李柏林, 楊鳳艷, 張瑩瑩

(東北石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院,黑龍江大慶163318)

復(fù)合堿三元體系與含CO2二類(lèi)油層適應(yīng)性研究

李柏林, 楊鳳艷, 張瑩瑩

(東北石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院,黑龍江大慶163318)

針對(duì)大慶北一區(qū)斷東二類(lèi)油層強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),分析了試驗(yàn)區(qū)中心井伴生氣中CO2含量的變化趨勢(shì)以及和三元液的化學(xué)作用規(guī)律,研究了氫氧化鈉和碳酸鈉復(fù)配三元體系的界面張力、黏度特性、驅(qū)油效率。其中HPAM質(zhì)量濃度2 000 mg/L、重烷基苯磺酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%、氫氧化鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.8%、碳酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.4%組成的復(fù)合堿三元體系(簡(jiǎn)稱(chēng)F21)綜合性能較優(yōu)。復(fù)合堿(F21)三元體系2 h的平衡界面張力低至6.5×10-3m N/m;復(fù)合堿(F21)三元體系的黏度比強(qiáng)堿體系增加28.5%,且三元體系黏度隨復(fù)合堿強(qiáng)度減弱而升高;復(fù)合堿(F21)三元體系比水驅(qū)采收率提高24.4%,和強(qiáng)堿體系化學(xué)驅(qū)采收率接近;非均質(zhì)模型化學(xué)驅(qū)采收率比均質(zhì)模型降低2.4%。

三元復(fù)合驅(qū); 復(fù)合堿; 界面張力; 黏度; 驅(qū)油效率; 非均質(zhì)模型

大慶油田多個(gè)區(qū)塊及層系的三元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)證明,三元復(fù)合驅(qū)可在水驅(qū)的基礎(chǔ)上提高原油采收率20%以上[1-4]。對(duì)于大慶低酸值原油,強(qiáng)堿三元體系中的氫氧化鈉能有效降低油水界面膜的黏度和強(qiáng)度,提高三元體系的乳化能力,降低界面張力和黏附功。但使用強(qiáng)堿給現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)帶來(lái)許多問(wèn)題,如采油和集輸系統(tǒng)結(jié)垢、地層滲透率下降、注入和采出能力下降、聚合物溶液黏度降低、采出液破乳不徹底等系列問(wèn)題[5-9]。針對(duì)強(qiáng)堿三元體系的諸多弊端,近年來(lái)弱堿三元體系驅(qū)油技術(shù)取得了長(zhǎng)足的進(jìn)展。大慶油田北二西弱堿(碳酸鈉)石油磺酸鹽三元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn),試驗(yàn)過(guò)程中采出液含水率最低降至79.0%,原油采收率比水驅(qū)提高25.7%,在注入和采出能力、提高原油采收率等方面均優(yōu)于強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)[10]。伍曉林等[11]研制的烷基苯磺酸鹽和碳酸鈉的復(fù)合體系具有較寬的超低界面張力活性范圍,小井距礦場(chǎng)試驗(yàn)表明,該弱堿三元復(fù)合驅(qū)比水驅(qū)采收率提高了24.7%[12-13]。

大慶北一區(qū)二類(lèi)油層強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)實(shí)施過(guò)程中,出現(xiàn)了采出液不見(jiàn)OH-,而HC和C含量大幅度上升的問(wèn)題。原因是該區(qū)地層酸性氣體CO2含量高,注入體系中的NaOH與油層中CO2發(fā)生反應(yīng)而被大量消耗掉,并產(chǎn)生大量的HC和C。在三元體系堿度被弱化的條件下,仍取得了比水驅(qū)采收率提高24.5%的效果。本文模擬大慶北一區(qū)斷東二類(lèi)油層強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)條件,采用NaOH和Na2CO3復(fù)合堿的三元體系以適應(yīng)富含CO2的二類(lèi)油層,并研究了堿度弱化的復(fù)合堿三元驅(qū)油體系的性能。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

巖心:鉆取柱狀人造均質(zhì)巖心;實(shí)驗(yàn)用水:飽和模型水為人工鹽水,礦化度為6 778 mg/L;三元體系用水為大慶北一區(qū)6#水站污水;實(shí)驗(yàn)用油:大慶一廠井口原油與煤油混合模擬油,45℃黏度9.5～10 m Pa·s;聚合物:抗鹽型部分水解聚丙烯酰胺(HPAM),大慶煉化公司;表面活性劑:重烷基苯磺酸鹽(S),大慶東昊公司;堿:氫氧化鈉(NaOH)和碳酸鈉(Na2CO3),分析純,天津市大茂化學(xué)試劑廠。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

TX-500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀(美國(guó)科諾工業(yè)有限公司);Brookfield黏度計(jì)(美國(guó)Brookfield公司);Ruska泵(美國(guó)RUSKA公司);物模驅(qū)油試驗(yàn)裝置(江蘇海安石油科研儀器有限公司)。

1.3 驅(qū)油方案和三元體系組成

三元體系驅(qū)油性能測(cè)試參照SY/T6424—2000進(jìn)行,實(shí)驗(yàn)溫度45℃?；瘜W(xué)段塞注入順序?yàn)榍爸枚稳?、主段塞、副段塞和保護(hù)段塞,前置段塞均使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)1 300 mg/L的HPAM,注入量均為0.037 5 PV;保護(hù)段塞均使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)1 000 mg/L的HPAM,注入量均為0.2 PV;三元段塞大小及組成見(jiàn)如下方案,其中PV為巖心孔隙體積,表面活性劑和堿劑數(shù)值為質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

方案1:強(qiáng)堿(QJ),三元體系中堿劑為NaOH。

(1)主段塞0.3 PV,組成(2 000 mg/L HPAM+ 0.3%S+1.2%NaOH);

(2)副段塞0.15 PV,組成(2 000 mg/L HPAM+ 0.2%S+1.0%NaOH)。

方案2:復(fù)合堿(F21),三元體系中堿劑為NaOH和Na2CO3,二者質(zhì)量分?jǐn)?shù)比為2∶1。

(1)主段塞0.3 PV,組成(2 000 mg/L HPAM+ 0.3%S+0.8%NaOH+0.4%Na2CO3);

(2)副段塞0.15 PV,組成(2 000 mg/L HPAM+ 0.2%S+0.66%NaOH+0.33%Na2CO3)。

方案3:復(fù)合堿(F11),三元體系中堿劑為NaOH和Na2CO3,二者質(zhì)量分?jǐn)?shù)比為1∶1。

(1)主段塞0.3 PV,組成(2 000 mg/L HPAM+ 0.3%S+0.6%NaOH+0.6%Na2CO3);

(2)副段塞0.15 PV,組成(2 000 mg/L HPAM+ 0.2%S+0.5%NaOH+0.5%Na2CO3)。

2 結(jié)果與討論

2.1 三元驅(qū)過(guò)程中井口CO2含量分析

大慶北一區(qū)斷東二類(lèi)油層強(qiáng)堿三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)開(kāi)始注入三元液后,跟蹤監(jiān)測(cè)試驗(yàn)區(qū)中心井伴生氣中CO2的體積分?jǐn)?shù)隨注入時(shí)間的變化,結(jié)果見(jiàn)圖1。從井口取樣分析結(jié)果看,由于微生物繁殖等原因,試驗(yàn)油層伴生氣中CO2體積分?jǐn)?shù)達(dá)到6.2%。注三元液的前2個(gè)月,三元液的前緣還沒(méi)有到達(dá)中心井,伴生氣中CO2體積分?jǐn)?shù)基本不變。注三元液2個(gè)月后,伴生氣中CO2體積分?jǐn)?shù)快速下降。注三元液1年后,伴生氣中CO2體積分?jǐn)?shù)維持在一個(gè)較低的水平,伴生氣中CO2體積分?jǐn)?shù)最低達(dá)到0.54%。針對(duì)井口伴生氣中CO2體積分?jǐn)?shù)降低的現(xiàn)象,結(jié)合采出污水OH-質(zhì)量濃度為0,而HC和C質(zhì)量濃度大幅度上升的現(xiàn)象。綜合分析其原因是酸性氣體CO2和注入三元液中NaOH發(fā)生化學(xué)反應(yīng)所致。

圖1 伴生氣中CO2含量隨三元液注入時(shí)間的變化Fig.1 Variation of the CO2content in associated gas with time injected the ternary liquid

2.2 CO2與強(qiáng)堿三元體系作用

CO2與三元體系中的重烷基苯磺酸鈉和部分水解聚丙烯酰胺之間不產(chǎn)生化學(xué)作用,其主要作用對(duì)象為氫氧化鈉。2OH-+CO2→C+H2O?HC+OH-。向三元液中通入CO2,考察酸性氣體CO2對(duì)三元體系水質(zhì)的影響。強(qiáng)堿(QJ)三元體系以及堿性稍弱的復(fù)合堿(F21)三元體系中HC質(zhì)量濃度隨CO2通入時(shí)間的變化見(jiàn)圖2。由圖2可以看出,在前1 h內(nèi)HC質(zhì)量濃度較小,在1～3 h內(nèi)HC質(zhì)量濃度隨時(shí)間的增加呈線性關(guān)系增大,強(qiáng)堿三元體系中HC質(zhì)量濃度高于復(fù)合堿三元體系,但是到3 h后都逐漸趨于平緩。原因是,剛開(kāi)始通入的CO2量少,可與三元復(fù)合體系中的強(qiáng)堿反應(yīng)生成C,然后隨著CO2的增多,與生成的C繼續(xù)反應(yīng)生成HC,當(dāng)C完全轉(zhuǎn)化成HC時(shí),HC質(zhì)量濃度就不再上升,這時(shí)三元復(fù)合體系中CO2達(dá)到飽和。強(qiáng)堿三元體系中HC質(zhì)量濃度明顯高于復(fù)合堿體系。

圖2 HC質(zhì)量濃度隨CO2通入時(shí)間的變化Fig.2 Variation of the mass concentration of HCwith the time injected CO2

2.3 堿強(qiáng)度對(duì)三元體系動(dòng)態(tài)界面張力的影響

French認(rèn)為動(dòng)態(tài)界面張力的最低值對(duì)三元體系的驅(qū)油效率有直接影響。動(dòng)態(tài)界面張力的變化速率對(duì)驅(qū)油效率也有影響,一般認(rèn)為,初期動(dòng)態(tài)界面張力降低速率大,有利于原油的啟動(dòng),形成油墻,能提高驅(qū)油效率。

強(qiáng)堿和復(fù)合堿三元體系的動(dòng)態(tài)界面張力見(jiàn)圖3。強(qiáng)堿(QJ)三元體系以及堿性稍弱的復(fù)合堿(F21)和復(fù)合堿(F11)三元體系的界面張力2 h內(nèi)均能達(dá)到超低界面張力,其中,復(fù)合堿(F21)三元體系2 h的平衡界面張力達(dá)到6.5×10-3m N/m,和強(qiáng)堿體系在同一數(shù)量級(jí),強(qiáng)堿體系初期動(dòng)態(tài)界面張力降低速率較大。

2.4 復(fù)合堿三元體系的黏度

三元體系中聚合物的主要作用是控制流體的流度性能,擴(kuò)大波及體積。固定體系堿的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%,表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%,改變聚合物的質(zhì)量濃度,不同三元體系黏度隨HPAM質(zhì)量濃度變化關(guān)系見(jiàn)圖4。相同聚合物質(zhì)量濃度下復(fù)合堿三元體系黏度明顯大于強(qiáng)堿體系,同等黏度時(shí)復(fù)合堿三元體系的聚合物用量明顯減少,復(fù)合堿(F11)三元體系的黏度最大。聚合物質(zhì)量濃度同為2 000 mg/L時(shí),復(fù)合堿體系的平衡界面張力在滿(mǎn)足超低的同時(shí),復(fù)合堿(F21)三元體系的黏度比強(qiáng)堿(QJ)體系增加28.5%。

圖3 三元體系動(dòng)態(tài)界面張力變化曲線Fig.3 Variation of the dynamic interfacial tension of ASP flooding system with time

圖4 三元體系黏度隨聚合物濃度變化曲線Fig.4 Variation of the viscosity of ASP flooding system with polymer concentration

NaOH比NaCO3的相對(duì)分子質(zhì)量小,NaOH質(zhì)量分?jǐn)?shù)大的三元體系的離子強(qiáng)度也大,其鹽敏效應(yīng)明顯,離子對(duì)擴(kuò)散雙電層的壓縮作用大,使HPAM鏈段的負(fù)電性減小,線性大分子蜷縮成無(wú)規(guī)線團(tuán),對(duì)水的稠化能力降低,造成三元體系的黏度降低;同時(shí)NaOH還會(huì)促使酰胺基繼續(xù)水解,改變HPAM在水溶液中的分子形態(tài),當(dāng)水解度超過(guò)30%時(shí),HPAM分子的物理降解速度加快,分子主鏈斷裂,導(dǎo)致復(fù)合驅(qū)油體系的黏度急劇降低。綜上分析,復(fù)合體系中的堿劑在起到降低界面張力等作用的同時(shí),還會(huì)產(chǎn)生破壞復(fù)合體系黏性的負(fù)面作用,而復(fù)合體系的黏性可起到擴(kuò)大波及體積,驅(qū)替水驅(qū)后殘余油的作用[14-16]。

2.5 復(fù)合堿三元體系的驅(qū)油效率

按前述3個(gè)方案進(jìn)行物模驅(qū)油實(shí)驗(yàn),考察復(fù)合堿三元體系的驅(qū)油能力。3個(gè)方案相比較,區(qū)別在于NaOH在體系中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)不同,驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 復(fù)合堿三元體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Experimental results of ASP flooding system

從表1可以看出,方案1水驅(qū)采收率為47.45%,化學(xué)驅(qū)采收率為24.35%,總采收率為71.8%。方案2水驅(qū)采收率為47.8%,化學(xué)驅(qū)采收率為24.4%,總采收率為72.2%。方案3水驅(qū)采收率為47.9%,化學(xué)驅(qū)采收率為23.5%,總采收率為71.4%。3種方案相比可以看出,復(fù)合堿(F11)三元體系化學(xué)驅(qū)提高采收率較低,不宜采用;方案2 (F21)和方案1(QJ)化學(xué)驅(qū)采收率提高幅度接近,且方案2略高。復(fù)合堿體系加入適量的弱堿碳酸鈉,對(duì)化學(xué)驅(qū)采收率提高沒(méi)有不利影響。

2.6 非均質(zhì)性對(duì)復(fù)合堿三元體系驅(qū)油效率的影響

二類(lèi)油層具有很強(qiáng)的非均質(zhì)性,尤其縱向上的非均質(zhì)性,會(huì)影響水驅(qū)和復(fù)合驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果?？v向上的非均質(zhì)性導(dǎo)致注入的水或化學(xué)劑沿高滲透率層段突進(jìn),高滲透率層段過(guò)早水淹,而低滲透率層段的油氣動(dòng)用程度低和驅(qū)油效率低[17-18]。

實(shí)驗(yàn)選用滲透率分別為0.651μm2和0.229 μm2的兩根巖心,采用并聯(lián)組合方式,滲透率級(jí)差為2.84,其縱向非均質(zhì)等效滲透率為0.386μm2,變異系數(shù)為0.56,組成縱向非均質(zhì)模型,按前述方案2進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 雙管并聯(lián)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental results of parallel devices flooding

從表2中可以看出,高滲透層水驅(qū)采收率為49.3%,化學(xué)驅(qū)采收率為25.5%,總采收率為74.8%。低滲透層水驅(qū)采收率為45.0%,化學(xué)驅(qū)采收率為17.9%,總采收率為62.9%。兩者相比,可以看出,無(wú)論水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)還是總采收率,高滲透層均比低滲透層高,說(shuō)明滲透率對(duì)采收率有較大影響。綜合來(lái)看,水驅(qū)采收率47.4%,化學(xué)驅(qū)采收率為22.0%,總采收率為69.4%。在并聯(lián)非均質(zhì)模型中,化學(xué)驅(qū)提高采收率幅度和單管均質(zhì)模型相比均有所降低,巖心本身的滲透率直接影響水驅(qū)階段的原油采收率,高滲透率巖心比低滲透巖心先見(jiàn)水,存在指進(jìn)現(xiàn)象。

并聯(lián)非均質(zhì)模型的注入壓力、采出程度和含水率變化曲線見(jiàn)圖5。由圖5可以看出,隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加,在水驅(qū)階段,采出液含水率先緩慢上升,然后快速升高到80%以上,再繼續(xù)升高至98%。采出液含水率較低時(shí),采出程度提高很快,當(dāng)采出液含水率很高時(shí),采出程度繼續(xù)緩慢增加。采出液含水率上升和原油采出程度增加的同時(shí),巖心含油飽和度降低,注入壓力在達(dá)到最高值后緩慢下降,最后趨于平穩(wěn);在化學(xué)驅(qū)階段,巖心內(nèi)剩余油被快速啟動(dòng),注入壓力迅速升高,采出液含水率迅速降低,當(dāng)采出液含水率最低時(shí),注入壓力達(dá)到最高值。經(jīng)過(guò)化學(xué)驅(qū)階段,原油采出程度明顯增加;在后續(xù)水驅(qū)階段,采出液含水率逐漸增加,注入壓力降低至開(kāi)始水驅(qū)水平后趨于平穩(wěn),原油采出程度不再增加。

3 結(jié)論

(1)復(fù)合堿(F21)三元體系2 h的平衡界面張力低至6.5×10-3m N/m。

(2)復(fù)合堿(F21)三元體系的黏度比強(qiáng)堿體系增加28.5%。

(3)復(fù)合堿(F21)三元體系比水驅(qū)采收率提高24.4%,和強(qiáng)堿體系化學(xué)驅(qū)采收率接近。

(4)非均質(zhì)模型較均質(zhì)模型化學(xué)驅(qū)采收率降低2.4%。

圖5 并聯(lián)模型注入壓力、采出程度和含水率變化曲線Fig.5 Curves of injection pressure of parallel model, recovery percent and water cut

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(編輯 宋官龍)

Adaptability of ASP System with Composite Alkali to the Second-Class Reservoirs Containing CO2

Li Bailin,Yang Fengyan,Zhang Yingying
(Chemistry and Chemical Engineering,Northeast Petroleum University,Daqing Heilongjiang 163318,China)

For the industrial field test of ASP flooding containing NaOH in second-class reservoir which located in the east fault of Daqing north No.1 Zone,the variation trend of CO2content in the center oil well associated gas and the chemical interaction law of ternary system was analyzed.Interfacial tension,viscosity and oil displacement efficiency of the composite ternary system which consisted of sodium hydroxide and sodium carbonate were studied.Ternary system of composite alkali (F21 for short)which was composed of HPAM concentration of 2 000 mg/L,HABS mass fraction of 0.3%,sodium hydrate mass fraction of 0.8%and sodium carbonate mass fraction of 0.3%had a better comprehensive performance.Its equilibrium interfacial tension at 2 h was as low as 6.5×10-3m N/m.Its viscosity increased by 28.5%compared with strong alkali system and rised as intensity of composite alkali decreased.Recovery ratio of ternary system of composite alkali(F21 for short) improved by 24.4%compared with water flooding which was similar with strong alkali system chemical flooding.Recovery ratio of heterogeneous model chemical flooding decreased by 2.4%compared with homogeneous model.

Alkaline-surfactant-polymer flood;Composite alkali;Interfacial tension;Viscosity;Oil displacement efficiency; Heterogeneous model

TE357

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.03.018

1006-396X(2014)03-0081-06

2013-07-03

2013-10-15

黑龍江省自然科學(xué)基金重點(diǎn)項(xiàng)目(ZJG0507)。

李柏林(1967-),男,碩士,副教授,從事油田化學(xué)方面研究;E-mail:dqlbl@163.com。