CN104109522A - 一种用于高温油藏的三元复合驱油体系 - Google Patents

一种用于高温油藏的三元复合驱油体系 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种用于高温油藏的三元复合驱油体系，属于油田开发三次采油技术领域。该三元复合驱油体系主要由以下浓度的组分组成：耐温聚合物800～2500mg/L、阴非离子羧酸盐表面活性剂1000～3000mg/L、Na2CO33000～8000mg/L。其中，ZL型聚合物增粘性较好，可以大幅度提高三元复合体系的粘度；阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂SH6可以使三元复合体系的界面张力达到超低；弱碱Na2CO3可以协同表面活性剂SH6使三元复合体系的界面张力长期维持在超低水平，同时可以减少碱垢对地面管线的堵塞和对地层的伤害。三元复合体系的粘度和超低界面张力发生良好的协同作用，既可以降低流度比扩大波及体积，又可以利用超低界面张力提高驱油效率。

Description

一种用于高温油藏的三元复合驱油体系
技术领域
本发明具体涉及一种用于高温油藏的三元复合驱油体系，属于油田开发三次采油技术领域。
背景技术
化学驱技术是改善中国东部老油田水驱开发经济效益差的有效技术途径。化学驱技术在大庆油田、胜利油田、河南油田都进行了大规模的工业化应用，取得了非常明显的增油降水效果，其应用规模也越来越大。目前，三元复合驱技术已成为化学驱技术的发展方向。大庆油田在45℃的油藏应用三元复合驱技术以及胜利油田在70℃以下的油藏应用三元复合驱技术都取得了良好的效果。然而，当油藏温度高于70℃以上时，由于聚合物耐温性能和碱结垢的影响，三元复合驱技术很难在高温油藏，特别是80℃以上的高温油藏中得到有效应用。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于高温油藏的三元复合驱油体系。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种用于高温油藏的三元复合驱油体系，主要由以下浓度的组分组成：耐温聚合物800～2500mg/L、阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂1000～3000mg/L、Na2CO33000～8000mg/L。
优选的，一种用于高温油藏的三元复合驱油体系，主要由以下浓度的组分组成：耐温聚合物1500mg/L、阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂2000mg/L、Na2CO38000mg/L。
所述的耐温聚合物为ZL型聚合物，水解度22.5%，分子量2100万，含有耐温抗盐基团，由郑州郑力聚合物科技有限公司提供。
所述的阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂为SH6型表面活性剂，由南京化学工业有限公司提供。
本发明的有益效果：
本发明中用于高温油藏的三元复合驱油体系具有粘度高、界面张力低、长期稳定性好等优点，能有效提高采收率，增油降水效果显著。该三元复合驱油体系适用于温度为60～85℃的高温油藏。
本发明采用的ZL型聚合物增粘性较好，可以大幅度提高三元复合体系的粘度；阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂SH6可以使三元复合体系的界面张力达到超低；弱碱Na2CO3可以协同表面活性剂SH6使三元复合体系的界面张力长期维持在超低水平，同时可以减少碱垢对地面管线的堵塞和对地层的伤害。三元复合体系的粘度和超低界面张力发生良好的协同作用，既可以降低流度比扩大波及体积，又可以利用超低界面张力提高驱油效率，使三元复合体系提高采收率的幅度大于二元复合体系、单一表面活性剂溶液和单一聚合物溶液。
本发明中三元复合驱油体系在油藏温度81℃的双河油田Ⅳ5-11层系应用，注入0.25PV条件下，油井见效率78.9%，日增油86.4t、累计增油4.09万t，增油效果非常明显。
附图说明
图1为本发明实施例中三元复合驱油体系应用于Ⅳ5-11层系的产油倍数与其他化学驱区块的比较；
图2为实施例中三元复合驱油体系应用于Ⅳ5-11层系的含水下降与其它化学驱区块比较。
具体实施方式
下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
一、实验例
三元复合体系的制备方法：（1）称取一定量的粉末状聚合物ZL，加入到双河油田注入污水（表1）中，在300转/min的条件下搅拌2小时，配成4000mg/L聚合物母液，放置24小时后备用。（2）称取一定量双河油田注入污水，加入准确称量的表面活性剂SH6和Na2CO3，在300转/min的条件下搅拌均匀；然后加入准确称量的聚合物母液，在300转/min的条件下搅拌2小时，即制备成实验所需的三元复合体系溶液。
表1双河油田注入水离子成分(mg/L)
Na++K+ Mg 2++Ca2+ Cl- SO4 2- CO3 2- HCO3 - TDS pH 水型
1600 22 1172 392 98 1816 5002 9.0 NaHCO3
1、聚合物ZL
聚合物ZL的水解度为22.5%，分子量2100万，增粘性能良好（表2）。81℃条件下老化120d粘度保留率达95%以上，具有良好的长期稳定性（表3）。
表2聚合物ZL溶液的粘浓关系
浓度（mg/L） 500 800 1000 1200 1500 1800 2000 2500 3000
粘度（mPa·s） 9.2 20.6 30.1 41.3 63.7 85.0 104.7 147.6 194.1
表3聚合物ZL溶液的粘度与老化时间的关系
2、表面活性剂SH6
（1）表面活性剂SH6浓度对界面张力的影响
从表4可以看出，当表面活性剂SH6浓度为100mg/L时，界面张力值达到4.03×10-2mN/m，300mg/L浓度时，溶液达到8.06×10-3mN/m超低界面张力，浓度大于500mg/以后，界面张力值均维持在10-4mN/m，表明表面活性剂SH6溶液的界面活性良好。
表4表面活性剂SH6浓度与界面张力的关系
浓度（mg/L） 50 100 300 500 1000 2000 3000 4000
IFT（mN/m） 2.51×10-1 4.03×10-2 8.06×10-3 8.21×10-4 4.81×10-4 4.04×10-4 5.1×10-4 5.34×10-4
（2）温度对界面张力的影响
2000mg/L表面活性剂SH6溶液的界面张力与温度的关系如表5所示。即温度越高，表面活性剂SH6溶液的界面张力越低；当温度达到80℃以上时，溶液的界面张力在10-4mN/m数量级，表明表面活性剂SH6溶液的耐温性能良好。
表5温度对表面活性剂SH6溶液界面张力的影响
温度（℃） 50 60 70 80 85
IFT（mN/m） 2.12×10-2 4.59×10-3 2.03×10-3 1.02×10-4 1.17×10-4
3、弱碱Na2CO3
（1）沉淀量分析
采用油田新鲜污水、陈化污水（新鲜污水滤纸过滤充分曝氧）配制成2000g的10000mg/L Na2CO3溶液，室温放置2天后过滤并用蒸馏水反复冲洗10次，烘干称重，测量产生的沉淀及沉淀产生前后Ca2+、Mg 2+浓度。从表6可以看出，新鲜污水配制Na2CO3溶液的沉淀量最高，为25.5mg；陈化污水配制Na2CO3溶液的沉淀量为9.0mg，与不加Na2CO3的新鲜污水的沉淀量相当，表明在陈化污水中加入Na2CO3不会引起注入管线的严重堵塞。
表6沉淀量分析实验
污水与10000mg/L Na2CO3溶液 0d浓度（mg/L） 2d浓度（mg/L） 沉淀量
Ca2+ Mg2+ Ca2+ Mg2+ （mg/kg）
新鲜污水 22.26 5.04 19.80 5.18 9.5
陈化污水 20.42 5.36 21.23 6.71 1.6
新鲜污水配制10000mg/L Na2CO3 25.37 5.21 8.56 4.86 25.5
陈化污水配制10000mg/L Na2CO3 18.35 5.37 13.84 5.98 9.0
（2）离子交换实验
弱碱Na2CO3中的Na+在地层中易与油层砂作用，置换出Ca2+、Mg2+从而影响聚合物和表面活性剂的性能，并能与CO3 2-结合生成更多的沉淀。为了区分Na+的置换作用和CO3 2-对油层砂的溶蚀作用，采用NaCl取代Na2CO3做离子交换实验（表7）。
从表7可以看出，浸泡于洗油或者未洗油的油砂中老化10d，NaCl污水溶液中的Ca2+、Mg2+浓度在5mg/L、2mg/L左右，略高于相应的污水溶液，表明Na+对油层砂中Ca2+、Mg2+的置换能力较弱。在IV5-11层系的油藏条件下，可以不考虑Na+置换Ca2+、Mg2+作用对化学驱油体系的影响。
表7不同溶液浸泡油层砂后Ca2+、Mg2+含量
4、ZL/SH6二元体系的性能
聚合物ZL浓度1500mg/L时，表面活性剂浓度对二元体系界面张力、粘度的影响如表8所示。
（1）界面张力变化：表面活性剂浓度增加，二元体系的界面张力下降；表面活性剂浓度500mg/L时、界面张力达到10-2mN/m级，表面活性剂浓度1000mg/L时、界面张力达到10-3mN/m；与单一表面活性剂的界面张力相比，二元体系的界面张力有较大幅度上升。
（2）粘度变化：与1500mg/L聚合物溶液相比，二元体系粘度大幅度增加，但随着表面活性剂浓度增加，二元体系的粘度下降。
表8表面活性剂浓度对二元体系界面张力的影响
ZL（mg/L） SH6（mg/L） 粘度（mPa·s） 界面张力（mN/m）
1500 0 42.3 8.74
0 2000 - 1.02×10-4
1500 100 89.4 2.60×10-1
1500 300 67.7 1.21×10-1
1500 500 54.8 8.91×10-2
1500 1000 53.7 5.43×10-3
1500 2000 52.2 1.04×10-3
5、SH6/ZL/Na2CO3三元复合体系性能
（1）Na2CO3浓度对三元体系界面张力、粘度的影响
当聚合物浓度1500mg/L、表面活性剂浓度2000mg/L时，Na2CO3浓度对三元体系界面张力、粘度的影响如表9所示。当Na2CO3浓度为3000～10000mg/L时，三元体系的界面张力均下降到10-4mN/m级；同时当Na2CO3浓度增加时，三元体系的粘度下降。
表9Na2CO3浓度对三元体系界面张力与粘度的影响
ZL（mg/L） SH6（mg/L） Na2CO3（mg/L） 粘度（mPa·s） 界面张力（mN/m）
1500 2000 0 52.2 1.04×10-3
1500 2000 3000 42.1 6.94×10-4
1500 2000 5000 35.7 5.81×10-4
1500 2000 8000 31.8 1.85×10-4
1500 2000 10000 26.9 3.77×10-4
（2）表面活性剂浓度对三元体系界面张力、粘度的影响
当聚合物浓度1500mg/L、Na2CO3浓度8000mg/L时，表面活性剂浓度对三元体系界面张力、粘度的影响如表10所示。即随着表面活性剂浓度的增加，三元体系界面张力下降；当表面活性剂浓度为500mg/L时，界面张力达到10-2mN/m级，浓度为1500mg/L时，界面张力达到10-3mN/m，浓度为2000mg/L时，界面张力达到10-4mN/m。且随着表面活性剂浓度的增加，三元体系的粘度下降。
表10表面活性剂SH6浓度对三元体系界面张力与粘度的影响
6、一元体系、二元体系、三元体系界面张力对比
根据化学驱油体系优化配方，表面活性剂溶液的界面张力1.02×10-4mN/m、二元体系的界面张力1.04×10-3mN/m、三元体系的界面张力2.85×10-4mN/m；三元体系的界面张力与二元体系的界面张力相比下降了一个数量级（表11），碱与表面活性剂之间的协同效应进一步降低界面张力。
表11表面活性剂、二元体系、三元体系性能对比
驱油体系 粘度(mPa.s) 界面张力(mN/m)
1500mg/LZL 47.8 1.64×101
0.2%SH6 0.6 1.02×10-4
0.2%SH6+1500mg/LZL 52.2 1.04×10-3
0.2%SH6+1500mg/LZL+0.8%Na2CO3 40.6 2.85×10-4
7、三元复合体系的长期稳定性实验
（1）不同化学驱油体系的粘度与老化时间的关系
1500mg/L聚合物溶液、2000mg/L表面活性剂、1500mg/L聚合物+2000mg/L表面活性剂二元复合体系、1500mg/L聚合物+2000mg/L表面活性剂+8000mg/L Na2CO3三元复合体系的长期稳定性如表12、表13所示。
从表12可以看出，在180d的老化过程中，单一聚合物、二元体系、三元体系的粘度随老化时间的延长均呈先上升后缓慢下降的趋势。老化180d后三种驱油体系的粘度与初始粘度相比均没有明显下降。且弱碱Na2CO3的加入对三元体系粘度的耐温性能影响有限。
表12老化时间对不同驱油体系粘度的影响
从表13可以看出，在180d的老化过程中，单一表面活性剂溶液的界面张力随老化时间基本没有变化，维持在10-4mN/m左右；二元复合体系老化15d后界面张力由3.49×10-3mN/m快速升至1.15×10-2mN/m，上升近一个数量级；三元复合体系界面张力在老化过程中变化规律与单一表面活性剂一致，一直维持在10-4mN/m左右，表明三元复合体系的长期稳定性能优越于二元复合体系，弱碱Na2CO3可以协同表面活性剂使三元复合体系的界面张力长期维持在超低水平。
表13化学驱油体系界面张力与老化时间的关系
8、不同化学驱油体系的天然岩心驱油实验
天然岩心渗透率500md、段塞0.45PV的条件下，不同化学驱油体系的天然岩心驱油实验结果如表14所示。可以看出，无论是二元复合体系还是三元复合体系，提高采收率幅度都高于单一表面活性剂驱和单一聚合物驱，聚合物与表面活性剂之间的协同效应明显。三元复合体系提高采收率20.6%，比二元复合体系（提高采收率16.4%）高4.2个百分点，碱与表面活性剂之间的协同效应明显。
表14不同化学驱油体系天然岩心驱油实验
ZL（mg/L） Na2CO3（mg/L） SH6（mg/L） 水驱采收率（%） 总采收率（%） 提高采收率（%）
1500 0 0 54.3 63.5 9.2
0 0 2000 50.9 58.5 7.6
1500 0 2000 55.4 71.8 16.4
1500 8000 1500 56.7 77.3 20.6
综上所述，高温油藏条件下三元复合体系的综合性能优于二元复合体系，更优于单一表面活性剂和单一聚合物。
二、实施例
以双河油田Ⅳ5-11层系为目标油藏，作为三元复合驱油体系在高温油藏的实施例。下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
目标油藏的基本概况：双河油田Ⅳ5-11层系含油面积为4.75km2，地质储量445.7×104t,孔隙度18.9%，渗透率0.543μm2，地下原油粘度3.3mPa·s，地层温度81℃，地层水为NaHCO3型，矿化度为7947mg/L。采出程度53.3%，综合含水96.9%。
双河油田Ⅳ5-11层系属于高温、高采出程度和特高含水油藏，水驱开发效果差，需要应用三元复合驱技术改善水驱开发效果。
本实施例采用五点法井网，32口注入井、38口采油井、注采平均井距在250m。应用的三元复合驱油体系，主要由以下浓度的组分组成：1500mg/L聚合物ZL、2000mg/L表面活性剂SH6、8000mg/L Na2CO3。
本实施例中用于高温油藏的三元复合驱油体系的制备方法，包括以下步骤：（1）在注入站把聚合物ZL配成4000mg/L母液，表面活性剂SH6配成10%母液，Na2CO3配成15%母液，分别存放在150m3大罐备用。（2）通过注入泵把三种母液准确计量注入高压污水管线混合形成三元复合体系溶液。（3）把三元复合体系溶液通过静混器进一步混合均匀，然后注入到各个注入井。
双河油田Ⅳ5-11层系水驱采出程度53.3%，与双河油田其它区块化学驱油藏参数相比，Ⅳ5-11层系油藏温度、水驱含水与水驱采出程度最高（表15），大幅度提高采收率的技术难度最大。
表15Ⅳ5-11层系与双河油田其它区块化学驱油藏参数比较
双河油田Ⅳ5-11层系采用实施例制备的三元复合驱油体系已实施30个月，已经注入化学驱油体系0.25PV。三元复合驱油体系在双河油田Ⅳ5-11层系的现场应用效果：
1、三元复合驱注入能力大于聚合物驱和二元复合驱
（1）注入压力比较
如表16所示，注化学驱油体系到0.25PV时，Ⅳ1-3层系聚合物驱压力上升最高（4.5MPa）、其次是438块ⅠⅡ1-2油组二元复合驱（1.8MPa）、Ⅳ5-11层系三元复合驱压力上升最小（0.8MPa）。
（2）视吸水指数比较
注化学驱油体系到0.25PV时，Ⅳ1-3层系聚合物驱视吸水指数下降17.5%，438块ⅠⅡ1-2油组二元复合驱不降反升、上升3.3%、Ⅳ5-11层系三元复合驱视吸水指数同样不降反升、上升9.3%（表16）。
很显然，三元复合驱注入能力大于聚合物驱和二元复合驱。碱与表面活性剂协同作用的超低界面张力，使渗流阻力减少，流动能力增强，提高了三元体系的注入能力。
表16Ⅳ5-11层系注入压力、视吸水指数与其它化学驱区块比较
2、三元复合驱产油倍数、含水下降幅度大于聚合物驱和二元复合驱
Ⅳ5-11层系三元体系注到0.25PV时，三元复合驱产油倍数2.9，高于438块ⅠⅡ1-2油组二元复合驱的2.2和Ⅳ1-3层系聚合物驱1.9；三元复合驱含水下降4.9个百分点，大于438块ⅠⅡ1-2油组二元复合驱的2.7和Ⅳ1-3层系聚合物驱3.0；三元复合驱见效率78.9%，高于438块ⅠⅡ1-2油组二元复合驱52.4%和Ⅳ1-3层系聚合物驱59.3%（见表17、图1和图2）。三元复合体系粘度改善流度比与超低界面张力提高驱油效率的协同效应要优于二元复合驱和聚合物驱。
表17Ⅳ5-11层系产出参数与其它化学驱区块比较
3、Ⅳ5-11层系三元复合驱增油效果
双河油田Ⅳ5-11层系三元复合对应井油井38口，日产液1860m3/d。综合含水由97.8%下降到92.9%，下降4.9个百分点；日产油由45.7t上升到132.1t，上升86.4t；并且呈含水持续下降、产量持续上升的变化趋势。Ⅳ5-11层系见效油井30口，油井见效率78.9%。Ⅳ5-11层系三元复合驱累计增油4.09万t，增油效果非常明显。

Claims (4)

1.一种用于高温油藏的三元复合驱油体系，其特征在于：主要由以下浓度的组分组成：耐温聚合物800～2500mg/L、阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂1000～3000mg/L、Na2CO33000～8000mg/L。
2.根据权利要求1所述的用于高温油藏的三元复合驱油体系，其特征在于：主要由以下浓度的组分组成：耐温聚合物1500mg/L、阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂2000mg/L、Na2CO38000mg/L。
3.根据权利要求1或2所述的用于高温油藏的三元复合驱油体系，其特征在于：所述的耐温聚合物为ZL型聚合物。
4.根据权利要求1或2所述的用于高温油藏的三元复合驱油体系，其特征在于：所述的阴非离子酚醚羧酸盐表面活性剂为SH6型表面活性剂。
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