杏南油田基于石油磺酸盐的降压增注体系配方研究

曹广胜李 泽李 乔白玉杰张先强刘 洋

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318;2.大庆油田有限责任公司第五采油厂,黑龙江大庆163513;3.大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆163001)

杏南油田基于石油磺酸盐的降压增注体系配方研究

曹广胜1,李 泽1,李 乔2,白玉杰1,张先强1,刘 洋3

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318;2.大庆油田有限责任公司第五采油厂,黑龙江大庆163513;3.大庆油田有限责任公司第一采油厂,黑龙江大庆163001)

杏南油田太北区块为典型的低渗透砂岩储层,其具有低孔低渗、非均质严重、储层敏感性强等特性,在生产过程中出现了注水压力上升快、生产井压力和产量下降快等问题。为了缓解这些问题,进行表面活性剂降压增注技术研究,以石油磺酸盐为主剂,通过添加各种助剂,依据测定油水界面张力和岩心模拟降压实验,研究了降压增注表面活性剂体系配方,优化了注入参数,达到了降压增注的效果。结果表明,所研制的配方体系(质量分数)为0.7%XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na2CO3+0.5%NBA,与太北区块原油间的界面张力为8.61×10-3m N/m;在室内岩心驱替中,降压增注表面活性剂溶液的最佳注入质量分数为0.5%,最佳注入量为0.5 PV,降压率为18.37%。

杏南油田; 特低渗透油藏; 表面活性剂; 石油磺酸盐; 降压增注

低渗油藏相比于常规油藏,地层渗透率低、孔隙度小,近井地带存在明显的压降漏斗、界面作用强、压力传递困难。传统的酸化压裂措施有效期短,同时使颗粒运移更加明显,对地层伤害比较大[1-3]。杏南油田太北区块为典型的低渗透砂岩储层,应用表面活性剂可以显著降低低渗透油藏的注入压力,增加注水量,改善油藏驱替效果[4]。因此,研究太北区块表面活性剂降压增注技术是十分必要的。资料表明,低渗透油藏复合降压增注主要是利用表面活性剂对油水界面的作用和影响,降低油水界面张力,减小水驱毛管阻力,降低注入压力,提高原油采收率[5-10];同时,表面活性剂驱替过程中存在最优的参数组合[11]。石油磺酸盐是表面活性剂降压增注现场常用的药剂,但是,杏南油田开展的降压增注试验表明,单独使用石油磺酸盐降压效果不理想。因此,本文针对杏南油田太北区块的原油性质和储层特征,通过油水间界面张力测定和岩心驱替降压增注模拟实验,研制了基于石油磺酸盐的降压增注表面活性剂体系配方,测试了降压增注体系与天然岩心的匹配性和实际降压效果,评价了降压幅度,最终优化出了适合太北区块的最优注入参数组合。

1 降压增注表面活性剂体系研制

为了保证较好的降压增注效果,研制的表面活性剂体系应具有较低的界面张力。在低渗透油藏降压增注措施中,表面活性剂通过降低油水界面张力,改变岩石的润湿性,从而改善油水渗流特性,增大水相渗透率,达到降低注入压力的目的[12-13]。针对不同的油藏,降压增注措施所需表面活性剂的种类和性能各不相同,因此需要研究各性能对降压增注效果的影响,以便体系筛选[14-15]。将各种表面活性剂配制成质量分数0.5%溶液,在60℃条件下,利用TX-500D旋转滴超低界面张力测定仪测定表面活性剂溶液与原油之间的界面张力。

1.1 主剂石油磺酸盐用量确定

配制质量分数分别为0.1%、0.3%、0.5%、0.7%、1.0%、2.0%和5.0%的石油磺酸盐溶液,并测定杏南油田原油与不同质量分数的石油磺酸盐(XPS)溶液之间的界面张力,测试结果见图1。

图1 不同质量分数石油磺酸盐溶液与原油之间的界面张力Fig.1 The IFT between different mass fraction of petroleum sulfonate and oil

由图1可知,随着XPS溶液质量分数的增大,界面张力先减小,后缓慢增大。当XPS溶液质量分数为0.7%时,界面张力最小,其值为5.819 m N/m。

1.2 复配表面活性剂的确定

驱油常用表面活性剂是石油磺酸盐,但单一石油磺酸盐难以将油/水界面张力降至超低。为改善表面活性剂的性能,目前的方法是合成新型表面活性剂或将表面活性剂与其他化合物复配[16]。本文将4种阴离子表面活性剂、6种非离子表面活性剂、4种特种表面活性剂配制成质量分数0.5%溶液与质量分数0.7%石油磺酸盐进行复配,测定各复配溶液与杏南油田原油间的界面张力,测试结果见图2。

图2 不同表面活性剂与原油间的界面张力Fig.2 The IFT between different kinds of surfactants and oil

在离子型表面活性剂中加入非离子型表面活性剂,溶液的表面活性提高;在非离子型表面活性剂中加入离子型表面活性剂,溶液浊点升高。大量研究表明,阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂的相互作用明显强于阳离子表面活性剂与非离子表面活性剂的相互作用[17]。由图2可知,14种表面活性剂与石油磺酸盐复配后,各复配溶液与太北原油间的界面张力差别很大,只有非离子表面活性剂椰子油二乙醇酰胺(6501)与阴离子表面活性剂石油磺酸盐复配,界面张力达到10-2m N/m。故复配表面活性剂选择6501。

测定不同质量分数的椰子油二乙醇酰胺与原油间的界面张力值,结果见图3。

图3 不同质量分数椰子油二乙醇酰胺溶液对界面张力的影响Fig.3 The IFT between different mass fraction of 6501 and oil

由图3可确定椰子油二乙醇酰胺与原油达到最低界面张力的质量分数为0.9%。

1.3 复配表面活性剂体积比的确定

通过表面活性剂复配、添加助剂等方式,界面张力可以进一步降低[12]。初步配方组合(质量分数): 0.9%椰子油二乙醇酰胺+0.7%石油磺酸盐+1.2% Na2CO3,体积比分别为4∶1∶1、3∶1∶1、2∶1∶1和1∶1∶1,并测试体系溶液与太北区块原油间的界面张力(见图4)。图4结果表明,体积比1∶1∶1的表面活性剂体系的界面张力达到10-2m N/m的数量级,故体系体积比选择1∶1∶1。

图4 不同体积比复配表面活性剂的界面张力Fig.4 The IFT of mixture surfactants in different volume ratios

1.4 助剂质量分数的确定

为了实现进一步降低界面张力的目的,考虑加入正丁醇进一步降低界面张力,对正丁醇助剂质量分数进行了优选。测定结果见图5。

图5 正丁醇助剂质量分数优选Fig.5 The mass fraction optimization of NBA

由图5可知,加入助剂正丁醇可以进一步降低界面张力,随着正丁醇质量分数的增加,界面张力先减小再增加,确定表面活性剂降压增注体系(界面张力8.61×10-3m N/m)配方为(质量分数):0.7% XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na2CO3+ 0.5%正丁醇。

2 表面活性剂降压增注实验

按照配方配制不同质量分数的表面活性剂溶液,并注入天然岩心。通过岩心驱油降压模拟实验,确定表面活性剂的最佳质量分数、最佳用量和最佳段塞组合。

2.1 表面活性剂质量分数

在恒定流量为0.05 m L/min条件下,利用天然岩心首先模拟注水(现场注入水),当注入压力达到最大值时,注入1 PV表面活性剂溶液,再转注水,记录注入表面活性剂段塞前后两次注水的注入压力随时间的变化并进行对比。表面活性剂质量分数分别为0.3%、0.5%、0.8%、1.0%时压力变化情况见图6。由图6可知,注入质量分数0.3%、0.5%、0.8%和1.0%的表面活性剂降压率分别为11.61%、19.76%、20.19%和24.30%。

图6 注入压力与注入浓度的关系曲线Fig.6 The relation curve between injecting pressure and injecting concentration

2.2 表面活性剂用量

在恒定流量为0.5 m L/min条件下,应用天然岩心,首先模拟注水(现场注入水),当注入压力达到最大值时,注入不同PV数的质量分数0.5%表面活性剂溶液,再转注水,记录并绘制压力变化的关系曲线,结果如图7所示。由图7可知,注入0.3 PV、0.5 PV和1.0 PV表面活性剂溶液,降压率分别为16.40%、18.37%和19.76%。

图7 注入不同PV数表面活性剂的压力变化Fig.7 The pressure relation curve of different injecting PV of surfactants

3 结论

(1)杏南油田太北区块降压增注表面活性剂与太北区块原油之间的界面张力为8.61×10-3m N/ m,配方组成(质量分数)为:0.7%XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na2CO3+0.5%正丁醇。

(2)随着注入质量分数的增加,表面活性剂的降压率逐渐增大。而且当注入质量分数高于0.5%以后,降压率增加的幅度变化不大,因此最佳质量分数为0.5%。当注入量大于0.5 PV以后,降压效果提高幅度逐渐减少,因此考虑经济成本等因素,确定最佳注入量为0.5 PV,降压率为18.37%。确定最佳注入参数:注入表面活性剂质量分数为0.5%,注入量为0.5 PV,降压率为18.37%。

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(编辑 闫玉玲)

Research of Decreasing Injection Pressure and Increasing Injection Rate by Petroleum Sulfonate-Based Surfactant in Xingnan Oilfield

Cao Guangsheng1,Li Ze1,Li Qiao2,Bai Yujie1,Zhang Xianqiang1,Liu Yang3
(1.Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery Ministry of Education,Northeast Petroleum University,Daqing Heilongjiang163318,China; 2.The Fifth Production Plant of Daqing Oil Field Co.,Ltd.,Daqing Heilongjiang163513,China; 3.The First Production Plant of Daqing Oil Field Co.,Ltd.,Daqing Heilongjiang163001,China)

The Taibei block of Xingnan oilfield is a typical extra low-permeability and strong sensitivity reservoir,which has many characters,such as low porosity,low permeability and severe heterogeneity.During water flooding of the Taibei block of Xingnan oilfield,the rapidly-increasing pressure in injecting wells and the rapidly-decreasing pressure in producing wells occurred.In order to abate these problems,in this paper,technology of decreasing injection pressure and increasing injection rate by petroleum sulfonate-based surfactant was studied.The petroleum sulfonate was selected as the main chemical agent, assisted by various additives.By IFT measurement of oil and surfactant solution and core simulation displacement experiment, the chemical agent formula used for decreasing injection pressure and increasing injection rate was developed,and the injection parameters were optimized.The results showed that the formula system was 0.7%XPS+0.9%6501+1.2%Na2CO3+0.5% NBA,the IFT between the Taibei block oil and formula system was 8.61×10-3m N/m,the best concentration of agent was 0.5%,the best injection volume was 0.5 PV,and the ratio of decreasing injecting pressure was 18.37%.

Xingnan oilfield;Extra low permeable reservoir;Petroleum sulfonate;Decompression and augmented injection

TE39

:A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.01.006

1006-396X(2017)01-0027-04投稿网址:http://journal.lnpu.edu.cn

2016-09-12

:2016-11-01

黑龙江省自然科学基金重点项目“活性原油在非均质储层中的自适应控水增油机理”(51574089)。

曹广胜(1966-),男,博士,教授,博士生导师,从事采油采气化学理论与工程的研究;E-mail:caoguangsheng@nepu. edu.cn。

李泽(1991-),男,硕士研究生,从事采油采气工程理论与技术研究;E-mail:458599205@qq.com。