CN104675370A

CN104675370A - 一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法

Info

Publication number: CN104675370A
Application number: CN201410809835.1A
Authority: CN
Inventors: 张继红; 赵景权; 卓兴家; 朱正俊; 赵广; 郭鑫; 刘天啸; 李忠灵
Original assignee: Northeast Petroleum University
Current assignee: Northeast Petroleum University
Priority date: 2014-12-23
Filing date: 2014-12-23
Publication date: 2015-06-03
Anticipated expiration: 2034-12-23
Also published as: CN104675370B

Abstract

本发明涉及一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法，具体包括下述步骤：步骤一、首先制备大平板岩心；步骤二、水驱，并计算水驱采收率；步骤三、多轮次交替注入凝胶和聚合物溶液；步骤四、后续水驱；步骤五、整理数据，计算最终采收率。本发明的复合驱油试验方法通过凝胶与聚合物段塞的交替注入，凝胶分子堵塞地层大孔道，使得后续注入液进入低渗层，扩大了驱替液波及体积；又由于聚合物分子将空隙中残留的簇状、膜状及孤岛状残余油由拉丝状逐渐采出，提高了洗油效率，使得采出液中含水率迅速下降，注入端压力大幅上升，提高原油采收率；且可取得良好的经济效益。

Description

一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法

技术领域

本发明涉及化学驱油技术领域，尤其涉及一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法。

背景技术

大庆油田从1996年开始进行聚合物驱工业化应用，目前主力油层己经进入聚合物驱开采阶段，取得明显增油降水效果。聚合物驱油是三次采油的主要技术方法，驱油机理清楚，工艺相对简单，技术日趋成熟，是一项有效的提高采收率技术措施。经过多年聚合物驱开采，部分区块己经进入聚合物驱后期，并相继转入后续水驱，按目前聚合物驱区块最终采收率60％考虑，还有近40％的储量资源没得到充分利用，因此提高聚合物驱后残余油的采收率尤为重要。

水驱同样是一种提高采收率的方法，水驱后最终的原油采收率约为30％～40％，所以地下仍有大量原油残留。为此，石油工作者提出了聚合物采油技术，经过多年的现场实践，聚驱可在水驱基础上进一步提高原油采收率，但由于驱油机理限制，聚驱后仍有50％左右的原油滞留在地层中。聚驱后三元复合驱油提高采收率技术在大庆油田矿场试验与应用，提高采收率效果明显，在聚驱基础上可再提高采收率10％左右，但存在碱耗严重、乳化严重、结垢严重等问题；微生物驱油也有一些局限性，尤其在现场应用中涉及包括培养基效果、油藏流体毒性和造成的堵塞等问题；泡沫驱油技术则涉及驱油机理复杂，涉及技术问题较多，到目前仍未能达到成熟应用水平；其他的聚驱后驱油技术也分别存在一些不足与问题。

因此，如何研究和试验出一种能够更加有效地驱出油藏剩余油的方法，进一步提高油田采收率成为亟待解决的问题。

发明内容

鉴于上述的分析，本发明旨在提供一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法，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：

一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法，其特征在于，具体步骤如下：

步骤一、首先制备大平板岩心

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；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(尺寸为长600mm，宽600mm，高45mm)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；其中端盖的作用是固定公扣，公扣即使端盖中的螺纹孔道，作用是联接岩心及中间容器的接口；

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在模具中利用环氧树脂将岩心浇铸成型；

步骤二、①将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K_w和孔隙度Φ_w；②在40℃～70℃的试验温度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，测定大平板岩心的原始含油饱和度为53.9％；③在恒定流量(2～4mL/min)下注水驱油至含水率为93％～98％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、压力灯参数；⑤每隔半小时更换量筒计量产出液量及油量，测定含水率，至含水率达到93％～98％，关泵，并计算水驱采收率；

步骤三、接下来采用0.01PV～0.03PV凝胶+0.02PV～0.04PV聚合物溶液多轮次交替注入驱油，凝胶成胶时间为12h～24h，共注入凝胶+聚合物溶液驱油10～14个轮次，0.3PV～0.98PV(Pore Volume孔隙体积)，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。

步骤四、后续水驱，在恒定流量(2～4mL/min)下后续水驱至含水率为98％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。

步骤五、整理数据，计算最终采收率。

在一个优选的技术方案中，优选的注入量为0.35PV～0.55PV。

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。

在一个优选的技术方案中，所述的凝胶为分子量2500万、聚合物浓度为1800mg/L、聚交比为40:1的铬离子凝胶体系，产于大庆炼化公司。

在一个优选的技术方案中，所述的聚合物为分子量2500万、浓度为1200mg/L的水解聚丙烯酰胺。产于大庆炼化公司。

本发明有益效果如下：本发明的技术方案极大地提高采收率；相比较来讲，聚合物的成本要比表活剂和二元的低很多，水驱后直接采用凝胶+聚合物交替注入驱油的成本是比较低的。

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为水驱后凝胶+聚合物溶液驱油实验结果曲线图；

图2为不同注入轮次产出投入比的变化曲线。

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起用于阐释本发明的原理。

实施例一

利用大平板岩心进行了水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。大平板岩心原始含油饱和度为53.9％。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40.98％；然后，采用0.03PV凝胶+0.02PV聚合物溶液交替注入驱油，采用的是不同段塞小段塞多轮次凝胶+聚合物溶液交替注入方式(凝胶成胶时间为24h)，共注入凝胶+聚合物溶液驱油14个轮次，0.98PV，后续注水至含水率达98％。水驱后直接采用凝胶+聚合物溶液交替注入驱油(含后续水驱)采收率在水驱的基础上提高20％以上。

实施例二

利用大平板岩心进行了水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。大平板岩心原始含油饱和度为53.9％。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40.98％；然后，采用0.02PV凝胶+0.03PV聚合物溶液交替注入驱油，采用的是不同段塞小段塞多轮次凝胶+聚合物溶液交替注入方式(凝胶成胶时间为24h)，共注入凝胶+聚合物溶液驱油13个轮次，0.64PV，后续注水至含水率达98％。水驱后直接采用凝胶+聚合物溶液交替注入驱油(含后续水驱)采收率在水驱的基础上提高了20.60％。

图1为水驱后凝胶+聚合物溶液驱油实验结果曲线图，图中包括三条曲线，分别为压力变化曲线，含水率变化曲线和采收率变化曲线。由图上可以看出：

(1)含水率曲线的变化情况

水驱结束后含水率已到达98％，接着注入第一轮次的凝胶与聚合物溶液，岩心含水率开始下降，且下降速率较快，直至十三个轮次注入结束，皆保持在一个较低水平，其中，第三个轮次含水率达到最低至75％，交替注入结束之后，采出液中含水率逐渐上升，但上升速率缓慢；

(2)压力曲线变化情况

水驱结束时，岩心入口端压力为0.1MPa，随着注入轮次的增加，注入端压力明显上升，上升速率稳定，至第十三个轮次，压力达到最大为0.8MPa，交替注入结束，进入后续水驱阶段，压力迅速下降，至0.54MPa达到稳定，其稳定压力仍高于水驱阶段的0.1MPa(水驱结束后，压力有一小段上升，这是由于其中凝胶与聚合物段塞后续作用的结果)；

(3)采收率曲线变化情况

水驱阶段，注入0.2PV水之后，采收率为39.52％，且一直保持稳定至水驱结束；开始注入第一轮次凝胶与聚合物后，采收率开始有明显的上升趋势，至十三轮次结束时，原油采收率达到了61.52％；交替注入结束之后，采收率仍旧有部分提升，至后续水驱结束，最终原油采收率为62.49％，提升效果明显。

(4)产出投入比变化情况

随注入量的增加，产出投入比呈现出一个明显的上升稳定趋势。并于第九个轮次达到最高为3.76，随后保持一段时间的平稳趋势，即从第七个轮次至第九个轮次，经济效果最好。

由上可知，由于凝胶与聚合物段塞的交替注入，凝胶分子堵塞地层大孔道，使得后续注入液进入低渗层，扩大了驱替液波及体积；又由于聚合物分子将空隙中残留的簇状、膜状及孤岛状残余油由拉丝状逐渐采出，提高了洗油效率，使得采出液中含水率迅速下降，注入端压力大幅上升，提高原油采收率；且可取得良好的经济效益。

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试验方法，通过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，注入液的波及体积有所增大，采出液中含水率明显降低，提高原油采收率效果明显。

本发明的技术方案可极大地提高原油采收率，增加油田效益：通过市场调研可以发现，聚合物与表面活性剂及二元复合体系的具体价格见下表1。从表中可以看出，1200mg/L聚合物的价格为21.862(元/m³)远低于表面活性剂溶液价格(81元/m³)及聚表二元复合体系溶液的价格(102.862元/m³)；明显地相同段塞及注入量条件下，凝胶与聚合物交替注入的成本低于凝胶与表面活性剂和凝胶与二元复合体系交替注入的成本，具有较高的应用价值和应用前景。

表1 各药剂溶液价格表

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

1.一种水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油试验方法，其特征在于，具体包括下述步骤：

步骤一、首先制备大平板岩心；

步骤二、水驱，并计算水驱采收率；

步骤三、多轮次交替注入凝胶和聚合物溶液；

步骤四、后续水驱；

步骤五、整理数据，计算最终采收率。

2.根据权利要求1所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的步骤一具体包括下述步骤：

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，每个端盖上都布设一个Φ8mm的公扣；

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所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的大平板岩心的尺寸为长600mm，宽600mm，高45mm。

4.根据权利要求2所述的复合驱油试验方法，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。

5.根据权利要求1所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的步骤二具体包括下述步骤：

①将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K_w和孔隙度Φ_w；

②在40℃～70℃的试验温度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，测定大平板岩心的原始含油饱和度为53.9vol％；

③在2～4mL/min的恒定流量下注水驱油至含水率为93vol％～98vol％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；

⑤每隔半小时更换量筒计量产出液量及油量，测定含水率，至含水率达到93vol％～98vol％，关泵，并计算水驱采收率。

6.根据权利要求1所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的步骤三具体包括下述步骤：采用0.01PV～0.03PV凝胶+0.02PV～0.04PV聚合物溶液多轮次交替注入驱油，凝胶成胶时间为12h～24h，共注入凝胶+聚合物溶液驱油10～14个轮次，0.3PV～0.98PV，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。

7.根据权利要求6所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的注入量优选为0.35PV～0.55PV。

8.根据权利要求6所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的凝胶为分子量2500万、聚合物浓度为1800mg/L、聚交比为40:1的铬离子凝胶体系。

9.根据权利要求6所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的聚合物为分子量2500万、浓度为1200mg/L的水解聚丙烯酰胺。

10.根据权利要求1所述的复合驱油试验方法，其特征在于：所述的步骤四具体包括下述步骤：在2～4mL/min的恒定流量下后续水驱至含水率为98vol％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。