CN104632154A - 一种水驱聚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
本发明涉及一种水驱聚驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法，具体包括如下步骤：步骤一、首先制备大平板岩心，分别标号为第一大平板岩心和第二大平板岩心；步骤二、然后进行水驱，并计算水驱采收率；步骤三、接下来进行聚驱，并计算聚驱极限采收率；步骤四、接下来进行交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；步骤五、后续水驱，并计算最终采收率。本发明的方法的技术效果为：凝胶具有逐渐成胶的特性，对高渗层进行暂时封堵，后续注入的流体扩大波及体积；且凝胶本身的粘弹性可形成瞬时负压，从而在聚驱的基础上极大地提高了采收率；而且由于聚合物价格相对低廉，凝胶与聚合物交替注入的技术比较简单，在现场具有较大的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及化学驱油技术领域，尤其涉及一种水驱聚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
近年来，聚合物驱油已成为油田增储上产的一项重要技术手段，聚合物驱油大幅度提高注水开发油田的原油采收率原因有两方面，一是由于聚合物溶液粘度较高，能够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；二是由于聚合物溶液具有粘弹效应，能够有效地驱替各种水驱残余油，提高驱油效率，从而提高原油采收率。虽然聚合物驱可比水驱提高采收率10％(OOIP)以上，但聚合物驱后仍然有近50％原油残留在地下，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“色普分离现象和效应”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试验，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，寻求后续水驱阶段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水驱聚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：
一种水驱聚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(分别标号为1和2)
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；(在一个优选的技术方案中，所述的临苯二甲酸二丁酯、乙二胺和丙酮均为化学纯以上)
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；大平板岩心呈正韵律变化，由上到下渗透率依次增大。
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，端盖与常规的不同，每个端盖上都布设一个Φ8的公扣；端盖的作用是固定公扣，公扣即端盖中的螺纹孔道，作用是联接岩心及中间容器的接头。
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在模具中用环氧树脂将岩心浇铸成型，制得的大平板岩心的参数如表1所示；
步骤二、然后进行水驱：①将第一大平板岩心和第二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在实验温度(45℃)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，测定大平板第一大平板岩心和第二大平板岩心的原始含油饱和度(岩心的参数如表1所示)。③在恒定流量(2.5～3.5mL/min)下注水驱油至含水率为98％(每隔十五分钟更换量筒，计量产出液量及油量，测定含水率)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、压力等参数，并计算水驱采收率；
步骤三、接下来进行聚驱：
第一大平板岩心(方案一)：当聚合物注入量达到0.64PV时，停止驱替，记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力等参数，计算该阶段采收率；
第二大平板岩心(方案二)：当聚合物注入量达到0.64PV时，计算该阶段采收率，继续聚驱至含水达98％(此时注入量为0.99PV)后停止驱替，记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力等参数，计算聚驱阶段采收率或聚驱极限采收率；
步骤四、接下来进行交替注入：第一大平板岩心和第二大平板岩心均采用0.02PV凝胶+0.03PV聚合物溶液交替注入驱油，凝胶成胶时间为24h，共注入凝胶+聚合物溶液驱油13个轮次，0.65PV，记录交替注入各阶段各轮次驱替速度、时间、产油量、产水量、压力等参数。
步骤五、后续水驱：在恒定流量3mL/min(2.5-3.5mL/min)下，第一大平板岩心和第二大平板岩心均后续水驱至含水率为90％后，停止驱替。驱替过程中记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力等参数，计算最终采收率。
在一个优选的技术方案中，优选的注入轮次为7～13轮次，优选的注入量为0.35PV-0.65PV。
在一个优选的技术方案中，每个轮次的注入量优选范围为0.015PV-0.025PV凝胶+0.025PV-0.035PV聚合物。
表1层间非均质大平板岩心参数
本发明有益效果如下：虽然聚驱后剩余油重新分布，但由于凝胶具有逐渐成胶的特性，可顺利进入地层，成胶后对高渗层进行暂时封堵，后续注入的流体发生转向，扩大波及体积；且凝胶本身的粘弹性可形成瞬时负压，提高驱油效率，从而在聚驱的基础上极大地提高了采收率，为聚驱后进一步提高采收率的技术方法提供了技术支持。而且由于聚合物价格相对低廉，凝胶与聚合物交替注入的技术比较简单，在现场具有较大的应用前景。本发明的技术方案极大地提高采收率，且通过对比方案一和方案二，虽然方案二的最终采收率比方案一的高2％，但由于聚合物用量较大，且注聚时间过长，因此，建议油田实际应用过程中，采用方案一的开采方法。
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为水驱、聚驱后凝胶+聚合物驱交替注入驱油实验结果曲线图；
图2为水驱后聚驱至含水达98％后段塞凝胶+聚合物驱油实验结果曲线图。
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
利用第一大平板岩心进行了水驱、聚驱后直接小段塞凝胶和较大段塞聚合物溶液多轮次交替注入驱油实验。第一大平板岩心原始含油饱和度为53.14％。按照实验步骤，首先水驱岩心出口含水率达98％，水驱采收率为40.16％；之后，进行聚合物驱，注聚量达到0.64PV，后续注水至含水率达90％，聚驱采收率为17.02％；然后，采用0.02PV凝胶+0.03PV聚合物溶液交替注入驱油，共注入凝胶+聚合物溶液驱油13个轮次，0.65PV，后续注水至含水率达90％。凝胶+聚合物溶液交替注入驱油(含后续水驱)采收率在聚驱的基础上提高了8.78％。
如图1所示，图1为实施例一的水驱、聚驱后凝胶+聚合物驱交替注入驱油实验结果曲线图，由图上可以看出：注入体积为0.86PV时，含水率降到最低，为72.4％，后缓慢上升，在交替注入过程中，含水率在一个相对较低的值上下波动；注入压力随着聚合物注入体积的增加，缓慢上升，在交替注入过程中，注入压力开始上升幅度较大，后有变缓的趋势；经聚驱、凝胶+聚合物交替注入驱、后续水驱后，可在水驱基础上提高采收率达25.8％，凝胶+聚合物交替注入后，采收率在聚驱基础上提高了7.51％。聚驱后通过交替注入凝胶和聚合物提高采收率的原因如下所述：聚驱后岩心中的剩余油重新分布，高渗层主流道中的剩余油已绝大部分被驱替出来。接下来采用凝胶+聚合物交替注入驱油，由于凝胶溶液在没有成胶前与聚合物溶液的粘度相差不大，所以当凝胶被注入到非均质地层后会率先进入渗流阻力较小、渗透率较高的高渗透层，利用其逐渐成胶的特性，使高渗层主流道中的渗流阻力逐渐增大，可以起到暂时封堵高渗透层的作用，使后续注入流体发生转向，进入未波及到的或者波及较少的中低渗透层，提高了宏观波及效率。同时，在后续流体的推动下凝胶可以在地层中运移发挥化学驱油作用，又可以提高微观洗油效率。这不仅仅是凝胶调驱和聚合物驱油的简单加和，它涉及两项技术之间的协同作用。
实施例二
利用第二大平板岩心进行了水驱后聚驱至含水达98％后再采用小段塞凝胶和较大段塞聚合物溶液多轮次交替注入驱油实验。第二大平板岩心原始含油饱和度为53.96％。按照实验步骤，首先水驱岩心出口含水率达98％，水驱采收率为40.08％；然后聚驱，当聚驱至0.64PV时，该阶段采收率为17.48％，继续聚驱至含水达98％(0.99PV)，此时采收率又提高了2.88％，聚驱极限采收率在水驱采收率的基础上提高了20.36％。接下来采用0.02PV凝胶+0.03PV聚合物溶液交替注入驱油，共注入凝胶+聚合物溶液驱油13个轮次，0.65PV，后续注水至含水率达90％。凝胶+聚合物溶液交替注入驱油(含后续水驱)采收率在聚驱极限采收率的基础上提高了7.52％。
如图2所示，图2为实施例二的水驱后聚驱至含水达98％后段塞凝胶+聚合物驱油实验结果曲线图，由图上可以看出：注入体积为0.82PV时，含水率降到最低，为73.2％，后缓慢上升，在交替注入过程中，含水率在一个相对较低的值上下波动；注入压力随着聚合物注入体积的增加，缓慢上升，在交替注入过程中，注入压力开始上升幅度较大，后有变缓的趋势；经聚驱、凝胶+聚合物交替注入驱、后续水驱后，可在水驱基础上提高采收率达27.88％，凝胶+聚合物交替注入后，采收率在聚驱基础上提高了7.52％。
综上所述，本发明提供了一种水驱聚驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油方法，通过水驱、聚驱后凝胶小段塞与聚合物大段塞的交替注入，注入压力逐渐升高，注入液的波及体积增大，采出液中含水率先下降后缓慢上升，并最终在相对较低的含水率值上下波动，提高原油采收率效果明显。
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 (10)
1.一种水驱聚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，具体包括如下步骤：
步骤一、首先制备大平板岩心，分别标号为第一大平板岩心和第二大平板岩心；
步骤二、然后进行水驱，并计算水驱采收率；
步骤三、接下来进行聚驱，并计算聚驱阶段采收率或聚驱极限采收率；
步骤四、接下来进行交替注入凝胶+聚合物溶液驱油；
步骤五、后续水驱，并计算最终采收率。
2.根据权利要求1所述的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的步骤一具体包括如下步骤：
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，端盖与常规的不同，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所述的复合驱油实验方法，其特征在于：所述的临苯二甲酸二丁酯、乙二胺和丙酮均为化学纯以上。
4.根据权利要求2所述的复合驱油实验方法，其特征在于：所述的第一大平板岩心和第二大平板岩心的尺寸均为长600mm，宽600mm，高45mm；渗透率均为：上0.6～0.8μm2、中1.200μm2、下2μm2；孔隙体积分别为：4936cm3、5276cm3；原始含油饱和度分别为：53.14vol％、53.96vol％；束缚水饱和度分别为46.86vol％、46.04vol％。
5.根据权利要求1所述的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的步骤二具体包括如下步骤：
①将第一大平板岩心和第二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在实验温度45℃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，测定第一大平板岩心和第二大平板岩心的原始含油饱和度；
③在恒定流量2.5～3.5mL/min下注水驱油至含水率为98vol％后，停止驱替，其中每隔十五分钟更换量筒，计量产出液量及油量，测定含水率；
④在驱替过程中，记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力等，并计算水驱采收率。
6.根据权利要求1所述的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的步骤三具体包括如下步骤：
第一大平板岩心：当聚合物注入量达到0.64PV时，停止驱替，记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力，计算该阶段采收率；
第二大平板岩心：当聚合物注入量达到0.64PV时，计算该阶段采收率，继续聚驱至含水达98vol％后停止驱替，此时注入量为0.99PV，记录驱替速度、时间、产油量、产水量、压力，计算聚驱极限采收率。
7.根据权利要求1所述的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的步骤四具体包括如下步骤：第一大平板岩心和第二大平板岩心均采用0.02PV凝胶+0.03PV聚合物溶液交替注入驱油，凝胶成胶时间为24h，共注入凝胶+聚合物溶液驱油13个轮次，0.65PV，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所述的复合驱油实验方法，其特征在于，优选的注入轮次为7～13轮次，优选的注入量为0.35PV-0.65PV。
9.根据权利要求7或8所述的复合驱油实验方法，其特征在于，每个轮次的注入量优选范围为0.015PV～0.025PV凝胶+0.025PV～0.035PV聚合物。
10.根据权利要求1所述的复合驱油实验方法，其特征在于，所述的步骤五具体包括如下步骤：在恒定流量2.5-3.5mL/min下，第一大平板岩心和第二大平板岩心均后续水驱至含水率为90vol％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，计算最终采收率。
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