CN102618246B - 一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法 - Google Patents
一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102618246B CN102618246B CN201210060075.XA CN201210060075A CN102618246B CN 102618246 B CN102618246 B CN 102618246B CN 201210060075 A CN201210060075 A CN 201210060075A CN 102618246 B CN102618246 B CN 102618246B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- slug
- foam
- stratum
- gas
- forming material
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000006260 foam Substances 0.000 title claims abstract description 141
- 239000002131 composite material Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 title abstract 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 120
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 106
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 81
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 63
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 49
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims description 41
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 35
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 25
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 25
- -1 hydroxy sulfo Chemical group 0.000 claims description 24
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 21
- DPDMMXDBJGCCQC-UHFFFAOYSA-N [Na].[Cl] Chemical compound [Na].[Cl] DPDMMXDBJGCCQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 19
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 17
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 12
- QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N propionamide Chemical compound CCC(N)=O QLNJFJADRCOGBJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 claims description 10
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 9
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000010865 sewage Substances 0.000 claims description 5
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 66
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 66
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 34
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 21
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000011206 ternary composite Substances 0.000 description 3
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 2
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 2
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N dodecyldimethylamine N-oxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 235000019197 fats Nutrition 0.000 description 2
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明涉及一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法。该方法包括以下步骤：向地层注入预处理前置聚合物段塞，其注入量为地层总孔隙体积的8-15％；向地层注入泡沫复合驱副段塞，其注入量为地层总孔隙体积的5-10％；向地层注入泡沫复合驱主段塞，其注入量为地层总孔隙体积的30-60％；向地层注入后续保护聚合物段塞，其注入量为地层总孔隙体积的10-20％。通过采用本发明所提供的本发明所提供的适用于油田开发的泡沫复合驱油方法可以获得良好的驱油效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法，其是一种三次采油中提高原油采收率的泡沫复合驱油方法，属于油田开发技术领域。
背景技术
目前国内外许多油田都已进入三次采油阶段，主要采用热采法、二氧化碳驱、化学驱等三次采油方法。由于地下储层的非均质性以及剩余油含量相对较少，因而既能扩大波及体积，又能提高驱油效率的三次采油方法是人们关注的热点。
化学驱是最具发展潜力的方法之一，在化学驱中聚合物驱、三元复合驱和泡沫复合驱是应用日趋广泛的三次采油方法。聚合物驱可在水驱的基础上提高采收率10％左右，大庆油田已大规模工业化应用；三元复合驱可在水驱的基础上提高采收率20％左右，且大庆油田已开展了大规模矿场试验；泡沫复合驱在水驱基础上提高采收率25％左右，已在矿场进行了先导性试验，并取得较为明显的效果。但这几种方法仍存在不足，聚合物驱不能降低油水界面张力，因而其提高驱油效率方面较弱；三元复合驱和泡沫复合驱中均含有碱，由于碱的加入产生了一系列的负面影响，如降低聚合物粘弹性、增加注入工艺及采出液处理难度、增加成本等。
因此，开发一种新型的无碱的，既能扩大波及体积，又能提高驱油效率的泡沫复合驱油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油田开发用的泡沫复合驱油方法，通过采用分布注入的方式进行泡沫复合驱油作业，采用该方法既能扩大波及体积，又能提高驱油效率。
为达到上述目的，本发明提供了一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法，其包括以下步骤：
1、向地层注入预处理前置聚合物段塞，其注入量为地层总孔隙体积的8-15％；
2、向地层注入泡沫复合驱副段塞，其注入量为地层总孔隙体积的5-10％；
3、向地层注入泡沫复合驱主段塞，其注入量为地层总孔隙体积的30-60％；
4、向地层注入后续保护聚合物段塞，其注入量为地层总孔隙体积的10-20％。
根据本发明的具体技术方案，在向地层注入预处理前置聚合物段塞的步骤中，所采用的预处理前置聚合物段塞优选是由聚合物、无机盐和水组成的聚合物水溶液，其中，在该聚合物水溶液中，聚合物的浓度为0.1-0.3wt％，该聚合物水溶液的粘度为50-150mPa·s。
在上述预处理前置聚合物段塞中所采用的聚合物可以为部分水解聚丙烯酰胺、耐温抗盐聚合物、疏水缔合聚合物和两性聚合物等中的一种或几种的组合；优选地，该聚合物是不同分子量的同种聚合物和/或不同种聚合物中的一种或几种的组合。根据本发明的具体实施方案，优选地，上述聚合物是单一的部分水解聚丙烯酰胺或者不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺的组合；更优选地，该部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1600-3500万、水解度为23-27％。
在上述预处理前置聚合物段塞中，所采用的无机盐可以为油田污水含的无机盐，或者氯化钠、氯化钾、氯化钙和氯化镁等中的一种或几种，优选地，在该预处理前置聚合物段塞的聚合物水溶液中，无机盐的浓度为0.2-0.6wt％。通过添加一定量的无机盐，可以提高其适用性，使其能够满足不同情况下的使用要求。
由于地层(油层)渗透率的非均质性，会导致驱替液发生锥进或指进的现象。本发明在将泡沫复合驱主段塞注入目的油层之前，首先注入一种预处理前置段塞，该段塞可以有效降低高渗透层的渗透率，防止后续泡沫复合驱中气体沿高渗透层发生气窜。另外该段塞可以吸附在岩石表面，降低后续起泡剂的吸附损失。
根据本发明的具体技术方案，在向地层注入泡沫复合驱副段塞(该泡沫复合驱副段塞是作为预吸附段塞)的步骤中，所采用的泡沫复合驱副段塞优选由起泡剂和气体组成，其中，起泡剂由表面活性剂、稳泡剂、无机盐和水组成。该起泡剂是一溶液体系，其中，表面活性剂的浓度为0.25-0.6wt％，稳泡剂的浓度为0.08-0.3wt％。
在本发明提供的方法中，通过向地层注入泡沫复合驱副段塞可以使起泡剂在油层中充分预吸附，使泡沫复合驱主段塞起泡剂的浓度受吸附损失影响降到最低，保证起泡剂在储层中的泡沫性能处于最佳状态。且当泡沫复合驱主段塞发生气体突破时，由于泡沫复合驱副段塞滞留在油层孔隙中，气体与该副段塞的起泡剂接触并产生泡沫，可以降低气窜发生。
在上述泡沫复合驱副段塞中，起泡剂所采用的表面活性剂可以为烷基醇酰胺聚氧乙烯醚、双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚、椰油脂肪酸乙醇酰胺、烷基聚葡萄糖苷、十二烷基二甲基氧化胺、椰油酰胺丙基二甲基甜菜碱和椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱等中的一种或几种的组合；优选地，上述表面活性剂为双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚和/或椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱等。
在上述泡沫复合驱副段塞中，起泡剂所采用的稳泡剂可以为部分水解聚丙烯酰胺、耐温耐盐聚合物、疏水缔合聚合物和两性聚合物等中的一种或几种；优选地，该稳泡剂可以是不同分子量的同种聚合物和/或不同种聚合物中的一种或几种的组合。根据本发明的具体实施方案，优选地，上述稳泡剂是单一的部分水解聚丙烯酰胺或者不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺的组合；更优选地，该部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1200-2500万、水解度为23-27％。
在上述泡沫复合驱副段塞中，起泡剂所采用的无机盐可以为油田污水含的无机盐，或者氯化钠、氯化钾、氯化钙和氯化镁等中的一种或几种。优选地，在上述泡沫复合驱副段塞的起泡剂中，无机盐的浓度为0.2-0.6wt％。通过添加一定量的无机盐，可以提高其适用性，使其能够满足不同情况下的使用要求。
在上述泡沫复合驱副段塞中，所采用的气体优选为二氧化碳、天然气、空气和烟道气等中的一种或几种；更优选地，上述气体为二氧化碳和/或天然气等。
在上述泡沫复合驱副段塞中，在地层压力下，气体与起泡剂的体积比优选控制为0.2∶1-1.2∶1。
根据本发明的具体技术方案，在向地层注入泡沫复合驱主段塞(该泡沫复合驱主段塞是作为驱油段塞)的步骤中，所采用的泡沫复合驱主段塞优选包括起泡剂和气体，其中，起泡剂由表面活性剂、稳泡剂、无机盐和水组成，在该起泡剂中，表面活性剂的浓度为0.25-0.6wt％，稳泡剂的浓度为0.08-0.3wt％。
在上述泡沫复合驱主段塞中，起泡剂所采用的表面活性剂可以为烷基醇酰胺聚氧乙烯醚、双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚、椰油脂肪酸乙醇酰胺、烷基聚葡萄糖苷、十二烷基二甲基氧化胺、椰油酰胺丙基二甲基甜菜碱和椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱等中的一种或几种的组合；优选地，上述表面活性剂为双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚和/或椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱等。
在上述泡沫复合驱主段塞中，起泡剂所采用的稳泡剂可以为部分水解聚丙烯酰胺、耐温耐盐聚合物、疏水缔合聚合物和两性聚合物等中的一种或几种；优选地，该稳泡剂可以是不同分子量的同种聚合物和/或不同种聚合物中的一种或几种的组合。根据本发明的具体实施方案，优选地，上述稳泡剂是单一的部分水解聚丙烯酰胺或者不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺的组合；更优选地，该部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1200-2500万、水解度为23-27％。
在上述泡沫复合驱主段塞中，起泡剂所采用的无机盐可以为油田污水含的无机盐，或者氯化钠、氯化钾、氯化钙和氯化镁等中的一种或几种。优选地，在上述泡沫复合驱副段塞的起泡剂中，无机盐的浓度为0.2-0.6wt％。通过添加一定量的无机盐，可以提高其适用性，使其能够满足不同情况下的使用要求。
在本发明提供的泡沫复合驱油方法中，优选地，泡沫复合驱主段塞的注入是通过以下注入方式中的一种或几种的组合实现的：
起泡剂和气体混合注入：在地面采用泡沫发生器将起泡剂与气体混合产生泡沫后注入地层，或者将起泡剂和气体的混合物直接注入地层；
起泡剂+气体交替注入：将起泡剂和气体交替注入地层，交替周期为地层总孔隙体积的0.1-2％。
根据本发明的具体技术方案，所采用的泡沫复合驱主段塞还可以包括聚合物段塞，并且，在这种情况下，该泡沫复合驱主段塞的注入可以是通过以下注入方式中的一种或几种的组合实现的：
聚合物段塞+起泡剂+气体交替注入：将聚合物段塞、起泡剂和气体交替注入地层，交替周期为地层总孔隙体积的0.1-2％；
聚合物段塞+起泡剂与气体的混合物交替注入：将聚合物段塞、起泡剂与气体的混合物交替注入地层，交替周期为地层总孔隙体积的0.1-2％，其中，起泡剂与气体的混合物在地面采用泡沫发生器将起泡剂与气体混合产生泡沫后注入地层，或者将起泡剂和气体的混合物直接注入地层。
根据本发明的具体实施方案，优选地，泡沫复合驱主段塞中的聚合物段塞是由聚合物、无机盐和水组成的聚合物水溶液，在该水溶液中，聚合物的浓度为0.08-0.25wt％，该聚合物水溶液的粘度为30-100mPa·s。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述泡沫复合驱主段塞的注入是通过起泡剂和气体混合注入的方式实现的，即在地面采用泡沫发生器将起泡剂与气体混合产生泡沫后注入地层，或者将起泡剂和气体的混合物直接注入地层。
在上述泡沫复合驱主段塞中，所采用的气体优选为二氧化碳、天然气、空气和烟道气等中的一种或几种；更优选地，上述气体为二氧化碳和/或天然气。
在上述泡沫复合驱主段塞中，在地层压力下，气体与起泡剂的体积比优选控制为0.2∶1-1.2∶1。
在本发明所提供的泡沫复合驱油方法中，泡沫复合驱主段塞的注入方式灵活多变，可以根据现场的实际情况进行调整，满足不同的需求。由于泡沫在大孔道中流动时有较高的视粘度，流动阻力随泡沫注入量的增加而增大，当增加到超过小孔道中的流动阻力后，泡沫便进入低渗透小孔道；泡沫在小孔道中流动视粘度低，小孔道中含油饱和度高，泡沫稳定性差；两种因素的共同作用使泡沫能够在高、低渗透层内均匀推进。同时起泡剂体系具有超低界面张力，本发明所提供的泡沫复合驱方法同时具有扩大波及体积、提高驱油效率的作用，可以大幅度提高原油采收率。
根据本发明的具体技术方案，在向地层注入后续保护聚合物段塞的步骤中，所采用的后续保护聚合物段塞优选是由聚合物、无机盐和水组成的聚合物水溶液，并且，该后续保护聚合物段塞所采用的聚合物水溶液的聚合物浓度为0.08-0.25wt％，该聚合物水溶液的粘度为30-100mPa·s。
在上述后续保护聚合物段塞中所采用的聚合物可以为部分水解聚丙烯酰胺、耐温抗盐聚合物、疏水缔合聚合物和两性聚合物等中的一种或几种的组合；优选地，该聚合物是不同分子量的同种聚合物和/或不同种聚合物中的一种或几种的组合。根据本发明的具体技术方案，优选地，上述聚合物是单一的部分水解聚丙烯酰胺或者不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺的组合；更优选地，该部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1600-3500万、水解度为23-27％。
在上述后续保护聚合物段塞中，所采用的无机盐可以为油田污水含的无机盐，或者氯化钠、氯化钾、氯化钙和氯化镁等中的一种或几种，优选地，在该预处理前置聚合物段塞的聚合物水溶液中，无机盐的浓度为0.2-0.6wt％。通过添加一定量的无机盐，可以提高其适用性，使其能够满足不同情况下的使用要求。
与现有技术相比，本发明所提供的泡沫复合驱油方法具有如下特点：
(1)、泡沫复合驱油方法分为四个不同段塞，保证了泡沫复合驱主段塞的泡沫性能处于最佳，且主段塞注入方式灵活多变，可以根据现场的实际情况进行调整，满足不同的需求；
(2)、泡沫复合驱方法的起泡剂同时具有超强泡沫性能和超低界面张力，且不含强碱、弱碱等，避免了碱在应用中带来的降低聚合物粘弹性、增加注入工艺及采出液处理难度、增加成本等问题。
通过采用本发明所提供的本发明所提供的适用于油田开发的泡沫复合驱油方法可以获得良好的驱油效果。
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。
通过人造非均质岩心对本发明所提供的泡沫复合驱油方法进行研究，考察不同泡沫复合驱注入方式对驱油效果的影响。起泡剂中的表面活性剂选取双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚(含4-6个聚氧乙烯基，16-18个烷基碳)、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱。稳泡剂为分子量为1600万或2500万的部分水解聚丙烯酰胺，也可以是二者的混合物，水解度为23％。实验用水为模拟盐水(含氯化钠0.24wt％)，气体为二氧化碳或天然气。本发明提供的起泡剂的泡沫性能和界面性能好，采用本发明提供的泡沫复合驱方法对室内人造非均质岩心进行驱油均具有较好的驱油效果。
实验仪器：泡沫扫描仪Foamscan(法国IT.concept公司)，界面张力仪TX500C(美国BOWING公司生产)，泡沫驱油装置(江苏华安石油仪器公司生产)，粘度计LU-DVII(美国BROOKFIELD公司生产)。
实施例1
本实施例通过采用泡沫扫描仪对起泡剂进行起泡性和稳泡性测试，测试方法如下：在45℃下，以30mL/min的流速向泡沫扫描仪中通入二氧化碳，注入5min。
注气结束时产生的泡沫的体积作为起泡性评价指标，即发泡体积(V)。泡沫衰减一半时的时间作为泡沫稳定性评价指标，即泡沫半衰期(t)。泡沫综合指数(FCI)可以同时考虑发泡体积和泡沫半衰期两个指标，FCI＝3Vt/4。采用TX500C型旋转滴界面张力仪在在45℃和5000转/min。的转速下测定2小时的油水界面张力，实验用油为大庆原油(密度862.8kg/m3，凝点为31℃，酸值为0.09mgKOH/g，蜡含量为27.85％，硫含量为0.13％)。不同起泡剂的泡沫综合指数和界面张力如表1所示，其中，表面活性剂浓度为表面活性剂占起泡剂总量的质量百分比。
表1起泡剂体系的泡沫综合指数及界面张力数据
由表1可知，起泡剂的泡沫综合指数均较大，超过15000，因此，起泡剂具有超强泡沫性能。起泡剂与大庆原油的界面张力均能达到10-2mN/m以下，这说明本实施例提供的发泡剂具有很好的洗油作用。
实施例2
本实施例提供了一种泡沫复合驱油方法，选取人造三层非均质正韵律岩心(尺寸4.5cm×4.5cm×30cm)来模拟地层，其渗透率变异系数为0.72。首先在45℃下对岩心抽真空至-1MPa两小时，饱和模拟盐水，测得孔隙体积为157mL。
对已经饱和了水的岩心饱和大庆油田模拟油(粘度为9.5cp)，确定含油饱和度为73.2％，老化12小时以上。
对饱和了模拟油的岩心进行水驱至采出液含水率98％，计算水驱采收率后，按照以下四个步骤进行泡沫复合驱油：前置聚合物段塞、预吸附副段塞、泡沫驱油主段塞和聚合物保护段塞，在完成四个步骤之后后续水驱至采出液含水率98％，计算泡沫复合驱采收率提高值。
泡沫复合驱油四个步骤的具体操作及参数如下：
(1)注入预处理前置聚合物段塞：聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，其分子量为2500万，水解度为23％，浓度为0.15wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；预处理前置聚合物段塞的粘度为74mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的10％。
(2)注入泡沫复合驱副段塞作为预吸附段塞：表面活性剂为双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚(含4-6个聚氧乙烯基，16-18个烷基碳)，浓度为0.3wt％；稳泡剂为部分水解聚丙烯酰胺，其分子量为1200万，水解度为23％，浓度为0.1wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；泡沫复合驱副段塞的粘度为18mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的5％。
(3)注入泡沫复合驱副段塞作为驱油主段塞：选用聚合物段塞+起泡剂+气体交替注入的方式，其中，聚合物段塞中的聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1600万，水解度为23％，浓度为0.1wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该聚合物段塞的粘度为23mPa·s。起泡剂中的表面活性剂为双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚(含4-6个聚氧乙烯基，16-18个烷基碳)，浓度为0.3wt％；稳泡剂为部分水解聚丙烯酰胺，其分子量为1200万，水解度为23％，浓度为0.1wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该起泡剂的粘度为18mPa·s。在注入过程中，三种段塞的交替周期为岩心孔隙体积的1.5％(即依次注入占岩心孔隙体积的1.5％的聚合物段塞、占岩心孔隙体积的1.5％的起泡剂和占岩心孔隙体积的1.5％的气体，然后重复上述注入过程)，气体与起泡剂的体积比为0.8∶1，气体为二氧化碳。聚合物段塞、起泡剂段塞、气体的注入量分别岩心孔隙体积的15％。
(4)注入后续保护聚合物段塞：聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为2500万，水解度为23％，浓度为0.15wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该后续保护聚合物段塞的粘度为74mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的15％。
各种指标的测试结果如表2所示。
表2泡沫复合驱测试结果
由表2可知，泡沫复合驱油主段塞选用聚合物段塞+起泡剂段塞+气体段塞交替方式，泡沫复合驱可在水驱后提高采收率30％以上(该采收率的提高值是将本实施例的泡沫复合驱油方法所得到的采收率与在对岩心进行水驱后再采用泡沫进行驱油的方式的采收率进行比较得到的)，岩心总采收率在67％左右。
实施例3
本实施例提供了一种泡沫复合驱油方法，其中，泡沫复合驱油四个步骤的具体操作及参数如下：
(1)注入预处理前置聚合物段塞：聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，其分子量为2500万，水解度为23％，浓度为0.15wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；预处理前置聚合物段塞的粘度为74mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的10％。
(2)注入泡沫复合驱副段塞作为预吸附段塞：表面活性剂为双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚(含4-6个聚氧乙烯基，16-18个烷基碳)，浓度为0.3wt％；稳泡剂为部分水解聚丙烯酰胺，其分子量为1200万，水解度为23％，浓度为0.1wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该泡沫复合驱副段塞的粘度为18mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的5％。
(3)注入泡沫复合驱副段塞作为驱油主段塞：选用聚合物段塞+起泡剂和气体混合(在注入岩心前形成泡沫)段塞交替方式注入。聚合物段塞中的聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，分子量为1600万，水解度为23％，浓度为0.1wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该聚合物段塞的粘度为23mPa·s。起泡剂中的表面活性剂为双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚(含4-6个聚氧乙烯基，16-18个烷基碳)，浓度为0.3wt％；稳泡剂为部分水解聚丙烯酰胺，其分子量为1200万，水解度为23％，浓度为0.1wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该起泡剂的粘度为18mPa·s。三种段塞的交替周期为岩心孔隙体积的2％，气体与起泡剂的体积比为0.8∶1，气体为二氧化碳。聚合物段塞、起泡剂和气体的混合段塞注入量分别为岩心孔隙体积的30％。
(4)注入后续保护聚合物段塞：聚合物选用部分水解聚丙烯酰胺分子量为2500万，水解度为23％，浓度为0.15wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该后续保护聚合物段塞的粘度为74mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的15％。
其他条件和步骤与实施例2相同，具体测试结果如表3所示。
表3泡沫复合驱测试结果
由表3可知，泡沫复合驱油主段塞选用聚合物段塞+起泡剂和气体混合(在注入岩心前形成泡沫)段塞交替方式注入，泡沫复合驱可在水驱后提高采收率35％以上，提高采收率效果好于实施例2。
实施例4
本实施例提供了一种泡沫复合驱油方法，其中，泡沫复合驱油四个步骤的具体操作及参数如下：
(1)注入预处理前置聚合物段塞：聚合物选用两种不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其中第一种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为2500万，浓度为0.1wt％，第二种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为3000万，浓度为0.05wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该预处理前置聚合物段塞的粘度为96mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的10％。
(2)注入泡沫复合驱副段塞作为预吸附段塞：表面活性剂选用椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱，浓度为0.3wt％；稳泡剂为两种不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其中，第一种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1200万，浓度为0.08wt％，第二种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1600万，浓度为0.04wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该泡沫复合驱副段塞的粘度为20mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的5％。
(3)注入泡沫复合驱副段塞作为驱油主段塞：选用起泡剂段塞+气体段塞交替方式注入，起泡剂中表面活性剂为椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱，浓度为0.3wt％；稳泡剂为两种不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其中，第一种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1200万，浓度为0.08wt％，第二种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1600万，浓度为0.04wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该泡沫复合驱副段塞的粘度为20mPa·s，起泡剂和气体交替周期为岩心孔隙体积的1.5％，气体与起泡剂的体积比为1∶1，气体为天然气。起泡剂段塞、气体段塞注入量分别为岩心孔隙体积的30％。
(4)注入后续保护聚合物段塞：聚合物选用两种不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其中，第一种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为2500万，浓度为0.1wt％，第二种部分水解聚丙烯酰胺的分子量为3000万，浓度为0.05wt％；无机盐为氯化钠，浓度为0.24wt％；该后续保护聚合物段塞的粘度为96mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的10％。
其他条件和步骤与实施例2相同，具体测试结果如表4所示。
表4泡沫复合驱测试数据
由表4可知，泡沫复合驱油主段塞选用起泡剂段塞+气体段塞方式注入，泡沫复合驱可在水驱后提高采收率32％以上。
实施例5
本实施例提供了一种泡沫复合驱油方法，其中，泡沫复合驱油四个步骤的具体操作及参数如下：
(1)前置聚合物段塞：聚合物选用不同分子量部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其中分子量为2500万，浓度为0.1wt％，分子量为3000万，浓度为0.05wt％含氯化钠0.24wt％，粘度为96mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的10％。
(2)预吸附副段塞：表面活性剂选用椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱，浓度为0.3wt％，稳泡剂为不同分子量部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其中分子量为1200万，浓度为0.08wt％；分子量为1600万，浓度为0.04wt％，含氯化钠0.24wt％，粘度为20mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的5％。
(3)泡沫驱油主段塞：选用起泡剂体系和气体混合(在注入岩心前形成泡沫)方式注入。起泡剂体系中表面活性剂为椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱，浓度为0.3wt％。稳泡剂为不同分子量部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其中分子量为1200万，浓度为0.08wt％；分子量为1600万，浓度为0.04wt％，含氯化钠0.24wt％，粘度为20mPa·s，气液比为1∶1，气体为天然气。起泡剂体系和气体注入量为岩心孔隙体积的60％。
(4)聚合物保护段塞：聚合物选用不同分子量部分水解聚丙烯酰胺组合，水解度为23％，其分子量为2500万，浓度为0.1wt％；分子量为3000万，浓度为0.05wt％，含氯化钠0.24wt％，粘度为96mPa·s，注入量为岩心孔隙体积的10％。
其他条件和步骤与实施例2相同，具体测试结果如表5所示。
表5泡沫复合驱实验结果
由表5可知，泡沫复合驱油主段塞选用起泡剂体系和气体混合(在注入岩心前形成泡沫)方式注入，泡沫复合驱可在水驱后提高采收率36％以上，此种注入方式采收率提高值最佳。因此建议在现场实施泡沫复合驱油时最好使用这种注入方式。
Claims (8)
1.一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法，其包括以下步骤：
向地层注入预处理前置聚合物段塞，其注入量为地层总孔隙体积的8-15%；
向地层注入泡沫复合驱副段塞，其注入量为地层总孔隙体积的5-10%；
向地层注入泡沫复合驱主段塞，其注入量为地层总孔隙体积的30-60%；
向地层注入后续保护聚合物段塞，其注入量为地层总孔隙体积的10-20%；
所述预处理前置聚合物段塞和所述后续保护聚合物段塞分别是由聚合物、无机盐和水组成的聚合物水溶液，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺、耐温抗盐聚合物、疏水缔合聚合物或两性聚合物，所述聚合物是不同分子量的同种聚合物的组合，所述预处理前置聚合物段塞所采用的聚合物水溶液的聚合物浓度为0.1-0.3wt%，所述聚合物水溶液的粘度为50-150mPa·s；所述后续保护聚合物段塞所采用的聚合物水溶液的聚合物浓度为0.08-0.25wt%，所述聚合物水溶液的粘度为30-100mPa·s；
所述泡沫复合驱副段塞包括起泡剂和气体；
所述泡沫复合驱主段塞的注入是通过以下注入方式中的一种或几种的组合实现的：聚合物段塞+起泡剂+气体交替注入：将聚合物段塞、起泡剂和气体交替注入地层，交替周期为地层总孔隙体积的0.1-2%；聚合物段塞+起泡剂与气体的混合物交替注入：将聚合物段塞、起泡剂与气体的混合物交替注入地层，交替周期为地层总孔隙体积的0.1-2%，其中，所述起泡剂与气体的混合物在地面采用泡沫发生器将起泡剂与气体混合产生泡沫后注入地层，或者将起泡剂和气体的混合物直接注入地层；
在所述泡沫复合驱副段塞与所述泡沫复合驱主段塞中，在地层压力下，所述气体与起泡剂的体积比为0.2：1-1.2：1；所述起泡剂由表面活性剂、稳泡剂、无机盐和水组成，在所述起泡剂中，所述表面活性剂的浓度为0.25-0.6wt%，所述稳泡剂的浓度为0.08-0.3wt%，所述无机盐的浓度为0.2-0.6wt%，所述无机盐为油田污水含的无机盐，或者氯化钠、氯化钾、氯化钙和氯化镁中的一种或几种；所述表面活性剂为双烷基醇酰胺聚氧乙烯醚和/或椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱；所述稳泡剂为部分水解聚丙烯酰胺、耐温耐盐聚合物、疏水缔合聚合物或两性聚合物,所述稳泡剂是不同分子量的同种聚合物的组合。
2.根据权利要求1所述的泡沫复合驱油方法，其中，所述聚合物是不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺的组合。
3.根据权利要求2所述的泡沫复合驱油方法，其中，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1600-3500万、水解度为23-27%。
4.根据权利要求1所述的泡沫复合驱油方法，其中，所述稳泡剂是不同分子量的部分水解聚丙烯酰胺的组合。
5.根据权利要求4所述的泡沫复合驱油方法，其中，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量为1200-2500万、水解度为23-27%。
6.根据权利要求1所述的泡沫复合驱油方法，其中，所述泡沫复合驱主段塞中的聚合物段塞是由聚合物、无机盐和水组成的聚合物水溶液，在该聚合物水溶液中，聚合物的浓度为0.08-0.25wt%，该聚合物水溶液的粘度为30-100mPa·s。
7.根据权利要求1所述的泡沫复合驱油方法，其中，所述气体为二氧化碳、天然气、空气和烟道气中的一种或几种。
8.根据权利要求7所述的泡沫复合驱油方法，其中，所述气体为二氧化碳和/或天然气。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201210060075.XA CN102618246B (zh) | 2012-03-08 | 2012-03-08 | 一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201210060075.XA CN102618246B (zh) | 2012-03-08 | 2012-03-08 | 一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102618246A CN102618246A (zh) | 2012-08-01 |
| CN102618246B true CN102618246B (zh) | 2014-07-23 |
Family
ID=46558463
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201210060075.XA Active CN102618246B (zh) | 2012-03-08 | 2012-03-08 | 一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102618246B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106318362A (zh) * | 2015-06-16 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种新型驱油用二氧化碳泡沫剂及其制备方法 |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102851015B (zh) * | 2012-09-28 | 2014-12-24 | 四川仁智油田技术服务股份有限公司 | 一种抗高温抗高凝析油抗高矿化度泡沫排水剂及制备方法 |
| CN103225495B (zh) * | 2013-03-14 | 2016-01-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种由近及远逐段驱替方法 |
| CN104109524B (zh) * | 2013-04-16 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 高盐油藏强化泡沫驱用组合物及制备方法 |
| CN103642481B (zh) * | 2013-12-13 | 2016-01-20 | 长江大学 | 耐温耐盐型低界面张力泡沫驱油剂及其制备方法 |
| CN103721625B (zh) * | 2014-01-04 | 2016-04-06 | 山东大学 | 一种水基泡沫稳定剂、制备方法及具有超高稳定性的水基泡沫体系 |
| CN105089587A (zh) * | 2014-05-15 | 2015-11-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油田采油后期提高地下油藏中原油采收率的方法 |
| CN104694091B (zh) * | 2015-01-15 | 2017-12-19 | 陕西延长石油油田化学科技有限责任公司 | 一种油田用起泡剂及其制备方法 |
| CN104762078B (zh) * | 2015-03-18 | 2017-12-15 | 西南石油大学 | 一种多功能空气泡沫驱用发泡体系 |
| CN106590602B (zh) * | 2015-10-14 | 2018-09-28 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种复合发泡剂及其应用 |
| CN106812509B (zh) * | 2015-11-30 | 2018-11-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚表二元驱油体系辅助二氧化碳吞吐的采油方法 |
| CN106811188B (zh) * | 2015-11-30 | 2019-05-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种泡沫辅助二氧化碳吞吐的采油方法 |
| CN107603582B (zh) * | 2017-10-20 | 2020-06-09 | 陕西省石油化工研究设计院 | 一种空气泡沫驱油用高效起泡剂及其制备方法 |
| CN110317598B (zh) * | 2018-03-30 | 2021-09-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 提高致密储层co2驱效果的水溶液及其制备方法和应用方法 |
| CN108822823A (zh) * | 2018-06-15 | 2018-11-16 | 吉林石油集团兴业石油化学技术服务有限公司 | 一种耐酸耐油采油采气用起泡剂及其制备方法 |
| CN112322266B (zh) * | 2020-11-06 | 2022-08-26 | 北京泓硕科冠石油技术服务有限公司 | 一种多效复合氮气泡沫调驱体系以及一种调驱方法 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1291253A (zh) * | 1998-04-06 | 2001-04-11 | 大庆石油管理局 | 泡沫复合驱油方法 |
-
2012
- 2012-03-08 CN CN201210060075.XA patent/CN102618246B/zh active Active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1291253A (zh) * | 1998-04-06 | 2001-04-11 | 大庆石油管理局 | 泡沫复合驱油方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 于会宇等.从泡沫复合驱先导性矿场试验中取得的认识.《大庆石油地质与开发》.2001,第20卷(第2期),第108-110页. |
| 从泡沫复合驱先导性矿场试验中取得的认识;于会宇等;《大庆石油地质与开发》;20010430;第20卷(第2期);第108-110页 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106318362A (zh) * | 2015-06-16 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种新型驱油用二氧化碳泡沫剂及其制备方法 |
| CN106318362B (zh) * | 2015-06-16 | 2019-01-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种新型驱油用二氧化碳泡沫剂及其制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN102618246A (zh) | 2012-08-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102618246B (zh) | 一种适用于油田开发的泡沫复合驱油方法 | |
| Xiangguo et al. | Enhanced oil recovery mechanisms of polymer flooding in a heterogeneous oil reservoir | |
| CN102504788B (zh) | 一种适用于油田开发的发泡剂 | |
| CN105154055B (zh) | 一种超低界面张力泡沫驱油体系及其使用方法 | |
| CA2327744C (en) | A foam drive method | |
| CN102504794B (zh) | 一种疏水缔合聚合物—混合表面活性剂二元复合驱体系 | |
| CN104265252B (zh) | 一种稠油油藏人造泡沫油驱替开采方法 | |
| CN102952531B (zh) | 一种海上油田驱油用表面活性剂及其制备方法 | |
| CN110016329B (zh) | 一种高温高盐油藏原位乳化体系及其应用 | |
| CN102434137B (zh) | 超低界面张力耦合式空气泡沫驱油方法 | |
| Zhang et al. | Study on enhanced oil recovery by multi-component foam flooding | |
| CN110317598B (zh) | 提高致密储层co2驱效果的水溶液及其制备方法和应用方法 | |
| CN106947450B (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
| CN103965856A (zh) | 用于驱油的聚表二元体系及驱油方法 | |
| CN102286274A (zh) | 一种交联聚合物微球-聚合物复合深部调驱剂及其使用方法 | |
| CN104514531A (zh) | 一种三低砂岩油藏用双液法调剖堵水方法 | |
| CN109369848A (zh) | 一种功能型耐温抗盐调堵剂及其制备方法 | |
| US20140174735A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| CN104498016A (zh) | 二氧化碳驱油用泡沫剂及其制备方法 | |
| CN102650206A (zh) | 一种提高非均质油层采收率的方法 | |
| CN106967406A (zh) | 一种用于非均质油藏的驱油体系及驱油方法 | |
| CN107573918B (zh) | 一种油藏深部全液相气流转向剂及其制备方法 | |
| CN108219761A (zh) | 用于封堵气锥的泡沫凝胶堵剂及其施工方法 | |
| CN104449633B (zh) | 一种原油表面活性剂及其制备方法和应用 | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant |