CN104830302A - 二元复合驱油体系及其优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种二元复合驱油体系及驱油体系的优化方法,该驱油体系由聚合物和表面活性剂复配而成,所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺,所述表面活性剂为阴离子表面活性剂石油磺酸盐和阴-非离子表面活性剂中的一种或两种,用于非均质油藏化学驱油。本发明通过调节聚合物/表面活性剂二元复合体系的界面张力,达到明显提高中高渗透油藏的原油采收率的效果,该优化方法特别适合于中高渗透非均质油藏的高效化学驱油,能有效降低药剂成本,规避化学驱油风险。
Description
技术领域
本发明属于化学驱油技术领域,具体涉及一种二元复合驱油体系以及该二元复合驱油体系配方的优化方法。
背景技术
聚合物驱虽然是比较成熟的化学驱油技术,但它主要是通过提高波及系数来提高原油采收率。由于采收率的提高是通过提高波及系数和洗油效率实现的,所以聚合物驱是一项提高采收率机理不全面的技术,为了弥补聚合物驱提高采收率机理的不足,可使用表面活性剂/聚合物二元复合驱油技术。该技术既可通过提高驱油剂粘度提高波及系数,又可降低油水界面张力进而提高驱油剂的洗油效率,达到更大地提高原油采收率的目的。
传统理论认为,只有油水界面张力达到超低(即小于1.0×10-2mN/m),驱油体系的洗油效率才达到能大幅度提高采收率的程度,因此一般认为油水界面张力达到超低是筛选二元复合驱油体系的重要标准。但是该理论并没有考虑岩石润湿性的变化和油藏非均质性对提高采收率的贡献和影响。
如油藏是完全均质的,驱油剂波及系数将会很高,显然具有超低界面张力的驱油体系由于其高洗油能力而具有更好的驱油效果。但对于某一特定非均质油藏,当驱替液与原油的界面张力达到某一值时,驱替液在提高洗油效率的同时,还能乳化稳定不同粒径大小的油滴,发挥自身流体的深部液流转向作用,提高后续驱替液的波及系数,从而达到最大的采收率。
研究发现,超低界面张力体系洗脱下来的油滴小,分散度高,且容易变形(因界面张力低,界面能小),很易通过孔喉,因此很快被后续流体沿高渗透大孔道带走,不能明显提高阻力系数,因而提高后续流体的波及系数能力有限。从宏观上来讲,对高渗透层的高效洗油,进一步加大了地层的非均质性(次生非均质性)。而低张力体系洗脱下来的油滴相对较大,不容易通过孔喉,从而产生阻力效应(贾敏效应),这种阻力效应叠加的结果,必然使流体通过高渗透大孔道的阻力系数被优先提高,从而提高后续流体的波及系数。同时这些乳化的油滴在聚合物的稳定作用下,能较持久地发挥深部液流转向作用,弥补了聚合物调剖能力的不足。这种提高波及系数和洗油效率的综合结果,使油水界面张力存在最佳值,而非超低值。
发明内容
本发明的目的之一在于针对现有技术的不足,提供一种二元复合驱油体系,同时提供一种筛选该二元复合驱油体系配方的优化方法,使二元复合驱油体系能够达到最佳的驱油效果,该方法特别适用于高渗透非均质油藏驱油。
本发明提供的一种二元复合驱油体系,由聚合物和表面活性剂复配而成,所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺,所述表面活性剂为阴离子表面活性剂石油磺酸盐和阴-非离子表面活性剂中的一种或两种,用于非均质油藏化学驱油。
本发明提供的一种二元复合驱油体系优化方法,包括以下步骤:
步骤1:用模拟水稀释聚丙烯酰胺溶液得到聚合物溶液,然后加入质量百分数为0.05%~0.5%的表面活性剂,使聚合物/表面活性剂复合体系的粘度值保持在10~20mPa·s,界面张力数量级介于10-4~10-1mN/m之间,得到系列二元复合驱油体系配方。
步骤2:使用双层非均质模型进行模拟驱油试验,该模型渗透率级差为1:2,胶结方形岩心尺寸为4.5cm×4.5cm×30cm,低渗范围为0.8~1.2μm2,高渗透范围为2.0~2.5μm2。将模型抽真空,饱和油田模拟水后,再饱和油田模拟油,静置老化,然后取出。
步骤3:连接驱替装置流程,以1mL/min的驱替速度进行水驱,当含水率到达95%后,以1mL/min的驱替速度注入0.3孔隙体积倍数的二元复合驱油体系,然后以1mL/min的驱替速度继续水驱至含水率再次达到95%以上,按照注入二元复合体系后恢复水驱达到的采收率的增值最大为标准来优化配方。
进一步的,所述步骤1中所述模拟水是由油田注入水配制而成。
进一步的,所述步骤1中所述聚合物溶液的粘度与原油的粘度一致。
进一步的,所述步骤1中所述表面活性剂为阴离子表面活性剂石油磺酸盐和阴-非离子表面活性剂中的一种或两种。
进一步的,所述步骤2中所述静置老化是在65℃下老化48h。
通过与现有技术相对比,本发明的有益效果在于:通过调节聚合物/表面活性剂二元复合体系的界面张力,达到明显提高中高渗透油藏的原油采收率的效果,该方法特别适合于中高渗透非均质油藏的高效化学驱油,能有效降低药剂成本,规避化学驱油风险。
附图说明
图1所示为本发明二元复合驱油体系的驱油效果图。
具体实施方式
下文将结合具体实施例详细描述本发明的内容。应当注意的是,下述实施例中描述的技术特征或者技术特征的组合不应当被认为是孤立的,它们可以被相互组合从而达到更好的技术效果。
实施例1
1、实验材料及配制方法
本实施例中聚合物选用部分水解的聚丙烯酰胺;表面活性剂选用阴离子表面活性剂石油磺酸盐KPS及其与阴-非离子表面活性剂YG210-10的复配产物;模拟水是由某海上油田的注入水配制而成,总矿化度为8094mg/L;用来测定油水界面张力的原油来自同一海上油田的产出脱气原油;用来进行驱替试验时则将该脱气原油使用航空煤油稀释至15.1mPa·s的模拟原油。
2、实验条件
粘度测定在65℃、7.34S-1下进行;其它试验均在相同温度下进行。
3、实验过程
步骤1:配制普通聚合物(聚丙烯酰胺)母液,然后用模拟配制水稀释成一定质量浓度的聚合物溶液,使聚合物溶液的粘度与模拟原油的粘度一致;在上述聚合物溶液中加入0.05%~0.5%的单一表面活性剂或复配表面活性剂,测定配制的聚合物/表面活性剂复配体系与原油(某海上油田的产出原油)的界面张力,使体系的粘度值保持在15.1mPa·s附近,界面张力数量级介于10-4~10-1mN/m之间,从而得到系列二元复合驱配方,所得二元复合驱油体系配方如表1所示。
步骤2:使用双层非均质模型进行模拟驱油试验。该模型渗透率级差为1:2,胶结方形岩心尺寸为4.5cm×4.5cm×30cm,低渗范围为0.8~1.2μm2,高渗透范围为2.0~2.5μm2。将模型抽真空后饱和某油田模拟水后,再饱和某油田模拟油,放入65℃下老化48h后取出。
步骤3:连接驱替装置流程,以1mL/min的驱替速度进行水驱。当含水率到达95%后,以1mL/min的驱替速度注入0.3孔隙体积倍数的二元复合驱油体系配方,然后以1mL/min的驱替速度继续水驱至含水率再次达到95%以上,观察含水率和采收率随注入孔隙体积的变化;按照注入二元复合体系后恢复水驱达到的采收率增值为最大来优化配方。
表1待筛选的二元复合驱油体系配方表
表2不同配方驱油的采收率及其增值
4、结果分析
使用表1中二元复合驱油体系配方按实验过程中的操作步骤,以非均质模型进行驱替试验,根据试验结果绘制出采油曲线,如图1所示,图中菱形代表含水率,三角形代表采收率,并计算出采收率增值,并将结果统计在表2中。从表2中可以看出,提高采收率效果最好的是2#配方,其水驱采收率增值最大,但其界面张力仅为1.865×10-2mN/m,并未到达超低界面张力值(即小于1.0×10-2mN/m)。本发明优化的二元复合驱油体系,在界面张力不需达到超低的情况下,其提高采收率幅度超过30%,有望取代传统的三元复合驱,并降低二元复合驱中表面活性剂的筛选难度和使用浓度,成为一项更有应用潜力的三次采油技术。
本文虽然已经给出了本发明的一些实施例,但是本领域的技术人员应当理解,在不脱离本发明精神的情况下,可以对本文的实施例进行改变。上述实施例只是示例性的,不应以本文的实施例作为本发明权利范围的限定。
Claims (6)
1.一种二元复合驱油体系,其特征在于,由聚合物和表面活性剂复配而成,所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺,所述表面活性剂为阴离子表面活性剂石油磺酸盐和阴-非离子表面活性剂中的一种或两种,用于非均质油藏化学驱油。
2.一种二元复合驱油体系优化方法,其特征在于,包括以下步骤:
步骤1:用模拟水稀释聚丙烯酰胺溶液得到聚合物溶液,然后加入质量百分数为0.05%~0.5%的表面活性剂,使聚合物/表面活性剂复合体系的粘度值保持在10~20mPa·s,界面张力数量级介于10-4~10-1mN/m之间,得到系列二元复合驱油体系配方;
步骤2:使用双层非均质模型进行模拟驱油试验,将模型抽真空,饱和油田模拟水后,再饱和油田模拟油,静置老化,然后取出;
步骤3:连接驱替装置流程,以1mL/min的驱替速度进行水驱,当含水率到达95%后,以1mL/min的驱替速度注入0.3孔隙体积倍数的二元复合驱油体系,然后以1mL/min的驱替速度继续水驱至含水率再次达到95%以上,按照注入二元复合体系后恢复水驱达到的采收率的增值最大为标准来优化配方。
3.如权利要求2所述的一种二元复合驱油体系优化方法,其特征在于,所述步骤1中所述模拟水是由油田注入水配制而成。
4.如权利要求2所述的一种二元复合驱油体系优化方法,其特征在于,所述步骤1中所述聚合物溶液的粘度与原油的粘度一致。
5.如权利要求2所述的一种二元复合驱油体系优化方法,其特征在于,所述步骤1中所述表面活性剂为阴离子表面活性剂石油磺酸盐和阴-非离子表面活性剂中的一种或两种。
6.如权利要求2所述的一种二元复合驱油体系优化方法,其特征在于,所述步骤2中所述静置老化是在65℃下老化48h。
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