用于低渗透高温油藏降压增注的表面活性剂二元体系

被引：10

作者：

孙春辉 ^{[1
]}

刘卫东 ^{[1
,2
]}

田小川 ^{[3
]}

机构：

[1] 中国科学院渗流流体力学研究所

[2] 中国石油勘探开发研究院廊坊分院

[3] 中国石油华北油田分公司第三采油厂

来源：

油田化学 | 2009年 / 26卷 / 04期

关键词：

低渗透油藏; 高温; 碱/表面活性剂二元体系; 注水井; 降压增注; 提高采收率; 季铵盐表面活性剂;

D O I：

10.19346/j.cnki.1000-4092.2009.04.020

中图分类号：

TE357.46 [];

学科分类号：

082002 ;

摘要：

针对低渗高温的留西油藏,研究了碳酸钠/季铵盐表面活性剂二元体系的降压增注及驱油性能。所用季铵盐为工业品,二元体系用矿化度627mg/L的注入水配制,碳酸钠浓度为2g/L。季铵盐浓度为1.5g/L的二元体系与路44断块高凝高黏原油间的界面张力(75℃)在10-110-2mN/m范围,该体系在120℃热老化13天后界面张力稳定在10-2mN/m;该体系在路44断块岩心片上的接触角为10.2°(注入水为56.7°);含黏土9%的岩心粉在该体系中的膨胀率降低17.24%。在80℃下,注水引起气测渗透率1.26×10-34.64×10-3μm2的油饱和天然岩心注入压力大幅升高,连续注入季铵盐浓度0.52.0g/L的二元体系时,注入压力下降并趋于平稳,当季铵盐浓度为1.5g/L时压降率最大(38.78%),采收率增幅也最大(9.84%);在水驱之后注入1.5g/L季铵盐的二元体系,压降率和采收率增幅均随注入量增大(0.52.0PV)而增大,注入量1.0PV时压降率较高(27.32%)而采收率增幅为20.51%,十分接近最高值。图3表5参3

引用

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