《一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油剂及驱油方法.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油剂及驱油方法.pdf（10页珍藏版）》请在专利查询网上搜索。
1、10申请公布号CN103254883A43申请公布日20130821CN103254883ACN103254883A21申请号201310180126722申请日20130515C09K8/584200601E21B43/2220060171申请人中国石油大学（华东）地址266580山东省青岛市经济技术开发区长江西路66号72发明人戴彩丽赵健慧由庆赵明伟闫立鹏方吉超赵光赵福麟74专利代理机构济南金迪知识产权代理有限公司37219代理人吕利敏54发明名称一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油剂及驱油方法57摘要本发明涉及一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油剂及驱油方法。所述的驱。
2、油剂以质量百分比计包括以下组份A、005WT007WT的氧化胺型两性表面活性剂，B、015WT020WT烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐，C、其余为水。本发明驱油方法为在油藏温度100120C、地层水总矿化度（1015）104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的条件下，将驱油剂注入水驱后的天然岩心中，使残余油与驱油剂接触，将残余油充分驱替出来，其中本发明提供的驱油剂在高温高盐高硬度油藏条件下达到了103MN/M数量级，并在油藏条件下长时间老化后界面张力仍能维持在超低界面张力状态，用于油田的三次采油生产中。51INTCL权利要求书1页说明书6页附图2页19中华人民共和国国家知识产权局。
3、12发明专利申请权利要求书1页说明书6页附图2页10申请公布号CN103254883ACN103254883A1/1页21用于高温高盐高硬度油藏的驱油剂，以质量百分比计，包括以下组份A005WT007WT的氧化胺型两性表面活性剂，B015WT020WT的烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐，C余量为水；所述的氧化胺型两性表面活性剂，具有式1所示的结构式1中，R1为C8C18的烷基，R2为C2C3的烷基。所述的烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐，具有式2所示的结构式中，R3为C9C16的烷基，N为乙氧基团的加合数，N920，M为金属离子。2如权利要求1所述的用于高温高盐高硬度油藏的驱油剂，其特征在于所述水是10104MG。
4、/L15104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的地层水。3如权利要求1所述的用于高温高盐高硬度油藏的驱油剂，其特征在于式1中，R1为碳原子数优选为1214的烷基。4如权利要求1所述的用于高温高盐高硬度油藏的驱油剂，其特征在于式2中，M为钠。5一种用于高温高盐高硬度油藏的驱油剂的制备方法，其特征在于以总矿化度10104MG/L15104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的地层水将氧化胺型两性表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐均匀混合，即得；其中，氧化胺型两性表面活性剂005WT007WT，烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐015WT020WT，余量的是所述的地层。
5、水。6一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油方法,将权利要求13任一项所述的驱油剂在油藏温度100120C、地层水总矿化度10104MG/L15104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的条件下注入水驱后的天然岩心中，使残余油与驱油剂接触，将残余油充分驱替出来。7如权利要求6所述的驱油方法，其特征在于所述驱油剂现场配制，按配比，利用注入泵将地层水泵入配液槽中，再将氧化胺型两性表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐依次加到配液槽中，边加入边搅拌，形成驱油剂溶液，然后注入油层进行驱油；通过多次分段塞施工，使驱油剂用量累积达到03PV。权利要求书CN103254883A1/6。
6、页3一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油剂及驱油方法技术领域0001本发明涉及一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油方法，特别是涉及一种两性表面活性剂在三次采油中的应用，属于石油开采技术领域。背景技术0002随着早期开发的油田已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，水驱稳产难度越来越大，开发形势严峻；国内需求日益增加而产量下降，石油资源严重不足，因此对高温高盐油藏、稠油油藏、低渗透油藏等苛刻油藏难动用储量的开采日益紧迫。我国华北油田、大港油田、中原油田、塔里木油田等油田都存在较大储量的高温高盐油藏，这些油田均已进入高含水、高采出程度的“双高”阶段。例如，华北晋45断块油藏的油。
7、藏温度117C，原始地层水矿化度84104MG/L，二价离子1600MG/L；塔里木部分油田油藏的地层温度高达110150C，矿化度高达（1126）104MG/L，钙镁离子的质量浓度高达5000MG/L；大港南部油田控油面积大，地层温度达90C以上，矿化度在105MG/L以上；中原油田卫22块是中低渗透油藏，原始地层温度975C，原始地层水总矿化度284104MG/L左右。0003针对高温高盐高硬度油藏的三次采油技术，提高原油采收率的关键是使用耐温抗盐抗钙镁离子的化学驱用剂。近年来对高温高盐高硬度油藏化学驱的室内研究和现场实践结果表明，高温高盐高硬度油藏不适合采用聚合物驱和碱驱。比较常用的聚合。
8、物有部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）、超高分子量聚丙烯酰胺、梳型聚合物、疏水缔合聚合物（APP4）、交联聚合物（弱冻胶）、生物聚合物等。聚合物受温度和矿化度的影响较大，存在热降解和盐敏效应以及化学降解和剪切降解的问题，稳定性较差，粘度保留率低。碱的使用会引起地层和油井腐蚀、结垢，损害地层，带来生产井产液能力下降、检泵周期缩短以及采出液破乳脱水困难等一系列生产问题。聚合物和碱在高温高盐高硬度的油藏条件下存在的这些缺陷，限制了二元或三元复合驱在高温高盐高硬度油藏的现场应用。0004三次采油中应用较多的阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂已有规模化产品，在普通油藏提高采收率方面也已取得理想效果，但是阴离。
9、子表面活性剂耐盐性差，在高硬度水中与钙镁离子结合形成金属皂盐而析出；非离子表面活性剂因存在浊点以致耐温性差。虽然可通过将不同表面活性剂复配后发挥协同作用来提高其耐温抗盐性，但是复配体系在地层中存在严重的色谱分离现象，削弱了驱油效果。而两性表面活性剂因在同一分子中既含有阴离子亲水基又含有阳离子亲水基，可形成内盐结构，对金属离子有螯合作用，具有较好的耐温抗盐性，临界胶束浓度低，在较宽的浓度范围内都具有良好的界面特性和起泡能力，故大多数可用于高矿化度、较高温度的油层驱油，且能大大降低非离子型与阴离子型表面活性剂复配时的色谱分离效应。近年来对适用于高温高盐高硬度油藏的两性表面活性剂的研究主要侧重于甜菜。
10、碱型两性表面活性剂。例如，CN2010101304082“一种含酰胺基团羟磺基甜菜碱及其制备和应用”公开了一种芥酸酰胺羟磺基甜菜碱型两性表面活性剂，由这种甜菜碱组成的多种配方体系均能在油藏温度95C、地层水矿化度83694MG/L、CA2说明书CN103254883A2/6页4含量8128MG/L、MG2含量1052MG/L的条件下达到超低界面张力，但是其合成原料为芥酸，成本非常高。专利CN2012101594154和CN201010552190X分别报道了可用于高温高盐油藏的驱油剂及驱油方法，驱油剂组分中所用的表面活性剂均为羟磺基甜菜碱型两性表面活性剂，但因含有聚合物，仅适用于油藏温度低于9。
11、5C、地层水矿化度20000MG/L、CA2MG2含量500MG/L的低高温低高盐油藏。0005目前，用于超过100、总矿化度（1015）104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L如此高温高盐高硬度油藏的驱油方法的相关研究报道较少。发明内容0006本发明所要解决的技术问题是现有提高采收率方法中采用的驱油剂存在耐温抗盐抗硬度性能差、使用浓度高、驱油效率低的问题，提供一种用于高温高盐高硬度油藏的驱油方法。0007本发明的技术方案如下0008用于高温高盐高硬度油藏的驱油剂，以质量百分比计，包括以下组份0009A005WT007WT的氧化胺型两性表面活性剂，0010B015WT02。
12、0WT的烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐，0011C余量为水；0012所述的氧化胺型两性表面活性剂，具有式1所示的结构00130014式中，R1为C8C18的烷基，碳原子数优选为1214，R2为C2C3的烷基。0015所述的烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐，具有式2所示的结构00160017式中，R3为C9C16的烷基，N为乙氧基团的加合数，N920，M为金属离子；M优选为钠。0018根据本发明优选的，所述水是10104MG/L15104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的地层水。0019根据本发明，一种用于高温高盐高硬度油藏的驱油剂的制备方法，以总矿化度10104MG/L15104MG/L。
13、、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的地层水将氧化胺型两性表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐均匀混合，即得；其中，氧化胺型两性表面活性剂005WT007WT，烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐015WT020WT，余量的是所述的地层水。0020本发明上述的驱油剂用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率。说明书CN103254883A3/6页50021一种用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油方法,将本发明所述的驱油剂在油藏温度100120C、地层水总矿化度10104MG/L15104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的条件下注入水驱后的天然岩心中，使残余油与驱油剂接触，将。
14、残余油充分驱替出来。0022根据本发明的驱油方法，优选的，所述驱油剂现配现用，即在施工现场配制，按配比，利用注入泵将地层水泵入配液槽中，再将氧化胺型两性表面活性剂、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐依次加到配液槽中，边加入边搅拌，形成驱油剂溶液，然后注入油层进行驱油；通过多次分段塞施工，使驱油剂用量累积达到03PV（孔隙体积）。0023本发明的驱油剂含氧化胺型两性表面活性剂，由于其分子结构中同时存在一个正电荷中心和一个负电荷中心，对金属离子有螯合作用，具有耐高温抗高盐性，临界胶束浓度低，在较宽的浓度范围内都具有良好的降低界面张力能力，与阴离子、非离子和阴非离子表面活性剂相比，具有更加优异的性能，还可以广泛。
15、与其他表面活性剂配伍，并能显著提高复配体系的综合性能。另外，该氧化胺型两性表面活性剂广泛应用于洗发水、沐浴露、洗面奶等洗护用品及餐具洗涤剂等洗涤用品，对人体和环境无害，是一种适用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的绿色表面活性剂。0024采用本发明的适用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油方法，在无碱和聚合物条件下，可用于地层温度100120C、地层水总矿化度（1015）104MG/L、钙镁二价金属离子总量700010000MG/L的高温高盐高硬度油藏的地层水和原油，以用量005WT007WT的氧化胺型两性表面活性剂与015WT020WT的烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐复配形成上述组合物驱油剂，该。
16、驱油剂与油藏条件配伍性好，并且测定了该驱油剂水溶液在油藏条件下老化30天前后与脱水脱气原油（110C下原油粘度0378MPAS，密度0825G/ML）之间的界面张力，可以稳定在103MN/M数量级；用天然岩心进行室内物理模拟驱替实验结果表明，本发明所用的驱油剂有较好的提高采收率效果，可将水驱采收率达60的高温高盐油藏的原油采收率提高8个百分点，同时因其低廉的价格和较低的使用浓度，还可以降低采油成本。0025本发明提供的一种适用于提高高温高盐高硬度油藏原油采收率的驱油方法及驱油剂，能在100120C高温及特定高盐高硬度油藏的条件下达到超低界面张力并取得较高的驱油效率。该方法将椰油酰胺丙基氧化胺用。
17、于驱油过程中，具有耐温抗盐性好、抗钙镁二价金属离子、使用浓度低、油水界面张力低、驱油效率高等特点。附图说明0026图1为实施例1中驱油剂在油藏条件下的配伍性实验结果。0027图2为本发明实施例2所用的驱油剂在油藏条件下的界面张力与浓度的关系图。0028图3为本发明实施例3所用的驱油剂在油藏条件下热稳定性实验结果图。0029图4为本发明实施例3所用的驱油剂在油藏条件下的驱油效果图。具体实施方式0030下面通过实施例对本发明作进一步阐述。0031【实施例1】配伍性实验说明书CN103254883A4/6页60032驱油剂组分如下0033氧化胺型两性表面活性剂I，式（1）中，R1为C12H25，R2。
18、为CH2CH2。0034烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐I，式（2）中，R3为C9H19，N10，M为钠。0035水是矿化度为12104MG/L、CA2MG2总量8500MG/L的地层水。0036驱油剂配比如下0037驱油剂A氧化胺型两性表面活性剂I005WT，烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐I015WT，余量地层水0038驱油剂B氧化胺型两性表面活性剂I007WT，烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐I020WT，余量地层水。0039驱油剂配制方法0040将氧化胺型两性表面活性剂I、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐I加入所述地层水中，搅拌均匀。0041在油藏温度110C、注入水总矿化度12104MG/L、CA2MG2总量8500MG/。
19、L的测试条件下考察了驱油剂的配伍性。将搅拌均匀的驱油剂A和驱油剂B注入安瓿瓶中密封，装入高温老化罐中，置于110C恒温干燥箱中老化72小时，实验结果如图1所示。可以看出，驱油剂A和驱油剂B与油藏条件有较好的配伍性，在高温高盐高硬度的油藏条件下未产生沉淀、分层、絮凝或表面悬浮物，不会造成油藏堵塞。0042【实施例2】界面张力实验0043驱油剂的制备如实施例1所述。0044测定驱油剂在油藏条件下与脱水脱气原油（110C粘度0378MPAS，密度0825G/ML）的界面张力，实验结果见表1和图2。界面张力通过美国德克萨斯大学生产的TX500型旋滴界面张力仪测定。从表1和图2可以看出，005WT007。
20、WT的氧化胺型两性表面活性剂（A）与015WT020WT的烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐（B）的复配体系的界面张力最低可达17103MN/M。0045表1氧化胺型两性表面活性剂（A）与烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐（B）的复配体系的界面张力说明书CN103254883A5/6页7004600470048【实施例3】热稳定性实验0049驱油剂组分如下0050氧化胺型两性表面活性剂II,式（1）中，R1为C14H29，R2为CH2CH2CH2。0051烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐II,式（2）中，R3为C16H33，N15，M为钠。0052水是12104MG/L、CA2MG2总量8500MG/L的地层水。0053用所述。
21、的地层水将氧化胺型两性表面活性剂II与烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐II配成驱油剂溶液，按质量百分比计，氧化胺型两性表面活性剂II、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐说明书CN103254883A6/6页8II及地层水的配比为005WT015WT9980WT。将驱油剂溶液注入安瓿瓶中密封，装入高温老化罐中，置于110C恒温干燥箱中老化30天。测定驱油剂溶液与上述脱水脱气原油的界面张力，考察驱油剂热稳定性，结果如图3所示。可以看出，驱油剂热稳定性较好，降低界面张力的能力未受高温高盐高硬度条件的影响。0054【实施例4】0055以总矿化度12104MG/L、CA2MG2总量8500MG/L的地层水饱和天然岩心（直径2。
22、5CM，长度687CM，孔隙体积625ML），将岩心放置于岩心夹持器中，加围压12MPA，用地层水驱替饱和岩心至压力稳定，测定岩心渗透率为107103M2；在110C下，设置围压12MPA，以02ML/MIN的流速饱和上述脱水脱气原油，得原始含油饱和度8480，老化12H，然后于110C恒温下进行物理模拟驱替实验保持回压及围压不变，以03ML/MIN的速度下水驱岩心至含水率达到98，测得水驱采收率6094，再以03ML/MIN的速度向岩心注入03PV（孔隙体积）的【实施例3】中的驱油剂，老化12H，转水驱至含水达到98，测得在水驱基础上可以再提高原油采收率802。驱油曲线见图4。说明书CN103254883A1/2页9图1图2说明书附图CN103254883A2/2页10图3图4说明书附图CN103254883A10。