CN104675371A - 一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，具体步骤如下：步骤一、首先制备大平板岩心；步骤二、然后进行聚驱；步骤三、多轮次交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；步骤四、后续水驱；步骤五、整理数据，计算最终采收率。本发明的复合驱油实验方法在聚驱后剩余油分布规律及油藏渗透率变化的基础上，寻求到了一种后续水驱阶段经济有效的挖掘剩余油潜力的方法，极大地提高了采收率，为实际的采油工作做出了一定的贡献。
Description
技术领域
本发明涉及化学驱油技术领域，尤其涉及一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法。
背景技术
对于渗透率级差大且层间非均质严重油藏，存在水驱时油井提前见水，含水率上升较快，原油采收率低下等问题。聚合物溶液本身粘度较高，可有效改善水油流度比，有利于缓解层间矛盾，改善吸液剖面，扩大驱替液体的波及体积，从而提高原油采收率。针对此类油藏，在水驱之前可直接进行聚合物驱油，以提高油田开采效率。虽然聚合物驱油可有效避免上述油藏水驱出现的问题，但聚驱后地下仍有50％左右的原油残留地下，因此，提高聚合物驱后残余油的采收率尤为重要。
聚合物驱提高采收率有限的主要原因是沿着大孔道窜聚及后续水驱的无效水循环现象严重，聚合物的利用率低，中低渗透部位原油得不到有效驱替。聚驱后采用三元复合驱技术驱油，仍能提高采收率10％左右，但是不同组份化学剂的混合物在油藏多孔介质中的吸附、扩散和运移等性能特征差异较大，导致在油藏孔隙中驱油时的“色普效应”和不理想的“协同效应”，而使用强碱助剂时，采出过程中诸多环节产生严重结垢，影响油井正常生产，检泵周期缩短以及采出液破乳脱水困难等一系列问题；聚合物驱后再进行泡沫驱，采收率可提高10％，但在油田现场进行的先导性实验，效果不理想且施工复杂；聚驱后采用微生物驱进一步提高采收率的方法的可行性也进行了室内研究，但室内提高采收率值不高，且微生物对地层条件的要求比较苛刻，推广性不强。
因此，在聚驱后剩余油分布规律及油藏渗透率变化的基础上，寻求聚驱后经济有效的挖掘剩余油潜力的方法势在必行。
发明内容
鉴于上述的分析，本发明旨在提供一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，用以解决现有的油田采收率不高的技术问题。
本发明的目的主要是通过以下技术方案实现的：
一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于，具体步骤如下：
步骤一、首先制备大平板岩心
①采用石英含量99wt％以上的石英砂，用震筛机重新筛选为40-60目、60-100目、100-200目、200目以上四个级别；将E-44环氧树脂、临苯二甲酸二丁酯、乙二胺和丙酮混合配置成胶粘剂；
②分次准备不同配比的石英砂和胶粘剂，人工搓砂后加入20wt％的天然岩心碎屑，分次装入大平板岩心模具，各加压1分钟；
③将压制好的大平板岩心放置在100℃的恒温箱内烘干；
④将烘干的大平板岩心的四角及中心粘端盖，每个端盖上都布设一个Φ8mm的公扣；
⑤将岩心表面做刮胶处理，刮胶两次，防止浇铸时胶粘剂渗入岩心；
⑥在模具中利用环氧树脂将岩心浇铸成型，大平板岩心呈正韵律变化，由上到下渗透率依次增大.
大平板岩心尺寸为长600mm，宽600mm，高45mm；所用化学药剂纯度皆为化学纯以上。
步骤二、然后进行聚驱，并计算聚驱后采收率：
①将大平板岩心抽空后饱和地层水模拟地层水矿化度范围为6000mg/L～6400mg/L，测定岩心的水相渗透率Kw和孔隙度Φw；
②在40℃～50℃的实验温度下将模拟油注入到岩心中，直至岩心出口端没有水流出为止，测定大平板岩心的原始含油饱和度为52.92％(体积比，包括之后含水率皆为体积比)；
③在注入0.56PV～0.64PV聚合物后，停止注入，进行水驱至含水率达97％～99％后，停止驱替(其中聚合物为分子量2500万、浓度为1200mg/L的水解聚丙烯酰胺)；
④在驱替过程中，记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力；
⑤每隔半小时更换量筒计量产出液量及油量，测定含水率，至含水率达到97％～99％，关泵，并计算聚驱后采收率。
步骤三、采用0.02PV～0.03PV凝胶+0.02PV～0.03PV聚合物溶液多轮次交替注入驱油，凝胶成胶时间为12h～24h，共注入凝胶+聚合物溶液驱油10～13个轮次，0.40PV～0.78PV，记录交替注入各阶段各轮次驱替速度、时间、产油量、产水量、压力(其中凝胶为分子量2500万、聚合物浓度为1800mg/L、聚交比为40:1的铬离子凝胶体系)。
步骤四、在2～4mL/min的恒定流量下后续水驱至含水率为97％～99％后，停止驱替；驱替过程中记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力。
步骤五、整理数据，计算最终采收率。
实验所用层间非均质大平板岩心参数如下表1所示。
表1 层间非均质大平板岩心参数
本发明有益效果：由于本发明在水驱之前直接应用聚合物进行驱油，可有效避免由于油水粘度差异而引起的粘性指进现象，减缓含水率的上升速度；另外在相同驱替孔隙体积倍数(PV数)下，直接进行聚驱的采收率高于水驱后再进行聚驱的采收率，且驱油时间短，采油效果好。
本发明的其他特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分的从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在所写的说明书、权利要求书、以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
附图仅用于示出具体实施例的目的，而并不认为是对本发明的限制，在整个附图中，相同的参考符号表示相同的部件。
图1为注入体积与采收率、压力及含水率之间的变化曲线。
具体实施方式
下面结合附图来具体描述本发明的优选实施例，其中，附图构成本申请一部分，并与本发明的实施例一起用于阐释本发明的原理。
实施例一
(1)将浇铸好的模型抽空6h后，饱和人工合成盐水，测量孔隙度；
(2)将饱和好人工合成盐水的模型放置在恒温箱内恒温12h以上(45℃)；
(3)油驱至模型不出水为止，确定原始含油饱和度；
(4)用常规污水，2500万超高分子量，浓度1200mg/L(粘度为40～50mPa.s，剪切稀释后粘度20～25mPa.s)配制的聚合物溶液驱油，注入速度为3mL/min，注入量为0.60PV，之后水驱至含水率98％，计算聚驱+后续水驱采收率；
(5)注入0.03PV凝胶体系段塞；
(6)注入0.03PV的表面活性剂溶液段塞，记录产液量和采油量；
(7)按照实验方案及(5)、(6)步骤进行多轮次平行实验。
按照实验步骤，首先注入聚合物溶液0.60PV驱油，后续注水至含水达到98％为止，计算原油采收率；分段塞注入0.03PV凝胶体系溶液，相应地分段塞注入0.03PV聚合物溶液，共计算每一复合段塞注入后的压力及产出液量，至注入凝胶+聚合物溶液段塞总量达0.72PV为止；后续注水至含水达98％，计量产出液量及采出油量，计算采收率。用以评价凝胶调剖后表面活性剂溶液的驱油效果。
实施例二
(1)将浇铸好的模型抽空6h后，饱和人工合成盐水，测量孔隙度；
(2)将饱和好人工合成盐水的模型放置在恒温箱内恒温12h以上(45℃)；
(3)油驱至模型不出水为止，确定原始含油饱和度；
(4)用常规污水，2500万超高分子量，浓度1200mg/L(粘度为40～50mPa.s，剪切稀释后粘度20～25mPa.s)配制的聚合物溶液驱油，注入速度为3mL/min，注入量为0.64PV，之后水驱至含水率98％，计算聚驱采收率；
(5)注入0.02PV凝胶体系段塞；
(6)注入0.02PV的聚合物溶液段塞，记录产液量和采油量；
(7)按照实验方案及(5)、(6)步骤进行多轮次平行实验。
按照实验步骤，注入聚合物溶液0.64PV驱油，后续注水至含水达到98％为止，计算原油采收率；分段塞注入0.02PV凝胶体系溶液，相应地分段塞注入0.02PV聚合物溶液，计算每一复合段塞注入后的压力及产出液量，至注入凝胶+聚合物溶液段塞总量达0.44PV为止；后续注水至含水达99％以上，计量产出液量及采出油量，计算采收率。用以比较小段塞多轮次注入的调剖效果与大段塞注入的调剖效果。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于，具体步骤如下：
步骤一、首先制备大平板岩心；
步骤二、然后进行聚驱，并计算聚驱后采收率；
步骤三、多轮次交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；
步骤四、后续水驱；
步骤五、整理数据，计算最终采收率。
2.根据权利要求1所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的步骤一具体包括下述步骤：
①采用石英含量99wt％以上的石英砂，用震筛机重新筛选为40-60目、60-100目、100-200目、200目以上四个级别；将E-44环氧树脂、临苯二甲酸二丁酯、乙二胺和丙酮混合配置成胶粘剂；
②分次准备不同配比的石英砂和胶粘剂，人工搓砂后加入20wt％的天然岩心碎屑，分次装入大平板岩心模具，各加压1分钟；
③将压制好的大平板岩心放置在100℃的恒温箱内烘干；
④将烘干的大平板岩心的四角及中心粘端盖，每个端盖上都布设一个Φ8mm的公扣；
⑤将岩心表面做刮胶处理，刮胶两次，防止浇铸时胶粘剂渗入岩心；
⑥在模具中利用环氧树脂将岩心浇铸成型，大平板岩心呈正韵律变化，由上到下渗透率依次增大。
3.根据权利要求2所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的大平板岩心尺寸为长600mm，宽600mm，高45mm；渗透率600-800～1200-2000×10-3μm2；孔隙体积5136cm3；孔隙度31.70％，原始含油饱和度52.92％；束缚水饱和度47.01％。
4.根据权利要求2所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的E-44环氧树脂、临苯二甲酸二丁酯、乙二胺和丙酮的纯度皆为化学纯以上。
5.根据权利要求1所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的步骤二具体包括下述步骤：
①将大平板岩心抽空后饱和模拟地层水，模拟地层水矿化度范围为6000mg/L～6400mg/L，测定岩心的水相渗透率Kw和孔隙度Φw；
②在40℃～50℃的实验温度下将模拟油注入到岩心中，直至岩心出口端没有水流出为止，测定大平板岩心的原始含油饱和度为52.92％；
③在注入0.56PV～0.64PV聚合物后，停止注入，进行后续水驱至含水率至97％～99％后，停止驱替；
④在驱替过程中，记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力；
⑤每隔半小时更换量筒计量产出液量及油量，测定含水率，至含水率达到97％～99％，关泵，并计算聚驱后采收率。
6.根据权利要求5所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于：所述的聚合物为分子量2500万、浓度为1200mg/L的水解聚丙烯酰胺。
7.根据权利要求1所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于：所述的多轮次交替注入凝胶+聚合物溶液驱油为：采用0.01PV～0.03PV凝胶+0.02PV～0.04PV聚合物溶液多轮次交替注入驱油，凝胶成胶时间为12h～24h，共注入凝胶+聚合物溶液驱油10～14个轮次，0.3PV～0.98PV，记录交替注入各阶段各轮次驱替速度、时间、产油量、产水量、压力。
8.根据权利要求7所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于：所述的凝胶为分子量2500万、聚合物浓度为1800mg/L、聚交比为40:1的铬离子凝胶体系。
9.根据权利要求1所述的一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，其特征在于：所述的后续水驱为，在2～4mL/min的恒定流量下后续水驱至含水率为97％～98％后，停止驱替；驱替过程中记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力。
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