一种用于高凝油油藏的复合驱油体系及其制备和应用的制作方法

1.本发明涉及油藏开采领域，具体的说，本发明涉及一种用于高凝油油藏的复合驱油体系及其制备和应用。


背景技术：

2.随着世界经济的发展，石油的社会需求量不断增加，而石油储量不断减少。石油作为不可再生的资源正变得越来越宝贵。面临的问题有：(1)供需矛盾突出，石油需求量越大越大，新油田越来越少；(2)枯竭油藏中还剩留有大量原油。一次采油(por)可采出10-25％地下原油，二次采油(sor)可采出15-25％地下原油，即一次采油和二次采油只采出25-50％地下原油。为了保证石油长期稳定供应、满足人类的需求，必须研究和发展提高石油采收率技术，三次采油(eor)通过强化采油措施，可使原油采收率再提高6-20％，甚至更多。
3.近年来，稀油油藏的聚合物驱、表面活性剂驱和复合驱等技术都取得了令人瞩目的成就，技术水平也日趋成熟。聚合物驱油技术以其独特的以提高波及效率为主、以提高洗油效率为辅的驱油机理，可使采收率在水驱的基础上再提高10％以上。但聚合物驱后仍有大量原油残留于地层中，尤其是残留于中、低渗透层中。所以目前复合驱成为研究的重点。
4.稀油油藏的三元复合驱可在水驱的基础上提高采收率20％左右，且大庆油田已开展了大规模矿场试验；但是现有的三元复合驱油体系中，含有高浓度的碱，如氢氧化钠、碳酸钠等，如：文献cn1439689a中公开的一种碱-混合表面活性剂-聚合物的三元复合驱油体系及应用。在使用过程中，高浓度的碱不但对地层和油井等带来巨大的伤害，设备和管道腐蚀严重，在维修、维护上花费大量资金；而且由于过量的碱会严重降低聚合物的粘度和粘弹性，为达到所需的粘度只得大大提高聚合物的使用浓度，使得采油综合成本提高。最后由于高浓度碱的加入，采出液乳化严重，导致采出液处理很难达到标准要求。
5.目前关于稀油油藏化学驱研究的论文及专利较多且较成熟，但高凝油作为一种特殊性质的油品，具有凝固点高、含蜡量高的特点，与稀油的油品性质截然不同，对化学驱要求也不同。关于高凝油油藏提高采收率的复合体系研究较少，所以寻求一种在低碱、地层条件下结构稳定，并能与原油形成超低界面张力，有效提高高凝油油藏采收率的低浓度弱碱复合体系是目前当务之急。


技术实现要素：

6.本发明的一个目的在于寻找适用于高凝油油藏的提高采收率的复合驱油体系以及解决高浓度的碱对地层和油井带来的腐蚀和结垢伤害的问题，从而提供一种可大幅度提高高凝油油藏采收率的复合驱油体系；该驱油体系用于驱油过程中具有弱碱、使用浓度低，驱油效率高等特点；
7.本发明的另一目的在于提供所述的驱油体系的制备方法；
8.本发明的再一目的在于提供一种驱油体系的注入方法。
9.为达上述目的，一方面，本发明提供了一种用于高凝油油藏的复合驱油体系，其
中，所述驱油体系以重量份计包括如下组分：0.05-0.3份的阴离子表面活性剂、0.1-0.2份的聚合物、0.05-0.2份的碳酸钠、以及99.3-99.8份水。
10.根据本发明一些具体实施方案，其中，所述聚合物为聚丙烯酰胺。
11.根据本发明一些具体实施方案，其中，所述聚丙烯酰胺的分子量为粘均分子量为1900-2200万，水解度为23％-27％。
12.根据本发明一些具体实施方案，其中，所述阴离子表面活性剂为石油磺酸盐类表面活性剂。
13.根据本发明一些具体实施方案，其中，所述改性石油磺酸盐类表面活性剂有效成分为r-ph-so3z；其中r为碳原子数为1-16的烷基，ph表示亚苯基，z为na或k。
14.根据本发明一些具体实施方案，其中，r为碳原子数为1-16的直链或支链烷基。
15.根据本发明一些具体实施方案，其中，r为甲基、乙基、丙基(正丙基、异丙基)、丁基(正丁基、异丁基、叔丁基)、戊基(正戊基、异戊基、新戊基、叔戊基)、己基、庚基、辛基、壬基、癸基、十一烷基、十二烷基、十三烷基、十四烷基、十五烷基或十六烷基。
16.根据本发明一些具体实施方案，其中，所述改性石油磺酸盐表面活性剂制备方法包括：以辽河减三线油、辽河抽出油和辽河减二线油作为主原料，在70-78℃(优选75℃)下与so3进行磺化反应，主原料和so3反应摩尔比为1:(1.10～1.20)；其中，以主原料总质量为100％计，辽河减三线油质量百分比用量为70-75％，辽河抽出油质量百分比用量为10-15％，辽河减二线油质量百分比用量为10-15％。
17.根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明上述方法得到改性石油磺酸盐表面活性剂为结构式r-ph-so3z的一种或多种不同化合物的混合物。
18.根据本发明一些具体实施方案，其中，辽河减三线油中芳烃含量大于28％；辽河抽出油中芳烃含量大于50％；辽河减二线油中芳烃含量大于30％。
19.根据本发明一些具体实施方案，其中，辽河减三线油中芳烃含量为28-40％；辽河抽出油中芳烃含量为50-60％；辽河减二线油中芳烃含量为30-40％。
20.根据本发明一些具体实施方案，其中，所述水为回注水。
21.另一方面，本发明还提供了所述的驱油体系的制备方法，其中，所述方法包括如下步骤：
22.(1)将聚合物配制成聚合物水溶液；
23.(2)将阴离子表面活性剂配制成阴离子表面活性剂水溶液；
24.(3)将碳酸钠配制成碳酸钠水溶液；
25.(4)将所述的聚合物水溶液、阴离子表面活性剂水溶液、碳酸钠水溶液和剩余的水混合均匀既得。
26.根据本发明一些具体实施方案，其中，所述方法包括如下步骤：
27.(1)将聚合物配制成浓度为0.3-0.5wt％的聚合物水溶液；
28.(2)将阴离子表面活性剂配制成浓度为0.5-1.0wt％的阴离子表面活性剂水溶液；
29.(3)将碳酸钠配制成浓度为2.0-5.0wt％的碳酸钠水溶液；
30.(4)将所述的聚合物水溶液、阴离子表面活性剂水溶液、碳酸钠水溶液和剩余的水混合后搅拌2-3h既得。
31.再一方面，本发明还提供了一种驱油体系的注入方法，其中，所述注入方法包括如
下步骤：
32.(1)向地下含油层注入前置聚合物水溶液作为前置段塞；
33.(2)注入本发明任意一项所述的驱油体系作为主段塞；
34.(3)注入后置聚合物水溶液作为保护段塞。
35.根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)的前置聚合物水溶液的注入体积用量占地层中总孔隙体积的10-20％。
36.根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)的驱油体系注入体积用量占地层中总孔隙体积的50-70％。
37.根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(3)的前置聚合物水溶液的注入体积用量占地层中总孔隙体积的10-20％。
38.根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)的前置聚合物水溶液和步骤(3)的后置聚合物水溶液各自独立的选自聚合物浓度为0.2-0.3wt％的聚合物水溶液。
39.根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)的前置聚合物水溶液和步骤(3)的后置聚合物水溶液的粘度各自独立为100-200mpa
·
s。
40.根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)的前置聚合物水溶液和步骤(3)的后置聚合物水溶液的聚合物各自独立为分子量为2000万、水解度为23-27％的部分水解聚丙烯酰胺。
41.综上所述，本发明提供了一种用于高凝油油藏的复合驱油体系及其制备和应用。
42.本发明的体系具有如下优点：
43.1、复合驱油体系对高凝油适用性强，高凝油含蜡量在20-40wt％，复合体系均可降低油水界面张力至超低；
44.2、由于大幅降低了碱的用量，减轻了设备的腐蚀及减少了结垢对地层的堵塞；同时采出液的乳化程度降低，处理也较为容易。
45.3、由于大幅降低了碱的用量，复合体系保证了较高黏度，有效的扩大了波及体积。
46.4、复合体系中的表面活性剂可与碱产生协同作用，可大幅度降低油水界面张力，产生较强的乳化作用，有效的提高了驱油效率。
47.5、复合驱油体系与油藏配伍性好，对储层无伤害、无污染。
附图说明
48.图1为不同碱浓度对储层渗透率的影响。
49.图2为本发明的驱油体系驱油能力曲线。
50.图3为表面活性剂制备实施例所制备的改性石油磺酸盐类表面活性剂1的红外图。
51.图4为表面活性剂制备实施例所制备的改性石油磺酸盐类表面活性剂1的h-nmr图。
具体实施方式
52.以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
53.表面活性剂制备实施例：不同条件下表活剂制备及性能
54.根据不同配比，合成不同条件改性石油磺酸盐阴离子表活剂：
55.①
辽河减三线油72.5％ 辽河抽出油12.5％ 辽河减二线油15％作为主原料在75℃下与so3进行磺化反应，主原料和so3反应摩尔比为1:1.20，反应结束后，用naoh溶液中和表活剂溶液ph值至8.5左右，得到改性石油磺酸盐类表面活性剂1；其红外如图3所示，h-nmr如图4所示；
56.②
辽河减三线油70％ 辽河抽出油15％ 辽河减二线油15％作为主原料在70℃下与so3进行磺化反应，主原料和so3反应摩尔比为1:1.10，反应结束后，用naoh溶液中和表活剂溶液ph值至8.5左右；得到改性石油磺酸盐类表面活性剂2；红外和氢谱图与改性石油磺酸盐类表面活性剂1相似(为节省篇幅，未附上相应图谱)；
57.③
辽河减三线油75％ 辽河抽出油10％ 辽河减二线油15％作为主原料在75℃下与so3进行磺化反应，主原料和so3反应摩尔比为1:1.10，反应结束后，用naoh溶液中和表活剂溶液ph值至8.5左右；得到改性石油磺酸盐类表面活性剂3；红外和氢谱图与改性石油磺酸盐类表面活性剂1相似(为节省篇幅，未附上相应图谱)；
58.上述改性石油磺酸盐阴离子表活剂1至3 0.20wt％，分别与0.20wt％碳酸钠和99.4wt％辽河油田沈84-安12块回注水均匀混合，70℃搅拌2小时，得到所需的复合表活剂体系1至3。在温度70℃、矿化度3121mg/l的水中该组合物与沈84-安12块脱水原油之间形成0.0026-0.0068mn/m的超低界面张力。界面张力由tx500c型旋转滴界面张力仪测定，结果如表1所示。
59.表1复合表活剂体系-高凝油界面张力
[0060][0061][0062]
实施例1：系列低浓度弱碱复合驱油体系配制
[0063]
配制实验用回注水，配制水的离子含量见表2。将聚丙烯酰胺0.20wt％(分子量为2020万、水解度23.7％)、改性石油磺酸盐阴离子表活剂0.20wt％(即表面活性剂制备实施例得到的改性石油磺酸盐类表面活性剂1、2和3)、0.20wt％碳酸钠和99.4wt％辽河油田沈84-安12块回注水均匀混合，70℃搅拌2小时，分别得到所需的复合驱油体系。并按照标准sy/t6424-2014《复合驱油体系性能测试方法》将配制的复合驱油体系进行表观粘度、界面张力的测试、以及实施例2-9的测试。结果表明，本发明的改性石油磺酸盐类表面活性剂1、2和3配制的复合驱油体系均能达到优异的效果。
[0064]
表2回注水的离子含量
[0065]
[0066]
实施例2：改性石油磺酸盐与现有产品性能对比
[0067]
按照实施例1配制复合驱油体系，并与现有产品在相同条件下进行对比。针对高凝油油藏s84(含蜡量36.4％，凝固点48℃，油藏温度70℃)，改性石油磺酸盐驱油体系在碱浓度为0.20％条件下与沈84-安12块脱水原油之间形成0.0043mn/m的超低界面张力，现有产品界面张力在0.089-1.25mn/m之间。界面张力由tx500c型旋转滴界面张力仪测定，结果如表3所示。
[0068]
表3复合驱油体系-不同含蜡量高凝油界面张力
[0069][0070]
实施例3：低浓度弱碱复合复合驱油体系降低不同蜡含量高凝油界面张力
[0071]
按照实施例1配制复合驱油体系。以复合表活剂1的驱油体系为例，该复合驱油体系与不同蜡含量(18.3-36.7％)的高凝油油井脱水原油形成的界面张力均可达10-3
mn/m数量级。界面张力由tx500c型旋转滴界面张力仪测定，结果如表4所示。
[0072]
表4复合驱油体系-不同含蜡量高凝油界面张力
[0073][0074]
实施例4：复合驱油体系适用碱浓度范围
[0075]
按照实施例1提供方法配制一系列不同复合驱油体系。以复合表活剂1的驱油体系为例，该复合驱油体系在聚合物含量为0、表活剂含量0.05wt％条件下，碳酸钠浓度仅为0.05wt％界面张力就可达10-3
mn/m数量级。在聚合物含量为0.10wt％、表活剂含量0.20wt％条件下，碳酸钠浓度仅为0.10wt％界面张力就可达10-3
mn/m数量级。在聚合物含量为0.20wt％、表活剂含量0.20wt％条件下，碳酸钠浓度仅为0.20wt％界面张力就可达10-3
mn/m数量级。表面活性剂含量为0，聚合物含量为0.20wt％、碳酸钠含量0.40wt％条件下，界面张力仅仅能达到10-1
mn/m数量级。界面张力由tx500c型旋转滴界面张力仪测定，结果如表5所示。
[0076]
表5复合驱油体系-不同碱含量界面张力
[0077][0078][0079]
实施例5：不同碱浓度对储层渗透率影响
[0080]
按照实施例1提供方法配制一系列复合复合驱油体系。以复合表活剂1的驱油体系为例，取一块沈84-安12块天然岩心(长度约为7.80厘米，直径为2.5厘米)，先以0.30ml/min速度驱替回注水(离子含量见表2)，测定水相渗透率。然后按照碱浓度从低到高的顺序，采用相同驱替速度，依次驱替10-15倍岩样孔隙倍数的碱液，静置12h。然后再用相同浓度的碱液继续驱替，测定液相渗透率。根据图1结果：碳酸钠浓度为0.10wt％，储层渗透率为原渗透率91.3％；碳酸钠浓度为0.20wt％，储层渗透率为原渗透率为81.1％；碳酸钠浓度为0.40wt％，储层渗透率为原渗透率63.7％。
[0081]
实施例6：不同碱浓度对复合体系粘度影响
[0082]
按照实施例1配制复合驱油体系。以复合表活剂1的驱油体系为例，该复合驱油体系在聚合物含量为0.20wt％、表活剂含量0.20wt％条件下，碳酸钠浓度为0时，复合体系粘度为112mpa
·
s.，随着碳酸钠浓度升高，复合体系粘度逐渐降低；聚合物含量为0.20wt％、表活剂含量0.20wt％条件下，碳酸钠浓度为1.20wt％时，复合体系粘度为54.5mpa
·
s，如表6所示。
[0083]
表6复合驱油体系-不同碱含量体系粘度
[0084][0085]
实施例7：前置段塞配制
[0086]
配制实验用回注水，配制水的离子含量见表2。将聚丙烯酰胺(分子量为2000万，水解度为23.7％)0.20wt％和99.7wt％辽河油田沈84-安12块回注水均匀混合，搅拌2小时，得到所需的复合驱油体系。在温度70℃、矿化度3121mg/l的水中，测得此组合物的表观粘度为234.5mpa
·
s，表观粘度由brookfieldⅱ型粘度计测定。
[0087]
实施例8：保护段塞配制
[0088]
配制实验用回注水，配制水的离子含量见表2。将聚丙烯酰胺(分子量为2000万，水解度为23.7％)0.10wt％和99.9wt％辽河油田沈84-安12块回注水均匀混合，搅拌2小时，得到所需的复合驱油体系。在温度70℃、矿化度3121mg/l的水中，测得此组合物的表观粘度为54.7mpa
·
s，表观粘度由brookfieldⅱ型粘度计测定。
[0089]
实施例9：复合驱油体系段塞组合驱油能力
[0090]
先以辽河沈84-安12块回注水将岩心(长度为30厘米，直径为2.5厘米，渗透率为890/400/100md)饱和，然后以辽河沈84-安12块原油进行饱和，于70℃恒温下进行模拟驱油试验:以0.30ml/min速度先水驱至含水98％，测得水驱提高原油采收率49.7％，再转注0.10pv前置段塞，后0.80pv实施例1制备的复合表活剂1的驱油体系，继续注入0.10pv的保护段塞，最后后续水驱至含水98％，根据图2曲线测得在水驱基础上可以再提高原油采收率32.7％。