CN116355603B - 一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，按照重量比100%计，由如下重量比的原料组成：SS基础驱油剂30‑50%，氟碳表面活性剂5‑10%，烷基糖苷10‑30%，阻垢剂2%，余量为水；所述SS基础驱油剂为生物酶及生物表面活性剂复配型驱油剂。同时，还公开所述驱油剂的制备方法及其在低渗透油藏驱油中的应用。所述驱油剂，通过降低油水界面张力但并非降低至10‑2mN/m以下，同时联合破乳、降粘及单相流等多项技术指标组合来驱油，达到提高注水效率和采收率的目的；能有效降低地层原油粘度，改变地层润湿性为弱亲水，转化地层岩石接触角到40°至90°之间，提高低渗透油藏的注水效率。
Description
技术领域
本发明属于油田驱油技术领域，具体涉及一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂及其制备方法与应用。
背景技术
低渗透油藏是指油层储层渗透率低（小于50×10-3μm2）的油气聚集区。低渗透油藏普遍具有“三低两高”特征，即原始地层压力低、孔隙度低、渗透率低、毛管压力高、有效应力高，为了能够经济开发，在对油藏进行压裂改造后，开展注水才能对油田进行有效开发。同时，低渗透油藏普遍微裂缝发育，复杂的基质岩块-裂缝系统，在注水开发中依然存在无水采油期短、见水后含水上升快等问题，特别是见水后油藏中仍存有大量原油，采出程度低。低渗透油藏的高效开发，一直是油田生产亟待解决的技术难题。针对该类问题，开展提高注水效果的技术攻关，以达到提高油田整体采收率具有重要的现实意义。
因此，提高低渗透油藏注水效果，提高单井产量，是目前注水后有效驱油剂的研究重点方向。表面活性剂是指少量加入就能改变油水表、界面张力的一类化学品，其分子结构是由非极性部分亲油部分和极性部分亲水部分组成。表面活性剂驱油技术操作简单，投入较少，在大庆油田等高渗透油藏提高原油采收率效果良好。中高渗透油藏（大于50×10-3μm2）喉道半径平均一般在微米级及更大，考虑的重点是提高波及系数，采用聚合物驱、三元复合驱和表面活性剂驱的乳化、聚并，增加了注入水的粘度，进而提高了波及系数，达到了带出更多孔壁原油的目的；而低渗透油田开发过程中，影响因素有渗透率，孔喉半径，地层启动/驱替压力，润湿性，地层温度，原油粘度，贾敏效应和卡断现象等，增多的影响因素导致低渗透油藏不能简单复制中高渗透油田的措施。
中国专利CN103773349A公开一种适用于低渗透油藏的活性水驱油方法，主要解决现有技术中低渗透油藏注入性能差、驱油效率低的问题，通过采用含0.01-1.0wt%聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐阴非表面活性剂注入水溶液为活性水的驱油方法，在驱油温度40-100℃、总矿化度（TDS）>200毫克/升注入水条件下，使地下脱水原油与活性水接触，将岩心中的原油充分驱替出来的技术方案，较好地解决了该问题，可用于低渗透油藏的三次采油生产中。岩心渗透率范围为（0.1-100）×10-3，该活性水溶液与原油之间的界面张力值可达10-2-10-4mN/m的超低界面张力。所述驱油用表面活性剂权利主张主要为界面张力低于10-2mN/m，未涉及表面活性剂的其他性能，如降低原油粘度，破乳及改变油藏润湿性等。
中国专利CN102942909A公开了单一表面活性剂N-烷基-1,ω-烷基二胺在特低渗透储层油藏化学驱油中的应用，N-烷基-1,ω-烷基二胺在水溶液中能形成蠕虫状胶束，可提高注入水的粘度，有利于提高原油的采收率其水溶液能将原油/水界面张力降至2×10- 2mN/m以下。
中国专利CN111019624A公开了一种驱油用纳米微乳液的制备及其应用，所述纳米微乳液能够与原油形成超低界面张力，从而大幅度提高了石油的采收率。
中国专利CN108485627A公开了一种具有洗油作用的注水用粘土防膨剂的制备，所述粘土防膨剂具有防止粘土膨胀、降低表面张力和超低界面张力以防止水锁、洗油的三重效果，1 .0wt%的黏土防膨剂溶液加入煤油后界面张力为0.0027mN/m。
总之，传统的低渗透油藏表面活性剂驱油是参照高渗透油藏表面活性剂驱油的成功经验，主张的都是超低界面张力，都是通过降低油/水的界面张力为超低界面张力，小于10-2mN/m，甚至越低越好，从而达到驱油的目的。从现场试验反馈来看，效果不尽如人意，主要原因是低渗透油藏驱动压力不够，达不到油藏基质中原油的启动压力，更不可能达到室内实验时的高压差，同时，油层裂缝中的油水在超低界面张力驱油剂的作用下，容易乳化，乳化后的原油在裂缝狭窄处形成了明显的贾敏效应和卡断现象，使超低界面张力驱油剂的现场试验不能重现室内模拟效果。
发明内容
针对现有技术的缺陷，本发明提供一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂及其制备方法与应用，所述驱油剂降低油水界面张力但并非降低至超低，同时通过降低低渗透油藏中原油粘度，破乳使原油形成单相流，增加地层原油的流度，减少/消除油藏中人工和天然微裂缝的贾敏效应和卡断现象，改变油藏润湿性，防止地层粘土膨胀，进而提高注水效果和采收率。
一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，按照重量比100%计，由如下重量比的原料组成：SS基础驱油剂30-50%，氟碳表面活性剂5-10%，烷基糖苷10-30%，阻垢剂2%，余量为水；所述SS基础驱油剂为生物酶及生物表面活性剂复配型驱油剂。
优选地，所述SS基础驱油剂的重量按照100%计，由以下原料组成：脲酶0.1-5%，鼠李糖脂30%-50%，槐糖脂10-30%，其余为水。
优选地，所述氟碳表面活性剂为YM-312表面活性剂。
优选地，所述烷基糖苷为APG0810、APG0814、APG1214、APG0816、APG1216或APG1618中的至少一种。
优选地，所述阻垢剂为羟基亚乙基二膦酸。
所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂的制备方法：在搅拌状态下，将SS基础驱油剂、氟碳表面活性剂、烷基糖苷、阻垢剂加入水中，在70-80℃下搅拌30-40min，静置1-2h。
所述非超低界面张力驱油剂在低渗透油藏驱油中的应用。
优选地，所述非超低界面张力驱油剂的使用浓度为0.2%-2%，破乳率达95%以上，表面张力不超过28mN/m，界面张力不低于10-2mN/m，用于渗透率50mD以下的低渗透油藏中提高注水效率。
本发明的优点：
1. 本发明提供的驱油剂，通过降低油水界面张力但并非降低至超低（10-2mN/m以下），同时联合破乳、降粘及单相流等多项技术指标组合来驱油，达到提高注水效率和采收率的目的；在驱油时，驱油剂按SYT 5370-2018 表面及界面张力测定方法测量驱油剂与地层水之间的界面张力不低于10-2mN/m，表面张力不高于28mN/m。
2. 本发明提供的驱油剂，能有效降低地层原油粘度30%以上，改变地层润湿性为弱亲水，转化地层岩石接触角到40°至90°之间，降低地层原油的流动阻力，提高地层原油的流度，与地层水不发生沉淀反应，能有效抑制注水过程中的贾敏效应和卡断现象，降低注水压力5%以上。
3. 本发明提供的驱油剂，不仅能提高低渗透油藏的注水效率，还能很好地保护油藏油流通道的畅通。
4. 本发明提供的驱油剂，在用于低渗透油藏驱油时，原油与水的乳化率低。
具体实施方式
本发明中YM-312表面活性剂由上海雨木化工有限公司生产。
实施例1
1. 一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，按照重量比100%计，由如下重量比的原料组成：SS基础驱油剂30%，YM-312表面活性剂10%，烷基糖苷30%，羟基亚乙基二膦酸2%，余量为水；其中，所述烷基糖苷为APG 0810；所述SS基础驱油剂为生物酶及生物表面活性剂复配型驱油剂，其重量按照100%计，由以下原料组成：脲酶5%，鼠李糖脂30%，槐糖脂10%，水55%。
2. 所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂的制备方法：在搅拌状态下，将SS基础驱油剂、氟碳表面活性剂、烷基糖苷、阻垢剂加入水中，在1000rpm、80℃下搅拌30min，静置2h。
3. 性能检测
选取鄂尔多斯盆地（特）低渗透油藏有代表性区块A，渗透率为50×10-3μm2的岩心，由煤油、原油、变压器油配成的模拟油，粘度为2.21mPa.s，密度0.81g/cm3；地层水的矿化度为6.5×104mg/L；采用该实施例制备的驱油剂进行油水破乳实验、改变岩心润湿性实验、降粘、静态脱油实验和驱替实验；
3.1 按SY/T 5280-2018原油破乳剂通用技术标准对该区块的产出液进行油水破乳实验，添加2%质量百分比的驱油剂，15分钟内破乳率达到100%；
3.2 采用该实施例制备的驱油剂按SY T 5153-2007油藏岩石润湿性测定方法标准开展岩心润湿性实验，2%质量百分比的驱油剂将岩心的改变润湿指数从0.812转变为0.548；
3.3在模拟油中加入2.0%所述驱油剂，测定其表观粘度下降50%；
3.4静态脱油实验
实验温度：40℃，实验仪器：100mL量筒，电子天平，恒温箱，玻璃棒；
实验步骤：
（1）将捣碎的40～120目地层岩芯洗油、晾干后，在120±3℃下烘干4h，冷却至室温，置于干燥器中备用；
（2）取烘干的岩芯砂1000g，与150g模拟油混合，搅拌均匀，用塑料袋密闭，40℃下老化24h。冷却至室温，称重，计算岩芯砂的油含量，置于干燥器中备用；
（3）用电子天平分别称取一定量的驱油剂，配成2%质量百分比溶液，待用；
（4）取烘干岩芯砂40g，置于100mL量筒中，用玻璃棒轻轻压实，加入驱油剂溶液（或地层水）至80mL，置于地层温度（40℃）下的恒温水浴箱中；
（5）间隔30min测一次脱油量（静态），计算脱油效率，并与地层水的脱油效率进行对比，最终静态脱油率达85%，此时地层水静态脱油率基本为0；
3.5 按SY T 6424-2000复合驱油体系性能测试方法标准开展驱替实验，注入2%质量百分比驱油剂，注入总量为孔隙体积的50%，在水驱的基础上提高采收率10%；
3.6 本实施例的驱油剂与地层水的表面张力为28mN/m，界面张力为2mN/m。
实施例2
1. 一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，按照重量比100%计，由如下重量比的原料组成：SS基础驱油剂40%，YM-312表面活性剂7%，烷基糖苷20%，羟基亚乙基二膦酸2%，余量为水；所述烷基糖苷为APG 0810和APG 1214t各占50%；所述SS基础驱油剂为生物酶及生物表面活性剂复配型驱油剂，其重量按照100%计，由以下原料组成：脲酶0.1%，鼠李糖脂50%，槐糖脂30%，水19.9%。
2. 所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂的制备方法：在搅拌状态下，将SS基础驱油剂、氟碳表面活性剂、烷基糖苷、阻垢剂加入水中，在1000rpm、80℃下搅拌30min，静置2h。
3. 性能检测
选取鄂尔多斯盆地（特）低渗透油藏有代表性区块渗透率为10×10-3μm2的裂缝性天然岩心，取地面原油参数，由煤油、原油、变压器油配成的模拟油，粘度为4.38mPa.s，密度0.86g/cm3；地层水为矿化度为8.5×104mg/L的碳酸钙型地层水；
采用该实施例制备的驱油剂进行油水破乳实验、改变岩心润湿性实验、降粘实验、静态脱油实验和驱替实验，试验方法同实施例1；
3.1 添加1%的驱油剂，对该区块的产出液进行油水破乳实验，油水破乳率在15分钟内达到95%；
3.2 滴加1%的驱油剂溶液到现场岩心表面，测得驱油剂溶液与岩心的夹角为90°；
3.3添加1%的驱油剂，测定取出原油的粘度，产出原油的表观粘度下降40%；
3.4使用1%的驱油剂溶液，静态脱油率75%；
3.5 使用1%的驱油剂溶液，开展驱替实验（注入总量为孔隙体积的50%），在水驱的基础上提高采收率8%，降低注水压力8%；
3.6 本实施例的驱油剂与地层水的表面张力为20mN/m，界面张力为0.1 mN/m。
实施例3
1. 一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，按照重量比100%计，由如下重量比的原料组成：SS基础驱油剂50%，YM-312表面活性剂5%，烷基糖苷10%，羟基亚乙基二膦酸2%，余量为水；所述烷基糖苷为APG 0810、APG 0814、APG 0816和APG 1216各占25%；所述SS基础驱油剂为生物酶及生物表面活性剂复配型驱油剂，其重量按照100%计，由以下原料组成：脲酶3%，鼠李糖脂40%，槐糖脂20%，水37%。
2. 所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂的制备方法：在搅拌状态下，将SS基础驱油剂、氟碳表面活性剂、烷基糖苷、阻垢剂加入水中，在1000rpm、80℃下搅拌30min，静置2h。
3. 性能检测
鄂尔多斯油田现场渗透率为12×10-3μm2的X试验区块产出液，利用本实施例的驱油剂，0.5%驱油剂溶液使产出液在15分钟以内破乳，破乳率95%，良好的破乳效果保证地层原油形成单相流，保证地层油流通道的畅通，消防/减少贾敏效应及卡断现象；
取现场X试验区块产出液，分离出地层水及原油，地层水总矿化度为1×104mg/L，加入0.5%所述驱油剂，驱油剂与地层水互溶而不产生沉淀；
取现场X试验区块产出液，分离出地层水及原油，向密度为0.812g/ml，粘度为2.21mPa.s的地面原油中加入0.5%所述驱油剂，测定取出原油的粘度，产出原油的表观粘度下降30%；
取现场X试验区块岩心，0.5%驱油剂溶液改变强亲水岩心样品为亲水，油田润湿指数从0.854转变为0.650；
同时，所述驱油剂与地层水的表面张力为22mN/m，界面张力为0.43mN/m；
室内模拟驱油实验显示，利用0.5%所述驱油剂，注入压力从0.18MPa降低至0.06以下，降幅达50%以上，提高注水驱油效率9.85%；
计算出X试验区块油藏孔隙体积及所需要用的驱油剂用量，向目标区块注水井注入0.41倍地层孔隙体积的0.5%所述驱油剂，注入周期为14天，间隔14天，直至所有驱油剂注入完成，从现场试验开始，到驱油剂注入结束后3个月内，确保注水井注水量稳定，记录注水井注水量及注入压力，持续跟踪记录并分析生产井生产数据，整体区块油井见效率90%，计算X试验区块水驱曲线预测提高采收率6.0%，综合含水降低3.0%。
Claims (7)
1.一种提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，其特征在于：按照重量比100%计，由如下重量比的原料组成：SS基础驱油剂30-50%，氟碳表面活性剂5-10%，烷基糖苷10-30%，阻垢剂2%，余量为水；所述SS基础驱油剂为生物酶及生物表面活性剂复配型驱油剂；
所述SS基础驱油剂的重量按照100%计，由以下原料组成：脲酶0.1-5%，鼠李糖脂30%-50%，槐糖脂10-30%，其余为水。
2.根据权利要求1所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，其特征在于：所述氟碳表面活性剂为YM-312表面活性剂。
3.根据权利要求1所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，其特征在于：所述烷基糖苷为APG0810、APG0814、APG1214、APG0816、APG1216或APG1618中的至少一种。
4.根据权利要求1所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂，其特征在于：所述阻垢剂为羟基亚乙基二膦酸。
5.权利要求1所述提高低渗透油藏采收率的非超低界面张力驱油剂的制备方法，其特征在于：在搅拌状态下，将SS基础驱油剂、氟碳表面活性剂、烷基糖苷、阻垢剂依次加入水中，在70-80℃下搅拌30-40min，静置1-2h。
6.权利要求1所述非超低界面张力驱油剂在低渗透油藏驱油中的应用。
7.根据权利要求6所述应用，其特征在于：所述非超低界面张力驱油剂的使用浓度为0.2%-2%，用于渗透率50mD以下的低渗透油藏中提高注水效率。
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