CN110541692A - 一种适用于超强水敏稠油油藏的化学驱油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油化工领域，涉及一种稠油化学驱油方法，具体涉及一种适用于超强水敏稠油油藏的化学驱油方法。其包括以下步骤：粘土稳定剂、稠油降粘驱油剂的选择；注入所选粘土稳定剂，注入周期为20‑40天；注水，注入周期为10‑20天；注入所选稠油降粘驱油剂，注入周期为180天以上，或通过油井出砂情况切换注入粘土稳定剂。本发明方法克服了超强水敏稠油油藏采油难的问题，并经过实际应用证明本发明方法可提高超强水敏稠油油藏的采油量。
Description
技术领域
本发明属于石油化工领域，涉及一种稠油化学驱油方法，具体涉及一种适用于超强水敏稠油油藏的化学驱油方法。
背景技术
金家油田位于山东省桓台县马桥乡境内，构造位置位于东营凹陷西南边缘斜坡带，金家樊家鼻状构造带南端，工区面积48.0km2，探明地质储量3.7亿吨。金8区块位于金家油田的南部，南部为鲁西隆起，西临金9块，北临金10块。金8块主力含油层系沙三上，埋深800～1000米，含油面积1.27km2，地质储量372.74万吨。构造形态为南高北低的单斜构造，平均孔隙度为36.5％，渗透率为1764×10-3μm2，泥质含量16.8％，储层超强水敏，水敏指数在0.5～1.0之间。地面脱气原油粘度900mPa·s，原始油层压力8MPa，原始油层温度42℃，是一个高孔中渗、常温常压、具有边水的构造-岩性超强水敏普通稠油油藏。
金8区块粘土含量高，超强水敏，水驱开采过程中存在粘土膨胀并携带粉细砂堵塞运移通道、绕丝筛管甚至采油管道的问题。金8区块油层较薄，蒸汽吞吐热量利用率低，效果不佳。储层岩性复杂，非均质性严重，主要为细砂岩及粉砂岩，极易被流体包裹携带。油层温度较低，油藏条件下原油粘度大，渗流能力差，开发方式选择难度大，提高产量难度大，注汽热效率低，开发难度增大。
金8区块由于具有独特的油藏特征及原油物性，不适合用蒸汽驱等热力采油方法开采，也不适合用碱驱、碱驱加表面活性剂驱等冷采方法开采。单纯的水驱效果不佳。目前尚没有有效解决此类油藏的开采技术应用于现场。
发明内容
为了克服以上技术问题，本发明提供一种适用于超强水敏稠油油藏的化学驱油方法。
本发明采用以下技术方案：
本发明主要提供一种化学驱油方法，其包括以下步骤：
粘土稳定剂、稠油降粘驱油剂的选择；注入所选粘土稳定剂，注入周期为20-40天，优选地，注入周期为30天；注水，注入周期为10-20天，优选地，注入周期为15天；注入所选稠油降粘驱油剂，注入周期为180天以上，或通过油井出砂情况切换注入粘土稳定剂。
在以上所述方法中，优选地，粘土稳定剂的筛选标准为同时满足以下条件：防膨率≥90％，岩心渗透率伤害率≤5％。
在以上所述方法中，优选地，按照SY/T 5971-2016所规定的离心法测定防膨率。
在以上所述方法中，优选地，对稠油降粘驱油剂进行界面张力、吸附后界面张力、降粘率、吸附后降粘率、自然沉降脱水率、pH值及洗油率的测定，并根据各参数数值的大小进行选择，并通过测定稠油降粘驱油剂经模拟地层砂吸附后的洗油率数据确定注入浓度。
在以上所述方法中，优选地，稠油降粘驱油剂的选择标准为同时满足以下条件：界面张力≤1×10-1mN/m，吸附后界面张力≤1×10-1mN/m，原油降粘率≥95％，吸附后降粘率≥80％，自然沉降脱水率≥80％，洗油率≥30％，pH值为6.0-8.0。
在以上所述方法中，优选地，注入成分均从注入井注入，流经地层后随原油由油井排出。
本发明以上所述方法适用于超强水敏稠油油藏。
优选地，所述超强水敏稠油油藏特征为：为岩性—地层油藏；储层比较发育，物性好，平均孔隙度35～40％、平均空气渗透率500～2000×10-3μm2；储层岩性为细砂岩、粗粉砂岩、生物碎屑砂岩；储层强水敏，水敏指数在0.5～1.0之间；原油具有高密度、高粘度、低凝固点的特征，地面原油粘度100～5000mPa·s，地面原油密度0.95～0.98g/cm3，凝固点-22～20℃。
本发明与现有技术相比较具有如下优点和有益效果：
(1)本发明采用的化学驱油方法注入成分均从注入井注入，流经地层后随原油由油井排出，相对于热力采油的吞吐方法，本法明无需提供额外的能量和设备投资，驱替波及体积大、能耗低、生产成本低，易于现场应用。
(2)相对于碱驱、碱和表面活性剂驱，本发明选择使用的粘土稳定剂和稠油降粘驱油剂pH为中性，属于无碱驱油，不对地层造成破坏。
(3)本发明选择使用的粘土稳定剂，既能抑制粘土膨胀又能抑制粘土运移同时具有良好的耐冲刷性能，有利于渗流通道保持长时间畅通。
(4)本发明选择使用的稠油降粘驱油剂具有降低稠油粘度的作用，可以增加原油流动性，便于原油在地层及管道中的运移；经模拟地层砂吸附后具有较高的降粘率和较低界面张力，有利于驱替液在深入地层后仍然能够发挥降粘和降低界面张力的效用；并且具有较高的洗油率，易于使原油从油砂上剥离，提高采收效率；此外，本发明选择使用的稠油降粘驱油剂具有较高的自然沉降脱水率，有利于采出液破乳。
(5)本发明采用粘土稳定剂和稠油降粘驱油剂段塞中间设水层隔离，有利于二者作用发挥作用且互不干扰。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
实施例1粘土稳定剂的选择
(1)满足防膨率≥90％的粘土稳定剂浓度的选择
称取3.00g粘土稳定剂，用试验用水配制成1000ml溶液。
称取0.50g钠膨润土，精确至0.01g，装入10ml离心管中，加入10ml粘土稳定剂溶液，充分摇匀，在室温下放置2h，装入离心机内，在转速1500r/min下离心分离15min，读出钠膨润土膨胀后的体积V1。
用试验用水代替粘土稳定剂溶液，测定钠膨润土在试验用水中的膨胀体积V2。
用煤油代替粘土稳定剂溶液，测定钠膨润土在煤油中的膨胀体积V0。
防膨率按照公式B＝(V2-V1)/(V2-V0)计算。
改变样品浓度为0.4％、0.5％，重复上述步骤(1)，记录防膨率≥90％的样品测试浓度。
(2)满足岩心渗透率伤害率≤5％的粘土稳定剂浓度的选择
用高效粘土稳定剂样品配制0.3％溶液。
选取水敏性储层岩心，按照SY/T 5358-2010标准要求进行制备、清洗和烘干，并测定岩心饱和及孔隙体积Vp。
在地层温度下，低于临界流速条件下，先正向通标准盐水2Vp，待压力稳定后，测定岩心初始渗透率Kw0。
改通0.3％粘土稳定剂溶液5Vp，再改通20Vp油田注入水，测定岩心处理后的渗透率Kw。
岩心渗透率伤害率按公式Kd＝(1-Kw/Kw0)×100％计算。
改变样品浓度，重复上述步骤(2)，记录岩心渗透率损害率≤5％的样品测试浓度。选择防膨率和岩心渗透率伤害率在同一浓度下均达标的样品作为粘土稳定剂，测试浓度作为注入浓度。
实施例2稠油降粘驱油剂的选择
(1)满足界面张力≤1×10-1mN/m的稠油降粘驱油剂浓度的选择
用目标区块注入水配制0.3％的稠油降粘驱油剂样品溶液100g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后，按照SY/T 5370-1999中3.3的规定，在油藏温度下测定样品溶液与目标区块油样间的界面张力(转速5000r/min)，记录界面张力最低值。
改变样品浓度，记录界面张力≤1×10-1mN/m的稠油降粘驱油剂浓度。
(2)满足吸附后界面张力≤1×10-1mN/m稠油降粘驱油剂浓度的选择
用目标区块注入水配制0.3％的稠油降粘驱油剂样品溶液90g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后与30g模拟地层砂混合，放入恒温水浴振荡器中，在油藏温度下振荡24h(振荡频率170rpm)。取出样品，静置30min后取上层清液(如果溶液浑浊用离心机离心)，按照SY/T 5370-1999中3.3的规定，在油藏温度下测定样品溶液与目标区块油样间的界面张力(转速5000r/min)，记录界面张力最低值。
改变样品浓度，记录吸附后界面张力≤1×10-1mN/m的稠油降粘驱油剂浓度。
(3)满足降粘率≥95％的稠油降粘驱油剂浓度的选择
用粘度计或流变仪(剪切速率60s-1)测定油藏温度下稠油油样的粘度μ0。
用目标区块注入水配制0.3％的稠油降粘驱油剂样品溶液100g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min，称取配制的样品溶液30g放入小烧杯中，加入目标区块油样70g，密封后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温2h。
取出样品，用玻璃棒充分搅拌使油水混合均匀，迅速用粘度计或流变仪(剪切速率60s-1)测定油藏温度下油水混合物的粘度μ1。
降粘率按公式f1＝(μ0-μ1)/μ0计算。
改变样品浓度，记录降粘率为≥95％的稠油降粘驱油剂浓度。
(4)满足吸附后降粘率≥80％的稠油降粘驱油剂浓度的选择
用目标区块注入水配制0.3％的稠油降粘驱油剂样品溶液90g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后与30g模拟地层砂混合，放入恒温水浴振荡器中，在油藏温度下振荡24h(振荡频率170rpm)。
取出样品，静置30min后取上层清液(如果溶液浑浊用离心机离心)30g放入小烧杯中，加入目标区块油样70g，密封后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温2h。
取出样品，用玻璃棒充分搅拌使油水混合均匀，迅速用粘度计或流变仪(剪切速率60s-1)按SY/T 0520中规定测定油藏温度下油水混合物的粘度μ2。
吸附后降粘率按公式f2＝(μ0-μ2)/μ0计算。
改变样品浓度，记录吸附后降粘率为≥80％的稠油降粘驱油剂浓度。
(5)满足自然沉降脱水率≥80％的稠油降粘驱油剂浓度的选择
用目标区块注入水配制0.3％的稠油降粘驱油剂样品溶液100g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min，取配制的样品溶液9ml放入50ml具塞刻度试管中，加入目标区块油样21ml，旋紧后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下恒温1h，读取试管下部水相体积V0。
摇晃试管使油水充分混合后置于恒温干燥箱内，在油藏温度下静置1h，读取试管下部出水体积V1。
自然沉降脱水率按照公式X＝V1/V0计算。
改变样品浓度，记录自然沉降脱水率≥80％的稠油降粘驱油剂浓度。
(6)满足洗油率≥30％的稠油降粘驱油剂浓度的选择
将模拟地层砂与目标区块原油按4:1比例(质量比)混合，放入恒温干燥箱中，在油藏温度下老化7d，每天搅拌1次，使油砂混合均匀。
用目标区块注入水配制0.3％的稠油降粘驱油剂样品溶液100g，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后待测。
称取老化好的油砂约5g放至100ml锥形瓶中，称重得m1，精确至0.001g。向锥形瓶中加入配制好的样品溶液50g，充分混合后在油藏温度下静置48h。将静置后的样品溶液中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干净的棉纱蘸出，并倒出样品溶液，将锥形瓶放在105℃烘箱中烘至恒重，得m2。
用石油醚对锥形瓶中的剩余物进行原油洗脱，直至石油醚无色。将洗脱尽原油的锥形瓶置于120℃烘箱中烘至恒重，称重得m3。
洗油率按照公式σ1＝(m1-m2)/(m1-m3)计算。
改变样品浓度，记录洗油率≥30％的稠油降粘驱油剂浓度。
(7)满足pH值为6.0～8.0稠油降粘驱油剂浓度的选择
用蒸馏水配制1％的样品溶液，用精密pH试纸测试并记录溶液的pH值，改变样品浓度，记录pH值为6.0～8.0稠油降粘驱油剂浓度。
选择满足(1)-(7)各项指标的样品，作为稠油降粘驱油剂。
(8)通过测定稠油降粘驱油剂经模拟地层砂吸附后的洗油率数据确定注入浓度
用目标区块注入水分别配制不同浓度的样品溶液，在磁力搅拌器上以300r/min的转速搅拌15min后，分别取90g与30g模拟地层砂混合，放入恒温水浴振荡器中，在油藏温度下振荡24h(振荡频率170rpm)。取出样品，静置30min后取上层清液(如果溶液浑浊用离心机离心)。
称取老化好的油砂约5g放至100ml锥形瓶中，称重得m4，精确至0.001g。
向锥形瓶中加入吸附后的样品上清液50g，充分混合后在油藏温度下静置48h。
将静置后的样品溶液中漂浮的原油及瓶壁上粘附的原油用干净的棉纱蘸出，并倒出样品溶液，将锥形瓶放在105℃烘箱中烘至恒重，得m5。
用石油醚对锥形瓶中的剩余物进行原油洗脱，直至石油醚无色。将洗脱尽原油的锥形瓶置于120℃烘箱中烘至恒重，称重得m6。
吸附后洗油率按照公式σ2＝(m4-m5)/(m4-m6)计算。选取洗油率高，且相比浓度较低的作为注入浓度。
实施例3适用于超强水敏稠油油藏的化学驱油方法的现场应用
利用实施例1方法选择得到的一种粘土稳定剂的主要成分为：
⑴柠檬酸羟基铝，15％；
⑵TDC-15黏土稳定剂，20％；
⑶KCl，15％；
⑷十二烷基二甲基苄基氯化铵，5％；
⑸聚三甲基烯丙基氯化铵，8％；
⑹水，37％。
粘土稳定剂0.3％浓度下测定防膨率90.6％，岩心渗透率伤害率4.7％。
利用实施例2方法选择得到的一种稠油降粘驱油剂的主要成分为：
⑴脂肪醇聚氧乙烯醚羧酸盐，17％；
⑵脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐，20％；
⑶异丙醇，20％；
⑷水，43％。
稠油降粘驱油剂的在0.3％浓度下测定的界面张力4.6×10-2mN/m，吸附后界面张力8.2×10-1mN/m，原油降粘率98.8％，吸附后降粘率96.2％，自然沉降脱水率92％，洗油率52％，pH值为7.2。
根据实例2第(8)步骤，测试稠油降粘驱油剂经模拟地层砂吸附后的洗油率，洗油率在0.3％、0.4％、0.5％、0.6％浓度下分别为19.7％、34.2％、43.5％、45.6％。优选0.5％作为稠油降粘驱油剂注入浓度。
所选油藏为金家油田金8区块。
金8块位于金家油田的南部，南部为鲁西隆起，西临金9块，北临金10块。金8块主力含油层系沙三上，埋深800～1000米，含油面积1.27km2，地质储量372.74万吨。构造形态为南高北低的单斜构造，平均孔隙度为36.5％，渗透率为1764×10-3μm2，泥质含量16.8％，储层超强水敏，水敏指数在0.5～1.0之间。地面脱气原油粘度900mPa·s，原始油层压力8MPa，原始油层温度42℃，是一个高孔中渗、常温常压、具有边水的构造-岩性超强水敏普通稠油油藏。
在化学驱油方法实施之前，金8区块采用热水驱，水井开2口，油井开9口，日液19.0t/d，日油7.2t/d，综合含水62.1％。
2018年10月，注入上述选择得到的粘土稳定剂，注入浓度0.3％，注入周期为30天。
2018年11月，注入水作为隔离层，注入周期为15天。
2018年12月，采出水粘土含量明显减少，出砂情况改善。
2019年1月，注入上述选择得到的稠油降粘驱油剂，注入浓度0.5％，至2019年4月，并继续保持注入。
截止2019年5月，产能为日液47.4t/d，日油18.3t/d，综合含水61.4％。
化学驱油方法实施后，日液增加28.4t/d，日油增加11.1t/d，累增油861吨。
目前，日油增加保持持续增加状态。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种化学驱油方法，其特征在于，其包括以下步骤：
粘土稳定剂、稠油降粘驱油剂的选择；注入所选粘土稳定剂，注入周期为20-40天优选地，注入周期为30天；注水，注入周期为10-20天，优选地，注入周期为15天；注入所选稠油降粘驱油剂，注入周期为180天以上，或通过油井出砂情况切换注入粘土稳定剂。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，粘土稳定剂的筛选标准为同时满足以下条件：防膨率≥90％，岩心渗透率伤害率≤5％。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，按照SY/T 5971-2016所规定的离心法测定防膨率。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，对稠油降粘驱油剂进行界面张力、吸附后界面张力、降粘率、吸附后降粘率、自然沉降脱水率、pH值及洗油率的测定，并根据各参数数值的大小进行选择，并通过测定稠油降粘驱油剂经模拟地层砂吸附后的洗油率数据确定注入浓度。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，稠油降粘驱油剂的选择标准为同时满足以下条件：界面张力≤1×10-1mN/m，吸附后界面张力≤1×10-1mN/m，原油降粘率≥95％，吸附后降粘率≥80％，自然沉降脱水率≥80％，洗油率≥30％，pH值为6.0-8.0。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，注入成分均从注入井注入，流经地层后随原油由油井排出。
7.根据权利要求1-6任一项所述的方法，其特征在于，所述方法适用于超强水敏稠油油藏。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述超强水敏稠油油藏特征为：为岩性—地层油藏；储层比较发育，物性好，平均孔隙度35～40％、平均空气渗透率500～2000×10-3μm2；储层岩性为细砂岩、粗粉砂岩、生物碎屑砂岩；储层强水敏，水敏指数在0.5～1.0之间；原油具有高密度、高粘度、低凝固点的特征，地面原油粘度100～5000mPa·s，地面原油密度0.95～0.98g/cm3，凝固点-22～20℃。
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