CN101012744A - 氮气泡沫调驱段塞注入工艺 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种氮气泡沫调驱段塞注入工艺。解决了现有的调剖堵水工艺中不能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位，深部调剖要求大半径才能见到明显的增油降水效果，成本较高的问题。其特征在于：采用段塞式的注入方式，不同的段塞其大小、配方和注入目的均不相同。具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显及成本低的优点。

Description

氮气泡沫调驱段塞注入工艺
技术领域：
本发明涉及油田采油领域井下岩石钻进后堵塞工艺，属于一种氮气泡沫调驱段塞注入工艺。
背景技术：
油田经过四十多年的注水开发，即将进入特高含水期，产量已总体处于递减阶段，部分区块和层系进入油田开发晚期阶段，基础井网和一次调整井的含水已高达90％以上。由于油层非均质性，长期注水开发造成注入水无效低效循环日益严重，常规调整措施控水挖潜效果逐渐变差，产量递减加快。泡沫封堵技术对封堵油层高渗透部位，防止水窜，控制注入水无效低效循环作用效果明显。对于泡沫封堵技术现场注入工艺问题，各油田开展了多种类型现场注入工艺研究，如：气液混注、气液交替等现场注入工艺的研究。矿场实践结果表明：气液交替、气液混注等现场注入工艺存在一些问题：1、注入压力高与设备注入能力不匹配，水气交替注入过程中无法胜利实施注水转注气的实际问题，使试验达不到最佳气液比，影响了泡沫封堵能力；2、气液混注时容易发生气窜。
发明内容：
为解决背景技术中的不足，本发明的目的是提供一种氮气泡沫调驱段塞注入工艺，该工艺具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显及成本低的优点。
本发明的技术方案是：该氮气泡沫调驱段塞注入工艺包括下列步骤：
第一段塞为预处理吸附段塞：注入液量占总液量的11.3％；
第二段塞为高渗透层封堵段塞：注入液量占总液量的21.7％，气液地下体积比3∶2；
第三段塞为驱油封堵段塞：注入液量占总液量的46％，气液地下体积比2∶1；
第四段塞为封堵后保护段塞：注入液量占总液量的21％，气液地下体积比2∶1。
上述的第一段塞中用的液体是浓度为0.15％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺；第二段塞用的液体是由浓度为0.5％的十二烷基苯磺酸钠、浓度为0.07％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺和余量为水组成的；第三段塞中用的液体是浓度为0.15％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺；第四段塞中用的液体是由浓度为0.8％的十二烷基苯磺酸钠、浓度为0.15％的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺、浓度为0.3％的硫脲、浓度为2％的氯化钙、浓度为1％的醋酸铬和余量为水组成的；高分子量阴离子型聚丙烯酰胺为分子量为1900～3500万；气体为氮气。
本发明的有益效果是：本发明采用上述技术方案，在地面将氮气与配制好的泡沫溶液混合，混合后的气液在泡沫发生器内产生泡沫，泡沫沿井下管柱下行，在各层段的配水器处，通过井下定压堵塞器的分配作用，将泡沫按不同体积注入到不同的层段中。本发明分四个不同的段塞分别注入：预处理吸附段塞目的地层预吸附，降低发泡剂的吸附，增加起泡能力；高渗透层封堵段塞目的封堵油层的超高渗透孔道，在泡沫前缘形成高粘度的包裹带，防止气窜；驱油封堵段塞目的利用泡沫对高低渗透率地层的选择性封堵作用，启动低渗透层，利用泡沫对油层含水的选择性封堵作用，封堵高含水层，驱替高含油层，利用泡沫中气体的上浮作用，驱替低渗透部位；封堵后保护段塞目的防止后续注水对泡沫的稀释，在泡沫后部形成高粘度的隔离带。
另外在本发明中使用了气液混合的泡沫液体作为调堵剂：1、利用泡沫对高渗透性和低含油饱和度的选择，有效封堵水洗程度高的油层高渗透带；2、十二烷基苯硫酸钠能增加泡沫的稳定性，延长封堵的有效期，保证后续注入水的转向，提高原油产量；在含油饱和度低的地方，利用聚丙烯酰胺驱油，提高原油产量；3、利用泡沫中的气相组分，有效开发水驱难以开发的低渗透部位，提高原油产量。
附图说明：
图1北2-1-076井吸入剖面对比；
图2北2-丁2-59井组生产动态曲线。
具体实施方式：
下面结合实施例对本发明作进一步说明：本发明是在地面将氮气与配制好的泡沫溶液混合，混合后的气液在泡沫发生器内产生泡沫，泡沫沿井下管柱下行，在各层段的配水器处，通过井下定压堵塞器的分配作用，将泡沫按不同体积注入到不同的层段中，
实施例1、北2-2-076井于2005年12月29日-2006年2月3日完成PII6-9四个段塞的注入工作。
第一阶段为预处理吸附段塞(05.12.29-05.12.31)：
阶段累计注浓度0.15％聚合物溶液260m3，注入速度3.61m3/h，井口压力由10.5MPa上升到11.0MPa。
第二阶为高渗透层封堵段塞(06.1.1-06.1.10)：
气液混注，阶段内累计注液体500m3，注入速度2.08m3/h，注气15×104Nm3，注入速度525Nm3/h，累计气液比3∶2，井口混注压力由11.0MPa上升到12.8MPa。
第三阶段为驱油封堵段塞(06.1.11-06.1.26)：
气液混注，阶段内累计注液体1060m3，注入速度2.76m3/h，注气42.4×104Nm3，注入速度1104Nm3/h，累计气液比2∶1，井口混注压力由12.8MPa上升到15.8MPa。
第四阶段为封堵后保护段塞(06.1.27-06.2.3)：
气液混注，阶段内累计注液体480m3，注入速度2.5m3/h，注气19.2×104Nm3，注入速度1000Nm3/h，累计气液比2∶1，口混注压力由15.8MPa上升到16.9MPa。
上述的第一段塞中用的液体是浓度为0.15％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺；第二段塞用的液体是由浓度为0.5％的十二烷基苯磺酸钠、浓度为0.07％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺和余量为水组成的；第三段塞中用的液体是浓度为0.15％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺；第四段塞中用的液体是由浓度为0.8％的十二烷基苯磺酸钠、浓度为0.15％的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺、浓度为0.3％的硫脲、浓度为2％的氯化钙、浓度为1％的醋酸铬和余量为水组成的；高分子量阴离子型聚丙烯酰胺为分子量为1900～3500万。
措施效果：试验后吸水剖面改善，厚油层顶部动用状况改善，低渗透吸水厚度增加。北2-1-076井在同压(8.1MPa-8.2MPa)下同位素吸水剖面测试显示，在高渗透的葡II6-9层段内，高渗透(0.80μm2)部位相对吸水量由56.89％下降到23.47％，低渗透(0.36μm2)部位相对吸水量由27.08％上升到32.92％，说明厚油层顶部的驱替作用增强。北2-1-076井试验后启动压力增加0.5MPa，渗透率小于100×10-3μm2的高I2-8层段增加吸水厚度6m，相对吸水量由4.17％上升到43.61％，增加了39个百分点(见图1)。
措施见效后，连通油井产液量下降，产油上升，含水下降。产液量由06年1月的760m3/d下降到4月的685m3/d，产油量由40.9t/d上升到53.9t/d，含水下降，由94.62％下降到92.13％。到目前为止，措施继续有效，至2006年8月底连通油井已累计增油3663t(见图2)。
在水驱区块开展的氮气泡沫调驱提高采收率的单井及井组的现场试验，均取得了注入井剖面改善，对应油井增油降水显著的好效果，并取得了良好的经济效益，投入产出比在1∶3以上。

Claims (4)

1、一种氮气泡沫调驱段塞注入工艺，其特征在于：包括下列步骤：
第一段塞为预处理吸附段塞：注入液量占总液量的11.3％；
第二段塞为高渗透层封堵段塞：注入液量占总液量的21.7％，气液地下体积比3∶2；
第三段塞为驱油封堵段塞：注入液量占总液量的46％，气液地下体积比2∶1；
第四段塞为封堵后保护段塞：注入液量占总液量的21％，气液地下体积比2∶1。
2、根据权利要求1所述的氮气泡沫调驱段塞注入工艺，其特征在于：第一段塞中用的液体是浓度为0.15％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺；第二段塞用的液体是由浓度为0.5％的十二烷基苯磺酸钠、浓度为0.07％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺和余量为水组成的；第三段塞中用的液体是浓度为0.15％高分子量阴离子型聚丙烯酰胺；第四段塞中用的液体是由浓度为0.8％的十二烷基苯磺酸钠、浓度为0.15％的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺、浓度为0.3％的硫脲、浓度为2％的氯化钙、浓度为1％的醋酸铬和余量为水组成的。
3、根据权利要求2所述的氮气泡沫调驱段塞注入工艺，其特征在于：高分子量阴离子型聚丙烯酰胺为分子量为1900～3500万。
4、根据权利要求1所述的氮气泡沫调驱段塞注入工艺，其特征在于：气体为氮气。
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