CN104314533A - 一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法 - Google Patents
一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104314533A CN104314533A CN201410416503.7A CN201410416503A CN104314533A CN 104314533 A CN104314533 A CN 104314533A CN 201410416503 A CN201410416503 A CN 201410416503A CN 104314533 A CN104314533 A CN 104314533A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- salt
- thickening polymer
- quick
- oil recovery
- water
- 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.)
- Granted
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 104
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 102
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 21
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 103
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 64
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 36
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims description 18
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 9
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 8
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 8
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 238000013019 agitation Methods 0.000 claims description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000011049 filling Methods 0.000 abstract description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000009738 saturating Methods 0.000 abstract 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 38
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- AHLWZBVXSWOPPL-RGYGYFBISA-N 20-deoxy-20-oxophorbol 12-myristate 13-acetate Chemical compound C([C@]1(O)C(=O)C(C)=C[C@H]1[C@@]1(O)[C@H](C)[C@H]2OC(=O)CCCCCCCCCCCCC)C(C=O)=C[C@H]1[C@H]1[C@]2(OC(C)=O)C1(C)C AHLWZBVXSWOPPL-RGYGYFBISA-N 0.000 description 1
- 241001602688 Pama Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其包括首先将高、低填砂管岩心各自抽真空，饱和地层模拟水；用模拟盐水以注入速度为1mL/min分别驱替高、低填砂管岩心并测定孔隙体积和渗透率；以注入速度为1mL/min饱和地面脱水脱气原油；将饱和原油后的填砂管岩心密封后恒温放置48h；以注入速度为1mL/min驱替并联的高、低渗填砂管岩心，并计算水驱采收率；以1mL/min的注入速度，注入一定体积的盐敏自增稠聚合物溶液，随后注入模拟盐水进行过顶替；将并联的高、低填砂管岩心密封恒温放置120h待其增稠。本发明的方法操作简单、方便，注入性好，地层适用范围广，能有效改善注水地层的吸水剖面，提高原油采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域中进一步提高原油采收率的技术，尤其涉及一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法。
背景技术
随着油田注水开发程度的不断加深，油藏的非均质性和不利的油水流度比造成注入水沿优势通道突进，大大的降低了注入水的波及体积。水驱波及不均已经进一步演变成优势通道间窜流，水驱效果进一步变差，使油田的稳产基础变薄弱。且在高含水阶段下地层仍有大量的剩余油，只是由于储层分异严重，使得储层的动用程度得到限制，因此仍具备继续挖潜的潜力。在改善水驱开发效果的各类工艺措施中，对前期注水开发过程中产生的优势通道进行调控是一项行之有效的方法。目前国内外在对优势通道调控的方法主要有两种：利用体相冻胶对优势通道进行调控和利用颗粒对优势通道进行调控。利用体相冻胶进行调控的方法，由于在实施过程中冻胶对各种设备和地层孔隙的剪切，色谱分离效应、地层水稀释以及地层的物理化学条件（温度、压力、地层水矿化度）敏感，因而其成冻时间、形成的冻胶强度和进入地层深度难以控制。而利用颗粒进行调控的方法由于受颗粒自身大小的限制，地层适用范围窄，并且其成本较高，严重限制该方法的矿场规模化应用。同时，现有的对优势通道调控提高采收率的方法中常规聚合物溶液单独使用时，主要用于驱油，调剖堵水作用效果弱，且常规聚合物主要是阴离子聚丙烯酰胺，在高矿化度盐水中的金属离子可与中和聚合物分子链的电负性，会导致聚合物分子链由舒展变为蜷曲，聚合物溶液的粘度大幅度下降，表现出来抗盐性较差。
发明内容
为了解决以上问题，本发明提供了一种步骤简单、操作方便，可实现对优势通道的调控，改善地层的非均质性，扩大波及体积，进而提高原油采收率的利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法。
本发明是通过以下技术方案实现的：
上述的利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，包括以下步骤： （a）饱和水，首先将高、低填砂管岩心各自抽真空，饱和地层模拟水；（b）一次水驱，即用模拟盐水以注入速度为1mL/min分别驱替高、低填砂管岩心，测定高、低渗填砂管岩心的孔隙体积和渗透率；（c）饱和原油，即以注入速度为1mL/min饱和地面脱水脱气原油，直至出口端的产出液全部为油，得到饱和油体积；（d）老化，即将饱和原油后的填砂管岩心密封后恒温放置48h；（e）二次水驱，即以注入速度为1mL/min驱替并联的高、低渗填砂管岩心，直至产出液中含水率为98%，计算水驱采收率；（f）注入盐敏自增稠聚合物溶液，即以1mL/min的注入速度，注入一定体积的盐敏自增稠聚合物溶液，随后注入模拟盐水进行过顶替；（g）候凝增稠，即将并联的高、低填砂管岩心密封恒温放置120h待其增稠；（h）后续水驱，即以1mL/min的注入速度至产出液中的含水率再次达到98%，计算盐敏自增稠聚合物调控高渗透层后提高原油采收率的数值。
所述利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其中：所述盐敏自增稠聚合物溶液由盐敏自增稠聚合物和盐水组成，所述盐敏自增稠聚合物的质量分数为0.2~0.3%。
所述利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其中：所述盐敏自增稠聚合物是含有疏水侧链基团的聚丙烯酰胺类聚合物，其分子结构如下所示（结构式中，n=1~6），其相对分子质量为6~8×106，水解度20%~30%，固含量90%~95%；
。
所述利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其中：所述盐敏自增稠聚合物溶液是通过称取0.2~0.3g盐敏自增稠聚合物粉末，在搅拌条件下，少量多次均匀加进质量为99.7~99.8g的矿化度为60000~80000mg/L的盐水中，均匀搅拌30~40min后，静置熟化30~60min后配制得到。
所述利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其中：所述盐水由NaCl和CaCl2组成， NaCl为58000~78000mg/L，CaCl2为2000mg/L。
所述利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其中：所述盐敏自增稠聚合物溶液在40~80℃下，配液盐水矿化度为60000~80000mg/L，老化2~6d后，体系的粘度从初始30~60 mPa·s增大为20000~26000 mPa·s。
其中在盐敏自增稠聚合物溶液质量分数为0.25%，配液水矿化度为60000mg/L，60℃条件下老化5d体系粘度由初始45mPa·s增大至24000mPa·s；在盐敏自增稠聚合物溶液质量分数为0.30%，配液水矿化度为80000mg/L，80℃条件下老化5d体系粘度由初始55mPa·s增大至25000mPa·s。
有益效果：
本发明利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法操作简单、方便，组分单一、配制简单，不会出现色谱分离效应；注入性好，地层适用范围广，能有效改善注水地层的吸水剖面，提高原油采收率。其还具有以下优点：
1）盐敏自增稠聚合物剪切后仍有自增稠现象，削弱了机械剪切、地层岩石孔隙剪切等对聚合物粘度的影响；
2）可以大大削弱地层水矿化度对聚合物溶液粘度性能的影响；
3）该体系成本较低，初始粘度低，易于现场注入，适用范围广，地层适应能力强，选择性强和环境友好。
4）聚合物溶液体系在地层中增稠后可以大幅度增加其流动阻力，有效控制水驱的优势通道，减小水油流度比，进而实现后续液流转向进入含油饱和度高的中低渗透层，从而扩大水驱波及体积，最终达到提高采收率的目的。
5）通过盐敏自增稠聚合物的矿场应用，不仅可以使我国目前已停产的高含水井恢复生产；也为目前正在实施水驱的油田持续生产奠定基础；而且对我国原油的持续稳产和国家能源安全具有重要战略意义。
附图说明
图1 为本发明利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法中盐敏自增稠聚合物的结构及增稠机理示意图；
图2本发明实施例1利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法中60℃下0.25%盐敏自增稠聚合物溶液在盐水作用下的粘度变化情况；
图3为本发明实施例1利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法中0.25%盐敏自增稠聚合物溶液在温度为60℃、矿化度为60000 mg/L盐水作用下完全增稠后的效果照片；
图4为本发明实施例2利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法中盐敏自增稠聚合物对优势通道进行调控的双管填砂管岩心模型提高采收率实验流程示意图；
图4中1为平流泵、2为六通阀、3为水罐、4为油罐、5为堵剂罐、6为精密压力表、7为低渗填砂管、8为高渗填砂管、9为量筒、10为阀门。
具体实施方式
本发明利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，其包括以下步骤：
（a）饱和水
即首先将高、低填砂管岩心各自抽真空，饱和地层模拟水；
（b）一次水驱
即用模拟盐水以注入速度为1mL/min分别驱替高、低填砂管岩心，测定高、低渗填砂管岩心的孔隙体积和渗透率；
（c）饱和原油
即以注入速度为1mL/min饱和地面脱水脱气原油，直至出口端的产出液全部为油，得到饱和油体积；
（d）老化
即将饱和原油后的填砂管岩心密封后恒温放置48h；
（e）二次水驱
即以注入速度为1mL/min驱替并联的高、低渗填砂管岩心，直至产出液中含水率为98%，计算水驱采收率；
（f）注入盐敏自增稠聚合物溶液
即以1mL/min的注入速度，注入一定体积的盐敏自增稠聚合物溶液，随后注入模拟盐水进行过顶替；
（g）候凝增稠
即将并联的高、低填砂管岩心密封恒温放置120h待其增稠；
（h）后续水驱
即以1mL/min的注入速度至产出液中的含水率再次达到98%，计算盐敏自增稠聚合物调控高渗透层后提高原油采收率的数值。
其中，上述的盐敏自增稠聚合物溶液是由盐敏自增稠聚合物和盐水组成，该盐敏自增稠聚合物的质量分数为0.2~0.3%；
该盐敏自增稠聚合物是含有疏水侧链基团的聚丙烯酰胺类聚合物，其分子结构如下所示（结构式中，n=1~6），其相对分子质量为6~8×106，水解度20~30%，固含量90~95%；
。
该盐敏自增稠聚合物溶液是通过称取0.2~0.3g盐敏自增稠聚合物粉末，在搅拌条件下，少量多次均匀加进质量为99.7~99.8g的矿化度为60000~80000mg/L的盐水中，均匀搅拌30~40min后，静置熟化30~60min后配制得到；该盐水由NaCl和CaCl2组成， NaCl为58000~78000mg/L，CaCl2为2000mg/L。该盐敏自增稠聚合物溶液在40~80℃下，配液盐水矿化度为60000~80000mg/L，老化2~6d后，体系的粘度从初始30~60 mPa·s增大为20000~26000 mPa·s。
下面结合具体实施例，对本发明利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法作进一步描述：
实施例1
本发明实施例1的利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，是在矿化度为60000mg/L，质量为99.75g盐水中，边搅拌边缓慢加入0.25g盐敏自增稠聚合物，机械搅拌均匀30~40min后静置熟化0.5~1.0h，即得质量分数为0.25%盐敏自增稠聚合物溶液，然后将其放置于60℃恒温箱内，采用DV-Ⅱ Pro粘度计测定盐敏自增稠聚合物溶液体系粘度随时间的变化情况（如图2所示）。
本发明实施例1的聚合物溶液发生了增稠作用，体系的粘度显著增加。
实施例2
本发明实施例2的利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，是以对岩心的封堵率为评价指标，封堵率越大，对优势通道的调控能力越好，其操作步骤为：
将长20cm，内径2.5cm的三根填砂管填充砂粒制得模拟岩心，分别记为1号、2号、3号，水驱至压力稳定后测其堵前渗透率k 1；然后向填砂管岩心注入0.3V p（岩心孔隙体积）质量分数为0.25%，配液水矿化度为60000mg/L盐敏自增稠聚合物溶液（60℃下老化5d体系粘度可由初始45mPa·s增大至24000mPa·s），随后注入0.05V p水进行过顶替，最后将填砂管岩心密封后置于60℃恒温箱内，待聚合物溶液达到完全增稠后（>2d）待再次水驱至压力稳定，测岩心的堵后渗透率k 2，并按公式E=（k 1- k 2）/ k 1×100%，计算岩心封堵率E，实验结果见表1。
表1 盐敏自增稠聚合物调驱剂的封堵性能
| 编号 | 堵前渗透率/μm2 | 堵后渗透率/μm2 | 封堵率/% |
| 1 | 1.13 | 0.048 | 95.6 |
| 2 | 2.00 | 0.11 | 94.5 |
| 3 | 4.00 | 0.32 | 92.0 |
由实验结果表明，本发明实施例2中盐敏自增稠聚合物溶液完全增稠后具有很强的封堵性能，封堵率达到90%以上，能够实现对优势通道的调控，进而提高了原油采收率。
实施例3
本发明实施例3利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，是采用双管填砂管岩心模型（见图4）模拟含有优势通道的非均质地层，进而判断盐敏自增稠聚合物溶液对优势通道的调控能力及影响采收率增值的大小。
本发明实施例3的实施条件为：
盐敏自增稠聚合物溶液质量分数0.25%，配液水矿化度为60000mg/L。
采用上述盐敏自增稠聚合物溶液进行室内岩心驱替实验，原油为地面脱水脱气原油，其60℃下粘度为180mPa·s；模拟盐水矿化度为60000mg/L；实验温度为60℃；填砂管岩心基本的参数为直径为2.5cm，长度为20cm，高渗填砂管岩心渗透率为2.2μm2，低渗填砂管岩心渗透率为0.49μm2，注入段塞为0.3PV（高渗填砂管岩心的孔隙体积）。
由岩心驱替实验结果可知，调控前水驱采收率为41.1%，调控后水驱采收率最终达到64.4%，因此，本发明实施例3的原油采收率明显提高了23.3%。
实施例4
本发明实施例4利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，如实施例3所述，在这里就不做赘述。
本发明实施例4实施条件为：
盐敏自增稠聚合物溶液质量分数0.3%，配液水矿化度为60000mg/L；原油为地面脱水脱气原油，其80℃下粘度为100mPa·s；模拟盐水矿化度为60000mg/L，实验温度为80℃；填砂管岩心基本的参数为直径为2.5cm，长度为20cm，高渗填砂管岩心渗透率为3.1μm2，低渗填砂管岩心渗透率为0.51μm2，注入段塞为0.3PV（高渗填砂管岩心的孔隙体积）。
由实验结果可知，调控前水驱采收率为38.4%，调控后水驱采收率最终达到65.2%，因此，本发明实施例4原油采收率明显提高了26.8%。
实施例5
本发明实施例5利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，如实施例3所述，在这里就不做赘述。
本发明实施例5实施条件为：
盐敏自增稠聚合物溶液质量分数0.3%，配液水矿化度为80000mg/L；原油为地面脱水脱气原油，其80℃下粘度为100mPa·s；模拟盐水矿化度为80000mg/L，实验温度为80℃；填砂管岩心基本的参数为直径为2.5cm，长度为20cm，高渗填砂管岩心渗透率为4.2μm2，低渗填砂管岩心渗透率为0.48μm2，注入段塞为0.3PV（高渗填砂管岩心的孔隙体积）。
由实验结果可知，调控前水驱采收率为36.9%，调控后水驱采收率最终达到67.8%，因此，本发明实施例5的原油采收率明显提高了30.9%。
实施例6
本发明实施例6利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，如实施例3所述，在这里就不做赘述。
本发明实施例6实施条件为：
盐敏自增稠聚合物溶液质量分数0.3%，配液水矿化度为80000mg/L；原油为地面脱水脱气原油，其80℃下粘度为100mPa·s；模拟盐水矿化度为80000mg/L；实验温度为80℃；填砂管岩心基本的参数为直径为2.5cm，长度为20cm，高渗填砂管岩心渗透率为4.3μm2，低渗填砂管岩心渗透率为0.52μm2，注入段塞为0.2PV（高渗填砂管岩心的孔隙体积）。
由实验结果可知，调控前水驱采收率为36.5%，调控后水驱采收率最终达到62.4%，因此本发明实施例6的原油采收率明显提高了25.9%。
实施例7
本发明实施例7利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法，如实施例3所述，在这里就不做赘述。
本发明实施例7实施条件为：
盐敏自增稠聚合物溶液分数0.3%，配液水矿化度为80000mg/L；原油为地面脱水脱气原油，80℃下粘度为100mPa·s，模拟盐水矿化度为80000mg/L，实验温度为80℃；填砂管岩心基本的参数为直径为2.5cm，长度为20cm，高渗填砂管岩心渗透率为4.5μm2，低渗填砂管岩心渗透率喂0.51μm2，注入段塞为0.4PV（高渗填砂管岩心的孔隙体积）。
由实验结果可知，调控前水驱采收率为35.8%，调控后水驱采收率最终达到70.1%，因此本发明实施例7的原油采收率明显提高了34.3%。
综上可知，本发明利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法中实施例3、4、5、6、7均可有效对优势通道进行调控，特别是优势通道发好的地层其调控效果越好，对应采收率增值越大，提高采收率效果显著，达到20%以上。
以下结合本发明在实际应用中实施例，对本发明做进一步描述：
本发明利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法在对优势通道进行调控，主要包括以下步骤：
第一步，采用60000~80000 mg/L矿化度的配液水或地层矿化度水配制质量分数为0.2~0.3%盐敏自增稠聚合物溶液并熟化1 h；
第二步，往油层中注入0.2~0.4倍优势通道孔隙体积的盐敏自增稠聚合物水溶液段塞；
第三步，往油层中注入0.001~0.02倍优势通道孔隙体积的配液水作为过顶替液段塞，再将井筒附近盐敏自增稠聚合物溶液送入地层3~5 m；
第四步，关井候凝，关井时间为上述盐敏自增稠聚合物溶液完全增稠所需时间，即2~6天。
其中，本发明利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法对优势通道进行调控，是将盐敏自增稠聚合物溶液注入地层或岩心中，用于调控优势通道，进而提高原油采收率。
本发明利用盐敏自增稠聚合物调控优势通道提高原油采收率的方法操作简单、方便，组分单一、配制简单，不会出现色谱分离效应；分子尺寸，注入性好，地层适用范围广，能有效改善注水地层的吸水剖面，提高原油采收率。
Claims (6)
1.一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
（a）饱和水
首先将高、低填砂管岩心各自抽真空，饱和地层模拟水；
（b）一次水驱
用模拟盐水以注入速度为1mL/min分别驱替高、低填砂管岩心，测定高、低渗填砂管岩心的孔隙体积和渗透率；
（c）饱和原油
以注入速度为1mL/min饱和地面脱水脱气原油，直至出口端的产出液全部为油，得到饱和油体积；
（d）老化
即将饱和原油后的填砂管岩心密封后恒温放置48h；
（e）二次水驱
即以注入速度为1mL/min驱替并联的高、低渗填砂管岩心，直至产出液中含水率为98%，计算水驱采收率；
（f）注入盐敏自增稠聚合物溶液
即以1mL/min的注入速度，注入一定体积的盐敏自增稠聚合物溶液，随后注入模拟盐水进行过顶替；
（g）候凝增稠
即将并联的高、低填砂管岩心密封恒温放置120h待其增稠；
（h）后续水驱
即以1mL/min的注入速度至产出液中的含水率再次达到98%，计算盐敏自增稠聚合物调控高渗透层后提高原油采收率的数值。
2.如权利要求1所述的利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其特征在于：所述盐敏自增稠聚合物溶液由盐敏自增稠聚合物和盐水组成，所述盐敏自增稠聚合物的质量分数为0.2~0.3%。
3.如权利要求2所述的利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其特征在于：所述盐敏自增稠聚合物是含有疏水侧链基团的聚丙烯酰胺类聚合物，其分子结构如下所示（结构式中，n=1~6），其相对分子质量为6~8×106，水解度20~30%，固含量90~95%；
。
4.如权利要求1或2所述的利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其特征在于：所述盐敏自增稠聚合物溶液是通过称取0.2~0.3g盐敏自增稠聚合物粉末，在搅拌条件下，少量多次均匀加进质量为99.7~99.8g的矿化度为60000~80000mg/L的盐水中，均匀搅拌30~40min后，静置熟化30~60min后配制得到。
5.如权利要求4所述的利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其特征在于：所述盐水由NaCl和CaCl2组成， NaCl为58000~78000mg/L，CaCl2为2000mg/L。
6.如权利要求1或2所述的利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法，其特征在于：所述盐敏自增稠聚合物溶液在40~80℃下，配液盐水矿化度为60000~80000mg/L，老化2~6d后，体系的粘度从初始30~60 mPa·s增大为20000~26000 mPa·s。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410416503.7A CN104314533B (zh) | 2014-08-22 | 2014-08-22 | 一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410416503.7A CN104314533B (zh) | 2014-08-22 | 2014-08-22 | 一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104314533A true CN104314533A (zh) | 2015-01-28 |
| CN104314533B CN104314533B (zh) | 2017-05-10 |
Family
ID=52369829
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410416503.7A Active - Reinstated CN104314533B (zh) | 2014-08-22 | 2014-08-22 | 一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104314533B (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104775809A (zh) * | 2015-02-07 | 2015-07-15 | 中国石油大学(华东) | 一种水溶气藏开发模拟实验系统及方法 |
| CN106404634A (zh) * | 2016-11-29 | 2017-02-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种评价聚合物溶液降低油田储层渗透率的方法 |
| CN107476788A (zh) * | 2016-06-08 | 2017-12-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种原油注入方法 |
| CN112627788A (zh) * | 2020-12-24 | 2021-04-09 | 中国地质大学（北京） | 利用纤维素纳米纤维聚合物模拟石油采收的方法 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101113668A (zh) * | 2006-07-24 | 2008-01-30 | 中国海洋石油总公司 | 一种提高海上油田采收率的方法 |
| CN102140337A (zh) * | 2011-01-04 | 2011-08-03 | 中国石油大学(华东) | 一种疏水缔合羟乙基纤维素驱油剂 |
| US8071511B2 (en) * | 2007-05-10 | 2011-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove scale from wellbore tubulars or subsurface equipment |
| CN102703052A (zh) * | 2012-06-11 | 2012-10-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于油田调剖和驱油的泡沫体系及一种驱油方法 |
| CN102701504A (zh) * | 2012-06-18 | 2012-10-03 | 中国海洋大学 | 一种油田驱油用聚合物溶液的制备方法 |
| CN103541701A (zh) * | 2012-07-12 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于提高高温油藏三次采油采收率的驱油方法 |
| CN103555311A (zh) * | 2013-11-01 | 2014-02-05 | 西南石油大学 | AM/NaAA/APO三元聚合物驱油剂及合成 |
| CN103589408A (zh) * | 2013-11-18 | 2014-02-19 | 成都理工大学 | 一种耐高温高盐的调堵体系及利用调堵体系调堵的方法 |
| CN103965852A (zh) * | 2013-02-05 | 2014-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法 |
| CN104152130A (zh) * | 2014-07-03 | 2014-11-19 | 西南石油大学 | AM/NaAA/NIDA疏水缔合聚合物驱油剂及其合成方法 |
-
2014
- 2014-08-22 CN CN201410416503.7A patent/CN104314533B/zh active Active - Reinstated
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101113668A (zh) * | 2006-07-24 | 2008-01-30 | 中国海洋石油总公司 | 一种提高海上油田采收率的方法 |
| US8071511B2 (en) * | 2007-05-10 | 2011-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove scale from wellbore tubulars or subsurface equipment |
| CN102140337A (zh) * | 2011-01-04 | 2011-08-03 | 中国石油大学(华东) | 一种疏水缔合羟乙基纤维素驱油剂 |
| CN102703052A (zh) * | 2012-06-11 | 2012-10-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于油田调剖和驱油的泡沫体系及一种驱油方法 |
| CN102701504A (zh) * | 2012-06-18 | 2012-10-03 | 中国海洋大学 | 一种油田驱油用聚合物溶液的制备方法 |
| CN103541701A (zh) * | 2012-07-12 | 2014-01-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于提高高温油藏三次采油采收率的驱油方法 |
| CN103965852A (zh) * | 2013-02-05 | 2014-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 含聚合物和阴阳体系表面活性剂的复合驱油剂及驱油方法 |
| CN103555311A (zh) * | 2013-11-01 | 2014-02-05 | 西南石油大学 | AM/NaAA/APO三元聚合物驱油剂及合成 |
| CN103589408A (zh) * | 2013-11-18 | 2014-02-19 | 成都理工大学 | 一种耐高温高盐的调堵体系及利用调堵体系调堵的方法 |
| CN104152130A (zh) * | 2014-07-03 | 2014-11-19 | 西南石油大学 | AM/NaAA/NIDA疏水缔合聚合物驱油剂及其合成方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 鲁红升等: "疏水缔合聚丙烯酰胺驱油性能研究", 《钻采工艺》 * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104775809A (zh) * | 2015-02-07 | 2015-07-15 | 中国石油大学(华东) | 一种水溶气藏开发模拟实验系统及方法 |
| CN104775809B (zh) * | 2015-02-07 | 2021-02-02 | 中国石油大学(华东) | 一种水溶气藏开发模拟实验系统及方法 |
| CN107476788A (zh) * | 2016-06-08 | 2017-12-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种原油注入方法 |
| CN106404634A (zh) * | 2016-11-29 | 2017-02-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种评价聚合物溶液降低油田储层渗透率的方法 |
| CN112627788A (zh) * | 2020-12-24 | 2021-04-09 | 中国地质大学（北京） | 利用纤维素纳米纤维聚合物模拟石油采收的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104314533B (zh) | 2017-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhang et al. | Preformed-particle-gel transport through open fractures and its effect on water flow | |
| CN102562012B (zh) | 一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法 | |
| CN104031625B (zh) | 用于低渗非均质砂岩油藏的解堵剂及使用方法 | |
| Shi et al. | Necessity and feasibility of improving the residual resistance factor of polymer flooding in heavy oil reservoirs | |
| CN104629697B (zh) | 一种耐温冻胶 | |
| CN102619492A (zh) | 一种非均质油层聚合物驱油交替注入方法 | |
| CN107216866B (zh) | 一种碳酸盐储层缝网体积酸压改造的方法 | |
| CN204140045U (zh) | 深层超稠油开采-掺稀油与井筒电加热复合降粘举升装置 | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| CN104314533B (zh) | 一种利用盐敏自增稠聚合物提高原油采收率的方法 | |
| CN104087275A (zh) | 一种抗高温高盐微细凝胶颗粒调剖剂及其制备方法和应用 | |
| CN107218024A (zh) | 多层低渗透砂岩油藏高含水期菱形反九点井网的调整方法 | |
| CN107739599A (zh) | 一种高温用低密度堵水剂及其制备方法和现场使用方法 | |
| CN103980872B (zh) | 一种适用于低温油藏的环境友好型冻胶堵剂及应用 | |
| CN105134146A (zh) | 一种二氧化碳泡沫驱油的方法 | |
| CN102650206A (zh) | 一种提高非均质油层采收率的方法 | |
| CN103967466B (zh) | Pgz油田关停井恢复开采及增产新技术 | |
| CN105385429A (zh) | 一种用于非均质油藏调驱或调剖的非均相体系及制备方法 | |
| CN104745163B (zh) | 一种无机凝胶泡沫体系及其制备方法与应用 | |
| CN106753297A (zh) | 一种抗盐型聚合物凝胶调驱剂 | |
| CN103113873B (zh) | 一种地层残留聚合物再利用调驱剂及其应用 | |
| CN106916249A (zh) | 一种适用于低温高盐油藏堵水调剖用的堵剂 | |
| US20140008064A1 (en) | Use of crude glycerol (cg) for production of formulations for mineral oil production and process for producing mineral oil from mineral oil deposits having inhomogeneous permeability | |
| CN108659806A (zh) | 一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系 | |
| CN103937472A (zh) | 阳离子蜡复合调剖堵水剂及制备方法和调剖堵水工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20170510 Termination date: 20190822 |
|
| RR01 | Reinstatement of patent right | ||
| RR01 | Reinstatement of patent right |
Former decision: Patent right to terminate Former decision publication date: 20200807 |