CN105625981B

CN105625981B - 一种中高渗透率油藏复合调剖的方法

Info

Publication number: CN105625981B
Application number: CN201510455408.2A
Authority: CN
Inventors: 张绍东; 吴晓玲; 孙刚正; 胡婧; 宋欣; 王静; 潘永强; 王刚; 徐闯; 徐登霆; 曹嫣镔; 宋永亭
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Priority date: 2015-07-29
Filing date: 2015-07-29
Publication date: 2018-08-17
Anticipated expiration: 2035-07-29
Also published as: CN105625981A

Abstract

本发明公开了一种中高渗透油藏复合调剖的方法，属于油藏调剖技术领域，其特征在于包括以下步骤：(1)对目标区块进行示踪剂检测，确定水线推进速度；(2)往注水井中注入聚合物微球；(3)往注水井中注入地层水；(4)根据目标区块油井的水线推进速度的快慢选择油井；(5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液；(6)注入生物聚合物的油井停井10d～20d后开井生产，其余油井正常生产。本发明具有适用的油藏范围广、堵调效果好和调剖有效期长的优点，所用的调剖剂用量小、成本低、耐高温、耐盐和对地层适应性强，因此，可广泛地应用于中高渗透油藏堵水调剖技术领域中。

Description

一种中高渗透率油藏复合调剖的方法

技术领域

本发明涉及油藏调剖技术，具体涉及一种中高渗透油藏复合调剖的方法。

背景技术

中高渗透率油藏在长期注水开采过程中，注水时的大量冲刷导致油层粘土和胶结物膨胀、溶蚀，微粒运移，造成地层非均质情况越来越严重，形成大孔道。由于油藏的非均质性和不利的油水流度比，造成注入水沿高渗透层不均匀推进，最终造成注入水提前突破，导致高渗透层水淹，生产井过早见水，不仅降低了水的波及效率、水驱效果，而且导致能源消耗增加、产出液的处理成本升高、管线的腐蚀加剧，使采油成本显著升高。因此，如何提升高含水期的水驱采收率，成为人们亟待解决的问题。为了提高注水开发效果，改善吸水剖面，通常采用的调剖方法是往注水井中注入调剖堵水剂，这种技术存在以下缺点：一、它不仅能够封堵油层中水的流动通道，而且还能封堵油流通道；二、调剖剂在油层裂缝中的漏失十分严重，由于滤失量增加，相应地减小了封堵油层裂缝的有效用量，从而影响了封堵的效果；三、调剖剂用量大，且调剖深度有限，一般只能堵住水井的近井地带。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足而提供一种中高渗透率油藏复合调剖的方法，本发明不仅减少了调剖剂的用量，同时增加了调剖剂的调剖深部，从而增大注入流体在油层中的波及体积和洗油效率，最终改善调剖的效果和大幅度地提高原油的采收率。

一种中高渗透油藏复合调剖的方法，具体包括以下步骤：

(1)对目标区块进行示踪剂检测，测定油井的见水时间，确定水线推进速度；

(2)往注水井中注入聚合物微球，其质量浓度为0.5％～1.0％，注入量为每米油层厚度2m³～3m³；

(3)往注水井中注入地层水，注入量为800m³～1000m³，注入速度8m³/h～10m³/h；

(4)根据目标区块油井的水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油井总数的40％～60％；

(5)在选择的油井中注入质量浓度为0.15％～0.25％的生物聚合物溶液，注入量为5m³～10m³；

(6)注入生物聚合物的油井停井10d～20d后开井生产，其余油井正常生产。

其中，所述的示踪剂为放射性同位素，为碳14(14C)、磷32(32P)、硫35(35S)、碘131(131I)和氢3(3H)中的一种。

所述的聚合物微球中的聚合物为聚丙烯酰胺，聚丙烯酰胺相对分子质量为800×10⁴～1600×10⁴，所述聚合物微球的粒径为孔侯半径1/3～1/5，注入速度为5m³/h～8m³/h。

所述的生物聚合物为相对分子质量为1200×10⁴～1800×10⁴，注入速度为3m³/h～5m³/h。

本发明与现有技术相比具有如下优点：(1)本发明所用的调剖剂用量小，成本低；(2)该发明适用的油藏范围广，不仅适用于中高渗透油藏，还适用于裂缝性油藏；(3)堵调效果好，不仅能堵住水井的近井地带，而且能堵住油层深部，从而增大注入流体在油层中的波及体积和洗油效率；(4)本发明堵水调剖剂具有耐高温、耐盐、对地层适应性强、堵塞大孔道效果好和调剖有效期长。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。

实施例1

胜利油田河口采油厂某油田区块A，2注8采，从1990年开始注水开发，地质储量5.6×10⁵t，变异系数8.7，油层厚度12m，平均孔侯半径15微米，渗透率1500×10^-3um²，调剖前综合含水97.5％，日产液量335m³，日油8.4t。在该区块实施本发明的具体步骤如下：

(1)对区块A进行示踪剂检测，所用的示踪剂为碳14(14C)、测定油井的见水时间，确定水线推进速度。

表1区块A油井的示踪剂检测结果

井号	油水井距离，m	见水时间，d	水线推进速度，m/d	速度排名
					A-1	250	45	5.6	4
A-2	185	60	3.1	7
					A-3	320	30	10.7	2
A-4	220	50	4.4	5
					A-5	260	25	10.4	3
A-6	190	70	2.7	8

A-7	180	55	3.3	6
					A-8	300	20	15.0	1

(2)往注水井中注入聚丙烯酰胺微球，质量浓度为0.5％，注入量为每米油层厚度2m³，共注入24m³，聚丙烯酰胺相对分子质量为800×10⁴～1000×10⁴，聚丙烯酰胺微球的粒径为孔侯半径1/3，为5微米，注入速度为5m³/h。

(3)往注水井中注入地层水，注入量为800m³，注入速度8m³/h。

(4)根据区块A的油井水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油井总数的50％，共4口油井，分别为A-1、A-3、A-5、A-8。

(5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液，A-1、A-3、A-5和A-8井注入生物聚合物溶液的质量浓度分别为0.15％、0.22％、0.20％、0.25％，注入量分别为5m³、8m³、6m³和10m³，注入速度均为3m³/h，生物聚合物的相对分子量为1200×10⁴～1400×10⁴。

(6)注入生物聚合物的油井A-1、A-3、A-5和A-8分别停井10d、18d、15d和20d后开井生产，其余油井正常生产。

在该区块实施本发明的复合调剖工艺后区块综合含水下降至85.2％，下降了12.3个百分点，日产液量295m³，日油43.7t，平均日增油35.3t，有效期32个月。

实施例2

胜利油田河口采油厂某油田区块B，3注10采，从1995年开始注水开发，地质储量9.2×10⁵t，变异系数10.5，油层厚度24m，平均孔侯半径为23微米，渗透率2300×10^-3um²，调剖前综合含水96.0％，日产液量480m³，日油19.2t。在该区块实施本发明的具体步骤如下：

(1)对区块B进行示踪剂检测，所用的示踪剂为碘131(131I)、测定油井的见水时间，确定水线推进速度。

表2区块B油井的示踪剂检测结果

井号	油水井距离，m	见水时间，d	水线推进速度，m/d	速度排名
					B-1	180	50	3.6	8
B-2	253	78	3.2	9
					B-3	280	62	4.5	7
B-4	350	42	8.3	3
					B-5	240	20	12	2
B-6	175	75	2.3	10
					B-7	260	50	5.2	5
B-8	320	25	12.8	1
					B-9	250	53	4.7	6
B-10	290	48	6.0	4

(2)往注水井中注入聚丙烯酰胺微球，质量浓度为0.8％，注入量为每米油层厚度2.5m³，共注入60m³，聚丙烯酰胺相对分子质量为1000×10⁴～1200×10⁴，聚丙烯酰胺微球的粒径为孔侯半径的1/4，为5.75微米，注入速度为6m³/h。

(3)往注水井中注入地层水，注入量为900m³，注入速度9m³/h。

(4)根据目标区块油井水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油井总数的40％，共4口油井，分别为B-4、B-5、B-8和B-10。

(5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液，B-4、B-5、B-8和B-10井注入生物聚合物溶液的质量浓度分别为0.20％、0.23％、0.25％、0.15％，注入量分别为6m³、8m³、10m³和5m³，注入速度均为4m³/h，生物聚合物的相对分子量为1400×10⁴～1600×10⁴。

(6)注入生物聚合物的油井B-4、B-5、B-8和B-10分别停井13d、17d、20d和10d后开井生产，其余油井正常生产。

在该区块B实施本发明的复合调剖工艺后区块综合含水下降至81.5％，下降了14.5个百分点，日产液量468m³，日油86.6t，平均日增油67.4t，有效期45个月。

实施例3

胜利油田孤岛采油厂某油田区块M，1注5采，从1998年开始注水开发，地质储量2.5×10⁵，变异系数9.2，油层厚度18m，平均孔候半径36微米，渗透率3500×10^-3um²，调剖前综合含水98.2％，日产液量360m³，日油6.5t。在该区块实施本发明的具体步骤如下：

(1)对区块M进行示踪剂检测，所用的示踪剂为氢3(3H)、测定油井的见水时间，确定水线推进速度。

表3区块M油井的示踪剂检测结果

井号	油水井距离，m	见水时间，d	水线推进速度，m/d	速度排名
					M-1	175	32	5.5	4
M-2	230	60	3.8	5

M-3	305	45	6.8	3
					M-4	250	23	10.9	2
M-5	210	18	11.7	1

(2)往注水井中注入聚丙烯酰胺微球，质量浓度为1.0％，注入量为每米油层厚度3m³，共注入54m³，聚丙烯酰胺相对分子质量为1400×10⁴～1600×10⁴，聚丙烯酰胺微球的粒径为吼道半径1/5，为7.2微米，注入速度为8m³/h。

(3)往注水井中注入地层水，注入量为1000m³，注入速度10m³/h。

(4)根据目标区块油井水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油井总数的60％，共3口油井，分别为M-3、M-4和M-5。

(5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液，M-3、M-4和M-5井注入生物聚合物溶液的质量浓度分别为0.15％、0.20％、0.25％，注入量分别为5m³、8m³和10m³，注入速度均为5m³/h，生物聚合物的相对分子量为1600×10⁴～1800×10⁴。

(6)注入生物聚合物的油井M-3、M-4和M-5分别停井10d、15d、20d后开井生产，其余油井正常生产。

在该区块M实施本发明的复合调剖工艺后区块综合含水下降至90.7％，下降了7.5个百分点，日产液量348m³，日油32.4t，平均日增油26.0t，有效期38个月。

Claims

1.一种中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的示踪剂为放射性同位素，为碳14(14C)、磷32(32P)、硫35(35S)、碘131(131I)和氢3(3H)中的一种。

3.根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚合物微球中的聚合物为聚丙烯酰胺。

4.根据权利要求3所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚丙烯酰胺相对分子质量为800×10⁴～1600×10⁴。

5.根据权利要求1或3所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚合物微球的粒径为孔喉半径1/3～1/5。

6.根据权利要求1或3所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚合物微球注入速度为5m³/h～8m³/h。

7.根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的生物聚合物的相对分子质量为1200×10⁴～1800×10⁴。

8.根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的生物聚合物溶液的注入速度为3m³/h～5m³/h。