CN114854382A - 一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系及其注入工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油田开发领域，特别是涉及到一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系及其注入工艺，包括生物基类表面活性剂0.5%‑5%、无机盐0.8%‑1.2%、轻组分油1%‑2%、小分子类醇1%‑3%、余量为水，最终形成的溶液体系PH值在7‑7.5，HLB增溶值在13‑16，体系提高了稠油中胶质沥青质及石蜡等物质的溶解能力，增加稠油流动性；通过加入脂肽表面活性剂，改变了体系与原油作用的润湿能力，形成乳化现象，所述微乳液解堵增注体系与生产注入水同时注入，通过有机溶剂可有效溶解地层胶质、蜡质及残余地层的有机堵塞物，采用丁醇充当增溶剂，可有效提高有机溶剂在地层中的分散速率，提高体系对有机堵塞物的溶解速率，又因生物基类表面活性剂优良的环保能力，对地层不造成损害。
Description
技术领域
本发明属于油田开发领域，特别是涉及到一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系及其注入工艺。
背景技术
在油井生产中，固体颗粒、机械杂质、化学沉淀、化学结垢以及在地层中由油污、细菌或毛细管现象等造成的堵塞，引起注水困难及吸水能力下降，通常采用降压增注的方法解决该技术难题。常用的降压增注方法有：高能气体压裂、小型水力压裂、酸化和注入具有表面活性类物质等十几种方法，每种方法都各自相应的特点和适用范围。现有技术虽然缓解了现场存在的问题，但技术上仍然存在许多不足之处，总结归纳起来有以下三点：（1）物理方式：如压裂和水力喷射等工艺，虽然效果较好，但是施工复杂，成本高不利于大规模使用；（2）化学方式：如酸化和深度氧化措施，因酸与地层垢物及岩石反应速度快，只能对近井地带因结垢造成的堵塞进行有限度地解除，不能对地层更远地方进行深度解堵，另外，强酸性物质易对设备、人员、环境和地层造成潜在危害，虽然其成本低，但是不利长期大规模使用；（3）表面活性剂类降压增注剂，对降低因地层岩心表面的润湿性改变造成毛细管阻力增大造成的注水压力增大效果并不十分有效，尤其对无机垢引起的注水压裂增大就没有作用。另外，其成本高，以及长期注入也会对地层水质造成潜在危害以及对后续返排液处理带来难度。
随着油田的开发，基于水井近井地带注入堵塞、原油粘稠导致低流动性、地层能量不足等原因造成油井低产，迫切需要新的增产措施。由于注水井的堵塞原因和储层地质特点相差各异，仅仅依靠常规的单一型化学药剂无法解决上述生产问题，因此，注水井在选择解堵降压增注技术时，必须要考虑油水井的堵塞性质和储层的特点，选择适应性强的方法，同时加强对油气层的保护，防止储层的二次伤害；为了提高解堵降压增注的效果，延长注水井增注的有效期，未来的降压增注技术将向着复合型绿色体系发展。
国内外许多学者对低渗透油田开发进行了研究，但对低渗透油藏微乳液驱研究较少，并且目前国内外油田应用的表面活性剂主要是以钠盐为主的阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂，然而阴离子耐盐性能较差，部分非离子表面活性剂对温度敏感，并且对环境有一定的污染，因此使用时受到一些限制。
发明内容
本发明旨在于克服现有技术的不足，提供了一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系及其注入工艺。
本发明的一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，包括生物基类表面活性剂0.5%-5%、无机盐0.8%-1.2%、轻组分油1%-2%、小分子类醇1%-3%、余量为水，最终形成的溶液体系PH值在7-7.5，HLB增溶值在13-16，体系提高了稠油中胶质沥青质及石蜡等物质的溶解能力，增加稠油流动性；通过加入脂肽表面活性剂，改变了体系与原油作用的润湿能力，形成乳化现象，不但从产品体系经济成本上有所降低，在性能应用上也得到提升。
作为本发明的进一步改进，所述的生物基类表面活性剂中脂肽类表面活性剂总比例的50%以下。
作为本发明的进一步改进，所述的生物基类表面活性剂是由生物基表活剂与脂肽类表活剂混合制成，其体积比为2:1。
作为本发明的进一步改进，所述的生物基表活剂为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺。该生物基表面活性剂是以工业级不饱和脂肪酸（油酸、亚油酸）为基础原料，其油酸含量占总脂肪酸含量70%-80%，亚油酸含量占总脂肪酸含量5%-15%，其余为碳原子数量16-18的饱和脂肪酸和不饱和脂肪酸，通过与苯进行烷基化处理，得到芳基脂肪酸，通过与N-N-二甲基-1.3丙二胺进行酰胺化反应，得到苯基脂肪酰胺，再由氯乙酸钠、碳酸钠、低分子醇进行季铵化反应得到的生物基表面活性剂。
作为本发明的进一步改进，所述的无机盐为NaCl、CaCl2、MgCl2中的一种或几种任意比例混合。
作为本发明的进一步改进，所述的轻组分油为矿物油，是航空煤油、柴油中的一种或其混合。
作为本发明的进一步改进，所述的小分子类醇为如丁醇或异丙醇。醇的加入，增加了体系的溶解性，通过滴加搅拌的工艺，延缓溶解时间，促进体系的溶解具有充分性，也因小分子醇增加了体系的溶解性及渗透力，同时，渗透油藏内部，疏通孔隙实现大幅度降低注入压力，同时延长了注入时间，进而增强了解堵效果。
本发明有一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系的注入工艺，所述微乳液解堵增注体系与生产注入水同时注入，所述微乳液解堵体系的添加量为注水体积的2%-5%。
本发明提供的这种适用于低渗油藏的生物基类微乳液解堵增注体系，通过有机溶剂可有效溶解地层胶质、蜡质及残余地层的有机堵塞物，采用丁醇充当增溶剂，可有效提高有机溶剂在地层中的分散速率，提高体系对有机堵塞物的溶解速率，又因生物基类表面活性剂优良的环保能力，对地层不造成损害，生产成本较低，经济性可观，既解决了成本问题、又增加了应用效果、为“降本增效”及“绿色采油”助力。同时，该施工工艺采用间歇式脉冲注入方法，通过阶段性的冲击注入、间歇压差的作用，促使体系更好的发挥近井地带的溶油能力，进而增强了微乳液体系的解堵能力，降低了注入压力，延长了注水井注水有效期，在远井地带，伴随着生物基表面活性剂低浓度作用的特点，可在远井地带降低油水界面张力值，进而在油井端，提高采油效率。
具体实施方式
实施例1
本发明有一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，是由下列组份制成：生物基类表面活性剂为0.5%， NaCl为0.8%；煤油为1%；丁醇0.5%；余量为水。其中，生物基类表面活性剂是由生物基表活剂与脂肽类表活剂按2:1的比例制成，生物基表活剂为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺。
根据上述生物基微乳液体系进行洗油效率实验测定，空白样为某采油厂注入水，实验平行样品三组，选取配置相同浓度生物基类微乳液水井解堵增注水溶液，取稠油原油20g样品（60℃条件下，黏度10700mPa·s）进行实验，该低渗透油藏的原油重烃和非烃物质含量较高，所以黏度较高。
将低渗透油藏原油与石英砂按照油：砂质量比为1:4的比例进行充分混合，放入烘箱中在60℃下恒温老化7d，每天搅拌1次，使油砂混合均匀。称取老化好的油砂5.0g放至250ml锥形瓶中，称量得m1。向锥形瓶中加入本发明的微乳液解堵增注溶液200g，充分混合后放入60℃烘箱中静置48h，每12h摇动一次。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，并倒出药剂，接着将锥形瓶放在105℃烘箱中烘至恒量，称量得m2。使用石油醚对样品进行原油洗脱，直至石油醚无色。将脱尽原油的锥形瓶置于120℃烘箱中烘至恒量，称量得m3。
按下式计算洗油率：
式中： σ为洗油率，%；
m1为洗油前锥形瓶与石英砂总质量，g；
m2为洗油后锥形瓶与石英砂总质量，g；
m3为锥形瓶与洗净后石英砂总质量，g。
1、界面张力测试：
界面张力测试方法参见石油天然气行业标准SY/T 5370-1999《表面及界面张力测定方法》，实验温度为60 ℃，实验用原油来大庆油田某采油厂，用TX-500C型旋转滴超低界面张力仪测定；
2、洗油效率测试
表1不同浓度生物基类微乳液水井解堵增注剂洗油效率
在60℃条件下，针对高黏度稠油油砂样品，空白样为某采油厂注入水，洗油效率在温度的作用下洗油率50.6%，平行样品洗油效率均达到90%以上。
实施例2
本发明有一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，是由下列组份制成：生物基类表面活性剂为2%， NaCl为1%；煤油为1.5%；丁醇2%；余量为水。其中，生物基类表面活性剂是由生物基表活剂与脂肽类表活剂按2:1的比例制成，生物基表活剂为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺。
驱替实验所用装置为常规岩心驱替实验装置,实验目的是研究注入水在用降压增注剂处理前后的岩心中的流动特征,通过测量60℃温度条件下，降压增注溶剂作用前后岩心样水相渗透率的变化,分析降压增注体系的降压增注效果。表2为岩心注入生物基类微乳液体系后降压率测试结果。
实验步骤如下:将在大庆油田某采油厂注入水中浸泡过的岩心（水相渗透率10～50mD左右），应用原油密度0.88mg/ml、60℃下黏度10750mPa·s的原油进行饱和原油，再将岩心夹在岩心夹持器中,加温至60℃,测得不同时刻的岩心两端压差、出口端的油水流量,用达西定律计算在该温度下岩心对于油田注入水的渗透率；用地层水以 0.05ml/min 的速度驱替至压力稳定；稳定压力为P1，此次驱替表示为一次水驱；以0.05ml/min的速度注入0.1pv生物基类微乳液降压增注体系后，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P2，此次驱替为第二次水驱；以第一次水驱的稳定压力P1和第二次水驱的稳定压力P2为指标按下式计算降压率：
式中:η—降压率，%；
P1—第一次水驱的稳定压力，MPa；
P2—第二次水驱的稳定压力，MPa。
表2注入生物基微乳液后降压率测试
使用水相渗透率在10～50mD的人造均质岩心，检测生物基类微乳液降压增注体系，平均降压率在12.4～35%，降低注入压力效果明显，具有推广应用价值。
实施例3
本实施例提供了一种适用于低渗油藏的微乳液解堵增注体系，由以下重量百分比的物质组成：
生物基类表面活性剂为3%，分别为生物基表活剂与脂肽类表活剂比例为2:1，生物基表活剂为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺；
NaCl为1.0%；
煤油为2%；
丁醇2%；
余量为水。
试验区基本情况：
大庆某低渗透水井10C94-FS104井，水相渗透率10～50mD，油藏温度54℃，配注量25m3；注入前泵压15.7Mpa，油压14.2Mpa，套压14.2Mpa，实际日注水2m3；
表3 注水井现场数据反馈
某采油厂10C94-FS104水井，此井初始井况无法完成日常配注，经多次酸化洗井，压力
未能下降，始终达不到注入标准，进行生物基类微乳液解堵增注体系配注，设计药剂用量1.2t，整体配注100m3，施工过程中采用泵车间歇式脉冲注入法，在注入过程中泵车显示压力直接下降，注入速度明显提升，施工后注入现场反馈结果来看，实验井增注效果明显，见效快。注药剂前，原日注水量2m3，注入压力15.7Mpa，注入100m3生物基类微乳液解堵增注体系24小时后，注入量达到日配注量25m3，日注水量提高12.5倍，压力相对注入2m3时的注入压力仍然有所下降0.5Mpa，作用效果持续性强，自5月中旬开始配注以来，历时4个月，日注水量仍可保持正常配注标准。
实施例4
本实施例提供了一种适用于低渗油藏的微乳液解堵增注体系，由以下重量百分比的物质组成：
生物基类表面活性剂为5%，分别为生物基表活剂与脂肽类表活剂比例为2:1，生物基表活剂为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺；
NaCl为1.2%；
煤油为2%；
丁醇2%；
余量为水。
试验区基本情况：
大庆某低渗透水井10C94-FS101井，水相渗透率5～20mD，油藏温度54℃；配注量25m3 ，注入前泵压15.8Mpa，油压14.2Mpa，套压14.2Mpa，实际日注水1.8m3。
表4 注水井现场数据反馈
该水井初始无法完成日常配注，经多次酸化洗井，压力未能下降，始终达不到注入标准，进行生物基类微乳液解堵增注体系，药剂用量1.2t，配注总体系100m3，施工过程中采用泵车间歇式脉冲注入法，在注入过程中泵车显示压力直接下降，注入速度明显提升，注药剂前，
原日注水量1.8m3，注入压力15.8Mpa，注入100m3生物基类微乳液解堵增注体系24小时后，注入量达到日配注量25m3，日注水量提高12.9倍，压力相对注入1.8m3时的注入压力下降1.1Mpa，作用效果持续性强，自5月中旬开始配注以来，历时4个月，日注水量仍可保持正常配注标准，注入效果获得了应用方的认可。
实施例5
本实施例提供了一种适用于低渗油藏的微乳液解堵增注体系，对比不同生物基表活剂体系驱油效果及降压能力，由以下重量百分比的物质组成：
体系1生物基类表面活性剂为5%，为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺
体系2 生物基类表面活性剂为5%，为脂肽生物表面活性剂，
体系3 生物基类表面活性剂为5%，分别为生物基表活剂与脂肽类表活剂比例为2:1，生物基表活剂为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺；
NaCl为1.2%；
煤油为2%；
丁醇2%；
余量为水。
室内试验主要将各体系的驱油效果及降压能力进行对比，从而得到高效的低渗油藏的微乳液解堵增注体系，水相渗透率5～20mD，油藏温度50℃，注入速度1.0ml/min。
表5 注入各体系后降压率与洗油效率对比
综上实验结果可得，生物基表面活性剂与脂肽类表活剂比例为2:1配置的低渗油藏的微乳液解堵增注体系降压率最高可达到36.08%，驱油提高采收率最高可达到19.21%，相比于同浓度单独生物基表面活性剂低渗油藏的微乳液解堵增注体系降压率提高了3.39%，驱油提高采收率0.32%，复配体系从实验效果上有所提升，成本计算上也有所减少。
实施例6
本发明为一种低渗油藏微乳液解堵增注体系及其注入工艺，适应温度为45℃-60℃、水相渗透率小于50mD的低渗透油藏，注入所述微乳液解堵增注体系与生产注入水同时注入，所述微乳液解堵体系的添加量为注水体积的2%-5%。该施工工艺可以借助泵车压力进行脉冲式注入，以此解决近井地带油堵的同时，在远井地带通过稀释后的表活剂作用，改变岩石润湿角，进而增强乳化作用，最终起到降低注入压力，水井端增加注入量的同时，在油井端能增加采收率的新型微乳液解堵增注体系。
通过该微乳液解堵增注体系中的有机溶剂溶解有机堵塞物。在45-60℃条件下，原油黏度在8000～11000mPa·s的洗油效率可达90%以上，界面张力达到10-2-10-3 mN/m之间。此外，体系在溶解有机堵塞物的同时因体系内生物基表活剂良好的吸附能力还能起到一定的防垢作用，最终达到降压增注，延长注水井注水有效期的目的。
Claims (8)
1.一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，其特征在于包括生物基类表面活性剂0.5%-5%、无机盐0.8%-1.2%、轻组分油1%-2%、小分子类醇1%-3%、余量为水，上述浓度为体积百分比浓度。
2.如权利要求1所述的一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，其特征在于所述的生物基类表面活性剂中脂肽类表面活性剂总比例的50%以下。
3.如权利要求1所述的一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，其特征在于所述的生物基类表面活性剂是由生物基表活剂与脂肽类表活剂混合制成，其体积比为2:1。
4.如权利要求3所述的一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，其特征在于生物基表活剂为N,N-二乙酸-N'-苯基十八酸酰基-乙二胺。
5.如权利要求1所述的一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，其特征在于所述的无机盐为NaCl、CaCl2、MgCl2中的一种或几种任意比例混合。
6.如权利要求1所述的一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，其特征在于所述的轻组分油为矿物油，是航空煤油、柴油中的一种或其混合。
7.如权利要求1所述的一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系，其特征在于小分子类醇为如丁醇或异丙醇。
8.一种低渗透油藏生物基类微乳液解堵增注体系的注入工艺，其特征是所述微乳液解堵增注体系与生产注入水同时注入，所述微乳液解堵体系的添加量为注水体积的2%-5%。
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