海上低渗油田耐温耐盐型表面活性剂降压增注技术研究_刘成林.pdf

第52 卷第2 期 当 代 化 工 Vol.52，No.2 2023年2月 Contemporary Chemical Industry February，2023 基金项目基金项目：中国海洋石油集团有限公司重大科技项目，南海东部油田上产 2 000 万吨关键技术研究（项目编号：CNOOC-KJ 135 ZDXM 37 SZ）。收稿日期收稿日期：2021-10-13 作者简介作者简介：刘成林（1977-），男，辽宁省盖县人，工程师，硕士，2004 年毕业于西南石油学院油气田开发专业，研究方向：油气田开发研究。E-mail：。通信作者通信作者：李晓亮（1987-），男，高级工程师，硕士，研究方向：钻采化学品研发。E-mail：。海上低渗油田耐温耐盐型表面活性剂 降压增注技术研究 刘成林1，李晓亮2，任杨1，匡腊梅1，苏延辉2，江安2（1.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东 深圳 518064；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）摘 要：针对南海东部某高温低渗油田，研制了一种以磺酸盐型双子类表面活性剂为主剂的降压增注体系，通过质量分数优选及助剂筛选，确定体系配方为：0.01%磺酸盐型双子类表面活性剂（LF-01）+0.5%乙醇+0.3%正丁醇。体系具有良好的耐温（155）、耐盐性能，可以将储层岩心从强水湿性变为油湿，使水相渗透率得到改善，水驱压力可降低 29.3%，同时对岩心残余油也有明显的驱油效果，残余油饱和度可降低至 25.0%。该体系可以降低目标油田注入压力，提高注水效率，建议开展现场试验。关 键 词：低渗；表面活性剂；降压增注 中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1671-0460（2023）02-0307-05 Research on Depressurization and Injection Increase Technology of Temperature-tolerant and Salt-tolerant Surfactant in Offshore Low Permeability Oilfields LIU Cheng-lin1,LI Xiao-liang2,REN Yang1,KUANG La-mei1,SU Yan-hui2,JIANG An2（1.CNOOC Shenzhen Branch,Shenzhen Guangdong 518064,China;2.CNOOC Ener Tech-Drilling&Production Co.,Tianjin 300452,China）Abstract:For a high-temperature and low-permeability oilfield in the eastern of South China Sea,a pressure-reducing injection system with sulfonate gemini surfactants as the main agent was developed.Through mass fraction optimization and selection of additives,the system formula was determined as follows:0.01%sulfonic acid salt type gemini surfactant(LF-01)+0.5%ethanol+0.3%n-butanol.The system has good temperature resistance(155)and salt resistance.It can change the reservoir core from strong water wetness to oil wetness,improve the water permeability,reduce the water flooding pressure by 29.3%,and reduce residual oil in the core.It also has obvious oil displacement effect,and the residual oil saturation can be reduced to 25.0%.This system can reduce the injection pressure of the target oilfield and improve the water injection efficiency.It is recommended to carry out field tests.Key words:Low permeability;Surfactant;Depressurization and increase injection 低渗油田注水开发普遍存在基质孔喉特征差异大、黏土矿物含量高、强毛细管、水锁效应、注水启动压力大、达不到配注等问题1。南海东部某低渗油田注水层位渗透率普遍低于50 mD且存在非均质性，部分层位黏土矿物含量高，伊蒙混层占比高。参考陆地油田开发经验，应采取合适的降压增注措施，提高注水开发效率。表面活性剂是油田常用化学剂之一，通过改变油层砂岩孔隙表面性质及其与原油间的界面张力，提高水相渗透率2。同时，表活剂吸附在岩石表面后，会排斥其孔隙表面的水，使水膜变薄，增加有效孔径，液滴更容易通过3。大量实践表明，它能有效改善低渗油田注入困难、注入压力上升快等问题，现场应用后降压率可达5%50%4-5。南海东部某油田属于高温油藏，注水层最高温度 155，注水水源为高矿化度地层水（矿化度 35 114 mgL-1），因此，表面活性剂降压增注体系应具备耐温耐盐性能。近年来，国内涉及高温高盐低渗油气藏的开采逐渐增多，开展具备耐温耐盐性能的表面活性剂体系的研发，对此类油气藏的稳产增产具有非常重要的现实意义6-15。本文针对性地选取了一种以磺酸盐型双子类表面活性剂为主剂的体系，优选了使用量及助剂，在室内评价了体系的耐温性能、耐盐性能、对油水相渗的影响、降压效果、驱油性能等。DOI:10.13840/21-1457/tq.2023.02.037 308 当 代 化 工 2023年2月 1 实验器材及材料 实验仪器包括：TX500C 型旋转滴表界面张力仪、多功能岩心驱替实验装置、电子天平、恒温水浴锅、高温滚子炉等。实验材料包括：磺酸盐型双子类表面活性剂（LF-01）；模拟地层水，矿化度为 35 114 mgL-1，其中 Ca2+721 mgL-1、Mg2+1 265 mgL-1、Na+10 147 mgL-1、Cl-19 218 mgL-1、SO42-3 763 mgL-1；现场原油；氯化钠、氯化钾、氯化铵、甲醇、正丁醇、丙三醇、正丙醇、乙醇，分析纯。2 体系研发 2.1 主剂质量分数优选 体系以磺酸盐型双子类表面活性剂（LF-01）为主剂，首先进行主剂质量分数优选评价，使用模拟地层水配制不同质量分数的主剂溶液，界面张力测试方法参照中国石油天然气行业标准表面及界面张力测定方法（SY/T 53702018），采用旋转滴定法开展测试，结果见图 1。图 1 主剂质量分数优选评价实验 Fig.1 Optimal evaluation experiment of main agent mass fraction 药剂质量分数从 0.7%逐渐降低至 0.01%时，界面张力数值基本保持不变，说明其在低质量分数条件下，仍能保持较好的性能，可大幅降低使用量，降低成本。质量分数继续降低，则界面张力值有明显的增加，为保证效果，后续体系研发过程中最低质量分数应不少于 0.01%。2.2 助剂性能评价及优选 磺酸盐型双子类表面活性剂（LF-01）单独使用，可以使界面张力降低至 10-2数量级，但仍然需要进一步降低界面张力，首先选择成本较低的不同种类无机盐（氯化钠、氯化钾、氯化铵）与主剂配制不同质量分数地层水溶液，评价其油水界面张力随质量分数变化规律，结果见图 2。图 2 不同质量分数无机盐对油水界面张力影响 Fig.2 Effect of different mass fractions of inorganic salts on oil-water interfacial tension 由图 2 可知，3 种盐类的加入对主剂未起到降低油水界面张力的作用，数值基本维持稳定。分析原因，主要是模拟地层水中已经有足够量盐类，已经发挥了相应效果，增加盐类不会带来额外的收益。因此，本研究项目降压增注体系中不推荐添加盐类助剂。考虑加入醇类来进一步降低界面张力，配制 5 种常用醇类（甲醇、正丁醇、丙三醇、正丙醇、乙醇）不同质量分数的模拟地层水溶液，进行界面张力测试，评价其油水界面张力变化规律，结果见图 3。图 3 不同质量分数醇类油水界面张力测试结果 Fig.3 Test results of oil-water interfacial tension of alcohols with different mass fractions 由图 3 可知，正丁醇和乙醇的油水界面张力的数值较低，故选择正丁醇和乙醇进行进一步研究。正丁醇和乙醇质量分数 0.5%时可达较低界面张力，继续将乙醇和正丁醇混合加入主剂中并确定最佳用量组合，结果见图 4。第 52 卷第 2 期 刘成林，等：海上低渗油田耐温耐盐型表面活性剂降压增注技术研究 309 图 4 不同质量分数正丁醇和乙醇组合后油水界面张力测试结果 Fig.4 Test results of oil-water interfacial tension after the combination of n-butanol and ethanol with different mass fractions 由图 4 可知，在 0.5%乙醇和 0.3%正丁醇这一配比下，体系可达到较低界面张力（10-3数量级），因此，本次体系配方采用此种配比。综上，确定体系配方为：0.01%磺酸盐型双子类表面活性剂（LF-01）+0.5%乙醇+0.3%正丁醇。3 体系性能评价 3.1 耐盐性能评价 配制的模拟地层水矿化度为 35 114 mgL-1，是模拟的水源水矿化度，由于注水层位不同，注入层地层水的矿化度最低在 5 000 mgL-1左右，因此，配制了不同矿化度的模拟水，考察体系油水界面张力随矿化度的变化情况，结果见表 1。表 1 不同矿化度条件下油水界面张力实验结果 Table 1 Experimental results of oil-water interfacial tension under different salinity conditions 矿化度/(104mgL-1)油水界面张力/(mNm-1)0.5 0.010 37 1.0 0.009 21 1.5 0.008 84 2.0 0.008 66 2.5 0.007 91 3.0 0.007 13 3.5 0.006 98 由表 1 可知，体系随着矿化度的升高，界面张力逐渐降低，这是因为随着矿化度升高，表面活性剂分子逐渐从水相分散到油相，无机盐离子对离子的电荷起到屏蔽作用，扩散双电层的厚度被压缩，同时，还对亲水基周围水化膜起到破坏作用，其亲水性被抑制，表面活性剂更易于在界面层吸附，发挥作用16-17。在目标油田矿化度区间内，体系始终保持了良好的性能，可以满足耐盐性能的使用要求。3.2 耐温性能评价 目标油田注水层位最高温度为 155，因此对体系的耐温性能提出了较高的要求，测试了体系在25155 条件下的界面张力，结果见表 2。表 2 不同温度条件下油水界面张力实验结果 Table 2 Experimental results of oil-water interfacial tension at different temperature