中原胡状油田油藏埋深2000m左右,油层温度多分布在70—90℃,地层水矿化度高,一般超过1.0×105mg/L,钙镁离子含量在5000—6000mg/L,常规表面活性剂驱油的应用受到很大限制｡
本文报导以天然混合羧酸盐为主的复配表面活性剂体系ZY5,在高温､高矿化度､高钙镁离子条件下,与模拟原油间的界面张力性质及岩心驱油效果｡以ZY5(SD驱油剂)作为表面活性剂组分配制的ASP三元复合驱油体系,在中原胡状油田现场试验中应用,获得了很好的增油减水效果[1]｡
1界面活性
1.1 实验部分
1.1.1 药剂与实验材料
驱油剂ZY5:由混合羧酸盐SCD-O(77%)､非离子表面活性剂+两性表面活性剂(10%)和助剂(13%)配成,曾用名SD驱油剂[1],中原油田采油五厂生产｡
模拟油:70℃时粘度3.4mPa·s,密度0.80g/cm3｡
氯化钠､氯化钙､氯化镁为分析试剂｡
1.1.2 界面张力测定
用Texas-500型旋转滴界面张力仪测定驱油剂溶液与模拟油之间的界面张力,取平衡值｡
1.2 实验结果与讨论
1.2.1 抗盐性能
40℃时浓度2.0g/dL的ZY5水溶液与模拟油之间的界面张力随水溶液中NaCl浓度的变化见图1｡图1实验结果表明,随NaCl浓度增加,油水界面张力逐渐降低,NaCl浓度为6×104mg/L时界面张力达到最低值6.9×10-3mN/m,NaCl浓度继续增加时界面张力略有增加,但在NaCl浓度为1.5× 105mg/L时仍维持在10-2mN/m｡
文献[2]认为,对于阴离子表面活性剂水溶液,盐起着使表面活性剂亲油化的“补偿”作用,引起极性基水化程度减弱,促使其相互聚结或增加其向烃环境的跃迁势和进入油相的潜能｡
1.2.2 抗温性能
NaCl浓度6×104mg/L的2.0g/dLZY5水溶液在不同温度下的界面张力示于图2｡图2实验结果表明,ZY5在40—70℃时有优异的界面活性,油水界面张力保持10-3mN/m,在70—105℃时界面活性良好,油水界面张力维持在10-2mN/m｡
不同浓度的两组ZY5溶液在密闭的充氮气安瓿瓶中,在70℃长达636小时的热老化过程中,油水界面张力变化幅度不大,表现出良好的热稳定性｡实验结果见图3｡
1.2.3 钙镁离子的影响
羧酸盐及其他阴离子表面活性剂可与Ca2+､Mg2+等高价金属离子反应生成沉淀而损失｡图4为40℃时2.0g/dLZY5水溶液与模拟油之间的界面张力随Ca2+浓度的变化｡该实验结果表明,ZY5在Ca2+浓度高达3000mg/L时仍能保持低界面张力｡
图5为40℃时含3000mg/LCa2+的2.0g/dLZY5水溶液与模拟油间的界面张力随NaCl浓度的变化｡当有3000mg/LCa2+存在时,NaCl浓度增加使油水界面张力持续减少,NaCl浓度大于1.0×105mg/L后ZY5又具有了良好的界面活性｡这是由于随着离子强度增大,阴离子表面活性剂的反离子浓度增加,胶束的扩散双电层平均厚度减小,表面活性剂的CMC值降低,胶束化程度提高,促使沉淀的表面活性剂溶解[2]｡
进一步的实验结果表明,在NaCl浓度1.5×105mg/L,Ca2+浓度5000mg/L､Mg2+浓度700mg/L时,2.0g/dLZY5水溶液与模拟油之间的界面张力仍能达到10-2mN/m的低值｡
1.2.4 乳化性能
ZY5在矿化度1.638×105mg/L,Ca2+浓度5000mg/L盐水中的溶液与等体积的模拟油在70℃振荡10小时,各相体积与ZY5浓度的关系见图6｡随ZY5浓度的增大,乳化层体积迅速增大｡这说明在高盐高钙条件下,以混合天然羧酸盐为主的复合表面活性剂ZY5仍具有较强的增溶模拟油的能力｡
2 岩心驱油能力
2.1 实验部分
2.1.1 药剂及实验材料
(1)岩心:胡状油田及桥25块天然岩心｡
(2)配液和驱替用水:胡状油田注入水,矿化度1.1×105mg/L,其中Ca2+2980mg/L,Mg2+875mg/L｡
(3)实验用油:胡状联合站外输原油,70℃时粘度7.04mPa·s｡
(4)天然羧酸盐驱油剂ZY5,中原油田采油五厂生产,见1.1.1节;黄胞胶(XC),美国进口品Flocon4800,600mg/L溶液70℃时粘度7.0mPa·s;Na2CO3,KCl,化学纯或分析纯试剂｡
2.1.2 实验方法
岩心实验程序如下:①将岩心在105℃干燥8小时,准确称量;②抽真空饱和注入水,准确称量,计算孔隙体积;③在70℃下饱和实验原油,原始油饱和度在75%左右,在70℃放置5—7天;④水驱油至岩心出口含水大于95%以上;⑤注入驱油段塞;⑥后续水驱至岩心出口含水100%｡注入流量0.44mL/min｡岩心实验温度70℃｡
2.2 实验结果与讨论
2.2.1 不同驱油剂对比
分别测定了2.0g/dL(2%)ZY5溶液､600mg/L(0.06%)XC溶液及等体积的ZY5+XC混合溶液提高水驱剩余油采收率的效果,结果列于表1(A组)｡
表1A组实验结果表明,注入0.3PV2.0g/dLZY5使水驱采收率提高9.0%,高于相同注入量的600mg/LXC的采收率提高值(3.33%),注入0.3PV2.0g/dLZY5+600mg/LXC更使采收率提高12.77%｡
2.2.2 不同浓度ZY5对比
在渗透率相近的岩心上,0.2PV不同浓度ZY5溶液的驱油结果见表1B组数据｡采收率提高值反而随ZY5浓度的提高而降低,1.0g/dLZY5的驱油效果最好,在水驱基础上采收率提高了22.41%｡
2.2.3 注入量
在渗透率相近的岩心上,不同注入量的2.0g/dLZY5溶液的驱油结果见表1C组数据｡注入量由0.1PV提高到0.3PV时,采收率提高值由8.49%增加到17.46%,注入量进一步提高到0.6PV时,采收率不再提高｡这一组数据说明,注入量小于0.3PV时,增加ZY5注入量才能提高采收率｡
2.2.4 碱对ZY5驱油效果的影响
2.0g/dLZY5溶液与加入1.0g/dL碱(Na2CO3)的2.0g/dLZY5溶液在相同条件下的岩心驱油结果,见表1D组数据｡加碱后ZY5溶液的pH值为10,采收率明显提高,提高幅度达6.44%｡加入的碱可与原油中的石油酸生成表面活性物质,并减少表面活性剂在油砂上的吸附损耗[3],这些因素导致采收率的大幅度提高｡
2.2.5 ZY5+XC三级注入驱油效果
在不同渗透率的3块岩心上进行了驱油剂(2.0g/dLZY5+600mg/LXC)三级注入驱油实验｡水驱后的注入程序如下:0.3PV驱油剂→1PV水→0.3PV驱油剂→1PV水→0.3PV驱油剂→水驱至出口含水100%｡实验结果见表2｡这一组实验结果说明,虽然在化学剂每一级注入后采收率都有所提高,但提高幅度都不大,以致化学剂的有效利用率不高｡这种多级注入方式不是一种有效的方式｡
参考文献:
[1]李干佐,顾强,毛宏志,等.天然混合羧酸盐驱油剂在中原油田的应用[J].油田化学,2000,17(4):346—349,328.
[2]唐善,杨承志.表面活性剂的沉淀损失及其影响因素[A].载:杨承志,韩大匡.化学驱油理论与实践[C]:北京:石油出版社,1996:34—39.
[3]李干佐,陶诚,顾强,等.适用于大庆油田的天然混合羧酸盐ASP驱油体系[J].油田化学,1999,16(4):341—344.
