CN109401745A - 一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏的应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏的应用，该自适应流度控制体系，以重量百分比计，包括以下组分：烷基醇酰胺0.1~0.4%，糖苷型表面活性剂0.05~0.3%，多元醇0.01~0.1%，其余为水。所述自适应流度控制体系在高温高盐油藏的应用，高温高盐油藏的性质如下：温度90~140℃，水的矿化度3.0~22×104mg/L，其中二价离子大于500mg/L。在含水率大于90%，油水比为1:1~1:9条件下，所述自适应流度控制体系在剪切诱导下与原油形成油包水W/O乳状液或水包油O/W乳状液或W/O与O/W的混合乳状液，乳状液粘度是油藏条件水粘度的10倍及以上，实现驱替介质流度的自主控制。本发明能够显著提高高温高盐油藏的采收率，原理可靠，经济效益突出，应用前景广阔。
Description
技术领域
本发明涉及一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏中的应用，属油田化学和油田开采技术领域。
背景技术
注水开发中、后期的油藏，受油水流度的不利影响，水沿着高渗透层指进，绕流通过高含油区域，大量的原油未波及，水驱采出程度低。据统计，我国陆上油田经过弹性能量采油和水驱采油，原油的采出程度不足40％(何江川等,油田开发战略与接替技术[J],石油学报,2012,33(3):519-525)。在这些高含水油田中，高温(高于90℃)高盐(地层水矿化度高于30000mg/L)Ⅲ类油藏占有相当大的比重，总探明地质储量超过80亿吨。聚合物驱是我国发展三采技术的重要领域。聚合物驱油已形成完整的配套技术，并已在大庆、胜利等大油田工业性推广；聚合物/表面活性剂驱、(弱)碱/聚合物/表面活性剂驱油技术获得重大突破，先导性试验获得成功。目前聚合物为流度控制的化学驱主要面临的技术难题有两个：一是高温高盐Ⅲ类油藏如何有效提高化学驱的效果，由于受高矿化度和高温的影响，以及聚合物的产品性能限制，目前Ⅲ类油藏的聚合物驱还没取得明显的效果。相对于聚合物驱，乳状液提高采收率具有独特的优点，一是乳状液驱油效率不受温度的影响，二是乳状液用于流度控制，成本较低。因此，乳化液驱油技术是解决高温高盐Ⅲ类油藏采收率的一项关键技术。
雷雨希等人(雷雨希等,乳状液在岩心中调剖能力及影响因素研究[J].当代化工,2016,45(3):485-487)对比了乳状液驱和聚合物驱，发现在柱状岩心中，乳状液可以对孔喉有效的封堵，起到的调剖效果要比相同粘度的聚合物溶液好很多。2016年，宣英龙等人(宣英龙等.低渗常规稠油油藏乳化降粘剂的研究[J].应用化工,2015,44(1):48-52)对比了水驱后分别注入聚合物和乳化剂/聚合物二元段塞的采收率，发现采收率分别提高10.5％和25.4％。乳化复合驱不仅能扩大波及体积，还能降低油水界面张力，乳化原油，提高驱油效率。周亚洲等人(周亚洲等.高含水后期乳状液的驱油效果与作用机理分析[J].油田化学,2016,33(2):285-290)对比了乳状液驱与同界面张力表面活性剂驱的驱油效果，发现乳状液驱比同界面张力的表面活性剂驱提高采收率。表面活性剂驱调整剖面的作用较小，且注入表面活性剂后期高渗透油层产液反而比水驱更高，发生表面活性剂窜流现象，这也是表面活性剂驱不能大幅度提高采收率的最重要的原因。乳状液提高采收率的两种原理：(1)使用乳状液之后，会在一定程度将大孔喉堵塞，使其出现分流，可以提高其本身的波及系数，减少绕流之后的原油量；(2)运用乳状液，可以通过其本身的侧向挤油和刮油两种功能，提高洗油的效率，让边缘部分残余油的饱和度持续降低。低渗透的岩心比高渗透的岩心发生乳化时机要早，且乳状液的颜色较深，乳化效果好。与此同时，在相同渗透率的情况下，中含水率岩心比高含水率岩心发生乳化时机早，乳化效果较好。对于均质岩心，乳化体系比未乳化体系采收率可提高5～10％；对于非均质岩心，乳化体系比未乳化体系提高采收率高5％左右。
乳状液波及效率的大小与非均质多孔介质的渗透率级差密切相关，这主要是由于乳状液波及效率受乳状液粒径与多孔介质孔径之间匹配关系的影响。一些研究者认为渗透率级差越大，具有相同性质的乳状液的波及效率越低。另外一些研究者认为岩心渗透率变异系数越大，乳状液驱阶段原油采出程度越高、高渗透层产液下降幅度越大。高渗透油层由于孔喉直径较大，乳状液在高渗透油层中运移时，聚并较多，形成的乳状液粒径较大，大粒径的乳状液更多地以变形的方式通过岩心喉道，低渗透油层由于孔喉直径较小，乳状液在低渗透油层中运移时，所受剪切应力比高渗透油层大，形成的乳状液粒径较小，且破裂较多，因此，粒径较大的乳状液在高渗透油层中运移，高渗透油层压力上升较快，迫使乳化剂溶液进入中低渗透油层，驱替中低渗透油层的残余油。
发明内容
本发明的目的在于提供一种自适应流度控制体系，该体系在温度90～140℃、3.0～22×104mg/L矿化度的高含水油藏条件，与剩余(残余)油及原油发生乳化，形成粘度和水力学尺度自控的乳化液体系，通过贾敏效应实现驱替介质的流度控制并协同超低界面张力洗油，提高高温高盐油藏的采收率。本发明提供的自适应流度控制体系在宽范围的油藏温度、矿化度条件能够高效地改善注水开发效益，具有广阔的市场应用前景。
为了达到上述目的，本发明提供以下技术方案。
一种自适应流度控制体系，以重量百分比计，包括以下组分：
烷基醇酰胺 0.1～0.4％
糖苷型表面活性剂 0.05～0.3％
多元醇 0.01～0.1％
其余为水。
所述的自适应流度控制体系，所述烷基醇酰胺为N、N－双羟乙基烷基酰胺或N－羟乙基烷基酰胺，其结构式如下：
R为C8-C16的直链；X为—CH2CH2OH或—CH3。
所述的自适应流度控制体系，所述糖苷型表面活性剂，其结构式如下：
R为C8-C16的直链；n为1或5。
所述的自适应流度控制体系，所述多元醇为甘油、三羟甲基乙烷、季戊四醇、木糖醇或山梨醇，优选为甘油。
所述的自适应流度控制体系，在组合物中，所述的烷基醇酰胺的重量百分比为0.1～0.4％，优选为0.2％；所述的糖苷型表面活性剂的重量百分比为0.05～0.3％，优选为0.15％；所述的多元醇的重量百分比为0.01～0.1％，优选为0.05％。
所述的自适应流度控制体系在高温高盐油藏中的应用，高温高盐油藏的性质如下：温度90～140℃；水的矿化度3.0～22×104mg/L，其中二价离子大于500mg/L。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
自适应流度控制体系与原油的界面张力达10-2～10-3mN/m数量级；在含水率大于90％，油水比为1:1～1:9条件下，自适应流度控制体系在剪切诱导下与原油形成油包水(W/O)乳状液或水包油(O/W)乳状液或W/O与O/W的混合乳状液，乳状液的粘度是油藏条件水粘度的10倍及以上，实现驱替介质流度的自主控制；同时乳状液的尺度大小可控，能在油藏深部驻留，通过贾敏效应就地调控地层的非均质性，显著提高高温高盐油藏的采收率。本发明原材料均可从市场购买，原理可靠，经济效益突出，应用前景广阔。
附图说明
图1为本发明自适应流度控制体系的驱油效果图。
图2为本发明自适应流度控制体系与原油形成乳化液的微观图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
下面结合实施例和附图对本发明做进一步说明，但不限制本发明。
一种自适应流度控制体系的配制，包括如下步骤，按重量百分比计，配制99.6％矿化度为3.0～22×104mg/L的矿化水，搅拌1～2小时，确保充分溶解并混合均匀；向所配制的矿化水中依次加入0.2％的烷基醇酰胺，0.15％的糖苷型表面活性剂，0.05％的甘油，搅拌1～3小时，确保各组分充分溶解并均匀混合。
应用上述体系的油藏条件：
温度90～140℃；水的矿化度3.0～22×104mg/L，其中二价离子大于500mg/L。
实施例1自适应流度控制体系的油水界面张力
分别配制矿化度为30000mg/L(Ca2+、Mg2+浓度为500mg/L)及210236mg/L(Ca2+、Mg2+浓度为11324mg/L)的矿化水，依次加入0.2％的N、N－双羟乙基烷基酰胺，0.15％的C12/C14糖苷表面活性剂，0.05％的甘油,搅拌1～3小时，获得自适应流度控制体系；在80℃条件用TX500C旋转界面张力仪测定自适应流度控制体系与两种脱气原油(80℃条件的粘度分别为25.1mPa·s、8.3mPa·s)的界面张力，测定时间2h，获得稳定的界面张力值。自适应流度控制体系在3.0～22×104mg/L的高矿化度条件，均能使油水的界面张力保持为10-2～10-3mN/m数量级，表现为优异的洗油性能，结果见表1。
表1自适应流度控制体系与原油的稳定界面张力
实施例2自适应流度控制体系与原油形成乳化液的粘度
分别配制矿化度为30000mg/L(Ca2+、Mg2+浓度为500mg/L)及210236mg/L(Ca2+、Mg2+浓度为11324mg/L)的矿化水，依次加入0.2％的N－羟乙基烷基酰胺，0.15％的C12/C14糖苷表面活性剂，0.05％的甘油,搅拌1～3小时，获得自适应流度控制体系；将自适应流度控制体系和原油按油水比为5:5、4:6、3:7、2:8、1:9配置、密封，放置在带有磁力搅拌装置的油浴锅中；然后在95℃油浴条件，磁力搅拌1h，观察乳化情况，搅拌结束后，用高温高压哈克流变仪测试乳化液、原油、矿化度水在140℃下的黏度见表2、表3。在高温高矿化度下矿化水的粘度不足0.4mPa·s，水油流度差异大。自适应流度控制体系与原油在剪切的诱导下形成W/O或O/W或W/O与O/W共存的乳化液，在140℃的超高温条件乳化液的粘度随着含水率增加而先增加后降低，在油水比为3:7即油藏评价含油饱和度为30％条件，形成W/O的乳化液，粘度是矿化水粘度的80倍以上；即使在油水比为2:8即油藏评价含油饱和度为20％条件，乳化液的粘度是矿化水粘度的30倍以上，高于原油的粘度，体现了流度控制的自适应性。
表2水矿化度30000mg/L条件不同油水比形成乳化液的粘度
| 油水比 | 乳化液类型 | 黏度(mPa·s) |
| 5:5 | W/O | 30.6 |
| 4:6 | W/O | 27.8 |
| 3:7 | W/O | 42.5 |
| 2:8 | W/O与O/W | 18.8 |
140℃，原油的粘度8.2mPa·s，矿化水的粘度0.32mPa·s。
表3水矿化度210236mg/L条件不同油水比形成乳化液的粘度
| 油水比 | 乳化液类型 | 黏度(mPa·s) |
| 5:5 | W/O | 27.5 |
| 4:6 | W/O | 19.1 |
| 3:7 | W/O | 32.8 |
| 2:8 | W/O与O/W | 13.2 |
140℃，原油的粘度4.6mPa·s，矿化水的粘度0.38mPa·s。
实施例3自适应流度控制体系的提高采收率性能
分别配制矿化度为30000mg/L(Ca2+、Mg2+浓度为500mg/L)及210236mg/L(Ca2+、Mg2+浓度为11324mg/L)的矿化水，依次加入0.2％的N、N－双羟乙基烷基酰胺，0.15％的C12/C14糖苷表面活性剂，0.05％的甘油,搅拌1～3小时，获得自适应流度控制体系；在人造模拟岩心(45×45×300mm，三层非均质，平均孔隙度19.4％，气测渗透率100/200/500mD)，温度104℃的驱替实验中，原油粘度18.1mPa·s(104℃)，原始含油水饱和度70.3％，在水驱阶段受到非均质的影响和不利的水油流度比，水驱的原油采出程度低，含水率98％的原油采收率为31.2％，剩余(残余)油饱和度48.4％。自适应流度控制体系注入0.6PV，在体系注入过程中注入压力升高、含水率降低，重新出油，在岩心的出口端用金相显微镜DM2700M观察到明显的油包水与水包油乳化液(粒径1.0～3.0μm，见图2)，证明自适应流度控制体系与原油乳化，形成乳化液增加驱替介质的流度，同时乳化液的贾敏效应改善了岩心的非均质性，增强驱替液的波及体积，0.6PV的自适应流度控制体系提高原油采收率20.1％，累计采收率51.3％，驱替效果见图1。
最后应该说明的是，以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种自适应流度控制体系，以重量百分比计，包括以下组分：
烷基醇酰胺 0.1～0.4％
糖苷型表面活性剂 0.05～0.3％
多元醇 0.01～0.1％
其余为水。
2.如权利要求1所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述烷基醇酰胺为N、N－双羟乙基烷基酰胺或N－羟乙基烷基酰胺，其结构式如下：
R为C8-C16的直链；X为—CH2CH2OH或—CH3。
3.如权利要求1所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述糖苷型表面活性剂，其结构式如下：
R为C8-C16的直链；n为1或5。
4.如权利要求1所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述多元醇为甘油、三羟甲基乙烷、季戊四醇、木糖醇或山梨醇。
5.如权利要求1、2、3或4所述的自适应流度控制体系，其特征在于，所述烷基醇酰胺的重量百分比为0.2％，所述糖苷型表面活性剂的重量百分比为0.15％，所述多元醇的重量百分比为0.05％。
6.如权利要求1、2、3、4或5所述的自适应流度控制体系在高温高盐油藏的应用，高温高盐油藏的性质如下：温度90～140℃；水的矿化度3.0～22×104mg/L，其中二价离子大于500mg/L。
7.如权利要求6所述的自适应流度控制体系在高温高盐油藏的应用，其特征在于，自适应流度控制体系与原油的界面张力达10-2～10-3mN/m数量级。
8.如权利要求6所述的自适应流度控制体系在高温高盐油藏的应用，其特征在于，在含水率大于90％，油水比为1:1～1:9条件下，自适应流度控制体系在剪切诱导下与原油形成油包水W/O乳状液、水包油O/W乳状液或W/O与O/W的混合乳状液，乳状液的粘度是油藏条件水粘度的10倍及以上，实现驱替介质流度的自主控制。
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