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大港油田X油藏地层温度104℃,地层水总矿化度25571.53mg/L,原油黏度为9..42mPa·s,目前油井产水率96.7%,长期注水开发,优势通道发育,油藏非均质性较强,属于高温高盐非均质油藏。常规的化学驱油技术在此类油藏的应用有较大的局限性,本文以X油藏为例,提出了一种适用于高温高盐非均质油藏的新型提高采收率技术——表面活性剂原位乳化驱油技术。首先经过室内性能评价实验,筛选出了适用于X油藏的乳化型表面活性剂HC-2体系,该体系在油藏条件下老化90d后,仍可将X油藏油水界面张力降低至1 0-2mN/m,与其初始状态降低油水界面张力性能相差不大,具有良好的长期稳定性。考察了表面活性剂HC-2体系在油藏条件下的乳化性能,结果表明,当水油比小于7:3时,该体系均可使油水两相发生乳化,形成较高黏度的W/O型乳状液,且随着水油比的增加,乳液黏度先增大后减小,其中,水油比为7:3时,乳液黏度达到最大,增黏率为420%;在不同的剪切速率下,表面活性剂HC-2可将油水两相乳化为W/O型乳状液,且剪切速率越大,乳液黏度越高。表面活性剂HC-2体系同时具有良好的润湿性改善能力,对于水湿载玻片,可进一步加强其亲水性,而对于油湿载玻片,可使其发生润湿反转现象,由亲油变为亲水。表面活性剂HC-2体系的静态吸附实验表明,该体系在地层砂上的静态吸附量随着浓度的增加呈现先增大后稳定的趋势,饱和吸附量为1.78mg/g。表面活性剂原位乳化驱油实验表明,表面活性剂HC-2体系可在岩心内原位乳化形成W/O型乳状液,其最佳注入速度为0.3mL/min,最佳注入量为0.5PV。在水驱至含水率98%时,按照最佳注入参数在天然岩心中进行表面活性剂原位乳化驱油,可提高原油采收率27.2%。在非均质条件下,随着渗透率级差的增大,表面活性剂原位乳化提高采收率值先增大后减小,其中在渗透率级差小于7.5时,原位乳化驱油可以有效的启动低渗层,改善油藏非均质性,提高原油采收率。三层非均质岩心驱油实验表明,在降低油水界面张力性能相近的情形下,表面活性剂体系的原位乳化能力越强,驱油效率越高。由表面活性剂核磁共振驱油和原位乳化微观驱油实验可知,表面活性剂原位乳化驱油机理包括两大方面:(1)通过原位乳化形成高黏度的W/O型乳状液来提高驱替相的流度控制能力,增大波及体积,改善油藏非均质性;(2)通过降低油水界面张力和改善润湿性来增强微观洗油效率。本研究形成了一种适合X油藏高温高盐环境的表面活性剂体系,并对表面活性剂原位乳化驱油技术的驱油效率以及驱油机理进行了室内研究。研究的结果对完善表面活性剂原位乳化驱油理论具有重要意义,同时可为表面活性剂原位乳化驱油技术的现场应用提供参考。