杏南油田表面活性剂降压增注技术研究

发布时间：2020-02-13 11:04

【摘要】：杏南油田TB区块为典型的低渗透砂岩储层,具有低孔低渗、非均质性严重和储层敏感性强等特点。在注水开发过程中,出现了注水井注水压力上升快、生产井压力和产量下降快等问题,传统的低渗透油藏开发措施都具有各种缺陷,如酸化和压裂的有效期短而且对地层损害相对较大。室内和矿场实践表明,在低渗透油藏中应用表面活性剂驱可以显著降低注入压力和增加注水量。因此,有必要开展杏南油田表面活性剂降压增注技术研究,以改善油藏驱替效果,达到提高原油采收率的目的。本文针对杏南油田TB区块低渗透油藏的储层物性,通过测定油水界面张力等办法,优选了石油磺酸盐主剂的使用浓度;为了提高降压增注效果,在35种表面活性剂中筛选出了适合与主剂复配的表面活性剂,并且筛选了各种助剂,研制出了杏南油田表面活性剂降压增注配方体系,评价了其稳定性、配伍性等性能。室内开展了天然岩心表面活性剂降压增注模拟实验,验证了表面活性剂体系降压增注效果;同时研究了注入浓度、注入体积、注入速度、表面活性剂段塞大小以及注入段塞组合对低渗透天然岩心降压增注的影响规律,评价了表面活性剂降压增注体系降压有效期。实验结果表明:表面活性剂降压增注体系最终配方为:1.5%WC-1+0.9%6501+0.5%YC-1+0.3%ZS-2+0.5%NaCl,最佳注入浓度为0.5%,体积比为1:1:1:1:1,与原油间的界面张力为8.61×10-3mN/m;最佳注入量为0.5PV,最佳段塞组合为0.25PV+0.15PV+0.10PV,降压有效期为17.67PV。在最佳注入参数组合条件下,天然岩心驱替过程中的降压率为18.73%。在杏南油田TB区块现场,研制的表面活性剂体系应用了8口井,试验结果表明,平均单井日注水量由18m3上升到28m3,增加10m3,平均单井注入压力由14.2MPa下降到13.1MPa,下降1.1MPa,现场试验取得了良好的降压增注效果。
【图文】：

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界面张力作为主要评价指标，结合低渗透油藏特征，确定出了表面活性剂则如下[45]：1）表面活性剂的分子量不宜太大，而且必须能够满足注入要求和不堵塞面活性剂体系的使用浓度也不太大；2）为了达到目标油藏地层水矿化度的要求，表面活性剂要具有耐盐性，水中离子发生反应后失活或产生沉淀堵塞地层；3）表面活性剂要有较好的稳定性，能够满足在目标油藏地层温度条件下动时可以较长时间地稳定存在，从而增加驱替有效期；4）表面活性剂在地层中的吸附量要尽量小，吸附损失越小则降压增注效5）成本要尽可能低。验方法实验样品验所用原油为杏南油田 TB 区块的脱水原油，实验用水为杏南油田 TB 区表面活性剂为杏南油田石油磺酸盐，见图 2.1。

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图 2.2 旋转滴界面张力仪 TX-500D旋转滴界面张力仪 TX-500D 是基于美国科诺专业技术的经典型界面张力仪，采用本系列界面张力仪可以实现低/超低界面张力值的分析，广泛应用于日化用品、油田三采微乳、表面活性剂等行业。2.2.3 实验步骤利用 TX-500D 界面张力仪测试原油与表面活性剂之间界面张力的测试步骤如下：（1）打开仪器上的样品测试管压帽，将样品测试管取出后，再旋紧压帽；（2）打开电动机开关，将界面张力仪温度设置到地层温度 50℃，转速调节到 2000启动旋转，，待温度实时示数达到 50℃后，停止旋转；（3）用蒸馏水清洗试样品测试管内外，然后擦净样品测试管内外表面；（4）将一定浓度的表面活性剂溶液注入样品测试管中，再注入内相油滴（约 2μL）旋紧测试管压帽（保证没有空气进入），调节转速为 5000r/min，开始旋转，当油滴长度和直径比大于 4 时，开始记录界面张力值，得到界面张力随时间的变化曲线，待界面张力稳定停止记录，停止旋转，最后稳定界面张力值为实测的界面张力值；（5）重复步骤（3）和（4）测量待测的表面活性剂溶液与原油之间的界面张力；
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2017
【分类号】：TE357.46

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