CN106703768B - 一种模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法。该方法包括如下步骤：利用原油分别饱和具有不同渗透率的岩心；进行水驱当采出液中含水率为80％～90％时，改注聚合物溶液进行聚驱；按照1)或2)的方式确定高低浓度合物驱交替注入时机：1)采用聚合物水溶液Ⅰ进行驱油的过程中，当岩心的驱替压力达到最高点后，则最高点即为聚驱剖面返转点，此时改注聚合物水溶液Ⅱ；2)采用聚合物水溶液Ⅰ进行驱油的过程中，当岩心的驱替压力连续出现至少3个最高点，则第3个最高点即为聚驱剖面返转点，此时改注聚合物水溶液Ⅱ；聚合物水溶液Ⅰ的浓度大于聚合物水溶液Ⅱ的浓度。本发明方法只需在驱替过程中监测记录驱替压力数据，操作简单，准确，适用性强。

Description

一种模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法
技术领域
本发明涉及一种模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法，属于聚合物驱的技术领域。
背景技术
渤海稠油油田地层粘度高，层间非均质性强，采用大井距反九点井网、一套层系开发。通过早期注入疏水缔合聚合物保持高速开发，使得最终采收率最大化。在向地下非均质储层大剂量注入聚合物过程中存在“剖面返转”，即聚合物向高渗层串流，使得低渗层驱替效果变差。
在聚合物注入过程中，各沉积单元的相对吸液量是起伏变化的，注聚初期由于聚合物溶液的调剖作用低渗透层的相对吸液量有所增加，当增加到一定程度后开始下降，这种低渗透层相对吸液量先升高后降低的现象称为剖面返转。低渗透层开始下降的点称为返转点，返转点对应的注入孔隙体积倍数称为返转时机。研究表明，基于聚合物交替注入的变渗流阻力剖面控制方法可有效控制聚合物驱的剖面返转现象，减少聚合物的用量。交替注入使非均质油层纵向压力场扰动性增强，有利于驱替液向低渗层窜流，降低注聚压力，提高聚合物的注入性。交替注入控制剖面返转的基本设想是：选用不同粘度聚合物段塞，匹配不同渗透率级别的油层，高粘度段塞优先进入高渗层，降低了高渗层流度，迫使后续低粘流体进入与之较为匹配的低渗层，使高低渗层驱替剂流度差异减小，实现高低渗层聚合物段塞尽可能的同步运移。交替注入能够改善聚合物驱效果，但对于交替时机，目前多采用不同浓度聚合物等量注入的方式，如：0.3PV(高浓)+0.3PV(低浓)，但实验结果表明，此种交替方式不够合理，因此需要提供一种更加合理的交替注入时机的方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法，本发明为聚合物驱交替注入矿场试验提供技术支持。
本发明所提供的模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法，包括如下步骤：
利用原油分别饱和具有不同渗透率的岩心；向所述岩心中注入模拟地层水进行水驱，当采出液中含水率为80％～90％(目前渤海主力油田的综合含水)时，改注聚合物水溶液进行聚驱；所述水驱和所述聚驱过程中，定时记录所述岩心的驱替压力；
按照下述1)或2)的方式确定高低浓度聚合物驱交替注入时机：
1)采用聚合物水溶液Ⅰ进行驱油的过程中，当所述岩心的驱替压力达到最高点后，则所述最高点即为聚驱剖面返转点，此时改注聚合物水溶液Ⅱ；
2)采用聚合物水溶液Ⅰ进行驱油的过程中，当所述岩心的驱替压力连续出现至少3个最高点，则第3个最高点即为聚驱剖面返转点，此时改注聚合物水溶液Ⅱ；
所述聚合物水溶液Ⅰ的浓度大于所述聚合物水溶液Ⅱ的浓度。
上述的确定方法中，1)中，若下一个驱替压力值下降时，该压力点即为最高点。
上述的确定方法中，所述聚驱过程中，所述聚合物水溶液Ⅰ和所述聚合物水溶液Ⅱ的总注入量可为0.3～0.6PV。
上述的确定方法中，所述聚合物水溶液可为疏水缔合聚合物的水溶液。
上述的确定方法中，所述疏水缔合聚合物可为AP-P4。
上述的确定方法中，所述聚合物水溶液Ⅰ和所述聚合物水溶液Ⅱ的浓度可为1000～2500mg/L，具体可为1500mg/L、1750mg/L、2000mg/L或2250mg/L。
上述的确定方法中，2个所述岩心的渗透率级差可为3～6，如3或6。
上述的确定方法中，所述岩心的渗透率可为300×10-3μm2～1800×10-3μm2，具体可为300×10-3μm2、900×10-3μm2或1800×10-3μm2。
上述的确定方法中，每隔1～2分钟记录所述岩心的驱替压力。
本发明模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法，只需在驱替过程中监测记录驱替压力数据，操作简单，准确，适用性强。与传统的等注入量交替相比，按照本发明方法确定的注入时机的注入方式的结果合理，提高交替注入的效果。
附图说明
图1为本发明实施例1-2进行的双管并联驱替实验采用的系统的示意图。
图2为本发明实施例1中0.3PV(高浓)+0.3PV(低浓)方式交替注入分流率曲线。
图3为本发明实施例1中连续出现3个压力最高值确定剖面返转分流率曲线。
图4为本发明实施例2中0.3PV(高浓)+0.3PV(低浓)方式交替注入分流率曲线。
图5为本发明实施例2中压力最高值确定剖面返转分流率曲线。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1：
按照图1所示的系统进行驱替实验。
(1)将渗透率分别为300×10-3μm2和900×10-3μm2的两个岩心分别放入方岩心夹持器内，并测量岩心的渗透率。
(2)将模拟原油、模拟地层水和聚合物水溶液分别加入至中间容器中。
(3)以0.5ml/L的速度注入2PV目标油田原油，老化72小时，65℃下的原油粘度70mPa.s。
(4)向方岩心夹持器中注入模拟地层水，水驱至产出液中含水率为80％后改注聚合物溶液，聚合物溶液总的注入量为0.6PV。水驱和聚驱过程中每间隔1分钟记录一次压力数据，通过集液容器收集产出液。
(5)交替注入采用下述两种不同的方式：
①注入0.3PV的2250mg/L的高浓AP-P4水溶液后再注入0.3PV的1750mg/L的低浓AP-P4水溶液。
②当聚驱过程中的压力达到高点时，且连续出现几个压力最高值，则在第3个压力最高点改注浓度为1750mg/L的AP-P4水溶液，记录压力数据和收集产出液率。
(6)根据所记录的数据绘制高渗分流率(高渗产液量与高低渗总产液量的比率)和低渗分流率(低渗产液量与高低渗总产液量的比率)以及压力曲线，确定剖面返转点。
第一种交替注入方式的分流率曲线如图2所示，第二种交替注入方式的分流率曲线如图3所示，对比图2和图3可以看出，图3中的低渗分流率曲线明显优于图2中的低渗分流率曲线，证明了本发明交替时机确定方法的可靠性和优越性，也证明了聚合物驱油时采用本发明方法确定的交替时机进行交替注入时能够提高采收率。
实施例2：
按照图1所示的系统进行驱替实验。
(1)将渗透率分别为300×10-3μm2和1800×10-3μm2的两个岩心分别放入方岩心夹持器内，并测量岩心的渗透率。
(2)将原油、模拟地层水和聚合物水溶液分别加入至中间容器中。
(3)以0.5ml/L的速度注入2PV目标油田原油，老化72小时，65℃下的原油粘度70mPa.s。
(4)向方岩心夹持器中注入模拟地层水，水驱至产出液中含水率为90％后改注聚合物溶液，聚合物溶液总的注入量为0.6PV，水驱和聚驱过程中每间隔1分钟记录一次压力数据，通过集液容器收集产出液。
(5)交替注入采用下述两种不同的方式：
①注入0.3PV的2000mg/L的高浓AP-P4水溶液后再注入0.3PV的1500mg/L的低浓AP-P4水溶液；
②当压力监测值达到最高点后，若下一个压力记录值开始下降，则在此点改注浓度为1500mg/L的AP-P4水溶液，记录压力数据和收集产出液率。
(6)根据所记录的数据绘制高渗分流率(高渗产液量与高低渗总产液量的比率)和低渗分流率(低渗产液量与高低渗总产液量的比率)以及压力曲线，确定剖面返转点。
第一种交替注入方式的分流率曲线如图4所示，第二种交替注入方式的分流率曲线如图5所示，对比图4和图5可以看出，图5中的低渗分流率曲线明显优于图4中的低渗分流率曲线，证明了本发明交替时机确定方法的可靠性和优越性，也证明了聚合物驱油时采用本发明方法确定的交替时机进行交替注入时能够提高采收率。

Claims (1)

1.一种模拟高低浓度聚合物驱交替注入时机的确定方法，包括如下步骤：
利用原油分别饱和具有不同渗透率的岩心；向所述岩心中注入模拟地层水进行水驱，当采出液中含水率为80%~90%时，改注聚合物水溶液进行聚驱；所述水驱和所述聚驱过程中，定时记录所述岩心的驱替压力；
按照下述方式确定高低浓度合物驱交替注入时机：
采用聚合物水溶液Ⅰ进行驱油的过程中，当所述岩心的驱替压力连续出现至少3个最高点，则第3个最高点即为聚驱剖面返转点，此时改注聚合物水溶液Ⅱ；
所述聚合物水溶液Ⅰ的浓度大于所述聚合物水溶液Ⅱ的浓度；
所述聚驱过程中，所述聚合物水溶液Ⅰ和所述聚合物水溶液Ⅱ的总注入量为0.3~0.6PV；
所述聚合物水溶液为疏水缔合聚合物的水溶液；
所述疏水缔合聚合物为AP-P4；
所述聚合物水溶液Ⅰ和所述聚合物水溶液Ⅱ的浓度为1000~2500mg/L；
2个所述岩心的渗透率级差为3~6；
所述岩心的渗透率为300×10-3μm2~1800×10-3μm2；
每隔1~2分钟记录所述岩心的驱替压力。
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