CN102650206A - 一种提高非均质油层采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种提高非均质油层采收率的方法。该方法是以泡沫段塞、碱与表面活性剂二元溶液段塞进行交替注入来提高非均质油层采收率的方法，包括以下步骤：向油层注入泡沫段塞，然后再注入碱与表面活性剂二元溶液段塞，完成一个注入周期，所述泡沫段塞的注入总量为所述油层总孔隙体积的60％-100％，所述碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入总量为所述油层总孔隙体积的20％-40％，并且，所述注入周期共进行1-4个。本发明所提供的提高非均质油层采收率的方法成本较低，提高采收率效果明显，能够取得较好的经济效益，具有很好的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及一种提高油田采收率的方法，尤其涉及一种提高非均质油层采收率的方法，属于油田开采技术领域。
背景技术
聚合物驱油技术在国内已经得到了迅速的发展，例如，大庆油田聚合物驱油工业化推广应用已经取得了显著的经济效果，比水驱油提高采收率10％左右，目前年产油量已突破千万吨，成为油田可持续发展的重大技术措施。
尽管如此，聚合物驱油后油层中仍剩余40-50％左右的原油未被采出，聚合物驱油后如何进一步提高采收率是目前的研究热点。根据实验研究，三元复合驱油一般比聚驱油采收率提高10％左右。泡沫复合驱油是在三元复合驱的基础上发展起来的，一般较聚合物驱油提高采收率20％左右。微生物采油技术在聚合物驱油后可提高采收率5％左右。三元复合驱油与泡沫复合驱油效果较好，但是成本较高，而且，泡沫复合驱油在直接向地层注入泡沫时，由于注入压力高，受地层破裂压力的限制，不能持续注入，推广应用受到限制。而微生物驱油由于技术比较复杂，工艺不够成熟，暂时难以推广应用。
因此，开发一种新的、适于实际应用的提高油田采收率的方法是本领域亟待解决的问题之一。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种能够在聚合物驱油之后提高油层采收率的方法，通过采用交替注入的方式实现提高油层采收率的目的，同时，该方法还具有成分低、经济效益好、应用前景好的特点。
为达到上述目的，本发明首先提供了一种提高非均质油层采收率的方法，其是以泡沫段塞、碱与表面活性剂二元溶液段塞进行交替注入来提高非均质油层采收率的方法，包括以下步骤：
上述交替注入进行1-4个注入周期，其中，向油层注入泡沫段塞，然后再注入碱与表面活性剂二元溶液段塞为一个注入周期，泡沫段塞的注入总量为油层总孔隙体积的60％-100％，碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入总量为油层总孔隙体积的30％-60％，并且，碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入速度为0.6mL/min，泡沫段塞的注入速度为1.2mL/min。
根据本发明的具体实施方案，优选地，对非均质性(渗透率变异系数)更强的油层，泡沫段塞的注入总量控制为油层总孔隙体积的70-100％，碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入总量控制为油层总孔隙体积的40-60％。
在本发明所提供的上述方法中，优选地，所采用的泡沫段塞由气体和发泡液组成，其中，发泡液包括第一表面活性剂和聚合物。
在本发明所提供的上述方法中，优选地，发泡液为含有第一表面活性剂和聚合物的水溶液，并且，在该水溶液中，第一表面活性剂的浓度为0.1wt％，聚合物的浓度为200mg/L。
根据本发明的具体技术方案，优选地，发泡液中所采用的第一表面活性剂为α-烯烃磺酸盐，聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，该部分水解聚丙烯酰胺的相对分子量为1500万，水解度为24％，固含量为90％以上。
在本发明所提供的上述方法中，优选地，所采用的气体为天然气等，气体与发泡液的体积比为1∶1。
在本发明所提供的上述方法中，优选地，碱与表面活性剂二元溶液段塞为碱与表面活性剂的水溶液，其中，在该水溶液中，碱的浓度为0.8-1.2wt％，表面活性剂的浓度为0.2-0.4wt％(优选为0.3wt％)。根据本发明的具体技术方案，优选地，上述二元溶液段塞中的碱为氢氧化钠，表面活性剂(第二表面活性剂)为重烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐和甜菜碱等中的一种或几种。
在本发明所提供的上述方法中，优选地，泡沫段塞、碱与表面活性剂二元溶液段塞的交替注入在油层进行聚合物驱油作业之后进行。根据本发明的具体技术方案，优选地，本发明所提供的方法可以按照以下具体步骤进行：对油层进行水驱油作业，直至采出液含水率达到98v％以上；对油层进行聚合物驱油作业；再次对油层进行水驱油作业，直至采出液含水率达到98v％以上；向油层中进行1-4个周期的泡沫段塞、碱与表面活性剂二元溶液段塞交替注入，泡沫段塞的注入总量为油层总孔隙体积的60％-100％，碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入总量为油层总孔隙体积的30％-60％，碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入速度控制为0.6mL/min，泡沫段塞的注入速度控制为1.2mL/min。在上述步骤中，聚合物驱油作业可以根据油田的常规作业方式进行。
在本发明的优选实施方案中，使用的发泡液可以是聚丙烯酰胺与α-烯烃磺酸盐的二元溶液，该发泡液的发泡性能好，但是界面张力性能稍差，发泡液中的聚合物浓度较低，用于稳定泡沫。在油层中，泡沫段塞能够发挥流度控制和暂时封堵大孔道的作用，但是不能达到超低界面张力，洗油能力有限。而碱/表面活性剂二元溶液段塞能在较宽的碱浓度和表面活性剂浓度范围内达到超低界面张力，洗油效率很高，但流度控制能力较差。本发明所提供的方法通过将泡沫和碱/表面活性剂二元溶液段塞进行配合使用，达到了更好的效果。泡沫对后注入的碱/表面活性剂二元溶液段塞具有流度控制作用和对大孔道的暂时封堵作用，使随后注入的碱/表面活性剂二元溶液能够进入中小孔隙中，充分发挥碱/表面活性剂二元溶液洗油效率高的优点，提高原油采收率，而孔隙中含油饱和度的降低反过来有利于泡沫的再生和稳定，从而不断扩大波及体积，同时，碱/表面活性剂二元溶液兼有一定的发泡能力，使泡沫中的气体不易形成突破，对泡沫有保护作用。
本发明所提供的提高非均质油层采收率的方法成本较低，提高采收率效果明显，能够取得较好的经济效益，具有很好的应用前景。
附图说明
图1为实施例所采用的常压物理模拟驱油设备结构示意图。
主要附图标号说明：
1平流泵 2工作液容器 3六通阀 4压力表 5聚合物溶液罐
6碱/表面活性剂二元溶液罐 7注入水罐 8起泡剂溶液罐 9岩心
10收集器 11阀门 12泡沫发生器
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
本实施例提供了一种通过泡沫、碱/表面活性剂二元溶液交替注入来提高非均质油层采收率的方法，其中，以岩心来模拟油层情况。
一、实验条件：
1、实验材料
实验用油——大庆油田采油六厂联合站脱水脱气原油(含蜡量为22％-25％，含胶量17.9％，凝固点为26.5℃，地层原油粘度为10.3mPa·s，原油体积系数1.118，原始气油比为48.0m3/t；地面原油密度为0.88g/cm3，地面原油粘度为22.9mPa·s)；
实验用水——大庆油田采油六厂回注污水(属重碳酸钠型，矿化度为5599mg/L，氯离子含量为992mg/L)；
化学试剂——碱/表面活性剂二元溶液段塞中的表面活性剂为重烷基苯磺酸盐(DQS)，发泡液中的表面活性剂(α-烯烃磺酸盐)；碱为NaOH；聚合物为部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相对分子质量为1500万，水解度为24％，固含量为90％；
实验气体——人工合成标气(天然气)；
实验温度——45℃；
实验模型——两维纵向非均质人造石英砂环氧树脂胶结岩心，模型尺寸为4.5×4.5×30cm，渗透率变异系数分别为0.6、0.72、0.8，无隔层，模型气测渗透率约为1平方微米。
2、溶液与模拟油的配制
岩心饱和水为人工合成盐水，矿化度为6778mg/L；水驱用水为大庆油田采油六厂回注污水；起泡剂溶液为HPAM与α-烯烃磺酸盐的二元溶液，用回注污水配制，α-烯烃磺酸盐的浓度为0.1％，聚合物溶液的浓度为200mg/L；碱/表面活性剂二元溶液也用回注污水配制，碱浓度为1.2％，表面活性剂浓度为0.3％；
聚合物驱溶液用清水配制，聚合物驱油溶液配制浓度为1000mg/L，考虑到地面配制设备、管线和井壁炮眼的剪切作用，聚合物溶液在地层中的工作粘度往往低于地面粘度。为了模拟剪切作用对聚合物溶液粘度以及驱油效果的影响，模型驱油用的聚合物溶液的粘度应当接近地层工作粘度，方法之一是进行预剪切，之二是降低配液所用聚丙烯酰胺浓度。本实验中采用第一种方法，根据大庆油田聚合物驱注入井反排液粘度测试结果，聚合物溶液的地层工作粘度大约为15mPa·S，由此将聚合物溶液预剪切，使其粘度为15mPa·S；模拟油用六厂脱气脱水原油与航空煤油按比例配制，使其在45℃时的粘度为13.5mPa·S。
3、实验设备及流程
(1)实验设备
实验设备为常压物理模拟驱油设备，如图1所示。除了平流泵和气瓶外，其他的都在45℃恒温箱中。
(2)具体步骤：
水驱：利用平流泵1将注入水罐7中的水驱替进岩心9中进行驱油，从岩心9中流出的采出液进入收集器10；工作液容器2里面装的是煤油，其是平流泵1的工作液，用于将溶液和泡沫驱替进入岩心，六通阀3用于驱替流程的变换，压力表4用于监测岩心入口端的压力；
聚驱：利用平流泵1将聚合物溶液罐5中的聚合物溶液驱替进岩心9中进行驱油，从岩心9中流出的采出液进入收集器10，然后再利用平流泵1将注入水罐7中的水驱替进岩心9中进行驱油，从岩心9中流出的采出液进入收集器10；
泡沫与碱/表面活性剂二元溶液交替驱油：利用平流泵1将起泡剂溶液罐8(阀门11控制该起泡剂溶液罐8的开闭)中的起泡剂溶液驱替进泡沫发生器12中，与气体混合形成泡沫后注入岩心9中进行驱油；然后，利用平流泵1将碱/表面活性剂二元溶液罐6中的碱/表面活性剂二元溶液驱替进岩心9中进行驱油，最后，再利用平流泵1将注入水罐7中的水驱替进岩心9中进行驱油，从岩心9中流出的采出液进入收集器10。
二、实验方案：
1、水驱方案：
①对岩心模型抽真空4小时，然后饱和矿化度为6778mg/L的盐水，测量岩心的孔隙度；
②在45℃下对岩心模型进行12小时的恒温处理；
③利用水检测岩心模型的渗透率；
④对岩心模型饱和油，然后在相同条件下油驱水至岩心模型出口不出水为止；
⑤对岩心模型进行水驱油至岩心模型出口的采出液含水率达到98v％为止，计算水驱采收率。
2、聚合物驱方案：
①对水驱后的岩心进行聚合物驱油作业，聚合物溶液的用量为0.6PV(岩心孔隙体积)；
②后续水驱至岩心出***水98v％为止，计算聚驱采收率；
3、泡沫与碱/表面活性剂二元溶液交替注入方案：
将聚驱后的岩心模型交替注入一定量的泡沫与碱/表面活性剂二元溶液，最后水驱至采出液含水率达到98v％为止，计算泡沫与碱/表面活性剂二元溶液交替注入驱油的采收率，具体按照以下方案进行。
方案①：一次注入泡沫0.6PV和碱/表面活性剂二元溶液0.3PV，岩心变异系数分别为0.6、0.72、0.8，三个岩心分别记为0.6-1、0.72-1、0.8-1；
方案②：一共注入泡沫0.6PV和碱/表面活性剂二元溶液0.3PV，分两次等量注入，每次交替注入泡沫0.3PV和碱/表面活性剂体系0.15PV，岩心变异系数为0.6、0.72，两个岩心分别记为0.6-2、0.72-2；
方案③：一共注入泡沫0.6PV和碱/表面活性剂二元溶液0.3PV，分三次等量注入。每次交替注入泡沫0.2PV和碱/表面活性剂二元溶液0.1PV，岩心变异系数为0.72、0.8，两个岩心分别记为0.72-3、0.8-2；
方案④：一共注入泡沫0.6PV和碱/表面活性剂二元溶液0.3PV，分四次等量注入，每次交替注入泡沫0.15PV和碱/表面活性剂二元溶液0.075PV，岩心变异系数为0.72、0.8，两个岩心分别记为0.72-4、0.8-4；
方案⑤：一共注入泡沫0.3PV和碱/表面活性剂二元溶液0.12PV，分三次等量注入，每次交替注入泡沫0.1PV和碱/表面活性剂二元溶液0.04PV，岩心变异系数为0.8，该岩心记为0.8-3；
注：以上方案中，碱/表面活性剂二元溶液中均无聚合物，其组成为碱(NaOH)：1.2％，表面活性剂(重烷基苯磺酸盐)：0.3％；
方案①-④的起泡液中的聚合物浓度为200mg/L，方案⑤的起泡液中的聚合物浓度为1000mg/L。起泡液中的气体为天然气，气液体积比均为1∶1，起泡剂浓度均为0.1wt％。在注入时，先注入泡沫段塞，再注入碱/表面活性剂二元溶液段塞。
三、实验结果
1、岩心非均质性越强，最终采收率越低
在表1中，对于变异系数不同的岩心，在相同的注入次数下，在交替次数为4次以下时，其最终采收率随着变异系数的增大而降低，因此，岩心的非均质性对原油采收率的影响是决定性的，非均质性的增强，使原油的最终采收率降低。
2、岩心非均质性对提高采收率幅度的影响
在表1中，在相同的交替注入次数下，采收率提高值先是随着岩心变异系数的增加而降低，但在交替注入次数达到4次时，出现了相反的趋势，变异系数增加，提高采收率的幅度增大。
3、交替注入次数对驱油效果的影响
从表1中还可看出，对同一变异系数的岩心，其最终采收率和提高采收率的幅度都随交替次数的增加而增大。由于气液比控制难度较大，泡沫段塞过小，气液比的误差较大，实验结果的可比性不能保证，本次实验做到了交替注入四次。
4、泡沫中聚合物浓度对驱油效果的影响
在化学剂成本基本相同的情况下，对变异系数相同(变异系数为0.8)的岩心进行了对比实验(方案5和方案3)，在表1中可以看出，两块岩心的水驱油和聚合物驱油的采收率基本相同，但是高浓度聚合物泡沫与碱/表面活性剂二元溶液(AS)的最终采收率和提高采收率的幅度要低于原来的配方，即低聚合物浓度大段塞的效果要好于高聚合物浓度小段塞。
表1物理模拟实验结果
四、化学剂成本对比分析
按照表面活性剂价格24000元/吨，碱剂价格3000元/吨，聚合物价格17000/吨计算：
1、泡沫与碱/表面活性剂二元溶液交替注入化学剂使用成本分析：
每吨发泡液化学剂成本：0.1％×24000元/吨+0.02％×17000元/吨＝27.4元
每吨碱/表面活性剂二元溶液化学剂成本：0.3％×24000元/吨+1.2％×3000元/吨＝108元
折算到每吨溶液化学剂总成本：27.4+108＝135.4元/吨
2、三元复合驱化学剂使用成本分析：
按照三元复合驱一般程序为：前置聚合物段塞，聚合物浓度1500mg/L；主段塞，碱浓度1.2％，活性剂浓度0.3％，聚合物浓度1500mg/L；副段塞，碱浓度1.0％，活性剂浓度0.2％，聚合物浓度1200mg/L；后置聚合物段塞，聚合物浓度1000mg/L；
折算到每吨三元复合驱溶液化学剂总成本：0.15％×17000元/吨+0.3％×24000元/吨+1.2％×3000元/吨+0.15％×17000元/吨+0.2％×24000元/吨+1.0％×3000元/吨+0.12％×17000元/吨+0.10％×17000元/吨＝274.4元/吨
由以上计算可以看出，本发明所提供的方法中吨溶液化学剂成本与三元复合驱相比要低的多，而三元复合驱在聚驱后提高采收率一般为10％左右，而本方法在交替注入达到4次时，采收率提高值最高达到20.9％以上，在经济效益上有很大的优势。
Claims (10)
1.一种提高非均质油层采收率的方法，其是以泡沫段塞、碱与表面活性剂二元溶液段塞进行交替注入来提高非均质油层采收率的方法，所述交替注入进行1-4个注入周期，其中，向油层注入泡沫段塞，然后再注入碱与表面活性剂二元溶液段塞为一个注入周期；
所述泡沫段塞的注入总量为所述油层总孔隙体积的60％-100％，所述碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入总量为所述油层总孔隙体积的30％-60％，并且，所述碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入速度为0.6mL/min，所述泡沫段塞的注入速度为1.2mL/min。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述泡沫段塞由气体和发泡液组成，所述发泡液包括第一表面活性剂和聚合物。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，所述发泡液为含有第一表面活性剂和聚合物的水溶液，并且，在该水溶液中，所述第一表面活性剂的浓度为0.1wt％，所述聚合物的浓度为200mg/L。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其中，所述第一表面活性剂为α-烯烃磺酸盐，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，该部分水解聚丙烯酰胺的相对分子量为1500万，水解度为24％，固含量为90％以上。
5.根据权利要求2或3所述的方法，其中，所述气体为天然气，所述气体与所述发泡液的体积比为1∶1。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，所述碱与表面活性剂二元溶液段塞为碱与表面活性剂的水溶液，在该水溶液中，所述碱的浓度为0.8-1.2wt％，所述表面活性剂的浓度为0.2-0.4wt％。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，所述碱为氢氧化钠。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其中，所述表面活性剂为重烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐和甜菜碱中的一种或几种。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述泡沫段塞、碱与表面活性剂二元溶液段塞的交替注入在油层进行聚合物驱油作业之后进行。
10.根据权利要求1或9所述的方法，其中，该方法包括以下步骤：
对油层进行水驱油作业，直至采出液含水率达到98％以上；
对油层进行聚合物驱油作业；
再次对油层进行水驱油作业，直至采出液含水率达到98％以上；
向油层中进行1-4个周期的泡沫段塞、碱与表面活性剂二元溶液段塞交替注入，所述泡沫段塞的注入总量为所述油层总孔隙体积的60％-100％，所述碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入总量为所述油层总孔隙体积的30％-60％，所述碱与表面活性剂二元溶液段塞的注入速度为0.6mL/min，所述泡沫段塞的注入速度为1.2mL/min。
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