碱_表面活性剂_聚合物三元复合驱方案的设计与优化
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2 室内实验评价与优选
2. 1 实验材料与方法 表面活性剂: 美国 St epan 公司生产的 P et rost ep B-100 和大庆自制的 P SD-2 两种石油磺
收稿日期: 1995-12-21; 修改日期: 1996-02-13; 1996-07-22。 通讯联系人: 163712 黑龙江省大庆市大庆油田研究院采收率室李华斌。
表 4 三元复合体系段塞大小对驱油效率的影响*
岩芯号
渗透率 含油饱和 水驱采收 A S P 段 A S P 驱采 ( m2) 度(% ) 率( % ) 塞(PV) 收率( % )
41
1. 135 69. 5
41. 7 0. 097 15. 4
E90-16 1. 076 75. 0
E90-12 1. 040 71. 5
1. 0
的确定
11 Na2CO3 0. 75 0. 2 1200
8. 0
12 Na2CO3 0. 75 0. 5 1200
7. 0
根据流度控制理论, 注入的三元复合
280
油 田 化 学
1996 年
体系粘度应不低于油层条件下原油的粘度。考虑到油层水的稀释作用及岩石中聚合物的吸附 滞留, 三元复合驱油体系的粘度应为原油粘度的 150% - 300% , 后续保护段塞的粘度大体上 也应如此。用于大庆油田某试验区的三元复合驱油体系含聚合物 1200 mg / l, 粘度 17 mPa s; 后续保护段塞为 600 mg / l 聚合物溶液, 粘度 20 mP a s。 2. 7 三元复合体系的长期稳定性
lied Collo id 公司的 Alcof loo d 1275A( 1700 万, 27% ) 。 化学体系均用大庆油田某三元复合驱矿物试验的注入水配制, 水质分析数据列于表 2。 油水界面张力用 500 型旋转滴界面张力仪测定; 溶液流变性用瑞士 L ow -Shear 30 型流变
仪在 11. 02 s- 1下测定。驱油试验在美国岩芯公司制造的驱油装置上进行。所有测定和驱油试 验均在 45℃( 油层温度) 进行。
278
油 田 化 学
1996 年
酸盐, 性能见表 1。除特别申明外, 体系中表面活性剂浓度为有效物浓度。
表 1 石油磺酸盐理化性能
项 目
平均当量 有效物( % ) 矿物油( % ) 挥发份( % ) 无机盐( % )
B-100
417 58. 7 28. 7 11. 7 0. 8
PS D-2
427 57. 6 9. 3 29. 0 4. 1
目前三元复合驱在国外发展很快, 除继续进行室内研究外, 在美国还进行了两处矿场试 验, 取得了重要进展[ 3] 。
我国三元复合驱油技术研究起步较晚但发展快。本文以室内研制的大庆油田三元复合驱 油体系为例, 综合国外三元复合驱经验, 介绍矿场试验实施方案的设计与优化。全文分三部分:
室内试验评价与优选; 油层流体筛选标准; 油层岩石矿物组成筛选标准。用数值模拟方 法设计、优化实施方案问题将另行讨论。
2. 3 表面活性剂及其浓度的筛选 如图 2 所示, 低浓度( 0. 05% - 0. 70% ) 石油磺酸盐 PSD -2 或 B-100 和 1. 2% N a2CO3 组成
的体系, 与原油间的界面张力可达到超低值 10- 3m N / m, 加入聚合物对界面张力影响不大。
第 13 卷第 3 期
主题词: 碱/ 表面活性剂/ 聚合 物驱油体系 配方设 计 配方优化 油 层适应性 超低界 面张力 大庆油田三元复合驱
1 前言
碱/ 表面活性剂 / 聚合物( ASP ) 三元复合驱是近一些年来国外发展起来的新的三次采油 方法[ 1] 。聚合物驱通过提高注入水粘度、降低水油流度比、扩大驱替波及体积提高油层采收率, 但幅度较小[ 2] 。表面活性剂体系可将扫过的体积内几乎 100% 的原油驱替出来, 所以胶束/ 聚 合物驱在实验室和矿场试验中都曾受到重视, 但表面活性剂昂贵而用量又大, 经济因素使这种 驱油方法未发展到商业规模。80 年代初国外出现了碱/ 表面活性剂 / 聚合物三元复合驱方法, 其实质是用廉价的碱部分或全部替代昂贵的表面活性剂, 既减少了表面活性剂的用量, 又降低 了表面活性剂和聚合物的吸附滞留损耗, 还可大幅度降低油水界面张力, 波及体积和驱油效率 均能提高。这是一种经济上可能过关的高效三次采油方法 。
表 2 配制化学体系用水( 注入水) 水质数据( mg/ l)
K a+ + K +
Ca 2+
M g2+
C O23-
HC O -3
208. 3
12. 0
6. 1
0
537. 0
C l-
S O 24-
Fe
T DS
24. 1
33. 6
0. 45 821. 6
碱: N aO H , N a2CO 3, N a2SiO 3, N a4 SiO 4 , K OH , N aHCO 3 , 均为化学纯试剂。 聚合物( 聚丙烯酰胺) : 美国 P fizer 公司的 3330S( 分子量 1000 万, 水解度 25% ) , 英国 Al-
7. N a2SiO 3
图 2 碱/ 表面 活性剂体系( 曲线 1、2) 和碱/ 表面活性
剂 / 聚合物体系( 曲线 3、4) 与大庆脱 气原油间 的界面张力: 表面活性剂种 类与浓度的影响 1. 1. 2% N a2CO 3/ B-100 体系;
2. 1. 2% N a2CO 3/ PS D-2 体系; 3. 1. 2% N a2CO 3/ B-100/ 1000 mg/ l 3330S 体系; 4. 1. 2% N a2CO 3/ PS D-2/ 1000 mg/ l 3330S 体系
驱替试验中必须使用具有代表性的试验区目的油层岩芯。一般为径向岩芯。先饱和模拟 油层原生水, 注入原油、形成束缚水, 老化 3 天, 用模拟油田注入水驱替至含水达 98% 。接着注 入设计的三元复合体系和保护段塞, 后续水驱至含水达 98% 时结束试验。计算水驱、化学驱采 出程度, 测定流出液中各化学剂的浓度, 求算各化学剂的损耗量。为求出准确的损耗量, 必须完 成多次岩芯驱替试验。
N aO H 1. 25 0. 5 1200
0. 8
数 和极低的界面 张力。表 3 列出 能形成
4 Na2CO3 1. 25 0. 1 1200
1. 0
5 Na2CO3 1. 25 0. 2 1200
0. 6
Winsor Ⅲ型的一些碱/ B-100/ 1275A 三元
6 Na2CO3 1. 25 0. 5 1200
李华斌等: 碱/ 表面活性剂/ 聚合物三元复合驱方案的设计与优化
279
2. 4 三元复合体系界面张力等值线图 界面张力等值线图或称含盐量图, 在该图上可以确定所选驱油体系与原油间界面张力达
到 10- 3m N / m 量级所需的矿化度范围和表面活性剂浓度范围, 这对于解释驱油效果、推测渗 流机理十分重要。图 3 是不同碱浓度下 P SD-2 体系的界面张力等值线图。当体系不含碱时( 图 3a) , 只在矿化度为 9000- 10000 mg / l、P SD-2 浓度为 0. 15% - 0. 25% 的窄范围内界面张力能 达到 10- 3mN / m 量级。而在 N aO H 浓度为 1. 0% 时( 图 3d) , 在矿化度为 1000- 10000 mg / l、 PSD-2 浓度为 0. 05% - 0. 50% 的宽范围内出现超低界面张力。
第 13 卷第 3 期 第 277- 283 页
油田化学 Oilf ield Chemis try
1 99 6年 9 月2 5日
碱/ 表面活性剂/ 聚合物三元复 合驱方案的设计与优化
李华斌 高树棠 杨振宇 李洪富 陈星宏
( 大庆石油管理局勘探开发研究院采收率室)
摘要 以能与大庆 原油产生超低界 面张力的碱/ 表面活 性剂/ 聚合 物三元复 合驱油体系 为例, 介绍 了三元复合驱方 案的设计与 优化方法 , 包括 化学剂碱、表面活 性剂、聚 合物的筛 选及浓度确 定, 驱 油试 验效果评价, 油层流体的筛选以及油层岩石矿 物组成的优选。
图 4 是大庆油田某三元复合驱油体系某次径向岩芯驱替试验的结果, 三元复合驱在水驱 基础上提高采收率 20% , 含水降低 35% 以上。
表 4 是大庆油田某三元复合体系段塞大小对驱油效果的影响。根据这一组试验的结果, 主 段塞不宜小于 0. 2P V, 也不宜大于 0. 3PV 。表 5 是三元复合体系中表面活性剂浓度对驱油效 率的影响, 可以看出表面活性剂浓度不能低于 0. 25% 。
通过大量岩芯驱替试验求出, 碱和表面活性剂 的损耗量通常小于 1 mg / g 岩石, 聚合物的损耗量 通常小于 40 g/ g 岩石。
图 4 径向岩芯驱 替试验结果
1. 注地层水, 0. 158 m/ d; 2. 注三元复合体系( 1. 25% N aOH + 0. 2%
B-100+ 800 mg/ l 3530S ) , 0. 155 m/ d; 3. 注 800 mg / l 3530S 溶液; 4. 后续注水
图 1 碱/ 表面活性剂( 1. 0% P SD-2) 体 系与大庆脱气 原油间的界面张力 : 碱种类和浓度的影响
1. N a4SiO 4; 2. N aHCO 3; 3. N a2C O3; 4. NaOH 5. 38. 2% N aO H+ 61. 8% N a2CO 3; 6. 61. 8% N aO H+ 38. 2% N a2CO 3;
通氮气除氧后的三元复合体系, 在密闭状态下应保持稳定 180 天以上, 不发生分相或沉 淀。1. 25% N a2CO3 或 N aOH / 0. 1% - 0. 5% B-100/ 400- 1200 m g/ l 1275A 三元复合体系, 当 B-100 浓度≤0. 3% 时都具有长期稳定性。含 1. 25% NaOH 体系的长期稳定性较含 1. 25% N a2CO 3 体系的略差。在 B-100 浓度为 0. 3% 、1275A 浓度为 1200 mg / l 时, 前者只能稳定存在 65 天, 后者可稳定存在 180 天; 在 B-100 浓度为 0. 5% 、1275A 浓度为 1200 m g/ l 时, 前者稳定 存在期只有 1 天, 后者为 18 天。 2. 8 岩芯驱替试验及化学剂损耗量的测定
图 3 N aO H/ P SD-2 体系的界面张力等值线图
图中界面张力数值单位为 10- 3mN / m
2. 5 三元复合体系的相态 经过前三项初选的驱油体系与原油等
体积混合、摇匀, 平衡约 7 天, 考察相态类 型和相体积。能形成最大体积中相微乳液
表 3 能形成 Winsor Ⅲ型的三元复合体系配方 及其与原油间的界面张力
原油为大庆脱气原油, 在 45℃、11. 02 s- 1下粘度为 15- 20 mP a s。 2. 2 碱剂及其浓度筛选
如图 1 所示, 对于大庆油田的三元复合驱, N a2 CO3 、N aO H 和 N a2 CO 3 + N aO H 是较好的 碱剂。浓度为 0. 75% - 1. 7% 的这几种碱( 复碱) 和 1. 0% PSD-2 组成的体系, 与大庆脱气原油 之间的界面张力可达到 10- 3m N / m 量级, N a2CO 3 的最佳浓度为 1. 25% , N aO H 的最佳浓度为 1. 0% 。
序
碱
B-100 1275A 界面张力
号
种类
% ( % ) ( mg /l) ( 10- 3mN/ m)
即 Winsor Ⅲ型 微乳液的体系, 为最佳驱
1
N aO H 1. 25 0. 1 1200
2
N aO H 1. 25 0. 2 1200
1. 0 0. 7
油体系。这类体系具有最大的油、Baidu Nhomakorabea增溶参
3
39
0. 7
复合体系配 方及其与原油间 的界面张力
7
N aO H 0. 75 0. 1 1200
7. 0
( 均达到 10- 3mN / m 量级) 。
8
N aO H 0. 75 0. 2 1200
5. 0
9
N aO H 0. 75 0. 5 1200
3. 0
2. 6 三元复合体系的粘度及聚合物浓度
10 Na2CO3 0. 75 0. 1 1200
2. 1 实验材料与方法 表面活性剂: 美国 St epan 公司生产的 P et rost ep B-100 和大庆自制的 P SD-2 两种石油磺
收稿日期: 1995-12-21; 修改日期: 1996-02-13; 1996-07-22。 通讯联系人: 163712 黑龙江省大庆市大庆油田研究院采收率室李华斌。
表 4 三元复合体系段塞大小对驱油效率的影响*
岩芯号
渗透率 含油饱和 水驱采收 A S P 段 A S P 驱采 ( m2) 度(% ) 率( % ) 塞(PV) 收率( % )
41
1. 135 69. 5
41. 7 0. 097 15. 4
E90-16 1. 076 75. 0
E90-12 1. 040 71. 5
1. 0
的确定
11 Na2CO3 0. 75 0. 2 1200
8. 0
12 Na2CO3 0. 75 0. 5 1200
7. 0
根据流度控制理论, 注入的三元复合
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油 田 化 学
1996 年
体系粘度应不低于油层条件下原油的粘度。考虑到油层水的稀释作用及岩石中聚合物的吸附 滞留, 三元复合驱油体系的粘度应为原油粘度的 150% - 300% , 后续保护段塞的粘度大体上 也应如此。用于大庆油田某试验区的三元复合驱油体系含聚合物 1200 mg / l, 粘度 17 mPa s; 后续保护段塞为 600 mg / l 聚合物溶液, 粘度 20 mP a s。 2. 7 三元复合体系的长期稳定性
lied Collo id 公司的 Alcof loo d 1275A( 1700 万, 27% ) 。 化学体系均用大庆油田某三元复合驱矿物试验的注入水配制, 水质分析数据列于表 2。 油水界面张力用 500 型旋转滴界面张力仪测定; 溶液流变性用瑞士 L ow -Shear 30 型流变
仪在 11. 02 s- 1下测定。驱油试验在美国岩芯公司制造的驱油装置上进行。所有测定和驱油试 验均在 45℃( 油层温度) 进行。
278
油 田 化 学
1996 年
酸盐, 性能见表 1。除特别申明外, 体系中表面活性剂浓度为有效物浓度。
表 1 石油磺酸盐理化性能
项 目
平均当量 有效物( % ) 矿物油( % ) 挥发份( % ) 无机盐( % )
B-100
417 58. 7 28. 7 11. 7 0. 8
PS D-2
427 57. 6 9. 3 29. 0 4. 1
目前三元复合驱在国外发展很快, 除继续进行室内研究外, 在美国还进行了两处矿场试 验, 取得了重要进展[ 3] 。
我国三元复合驱油技术研究起步较晚但发展快。本文以室内研制的大庆油田三元复合驱 油体系为例, 综合国外三元复合驱经验, 介绍矿场试验实施方案的设计与优化。全文分三部分:
室内试验评价与优选; 油层流体筛选标准; 油层岩石矿物组成筛选标准。用数值模拟方 法设计、优化实施方案问题将另行讨论。
2. 3 表面活性剂及其浓度的筛选 如图 2 所示, 低浓度( 0. 05% - 0. 70% ) 石油磺酸盐 PSD -2 或 B-100 和 1. 2% N a2CO3 组成
的体系, 与原油间的界面张力可达到超低值 10- 3m N / m, 加入聚合物对界面张力影响不大。
第 13 卷第 3 期
主题词: 碱/ 表面活性剂/ 聚合 物驱油体系 配方设 计 配方优化 油 层适应性 超低界 面张力 大庆油田三元复合驱
1 前言
碱/ 表面活性剂 / 聚合物( ASP ) 三元复合驱是近一些年来国外发展起来的新的三次采油 方法[ 1] 。聚合物驱通过提高注入水粘度、降低水油流度比、扩大驱替波及体积提高油层采收率, 但幅度较小[ 2] 。表面活性剂体系可将扫过的体积内几乎 100% 的原油驱替出来, 所以胶束/ 聚 合物驱在实验室和矿场试验中都曾受到重视, 但表面活性剂昂贵而用量又大, 经济因素使这种 驱油方法未发展到商业规模。80 年代初国外出现了碱/ 表面活性剂 / 聚合物三元复合驱方法, 其实质是用廉价的碱部分或全部替代昂贵的表面活性剂, 既减少了表面活性剂的用量, 又降低 了表面活性剂和聚合物的吸附滞留损耗, 还可大幅度降低油水界面张力, 波及体积和驱油效率 均能提高。这是一种经济上可能过关的高效三次采油方法 。
表 2 配制化学体系用水( 注入水) 水质数据( mg/ l)
K a+ + K +
Ca 2+
M g2+
C O23-
HC O -3
208. 3
12. 0
6. 1
0
537. 0
C l-
S O 24-
Fe
T DS
24. 1
33. 6
0. 45 821. 6
碱: N aO H , N a2CO 3, N a2SiO 3, N a4 SiO 4 , K OH , N aHCO 3 , 均为化学纯试剂。 聚合物( 聚丙烯酰胺) : 美国 P fizer 公司的 3330S( 分子量 1000 万, 水解度 25% ) , 英国 Al-
7. N a2SiO 3
图 2 碱/ 表面 活性剂体系( 曲线 1、2) 和碱/ 表面活性
剂 / 聚合物体系( 曲线 3、4) 与大庆脱 气原油间 的界面张力: 表面活性剂种 类与浓度的影响 1. 1. 2% N a2CO 3/ B-100 体系;
2. 1. 2% N a2CO 3/ PS D-2 体系; 3. 1. 2% N a2CO 3/ B-100/ 1000 mg/ l 3330S 体系; 4. 1. 2% N a2CO 3/ PS D-2/ 1000 mg/ l 3330S 体系
驱替试验中必须使用具有代表性的试验区目的油层岩芯。一般为径向岩芯。先饱和模拟 油层原生水, 注入原油、形成束缚水, 老化 3 天, 用模拟油田注入水驱替至含水达 98% 。接着注 入设计的三元复合体系和保护段塞, 后续水驱至含水达 98% 时结束试验。计算水驱、化学驱采 出程度, 测定流出液中各化学剂的浓度, 求算各化学剂的损耗量。为求出准确的损耗量, 必须完 成多次岩芯驱替试验。
N aO H 1. 25 0. 5 1200
0. 8
数 和极低的界面 张力。表 3 列出 能形成
4 Na2CO3 1. 25 0. 1 1200
1. 0
5 Na2CO3 1. 25 0. 2 1200
0. 6
Winsor Ⅲ型的一些碱/ B-100/ 1275A 三元
6 Na2CO3 1. 25 0. 5 1200
李华斌等: 碱/ 表面活性剂/ 聚合物三元复合驱方案的设计与优化
279
2. 4 三元复合体系界面张力等值线图 界面张力等值线图或称含盐量图, 在该图上可以确定所选驱油体系与原油间界面张力达
到 10- 3m N / m 量级所需的矿化度范围和表面活性剂浓度范围, 这对于解释驱油效果、推测渗 流机理十分重要。图 3 是不同碱浓度下 P SD-2 体系的界面张力等值线图。当体系不含碱时( 图 3a) , 只在矿化度为 9000- 10000 mg / l、P SD-2 浓度为 0. 15% - 0. 25% 的窄范围内界面张力能 达到 10- 3mN / m 量级。而在 N aO H 浓度为 1. 0% 时( 图 3d) , 在矿化度为 1000- 10000 mg / l、 PSD-2 浓度为 0. 05% - 0. 50% 的宽范围内出现超低界面张力。
第 13 卷第 3 期 第 277- 283 页
油田化学 Oilf ield Chemis try
1 99 6年 9 月2 5日
碱/ 表面活性剂/ 聚合物三元复 合驱方案的设计与优化
李华斌 高树棠 杨振宇 李洪富 陈星宏
( 大庆石油管理局勘探开发研究院采收率室)
摘要 以能与大庆 原油产生超低界 面张力的碱/ 表面活 性剂/ 聚合 物三元复 合驱油体系 为例, 介绍 了三元复合驱方 案的设计与 优化方法 , 包括 化学剂碱、表面活 性剂、聚 合物的筛 选及浓度确 定, 驱 油试 验效果评价, 油层流体的筛选以及油层岩石矿 物组成的优选。
图 4 是大庆油田某三元复合驱油体系某次径向岩芯驱替试验的结果, 三元复合驱在水驱 基础上提高采收率 20% , 含水降低 35% 以上。
表 4 是大庆油田某三元复合体系段塞大小对驱油效果的影响。根据这一组试验的结果, 主 段塞不宜小于 0. 2P V, 也不宜大于 0. 3PV 。表 5 是三元复合体系中表面活性剂浓度对驱油效 率的影响, 可以看出表面活性剂浓度不能低于 0. 25% 。
通过大量岩芯驱替试验求出, 碱和表面活性剂 的损耗量通常小于 1 mg / g 岩石, 聚合物的损耗量 通常小于 40 g/ g 岩石。
图 4 径向岩芯驱 替试验结果
1. 注地层水, 0. 158 m/ d; 2. 注三元复合体系( 1. 25% N aOH + 0. 2%
B-100+ 800 mg/ l 3530S ) , 0. 155 m/ d; 3. 注 800 mg / l 3530S 溶液; 4. 后续注水
图 1 碱/ 表面活性剂( 1. 0% P SD-2) 体 系与大庆脱气 原油间的界面张力 : 碱种类和浓度的影响
1. N a4SiO 4; 2. N aHCO 3; 3. N a2C O3; 4. NaOH 5. 38. 2% N aO H+ 61. 8% N a2CO 3; 6. 61. 8% N aO H+ 38. 2% N a2CO 3;
通氮气除氧后的三元复合体系, 在密闭状态下应保持稳定 180 天以上, 不发生分相或沉 淀。1. 25% N a2CO3 或 N aOH / 0. 1% - 0. 5% B-100/ 400- 1200 m g/ l 1275A 三元复合体系, 当 B-100 浓度≤0. 3% 时都具有长期稳定性。含 1. 25% NaOH 体系的长期稳定性较含 1. 25% N a2CO 3 体系的略差。在 B-100 浓度为 0. 3% 、1275A 浓度为 1200 mg / l 时, 前者只能稳定存在 65 天, 后者可稳定存在 180 天; 在 B-100 浓度为 0. 5% 、1275A 浓度为 1200 m g/ l 时, 前者稳定 存在期只有 1 天, 后者为 18 天。 2. 8 岩芯驱替试验及化学剂损耗量的测定
图 3 N aO H/ P SD-2 体系的界面张力等值线图
图中界面张力数值单位为 10- 3mN / m
2. 5 三元复合体系的相态 经过前三项初选的驱油体系与原油等
体积混合、摇匀, 平衡约 7 天, 考察相态类 型和相体积。能形成最大体积中相微乳液
表 3 能形成 Winsor Ⅲ型的三元复合体系配方 及其与原油间的界面张力
原油为大庆脱气原油, 在 45℃、11. 02 s- 1下粘度为 15- 20 mP a s。 2. 2 碱剂及其浓度筛选
如图 1 所示, 对于大庆油田的三元复合驱, N a2 CO3 、N aO H 和 N a2 CO 3 + N aO H 是较好的 碱剂。浓度为 0. 75% - 1. 7% 的这几种碱( 复碱) 和 1. 0% PSD-2 组成的体系, 与大庆脱气原油 之间的界面张力可达到 10- 3m N / m 量级, N a2CO 3 的最佳浓度为 1. 25% , N aO H 的最佳浓度为 1. 0% 。
序
碱
B-100 1275A 界面张力
号
种类
% ( % ) ( mg /l) ( 10- 3mN/ m)
即 Winsor Ⅲ型 微乳液的体系, 为最佳驱
1
N aO H 1. 25 0. 1 1200
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N aO H 1. 25 0. 2 1200
1. 0 0. 7
油体系。这类体系具有最大的油、Baidu Nhomakorabea增溶参
3
39
0. 7
复合体系配 方及其与原油间 的界面张力
7
N aO H 0. 75 0. 1 1200
7. 0
( 均达到 10- 3mN / m 量级) 。
8
N aO H 0. 75 0. 2 1200
5. 0
9
N aO H 0. 75 0. 5 1200
3. 0
2. 6 三元复合体系的粘度及聚合物浓度
10 Na2CO3 0. 75 0. 1 1200