CN108166960B - 一种低渗透油藏逐级调驱工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种低渗透油藏逐级调驱工艺，分五个段塞依次注入不同强度的调驱剂，其中，第一段塞为前置段塞，注入占总注入量体积百分比4％～6％的聚合物溶液；第二段塞为过渡地带中、高渗层带封堵段塞，注入占总注入量体积百分比25％～30％的有机弱凝胶溶液；第三段塞为近井地带高渗渗流通道封堵段塞，注入占总注入量体积百分比20％～25％的体膨颗粒悬浮液，注入量占注入量；第四段塞为油藏深部封堵和调驱段塞，注入占总注入量体积百分比30％～35％的纳米聚合物微球溶液；第五段塞为洗油段塞，注入占总注入量体积百分比10％～15％的活性水溶液。该调驱工艺，满足了低渗油藏调驱“注得进、堵得住、驱得动”的工艺要求，实现了逐级深部封堵和调驱，提高了水驱洗油效率及油藏采收率。
Description
技术领域
本发明属于油田注水井调剖技术领域，具体涉及一种低渗透油藏逐级调驱工艺。
背景技术
低渗油田具有“低渗、低压、低丰度”的特点，难以建立有效驱替系统，普遍采用“压裂投产+注水开发”的方式进行开采，油藏天然微裂缝、人工压裂裂缝和长期水驱冲刷形成的高渗通道，以及注水井剖面吸水不均，导致主向油井注水见效过快，过早水淹，侧向油井注水难以见效，油藏注水开发效果不理想，侧向剩余油富集，实践证明，注水井调驱是改善水驱开发效果、实现老油田控水稳油的主要技术措施。
但随着开发时间延长，调剖轮次增多，增油降水效果逐次变差；同时，常规调驱用弱凝胶初始粘度大，体膨颗粒粒径大，难以运移至油藏深部，只能封堵近井地带实现液流转向，油藏深部注入水继续沿原水驱优势通道运移，导致调驱有效期短、控水增油效果不佳，如何扩大调驱剂波及体积、实现深部调驱是改善调驱效果的关键。
发明内容：
为了解决低渗油藏常规调剖调驱作用半径小、有效期短、控水增油效果不理想的问题，本发明提供了一种低渗透油藏逐级调驱工艺。
本发明所采用的技术方案如下：
一种低渗透油藏逐级调驱工艺，包括以下五个段塞阶段，其中：
第一段塞为前置段塞，注入聚合物溶液，注入量占总注入量的体积百分比为4％～6％；
第二段塞为过渡地带中、高渗层带封堵段塞，注入有机弱凝胶溶液，注入量占总注入量的体积百分比为25％～30％；
第三段塞为近井地带高渗渗流通道封堵段塞，注入体膨颗粒悬浮液，注入量占注入量的体积百分比为20％～25％；
第四段塞为油藏深部封堵和调驱段塞，注入纳米聚合物微球溶液注入量占总注入量的体积百分比为30％～35％；
第五段塞为洗油段塞，注入活性水溶液，注入量占总注入量的体积百分比为10％～15％。
所述聚合物溶液包含质量百分含为0.2％的聚丙烯酰胺和99.8％的水。
所述有机弱凝胶溶液，按质量百分数计，包含0.2％～0.3％的聚丙烯酰胺，0.2％～0.3％的甲醛溶液，0.025％～0.03％的间苯二酚，0.03％～0.05％的氯化铵，其余为水。
所述体膨颗粒悬浮液，按质量百分数计，包含0.1％的聚丙烯酰胺、0.5％～1.0％的体膨颗粒，其余为水。
所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3％丙烯酸、67.1％丙烯酰胺单体、10％钠土为主料，0.1％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5％过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为3mm～8mm的颗粒。
所述聚丙烯酰胺为阴离子型部分水解聚丙烯酰胺，数均分子量1700万～2100万，水解度20％～25％，固含量≥89％。
所述纳米聚合物微球溶液，按质量百分数计，包含0.2％～0.5％的聚合物微球，余量为水。
所述聚合物微球，按质量百分数计，是以10％丙烯酸、16％丙烯酰胺为共聚单体，0.3％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.2％过硫酸氢氨为引发剂，4％甘油单硬酯酸为分散剂，45％白油为外相，24.5％水为内相，采用反相乳液聚合反应而得。
所述聚合物微球初始粒径为300nm，体积膨胀倍数为10-20。
所述活性水溶液为表面活性剂溶液，按质量百分数计，包含0.1％-0.5％的表面活性剂，其余为水；所述表面活性剂为石油磺酸盐型表面活性剂。
本发明所带来的有益效果是：
本发明所提供的逐级调驱工艺，分五个段塞依次向注水井注入不同强度的调驱剂，其中，第一段塞为聚合物溶液，作为前置段塞，对油藏进行预处理，减少后续段塞中聚丙烯酰胺的吸附，保护后续注入弱凝胶的成胶性能；第二段塞为有机弱凝胶溶液，运移至过渡地带，封堵中、高渗条带；第三段塞为体膨颗粒悬浮液，将弱凝胶推移至过渡地带，同时其吸水膨胀性能好，填充、封堵近井地带大孔道、裂缝等高渗渗流通道；第四段塞为纳米聚合物微球溶液，具有初始粒径小、浓度低、粘度低等特性，能够绕流至常规调驱剂波及不到的油藏深部，并且具有良好的膨胀性、粘弹性和自粘连性，实现深部封堵和调驱，扩大后续注入水的波及范围；第五段塞为活性水溶液，能够大幅降低油水界面张力，提高注入水波及范围内的洗油能力。
该逐级调驱工艺，通过依次向注水井注入中、高、低强度调驱剂和洗油剂段塞，采用弱凝胶加体膨颗粒加微球再加活性水的注入体系，调剖和调驱相结合，低排量、低爬坡压力的注入方式，满足低渗油藏调驱“注得进、堵得住、驱得动”的工艺要求；其中，中等强度弱凝胶封堵过渡地带中、高渗条带，强度稍高体膨颗粒封堵近井地带高渗渗流通道，低强度聚合物微球绕流至油藏深部，实现逐级深部封堵和调驱，活性水提高水驱洗油效率，扩大水驱波及体积，从而提高油藏采收率。
具体实施方式
实施例1：
一种低渗透油藏逐级调驱工艺，包括以下五个段塞阶段，其中：
第一段塞为前置段塞，注入聚合物溶液，注入量占总注入量的体积百分比为4％～6％；
第二段塞为过渡地带中、高渗层带封堵段塞，注入有机弱凝胶溶液，注入量占总注入量的体积百分比为25％～30％；
第三段塞为近井地带高渗渗流通道封堵段塞，注入体膨颗粒悬浮液，注入量占注入量的体积百分比为20％～25％；
第四段塞为油藏深部封堵和调驱段塞，注入纳米聚合物微球溶液注入量占总注入量的体积百分比为30％～35％；
第五段塞为洗油段塞，注入活性水溶液，注入量占总注入量的体积百分比为10％～15％。
本发明通过依次向注水井注入中、高、低强度调驱剂和洗油剂段塞，采用弱凝胶加体膨颗粒加微球再加活性水的注入体系，调剖和调驱相结合，低排量、低爬坡压力的注入方式，满足低渗油藏调驱“注得进、堵得住、驱得动”的工艺要求；其中，中等强度弱凝胶封堵过渡地带中、高渗条带，强度稍高体膨颗粒封堵近井地带高渗渗流通道，低强度聚合物微球绕流至油藏深部，实现逐级深部封堵和调驱，活性水提高水驱洗油效率，扩大水驱波及体积，从而提高油藏采收率。
实施例2：
在实施例1的基础上，所述聚合物溶液包含质量百分含为0.2％的聚丙烯酰胺和99.8％的水；其中所述聚丙烯酰胺为阴离子型部分水解聚丙烯酰胺，数均分子量1700万～2100万，水解度20％～25％，固含量≥89％。
所述聚合物溶液，作为前置段塞，对油藏进行预处理，减少后续段塞中聚丙烯酰胺的吸附，保护后续注入有机弱凝胶的成胶性能。
实施例3：
在实施例1的基础上，所述有机弱凝胶溶液，按质量百分数计，包含0.2％～0.3％的聚丙烯酰胺，0.2％～0.3％的甲醛溶液，0.025％～0.03％的间苯二酚，0.03％～0.05％的氯化铵，其余为水；其中所述聚丙烯酰胺为阴离子型部分水解聚丙烯酰胺，数均分子量1700万～2100万，水解度20％～25％，固含量≥89％；所述甲醛溶液为质量百分含量37％的工业甲醛。
第二段塞所注入的有机弱凝胶溶液运移至过渡地带，用于封堵中、高渗条带。
实施例4：
在实施例1的基础上，所述体膨颗粒悬浮液，按质量百分数计，包含0.1％的聚丙烯酰胺、0.5％～1.0％的体膨颗粒，其余为水。所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3％丙烯酸、67.1％丙烯酰胺单体、10％钠土为主料，0.1％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5％过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为3mm～8mm的颗粒；其中体膨颗粒固含量≥25％，质量膨胀倍数为3-10；所述聚丙烯酰胺为阴离子型部分水解聚丙烯酰胺，数均分子量1700万～2100万，水解度20％～25％，固含量≥89％。
第三段塞所注入的体膨颗粒悬浮液，将有机弱凝胶推移至过渡地带，同时其吸水膨胀性能好，填充、封堵近井地带大孔道、裂缝等高渗渗流通道。
实施例5：
在实施例1的基础上，所述纳米聚合物微球溶液，按质量百分数计，包含0.2％～0.5％的聚合物微球，余量为水。其中所述聚合物微球，按质量百分数计，是以10％丙烯酸、16％丙烯酰胺为共聚单体，0.3％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.2％过硫酸氢氨为引发剂，4％甘油单硬酯酸为分散剂，45％白油为外相，24.5％水为内相，采用反相乳液聚合反应而得。
所述聚合物微球初始粒径为300nm，体积膨胀倍数为10-20。
第四段塞所注入的纳米聚合物微球溶液，具有初始粒径小、浓度低、粘度低等特性，能够绕流至常规调驱剂波及不到的油藏深部，并且具有良好的膨胀性、粘弹性和自粘连性，实现深部封堵和调驱，扩大后续注入水的波及范围。
实施例6：
在实施例1的基础上，所述活性水溶液为表面活性剂溶液，按质量百分数计，包含0.1％-0.5％的表面活性剂，其余为水；所述表面活性剂为石油磺酸盐型表面活性剂，优选十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠。
第五段塞所注入的活性水溶液，能够大幅降低油水界面张力，提高注入水波及范围内的洗油能力。
实施例7：
在上述实施例的基础上，本发明所提供的逐级调驱工艺，分五个段塞依次向注水井注入不同强度的调驱剂，其中，第一段塞注入阴离子型聚合物溶液100m3，聚合物质量百分含量为0.2％，注入速度为1.5m3/h；
第二段塞注入酚醛交联弱凝胶溶液600m3，注入速度为2.0m3/h；所述酚醛交联弱凝胶按质量百分数计，包含0.2％的聚丙烯酰胺，0.2％的甲醛溶液，0.025％的间苯二酚和0.03％的氯化铵，其余为水；
第三段塞注入体膨颗粒悬浮液500m3，注入速度为1.5m3/h；所述体膨颗粒悬浮液按质量百分数计，包含0.1％的阴离子聚丙烯酰胺，0.6％的体膨颗粒，其余为水；所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3％丙烯酸、67.1％丙烯酰胺单体、10％钠土为主料，0.1％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5％过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为3mm的颗粒。
第四段塞注入纳米聚合物微球溶液600m3，注入速度为2.0m3/h；所述纳米聚合物微球溶液包含质量百分含量为0.2％的聚合物微球和99.8％的水；其中所述聚合物微球，按质量百分数计，是以10％丙烯酸、16％丙烯酰胺为共聚单体，0.3％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.2％过硫酸氢氨为引发剂，4％甘油单硬酯酸为分散剂，45％白油为外相，24.5％水为内相，采用反相乳液聚合反应而得；所述聚合物微球初始粒径为300nm，体积膨胀倍数为10。
第五段塞注入石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液200m3，注入速度为2.0m3/h；所述石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液为质量百分含量为0.1％的十二烷基磺酸钠和99.9％的水。
实施例8：
在上述实施例的基础上，本发明所提供的逐级调驱工艺，分五个段塞依次向注水井注入不同强度的调驱剂，其中，第一段塞注入阴离子型聚合物溶液100m3，聚合物质量百分含量为0.2％，注入速度为1.5m3/h；
第二段塞注入酚醛交联弱凝胶溶液600m3，注入速度为2.0m3/h；所述酚醛交联弱凝胶按质量百分数计，包含0.25％的聚丙烯酰胺，0.25％的甲醛溶液，0.028％的间苯二酚和0.04％的氯化铵，其余为水；
第三段塞注入体膨颗粒悬浮液500m3，注入速度为1.5m3/h；所述体膨颗粒悬浮液按质量百分数计，包含0.1％的阴离子聚丙烯酰胺，1.0％的体膨颗粒，其余为水；所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3％丙烯酸、67.1％丙烯酰胺单体、10％钠土为主料，0.1％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5％过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为8mm的颗粒。
第四段塞注入纳米聚合物微球溶液600m3，注入速度为2.0m3/h；所述纳米聚合物微球溶液包含质量百分含量为0.35％的聚合物微球和99.65％的水；其中所述聚合物微球，按质量百分数计，是以10％丙烯酸、16％丙烯酰胺为共聚单体，0.3％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.2％过硫酸氢氨为引发剂，4％甘油单硬酯酸为分散剂，45％白油为外相，24.5％水为内相，采用反相乳液聚合反应而得；所述聚合物微球初始粒径为300nm，体积膨胀倍数为15。
第五段塞注入石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液200m3，注入速度为2.0m3/h；所述石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液为质量百分含量为0.3％的十二烷基苯磺酸钠和99.7％的水。
实施例9：
在上述实施例的基础上，本发明所提供的逐级调驱工艺，分五个段塞依次向注水井注入不同强度的调驱剂，其中，第一段塞注入阴离子型聚合物溶液200m3，聚合物质量百分含量为0.2％，注入速度为1.5m3/h；
第二段塞注入酚醛交联弱凝胶溶液700m3，注入速度为2.0m3/h；所述酚醛交联弱凝胶按质量百分数计，包含0.3％的聚丙烯酰胺，0.3％的甲醛溶液，0.03％的间苯二酚和0.05％的氯化铵，其余为水；
第三段塞注入体膨颗粒悬浮液500m3，注入速度为1.5m3/h；所述体膨颗粒悬浮液按质量百分数计，包含0.1％的阴离子聚丙烯酰胺，0.5％的体膨颗粒，其余为水；所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3％丙烯酸、67.1％丙烯酰胺单体、10％钠土为主料，0.1％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5％过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为5mm的颗粒；
第四段塞注入纳米聚合物微球溶液900m3，注入速度为2.0m3/h；所述纳米聚合物微球溶液包含质量百分含量为0.5％的聚合物微球和99.5％的水；其中所述聚合物微球，按质量百分数计，是以10％丙烯酸、16％丙烯酰胺为共聚单体，0.3％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.2％过硫酸氢氨为引发剂，4％甘油单硬酯酸为分散剂，45％白油为外相，24.5％水为内相，采用反相乳液聚合反应而得；所述聚合物微球初始粒径为300nm，体积膨胀倍数为20；
第五段塞注入石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液300m3，注入速度为2.0m3/h；所述石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液为质量百分含量为0.5％的十二烷基磺酸钠和99.5％的水。
实施例10：
在上述实施例的基础上，本发明所提供的逐级调驱工艺，分五个段塞依次向注水井注入不同强度的调驱剂，其中，第一段塞注入阴离子型聚合物溶液200m3，聚合物质量百分含量为0.2％，注入速度为1.5m3/h；
第二段塞注入酚醛交联弱凝胶溶液800m3，注入速度为2.0m3/h；所述酚醛交联弱凝胶按质量百分数计，包含0.2％的聚丙烯酰胺，0.2％的甲醛溶液，0.025％的间苯二酚和0.03％的氯化铵，其余为水；
第三段塞注入体膨颗粒悬浮液600m3，注入速度为1.5m3/h；所述体膨颗粒悬浮液按质量百分数计，包含0.1％的阴离子聚丙烯酰胺，0.6％的体膨颗粒，其余为水；所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3％丙烯酸、67.1％丙烯酰胺单体、10％钠土为主料，0.1％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5％过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为5mm的颗粒；
第四段塞注入纳米聚合物微球溶液1000m3，注入速度为2.0m3/h；所述纳米聚合物微球溶液包含质量百分含量为0.3％的聚合物微球和99.7％的水；其中所述聚合物微球，按质量百分数计，是以10％丙烯酸、16％丙烯酰胺为共聚单体，0.3％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.2％过硫酸氢氨为引发剂，4％甘油单硬酯酸为分散剂，45％白油为外相，24.5％水为内相，采用反相乳液聚合反应而得；所述聚合物微球初始粒径为300nm，体积膨胀倍数为20；
第五段塞注入石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液200m3，注入速度为2.0m3/h；所述石油磺酸盐型阴离子表活剂溶液为质量百分含量为0.5％的十二烷基苯磺酸钠和99.5％的水。
采用本发明方法，在长庆靖安油田实施试验3口井，平均注入压力提高2.0MPa，平均单井组累计增油260t，累计降水350m3。说明本发明提供的逐级调驱方法能够改善水驱开发效果，扩大水驱波及体积，从而提高原油采收率。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种低渗透油藏逐级调驱工艺，其特征在于，包括以下五个段塞阶段，其中：
第一段塞为前置段塞，注入聚合物溶液，注入量占总注入量的体积百分比为4%~6%；
第二段塞为过渡地带中、高渗层带封堵段塞，注入有机弱凝胶溶液，注入量占总注入量的体积百分比为25%~30%；
第三段塞为近井地带高渗渗流通道封堵段塞，注入体膨颗粒悬浮液，注入量占总注入量的体积百分比为20%~25%；
第四段塞为油藏深部封堵和调驱段塞，注入纳米聚合物微球溶液注入量占总注入量的体积百分比为30%~35%；
第五段塞为洗油段塞，注入活性水溶液，注入量占注入量的体积百分比为10%~15%；
所述第三段塞中，体膨颗粒悬浮液按质量百分数计，包含0.1%的聚丙烯酰胺、0.5%~1.0%的体膨颗粒，其余为水；
所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3%丙烯酸、67.1%丙烯酰胺单体、10%钠土为主料，0.1%N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5%过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为3mm~8mm 的颗粒；
所述第四段塞中，所述纳米聚合物微球溶液，按质量百分数计，包含0.2%~0.5%的聚合物微球，余量为水；
所述聚合物微球，按质量百分数计，是以10%丙烯酸、16%丙烯酰胺为共聚单体，0.3%N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.2%过硫酸氢氨为引发剂，4%甘油单硬酯酸为分散剂，45%白油为外相，24.5%水为内相，采用反相乳液聚合反应而得。
2.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏逐级调驱工艺，其特征在于：所述聚合物溶液包含质量百分含为0.2%的聚丙烯酰胺和99.8%的水。
3.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏逐级调驱工艺，其特征在于：所述有机弱凝胶溶液，按质量百分数计，包含0.2%~0.3%的聚丙烯酰胺，0.2%~0.3%的甲醛溶液，0.025%~0.03%的间苯二酚，0.03%~0.05%的氯化铵，其余为水。
4.根据权利要求1或2或3所述的一种低渗透油藏逐级调驱工艺，其特征在于：所述聚丙烯酰胺为阴离子型部分水解聚丙烯酰胺，数均分子量1700万~2100万，水解度20%~25%，固含量≥89%。
5.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏逐级调驱工艺，其特征在于：所述聚合物微球初始粒径为300nm，体积膨胀倍数为10-20。
6.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏逐级调驱工艺，其特征在于：所述活性水溶液为表面活性剂溶液，按质量百分数计，包含0.1%~0.5%的表面活性剂，其余为水；所述表面活性剂为石油磺酸盐型表面活性剂。
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