一种用于普通稠油油藏的低气液比泡沫起泡剂及其注入方法.pdf

本发明提供了一种用于普通稠油油藏提高采收率的低气液比泡沫驱的起泡剂及其注入方法。起泡剂由非离子-阴离子表面活性剂、甜菜碱表面活性剂和水配形成的，非离子-阴离子表面活性剂占总量的0.01％～0.03％(重量)，甜菜碱表面活性剂占总量的0.05～0.3％(重量)，其余为油田注入水。该起泡剂既具有好的起泡性能，又能使油水界面张力在不加碱的情况降至超低，可以充分发挥泡沫驱同时提高波及系数和洗油效率的作用。以该起泡剂为基础，气液比为0.1∶1～0.3∶1(体积比)时生成的泡沫可提高采收率10％以上，是一种成本低、效果好的稠油油藏提高采收率技术。

1.  一种用于普通稠油油藏的低气液比泡沫驱的起泡剂，其特征是，由非离子-阴离子表面活性剂、甜菜碱表面活性剂和水构成，其中，
非离子-阴离子表面活性剂的分子式为：

式中，M为SO₃Na、SO₃NH₄、CH₂COONa或CH₂CH₂SO₃Na；
n为2～15；
R为C₁₂～C₁₈的任意一种烷基或烷基苯；
非离子-阴离子表面活性剂在起泡剂总量中占0.01％～0.03％(重量)；
甜菜碱表面活性剂的分子式为：

式中，R₁为C₁₂～C₁₈的任意一种烷基；
R₂为甲基或乙基；
甜菜碱表面活性剂占起泡剂总量的0.05～0.3％(重量)，其余为油田注入水。

2.  根据权利要求1所述的用于普通稠油油藏的低气液比泡沫驱的起泡剂，其特征是非离子-阴离子表面活性剂的分子式中n的取值为3～7。

3.  根据权利要求1或2所述的用于普通稠油油藏的低气液比泡沫驱的起泡剂的注入方法，其特征是将起泡剂溶液和非凝析气体以同时或者交替注入两种方式注入到地层中生成泡沫，气液体积比为0.1∶1～1∶1，气体和起泡剂溶液注入的总体积为油层总孔隙体积的5％～50％，气体的体积按地层压力计算。

4.  根据权利要求3所述的注入方法，其特征是注入的非凝析气体和起泡剂溶液的体积比为0.1∶1～0.3∶1。

5.  根据权利要求3所述的注入方法，其特征是气体和起泡剂溶液注入的总体积为总孔隙体积的10％～30％，气体按地层压力计算。

6.  根据权利要求3所述的注入方法，其特征是采用交替注入方式时，单元注入体积即一个起泡剂溶液段塞和一个气体段塞体积之和为总孔隙体积的1％～5％。

7.  根据权利要求3所述的注入方法，其特征是采用交替注入方式时，单元注入体积为总孔隙体积的2％～3％。

一种用于普通稠油油藏的低气液比泡沫起泡剂及其注入方法
技术领域：
本发明涉及一种提高稠油油藏采收率的化学方法，特别是泡沫驱所用的起泡剂及其注入方法。
背景技术：
注水开发的普通稠油油藏的原油粘度大、流动性差，而油藏中的水流通道却很发达，导致水驱油波及系数低。因此注水开发的稠油油藏采收率比常规油藏至少低10％。由于泡沫驱既有提高波及系数的作用，又有提高洗油效率的作用，因此泡沫驱是较适宜的普通稠油油藏水驱后期的接替技术。
泡沫驱的关键技术之一是气液比的确定。在常规泡沫驱中，一般要求地下气液比是1∶1。假定地层压力为10MPa，要想在地层中达到气液比1∶1，地面上气液比则需高达100∶1。以制取1m³(标准状况)氮气成本为2.5元计算，则每注1m³液体驱油剂至少需配注250元氮气(标准状况)。由此可见，在泡沫驱中，注入气体的费用在总投入中占有非常大的比例。从国内外关于气液比对阻力因子的影响看，往往只考察了气液比较高时的情况，忽略了低气液比时流体的封堵能力，导致常规泡沫驱材料成本高，现场实施的风险大，影响了泡沫驱的推广应用。
泡沫驱的另一个关键技术是起泡剂的选择。目前泡沫驱常用的起泡剂主要有石油磺酸盐、α-烯烃磺酸盐、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸盐、聚氧乙烯烷基醇醚磺酸盐等表面活性剂。上述表面活性剂虽然具有较高的起泡能力，但由于亲水性较强，难以将油水界面张力降至0.1mN/m以下。为此，目前常用的办法是在表面活性剂中加入一定量的碱，利用碱和表面活性剂的协同效应将油水界面张力降至10^-3mN/m。但碱的加入会带来注采系统结垢问题、产出液乳化难破乳的问题，给油田生产带来严重不利影响。
发明内容：
本发明的目的是要提供一种用于普通稠油油藏提高采收率的低气液比泡沫驱的起泡剂及其注入方法。
本发明的目的是这样实现的：起泡剂由非离子-阴离子表面活性剂、甜菜碱表面活性剂和水构成，其中，非离子-阴离子表面活性剂占总量的0.1～0.3％(重量)，甜菜碱表面活性剂占总量的0.05～0.3％(重量)，其余为油田注入水。
非离子-阴离子表面活性剂的分子式为：

式中，M为SO₃Na、SO₃NH₄、CH₂COONa或CH₂ CH₂SO₃Na；
n为2～15，优选3～7；
R为C₁₂～C₁₈的任意一种烷基或烷基苯；
甜菜碱表面活性剂的分子式为：

式中，R₁为C₁₂～C₁₈的任意一种烷基；
R₂为甲基或乙基。
以上述配方为基础，发明者研究了低气液比时泡沫的封堵能力，发现对渗透率为2.5～5.5μm²的亲油岩心，气体和起泡剂溶液的体积比(简称气液比)为0.1∶1～0.3∶1的泡沫所生产的阻力系数可与粘度为40mPa.s的聚丙烯酰胺(质量分数为0.15％的聚丙烯酰胺)所产生的阻力系数相当，说明在高性能起泡剂作用下，低气液比的情况下即可产生具有良好封堵性能的泡沫。对55℃粘度为238mPa·s的稠油长岩心驱替表明，注入气液比为0.2∶1产生的泡沫50％孔隙体积，在水驱的基础上可提高采收率14％，虽然比相同体积的气液比为1∶1时产生的泡沫采收率增值低7％，但注入气体的费用仅为后者的20％，是一种成本低、效果好的稠油油藏提高采收率技术。
依据本发明所述的上述起泡剂的注入方法为：按上述配方先在地面配好起泡剂溶液，再将非凝析气体和起泡剂溶液按体积比0.1∶1～1∶1(气体的体积按地层压力计算)同时或者交替注入到地层中生成泡沫。所说的非凝析气包括氮气、二氧化碳等；非凝析气体和起泡剂溶液的体积比(即气液比)优选0.1∶1～0.3∶1；气体和起泡剂溶液注入的总体积一般为油层总孔隙体积的5％～50％，优选10％～30％。采用交替注入方式时，单元注入体积(指一个起泡剂溶液段塞和一个气体段塞体积之和)一般为总孔隙体积的1％～5％，优选2％～3％。
本发明采用的非离子-阴离子表面活性剂主要功能是起泡，而采用的甜菜碱表面活性剂的主要功能是降低油水界面张力，两者复配后构成本发明所需的起泡体系，其优点为：
(1)甜菜碱表面活性剂和非离子-阴离子表面活性剂复配后体系粘度升高，因此强化了非离子-阴离子表面活性剂的稳泡能力，这为低气液比时泡沫的生成奠定基础。
(2)甜菜碱具有高的界面活性，可使稠油的界面张力降至10^-3mN/m，确保驱油体系具有高的洗油效率。因此在本发明提供的配方中不需为降低界面张力再添加NaOH、Na₂CO₃等无机碱，避免了NaOH、Na₂CO₃等无机碱引起的注采系统结垢问题、产出液乳化难破乳问题。
(3)非离子-阴离子表面活性剂、甜菜碱表面活性剂都易乳化稠油，可以降低稠油粘度，提高稠油的流动性。
具体实施方式：
下面通过实施例来进一步说明本发明。
实施例1
将聚氧丙烯壬基酚醚硫酸钠-5(组分1)和十四烷基甜菜碱(组分2)以不同比例复配组成起泡剂，测定了体系的起泡体积、析液半衰期以及与桩106-15-X18稠油(50℃粘度为325mPa.s)的界面张力，结果见表1。可以看出，两种表面活性剂复配后泡沫稳定性提高近2倍，界面张力均达到了超低值。
表1起泡剂的性能

实施例2
将聚氧丙烯壬基酚醚乙基磺酸钠-3(组分1)和十二烷基甜菜碱(组分2)以不同比例复配，测定了复配体系的起泡体积、析液半衰期以及与胜利陈庄13-15稠油(50℃粘度为1600mPa.s)的界面张力，结果见表2。可以看出，两种表面活性剂以质量比1∶1～1∶4复配后，起泡体积和泡沫半衰期均增大，界面张力达到了超低值。
表2起泡剂的性能

实施例3
阻力系数是流体通过多孔介质的压差与水驱压差的比值。阻力系数越大，说明流体对多孔介质的封堵能力越强，波及系数越大。
以0.04％聚氧丙烯壬基酚醚硫酸钠-5和0.06％十四烷基甜菜碱复配组成起泡剂。以瑞士SENSIRION公司生产的气体质量流量计SFC4000控制气体流量，向渗透率为3.340μm²的环氧树脂胶结人造岩心中同时注入氮气和起泡剂溶液，测定不同气液比时生成泡沫的阻力系数，并与分子量为1800万的部分水解聚丙烯酰胺进行了比较，发现气液比为0.125∶1的泡沫所生产的阻力系数可与粘度为40mPa.s的聚丙烯酰胺(质量分数为0.15％的聚丙烯酰胺)所产生的阻力系数相当，说明低气液比的泡沫可具有好的封堵效果。
实施例4
以0.05％聚氧丙烯壬基酚醚乙基磺酸钠-3和0.05％十二烷基甜菜碱组成起泡剂。以瑞士SENSIRION公司生产的气体质量流量计SFC4000控制气体流量，向渗透率为5.564μm²的环氧树脂胶结人造岩心中同时注入氮气和起泡剂溶液，测定不同气液比时生成泡沫的阻力系数，并与分子量为1800万的部分水解聚丙烯酰胺进行了比较，发现气液比为0.3∶1的泡沫所生产的阻力系数可与粘度为40mPa.s的聚丙烯酰胺(质量分数为0.15％的聚丙烯酰胺)所产生的阻力系数相当，说明低气液比的泡沫可具有好的封堵效果。