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SD驱油剂体系研究及现场应用

摘要：

SD驱油体系是以天然羧酸盐为主剂复合其它多种表面活性剂及助剂而成的表面活性剂驱油体系。

体系具有较强的抗温、抗盐及抗Ca2+、Mg2+能力并具有良好的热稳定性能，在温度105℃以下、盐度（NaCl）15×104时仍具有较高的界面活性。

与国内其它同类表面活性剂驱油体系相比，SD驱油体系具有更强的抗Ca2+、Mg2+能力。

大量的物理模拟驱油实验表明：

SD驱油体系能够有效提高高含水油藏的剩余油采收率，（在含水大于95%的情况下SD驱油剂平均提高采收率12.44%）适合于在条件比较苛刻“三高”油藏（高温、高盐、高钙、镁离子）进行三次采油提高采收率的试验。

通过现场近几年的小规模试验取得了良好的效果。

主题词：

SD驱油剂界面张力“三高”油藏采收率物理模拟驱油实验现场应用

1前言

表面活性剂/聚合物驱是三次采油中被广泛采用的一种提高采收率技术。

国内外从七十年代开始对此项技术进行了研究，目前已形成门类众多的表面活性剂/聚合物驱油技术。

表面活性剂/聚合物驱面临的主要问题之一是驱油体系随温度、矿化度（尤其是Ca2+Mg2+）升高，活性急剧降低。

现有的驱油体系大多只能适用于低温、低矿化度油藏。

胡状油田位于东濮凹陷西斜坡第二断阶带上,油藏类型多,油水关系复杂,储集层变化大,主要特点:

（1）断块发育,且一半以上的储量分布在小于0.3KM2的断块中;

（2）油藏埋深2000m左右,油层温度多分布在70-90℃;（3）地层水矿化度高,一般超过10×104mg/L,Ca2+、Mg2+5000-6000mg/L。

经过近十年的注水开发,综合含水已达85%以上,部分区块超过90%,采出程度只有16%,三大矛盾十分突出,油井含水量水高，产能低，开发难度越来越大,使常规表面活性剂/聚合物驱的应用受到很大限制。

1995年中原油田采油五厂针对胡状油田的特点，引进了山东大学“八五”期间研制的SD驱油剂，结合胡状油田的特点，对配方进行了调整，生产了适合胡状油田地层特点的天然羧酸盐驱油剂SD。

SD驱油剂不仅具有高的表面活性，而且具有较强的抗温、抗盐能力。

通过降低油水界面张力,改善地层岩石表面润湿性,提高增溶系数,增加驱替液洗油效率,提高剩余油采收率。

2SD驱油剂性能研究

在化学驱中对使用的表面活性剂应有三个要求：

（1）表面活性高。

（2）有较强的抗二价金属离子沉淀能力。

（3）价格低廉。

一些表面活性剂的物化性能见表一：

表一、常用表面活性剂的物化性能（25℃）

名

称

分子式

cmc

mol.L-1

σcmc

mN.m-1

分子截面积/A2

聚集数

十二烷基羧酸钠

C11H23COONa

2.6×10-2

十二烷基硫酸钠

C12H25SO4Na

8.9×10-3

十二烷基磺酸钠

C12H25SO3Na

9.7×10-3

32.5

十二烷基三甲基溴化钠

C12H25N（CH3）3Br

1.6×10-2

十二烷基醇聚氧乙烯（6）醚

C12H25O（C2H4O）6H

8.7×10-5

38.5

1400

由表中数据可以看出烷基羧酸盐的性能与烷基磺酸盐相近，但不如非离子表面活性剂。

从天然油脂下脚料经过提取，水解、皂化等步骤可以得到天然混合羧酸盐。

该方法原料来源广泛、设备投资少、得到的混合羧酸盐价格低廉，可以满足化学驱中对表面活性剂的要求，因此选用它来作为SD驱油剂的主剂。

为了提高驱油体系在“三高”油藏的适应性，通过大量的室内研究对配方进行了筛选，在混合羧酸盐中加入了非离子、两性表面活性剂以及络合Ca2+、Mg2+的助剂，使驱油体系的性能有了明显提高，充分发挥了各化学剂之间的协同效应。

2．1SD驱油剂基本性能

2．2SD驱油剂乳化性能

驱油体系与原油的乳化性能可以用于表征体系对原油的增溶能力。

不同浓度的驱油剂（总矿化度16.38×104mg/L、Ca2+5000mg/L）与模拟油的乳化性能见下图。

随着SD浓度的提高，乳化层体积增加，说明在高矿化度、Ca2+5000mg/l条件下，SD驱油剂对模拟油仍然具有较强的溶能力。

2．3盐度对SD驱油剂界面张力的影响及最佳盐度

原油在油藏岩石孔隙中圈捕，主要是受到粘滞力和毛管力的作用。

为了使圈捕的油块流动，必须使毛管数由10-6增至10-2，也就是要求界面张力从30mN/m降至10-3mN/m，盐度对SD驱油剂界面张力有很大的影响，从图2中可以看出随着盐度的增加，SD驱油剂的界面张力明显降低，在6×104mg/L盐度下SD驱油剂达到超低界面张力。

随着盐度的继续增加界面张力略有提高，在高的盐度下仍保持低的界面张力。

在无二价金属离子的条件下，SD驱油剂的最佳盐度为6×104mg/L。

2．4Ca2+、Mg2+对SD驱油剂界面张力的影响

地层水中的Ca2+、Mg2+易于与表面活性剂发生沉淀，产生的沉淀不仅对油层造成污染，而且使大量的表面活性剂失去活性，导致驱油效率急剧降低。

中原油田的Ca2+、Mg2+浓度在3000mg/L左右，胡庆油田注入水的Ca2+、Mg2+一般为5000mg/L，因此，适合中原油田的驱油剂

必须具有高的抗Ca2+、Mg2+能力。

图3为Ca2+对SD驱油剂界面张力的影响（SD浓度：

2%、NaCl：

6×104mg/L）。

随着Ca2+浓度的增加，SD驱油剂的活性降低，在Ca2+浓度低于3000mg/L时，SD驱油剂仍然保持了低的界面张力10-2mN/m。

在二价金属离子存在时（Ca2+：

3000mg/L），随着盐度的增加，界面张力明显降低，当盐度大于12×104mg/L界面张力仍保持在10-2mN/m，实验结果见图4：

在盐度15×104mg/L、Ca2+：

5000mg/L、Mg2+：

700mg/L、2%SD驱油剂仍能达到10-2mN/m的低界面张力。

因此，在二价金属离子存在时，适当提高驱油体系的盐度（或离子强度）能够有效抑制表面活性剂的沉淀损失，提高化学剂的利用效率及驱油效果。

2．5温度对SD驱油剂的影响

SD驱油剂具有较好的抗温性能和热稳定性能。

下图为温度对界面张力的影响（盐度6×104mg/L）。

在温度低于70℃时，SD驱油剂能够形成超低界面张力，在70-105℃时仍然能够形成低的

界面张力。

在70℃条件下考察其热稳定性能40天，SD驱油剂界面张力基本保持不变。

3SD驱油体系驱替试验研究

实验采用一维模型，利用胡状联注入水（Ca2+：

2980mg/L、Mg2+：

875mg/L、总矿化度：

110000mg/L）和外输原油（70℃时：

7.04mPa·s）对岩芯进行饱和，实验温度70℃，注入速度0.44mL/min，进行岩芯驱替试验，研究不同条件下SD驱油剂的驱油效率。

3.1不同驱油体系的物理模拟驱油实验

分别研究SD驱油剂和生物聚合物XC在提高残余油采收率时的效果，并与它们的复配体系效果进行了比较。

实验结果如下表二：

表二、不同驱油体系的物理模拟驱油实验结果

岩心

渗透率

10-3μm2

孔隙度

束缚水饱和度%

驱油剂

驱油剂段塞

水驱采收率%

注驱后采收率%

提高采收率%

J43

410

36.78

24.62

0.3PV

63.81

72.86

9.05

J31

404

37.19

22.03

0.3PV

61.67

65.00

3.33

J59

403

40.27

24.70

SD+XC

0.3PV

46.36

64.55

18.91

备注：

SD：

2%、XC：

600mg/L

实验结果表明：

单纯的SD驱油剂可以提高采收率9.05%，加入黄原胶后使采收率提高到18.91%，采收率提高值增加9.86%。

对于微观非均质油藏，增加驱油体系的粘度，波及系数提高，水驱波及的油层或部位的驱油效率提高。

SD驱油剂/聚合物驱油体系能够大幅度的提高剩余油采收率，二次注水采出程度明显提高。

图6为SD驱油剂/聚合物的驱油体系的岩芯驱替含水及采收率变化曲线，图中可以看出随着SD+XC的注入含水由100%降至82.5%，采收率显著提高。

聚合物XC能够有效提高了水驱波及系数，并且与SD起到了很好的协同作用。

3.2不同注入倍数的物理模拟驱油实验

选择合理的注入倍数，最大限度提高采收率，对于现场实施注驱工作具有重要的指导意义。

选择渗透率相近的岩心进行不同注入倍数的物理模拟驱油实验的结果见表三。

表三、不同注入倍数的物理模拟驱油实验

岩心

渗透率

10-3μm2

孔隙度

束缚水饱和度%

驱油剂

驱油剂段塞

水驱采收率%

注驱后采收率%

提高采收率%

桥29-5

141

20.85

27.10

2%SD

0.1PV

62.26

70.75

8.49

桥29-5

132

21.28

24.73

2%SD

0.3PV

53.97

71.43

17.46

桥29-5

199

21.77

24.52

2%ASD

0.6PV

57.89

75.19

17.30

实验结果表明：

在其它条件不变的情况下，将驱油剂的注入倍数由0.1PV提高到0.3PV，则提高采收率由8.49%增加到17.46%，增加幅度为8.97%。

但将注入倍数提高到0.6PV对于提高采收率的意义不大。

因此在驱油剂的用量小于0.3PV时，增加驱油剂的用量可以使驱油效率得到显著提高，而在用量越过0.3PV以后，驱油剂的驱油效率降低，药剂的利用率下降。

3.3碱对物理模拟驱油实验的影响

原油中的石油酸可以与碱（Na2CO3）作用生成活性物质，提高驱油效率，碱的加入还可以降低表面活性剂和聚合物在油砂表面的吸附。

根据文献报导，碱（Na2CO3）的加入量一般在1%左右。

在SD驱油剂中加入1%的Na2CO3后（加入碱后2%SD驱油剂PH=10,简称SD-1），再进行对比物理模拟驱油实验，实验结果见表四。

结果表明：

在相同条件下，加入碱后驱油效果有了明显提高，提高采收率由5.46%增加到11.9%，增幅6.44%。

表四、碱对物理模拟驱油实验的影响

岩心

渗透率

10-3μm2

孔隙度

束缚水饱和度%

驱油剂2%

驱油剂段塞

水驱采收率%

注驱后采收率%

提高采收率%

桥29-5

137

19.00

18.40

0.3PV

65.45

70.91

5.46

桥29-5

170

20.53

21.35

SD-1

0.3PV

65.08

76.98

11.9

结合其它物理模拟驱油实验结果表明：

在高含水情况下（95%以）单纯注入SD驱油剂段塞的岩心的最终采收率与第一次水驱结束时提高5.46%~22.41%，平均提高12.44%。

4．SD驱油剂现场应用

4.1SD驱油剂单井吞吐现场工艺研究

单井吞吐是SD驱油剂技术应用推广的先导试探性试验,验证SD适应性,工艺较简单,投资少。

它是利用SD驱油剂化学性质解除油井由于钻井、修井及采油过程中由于各种化学因素引起的油层水锁、死油、结蜡、高界面张力等堵塞。

根据渗流力学平面径向流原理，改善井筒附近渗透性，从而大大降低油流阻力。

经过不断改进,总结出一套较为成熟的驱油剂配制技术、选井方法、施工工艺,措施效果逐渐提高,使该技术成为胡状油田的一种经济效益较好的增油措施,目前已逐步推广。

4.1.1选井原则

根据SD驱油剂的工作原理,并在实践中不断总结研究，制订出适合胡状油田的单井吞吐选井原则。

（1）井筒无套漏、串槽,井下工具不影响驱油剂进入目的层;

（2）地层有残余油分布,含油饱和度大于30%;

（3）地层有一定能量,地层非严重致密且无严重低压、漏失水淹层;

（4）无大孔道、严重水淹层存在;

（5）地层无高能量出水层

4.1.2施工工艺

4.1.2.1施工管柱

单井吞吐采用了两类管柱方法:

（1）套管注入法

是施工中应用最多的一种方法,不动作业,少影响生产,降低施工费用,取得较好效果。

施工时由套管挤入,洗井、顶替后关停抽油机,装防喷短节,关生产闸门,把药剂挤入油层。

（2）油管注入法

结合检泵作业,可光油管笼统注入或下封隔器等工具处理任一层,提高了施工目的性,增加了措施手段。

4.1.2.2用量计算

单井吞吐主要是解除井筒附近地层阻塞,改善油流通道,根据处理半径计算药剂用量,考虑各层吸水量差别,有效吸水厚度占油层厚度比例,设计时合理调整用量。

4.1.2.3注入压力及排量控制

为了使驱油剂进入较多的油层,特别是动用较差,残余油多的层,考虑井筒及地层状况,合理提高注入压力及拄入排量,提高吞吐效果。

4.1.2.4注驱后工作制度调整

注驱后由于解除了堵塞,地层产液能力提高,原供液不足的油井,液面上升,部分井甚至上升到井口,应及时改变工作参数提高排液能力,一方面油量增加,另一方面避免液柱回压压死低压油层,实践证明这是单井吞吐后必需考虑的工作程序。

4.1.3典型井例分析

井例一:

H47-4，该井是H47井组的一口油井，地层均质性相对较好，渗透率偏低，该井注驱前生产S3中1、2下，41.1m/14层，97.7.26日注驱油剂160m3，处理半径2.5m，施工压力从负压升至12MPa，关井反应48小时开抽，注驱前产状9.8m3/1.0t/89.4%，注驱后开抽第二天见效，到8月5日，同样工作制度下产状22.3m3/8.9t/57%，液量、油量明显上升，含水明显下降，由于见不到注水效果，地层能量不足，目前液量逐渐下降到7m3/d，但含水一直稳定。

该井有效期达14个月，累计增油586t。

分析原因，该井主要是残余油及毛细管阻力堵塞出油层，驱油剂通过降低界面张力，有效降低井筒附近地层毛细管力，浸溶剥离残余死油，解开油层堵塞，使液量、油量增加。

由于地层能量不足，一段时间后液量下降。

井例二:

12-80井，该井生产S3下44.4M/21层，吞吐前产状4.6/0.1/97%，取样发现几乎全为水，仅上面漂一层油花，于99.2.26日从套管环空注入2%SD144m3，关井反应48小时开抽，施工后产状22.1/5.3/74%，油样中几乎无游离水，效果明显，该井施工时负压，地层能量不足，无高压水层，地层渗透性较好，分析该井在长期采油过程中造成井筒周围地层有死油、结蜡、水锁等堵塞，粘度低的水能流出，而粘度高的原油被堵在地层，液量低、含水高，注驱油剂后，对井筒彻底溶洗，改变地层岩石表面吸附性质，使渗透率大大提高，原油易于流出，且该井无高压水层，油层解堵后无油层干扰，所以液量上升、含水下降，效果一直稳定，有效期已达8个月，增油1126吨。

4．2SD驱油剂井组驱油工艺技术

开展井组驱油试验是为ＳＤ驱油剂在三次采油中扩大推广应用提供现场依据，为此胡状油田从９７年开始进行井组驱油试验，完成了11个井组的施工，取得了良好的试验效果。

4.2.1选井原则

（1）水井无套漏、串槽,落物等不影响驱油剂进入目的层井下工具工作状况良好。

（2）地层有较多残余油分布,含油饱和度较大。

（3）无大孔道、严重水淹层存在;

（４）视吸水指数低于６.５ｍ３／ＭPa.ｄ（正常注水无水咀控制）

（５）油水井连通性好，连通层相对封闭。

4.2.2段塞设计

为了提高井组驱油效率，进行井组驱替时驱油体系前加入1％ＫＣＬ保护段塞，防止粘土膨胀、减轻Ca2+Mg2+对表面活性剂影响。

根据室内研究结果，SD驱油剂与适量的聚合物复配可以取得更好的提高高含水油藏剩余油采收率的效果，聚合物主要起到保护和稳定表面活性剂体系，减少SD驱油剂的吸附作用。

综合考虑以上各种因素，设计注入段塞为：

·预处理段塞（1%KCl）

·前保护段塞（合成聚合物500mg/l）

·驱油体系（2%SD+合成聚合物500mg/l）

·后保护段塞（合成聚合物500mg/l）

4.2.3用量设计

表面活性剂驱的用量设计是根据所处理的地层的孔隙体积ＰＶ的倍数来设计，设计用量大。

前期由于受到条件限制，大部分井组仍然采用小段塞驱替，考虑到胡状油田的断块发育，非均质性严重，一般在设计用量为１５００－３０００ｍ３。

为了进一步扩大SD驱油的现场应用规模，2000年在胡5-15井区5个注水井组进行了大规模的注驱试验。

区块整体实施注驱油剂,主要是为了提高水驱波及区域内的洗油效率。

为此根据水驱的波及体积来设计驱替液的用量。

计算公式为:

V=（h1/h）Vp

式中：

h1—有效厚度，m；

h—射开层厚度，m；

Vp—总孔隙体积，m3；

—注入倍数

h1/h值：

根据注驱井的吸水剖面资料，选择相对吸水大于10%的层的厚度为h1，总射开层厚度为h。

值：

通过室内物理模拟驱油实验，相同条件下对渗透率相近的四块天然岩芯进行岩芯驱替实验，在首次水驱含水为100%后注入不同的驱油段塞，岩芯驱替结果见下表：

表六、不同注入倍数的岩芯驱替结果

井号

岩芯

渗透率

10-3μm2

孔隙度%

驱油

段塞

首次水驱采收率%

提高采收率%

桥29-5

9（3）

141

20.85

0.1PV

62.26

8.49

桥29-5

102

20.21

0.2PV

52.99

12.82

桥29-5

（1）

132

21.28

0.3PV

53.97

17.46

桥29-5

（1）

199

21.77

0.6PV

57.89

17.30

对室内研究数据和经济因素进行综合考虑，决定选择=0.2。

4.2.4施工工艺

4.2.4.1施工管柱

多用原注水管柱施工，常用管柱结构：

（１）一级二段分层管柱

（２）二级三段分层管柱

（３）带笔尖（或导流器）光油管．

4.2.4.2施工工艺流程

施工工艺流程图

4.2.5典型井例分析

井例一（H47井组）：

H47井组上胡状油田驱油试验的第一个井组，井组基本数据见下表：

表七、胡47井组基本数据

注水井注水层位

S3中1.2下7.8

油水井井距

200m

对应油井

H47-9

水井转注前累计排液量

1.0056×104m3

井组含油面积

0.03Km2

水井累计注水量

7.1351×104m3

井组地质储量

11.3×104t

水淹层渗透率

65.9×104um2

井组水驱动用储量

6.89×104t

对应油井生产层位

S3上4中1.2下6.9

井组水驱可采储量

3.39×104t

水淹层厚度

8.8m

井组累积采油量

2.86×104t

水线推进速度

3.96m/d

井组剩余可采储量

0.53×104t

油井见效时间

110d

对应油井注水见效后累计采水量

5.6458×104m3

在山东大学化学院的协助下,通过大量的室内实验确定了适合H47井组的驱油体系配方（2%SD+5%的黄原胶发酵液+2%Na2CO3）。

注驱油剂前首先进行了示踪剂试验，该井组所对应的2口油井中，47-9井在注示踪剂后第49天，即注水2500m3后开始见到示踪剂，120天后仍保持较高的产出浓度，47-4井一直未见示踪剂产出。

示踪结果表明H47仅对应一口油井47-9，该井组地层均质性较好。

96.9.27至96.12.19进行驱油试验，历时84天，采用光油管注入，施工层位S3上2中1-2下7-837.8m/24层。

注入段塞为：

预冲洗段塞1428m3（1%KCl）—前保护段塞301.8m3（6%黄原胶）—主体驱油体系816m3（2%SD+1.5%Na2CO3+6%黄原胶）—后保护段塞268m3（6%黄原胶）

由于第一次使用注聚泵施工，约有1/3时间停泵维修，平均日注入量33.5m3，正常情况下日注70m3。

注入压力初始为13MPa，中期升至16MPa，最后压力为13.5MPa，整个施工期间以11-13MPa居多。

注驱前H47光油管8MPa下日注水50m3，注驱后光油管13.5MPa下日注水50m3。

97.2.27分注后18MPa下日注80m3。

注驱后注水压力明显上升。

对应油井47-9于96.12.26开始见效，含水由98%降至92%，日增油3.0t，累计增油1250t。

井例二（7-166井组）:

7-166井组于96.10.9至96.10.18施工，历时10天，采用原一级二段注水管柱施工，施工层位S3中9-1114.8m/9层。

吸水剖面反映7-166井吸水厚度8.0m/4层，其中吸水强度大于10m3/d.m的有4.6m/2层，占总吸水厚度的57.5%，吸水强度在5-10m3/d.m的有2.1m/1层，占总吸水厚度的26.3%，吸水强度小于5m3/d.m的有16.1m/1层，占总吸水厚度的10%，不吸水层6.8m/5层，占射开厚度的45.9%。

注入段塞为预冲洗段塞204m3（1%KCl）—前保护段塞48m3（0.04%HPAM）—主体驱油体系1536m3（2%SD）—后保护段塞96m3（0.04%HPAM）。

7-166注驱前一级二段注水，13MPa下日注80m3，注驱后原注水管柱不变，14.5MPa下日注30m3（地质调配），10天后压力下降，9MPa下日注30m3。

该井注完驱油剂的前10天在同样压力下日注量比注驱前明显下降，注驱后视吸水指数3.3，比注驱前明显降低。

7-166对应油井7-160-161分别于96.10.20与96.12.28见效，含水从95%、93.7%分别降至85%、83%，日增油分别为3.5t、4.4t，该井组累计增油1642t。

井例三（5-15井区）：

胡5-15井区是中原油田首次进行大规模三次采油化学驱的试验区。

该区块注采井网完善，储层单元相对封闭，油水井连通性好，地质储量大（416万吨），采出程度低（12.67%），综合含水高（97%）适合进行驱油试验。

根据室内研究的结果，选择了该井区的5-181-182-185-186-102共5个井组进行驱油实验，各井组设计用量见下表：

表八、注驱油剂井的段塞设计用量单位:

井号

104

h1/h

预处理段塞0.01PV

前保护段塞0.01PV

驱油体系0.17PV

后保护段塞0.01PV

合计

0.2PV

5-181

15.16

0.31

470

7990

470

9400

5-182

8.66

0.70

600

10400

600

12200

5-185

11.33

0.28

320

5400

320

6360

5-186

21.68

0.59

1280

21700

1280

25540

5-102

5.31

0.46

250

4150

250

4900

合计

62.14

2920

49640

2920

58400

首批两个井组5-181-182于2000年1月24日开始复合驱施工。

2000年2月10日注完前保护段塞，截止2000年3月10累计注入驱油体系5-181：

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