CN110778297A - 弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于采油技术领域，具体涉及一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，将弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液段塞交替注入油藏中，注入顺序为弱凝胶段塞→水段塞→（表面活性剂+聚合物微球）混合液段塞，交替注入轮次为1～6轮，每一轮次中弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液三种液体段塞的体积比为：弱凝胶：水：（表面活性剂+聚合物微球）混合液=1：（0.1～0.3）：（0.05～0.1）。该方法不仅可以获得扩大宏观和微观液流转向效果，而且还能够延缓“吸液剖面反转”速度和提高波及区域洗油效率。弱凝胶在高渗透层内滞留引起渗流阻力增加，水段塞致使弱凝胶聚集体水化膨胀，提升注入压力。
Description
技术领域：
本发明属于采油技术领域，具体涉及一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法。
背景技术：
总所周知，储层非均质性是制约油藏水驱开发效果的主要因素。近年来，国内东部油田经历长期高强度注水开发，储层非均质性进一步加剧，注入水在高渗透层或大孔道内低效和无效循环现象日趋严重，调整注入井吸液剖面已经成为老油田开发过程中亟待解决的主要技术难题。目前，油田上常用的调整注水井储层吸液剖面的药剂(又称调剖剂)主要包括聚合物溶液、聚合物凝胶和颗粒(聚合物微球、黏土颗粒、油藏采出污泥、粉煤灰和沸石颗粒)等，其中聚合物凝胶类调剖剂以其强度高、注入工艺相对简单和费用较低而受到油田开发工作者重视。
研究发现，当制备聚合物凝胶所用溶剂水矿化度、聚合物浓度和交联剂浓度不同时，聚合物凝胶中可能出现两种类型聚合物分子聚集体。一种是“分子内”交联分子聚集体，具有“局部性”网状结构，又称弱凝胶；另一种是“分子间”交联分子聚集体，具有“区域性”网状结构，又称强凝胶。弱凝胶是由交联剂与同一聚合物分子链上不同支链间连接而形成的分子聚集体，其线团尺寸并未明显增加，黏度也与同浓度聚合物溶液的相当。强凝胶是由交联剂与不同聚合物分子链间连接而形成的分子聚集体，其线团尺寸明显增加，黏度也高于同浓度聚合物溶液的值。由于弱凝胶中分子聚集体线团尺寸没有明显增加，它与储层岩石孔喉间匹配关系等同于相同浓度聚合物溶液与孔喉间匹配关系，即弱凝胶能够进入聚合物溶液能够进入的储层或区域。与聚合物溶液中分子聚集体相比较，弱凝胶中分子聚集体柔软性变差即刚性增强，它在岩石孔道内滞留量增加，孔隙渗流阻力增大，全井注入压力升高，这有助于后续驱油剂转向进入中低渗透层，进而达到扩大波及体积和提高水驱开发效果目的。
与弱凝胶不同，强凝胶中存在“区域性”网状结构特征的聚集体，该聚集体尺寸明显大于同浓度聚合物溶液中聚集体尺寸，并且远大于岩石孔喉尺寸。在地面容器或注入管线或井筒中一旦形成拥有该“区域性”网状结构分子聚集体的凝胶，后续就会发生凝胶注入储层困难情形，凝胶即便在外力作用下进入储层孔喉，其分子聚集体结构也将遭到破坏，失去原有滞留功效。另一方面，由于油藏多孔介质中存在“复杂化学环境”、“微小和连续性差的孔隙空间环境”和“运动和剪切作用环境”等制约因素，交联剂与聚合物分子间难以在油藏孔隙内实现“分子间”交联反应，即油藏孔隙内难以形成具有“区域性”网状结构特征的聚集体。由此可见，让交联剂与聚合物分子在地面容器或注入管线或井筒内完成交联反应和形成弱凝胶，是实现深部液流转向和提高水驱开发效果的唯一有效技术途径。
与弱凝胶和聚合物溶液相比较，聚合物微球为非连续相体系，微球粒径分布比较窄，不可及孔隙体积较大，因而具有“堵大不堵小”特点，同时微球具有吸水膨胀功效，它在多孔介质内呈现“捕集滞留、运移、再捕集、再运移……”渗流特性，可以扩大微观波及体积。
发明内容：
本发明的目的是提供一种弱凝胶段塞与多元复合段塞”交替注入提高采收率的方法，该方法不仅可以获得扩大宏观和微观液流转向效果，而且还能够延缓“吸液剖面反转”速度和提高波及区域洗油效率。在地面预先制备弱凝胶，然后注入油藏高渗透层。弱凝胶在高渗透层内滞留引起渗流阻力增加，后续水段塞致使弱凝胶聚集体水化膨胀，二者叠加作用会明显提升注入压力，促使后续“表面活性剂+聚合物微球”混合液段塞转向进入中低渗透层，从宏观和微观两个方面扩大波及体积。此外，水段塞和表面活性剂溶液还能够发挥延缓“吸液剖面反转”速度和提高波及区域洗油效率功效。
本发明采用的技术方案为：一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，包括以下步骤：
步骤一、配制弱凝胶、表面活性剂溶液和聚合物微球溶液；
步骤二、将弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液段塞交替注入油藏(或岩心)中，注入顺序为弱凝胶段塞→水段塞→(表面活性剂+聚合物微球) 混合液段塞，交替注入轮次为1～6轮，每一轮次中弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液三种液体段塞的体积比为：弱凝胶：水：(表面活性剂+聚合物微球)混合液＝1：(0.1～0.3)：(0.05～0.1)。
进一步地，所述弱凝胶由聚合物溶液和交联剂组成，制备弱凝胶的成胶时间1min～10min，适宜油藏温度范围25℃～95℃。该弱凝胶内拥有“分子内”交联聚合物分子聚集体和聚合物分子聚集体，其中“分子内”交联聚合物分子聚集体是由交联剂连接同一聚合物分子链上不同支链而形成的聚集体，该聚集体与水接触后会发生水化膨胀，致使它在多孔介质内滞留作用增强，液流转向效果提高。
进一步地，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相其对分子质量为300×104～1900×104，浓度为0.05％～0.35％。
进一步地，所述交联剂为有机铬或酚醛树脂。
进一步地，所述聚合物溶液和交联剂的比例为：60:1～360:1，溶剂水矿化度为0.6％～18.0％，其中Ca2+和Mg2+离子浓度范围为0.01～1.00％，其余阳离子为Na+和K+。
进一步地，所述表面活性剂溶液由溶剂水和表面活性剂组成，表面活性剂为非离子型表面活性剂，浓度为0.05％～0.30％，界面张力为10-2～10-3mN/m。
进一步地，所述聚合物微球浓度范围为0.05％～0.30％，粒径范围为10nm～ 100μm，水化时间≥12h，膨胀倍数≥3。
进一步地，制备弱凝胶的黏度与制备它所用聚合物溶液的黏度相当，弱凝胶中拥有“分子内”交联聚合物分子聚集体，在上述条件下由交联剂将同一聚合物分子链上不同支链间连接(交联)而形成的聚集体，该聚集体与水接触时外观尺寸会增大，这有利于提升弱凝胶在多孔介质内滞留和封堵作用效果，有利于维持后续水驱阶段注入压力和中低渗透层吸液压差，进而有利于扩大波及体积和提高采收率。
本发明的有益效果：本发明的目的是提供了一种弱凝胶段塞与多元复合段塞”交替注入提高采收率的方法，该方法不仅可以获得扩大宏观和微观液流转向效果，而且还能够延缓“吸液剖面反转”速度和提高波及区域洗油效率。在地面预先制备弱凝胶，然后注入油藏高渗透层。弱凝胶在高渗透层内滞留引起渗流阻力增加，后续水段塞致使弱凝胶聚集体水化膨胀，二者叠加作用会明显提升注入压力，促使后续“表面活性剂+聚合物微球”混合液段塞转向进入中低渗透层，从宏观和微观两个方面扩大波及体积。此外，水段塞和表面活性剂溶液还能够发挥延缓“吸液剖面反转”速度和提高波及区域洗油效率功效，技术效果和经济效益十分明显。
附图说明：
图1为实施例二的实验流程示意图。
具体实施方式：
实施例一
一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，所述方法包括以下步骤：
步骤一、配制弱凝胶、表面活性剂溶液和聚合物微球溶液；
步骤二、将弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液段塞交替注入油藏(或岩心)中，注入顺序为弱凝胶段塞→水段塞→(表面活性剂+聚合物微球) 混合液段塞，交替注入轮次为1～6轮，每一轮次中弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液三种液体段塞的体积比为：弱凝胶：水：(表面活性剂+聚合物微球)混合液＝1：(0.1～0.3)：(0.05～0.1)。比例数值可选为1:0.1:0.05 或1:0.2:0.075或1:0.3:0.1。
所述弱凝胶由聚合物溶液和交联剂组成，制备弱凝胶的成胶时间1min～ 10min，适宜油藏温度范围25℃～95℃；聚合物为部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相其对分子质量为300×104～1900×104，浓度为0.05％～0.35％；所述交联剂为有机铬或酚醛树脂；聚合物溶液和交联剂的比例为：60:1～360:1，溶剂水矿化度为0.6％～18.0％，其中Ca2+和Mg2+离子浓度范围为0.01～1.00％，其余阳离子为Na+和K+；所述表面活性剂溶液由溶剂水和表面活性剂组成，表面活性剂为非离子型表面活性剂，浓度为0.05％～0.30％，界面张力为10-2～10-3mN/m；聚合物微球浓度范围为0.05％～0.30％，粒径范围为10nm～100μm，水化时间≥12h，膨胀倍数≥3。
当采用“弱凝胶段塞与多元复合段塞”交替注入方式时，前置弱凝胶段塞将优先进入吸液启动压力较低的高渗透层并在其中发生滞留，致使孔喉过流断面减小和渗流阻力增加，进而引起吸液启动压力和全井注入压力升高。在弱凝胶之后的水段塞注入过程中，与中低渗透层相比较，高渗透层吸液启动压力仍然较低，吸液压差较大，吸水量较多。一方面，高渗透层吸入水将注入端附近区域部分滞留凝胶推向储层深部，该区域渗流阻力减小，注入井吸液能力增强；另一方面，高渗透层内滞留弱凝胶会与吸入水发生水化作用，引起凝胶分子聚集体膨胀，渗流阻力增加，吸液压差和吸液量减小。同时，全井注入压力也将进一步升高，这为中低渗透层增加吸液量奠定了压差基础。此时开始注入“表面活性剂+聚合物微球”混合液段塞，该段塞大部分进入中渗透层，其中微球主要沿原先水驱形成的水流优势通道运移。当微球进入孔隙喉道处时就会发生捕集，致使局部渗流阻力增加，表面活性剂溶液(微球携带液)就会转向进入前期水驱未被波及的小孔隙，从而达到扩大波及体积和提高洗油效率目的。第一轮次“弱凝胶段塞与多元复合段塞”注入完成后，由于高渗透层内滞留弱凝胶不断向储层深部运移和中渗透层含油饱和度降低，注入压力降低，这为后续各轮次“弱凝胶段塞与多元复合段塞”继续推进预留了压力上升空间。如此以往，弱凝胶就会在高渗透层内实现深部均匀滞留，促使后续“多元复合段塞”转向进入中低渗透层，进而实现扩大微观和宏观波及体积和提高洗油效率目的。
实施例二
实验方案和效果分析：
1、实验条件
1.1实验材料
表面活性剂为非离子表面活性剂(“DWS”)，有效含量40％；聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1900×104，固含量90％；交联剂为有机铬，有效含量2.7％。聚合物微球，有效含量35％。上述药剂由中海油天津分公司渤海石油研究院提供。
水为LD10-1油田注入水，离子组成分析见表1。
表1水质分析
油为模拟油，由LD10-1油田脱气原油与煤油混合而成，65℃黏度为 17mPa·s。
渗流特性评价实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结柱状岩心，外观几何尺寸：φ2.5×10cm。
驱油效果评价实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结层内非均质岩心，外观几何尺寸：长×宽×高＝30cm×4.5cm×4.5cm，各小层渗透率Kg＝300×10-3μm2、 2000×10-3μm2和6000×10-3μm2。
1.2实验设备及操作步骤
参照图1，驱替实验装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于65℃恒温箱内。
操作步骤：
(1)渗流特性
①岩心抽空饱和水，计算孔隙度；
②水驱，记录注入压力p1
③岩心注入聚合物溶液或弱凝胶5PV，记录注入压力数据p2；
④后续水驱5PV，记录注入压力p3。
(2)驱油效果
①岩心抽空饱和水，计算孔隙度；
②岩心饱和油，计算含油饱和度；
③水驱至设计含水率，注入设计段塞尺寸调驱剂；
④后续水驱98％，计算采收率。
2、实验方案设计
(1)、交替注入方式和“弱凝胶:水”体积比对增油降水效果的影响；
方案1-1～方案1-5，岩心水驱到98％+0.2PV弱凝胶(CP＝1200mg/L，聚:Cr3+＝180:1，交替注入时“弱凝胶:水”体积比＝4:1、5:1、6:1、7:1和8:1，交替注入4轮次)+后续水驱到98％。
(2)、“弱凝胶+水+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入增油降水效果；
方案2-1:岩心水驱到98％+“0.025PV弱凝胶(CP＝1200mg/L，聚:Cr3+＝180:1) +0.025PV复合液(CP＝1200mg/L聚合物微球/0.3％表面活性剂)”交替注入4次 +后续水驱到98％。
方案2-2:岩心水驱到98％+“0.025PV弱凝胶(CP＝1200mg/L，聚:Cr3+＝180:1) +0.005PV水+0.025PV复合液(CP＝1200mg/L聚合物微球/0.3％表面活性剂)”交替注入4次+后续水驱到98％。
3、效果分析
3.1弱凝胶渗流特性及其作用机理探讨
弱凝胶和聚合物溶液阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRR)测试结果分别见表2。
表2阻力系数和残余阻力系数
从表2可知，在聚合物浓度相同条件下，随岩心渗透率增加，孔喉尺寸增大，聚合物滞留能力下降，渗流阻力和阻力系数减小。在后续水驱过程中，岩石孔隙中部分滞留聚合物会随注入水流出岩心，孔隙内滞留量减小，孔隙过流断面增加，渗流阻力减小，残余阻力系数减小。与聚合物溶液相比较，弱凝胶阻力系数和残余阻力系数较大，并且残余阻力系数大于阻力系数，表现出独特渗流特性。
采用注入水制备聚合物溶液和弱凝胶(Cp＝1200mg/L，聚:Cr3+＝180:1)母液，用注入水将母液稀释为600mg/L目的液，然后将600mg/L稀释为300mg/L，将 300mg/L稀释为150mg/L，将150mg/L稀释为75mg/L目的液。注入水稀释后聚合物溶液和弱凝胶中分子聚集体尺寸激光粒度仪测试结果见表3。
表3分子聚集体尺寸Dh
从表3可以看出，注入水稀释作用对聚合物溶液和弱凝胶中分子聚集体尺寸影响效果截然不同。对于聚合物溶液，随聚合物浓度降低，分子聚集体尺寸减小。与聚合物溶液相反，随聚合物浓度降低，弱凝胶中分子聚集体尺寸增加。因此，当弱凝胶注入岩心后再注入水段塞，凝胶分子聚集体水化膨胀就会增加渗流阻力，进而造成注入压力升高。
3.2交替注入方式和“弱凝胶:水”体积比对增油降水效果的影响
交替注入和“弱凝胶:水”体积比对增油降水效果影响实验数据见表4。
表4采收率实验结果(0.2PV)
从表4可以看出，在弱凝胶段塞尺寸为0.2PV条件下，与段塞整体注入相比较，采用“弱凝胶:水”交替注入方式采收率增幅较大。随“弱凝胶:水”交替注入体积比(交替注入次数或周期数减小)增加，采收率增幅减小。由此可见，“弱凝胶:水”交替注入降低了中低渗透层启动压力升高速度，减缓了吸液剖面反转进程，扩大了中低渗透层波及系数。从技术经济角度考虑，合理“弱凝胶:水”体积比＝4:1～6:1。
3.3“弱凝胶+水+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入增油降水效果
“弱凝胶+水+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入增油降水效果实验数据见表5。
表5采收率实验结果
从表5可以看出，在弱凝胶段塞尺寸(0.2PV)相同条件下，与单独弱凝胶调驱最终采收率32.7％相比较，“弱凝胶+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入方式最终采收率为38.0％，“弱凝胶+水+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入最终采收率40.1％。由此可见，采用“弱凝胶+聚合物微球/表面活性剂溶液”或“弱凝胶+水+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入方式可以比单独弱凝胶调驱提高采收率5.3％以上，表明“聚合物微球/表面活性剂溶液”发挥了扩大微观波及体积和提高洗油效率功效。同时，“弱凝胶+水+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入方式要比“弱凝胶+聚合物微球/表面活性剂溶液”采收率增幅高2.1％。由此可见，“弱凝胶段塞+水段塞”组合可以利用弱凝胶独特渗流特性来进一步提高注入压力、扩大波及体积和提高采收率。
与聚合物溶液相比较，弱凝胶阻力系数和残余阻力系数较大，并且残余阻力系数大于阻力系数，表现出独特渗流特性。“弱凝胶:水”交替注入降低了中低渗透层启动压力升高速度，减缓了吸液剖面反转进程，扩大了中低渗透层波及系数。从技术经济角度考虑，合理“弱凝胶:水”体积比＝4:1～6:1。与单独弱凝胶调驱相比较，采用“弱凝胶+聚合物微球/表面活性剂溶液”或“弱凝胶+ 水+聚合物微球/表面活性剂溶液”交替注入方式采收率增幅可以提高5.3％以上。与“弱凝胶+聚合物微球/表面活性剂溶液”，“弱凝胶+水+聚合物微球/表面活性剂溶液”采收率增幅提高2.1％。由此可见，“弱凝胶段塞+水段塞”组合可以利用弱凝胶独特渗流特性来进一步提高注入压力、扩大波及体积和提高采收率。
Claims (7)
1.一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：
步骤一、配制弱凝胶、表面活性剂溶液和聚合物微球溶液；
步骤二、将弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液段塞交替注入油藏中，注入顺序为弱凝胶段塞→水段塞→（表面活性剂+聚合物微球）混合液段塞，交替注入轮次为1～6轮，每一轮次中弱凝胶、水和表面活性剂与聚合物微球混合液三种液体段塞的体积比为：弱凝胶：水：（表面活性剂+聚合物微球）混合液=1：（0.1～0.3）：（0.05～0.1）。
2.根据权利要求1所述的一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，其特征在于：所述弱凝胶由聚合物溶液和交联剂组成。
3.根据权利要求2所述的一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，其特征在于：所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，相其对分子质量为300×104～1900×104，浓度为0.05%～0.35%。
4.根据权利要求2所述的一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，其特征在于：所述交联剂为有机铬或酚醛树脂。
5.根据权利要求2所述的一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，其特征在于：所述聚合物溶液和交联剂的比例为：60:1～360:1，溶剂水矿化度为0.6%～18.0%，其中Ca2+和Mg2+离子浓度范围为0.01～1.00%，其余阳离子为Na+和K+。
6.根据权利要求1所述的一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，其特征在于：所述表面活性剂溶液由溶剂水和表面活性剂组成，表面活性剂为非离子型表面活性剂，浓度为0.05%～0.30%，界面张力为10-2～10-3mN/m。
7.根据权利要求1所述的一种弱凝胶段塞与多元复合段塞交替注入提高采收率的方法，其特征在于：所述聚合物微球浓度范围为0.05%～0.30%，粒径范围为10nm～100μm，水化时间≥12h，膨胀倍数≥3。
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