低渗透油田活性水驱油室内实验研究

低渗透油田活性水驱油室内实验研究

0受相界面的作用强烈注水开发是低渗透油藏的主要开采方法之一。低渗透油藏的孔隙细小,结构复杂,流体在其中渗流时,受相界面的作用强烈。研究表明,用表面活性剂配制的活性水溶液,能够大幅度降低油水界面张力,改善岩石的润湿性,降低注水压力,从而提高原油采收率和油藏的开采速度笔者筛选出适合低渗透油藏开发的表面活性剂,配制成活性水溶液,选取龙虎泡油田进行了活性水驱油室内实验研究。1试验条件1.1实验用水及岩心实验用表面活性剂分别为烷基多苷、油酸钠、十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠;实验用原油为龙虎泡油田脱水脱气原油,在65℃条件下测定原油黏度为10.827mPa·s;实验用水为龙虎泡油田地层水;实验用岩心为龙虎泡油田龙143井天然岩心;实验用表面张力测定仪器为美国Texas-500型旋滴界面张力仪。1.2活性水驱油室内实验研究表1为清水配制的活性水/原油体系界面张力,表面活性剂质量浓度为0.3%。从表1可以看出,活性水溶液/原油体系中,烷基多苷和十二烷基苯磺酸钠配制的油水体系界面张力较低,因此,选取烷基多苷和十二烷基苯磺酸钠为表面活性剂进行活性水驱油室内实验研究。分别用烷基多苷、十二烷基苯磺酸钠与龙虎泡油田污水配制浓度为0.3%的溶液,用分光光度计在450nm下测定其吸光度,然后每隔一段时间测定一次吸光度,如果表面活性剂与地层水不配伍,则溶液中会有沉淀或浑浊物出现,吸光度也会显著增加,实验结果见表2。从表2可以看出,表面活性剂溶液的吸光度没有明显增加,说明烷基多苷、十二烷基苯磺酸钠与龙虎泡油田地层水基本上是配伍的。2岩心饱和水测试在实验温度为65℃条件下进行烷基多苷、十二烷基苯磺酸钠活性水驱油实验,步骤如下:(1)测定岩心孔隙度、渗透率。(2)将岩心饱和水后装入岩心夹持器内,恒温至地层温度为65℃。(3)向岩心内注入油,进行油驱水,直至出口端无水为止,测定束缚水饱和度(S(4)在恒速下注入水,进行水驱油实验。(5)将岩心重新饱和油后,按上述实验过程注入活性水,再根据活性水注入浓度,直至出口端无油为止。在此过程中,记录产水量、产液量及压力、注入时间,再按不同注入量、注入时机等要求进行驱油实验。3结果与分析3.1采收率和启动压力对参数影响时,各烷基多苷、十二烷基苯磺酸钠驱油实验结果见表3。从表3可以看出,与水驱对比,采用烷基多苷和十二烷基苯磺酸钠活性水驱(浓度均为0.3%),其采收率分别提高了4.58%和16.6%,启动压力分别降低了34.9%和49.1%。活性水可提高水驱的开发效果,这主要是因为活性水降低了油水界面张力,改善了岩石的润湿性,减少了水驱油的阻力,使得油水两相相对渗透率升高,最终提高了水驱采收率。从实验数据看,十二烷基苯磺酸钠活性水溶液驱油效果好,启动压力降低幅度大。因此,在后续的实验中采用十二烷基苯磺酸钠作为表面活性剂进行驱油实验。3.2对活动水驱油的影响因素的分析3.2.1水驱速度和含水率水驱速度对采收率、含水率的影响分别见图1和图2。由图1可见,水驱速度增加,采收率增加,当速度为1.0mL/min时,水驱采收率最高,为48.6%,之后随着水驱速度增加,采收率下降。由图2可见,水驱速度增加,含水率降低,水突破时间增加,当速度为0.5mL/min时,含水率增加,水突破时间减少,水驱速度为1.0mL/min和1.5mL/min时,与含水率曲线基本重合。因此,当水驱速度较低时,其对含水率影响较大,当水驱速度高时,则对含水率影响不大。由于速敏的影响,注水速度对低渗透储层渗流能力存在一定的伤害,随着地层水的流速增加,低渗透储层的渗透率下降,当注入速度过大时,就会造成储层渗流能力大幅度降低,并不可恢复,因此,在注水过程中,要合理控制注水速度,以减少速敏带来的低渗透储层伤害。实验结果表明,对龙虎泡油田,活性水驱最佳注入速度为1.0mL/min。3.2.2活性水注入量对驱油效果的影响当活性水浓度为0.3%时,注入量对采收率的影响见图3。从图3可以看出,随着活性水注入量的增加,采收率也相应增加。当注入量为0.3PV时,采收率达到最大,随着注入量的进一步增加,采收率则逐渐降低。因此,最佳活性水注入量应为0.3PV。3.2.3注入压力降低的幅度对于水驱、活性水驱压力变化规律,常采用压力比的概念,压力比即为水驱(或活性水驱)后含水98%时的注入压力与启动压力的比值,压力比越低,说明油水界面张力降低幅度越大,注入压力降低的幅度也越大。在注入量为0.3PV的条件下,活性水浓度对采收率、压力比、含水率的影响见图4、图5。由图4可见,随着活性水浓度的增加,压力比下降,采收率增加,当浓度为0.3%时,压力比降到最低,此时采收率达到最大,随着浓度的进一步增加,压力比逐渐上升,采收率随之下降。由图5可见,随着活性水浓度的增加,含水率降低,当浓度超过0.1%后,浓度增加,含水率上升,但含水率随着浓度的变化不明显,即活性水浓度对含水率变化的影响很小。因此,降低油水界面张力的最佳活性水浓度为0.3%。3.2.4活性水注入时机对驱油效果的影响在注水过程中,由于受地层水稀释,活性水的浓度会逐渐降低,影响开发效果,因此,在实验中选取0.3%,0.5%和0.8%这3种浓度活性水,分别进行注入时机对驱油效果的影响研究,实验结果见图6。从图6可以看出,在开发初期,当活性水浓度为0.3%时,采收率提高量最大,随着含水率增加,采收率提高量降低,在含水率大于70%以后,降低幅度更为明显;而在同样含水率条件下,活性水浓度增加,采收率提高量增大。这是由于随着含水率的上升,活性水的浓度降低,此时提高活性水浓度注入地层,稀释后活性水浓度达到了降低油水界面张力的最佳浓度。因此,当含水率较高时,应适当提高活性水浓度以保持开发效果。4二烷基苯磺酸钠(1)通过活性水与地层水的配伍性研究及驱油效果实验,筛选出适合龙虎泡油田的表面活性剂为十二烷基