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        調(diào)剖+表活劑驅(qū)油綜合治理多裂縫非均質(zhì)復(fù)雜油藏

        2018-07-09 08:40:24石延輝張紹輝
        關(guān)鍵詞:磺酸鹽驅(qū)油張力

        石延輝,王 帥,張紹輝

        采收率的大小是由波及系數(shù)和洗油效率決定的,所以提高采收率需從提高波及系數(shù)與洗油效率兩方面來著手[1]。

        調(diào)剖是為了調(diào)整注水井的吸水剖面,提高注入水的波及系數(shù),改善水驅(qū)效果[2]。表面活性劑驅(qū)油是利用其可以降低油水界面張力、改變潤濕性以及通過乳化改善油水流度比來提高洗油效率[3]。

        對于多裂縫非均質(zhì)復(fù)雜油藏,開發(fā)難度大,主要是由于在注水開發(fā)的過程中,注入水容易沿裂縫向前突進,沿裂縫方向的油井見效快。但含水率上升也很快,容易形成水竄,甚至造成暴性水淹,降低了儲量利用率,增大了油田開發(fā)難度。而垂直于裂縫方向的油井見效很慢或者見效甚微。這種注入水的不均勻推進使儲層的動用程度降低,從而使地層中存在大量剩余油[4]。

        從提高采收率原理出發(fā),結(jié)合調(diào)剖與表活劑驅(qū)油各自的特點,將2種方法有機結(jié)合起來。在施工時,先注入少劑量的調(diào)剖劑調(diào)整主裂縫,改善吸水剖面,以提高后續(xù)注入劑的波及系數(shù),然后注入大劑量表面活性劑體系提高洗油效率。后續(xù)表面活性劑和注入水除進入主裂縫外,還可轉(zhuǎn)向繞流入微裂縫,在提高主裂縫洗油效率的同時也能盡可能將微裂縫中的油驅(qū)出,從而最大可能增大采出程度。

        腰北1區(qū)塊位于腰英臺油田1號區(qū)塊北部,地層傾角較緩,為2°~4°,斜坡內(nèi)斷層不發(fā)育,構(gòu)造簡單,為構(gòu)造-巖性油藏。腰北1井區(qū)地質(zhì)儲量為444.48×104t,主要生產(chǎn)層位是K2qn1Ⅱ?qū)樱骄紫抖?2.1%,平均滲透率3.97×10-3μm2,原始地層溫度96.64℃,原始地層壓力22.356 MPa。

        該區(qū)塊主要地質(zhì)特征為:①裂縫發(fā)育,青一段裂縫密度0.312條/m,呈東西向。生產(chǎn)井均壓裂投產(chǎn),人工裂縫近東西向[5-6];②主力生產(chǎn)層位青一II屬三角洲前緣亞相,物源來自西南方向,以水下分支河道、河口壩、分流間灣沉積微相為主,主河道部位物性好;③儲層非均質(zhì)性強,層內(nèi)變異系數(shù)1.09,層間變異系數(shù)0.92;層內(nèi)突進系數(shù)3.7,層間突進系數(shù)2.3,層內(nèi)滲透率極差262.4,層間滲透率極差15.5。

        1 調(diào)剖劑優(yōu)選

        根據(jù)油藏分析結(jié)果,腰北1區(qū)塊的油藏特點為高溫高鹽(溫度92.14℃,礦化度13 666.82 mg/L)、低孔低滲、天然裂縫和人工裂縫發(fā)育。針對腰北1塊油藏特點,堵劑選擇原則為:堵劑要與產(chǎn)出液性質(zhì)相近,進入高滲透層,選擇能用地層水配制的堵劑。黏度低,注入性強。成膠時間長,保證注入時間內(nèi)注完設(shè)計量,強度即保證封堵住出水通道,又能夠出液。在目前常用的體系中,有機交聯(lián)凍膠、聚合物微球、無機顆粒堵劑和PCG硅鹽樹脂等體系能滿足腰北1區(qū)塊的油藏條件。考慮PCG硅鹽樹脂有效期長,易注入等特點,選擇PCG硅鹽樹脂為調(diào)剖體系。

        1.1 堵劑性能

        PCG硅鹽樹脂由無機復(fù)合硅鹽和有機螯合劑組成,低溫水基溶液注入,利用地層鹽分并將其中離子螯合、聚集,反應(yīng)成等體積、高強度聚鹽凝膠,封堵劑聚高鹽,耐高溫、穩(wěn)定性好,整體聚集達到強力封堵,實現(xiàn)選擇性長期有效等特能。PCG硅鹽樹脂封堵劑性能見表1。

        1.2 黏度特性

        PCG硅鹽樹脂封堵劑初始黏度如圖1所示。由圖1可以看出,PCG硅鹽樹脂封堵劑具有很好的溶解性,該體系溶液經(jīng)10~15min的攪拌配制,黏度小于3mPa·s,其溶液的黏度低。

        圖1 配制時間與溶液黏度關(guān)系

        1.3 強度特性

        自來水作為配制液,改變PCG硅鹽樹脂堵劑使用濃度,配制體系溶液,倒入高溫試管,密封后置于120℃干燥箱中恒溫,測量PCG硅鹽樹脂凝結(jié)體強度,實驗結(jié)果如圖2所示。由圖2可知,隨濃度的增加,硅鹽樹脂聚凝強度增加。當(dāng)成膠劑使用濃度為18%時,硅鹽樹脂聚凝強度為950kPa。

        圖2 PCG硅鹽堵水劑使用濃度與聚凝強度曲線

        1.4 耐溫耐鹽特性

        PCG硅鹽樹脂封堵劑耐高溫性能見表2。由表2可看出,堵劑在100~150℃溫度范圍內(nèi),經(jīng)60天的觀察凝結(jié)體強度大于700kPa,封堵劑強度受溫度影響較小,保持了高強度的穩(wěn)定狀態(tài),具有較好的耐高溫性。

        表1 PCG硅鹽樹脂封堵劑性能

        表2 不同溫度下堵劑成膠后的凝結(jié)強度

        在不同礦化度下的成膠強度見表3。PCG硅鹽樹脂封堵劑在14000mg/L礦化度水中能生成性能穩(wěn)定的等體積凝結(jié)體,封堵強度300kPa以上,既可用注入水配制,又能在高鹽地層水條件下穩(wěn)定,具有耐鹽的良好性能。

        表3 不同礦化度下PCG硅鹽堵水劑成膠90天后的凝結(jié)強度

        1.5 耐沖刷特性

        PCG硅鹽樹脂封堵劑耐沖刷性能如圖3,經(jīng)過100PV的注入水沖刷,硅鹽樹脂對巖心堵塞率仍保持在98%以上,說明硅鹽樹脂封堵體系在巖心中具有較好的耐沖刷性能。

        圖3 封堵后沖刷倍數(shù)與巖心堵塞率的關(guān)系

        2 表面活性劑優(yōu)選及配方優(yōu)化

        2.1 主劑

        首先采用了色譜柱的方法對采出油進行了組分分析,結(jié)果見表4。

        此區(qū)塊原油飽和烴含量較高,瀝青質(zhì)含量低,密度為0.89 g/cm。參考SH/T 0659—1998標準質(zhì)譜法測定重油烴類組成分析,對原油中飽和烴和芳烴進行具體組成分析,原油中26%為鏈烷烴,占總飽和烴的50%左右;芳烴組成單環(huán)芳烴為主,約占總芳烴的58%。油品以蠟質(zhì)為主,屬于中質(zhì)油。石油磺酸鹽在油田3次采油中作為驅(qū)油劑得到廣泛應(yīng)用,它具有界面活性強、與原油配伍性好、水溶性好的優(yōu)點,并且生產(chǎn)工藝簡單,成本較低。通過油水樣分析,確定表活劑驅(qū)油體系中石油磺酸鹽配制的原則是:原料油中芳烴和烯烴的含量應(yīng)在25%~50%,芳烴含量不低于10%。試驗用石油磺酸鹽含無機鹽5.1%、活性物34.5%、未磺化油12.1%。

        2.2 非離子表活劑

        由于石油磺酸鹽為陰離子表活劑,具有耐溫的特點,但是不耐鹽,而非離子表活劑與之相反,耐鹽不耐溫,為了讓表活劑體系達到耐溫耐鹽的雙重優(yōu)點,最大限度降低油水界面張力,為此在研制的石油磺酸鹽基礎(chǔ)上添加適當(dāng)?shù)姆请x子表活劑[7]。

        按照原料易得、廉價以及HLB值在10~18之間的原則選擇了幾種表面活性劑(A為聚氧乙烯失水山梨醇單硬脂酸酯、B為Tween 80、C為聚氧乙烯單月桂酸酯、D為聚氧乙烯失水山梨醇單月桂酸酯),與石油磺酸鹽按照1:1的配比,石油磺酸鹽濃度3 000 mg/L,測定了95℃下界面張力,對復(fù)配用表活劑進行初次篩選。將待選的非離子表面活性劑按照1:1的配比,使用現(xiàn)場取的腰北1區(qū)注入水配制,測試水溶液與采出油之間的動態(tài)界面張力,結(jié)果如圖4所示。復(fù)配表活劑體系界面張力能降到10-3數(shù)量級,但A達到最低的平衡時間最短。為此初步篩選A、D為復(fù)配用非離子表活劑,并進一步篩選實驗。

        分別將非離子表活劑A、D與石油磺酸鹽按照1:1配比配制6 000 mg/L表活劑溶液,在不同溫度下分別測試了溶液的界面張力,結(jié)果如圖5所示。復(fù)配表活劑體系耐溫性較好,綜合考慮價格和平衡時間,確定表活劑A為復(fù)配用非離子表活劑。

        表4 脫水原油四組分分析結(jié)果

        圖4 不同非離子表活劑復(fù)配后動態(tài)界面張力

        圖5 不同非離子表活劑復(fù)配后不同溫度下界面張力

        2.3 助表活劑的篩選

        表活劑體系中的助表活劑也稱為親油親水平衡劑,一般分為無機鹽類、醇類以及低聚醇類。合適的助劑添加能夠使表活劑體系的界面張力平衡時間更短,界面張力更穩(wěn)定。

        分別選取了4種不同的助表活劑1#(碳酸鈉)、2#(乙二醇)、3#(聚乙二醇)、4#(異丙醇)進行篩選。測試了表活劑濃度4 000 mg/L(非:陰=2:5),添加濃度為1 000 mg/L的不同助表活劑在95℃下的界面張力,測試結(jié)果如表5所示。添加助表活劑1#、2#、3#、4#后表活劑體系的界面張力都能達到10-3數(shù)量級,但是添加2#達到平衡時間最短,為此篩選2#為表活劑驅(qū)油體系中的助表活劑。

        表5 添加不同助表活劑后表活劑體系界面張力

        2.4 體系配方優(yōu)化

        經(jīng)過初步篩選后,確定了表活劑驅(qū)油體系的主要配方是石油磺酸鹽為主劑,非離子表活劑A與之復(fù)配,助劑2#為親油親水平衡劑(助表活劑)。為了讓該體系更加能適應(yīng)現(xiàn)場應(yīng)用要求,將該配方進行了優(yōu)化。由于配方中有多種因素對配方優(yōu)化有影響,為了節(jié)省時間,采用正交法進行實驗。其中實驗的因素分為復(fù)配非離子表活劑A濃度(占主劑濃度),助劑2#濃度(占主劑濃度)以及平衡時間。實驗得出表活劑最優(yōu)配方為:石油磺酸鹽、復(fù)配表活劑A與助劑比例為1:0.5:0.5。

        3 實施效果分析

        2015年8月2日對YB1-4-6井進行了施工,前期注入15%濃度的PCG硅鹽樹脂30 m3,而后對表面活性劑實施注入,日注15 m3,共施工3個月。

        實施調(diào)剖+表活劑驅(qū)油后,該井組對應(yīng)油井取得顯著的增油降水效果。該井組油井共計7口,實施前日產(chǎn)液52.7 m3,日產(chǎn)油0.84 t,含水率98.1%;實施后日產(chǎn)液41.5 m3,日產(chǎn)油1.41 t,含水率96%。井組累計增油112 t,有效期196天。收益43.848萬元,投入費用10.75萬元,投入產(chǎn)出比1:4.1。

        4 結(jié)論

        1)調(diào)剖與表活劑驅(qū)油相結(jié)合,可有效提高多裂縫非均質(zhì)復(fù)雜油藏采出程度。2)現(xiàn)場應(yīng)用投入產(chǎn)出比為1:4.1,表明該方法的適用性,可作為提高采收率的有效手段之一。

        [1]張鵬龍.表面活性劑驅(qū)油與堵水調(diào)剖相結(jié)合提高采收率[J].精細與專用化學(xué)品.2012,20(3):14-16.

        [2]張 琪.采油工藝原理與設(shè)計(第一版)[M].北京:中國石油大學(xué)出版社,2006.

        [3]鄒艷霞.采油工藝技術(shù)(第一版)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2014.

        [4]全永旺.低滲透儲層裂縫及其對油田后期開發(fā)影響[J].內(nèi)江科技,2006(1):30.

        [5]楊正茂,孫秀武.腰英臺油田注水見效規(guī)律分析[J].油氣藏評價與開發(fā),2011,1(4):40-43.

        [6]殷 紅.吉林腰英臺油田油水分布特征及成因探討[J].江蘇地質(zhì),2005,29(1):28-31.

        [7]郭東紅,李 森,袁建國.表面活性劑驅(qū)的驅(qū)油機理與應(yīng)用[J].精細石油化工進展,2002,3(7):36-41.

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