CN102562012A - 一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，包括以下步骤：(1)将微凝胶和水配置成浓度1000-3000mg/l溶液；(2)将表面活性剂和水配置成浓度2000-3000mg/l溶液；(3)从水井上注入微凝胶溶液段塞和表面活性剂溶液段塞；所述微凝胶为丙烯酰胺和甲叉双丙烯酰胺共聚物；所述表面活性剂为烷基苯磺酸盐表面活性剂。本发明基于水驱开发油藏非均质性强的特点，通过注入复合微凝胶调驱体系，充分发挥复合体系中可动微凝胶调剖作用机理和表面活性剂驱油作用机理，能改善储层层内、层间非均质性，解决舌进、指进现象，在增加水驱波及体积的同时又提高了洗油效率，从而大幅度提高了原油采收率，室内岩心实验表明总采收率可高达80-90％。
Description
技术领域
本发明属于油田采油领域，特别涉及一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法。
背景技术
水驱开发的普通稠油油藏，由于普遍存在层内、层间强非均质性、油水粘度比高特点，使得油藏注水开发存在严重的舌进、指进现象。当油田进入开发后期后，舌进、指进现象更为明显，严重影响原油采出程度的提高。
围绕如何改善该类油藏的开发效果，增加可采储量这一问题，多年来许多专家一直在努力探讨中。杜玉宏等人(杜玉洪，吴行才，陈洪，曾庆桥，可动凝胶调驱技术在普通稠油油藏中的应用，西南石油大学学报，2008，30(3))曾于2008年提出了可动凝胶调驱技术改善水驱开发普通稠油油藏开发效果的方法，该技术采用聚合物加羧酸铬交联剂配制成可动凝胶体系，采用撬装式注入工艺流程进行矿场施工。从室内实验和矿场试验结果看，该方法具有剖面调整、液流转向以及提高驱油能力等方面的优点。
在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下问题：矿场试验缺点：一是可动凝胶调驱技术采用聚合物和交联剂按一定顺序注入地下，使二者在地下交联从而对高含水层进行封堵，由于体系需要地下交联，因此成胶可靠性、可控性差，矿场存在体系在地下不成胶现象，大大影响了提高采收率效果；二是注入的可动凝胶体系粘度过高，难以推进到储层深处达到储层深部液流转向的目的，处理半径过小，提高采收率幅度有限。
发明内容
本发明实施例的目的是针对上述现有技术的缺陷，提供一种方法，该方法能改善储层层内、层间非均质性，解决舌进、指进现象，从而提高水驱开发普通稠油油藏采收率。
为了实现上述目的本发明采取的技术方案是：一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，包括以下步骤：
(1)将微凝胶和水配置成浓度1000-3000mg/l溶液；
(2)将表面活性剂和水配置成浓度2000-3000mg/l溶液；
(3)从水井上注入微凝胶溶液段塞和表面活性剂溶液段塞；
所述微凝胶为丙烯酰胺和甲叉双丙烯酰胺共聚物；
所述表面活性剂为烷基苯磺酸盐表面活性剂。
所述的微凝胶溶液段塞注入量为油层孔隙体积的0.18倍。
所述的表面活性剂段塞注入量为油层孔隙体积的0.02倍。
本发明优选的技术方案：提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，包括以下步骤：
(1)将微凝胶和水配置成浓度1000-3000mg/l溶液；
(2)将表面活性剂和水配置成浓度2000-3000mg/l溶液；
(3)从水井上依次注入以下段塞：注入0.08倍油层孔隙体积亚毫米级可动微凝胶，所述亚毫米级可动微凝胶直径d为10-100μm，浓度1000-3000mg/l；0.1倍油层孔隙体积微米级可动微凝胶，所述微米级可动微凝胶直径d为1-5μm，浓度1000-3000mg/l；0.02倍油层孔隙体积表面活性剂，所述表面活性剂浓度为2000-3000mg/l。
本发明更优选的技术方案：提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，包括以下步骤：
(1)首先将亚毫米级可动微凝胶泵入注水管线，配置成浓度1000-3000mg/l的前置封堵段塞，注入量为0.08倍孔隙体积。
(2)然后按照4∶1比例将微米级可动微凝胶和表面活性剂混合泵入注水管线，配置成浓度2000mg/l的调驱主段塞，注入量为0.1倍孔隙体积。
(3)最后将亚毫米级可动微凝胶泵入注水管线，配置成浓度1000mg/l的后置封口段塞，注入量为0.02倍孔隙体积。
所述的微凝胶段塞和表面活性剂段塞及后续水驱段塞为周期***替注入，注入周期为30-100天。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
本发明基于水驱开发油藏非均质性强的特点，通过注入复合微凝胶调驱体系，充分发挥复合体系中可动微凝胶调剖作用机理和表面活性剂驱油作用机理，能改善储层层内、层间非均质性，解决舌进、指进现象，在增加水驱波及体积的同时又提高了洗油效率，从而大幅度提高了原油采收率，室内岩心实验表明总采收率可高达80-90％。
本发明具有以下突出特点：
1.复合微凝胶调驱体系注入期间，可明显增加驱替液的波及体积和驱油效率。
(1)复合微凝胶调驱体系中的微凝胶为弹性球状体，可暂堵高渗通道，使得驱替液转向中低渗部位，油层垂向剖面变得更均匀，平面上各方向驱替速度近于一致，从而扩大了波及体积。
(2)复合微凝胶调驱体系中的烷基苯磺酸盐表面活性剂可大幅度降低油水界面张力，减小原油流动阻力，从而提高了驱油效率。
2.复合微凝胶调驱体系注入后的后续水驱阶段，由于复合调驱体系减低了水相渗透率、减小了原油流动阻力，使得后续水驱过程中进一步扩大了水驱波及体积和驱油效率。
本发明实施例的人造岩心实验表明注入微凝胶复合调驱体系后采收率可提高10-40％，总采收率达80-90％。
某油田含水率96.8％、采出程度43.2％，注入复合调驱体系后试验井组综合含水下降到90％，日产油由2.9t/d增加到8.5t/d，取得了较好效果。
本发明可以在水驱开发普通稠油油藏和稀油油藏开发后期，为油田进一步提高原油采收率提供一种新的有效的方法，适用于油藏温度不高于120℃，优选0-120℃，地层水矿化度不超过180000mg/l，优选0-180000mg/l，原油地下粘度低于150mP.s，优选0-150mP.s，渗透率200×10-3μm2-3000×10-3μm2的油藏。
附图说明
图1是依据本发明实施例1中提供的非均值填充砂管人造岩芯的动态驱油曲线；
图2是依据本发明实施例2中提供的非均值填充砂管人造岩芯的动态驱油曲线。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。
实施例1：复合微凝胶调驱体系非均值人造填砂管岩心驱油实验
实验条件：
非均值人造填砂管并联岩心：渗透率分别为3370md、480md。
实验用油：取自辽河油田海1块的脱气脱水原油，在70℃下其粘度为75.0mPa s。
实验用水：取自辽河油田海4站配液用污水的模拟水，矿化度为2286.5mg/L
复合调驱剂：1000mg/l可动微凝胶(北京石大万嘉能源与环境科技有限责任公司生产的产品)、3000mg/l十二烷基苯磺酸钠表面活性剂(美国SCI公司ORS系列产品)混合复配体系。
实验温度：70℃
实验步骤：
(1)将物理模型抽空4-5小时，然后饱和模拟地层水，测量孔隙体积；
(2)饱和盐水的岩心放到恒温箱里，70℃下恒温16小时；
(3)物理模型70℃下用模拟地层水测渗透率Kw；
(4)饱和油：把物理模型竖直放好，从上往下油驱水，岩心出口不见水为止，计算出原始含油饱和度和束缚水饱和度；
(5)水驱油：以1.5ml/min的驱替速度水驱油至岩心出***水达到98％时结束水驱油，计算水驱采收率；
(6)注复合调驱体系：以与水驱油相同的速度注入0.08倍孔隙体积亚毫米级可动微凝胶(微凝胶直径d＝10-100μm，浓度1000mg/l)、0.1倍孔隙体积微米级可动微凝胶(微凝胶直径d＝1-5μm，浓度1000mg/l)、0.02倍孔隙体积表面活性剂(浓度3000mg/l)。
(7)以与水驱油相同的驱替速度后期水驱至岩心出***水达到98％时结束，计算调驱采收率和最终采收率。
实验结果：
参见图1，实验结果显示：注入复合调驱体系后可在水驱基础上增加采收率30.05％，总采收率由水驱时的53.82％提高到83.87％。
实施例2：复合微凝胶调驱体系非均值人造填砂管岩心驱油实验
实验条件：
非均值人造填砂管并联岩心：渗透率分别为2810md、510md。
实验用油：取自辽河油田海1块的脱气脱水原油，在70℃下其粘度为75.0mPa s。
实验用水：取自辽河油田海4站配液用污水的模拟水，矿化度为2286.5mg/L
复合调驱剂：1000mg/l可动微凝胶(北京石大万嘉能源与环境科技有限责任公司生产的产品)、3000mg/l十二烷基苯磺酸铵表面活性剂(美国SCI公司ORS系列产品)混合复配体系。
实验温度：70℃
实验步骤：
(1)将物理模型抽空4-5小时，然后饱和模拟地层水，测量孔隙体积；
(2)饱和盐水的岩心放到恒温箱里，70℃下恒温16小时；
(3)物理模型70℃下用模拟地层水测渗透率Kw；
(4)饱和油：把物理模型竖直放好，从上往下油驱水，岩心出口不见水为止，计算出原始含油饱和度和束缚水饱和度；
(5)水驱油：以1.5ml/min的驱替速度水驱油至岩心出***水达到98％时结束水驱油，计算水驱采收率；
(6)注复合调驱体系：以与水驱油相同的速度注入0.08倍孔隙体积亚毫米级可动微凝胶(微凝胶直径d＝10-100μm，浓度3000mg/l)、0.1倍孔隙体积微米级可动微凝胶(微凝胶直径d＝1-5μm，浓度3000mg/l)、0.02倍孔隙体积表面活性剂(浓度3000mg/l)。
(7)以与水驱油相同的驱替速度后期水驱至岩心出***水达到98％时结束，计算调驱采收率和最终采收率。
实验结果：
参见图2，实验结果显示：复合调驱体系中微凝胶的浓度从1000mg/l增加到3000mg/l后，采收率提高幅度略有增加。注入复合调驱体系后在水驱基础上增加采收率39.35％，总采收率由水驱时的51.57％提高到90.92％。从实验结果图上还可以看出，注入复合调驱体系后压力曲线升高而且存在波动现象，表明复合调驱体系起到了暂时封堵高渗层作用，当压力高于突破压力后复合调驱体系突破孔喉运移到下一处孔喉处产生封堵。后续水驱后压力有所降低但仍高于原来水驱时的压力。
实施例3：复合微凝胶调驱体系矿场实施
(1)首先将亚毫米级可动微凝胶通过水井泵泵入注水管线，配置成浓度1000mg/l的前置封堵段塞，注入量为0.08倍油层孔隙体积。
(2)然后按照4∶1比例将微米级可动微凝胶和表面活性剂混合后，通过水井泵泵入注水管线，配置成浓度2000mg/l的调驱主段塞，注入量为0.1倍油层孔隙体积。
(3)最后将亚毫米级可动微凝胶通过水井泵泵入注水管线，配置成浓度1000mg/l的后置封口段塞，注入量为0.02倍油层孔隙体积。
本实施例中的微凝胶为丙烯酰胺和甲叉双丙烯酰胺共聚物，即可动微凝胶；表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠。
为了达到更好的采收率，本发明上述步骤的微凝胶段塞和表面活性剂段塞及后续水驱段塞为周期***替注入，注入周期为30天，即上述步骤需要每隔30天实施一次。
实施例4：提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法
(1)当水驱达到含水率90％以上时，首先将亚毫米级可动微凝胶通过水井泵泵入注水管线，可动微凝胶直径d为10-100μm，配置成浓度2000mg/l的前置封堵段塞，注入量为0.08倍孔隙体积。
(2)再将微米级可动微凝胶通过水井泵泵入注水管线，微米级可动微凝胶直径d为1-5μm，配置成浓度1000mg/l的调驱主段塞，注入量为0.1倍油层孔隙体积。
(3)最后将表面活性剂通过水井泵泵入注水管线，配置成浓度3000mg/l的后置封口段塞，注入量为0.02倍油层孔隙体积。
本实施例中的微凝胶为丙烯酰胺和甲叉双丙烯酰胺共聚物，即可动微凝胶；表面活性剂为十二烷基苯磺酸铵。
为了达到更好的采收率，本发明上述步骤的微凝胶段塞和表面活性剂段塞及后续水驱段塞为周期***替注入，注入周期为100天，即上述步骤需要每隔100天实施一次。
本发明采用的调驱体系是一种功能型丙烯酰胺类聚合物-可动微凝胶和烷基苯磺酸盐表面活性剂复配体系。其中功能型丙烯酰胺类聚合物的主要成份为丙烯酰胺和甲叉双丙烯酰胺，可动微凝胶是一系列接枝、嵌段的丙烯酰胺和甲叉双丙烯酰胺共聚物。可动微凝胶本身既可以作为调剖剂也可作为驱油剂。本发明采用的可动微凝胶用于调剖作用时，微凝胶不是将大孔道堵死，而是暂时阻碍大孔道中流体的运移，使得流体在层间、层内流到渗透阻力更低的低渗层中，从而扩大波及体积。微凝胶通过在孔隙空间架桥堆积封堵大孔道使得后续水绕流，当封堵造成压力升高，压差升高到一定程度时，微凝胶又会发生弹性变形，通过孔隙喉道，继续向储层深部运移，在下一个大喉道处产生暂时封堵，因此微凝胶在储层孔隙中是一个运移、封堵、变形通过、再运移、再封堵这样一个往复不断的过程，从而在三维空间上不断对储层中的流体进行流向调整，有效的扩大了波及体积，提高了采收率。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)将微凝胶和水配置成浓度1000-3000mg/l溶液；
(2)将表面活性剂和水配置成浓度2000-3000mg/l溶液；
(3)从水井上注入微凝胶溶液段塞和表面活性剂溶液段塞；
所述微凝胶为丙烯酰胺和甲叉双丙烯酰胺共聚物；
所述表面活性剂为烷基苯磺酸盐表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于：所述的微凝胶溶液段塞注入量为油层孔隙体积的0.18倍。
3.根据权利要求1所述的提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于：所述的表面活性剂段塞注入量为油层孔隙体积的0.02倍。
4.根据权利要求1所述的提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
所述步骤(3)为：从水井上依次注入以下段塞：注入0.08倍油层孔隙体积亚毫米级可动微凝胶，所述亚毫米级可动微凝胶直径d为10-100μm，浓度1000-3000mg/l；0.1倍油层孔隙体积微米级可动微凝胶，所述微米级可动微凝胶直径d为1-5μm，浓度1000-3000mg/l；0.02倍油层孔隙体积表面活性剂，所述表面活性剂浓度为2000-3000mg/l。
5.根据权利要求1所述的提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)首先将亚毫米级可动微凝胶泵入注水管线，配置成浓度1000-3000mg/l的前置封堵段塞，注入量为0.08倍孔隙体积；
(2)然后按照4∶1比例将微米级可动微凝胶和表面活性剂混合泵入注水管线，配置成浓度2000mg/l的调驱主段塞，注入量为0.1倍孔隙体积；
(3)最后将亚毫米级可动微凝胶泵入注水管线，配置成浓度1000mg/l的后置封口段塞，注入量为0.02倍孔隙体积。
6.根据权利要求1所述的提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于：所述的微凝胶段塞和表面活性剂段塞及后续水驱段塞为周期***替注入，注入周期为30-100天。
7.根据权利要求1所述的提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于：所述烷基苯磺酸盐为十二烷基苯磺酸钠或十二烷基苯磺酸铵。
8.根据权利要求1-7任一项所述的提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于：
所述方法适用于油藏温度0-120℃，地层水矿化度0-180000mg/l，原油地下粘度0-150mP.s，渗透率200×10-3μm2-3000×10-3μm2的油藏。
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