CN101775971B - 一种油田最大波及体积化学驱采油方法 - Google Patents
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Abstract
一种最大波及体积化学驱采油方法，应用于油田采油技术领域。适用油藏是能进行水驱开发而未进行水驱开发的所有油藏。在石油开采时，首先利用油藏地层自身能量进行自喷采油生产或抽汲采油，当自喷采油生产或抽汲采油的油田达到开采经济效益极限时，结束自喷采油生产或抽汲采油，不再继而进行水驱采油，而是直接采用注入表面活性剂为主剂的化学驱进行强化采油。效果是：此时化学剂驱替液驱替的波及体积最大，最有利于发挥表面活性剂的洗油效果，从而使提高石油采收率最大化。
Description
技术领域
本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种油田开发方法，是一种适用于可水驱开发而未进行水驱开发的油藏，在最大波及体积时注入提高洗油效率的表面活性剂使石油采收率最大化的油田开发方法。
背景技术
目前，常规油田开发沿用的采油方法顺序先是利用油藏地层自身能量进行自喷采油或抽汲采油，统常称为一次采油；油藏能量衰减后从注入井注入水补充能量并驱替原油，同时进行生产井抽汲生产，统常称为二次采油；二次采油过后仍有55～70％的原油滞留地下，须采用聚合物增稠或凝胶调剖改善吸水剖面以及表面活性剂降低油水界面张力提高洗油效率等化学剂强化采油措施以提高石油采收率，统常称为三次采油。
这里所述的一次采油是利用天然能量采油，随天然能量衰竭，油井不出或产能很低时转入二次水驱开发采油。
这里所述的二次采油是水驱开发采油，即从注入井注入水补充或增加油藏能量，原油沿注入井驱扫到生产井，从生产井抽油生产。当生产井采出液含水达到95％或更高的经济极限时，转入三次采油；
这里所述的三次采油是指注入表面活性剂、碱、聚合物三类化学剂中的任意一种或两种组合或三种组合的强化采油方法。为了减少油/水流度比降低驱替水的指进现象、扩大波及体积改善吸水剖面，通常加入高分子聚合物，如聚丙烯酰胺等以提高驱替液的粘度；为了提高洗油效率，通常加入表面活性剂以降低界面张力、改善润湿性和加强乳化性能；为了协同表面活性剂的采油效果，通常加入碱协同表面活性剂最大限度地降低界面张力以提高洗油效率。表面活性剂-碱-聚合物三元复合驱通常可比水驱提高约20％OOIP(占原始地质储量的采油百分比)的石油采收率，其常规使用浓度分别为表面活性剂0.2％～0.4％(w/w)、碱1.0％～1.6％(w/w)、聚合物0.1％～0.25(w/w)，注入量0.5～0.8PV(油藏孔隙体积)，浓度高、用量大、成本很高。
现有的适合水驱进行二次采油开发的油田，其开发程序全部是经过一次采油、二次采油，最后进入三次采油。该开发程序的缺点是：
1、水驱冲刷出强吸水漏水层
砂岩经过长期水驱采油后，水洗厚度越来越薄、直至出现相对的强吸水层，最后导致水驱采油的“低效无效”循环。不论油藏的渗透率高低，一定油层厚度的层内或层间沉积的差异，大量水体冲刷后均会出现相对的强吸水层和“低效无效”循环现象，即水驱结束后油藏出现“漏水”的大问题。通常水驱采油的采收率在30～45％OOIP(占原始原油含量的百分比)，水驱采油后大部分原油还存留在地下。
上世纪90年以后，大庆油田新打了一批密闭取心井，资料表明：随着注水开发过程的推移，相对均质平均约1000×10-3μm2的油层物性发生了很大变化，导致渗透率级差变大，高渗透段厚度占有一定的比例(见表1)。
表1水驱后高渗透段出现的厚度
| 新打井数 | 大于3000×10-3μm2 | 大于5000×10-3μm2 | |
| 采油一厂 | 12 | 19.3％ | |
| 采油三厂 | 3 | 10.2％ | 3.9％ |
| 采油六厂 | 3 | 20.7％ | 6.5％ |
从大庆油田采油六厂同位素测吸水剖面结果看(参阅表2)，随着注水时间的推移，层内吸水厚度和波及体积变化很大，注入水最后沿大孔道高渗透部位突进，形成“无效和低效”循环。大庆采油三厂单层试验区PI1-3层在油井含水95％以后测产液剖面时，发现油层下部三分之一的厚度占全层产液量的80％。
表2水驱后吸水厚度变化
| 开发初期 | 目前 | |
| 层内吸水厚度 | 99.9％ | 87.79％ |
| 主要吸水段厚度比例 | 75.63％ | 33.08％ |
2、化学剂强化采油
水驱采油结束后实施的化学驱强化采油实是为治理水驱采油造成的“漏水”问题并结合洗油的提高采收率方法。为了控制水窜扩大波及体积，三次采油常采用凝胶和聚合物溶液调整吸水剖面(聚合物驱油已在我国大范围推广应用)，但是这种调剖的效果并不是很理想，如聚合物驱通常只在平面上调整扩大波及体积。三元复合驱由于加碱协同表面活性剂降低界面张力、碱严重影响聚合物的增粘性和粘弹性而使调剖效果还不如聚合物驱。如在大庆油田葡I1-4层聚合物驱油过程中，发现聚合物在油井中采出量很大，注入浓度1000mg/L，而采出浓度高达600-800mg/L，这种现象的出现就是油层纵向非均质大导致聚合物溶液突进，大大降低了聚合物在油层的存聚率。采油五厂聚合物驱油工业化试验区也存在类似的问题，导致聚驱提高采收率的效果大幅度下降。采油四厂杏二中三元复合驱工业化矿场试验，测试结果表明：PI33层单位厚度累计注入倍数相当于PI21PI22PI23层的二倍，导致三元体系不能在各个小层充分发挥超低界面张力洗油的作用，严重影响了三元复合驱的开发效果。而聚合物驱或碱+聚合物+表面活性剂的三元复合驱，化学处理剂的成本远大于注入水成本，这种化学剂溶液的漏窜和低效无效循环使损失更大！
是否有方法能控制或延缓强吸水层的出现而延长无水期开采或更大幅度地提高石油采收率？为什么一定要等到强吸水的漏水层出现以后再进行治理？为什么一定要等到强吸水的漏水层出现以后再加入具有强洗油功能的表面活性剂？
发明内容
本发明的目的是提供一种油田最大波及体积化学驱采油新方法，改变油田开发顺序需要经过一次采油、二次采油，最后进入三次采油的传统方法，在最适合注入化学剂的时机——即最大波及体积时注入表面活性剂或再加少量助剂进行强化采油，以提高洗油效率进而最大幅度地提高石油采收率，减少化学剂使用种类和用量、大幅度降低采油成本、大大缩短原油开采时间、最大限度地多采出石油；克服现有的油田开发方法水驱采油后大部分原油还存留在地下的不足；克服现有的油田开发方法过程中水驱开发时间长、效率低、造成水窜大通道使后继采油极为困难等不足。
本发明采用的技术方案是：油田最大波及体积化学驱采油方法，其特征在于：
在石油油藏开采时，首先利用油藏地层自身能量进行自喷采油生产或抽汲采油(传统称为一次采油)，在自喷采油生产或抽汲采油的油田达到经济效益极限条件时，结束自喷采油生产或抽汲采油，而是直接采用注入表面活性剂或添加少量助剂的驱替液进行强化采油，(传统称为三次采油)，不进行常规的水驱开发采油，即不进行传统采油程序实施的二次采油。结束自喷采油生产或抽汲采油时，化学剂驱替液驱替的波及体积最大，有利于发挥表面活性剂的洗油效果，从而使提高石油采收率最大化。
油藏达到注入表面活性剂或再加少量助剂的驱替液的采油条件是具备下列两种情况中的一种：①自喷采油生产不出油或出油量达到经济效益极限，②抽汲采油的产油量达到经济效益极限，就应及时采用本发明的油田最大波及体积化学驱采油方法。
所述的注入的表面活性剂或再加少量助剂包括：具备乳化性能(油包水或水包油乳化)的表面活性剂、能与油藏油水形成低(10-1～10-2mN/m)或超低(＜10-2mN/m)界面张力的表面活性剂、能将油藏润湿性从油润湿转向中性或水润湿的表面活性剂、或者具备上述采油性能的表面活性剂间的复配，以及与表面活性剂协同采油的高分子聚合物和碱
所述的具备乳化性能的表面活性剂为：
壬基酚聚氧乙烯醚
辛基酚聚氧乙烯醚
所述的能与油藏油水形成低或超低界面张力的表面活性剂为：
石油磺酸盐
甜菜碱
所述的能将油藏润湿性从油润湿转向中性或水润湿的表面活性剂为：
甜菜碱
所述的不同采油性能的表面活性剂复配剂，的各组分重量百分比为：
甜菜碱：60～80％(w/w)
壬基酚聚氧乙烯醚：15～30％(w/w)
石油磺酸盐：5～10％(w/w)
各组分之和为百分之百。
所述的协同表面活性剂采油的助剂——高分子聚合物和碱包括：
A、强碱是NaOH、KOH等；
B、弱碱是Na2CO3、NaHCO3、Na3PO4等；
C、高分子聚合物是聚丙烯酰胺、黄原胶等。
所述的表面活性剂、高分子聚合物、碱协同使用，使用的浓度为：
表面活性剂使用浓度：0.05％～1.0％(w/w)，采用的溶剂是水。
聚合物使用浓度：0.01％～1.0％(w/w)，采用的溶剂是水。
碱使用浓度：0.01％～2.0％(w/w)，采用的溶剂是水。
水驱采油前期水洗油层厚度和波及体积最大，水驱采油前期加入表面活性剂可最大限度地发挥其降低残余油饱和度，提高洗油效率的作用。性能优良的表面活性剂能降低油水界面张力至10-3mN/m或以下的超低水平，残余油饱和度能降低至约10％OOIP。
油田最大波及体积化学驱采油方法的石油采收率大于水驱+后续化学复合驱之和的采收率！采油量、采油成本和开发时效均最优化。特别是低渗和特低渗油藏，水驱后的聚合物驱难以实施，应用油田最大波及体积化学驱采油方法最为有利。
油田最大波及体积化学驱采油方法的理由是：
(1)、水驱采油前介入表面活性剂，此时还不存在强吸水层，表面活性剂与原油可充分地相互作用以降低界面张力提高洗油效率。而在水驱造成强吸水层后再介入，表面活性剂极易沿强吸水层“漏掉”。近些年来，常有三次采油复合驱增油的单一化学剂贡献的讨论，也就是聚合物的作用大还是表面活性剂的作用大？实验证明，聚合物增粘调剖是提高采收率的前提和必须条件，而表面活性剂是大幅度提高石油采收率的充分条件。只有聚合物或凝胶调整吸水剖面后让表面活性剂进入高原油饱和度区域才能发挥其洗油效果。按照最大波及体积化学驱采油方法实施的表面活性剂驱油，其采收率大于水驱+后续化学复合驱的采收率。
(2)、表面活性剂的作用多样，除了超低界面张力降低残余油饱和度提高洗油效率外，还有水包油或油包水乳化、增溶、起泡、转变润湿性等增油作用。如水包油乳化剂，能降低原油粘度改善其流动性。适度的油包水乳化(主要用在表面活性剂驱段塞前期)明显提高流体的粘度，能起很好的调剖作用。
(3)、采用最大波及体积化学驱采油方法，表面活性剂与原油的充分接触，形成的油包水乳状液和油墙控制流体前缘均匀推进。在相对渗透性大的层位油包水乳状液和原油堆积，流动阻力较大，因此具有自动调剖避免水驱时容易出现的指进现象。波及体积最大、洗油效率高、一次最大波及体积化学驱采油方法作业的石油采收率大于水驱+后续化学驱两次作业之和。实验表明：按最大波及体积化学驱采油方法实施的表面活性剂驱，其无水期石油采收率也远大于水驱的(高20％OOIP以上)，表明水体指进现象较小，油墙均匀向前推进。
本发明的有益效果：本发明油田最大波及体积化学驱采油方法明显优点有：少的注水量和污水处理量、免用聚合物和碱、短的作业期、高的采收率、低一半以上的成本。
(1)、在最大驱扫波及体积时加入强洗油的表面活性剂，使采收率最大化，一次表面活性剂驱采收率大于水驱+20％的采收率；
(2)、少于0.7PV的(表面活性剂溶液驱+后续水驱)总注入量可采出60％OOIP原油；
(3)、与常规的先水驱再后续化学驱三次采油，化学剂组分从表面活性剂+碱+聚合物三种减少到只有表面活性剂一种；
(4)、油田最大波及体积化学驱采油方法的表面活性剂用量约等于三元复合驱时表面活性剂的用量；
(5)、采油综合成本减小50％以上；
(6)、采油作业时间能减少三分之二以上；
(7)、环保效益明显，使用化学剂量小污染小，不损害油藏，采出液处理量大大减小且处理方法简化；
(8)、该方法适用于可水驱开发而未进行(或水驱时间不长，含水不高，还未出现水窜层)水驱开发的所有油藏，无论是特低渗(表面活性剂具有增注功能)或高渗油藏，非均质严重油藏可通过调整表面活性剂的油包水乳化能力或通气形成泡沫调堵解决。
附图说明
图1是0.2％浓度表面活性剂溶液驱油效果示意图。
图2是0.3％浓度表面活性剂溶液驱油效果示意图。
图3是0.4％浓度表面活性剂溶液驱油效果示意图。
图4是0.4％浓度表面活性剂溶液0.5PV段塞驱油效果示意图。
图5是纯油田注入水驱油效果示意图。
具体实施方式
实施例1：用长庆油田的天然岩心，采用长庆油田的原油、地层水、温度、原油饱和度等油藏条件运用最大波及体积化学驱采油方法，进行室内物理模拟驱油试验为例，对发明作进一步详细说明。
A、长庆油田开发时间不长，每年有许多新增的地质储量，以及新打的采油井和新开发区块，新区块十分适合运用最大波及体积化学驱采油方法。这些新区块为渗透率较低的砂岩，均能进行水驱开发但是还未实施水驱开发。首先利用油藏地层自身能量进行抽汲采油，当抽汲采油的油田达到开采经济极限时，结束抽汲采油，直接采用注入表面活性剂进行强化采油。
B、室内物理模拟驱油试验：在岩心夹持器中装入天然岩心，在长庆油田油藏温度下，加环压后抽真空后饱和地层水，再注入长庆油田地面脱水井口原油直至原油饱和。老化一周后备用。
C、在室内模拟长庆油田油藏条件进行最大波及体积化学驱采油方法和常规水驱二次开发的比较试验。水驱空白做比较的进行水驱模拟驱油试验；采用最大波及体积化学驱采油方法的不进行水驱直接实施化学剂驱。
该试验注入的表面活性剂是能与试验区油水形成低界面张力或超低界面张力的石油磺酸盐、壬基酚聚氧乙烯醚与甜菜碱复配体系。
石油磺酸盐、壬基酚聚氧乙烯醚与甜菜碱的表面活性剂复配配方的重量比为：
甜菜碱：70％(w/w)
壬基酚聚氧乙烯醚：23％(w/w)
石油磺酸盐：7％(w/w)
实际使用时配制成表面活性剂浓度分别为0.2％、0.3％和0.4％的表面活性剂水溶液进行室内物理模拟驱油实验。
D、采用天然岩心、地面脱水井口原油和油田地层水，在油藏温度下进行了一个水驱空白对比试验和4个注表面活性剂水溶液驱的最大波及体积化学驱采油方法的对比试验，详尽结果见表3。空白水驱石油采收率42.11％OOIP，无水期石油采收率32.16％OOIP(见图5)。不同浓度的表面活性剂水溶液驱最大波及体积化学驱采油方法，表面活性剂浓度分别为0.2％、0.3％和0.4％的石油采收率分别为64.81％OOIP(见图1)、69.68％OOIP(见图2)和74.34％OOIP(见图3)，比空白水驱提高采收率22.7～32.33％OOIP，无水期采收率分别为52.46％OOIP(见图1)、54.83％OOIP(见图2)和55.92％OOIP(见图3)，比空白水驱时提高采收率20.3～23.76％OOIP，表明水体指进突破慢，油墙均匀往前推进。0.4％表面活性剂浓度的水溶液0.5PV段塞的驱替(见图4)，采收率为73.08％OOIP，比空白水驱提高采收率30.97％OOIP，无水期采收率为52.56％OOIP，比空白水驱时提高采收率20.4％OOIP。以上均表明了直接用较低浓度的表面活性剂水溶液驱最大波及体积化学驱采油方法，其采收率高于水驱22.7～32.33％OOIP。
若按照现在水驱后三元复合驱采油(三次采油中提高石油采收率最大的方法——三元复合驱提高石油采收率约20％OOIP)提高采收率20％OOIP计算，采用最大波及体积化学驱采油方法一次作业的采收率大于水驱+三次采油(三元复合驱)两者之和！而化学剂组分从碱-表面活性剂-聚合物三种减少到表面活性剂一种，最大波及体积化学驱方法使用的表面活性剂用量约等于三元复合驱的表面活性剂组分用量，作业成本、采油量、化学剂用量、作业时长、采出液后处理均大大优化。
表3驱油试验岩心参数和采收率
| 岩心编号 | 杏56-18(1-61/120) | 杏56-18(1-55/120-3) | 杏56-18(1-79/120) | 杏56-18(2-13/70-1) | 3-10镇 |
| 原油产地 | 长庆-庄 | 长庆-庄 | 长庆-庄 | 长庆-庄 | 长庆-庄 |
| 岩芯渗透率 | 0.372 | 0.194 | 0.432 | 0.268 | 0.278 |
| 孔隙度％ | 11.40 | 10.7 | 10.50 | 9.80 | 12.20 |
| 岩石密度g/cm3 | 2.35 | 2.37 | 2.37 | 2.39 | 2.35 |
| 岩芯质量g | 61.64 | 62.48 | 61.47 | 62.61 | 58.973 |
| 岩芯长度cm | 5.3 | 5.3 | 5.3 | 5.3 | 5 |
| 岩芯直径cm | 2.42 | 2.42 | 2.42 | 2.42 | 2.42 |
| 驱替方案 | 0.2％表面活性剂 | 0.3％表面活性剂 | 0.4％表面活性剂 | 0.4％表面活性剂0.5PV | 水驱 |
| 驱替温度℃ | 65 | 65 | 65 | 65 | 65 |
| 最高驱替压力MPa | 7.26 | 7.32 | 6.78 | 6.91 | 7.05 |
| 孔隙体积cm3 | 2.65 | 2.585 | 2.586 | 2.437 | 2.7 |
| 饱和油体积cm3 | 1.62 | 1.55 | 1.52 | 1.56 | 1.71 |
| 油饱和度 | 61.13％ | 59.96％ | 58.78％ | 64.01％ | 63.33％ |
| 采油体积cm3 | 1.05 | 1.08 | 1.13 | 1.14 | 0.72 |
| 采收率％无水期采收率％ | 64.8152.46 | 69.6854.83 | 74.3455.92 | 73.0852.56 | 42.1132.16 |
驱替设备：XS-50型高温高压岩心驱替装置。
不同浓度表面活性剂溶液驱和空白水驱结果详见图1～图5，比水驱提高22％～32％OOIP，增油效果很好。
实施例2：在某石油油藏开采初期，利用油藏地层自身能量进行自喷采油生产，当自喷采油生产不出油，结束自喷采油生产，不进行常规的水驱采油，而是直接采用注入表面活性剂溶液驱替进行强化采油。
所采用的注入的表面活性剂是：具备乳化性能(油包水或水包油乳化)的表面活性剂，具体是壬基酚聚氧乙烯醚。壬基酚聚氧乙烯醚的使用浓度为0.2％(w/w)，采用的溶剂是水。
实施例3：在某石油油藏开采时，首先利用油藏地层自身能量进行抽汲采油，当抽汲采油的油田达到开采经济效益极限时，即投入生产成本接近或等于产出成本时，结束抽汲采油，不进行常规的水驱采油，而是直接采用注入表面活性剂再添加少量助剂的驱替液进行强化采油。
所采用的注入表面活性剂再加少量助剂的驱替液是：两种不同采油性能的表面活性剂复配再加少量碱，各组分重量百分比为：
甜菜碱：86％(w/w)
石油磺酸盐：12％(w/w)
碱——碳酸钠：2％(w/w)
使用时，两种不同采油性能的表面活性剂复配再加少量碱的使用浓度：0.35％(w/w)，采用的溶剂是水。
实施例4：在某石油油藏开采初期，利用油藏地层自身能量进行自喷采油生产，当自喷采油生产不出油，结束自喷采油生产，不进行常规的水驱采油，而是直接采用注入表面活性剂溶液驱替进行强化采油。
所采用的注入的表面活性剂是：能将油藏润湿性从油润湿转向中性或水润湿的表面活性剂甜菜碱。甜菜碱的使用浓度为0.3％(w/w)，采用的溶剂是水。
Claims (1)
1.一种油田最大波及体积化学驱采油方法，其特征在于：在石油油藏开采时，首先利用油藏地层自身能量进行自喷采油生产或抽汲采油，当自喷采油生产或抽汲采油的油田达到开采经济效益极限时，结束自喷采油生产或抽汲采油，不再继而进行常规的水驱采油，而是直接采用注入表面活性剂或添加少量助剂的驱替液进行强化采油；
所述的油藏达到注入表面活性剂或再加少量助剂的驱替液的采油条件是具备下列两种情况中的一种：①自喷采油生产不出油或出油量达到经济效益极限，②抽汲采油的产油量达到经济效益极限；
所述的注入的表面活性剂或再加少量助剂包括：具备乳化性能油包水或水包油乳化的表面活性剂、能与油藏油水形成10-1～10-2mN/m或＜10-2mN/m界面张力的表面活性剂、能将油藏润湿性从油润湿转向中性或水润湿的表面活性剂、或者具备上述采油性能的表面活性剂间的复配，协同表面活性剂采油的助剂包括高分子聚合物和碱；
具备乳化性能的表面活性剂是壬基酚聚氧乙烯醚，或是辛基酚聚氧乙烯醚；
能与油藏油水形成低或超低界面张力的表面活性剂是石油磺酸盐，或是甜菜碱；
能将油藏润湿性从油润湿转向中性或水润湿的表面活性剂是甜菜碱；
采油性能的表面活性剂复配的各组分重量百分比为：
甜菜碱：60～80％；
壬基酚聚氧乙烯醚：15～30％；
石油磺酸盐：5～10％；
各组分之和为百分之百；
所述的协同表面活性剂采油的助剂——高分子聚合物和碱包括：
A、NaOH或KOH；
B、Na2CO3、NaHCO3或Na3PO4；
C、聚丙烯酰胺或黄原胶；
所述的采油性能的表面活性剂、高分子聚合物、碱协同使用，使用的重量百分比浓度为：
采油性能的表面活性剂使用浓度：0.05％～1.0％，采用溶剂是水；
聚合物使用浓度：0.01％～1.0％，采用溶剂是水；
碱协同使用浓度：0.01％～2.0％，采用溶剂是水。
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