CN107474812A - 一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法 - Google Patents
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Abstract
一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，涉及油田应用化学领域。本发明调剖剂以双段塞形式注入致密油藏中，前置段塞混合低分子质量部分水解聚丙烯酰胺与添加剂形成调剖剂，具有低粘度、流动性强、抗剪切性特征，可低压力注入油藏对其裂缝系统实施封堵；后置段塞为复配表面活性剂，在前置段塞有效封堵后注入地层，对未经封堵的孔道进行表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；本发明通过双段塞组合方式改善致密油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低、注水压力大，增加后续水驱波及系数，以提高致密油藏经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高致密油藏石油采收率，属于油田应用化学剂领域。
背景技术
致密油藏是指与生油岩系共生或紧邻的大面积连续分布的石油资源，储集层岩性主要包括致密砂岩、致密灰岩和碳酸盐岩，覆压基质渗透率小于0.1mD，单井无自然工业产能，致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是一种非常规石油资源，有储层低孔低渗的特点；以往开发的特低渗、超低渗油藏相比，其成藏机理更复杂、孔喉更细微、填隙物含量更高、勘探难度更大。
致密油主要赋存空间分为两种类型，一类是源岩内部的碳酸岩或碎屑岩夹层中，另一类为紧邻源岩的致密层中。自20世纪60年代以来，我国在松辽、渤海湾、柴达木、吐哈、酒西、江汉、南襄、苏北及四川盆地均发现了致密油资源，勘探前景十分广阔；据国土资源部油气资源评价显示，在我国的可采石油资源中，致密油占2/5；我国的致密油开发取得了战略性突破，相继在鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地等发现5亿吨级至10亿吨级储量规模区，初步预计全国地质资源量超过200亿吨。
大量致密油藏实际采出程度在9％～13％，采出程度偏低，表明水驱应用于致密油藏效率较低；致密油藏由于裂缝分布复杂，在实际开发过程中裂缝系统对致密油藏开发的影响具有多重性：
(1)致密油藏渗流能力差，仅依靠岩石基质的渗流能力，渗流量很小，许多致密砂岩储层根本形不成工业油流。而裂缝的存在改变了地层流体的流动方向，增大了渗流截面，也增大了基质中的流动压差。
(2)裂缝系统，尤其是构造裂缝加剧了致密油藏的非均质性。在注水开发的过程中，注入水容易沿裂缝系统向前突进，所以沿裂缝方向的油井见效快，但含水率上升也很快，容易形成水窜，甚至造成暴性水淹，降低了储量利用率，增大了油田开发难度。
(3)致密油藏裂缝的压力敏感性十分明显，在无裂缝时基质岩块为中等程度敏感性，含裂缝时为强压力敏感性。而且裂缝的开度越大，渗透率越高，其压力敏感性越强，渗透率的恢复程度越小，随着有效压力增大，裂缝的渗透率呈负指数函数递减，影响致密油藏的开发效果。
(4)致密油藏裂缝的发育程度影响油层的吸水指数，沉积微相和断层构造的影响各部位裂缝的发育程度不一致，使得油层的吸水强度也不同。而且，由于油藏中高角度构造裂缝和低角度滑脱裂缝与成岩裂缝发育，在注水时裂缝吸水能力变强，导致油层吸水指数下降。
(5)死油区分部较多，常规水驱过程中，由于大部分驱替液流经裂缝系统，导致了吸水剖面分部不均，驱替液未曾波及区域逐步形成死油区，严重影响致密油藏开发效果。
针对致密油藏提高采收率技术需求以及上述问题，本发明设计一种聚表双段塞型调剖剂，克服了上述在水驱过程中的弊端。
发明内容
本发明的目的在于提供一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，其特征在于，通过双段塞形式注入致密油藏中，前置段塞混合低分子质量部分水解聚丙烯酰胺与添加剂形成调剖剂，具有低粘度、流动性强、抗剪切性特征，可低压力注入油藏对其裂缝系统实施封堵；后置段塞为复配表面活性剂，在前置段塞有效封堵后注入地层，对未经封堵的孔道进行表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；本发明通过双段塞组合方式改善致密油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低、注水压力大，增加后续水驱波及系数，以提高致密油藏经济效益。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。
本发明的目的在于提供一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子量为400*104，乙酸铬，乌洛托品，六偏磷酸钠，亚硫酸钠，草酸盐，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，十二烷基三甲基氯化铵，椰油酰胺丙基甜菜碱；其中草酸盐具体可为萘呋胺酯草酸盐、O-苄基-L-苏氨酸苄酯草酸盐、N,N-二甲基对苯二胺草酸盐或其他具有螯合作用的草酸盐化合物；针对致密油藏，设计双段塞式调剖剂，以下用段塞A调剖剂和段塞B来进行描述。
段塞A调剖剂包括部分水解聚丙烯酰胺和添加剂；其中，部分水解聚丙烯酰胺分子质量为400*104；添加剂包括乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、草酸盐；段塞A调剖剂中，部分水解聚丙烯酰胺质量比为0.01％-0.02％，乙酸铬质量比为0.01％-0.02％，乌洛托品质量比为0.01％-0.02％，六偏磷酸钠质量比为0.03％-0.07％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，草酸盐质量比为0.01％-0.03％，余下组分为配制水。
优选地，段塞A调剖剂中，部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、草酸盐质量比为0.012％-0.018％：0.012％-0.018％：0.012％-0.018％：0.04％-0.06％：0.25％-0.35％：0.015％-0.025％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞A调剖剂中，部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、草酸盐质量比为0.015％：0.015％：0.015％：0.05％：0.3％：0.02％，余下组分为配制水。
段塞A调剖剂主要作用机理为，乙酸铬、乌洛托品在调剖剂中作为交联剂使用，通过混合较低分子质量部分水解聚丙烯酰胺与两种交联剂，可形成网状分子结构聚合物体系，具有低粘度、流动性强、胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性等作用，可对致密油藏中的微裂缝实施稳固封堵；六偏磷酸钠起到分散剂作用，可使聚合物体系分子间分布更为均匀，增加分子线团外围吸附力，从而提高调剖剂在致密油藏中的封堵效果；亚硫酸钠作为除氧剂可有效抑制配制过程中及油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，增加调剖剂的稳定性；草酸盐在调剖剂中起螯合剂作用，通过草酸根中螯合配位体与酰胺分子形成两个或更多的配位键，从而生成环状结构的配位化合物，进而提高调剖剂强度；段塞A主要用作封堵致密油藏中的微裂缝，改善致密油藏的非均质性，使得后续段塞B可进入未经封堵的孔道中进行表面活性剂驱，从而形成双段塞协同作用。
段塞B包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱；段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为0.5％-1％，十二烷基三甲基氯化铵质量比为1％-2％，椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.5％-1％，余下组分为配制水。
优选地，段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.6％-0.9％：1.2％-1.8％：0.6％-0.9％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.75％：1.5％：0.75％，余下组分为配制水。
段塞B主要作用机理为，通过混合非离子表面活性剂椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、阳离子表面活性剂十二烷基三甲基氯化铵与两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基甜菜碱，起到表面活性剂协同效应；复配表面活性剂溶液具有较低的表面和界面张力,以及较强的润湿能力，可改善岩石亲水性，间接达到洗油目的，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；三种表面活性剂复配，可增加其抗盐能力，使其能够适应不同类型的地层水；且三种表面活性剂复配应用效果优于单一表面活性剂；在段塞A形成有效封堵后，将段塞B注入油藏，可进入未经封堵的孔道中进行表面活性剂驱，以减少近井地带残余油对油藏造成的封堵，增强其导流能力；段塞A破胶后，经段塞B表面活性剂驱产生的通道已具有一定的导流能力，油层相较调剖前已得到一定的改善，通过后续水驱对油藏进行进一步开发。
一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂的使用方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1.结合油田实际生产数据设计调剖剂注入量、注入速度以及其他注入参数；
步骤2.对配制水进行暴氧处理，配制水采用油田污水或水源水，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；
步骤3.温度范围30-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6小时，得调剖剂；
步骤4.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将调剖剂注入油藏；
步骤5.段塞A调剖剂注入量达到预设范围后静止48-72小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.15PV，注入段塞B调剖剂，随后进行后续注采作业。
调剖剂具体注入量为：首先向油藏或岩心中注入段塞A调剖剂0.1PV，等待48-72小时使段塞A调剖剂充分成胶，随后向油藏或岩心中注入驱替水0.15PV，段塞B0.2-0.3PV，随后进行后续注采作业。
本发明相对于现有技术其优点在于：
1、针对致密油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，段塞A调剖剂，混合低分子质量部分水解聚丙烯酰胺与添加剂形成调剖剂，具有低粘度、流动性强、抗剪切性特征，可低压力注入油藏对其裂缝系统实施封堵。
2、段塞A中，亚硫酸钠作为除氧剂可有效抑制配制过程中和油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，增强调剖剂的稳定性。
3、段塞A中，聚丙烯酰胺与乙酸铬、乌洛托品交联复配，可增强调剖剂的矿化度适应性，可适应矿化度500mg/L-35000mg/L的配制水。
4、段塞B中，通过非离子表面活性剂椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、阳离子表面活性剂十二烷基三甲基氯化铵与两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基甜菜碱复配增效，起到表面活性剂协同效应,其应用效果优于单一表面活性剂。
5、本发明通过双段塞注入形式，改善致密油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低及注水压力大，增加后续水驱波及系数，抑制死油区生成，以改善传统采油方法对致密油藏采收率低、经济效益差等弊端。
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。
下述实施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺为中国石油大庆炼化公司生产，相对分子质量为400*104，有效质量分数为90％；乙酸铬为山东西亚化学工业有限公司生产，分析纯；乌洛托品为北京鹏彩化学试剂有限公司生产，分析纯；六偏磷酸钠为山东鼎欣生物科技有限公司生产，98％；亚硫酸钠为天津市致远化学试剂有限公司生产，分析纯；萘呋胺酯草酸盐为湖北鑫源顺医药化工有限公司生产，CAS号：3200-06-4，纯度98％；O-苄基-L-苏氨酸苄酯草酸盐为百灵威科技有限公司生产，CAS：15260-11-4，纯度98％；N,N-二甲基对苯二胺草酸盐为上海谱振生物有限公司生产，CAS号：62778-12-5，纯度98％；椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为山东小野化学股份有限公司生产，分析纯；十二烷基三甲基氯化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，纯度98％；椰油酰胺丙基甜菜碱为广州市应泓化工有限公司生产，工业级。
通过室内岩心实验方法对调剖剂封堵效果进行评价，具体如下：
实施例一：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度30℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水，通过向蒸馏水中加入NaCl调节至矿化度为500mg/L，用以模拟油田生产中使用的水源水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、萘呋胺酯草酸盐质量比为0.015％：0.015％：0.015％：0.05％：0.3％：0.02％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.75％：1.5％：0.75％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为0.1*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入3％体积分数的锌条，长0.5cm宽0.2cm高0.05mm，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造岩心对致密油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，30℃情况下粘度17mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m1；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m2；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.2mL/min的速度向岩心中注入配置水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.1PV，记录注入调剖剂时的压力，静置48小时待用；
(6)以1mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在30℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为岩心中锌条全部反应随稀硫酸排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m3；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m4；
(4)以1mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在30℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.1PV，注完后放置48小时，随后注入配制水0.15PV、随后注入段塞B0.2PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟水源水配制调剖剂，在模拟油藏30℃情况下进行驱替实验，对模拟岩心实施调剖后，已改善其裂缝系统，提高采收率26.21％，说明本发明调剖剂可改善致密油藏非均质性，调剖效果明显。
实施例二：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度45℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌5小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水，通过向蒸馏水中加入NaCl调节至矿化度为8000mg/L，用以模拟实际生产中使用的油田污水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、O-苄基-L-苏氨酸苄酯草酸盐质量比为0.01％：0.01％：0.01％：0.03％：0.2％：0.01％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.5％：1％：0.5％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为0.1*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入3％体积分数的锌条，长0.5cm宽0.2cm高0.05mm，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造岩心对致密油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，50℃情况下粘度15.2mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m5；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m6；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.2mL/min的速度向岩心中注入配置水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.1PV，记录注入调剖剂时的压力，静置72小时待用；
(6)以1mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在50℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为岩心中锌条全部反应随稀硫酸排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m7；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m8；
(4)以1mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在50℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.1PV，注完后放置60小时，随后注入配制水0.15PV、随后注入段塞B0.25PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟油田污水配制调剖剂，在模拟油藏50℃情况下进行驱替实验，对模拟岩心实施调剖后，已改善其裂缝系统，提高采收率24.58％，说明本发明调剖剂可改善致密油藏非均质性，调剖效果明显。
实施例三：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度55℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌6小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水，通过向蒸馏水中加入可溶性盐类调节矿化度，最终矿化度为35000mg/L，用以模拟实际生产中使用的油田污水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、N,N-二甲基对苯二胺草酸盐质量比为0.02％：0.02％：0.02％：0.07％：0.4％：0.03％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1％：2％：1％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为0.1*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入3％体积分数的锌条,长0.5cm宽0.2cm高0.05mm，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造岩心对致密油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，70℃情况下粘度13.3mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m9；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m10；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.2mL/min的速度向岩心中注入配置水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.1PV，记录注入调剖剂时的压力，静置56小时待用；
(6)以1mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在70℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为岩心中锌条全部反应随稀硫酸排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m11；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m12；
(4)以1mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在70℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.1PV，注完后放置66小时，随后注入配制水0.15PV、随后注入段塞B0.3PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟油田污水配制调剖剂，在模拟油藏70℃情况下进行驱替实验，对模拟岩心实施调剖后，已改善其裂缝系统，提高采收率24.3％，说明本发明调剖剂可改善致密油藏非均质性，调剖效果明显。
Claims (7)
1.一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，包括段塞A调剖剂和段塞B；
段塞A调剖剂包括部分水解聚丙烯酰胺和添加剂；其中，部分水解聚丙烯酰胺分子质量为400*104；添加剂包括乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、草酸盐；段塞A调剖剂中，部分水解聚丙烯酰胺质量比为0.01％-0.02％，乙酸铬质量比为0.01％-0.02％，乌洛托品质量比为0.01％-0.02％，六偏磷酸钠质量比为0.03％-0.07％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，草酸盐质量比为0.01％-0.03％，余下组分为配制水；以及
段塞B包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱；段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为0.5％-1％，十二烷基三甲基氯化铵质量比为1％-2％，椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.5％-1％，余下组分为配制水。
2.如权利要求1所述的一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述草酸盐包括萘呋胺酯草酸盐、O-苄基-L-苏氨酸苄酯草酸盐、N,N-二甲基对苯二胺草酸盐或其他具有螯合作用的草酸盐化合物。
3.如权利要求1所述的一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、草酸盐质量比为0.012％-0.018％：0.012％-0.018％：0.012％-0.018％：0.04％-0.06％：0.25％-0.35％：0.015％-0.025％，余下组分为配制水。
4.如权利要求1所述的一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、乌洛托品、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、草酸盐质量比为0.015％：0.015％：0.015％：0.05％：0.3％：0.02％，余下组分为配制水。
5.如权利要求1所述的一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞B中椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.6％-0.9％：1.2％-1.8％：0.6％-0.9％，余下组分为配制水。
6.如权利要求1所述的一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂，其特征在于，所述段塞B中椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.75％：1.5％：0.75％，余下组分为配制水。
7.一种致密油藏聚表双段塞型调剖剂的使用方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1.结合油田实际生产数据设计调剖剂注入量、注入速度以及其他注入参数；
步骤2.对配制水进行暴氧处理，配制水采用油田污水或水源水，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；
步骤3.温度范围30-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6小时，得调剖剂；
步骤4.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将调剖剂注入油藏；
步骤5.段塞A调剖剂注入量达到预设范围后静止48-72小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.15PV，注入段塞B调剖剂，随后进行后续注采作业。
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109852362A (zh) * | 2018-12-28 | 2019-06-07 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂及其注入方法 |
-
2017
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