-1%。

在本发明的体系中，利用生物聚合物与高矿化度地层水中阳离子的协同效应，体系粘度随着时间表观粘度缓慢增加，提高了复合体系的表观粘度，提高了聚合物的长期热稳定性，同时降低了生物聚合物的用量。

在本发明的体系中，利用两性表面活性剂与高矿化度地层水中高离子强度的协同效应，形成蠕虫状胶束，提高了复合体系的粘弹性，降低了生物聚合物的用量。

在本发明的体系中，利用生物聚合物、两性表面活性剂与高矿化度地层水中阴阳离子的协同效应、提高了复合体系的表观粘度与粘弹性，在保持体系低界面张力性质的同时，增大了复合体系的波及系数。体系既有较高的粘度，又有低界面张力；溶液用地层产出水配制，有较好的环保效益和经济效益。

本发明开发一种三元复合体系，提出的新的三元体系概念，即盐、生物聚合物、两性表面活性剂。将高矿度地层水中的盐作为一种有用的资源加以利用，还可利用溶液盐含量的变化，提高复合体系的界面活性，更利于体系的控制和应用。

具体实施方式

实施例1温度55℃，高矿化度油藏复合驱油剂

总矿化度100000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺大于2000mg/L地层水:99.4%，生物聚合物黄原胶:0.1%，脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠:0.5%，用搅拌器高速搅拌10分钟，得到一种均匀透明的复合驱油剂。同时用50ml安培瓶封装后，在55℃水浴中恒温观察6个月长期热稳定实验，测定溶液表观粘度、界面张力。

表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELDⅡ型粘度计测定，转速为6rmp。界面张力由美国德克萨斯大学生产TX500型旋转滴界面张力仪测定，原油样品为内蒙白音查干达尔其油田原油。

时间（天）	1	180
			溶液表观粘度（mPa.s）	42.5	55.4
油水界面张力(mN/m)	0.0035	0.0045

长期热稳定实验表明复合驱油体系在中温高矿化度条件下即有较高的粘度和超低界面张力。

实施例2温度85℃，高矿化度油藏复合驱油剂

总矿化度200000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺大于4000mg/L地层水：99.4%，黄原胶：0.1%，脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸钠：0.5%，用搅拌器高速搅拌10分钟，得到一种均匀透明的复合驱油剂。同时用50ml安培瓶封装后，在85℃水浴中恒温观察6个月长期热稳定实验，测定溶液表观粘度、界面张力。

表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELDⅡ型粘度计测定，转速为6rmp。界面张力由美国德克萨斯大学生产TX500型旋转滴界面张力仪测定，原油样品为中原油田濮城西区沙二上原油。

时间（天）	1	180
			溶液表观粘度（mPa.s）	20.8	29.5
油水界面张力(mN/m)	0.03	0.08

长期热稳定实验表明复合驱油体系在高温高矿化度条件下即有高的粘度和低界面张力。

比较例：胜利油田胜坨油田二区沙二1-2单元内，该单元的油藏温度80℃，地层水矿化度24000mg/L，是高温高盐油藏的典型代表，采用的复合驱油剂配方为合成聚合物1500mg/L，石油磺酸盐3000mg/L，油藏条件下体系粘度：15mPa.s，界面张力0.01mN/m。此复合驱油剂配方在内蒙白音查干达尔其油田温度55℃，地层水总矿化度100000mg/L条件下，油藏条件下体系粘度：6.2mPa.s，界面张力12mN/m。此复合驱油剂配方在中原油田濮城西区沙二上总矿化度200000mg/L，温度85℃条件下，体系粘度：1.5mPa.s，界面张力13.2mN/m。实施例1与实施例2在高矿化度油藏条件下粘度、界面张力指标都高于比较例，驱油效率高。

实施例3温度90℃，高矿化度油藏复合驱油剂

总矿化度250000mg/L，Ca2+、Mg2+大于5000mg/L地层水:99.3%，黄原胶:0.2%，壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐：0.25%、脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐：0.25%，用搅拌器高速搅拌10分钟，得到一种均匀透明的复合驱油剂。同时用50ml安培瓶封装后，在90℃恒温箱中恒温观察6个月长期热稳定实验，测定溶液表观粘度、界面张力。

时间（天）	1	180
			溶液表观粘度（mPa.s）	30.8	25.5
油水界面张力(mN/m)	0.05	0.09

表观粘度由德国哈克公司的RS-600型流变仪计测定，转速为6rmp。界面张力由美国德克萨斯大学生产TX500型旋转滴界面张力仪测定，原油样品为中原油田文13块沙三下原油。

长期热稳定实验表明复合驱油体系在高温高矿化度条件下即有较高的粘度和低界面张力。

实施例4-6温度100℃，高矿化度油藏复合驱油剂

总矿化度250000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺大于5000mg/L地层水:99.3%，黄原胶:0.1%，表活剂用量与配比见下表，用搅拌器高速搅拌10分钟，得到一种均匀透明的复合驱油剂。同时用50ml安培瓶封装后，在100℃恒温箱中恒温观察6个月长期热稳定实验，测定溶液表观粘度、界面张力。

表观粘度由德国哈克公司的RS-600型流变仪计测定，转速为6rmp。界面张力由美国德克萨斯大学生产TX500型旋转滴界面张力仪测定，原油样品为中原油田文33块沙三上原油。长期热稳定实验表明复合驱油体系在高温高矿化度条件下即有较高的粘度和低界面张力。

实施例7-9温度110℃，高矿化度油藏复合驱油剂

高矿化度（总矿化度330000mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺大于7000mg/L）地层水、表活剂用量与配比见下表，用美国产wanring搅拌器高速搅拌10分钟，得到一种均匀透明的复合驱油剂。同时用50ml安培瓶封装后，在110℃恒温箱中恒温观察6个月长期热稳定实验，测定溶液表观粘度、界面张力。

表观粘度由德国哈克公司的RS-600型流变仪计测定，转速为6rmp。界面张力由美国德克萨斯大学生产TX500型旋转滴界面张力仪测定，原油样品为中原油田文13东块原油。

长期热稳定实验表明复合驱油体系在高温高矿化度条件下有较高的粘度和低界面张力，驱油效率高。

Claims (3)

1.一种高矿化度油藏复合驱油剂，其特征是：由高矿化度地层水、黄原胶、阴-非两性表面活性剂、阴-阳两性表面活性剂，按以下质量百分比混合而成：

总矿化度32000mg/L-360000mg/L的地层水97.5%-99.9%，黄原胶0-0.5%、阴-非两性表面活性剂0.1%-1%、阴-阳两性表面活性剂0%-1%。

2.根据权利要求1所述的高矿化度油藏复合驱油剂，其特征在于：所述表面活性剂为阴-非两性表面活性剂、阴-非两性表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚磺酸盐、脂肪胺聚氧乙烯醚磺酸盐、脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐中的一种或两种。

3.根据权利要求1所述的高矿化度油藏复合驱油剂，其特征在于：所述表面活性剂为阴-阳两性表面活性剂为烷基甜菜碱或烷基酰胺甜菜碱。