CN115711110A - 一种在致密油藏中提高co2混相驱采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种在致密油藏中提高CO2混相驱采收率的方法，包括如下步骤：S1、注入前置段塞：向致密油藏储层中含有表面活性剂和CO2的助驱剂水溶液，作为前置助驱段塞；S2、注入主段塞：向致密油藏储层中交替注入水和CO2气体。CO2溶解在水中生成碳酸的过程中，会导致溶液系统的紊乱，从而在一定程度上阻止了溶液中胶束的形成，并且更多的表面活性剂分子被吸附到原油与CO2界面上。本发明的方法在溶液达到并超过临界胶束浓度时，还能再提高表面活性剂浓度以进一步降低界面张力。
Description
技术领域
本发明涉及CO2驱油技术领域，特别涉及一种在致密油藏中提高CO2 混相驱采收率的方法。
背景技术
目前，随着科技的不断发展与进步，全球变暖现象愈加剧烈。碳捕集、 CO2利用与封存(CCUS)是应对全球气候变化的关键技术之一。其中，CO2驱油技术(CO2 enhanced oilrecovery,CO2-EOR)是重要手段之一，可在提高原油采收率的同时，实现对CO2的封存，常用于三次采油。
致密油藏的开发是目前国内外非常规油气开发的重点。致密油藏由于储层低孔低渗、注水能力差，储层非均质性强等特点，目前一般采用衰竭式开发。但衰竭式开发，地层能量下降迅速，产量递减快，采收率低口。由于 CO2具有较好的注入性和驱油效果，因此注CO2是致密油藏改善开发效果的一种有效方式。
例如，中国专利CN107353886A涉及致密油藏防CO2气窜的纳米复合材料及其制备方法，以纳米二氧化硅为内核，依次经过硅烷偶联剂的表面改性、丙烯酸甲酯的Michael加成反应和3-二甲氨基丙胺的酰胺化反应，即得到所述的纳米复合材料。复合材料在水相中分散性好，基液的黏度与水相当，复合材料与CO2反应形成有机碳酸盐封端的纳米黏弹性流体，改善CO2的流度，促使CO2向低渗透层转向，扩大CO2的波及体积，提高致密油藏的油气采收率。
例如，中国专利CN114876425A提出了一种低渗透油藏驱油方法，助驱剂为聚苯乙烯-丙烯酰胺共聚物和聚乙烯吡咯烷酮质量比(3：1)-(7：1)的混合物，二者协同作用，有效避免了二氧化碳驱油时的气窜和粘性指进现象，从而大大提高了二氧化碳的驱油效果。
例如，中国专利CN110317598A公开了一种提高致密储层CO2驱效果的水溶液及其制备方法，通过将由润湿性改变剂、渗透剂、降低油水界面张力的表面活性剂组成的提高致密储层CO2驱效果的水溶液与CO2交替注入油藏，润湿性改变剂将基质微孔表面的润湿性改变，可降低油水界面张力的表面活性剂分子在渗透剂的促进下，渗透至基质微孔中，将原油通过渗吸等作用驱离出微孔，到达裂缝中，在CO2的驱替下达到提高原油采收率的效果。
例如，期刊《复杂断块致密油藏CO2驱油和埋存可行性研究》中指出，对于致密油藏，CO2水气交替(WAG)驱可以有效的提高原油采收率；注入压力、段塞比、关井气油比、生产流压等参数是WAG驱的关键参数；WAG 驱不仅能提高复杂断块致密油藏的原油采收率，还能实现CO2的有效埋存，从而实现经济与环保的双重效益。
然而，现有技术中对于在致密油藏储层条件下的CO2混相驱的研究，主要集中在WAG法。一些对化学助剂的研究，也主要集中在如何发挥如润湿性改变剂、渗透剂、降低油水界面张力的表面活性剂等化学剂的各自作用，缺乏对于助驱水溶液中各物质如何产生协同作用的研究。
因此，研究一种适合在致密油藏储层条件下的、能够大幅度提高CO2混相驱原油采收率的方法，成为本领域亟需解决的技术问题。
发明内容
本发明提出一种在致密油藏中提高CO2混相驱采收率的方法，目的是降低CO2驱油时的界面张力、提高岩石表面的亲水性以及提高原油溶胀，从而提高CO2混相驱原油采收率。
本发明的技术方案如下：
本发明提出了一种在致密油藏中提高CO2混相驱采收率的方法，包括如下步骤：
S1、注入前置段塞：
向致密油藏储层中含有表面活性剂和CO2的助驱剂水溶液，作为前置助驱段塞；
S2、注入主段塞：
向致密油藏储层中交替注入水和CO2气体。
进一步的，所述助驱剂水溶液的制备方法如下：
S11、制备含表面活性剂的盐水溶液：
其中，所述表面活性剂为氧化胺；
所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括 NaCl 2.2～3.3wt％、CaCl2·6H2O 0.3～0.5wt％、MgCl26H2O 0.25～0.4wt％以及氧化胺0.12～0.2wt％，其余为水；
S12、向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO2，制备助驱剂水溶液：
其中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0009～0.0015mol/cm3。
进一步的，所述S1中助驱剂水溶液与所述S2中水和CO2的注入量之比为1：2～3：4。
进一步的，所述S2中，水和CO2气体的注入比为3:2～2:1。
进一步的，所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl 2.6wt％、CaCl2·6H2O 0.45wt％、MgCl26H2O 0.35wt％以及氧化胺0.18wt％，其余为水。
进一步的，所述S12中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为 0.0015mol/cm3。
进一步的，所述S1中，助驱剂水溶液的注入速度为1～2m3/h。
进一步的，所述S2中，水和CO2的注入速度为1～2m3/h。
进一步的，所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液的制备方法如下：
S111、称取NaCl、CaCl2·6H2O、MgCl26H2O以及氧化胺；
S112、将NaCl、CaCl2·6H2O、MgCl26H2O以及氧化胺添加入水中，并搅拌水溶液，制成高浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S113、向高浓度的含表面活性剂的盐水溶液加水并搅拌，稀释10倍，制成低浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S114、向低浓度的含表面活性剂的盐水溶液加超纯水并搅拌，将含表面活性剂的盐水溶液稀释至所需浓度。
进一步的，所述S112～S114中，使用磁力搅拌器在20℃下以 400-600rpm搅拌水溶液。
进一步的，所述S12中，CO2在13.5～15.5MPa的压力以及70～80℃的温度下溶解在所述含表面活性剂的盐水溶液中。
进一步的，所述方法适用的致密油藏储层条件为：渗透率小于等于 0.3mD。
采用以上技术方案，本发明的有益效果为：
1、CO2溶解在水中生成碳酸的过程中，会导致溶液系统的紊乱，从而在一定程度上阻止了溶液中胶束的形成，并且更多的表面活性剂分子被吸附到原油与CO2界面上。最终，在溶液达到并超过临界胶束浓度时，还能再提高表面活性剂浓度以进一步降低界面张力。
2、CO2溶解在水中生成碳酸水，能够溶解岩石表面的矿物，并降低岩石表面的亲油性，从而改善岩石的润湿性。
3、通过设置助驱剂水溶液13.5～15.5MPa的压力以及70～80℃的温度，不仅使得溶液中能够溶解合适的CO2，并且，在较高的温度下，能够加速碳酸盐的分解以溶解岩石表面的矿物，进一步减小接触角。
4、通过在助驱剂水溶液加入CO2和超过临界胶束浓度的表面活性剂，表面活性剂在岩石表面上形成一层规则的半胶束，该半胶束层能够改善岩石的润湿性。
5、通过在助驱剂水溶液加入CO2，以及在高温、高压作用下，CO2在碳酸水注入中更容易从水中转移到油中，溶胀原油。并且，不会因为超过临界胶束浓度的表面活性剂，影响溶胀原油。
6、通过配置助驱剂水溶液中各盐类和表面活性剂的质量比，以及CO2的浓度，在高温、高压下，产生的协同作用，同时改善了界面张力、润湿性以及溶胀性，提高了致密油藏的采收率。
具体实施方式
以下提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。
本实施方式提供了一种在致密油藏中提高CO2混相驱采收率的方法，适用于渗透率小于等于0.3mD的致密油藏储层条件，包括如下步骤：
S1、注入前置段塞：
向致密油藏油层中注入助驱剂水溶液作为前置助驱段塞，助驱剂水溶液的注入速度为1～2m3/h；
其中，所述助驱剂水溶液的制备方法如下：
S11、制备含表面活性剂的盐水溶液：
其中，所述表面活性剂为氧化胺；
所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括 NaCl 2.2～3.3wt％、CaCl2·6H2O 0.3～0.5wt％、MgCl26H2O 0.25～0.4wt％以及氧化胺0.12～0.2wt％，其余为水；
S12、在13.5～15.5MPa的压力以及70～80℃的温度下，向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO2，制备助驱剂水溶液：
其中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0009～0.0015mol/cm3。
S2、注入主段塞：
向致密油藏储层中交替注入水和CO2气体，水和CO2气体的注入比为 3:2～2:1，水和CO2的注入速度为1～2m3/h。
可以理解的是，对于致密储层，WAG驱时，水段塞大于气段塞有利于提升采收效果，原因是较大的水段塞可以有效的减缓CO2气体沿裂缝的突破时间，增大CO2的利用效率。
本实施方式中，所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液的制备方法如下：
S111、称取NaCl、CaCl2·6H2O、MgCl26H2O以及氧化胺；
S112、将NaCl、CaCl2·6H2O、MgCl26H2O以及氧化胺添加入水中，并使用磁力搅拌器在20℃下以400-600rpm搅拌水溶液，制成高浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S113、向高浓度的含表面活性剂的盐水溶液加水并搅拌，稀释10倍，制成低浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S114、向低浓度的含表面活性剂的盐水溶液加超纯水并搅拌，将含表面活性剂的盐水溶液稀释至所需浓度。
本实施方式助驱剂水溶液制备过程中，先制备高盐度水溶液，再逐步稀释以便降低称重误差所带来的负面影响，使用超纯水稀释水溶液以排除杂质带来的负面影响。
实施例1：
一种在致密油藏中提高CO2混相驱采收率的方法，包括如下步骤：
S1、注入前置段塞：
向渗透率等于0.25mD的致密油藏油层中注入2500m3助驱剂水溶液作为前置助驱段塞，助驱剂水溶液的注入速度为1.5m3/h；
其中，所述助驱剂水溶液的制备方法如下：
S11、制备含表面活性剂的盐水溶液：
其中，所述表面活性剂为氧化胺；
所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括 NaCl2.2wt％、CaCl2·6H2O 0.3wt％、MgCl26H2O 0.25wt％以及氧化胺 0.12wt％，其余为水；
S12、在13.5MPa的压力以及70℃的温度下，向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO2，制备助驱剂水溶液：
其中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0009mol/cm3；
S2、注入主段塞：
向致密油藏储层中交替注入水和CO2气体3500m3，水和CO2气体的注入比为2:1，水和CO2的注入速度为1.5m3/h。
实施例2：
与实施例1的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl2.6wt％、CaCl2·6H2O 0.45wt％、MgCl26H2O 0.35wt％以及氧化胺0.18wt％，其余为水；
S12中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0015mol/cm3；
其他与实施例1相同。
实施例3：
与实施例1的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl3wt％、CaCl2·6H2O 0.4wt％、MgCl26H2O 0.32wt％以及氧化胺 0.16wt％，其余为水；
S12中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0012mol/cm3；
其他与实施例1相同。
实施例4：
与实施例1的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl3.3wt％、CaCl2·6H2O 0.5wt％、MgCl26H2O 0.4wt％以及氧化胺 0.2wt％，其余为水；
S12中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0015mol/cm3；
其他与实施例1相同。
对比例1：
与实施例2的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括氧化胺0.11wt％；
其他与实施例2相同。
对比例2：
与对比例1的区别在于：
助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0mol/cm3，即所述助驱剂水溶液的制备过程中不加入CO2；
其他与对比例1相同。
对比例3：
与实施例2的区别在于：
助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0mol/cm3，即所述助驱剂水溶液的制备过程中不加入CO2；
其他与实施例2相同。
对比例4：
与实施例2的区别在于：
S12中，在13.5MPa的压力以及常温下，向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO2，制备助驱剂水溶液：
其他与实施例2相同。
对比例5：
向渗透率等于0.25mD的致密油藏储层中交替注入水和CO2气体6000 m3，水和CO2气体的注入比为2:1，水和CO2的注入速度为1.5m3/h。
以某致密油藏油田作为试验区，试验区内设有9口采油井，其中，1-4 号采油井作为实施例1～4的试验井，5-9号采油井作为对比例1～5的试验井，试验区储层渗透率等于0.25mD。
以9号采油井的采油量为参考标准，计算1～8号采油井采油量与9号采油井采油量相比的增加率，结果见下表：
表1实施例1-4及对比例1-4的采油量增加率
| 序号 | 增加率 |
| 1号井 | 13.8％ |
| 2号井 | 15.3％ |
| 3号井 | 13.9％ |
| 4号井 | 14.4％ |
| 5号井 | 11.1％ |
| 6号井 | 7.9％ |
| 7号井 | 2.5％ |
| 8号井 | 10.7％ |
可见，与对比例5相比，实施例1～4以及对比例1～4向油层中注入前置助驱段塞，即可显著提高采收率，这也是显而易见的。
由实施例1～4的结果与对比例5对比可见，本实施方式通过配置助驱剂水溶液中各盐类和表面活性剂的质量比，以及CO2的浓度，在高温、高压下，产生的协同作用，均可以有效提高采收率。采用实施例2的制备方法制备助驱剂水溶液，效果较佳。
通过对比实施例2以及对比例1可见，助驱剂水溶液中，表面活性剂超过临界胶束浓度时，仍然能进一步提高采收率。这是因为，CO2溶解在水中生成碳酸的过程中，会导致溶液系统的紊乱，从而在一定程度上阻止了溶液中胶束的形成，并且更多的表面活性剂分子被吸附到原油与CO2界面上；通过在助驱剂水溶液加入CO2和超过临界胶束浓度的表面活性剂，表面活性剂在岩石表面上形成一层规则的半胶束，该半胶束层能够改善岩石的润湿性；通过在助驱剂水溶液加入CO2，以及在高温、高压作用下，CO2在碳酸水注入中更容易从水中转移到油中，溶胀原油，不会因为超过临界胶束浓度的表面活性剂，影响溶胀原油。
与之对应的，由对比例2的结果结合实施例2以及对比例1可以看出，助驱剂水溶液中不加入CO2时，表面活性剂在临界胶束浓度时，采收率相比对比例1有所下降。这是因为，缺乏CO2溶解在水中生成碳酸水，不能有效溶解岩石表面的矿物，降低了岩石的润湿性，而且，原油溶胀效果变差。
结合实施例2以及对比例2～3的结果可见，助驱剂水溶液中不加入CO2时，表面活性剂超过临界胶束浓度时，采收率出现了大幅度下降。这是因为，溶解的CO2和表面活性剂的相互作用，才使得表面活性剂超过临界胶束浓度时，仍然能进一步提高采收率；在助驱剂水溶液中不加入CO2的情况下，在表面活性剂超过临界胶束浓度时，溶液中的表面活性剂分子会形成与界面和油相无关的聚集体，会吸收主段塞的CO2，使其困在胶束中，不容易转移到油相中，极大地影响了原油溶胀效果。
通过对比实施例2以及对比例4可见，在常温下向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO2，采收率出现了下降。这是因为，溶液中碳酸盐的分解变缓，溶解岩石表面矿物的效率降低，影响了岩石的润湿性；以及CO2在碳酸水注入中从水中转移到油中变缓，原油溶胀效果有所降低。
以上所述为本发明最佳实施方式的举例，其中未详细述及的部分均为本领域普通技术人员的公知常识。本发明的保护范围以权利要求的内容为准，任何基于本发明的技术启示而进行的等效变换，也在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种在致密油藏中提高CO2混相驱采收率的方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、注入前置段塞：
向致密油藏储层中含有表面活性剂和CO2的助驱剂水溶液，作为前置助驱段塞；
S2、注入主段塞：
向致密油藏储层中交替注入水和CO2气体。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述助驱剂水溶液的制备方法如下：
S11、制备含表面活性剂的盐水溶液：
其中，所述表面活性剂为氧化胺；
所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl 2.2～3.3wt％、CaCl2·6H2O 0.3～0.5wt％、MgCl26H2O 0.25～0.4wt％以及氧化胺0.12～0.2wt％，其余为水；
S12、向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO2，制备助驱剂水溶液：
其中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0009～0.0015mol/cm3。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述S1中助驱剂水溶液与所述S2中水和CO2的注入量之比为1：2～3：4。
4.如权利要求2所述的方法，其特征在于：所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl 2.6wt％、CaCl2·6H2O 0.45wt％、MgCl26H2O0.35wt％以及氧化胺0.18wt％，其余为水。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于：所述S12中，所述助驱剂水溶液中，CO2的浓度为0.0015mol/cm3。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于：所述S1中，助驱剂水溶液的注入速度为1～2m3/h。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于：所述S2中，水和CO2的注入速度为1～2m3/h。
8.如权利要求2所述的方法，其特征在于：所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液的制备方法如下：
S111、称取NaCl、CaCl2·6H2O、MgCl26H2O以及氧化胺；
S112、将NaCl、CaCl2·6H2O、MgCl26H2O以及氧化胺添加入水中，并搅拌水溶液，制成高浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S113、向高浓度的含表面活性剂的盐水溶液加水并搅拌，稀释10倍，制成低浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S114、向低浓度的含表面活性剂的盐水溶液加超纯水并搅拌，将含表面活性剂的盐水溶液稀释至所需浓度。
9.如权利要求2所述的方法，其特征在于：所述S12中，CO2在13.5～15.5MPa的压力以及70～80℃的温度下溶解在所述含表面活性剂的盐水溶液中。
10.如权利要求1～9任一项所述的方法，其特征在于：所述方法适用的致密油藏储层条件为：渗透率小于等于0.3mD。
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