CN105971550A - 一种中高渗透油藏调剖的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油开采领域，具体涉及一种中高渗透油藏调剖的方法，该方法具体包括以下步骤：油藏的筛选；高中低渗透油层的划分；调剖工艺的选择；现场试验。本发明能够有效解决中高渗透油藏油井水淹的问题，实现对水流通道选择性的封堵，以改善油层的平面和层间、层内矛盾，使注水井的吸水剖面变得更加均衡，同时具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，提高注入水的利用率，扩大水驱波及体积，从而提高水驱开发效果，最终提高驱油效率，现场试验提高采收率大于12％。因此，本发明可广泛地应用于中高渗透油藏调剖提高采收率的现场试验中。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，特别涉及一种中高渗油藏调剖的方法。
技术背景
调剖技术是在注水井中注入堵剂，实现对水流通道的封堵，以改善油层的平面和层间、层内矛盾，使注水井的吸水剖面变得更加均衡，扩大水驱波及体积，从而提高水驱开发效果的一项工艺技术。室内研究与矿场实践均表明，在注水井中实施调剖可以达到降水增油的目的，是目前水驱砂岩油藏高含水开发期控水稳油的主导技术之一。长期注水开发的砂岩油藏，特别是经过聚合物驱转后续水驱开发的砂岩油藏，大孔道和高渗透条带普遍发育，层间、层内矛盾更加突出，导致注入水在油层中作无效循环，而采用常规堵剂的调剖技术，在现场上的应用效果逐年变差，影响了开发效果，这种现象在经过了多轮次调剖后的油藏中尤其突出。
目前国内深部调剖技术的研究领域主要集中在堵剂研究方面，主要做法是研制开发具有良好运移能力的堵剂，通过水井实施大剂量注入，使堵剂进入油层深部达到深部调剖的目的，目前深部调剖的方法是将调剖剂从区块的注水井中同时注入，没有考虑到油层不同渗透率的差异，因此，一方面引起低渗透油层的严重堵塞，高渗透油层的调剖剂注入量不足，从而导致整体调剖效果不理想，另一方面引起调剖剂的浪费。
发明内容
本发明的目的在于针对现有技术的不足而提供一种中高渗透油藏调剖的方法，该方法针对不同渗透率油层采用不同的调剖剂及调剖工艺，针对高渗透油层选择颗粒凝胶和聚合物微球，调剖工艺采用高浓度、较高的注入量和注入速度；针对中渗透油层选择弱凝胶和交联聚合物调剖体系，调剖工艺采用较低浓度、较低的注入量和注入速度；而针对低渗透油层不注入调剖剂的方式。该发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，能够提高注入水的波及体积，从而提高油藏采收率，特别适用于堵水调剖规模应用的大孔道和高渗透条带发育的中高渗透油藏。
为了实现上述目的本发明采取的技术方案是：
一种中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的方法包括以下步骤：
(1)油藏的筛选
油藏筛选的标准为：油藏温度小于90℃、油藏渗透率大于1000×10-3μm2、油层的数量大于2个、单个油层的厚度大于1m。
(2)高中低渗透油层的划分
根据油层渗透率的高低将油层划分为高、中、低渗透油层三个等级，每个等级的油层数量占总油层数量的比例均不超过2/3。
(3)调剖工艺的选择
高渗透油层：
分3个段塞注入，第1段塞注颗粒凝胶、第2段塞注聚合物微球、第3段塞注地层水顶替液。
中渗透率油层：
分3个段塞注入，第1段塞注弱凝胶、第2段塞注交联聚合物、第3段塞注地层水顶替液。
低渗透油层：不调剖。
(4)现场试验
按照上述确定的调剖工艺进行现场整体调剖试验。
所述的颗粒凝胶为阴离子聚丙烯酰胺及水驱流向转变剂溶于水中混合而成，阴离子聚丙烯酰胺、水驱流向转变剂质量浓度分别为8000～10000mg/L、6000～8000mg/L，颗粒凝胶的注入量为每米油层厚度120～150m3、注入速度为10～12m3/h。
所述的聚合物微球为聚丙烯微球干粉或乳液，质量浓度为8000～10000mg/L，聚合物微球粒径为10～50微米、注入量为每米油层厚度100～120m3、注入速度为8～10m3/h。
所述的高渗透油层地层水顶替液的注入量为20～30m3。
所述的弱凝胶为阴离子聚丙烯酰胺、甲醛、间苯二酚及乙酸组成，质量浓度分别为800～1000mg/L、600～800mg/L、500～700mg/L和200～300mg/L；弱凝胶的注入量为每米油层厚度60～80m3、注入速度为5～8m3/h。
所述的交联聚合物由聚丙烯酰胺干粉和酚醛树脂组成，质量浓度分别为600～800mg/L和800～1000mg/L，交联聚合物的注入量为每米油层厚度40-60m3、注入速度为4～6m3/h。
所述的中渗透油层地层水顶替液的注入量为10～20m3。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
本发明能够有效解决中高渗透油藏油井水淹的问题，实现对水流通道选择性的封堵，以改善油层的平面和层间、层内矛盾，使注水井的吸水剖面变得更加均衡，同时具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，提高注入水的利用率，扩大水驱波及体积，从而提高水驱开发效果，最终提高驱油效率，现场试验提高采收率大于12％。
具体实施方式
下面结合具体的实施例，并参照数据进一步详细描述本发明。应理解，这些实施例只是为了举例说明本发明，而非以任何方式限制本发明的范围。
实施例1：
某油田区块A，油藏温度80℃，渗透率1400×10-3um2，孔隙度33.8％，原油粘度682mPa.s，地质储量4.00×104t，地层水矿化度为18652mg/L，试验前区块平均含水98.0％，区块油层参数以及对应的水井见表1。
表1区块A油层参数以及对应的水井
| 序号 | 层位 | 渗透率，10-3um2 | 油层厚度，m | 对应水井 |
| 1 | A1 | 1200 | 6.8 | A11 |
| 2 | A2 | 300 | 2.3 | A21 |
| 3 | A3 | 2100 | 4.5 | A31 |
| 4 | A4 | 500 | 3.2 | A41 |
利用本发明的方法在区块A实施整体调剖，具体实施步骤如下：
(1)油藏的筛选
区块的油藏温度为80℃、油藏渗透率为1400×10-3μm2、油层的数量为4个、单个油层的厚度均大于1m，符合油藏筛选的标准。
(2)高中低渗透油层的划分
根据油层渗透率的高低将油层划分为高、中、低渗透油层三个等级，见表2，每个等级的油层数量占总油层数量的比例均不超过2/3。
表2区块A油层等级的划分
| 序号 | 层位 | 渗透率，10-3um2 | 油层厚度，m | 对应水井 | 油层等级 |
| 1 | A1 | 1200 | 6.8 | A11 | 中渗透 |
| 2 | A2 | 300 | 2.3 | A21 | 低渗透 |
| 3 | A3 | 2100 | 4.5 | A31 | 高渗透 |
| 4 | A4 | 500 | 3.2 | A41 | 低渗透 |
(3)调剖工艺的选择
高渗透油层A3：分3个段塞从水井A31中注入，第1段塞注入颗粒凝胶，颗粒凝胶为阴离子聚丙烯酰胺及水驱流向转变剂溶于水中混合而成，阴离子聚丙烯酰胺、水驱流向转变剂质量浓度分别为10000mg/L、7000mg/L，颗粒凝胶注入量为每米油层厚度140m3，为630m3，注入速度为11m3/h；第2段塞注聚丙烯微球干粉，粒径为30微米，质量浓度为9000mg/L，注入量为每米油层厚度110m3，为495m3，注入速度为9m3/h；第3段塞注地层水顶替液，地层水顶替液的注入量为25m3。
中渗透率油层A1：分3个段塞从注水井A11中注入，第1段塞注入弱凝胶，弱凝胶为阴离子聚丙烯酰胺、甲醛、间苯二酚及乙酸组成，质量浓度分别为900mg/L、600mg/L、600mg/L和300mg/L，弱凝胶注入量为每米油层厚度70m3，为476m3，注入速度为7m3/h；第2段塞注入交联聚合物，交联聚合物由聚丙烯酰胺干粉和酚醛树脂组成，质量浓度分别为700mg/L和800mg/L，交联聚合物注入量为每米油层厚度50m3，为340m3；注入速度为5m3/h；第3段塞注地层水顶替液；地层水顶替液的注入量为15m3。
低渗透油层A2和A2：不调剖。
(4)现场试验
按照上述确定的调剖工艺进行现场整体调剖试验。
截止到2015年12月，含水下降为82.5％，下降了15.5个百分点，现场试验累计增油4912t，现场试验提高采收率12.3％，现场试验效果良好。
实施例2：
某油田区块B，油藏温度83℃，渗透率1200×10-3um2，孔隙度33.1％，原油粘度856mPa.s，地质储量4.2×104t，地层水矿化度为9865mg/L，试验前区块平均含水98.8％，区块油层参数以及对应的水井见表3。
表3区块B油层参数以及对应的水井
| 序号 | 层位 | 渗透率，10-3um2 | 油层厚度，m | 对应水井 |
| 1 | B1 | 400 | 6.3 | B11 |
| 2 | B2 | 2500 | 8.5 | B21 |
| 3 | B3 | 1300 | 5.0 | B31 |
利用本发明的方法在区块B实施整体调剖，具体实施步骤如下：
(1)油藏的筛选
区块的油藏温度为83℃、油藏渗透率为1200×10-3μm2、油层的数量为3个、单个油层的厚度均大于1m，符合油藏筛选的标准。
(2)高中低渗透油层的划分
根据油层渗透率的高低将油层划分为高、中、低渗透油层三个等级，见表4，每个等级的油层数量占总油层数量的比例均不超过2/3。
表4区块B油层等级的划分
| 序号 | 层位 | 渗透率，10-3um2 | 油层厚度，m | 对应水井 | 油层等级 |
| 1 | B1 | 400 | 6.3 | B11 | 低渗透 |
| 2 | B2 | 2500 | 8.5 | B21 | 高渗透 |
| 3 | B3 | 1300 | 5.0 | B31 | 中渗透 |
(3)调剖工艺的选择
高渗透油层B2：分3个段塞从水井B21中注入，第1段塞注入颗粒凝胶，颗粒凝胶为阴离子聚丙烯酰胺及水驱流向转变剂溶于水中混合而成，阴离子聚丙烯酰胺、水驱流向转变剂质量浓度分别为8000mg/L、6000mg/L，颗粒凝胶注入量为每米油层厚度120m3，为1020m3，注入速度为10m3/h；第2段塞注聚丙烯微球干粉，粒径为10微米，质量浓度为8000mg/L，注入量为每米油层厚度100m3，为850m3，注入速度为10m3/h；第3段塞注地层水顶替液，地层水顶替液的注入量为25m3。
中渗透率油层B3：分3个段塞从注水井B31中注入，第1段塞注入弱凝胶，弱凝胶为阴离子聚丙烯酰胺、甲醛、间苯二酚及乙酸组成，质量浓度分别为800mg/L、800mg/L、700mg/L和200mg/L，弱凝胶注入量为每米油层厚度80m3，为400m3；注入速度为8m3/h；第2段塞注入交联聚合物，交联聚合物由聚丙烯酰胺干粉和酚醛树脂组成，质量浓度分别为800mg/L和900mg/L，交联聚合物注入量为每米油层厚度40m3，为200m3、注入速度为4m3/h；第3段塞注地层水顶替液；地层水顶替液的注入量为15m3。
低渗透油层B1：不调剖。
(4)现场试验
按照上述确定的调剖工艺进行现场整体调剖试验。
截止到2015年12月，含水下降为83.1％，下降了15.7个百分点，现场试验累计增油6230t，现场试验提高采收率14.8％，现场试验效果良好。
实施例3：
某油田区块C，油藏温度62℃，渗透率1600×10-3um2，孔隙度33.9％，原油粘度1045mPa.s，地质储量6.20×104t，地层水矿化度为8652mg/L，试验前区块平均含水96.8％，区块油层参数以及对应的水井见表5。
表5区块C油层参数以及对应的水井
利用本发明的方法在区块C实施整体调剖，具体实施步骤如下：
(1)油藏的筛选
区块的油藏温度为62℃、油藏渗透率为1600×10-3μm2、油层的数量为4个、单个油层的厚度均大于1m，符合油藏筛选的标准。
(2)高中低渗透油层的划分
根据油层渗透率的高低将油层划分为高、中、低渗透油层三个等级，见表6，每个等级的油层数量占总油层数量的比例均不超过2/3。
表6区块G油层等级的划分
| 序号 | 层位 | 渗透率，10-3um2 | 油层厚度，m | 对应水井 | 油层等级 |
| 1 | C1 | 2600 | 3.5 | C11 | 高渗透 |
| 2 | C2 | 2300 | 4.6 | C21 | 高渗透 |
| 3 | C3 | 300 | 2.3 | C31 | 低渗透 |
| 4 | C4 | 1300 | 3.4 | C41 | 中渗透 |
(3)调剖工艺的选择
高渗透油层C1：分3个段塞从水井C11中注入，第1段塞注入颗粒凝胶，颗粒凝胶为阴离子聚丙烯酰胺及水驱流向转变剂溶于水中混合而成，阴离子聚丙烯酰胺、水驱流向转变剂质量浓度分别为9000mg/L、8000mg/L，颗粒凝胶注入量为每米油层厚度150m3，为525m3，注入速度为12m3/h；第2段塞注聚丙烯微球乳液，粒径为50微米，质量浓度为10000mg/L，注入量为每米油层厚度120m3，为420m3，注入速度为8m3/h；第3段塞注地层水顶替液，地层水顶替液的注入量为25m3。
高渗透油层C2：分3个段塞从水井C21中注入，第1段塞注入颗粒凝胶，颗粒凝胶为阴离子聚丙烯酰胺及水驱流向转变剂溶于水中混合而成，阴离子聚丙烯酰胺、水驱流向转变剂质量浓度分别为9000mg/L、8000mg/L，颗粒凝胶注入量为每米油层厚度150m3，为690m3，注入速度为12m3/h；第2段塞注聚丙烯微球干粉，粒径为50微米，质量浓度为10000mg/L，注入量为每米油层厚度120m3，为552m3，注入速度为8m3/h；第3段塞注地层水顶替液，地层水顶替液的注入量为25m3。
中渗透率油层C4：分3个段塞从注水井C41中注入，第1段塞注入弱凝胶，弱凝胶为阴离子聚丙烯酰胺、甲醛、间苯二酚及乙酸组成，质量浓度分别为1000mg/L、700mg/L、500mg/L和250mg/L，弱凝胶注入量为每米油层厚度60m3，为204m3，注入速度为5m3/h；第2段塞注入交联聚合物，交联聚合物由聚丙烯酰胺干粉和酚醛树脂组成，质量浓度分别为600mg/L和1000mg/L，交联聚合物注入量为每米油层厚度60m3，为204m3；注入速度为6m3/h；第3段塞注地层水顶替液；地层水顶替液的注入量为15m3。
低渗透油层C3：不调剖。
(4)现场试验
按照上述确定的调剖工艺进行现场整体调剖试验。
截止到2015年12月，含水下降为80.5％，下降了16.3个百分点，现场试验累计增油8760t，现场试验提高采收率14.1％，现场试验效果良好。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。
此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。
Claims (7)
1.一种中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的方法具体包括以下步骤：
(1)油藏的筛选
油藏筛选的标准为：油藏温度小于90℃、油藏渗透率大于1000×10-3μm2、油层的数量大于2个、单个油层的厚度大于1m；
(2)高中低渗透油层的划分
根据油层渗透率的高低将油层划分为高、中、低渗透油层三个等级，每个等级的油层数量占总油层数量的比例均不超过2/3；
(3)调剖工艺的选择
高渗透油层：分3个段塞注入，第1段塞注颗粒凝胶、第2段塞注聚合物微球、第3段塞注地层水顶替液；
中渗透率油层：分3个段塞注入，第1段塞注弱凝胶、第2段塞注交联聚合物、第3段塞注地层水顶替液；
低渗透油层：不调剖；
(4)现场试验
按照上述确定的调剖工艺进行现场调剖试验。
2.根据权利要求1所述的中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的颗粒凝胶为阴离子聚丙烯酰胺及水驱流向转变剂溶于水中混合而成，阴离子聚丙烯酰胺、水驱流向转变剂质量浓度分别为8000～10000mg/L、6000～8000mg/L，颗粒凝胶的注入量为每米油层厚度120～150m3、注入速度为10～12m3/h。
3.根据权利要求1或2所述的中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的聚合物微球为聚丙烯微球干粉或乳液，质量浓度为8000～10000mg/L，聚合物微球粒径为10～50微米、注入量为每米油层厚度100～120m3、注入速度为8～10m3/h。
4.根据权利要求3所述的中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的高渗透油层地层水顶替液的注入量为20～30m3。
5.根据权利要求1所述的中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的弱凝胶为阴离子聚丙烯酰胺、甲醛、间苯二酚及乙酸组成，质量浓度分别为800～1000mg/L、600～800mg/L、500～700mg/L和200～300mg/L；弱凝胶的注入量为每米油层厚度60～80m3、注入速度为5～8m3/h。
6.根据权利要求1或5所述的中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的交联聚合物由聚丙烯酰胺干粉和酚醛树脂组成，质量浓度分别为600～800mg/L和800～1000mg/L，交联聚合物的注入量为每米油层厚度40～60m3、注入速度为4～6m3/h。
7.根据权利要求6所述的中高渗透油藏调剖的方法，其特征在于，所述的中渗透油层地层水顶替液的注入量为10～20m3。
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