CN111849444A - 一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法 - Google Patents
一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111849444A CN111849444A CN202010588584.4A CN202010588584A CN111849444A CN 111849444 A CN111849444 A CN 111849444A CN 202010588584 A CN202010588584 A CN 202010588584A CN 111849444 A CN111849444 A CN 111849444A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- injection
- ultra
- low permeability
- oil reservoir
- reducing
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 57
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 27
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 59
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 59
- -1 polyoxypropylene Polymers 0.000 claims description 21
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 18
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 15
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 12
- REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N Octadecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCN REYJJPSVUYRZGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 10
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 10
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims description 10
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 5
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 5
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 5
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 5
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 87
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 3
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 44
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 22
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 20
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 11
- 230000036772 blood pressure Effects 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 9
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 6
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 5
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N oxygen(1+) dihydride Chemical compound [OH2+] RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 208000001953 Hypotension Diseases 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 208000021822 hypotensive Diseases 0.000 description 1
- 230000001077 hypotensive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004255 ion exchange chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
本发明提供一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法，该体系由以下按重量百分比组成：0.10~0.20%表面活性剂，0.20~0.30%防膨剂，0.05~0.10%防垢剂，其余为地层水。本发明所述降压增注体系与地层水之间具有较好的配伍性，适用于不同矿化度的地层水；可有效降低油水界面张力，改变润湿性；可以明显抑制黏土膨胀；可以有效抑制垢的形成，阻垢率高；可长期保存使用。
Description
技术领域
本发明属于石油天然开采技术领域，特别涉及一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法。
背景技术
我国拥有丰富的低渗透油藏储量资源，约占我国石油总资源量的1/5，主要分布在长庆、吉林和新疆等油区。低渗透油藏开发难度大，但其开发潜力巨大，地位十分重要。注水开发既能驱替地层原油，又能保持油藏压力，为油田稳产提供保障，是低渗透油藏主要且行之有效的开采方式之一。由于低渗透油藏地层孔隙结构复杂、储量丰度低，流体渗流阻力大，较常规油藏开发更易出现一些问题，如注水井注水启动压力高，地层及注水压力上升快，造成高压欠注的问题；吸水能力和产液指数大幅下降，油井地层压力和产量下降快等。
造成低渗透油藏高压欠注的原因复杂多样，甚至多种成因可能同时存在。例如，1）低渗透油藏孔隙结构复杂、渗透率低；2）“水锁”现象：由于孔隙结构分布比较广，当水驱进入到大孔道后，很难进入较小的孔道，随着水驱的深入，大孔道表面的水膜厚度增加，含水饱和度增加，同时油相渗透率降低，残余油流动阻力增大，当一定压力下进入亲水的油流通道，曲面压力差产生的附加阻力；3）润湿性的差异导致毛管力的差异进而流体在多孔介质中的流动方式会不同；4）粘土含量高，储层敏感性强，容易吸水膨胀，加上与注入水的不配伍，容易造成孔喉堵塞；5）注入水与地层水不配伍容易生成沉淀垢，导致堵塞孔吼；6）注入水水质中含油量和悬浮物含量高，在多孔介质中运移时造成近井地带堵塞；7）当油滴运移到孔喉时，就会形成所谓的贾敏效应，从而吸水量迅速下降，水注不进去，从而在注水井周围形成高压区；8）由于储层吸水能力下降，会造成注水量迅速递减。为加大注水井的注水效率，必须采用高压注水。而随着注水压力的升高，对注水管柱的负荷会增加，消耗的能量增多，套管毁损现象严重，从而导致整个注水系统的注水效率和水驱采收率降低。
目前超低渗储层（超低渗透指渗透率为0.3~1.0毫达西。）主要通过增加注水压力和降低启动压力来确保注水正常。采用高压注水时，随着注水压力的升高，对注水管柱的负荷会增加，消耗的能量增多，套管毁损现象严重，从而导致整个注水系统的注水效率和水驱采收率降低。降低启动压力的表面活性剂只能降低界面张力，但对阻垢和防膨效果不理想。
发明内容
为了克服超低渗储层正常注水效果差的问题，本发明提供一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法，本发明能够有效降低超低渗透油藏注水压力，降压率均在30%以上，降压效果显著，保证注水正常。
本发明采用的技术方案为：
一种超低渗透油藏降压增注体系，该体系由以下按重量比组成：
表面活性剂 0.10~0.20%
防膨剂 0.20~0.50%
防垢剂 0.05~0.10%
其余为地层水。
所述的表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷和石油磺酸盐的混合物。
所述的十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷和石油磺酸盐三者按质量比5:1:1。
所述的防膨剂为二甲基二烯丙基氯化铵、氯化钾或氯化铵中的一种。
所述的防垢剂为氨基三甲叉膦酸、含氮多元醇磷酸酯或羟基乙叉二膦酸中的一种。
所述的地层水矿化度为9410 mg/L。
一种超低渗透油藏降压增注体系的制备方法，具体步骤为：在常温常压下，按比例将地层水加入到反应釜中，开启搅拌，然后加入表面活性剂，充分搅拌15-25分钟；搅拌均匀后，按比例加入防膨剂，继续搅拌15-25分钟；充分搅拌后按比例加入阻垢剂继续搅拌25-35分钟，既得该超低渗透油藏降压增注体系。
所述的常温为25℃。
本发明的有益效果为：
本发明能够有效降低超低渗透油藏注水压力，降压率均在30%以上，降压效果显著。
本发明中采用表面活性剂可降低界面张力，降低毛管力，增加水相渗透率，降低边界层厚度；防膨剂在水中电离出有机阳离子，与粘土颗粒表面的低价阳离子交换，在粘土矿物表面形成一层有机阳离子保护膜，防止粘土矿物与水接触，同时，吸附多个粘土颗粒，使其不易分散运移；阻垢剂络合溶液中的钙,镁等金属离子，抑制结晶生长和垢的沉积。
本发明能有效降低超低渗油田注水压力，实现有效保持地层能量，提高储层开发效果。
以下将结合附图进行进一步的说明。
附图说明
图1为实施例3降压增注效果图。
图2为实施例4降压增注效果图。
图3为实施例5降压增注效果图。
图4为实施例6降压增注效果图。
图5为实施例7降压增注效果图。
具体实施方式
实施例1：
为了克服超低渗储层正常注水效果差的问题，本发明提供如图1-5所示的一种超低渗透油藏降压增注体系及其制备方法，本发明能够有效降低超低渗透油藏注水压力，降压率均在30%以上，降压效果显著，保证注水正常。
一种超低渗透油藏降压增注体系，该体系由以下按重量比组成：
表面活性剂 0.10~0.20%
防膨剂 0.20~0.50%
防垢剂 0.05~0.10%
其余为地层水。
本发明中采用表面活性剂可降低界面张力，降低毛管力，增加水相渗透率，降低边界层厚度；防膨剂在水中电离出有机阳离子，与粘土颗粒表面的低价阳离子交换，在粘土矿物表面形成一层有机阳离子保护膜，防止粘土矿物与水接触，同时，吸附多个粘土颗粒，使其不易分散运移；阻垢剂络合溶液中的钙,镁等金属离子，抑制结晶生长和垢的沉积。本发明可有效降低油水界面张力，改变润湿性，可以明显抑制黏土膨胀，本发明提供的体系寿命长，可长期保存使用。
本发明提供的一种超低渗透油藏降压增注体系的降压率均在30%以上，降压增注体系能够有效降低超低渗透油藏注水压力，降压效果显著。
实施例2：
基于实施例1的基础上，本实施例中，优选地，所述的表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷和石油磺酸盐的混合物。
优选地，所述的十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷和石油磺酸盐三者按质量比5:1:1。
本发明中，石油磺酸盐为胜利石油磺酸盐，烷基多糖苷是一种非离子型表面活性剂。
优选地，所述的防膨剂为二甲基二烯丙基氯化铵、氯化钾或氯化铵中的一种。
优选地，所述的防垢剂为氨基三甲叉膦酸、含氮多元醇磷酸酯或羟基乙叉二膦酸中的一种。
优选地，所述的地层水矿化度为9410 mg/L。
一种超低渗透油藏降压增注体系的制备方法，具体步骤为：在常温常压下，按比例将地层水加入到反应釜中，开启搅拌，然后加入表面活性剂，充分搅拌15-25分钟；搅拌均匀后，按比例加入防膨剂，继续搅拌15-25分钟；充分搅拌后按比例加入阻垢剂继续搅拌25-35分钟，既得该超低渗透油藏降压增注体系。
优选地，所述的常温为25℃。
所述地层水离子组成见表1，地层水离子组成测定方法为离子色谱法和化学滴定法。
表1 地层水离子组成
对制备的超低渗透油藏降压增注体系按照下述方法测定界面张力最低值、防膨率、防垢率和降压率。
油水界面张力方法按照石油天然气行业标准 SY/T5370-1999《表面及界面张力测定方法》进行，实验温度为60 ℃，实验用原油来自镇北油田，用TX-500C型旋转滴超低界面张力仪测定；
防膨率测定方法参照石油天然气行业标准SY/T5971-94《注水用粘土稳定剂性能评价方法》进行，实验温度为60 ℃。
防垢率的测定根据天然气行业标准SY/T5673-93《油田用防垢剂性能评定方法》进行，实验温度为60 ℃。
降压率测定方法按以下方法进行：
降压增注体系的降压增注效果采用高压岩心流动试验仪进行，并通过降压率表征。岩心渗透率为0.1~1mD，实验温度为60 ℃，实验用原油来自镇北油田。具体实验方法为：
a.将岩心分别抽真空饱和地层水，水测岩心的渗透率，饱和原油后，用地层水以0.05ml/min 的速度驱替至压力稳定；稳定压力为P 1，此次驱替表示为一次水驱；
b.以 0.05ml/min 的速度注入一定体积的含多功能降压增注体系的地层水；
c.再次用地层水以 0.05ml/min 的速度进行后水驱，同样记录驱替压力直至压力稳定，稳定压力为P 2，此次驱替为第二次水驱；
d.以第一次水驱的稳定压力P 1和第二次水驱的稳定压力P 2为指标按下式计算降压率：
式中，η—降压率，%；
P 1—第一次水驱的稳定压力，MPa；
P 2—第二次水驱的稳定压力，MPa。
实施例3：
基于实施例2的基础上，本实施例中提供的超低渗透油藏降压增注体系由如下重量百分比的原料制备得到：0.1%表面活性剂， 0.2%二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC），0.05%氨基三甲叉膦酸（ATMP），余量为地层水。其中表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷（APG）、石油磺酸盐（SLPS）按照质量比5:1:1的比例复配而成。
本实施例的降压增注效果图如图1所示。
对本实施例提供的超低渗透油藏降压增注体系测定界面张力最低值、防膨率、防垢率和降压率。
测定结果如下：
表2 实施例3测定结果
| 实施例 | 油水界面张力最低值， mN/m | 防膨率，% | 防垢率，% | 水测渗透率/mD | 一次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>1</sub>/MPa | 二次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>2</sub>/MPa | 降压率，<i>η</i>/% |
| 实施例3 | 0.0036 | 51.2 | 97.5 | 0.38 | 3.49 | 2.25 | 36.1 |
实施例4：
基于实施例2的基础上，本实施例中提供的超低渗透油藏降压增注体系由如下重量百分比的原料制备得到：0.2%表面活性剂，0.2%二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC），0.05%含氮多元醇磷酸酯（PAPE），余量为地层水。其中表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷（APG）、石油磺酸盐（SLPS）按照质量比5:1:1的比例复配而成。
本实施例的降压增注效果图如图2所示。
对本实施例提供的超低渗透油藏降压增注体系测定界面张力最低值、防膨率、防垢率和降压率。
测定结果如下：
表3 实施例4测定结果
| 实施例 | 油水界面张力最低值， mN/m | 防膨率，% | 防垢率，% | 水测渗透率/mD | 一次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>1</sub>/MPa | 二次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>2</sub>/MPa | 降压率，<i>η</i>/% |
| 实施例4 | 0.0021 | 49.3 | 96.7 | 0.45 | 2.53 | 1.67 | 34.0 |
实施例5：
基于实施例2的基础上，本实施中提供的超低渗透油藏降压增注体系由如下重量百分比的原料制备得到：0.1%表面活性剂，0.3%氯化钾，0.05%含氮多元醇磷酸酯（PAPE），余量为地层水。其中表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷（APG）、石油磺酸盐（SLPS）按照质量比5:1:1的比例复配而成。
本实施例的降压增注效果图如图3所示。
对本实施例提供的超低渗透油藏降压增注体系测定界面张力最低值、防膨率、防垢率和降压率。
测定结果如下：
表4实施例5测定结果
| 实施例 | 油水界面张力最低值， mN/m | 防膨率，% | 防垢率，% | 水测渗透率/mD | 一次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>1</sub>/MPa | 二次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>2</sub>/MPa | 降压率，<i>η</i>/% |
| 实施例5 | 0.0045 | 63.8 | 95.9 | 0.51 | 3.47 | 2.27 | 34.6 |
实施例6：
基于实施例2的基础上，本实施例中提供的超低渗透油藏降压增注体系由如下重量百分比的原料制备得到：0.1%表面活性剂，0.3%氯化铵，0.1%氨基三甲叉膦酸（ATMP），余量为地层水。其中表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷（APG）、石油磺酸盐（SLPS）按照质量比5:1:1的比例复配而成。
本实施例的降压增注效果图如图4所示。
对本实施例提供的超低渗透油藏降压增注体系测定界面张力最低值、防膨率、防垢率和降压率。
测定结果如下：
表5 实施例6测定结果
| 实施例 | 油水界面张力最低值， mN/m | 防膨率，% | 防垢率，% | 水测渗透率/mD | 一次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>1</sub>/MPa | 二次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>2</sub>/MPa | 降压率，<i>η</i>/% |
| 实施例6 | 0.0006 | 47.1 | 98.6 | 0.54 | 2.72 | 1.85 | 32.2 |
实施例7：
基于实施例2的基础上，本实施例中提供的超低渗透油藏降压增注体系由如下重量百分比的原料制备得到：0.2%表面活性剂，0.3%氯化铵，0.1%羟基乙叉二膦酸（HEDP），余量为地层水。其中表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷（APG）、石油磺酸盐（SLPS）按照质量比5:1:1的比例复配而成。
本实施例的降压增注效果图如图5所示。
对本实施例提供的超低渗透油藏降压增注体系测定界面张力最低值、防膨率、防垢率和降压率。
测定结果如下：
表6 实施例7测定结果
| 实施例 | 油水界面张力最低值， mN/m | 防膨率，% | 防垢率，% | 水测渗透率/mD | 一次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>1</sub>/MPa | 二次水驱稳定压力，<i>P</i><sub>2</sub>/MPa | 降压率，<i>η</i>/% |
| 实施例7 | 0.0017 | 49.5 | 98.9 | 0.38 | 4.82 | 3.26 | 32.4 |
降压效果测定结果表明，本发明实施例3~7降压率均在30%以上，降压增注体系能够有效降低超低渗透油藏注水压力，降压效果显著。
本发明可有效降低油水界面张力，改变润湿性，可以明显抑制黏土膨胀，本发明提供的体系寿命长，可长期保存使用。
本发明可适用于不同矿化度的地层水，本发明适用范围广；使用浓度宽，在较低的使用浓度（0.1%）下，界面张力值仍能达到10-3mN/m；抗盐性好，在矿化度9410mg/L的地层水中无沉淀、浑浊现象发生；该体系能够有效解决超低渗透油藏注水压力过高的问题，更好的满足超低渗透油田注水开发的需要。
以上举例仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。本实施例没有详细叙述的试剂及方法步骤均为本行业的公知技术和常用方法，这里不再一一叙述。
Claims (8)
1.一种超低渗透油藏降压增注体系，其特征在于：该体系由以下按重量比组成：
表面活性剂 0.10~0.20%
防膨剂 0.20~0.50%
防垢剂 0.05~0.10%
其余为地层水。
2.根据权利要求1所述的一种超低渗透油藏降压增注体系，其特征在于：所述的表面活性剂为十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷和石油磺酸盐的混合物。
3.根据权利要求2所述的一种超低渗透油藏降压增注体系，其特征在于：所述的十八烷基胺聚氧丙烯氧乙烯醚丙撑磺酸盐、烷基多糖苷和石油磺酸盐三者按质量比5:1:1。
4.根据权利要求1所述的一种超低渗透油藏降压增注体系，其特征在于：所述的防膨剂为二甲基二烯丙基氯化铵、氯化钾或氯化铵中的一种。
5.根据权利要求1所述的一种超低渗透油藏降压增注体系，其特征在于：所述的防垢剂为氨基三甲叉膦酸、含氮多元醇磷酸酯或羟基乙叉二膦酸中的一种。
6.根据权利要求1所述的一种超低渗透油藏降压增注体系，其特征在于：所述的地层水矿化度为9410 mg/L。
7.根据权利要求1-6所述的任意一种超低渗透油藏降压增注体系的制备方法，其特征在于：具体步骤为：在常温常压下，按比例将地层水加入到反应釜中，开启搅拌，然后加入表面活性剂，充分搅拌15-25分钟；搅拌均匀后，按比例加入防膨剂，继续搅拌15-25分钟；充分搅拌后按比例加入阻垢剂继续搅拌25-35分钟，既得该超低渗透油藏降压增注体系。
8.根据权利要求7所述的一种超低渗透油藏降压增注体系的制备方法，其特征在于：所述的常温为25℃。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010588584.4A CN111849444A (zh) | 2020-06-24 | 2020-06-24 | 一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010588584.4A CN111849444A (zh) | 2020-06-24 | 2020-06-24 | 一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111849444A true CN111849444A (zh) | 2020-10-30 |
Family
ID=72989815
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010588584.4A Pending CN111849444A (zh) | 2020-06-24 | 2020-06-24 | 一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111849444A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113136187A (zh) * | 2021-03-24 | 2021-07-20 | 中国地质大学（武汉） | 中性型梯度注水微粒运移防堵体系及其制备方法 |
| CN113214812A (zh) * | 2021-04-20 | 2021-08-06 | 西安石油大学 | 一种注水井降压增注剂制备方法及应用 |
| CN115386358A (zh) * | 2022-06-30 | 2022-11-25 | 常州大学 | 一种天然表面活性剂复配体系及其制备方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106281288A (zh) * | 2016-08-04 | 2017-01-04 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 一种低渗透储层注水井用降压增注剂及其制备方法 |
| CN108467719A (zh) * | 2018-04-28 | 2018-08-31 | 西南石油大学 | 一种具有杀菌和防垢作用的注水用黏土防膨剂的制备 |
| CN108559473A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-09-21 | 大庆华理生物技术有限公司 | 一种含生物表面活性剂注水井降压增注剂 |
-
2020
- 2020-06-24 CN CN202010588584.4A patent/CN111849444A/zh active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106281288A (zh) * | 2016-08-04 | 2017-01-04 | 陕西森瑞石油技术开发有限公司 | 一种低渗透储层注水井用降压增注剂及其制备方法 |
| CN108467719A (zh) * | 2018-04-28 | 2018-08-31 | 西南石油大学 | 一种具有杀菌和防垢作用的注水用黏土防膨剂的制备 |
| CN108559473A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-09-21 | 大庆华理生物技术有限公司 | 一种含生物表面活性剂注水井降压增注剂 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113136187A (zh) * | 2021-03-24 | 2021-07-20 | 中国地质大学（武汉） | 中性型梯度注水微粒运移防堵体系及其制备方法 |
| CN113214812A (zh) * | 2021-04-20 | 2021-08-06 | 西安石油大学 | 一种注水井降压增注剂制备方法及应用 |
| CN115386358A (zh) * | 2022-06-30 | 2022-11-25 | 常州大学 | 一种天然表面活性剂复配体系及其制备方法 |
| CN115386358B (zh) * | 2022-06-30 | 2023-08-08 | 常州大学 | 一种天然表面活性剂复配体系及其制备方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111849444A (zh) | 一种超低渗透油藏降压增注体系及制备方法 | |
| CN102020981B (zh) | 一种耐温抗盐低张力泡沫驱油剂及其制备方法 | |
| US10975294B2 (en) | Injection stimulation agent for water injection well and the preparation method and application thereof | |
| CN108384528B (zh) | 一种注水井分流酸化的分流剂及其制备方法 | |
| US4582138A (en) | Method for oil recovery from reservoir rock formations | |
| CN105154051A (zh) | 一种降压增注表面活性剂复配组合物及其制备方法和应用 | |
| CN108048071B (zh) | 一种用于低渗储层的化学增产液及其制备方法 | |
| Li et al. | Field application of alkali/surfactant/polymer flood with novel mixtures of anionic/cationic surfactants for high-temperature and high-water-cut mature sandstone reservoir | |
| CN113583649B (zh) | 一种中相微乳液及其制备工艺与应用 | |
| CN107652960B (zh) | 含磺酸盐表面活性剂的增强乳化型复合驱组合物及其应用 | |
| CN114752366A (zh) | 生物基类表面活性剂解堵增注剂及应用体系 | |
| CN112680206B (zh) | 一种表面活性剂组合物及其制备方法与应用 | |
| US11999902B1 (en) | Chemical enhanced hydrocarbon recovery | |
| CN111454706A (zh) | 压裂液用环烷基石油磺酸盐复配驱油剂及其制备方法 | |
| CN117070205B (zh) | 降压增注表面活性剂及其制备方法 | |
| CN107973423B (zh) | 复合缓蚀阻垢剂、油田水的缓蚀阻垢方法及采油方法 | |
| CN105602541A (zh) | 一种低渗透油藏降压增注体系 | |
| CN112708408B (zh) | 用于超低渗透油田注水井的降压增注剂及其制备方法和应用 | |
| CN112745821A (zh) | 一种海上稠油蒸汽伴注用耐温抗盐驱油剂及其应用 | |
| CN105038752A (zh) | 一种用于高温油藏的复合驱油剂及复合驱油体系 | |
| CN109385257A (zh) | 一种低渗砂岩油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法 | |
| CN113913174B (zh) | 降压增注表面活性剂及其制备工艺 | |
| CN114058350B (zh) | 绿泥石解堵剂及其制备方法、应用、解堵方法 | |
| CN115612472A (zh) | 深井缓蚀防垢剂及其制备方法 | |
| CN112724953B (zh) | 一种纳米降压增注驱油降粘一体剂及其制备方法和应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20201030 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |