CN108708697B - 一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，包括：选用反相悬浮聚合法合成聚合物微球；将不同粒径聚合物微球采用填砂管封堵实验，注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳；注入聚合物微球溶液并注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳，采集进出口驱替压差，并计算填砂管渗透率和封堵率；根据YPS粒径匹配公式计算确定现场试验所需的聚合物微球粒径大小；进行聚合物微球在线注入，不改变注水井日注量，通过区块平均单井日产油量和含水率变化曲线，评价聚合物微球的调驱效果。该方法利用聚合物微球具有良好的深部调驱作用，验证了以增大比面降低渗透率理论计算方法所指导的粒径匹配方法的科学性和实用性。

Description

一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法
技术领域
本发明涉及低渗透油田注水开发技术领域，尤其涉及一种基于增大比面降低渗透率理论的聚合物微球粒径匹配方法。
背景技术
长庆油田属于典型的“低压、低渗、低产”油藏，由于储层的非均质性强，随着油田开发的深入，常常造成注入水沿高渗透层突进，人工水驱控制程度较低，层间层内干扰严重，剩余油高度分散，大大降低了水驱采收率，因此，提高注入水波及体积是提高原油采收率的重要方法。
然而，随着油田进入高含水期，注水开发存在问题越来越复杂，稳油控水难度也越来越大，传统的调剖技术封堵作用半径小，封堵强度有限，增产有效期短，且多轮次效果越来越差，近井剩余油已波及殆尽，不能满足提高最终采收率要求。为此，各种深部调剖(驱)技术相继被提出，并得到广泛应用，其中，聚合物微球深部调驱技术以提高油层深部剩余油富集区的波及体积，是一种具有广阔发展前景的新型提高采收率技术。
中国石油勘探开发研究院的朱怀江等用反相乳液聚合法制备了初始粒径为5-13微米的聚合物微球，由于该微球在水中可反相溶胀，而在油中不会溶胀，故可以有选择性的降低出水层的渗透率，而不会封堵油层。但是该微球在无反相剂时，在水中基本不溶胀，需要通过调节反相剂种类和数量来控制其吸水溶胀过程。故在现场应用时，需要用反相剂预处理，并需要用油携带注入地下，大大增加了注入成本和操作难度。同时该聚合物微球初始粒径较大，仅适用于中高渗透油藏。
中科院理化所于2004年，针对不同油藏地质条件，利用反相微乳液聚合法、反相乳液聚合法和分散聚合法分别制备出结构不同的纳米、纳微米和核壳自交结聚合物微球，并首次实现了批量生产，在胜利油田，华北油田，大庆油田，青海油田等进行了现场试验，取得很好的降水增油效果。
雷光伦，郑家朋以丙烯酰胺、N,N'-亚甲基双丙烯酰胺等为原料分别采用分散聚合、悬浮聚合合成了亚微米和微米级聚合物微球，并研究了亚微米级聚合物微球在高渗透地质条件下膨胀性能、注入性能、封堵性能和运移性能，并在胜利孤岛中高渗透油藏进行矿场试验。聚合物微球可以顺利注入中高渗油藏中，并能够有效降低水相渗透率，降低生产井的含水率，提高油藏的采收率。并提出孔喉尺度弹性微球和岩心孔喉之间的最佳粒径匹配关系为1.35～1.55，该匹配系数在长庆油田低渗透油藏应用效果并不理想。
发明内容
为解决现有的聚合物微球粒径匹配方法不适用于长庆油田低渗透油藏的技术现状，本发明的目的在于提供一种基于增大比面降低渗透率的聚合物微球粒径匹配方法。
本发明是通过下述技术方案来实现的。
一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，包括以下步骤：
步骤1，选用反相悬浮聚合法合成聚合物微球，得到不同粒径聚合物微球；
步骤2，将不同粒径聚合物微球采用填砂管封堵实验，注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳；然后注入聚合物微球溶液；最后注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳，控制恒温箱温度和注入速率；采集进出口驱替压差，并通过公式计算填砂管渗透率和封堵率；
步骤3，针对油田现场调驱目的层高渗带测试的温度、矿化度、高渗层渗透率和孔隙度数据，根据YPS粒径匹配公式计算，确定现场试验所需的聚合物微球粒径大小；
步骤4，根据所确定的聚合物微球粒径大小，进行聚合物微球在线注入，不改变注水井日注量，通过区块平均单井日产油量和含水率变化曲线，评价聚合物微球的调驱效果。
所述步骤1中，合成聚合物微球应满足下述条件：
初始粒径分布集中，分散性能好；0.5％浓度配液不分层，无絮状物出现；60℃恒温与原样比较无明显变化；5％NaCl溶液配液无沉淀；60℃温度下10d后膨胀倍数大于5，清水配液60℃温度下10d后膨胀倍数大于10；可分离固形物含量大于20％，基液体系粘度小于5000mPa.s，密度0.95～1.05g/cm3。
上述技术方案中，进一步优选的方案包括：
所述步骤2中，控制恒温箱温度为60～80℃；注入速率为1～1.5mL/min。
所述步骤2中，通过以下公式计算填砂管渗透率k和封堵率η：
Figure BDA0001661458830000031
Figure BDA0001661458830000032
式中：K为填砂管渗透率，×10-3μm2；Q为注入速率，mL/min；μ为流体粘度，mPa.s；A为填砂管岩心横截面积，cm2；△P为采集进出口驱替压差，10-1MPa；L为填砂管长度，cm；η为封堵率，％；K0为注入微球前水驱渗透率，×10-3μm2；K’为注入微球封堵后水驱渗透率，×10-3μm2。
所述步骤3中，通过增大比面降低渗透率理论定量计算不同粒径聚合物微球的封堵率，结合封堵实验结果校验比对，引入聚合物微球扩散和融合两个修正系数D、F，得出YPS粒径匹配公式：
Figure BDA0001661458830000042
F＝0.25·(Ci/1000)-1.1
Figure BDA0001661458830000041
式中：D为微球扩散系数；F为微球融合系数；η为封堵率，％；K0为注入微球前水驱渗透率，×10-3μm2；Φ为高渗透层注入微球前孔隙度；Ci为微球注入浓度，mg/L；Ca为微球有效含量；Em为膨胀倍率；τ为迂曲度；ρ为微球原液密度，g/cm3；Rm为微球初始粒径，nm。
所述步骤3中，最佳粒径匹配数值为理论计算封堵率存在于85％～95％之间所对应的微球初始粒径。
本发明优点在于：本发明充分考虑了聚合物微球的变形能力，如果微球粒径过大，注水井近井剪切速率较大，微球多次变形可能破碎，无法达到封堵效果，且无法进入油层深部，扩大油层深部剩余油富集区的波及体积，影响增油降水效果。引入聚合物微球固相颗粒进入油层深部滞留后增大油层岩石比面，增强了液固界面分子作用力，增大了渗流阻力，降低了高渗层渗透率，而并非以聚合物微球颗粒封堵孔喉降低渗透率的理论，结合经验公式，根据实际实验结果修正公式，确定合理的粒径匹配关系范围。由于油水井中部压力梯度很低，聚合物微球能够有效滞留，且能顺利运移到地层深部。本发明验证了以增大比面降低渗透率理论计算方法所指导的粒径匹配方法的科学性和实用性。
附图说明
图1为本发明实施例中低渗透油藏聚合物微球调驱设计方法的流程图；
图2为本发明实施例中一种聚合物微球样品的微观形态；
图3为本发明实施例中一种聚合物微球样品的原始粒径大小和分布；
图4为本发明一个实施例中单填砂管岩心封堵实验流程图；
图5为本发明一个实施例中聚合物微球调驱现场在线注入工艺流程图；
图6为本发明一个实施例中区块平均单井日产油量和含水率变化曲线。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对发明作进一步的详细说明，但并不作为对发明做任何限制的依据。
本发明所述的一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，按照发明内容步骤实施，下面结合说明书附图和实施例对本发明作进一步详细说明。
参见图1，本发明实施例提供了一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，具体包括以下步骤：
步骤1，选用反相悬浮聚合法合成聚合物微球，得到不同粒径聚合物微球；合成聚合物微球应满足下述条件：
初始粒径分布集中，分散性能好；0.5％浓度配液不分层，无絮状物出现；60℃恒温与原样比较无明显变化；5％NaCl溶液配液无沉淀；60℃温度下10d后膨胀倍数大于5，清水配液60℃温度下10d后膨胀倍数大于10；可分离固形物含量大于20％，基液体系粘度小于5000mPa.s，密度0.95～1.05g/cm3。
图2为一种聚合物微球样品的微观形态，图3为一种聚合物微球样品的原始粒径大小，可以看出该种聚合物微球样品的原始粒径分布范围42～268nm，DN50粒径大小为109nm。
步骤2，按照图4的单填砂管岩心封堵实验流程图，将不同粒径聚合物微球进行填砂管封堵实验，注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳；然后注入聚合物微球溶液；最后注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳，控制恒温箱温度和注入速率；采集进出口驱替压差，并通过公式计算填砂管渗透率和封堵率；
对于多孔介质，其渗透率K，孔隙度Φ，迂曲度τ，比表面积S四者满足如下关系式：
Figure BDA0001661458830000061
通过填砂管岩心封堵实验，对比不同粒径聚合物微球的封堵性能，最佳粒径匹配数值为理论计算封堵率存在于85％～95％之间所对应的微球初始粒径。
本实验中，所用聚合物微球是步骤1中所述微球，具体实验过程为：首先注入2.0PV矿化度为50000mg/L的模拟地层水至进出口驱替压差平稳；然后注入0.3PV浓度为2000mg/L的聚合物微球溶液；最后注入2.0PV矿化度为50000mg/L的模拟地层水至进出口驱替压差平稳，恒温箱温度控制在60℃，注入速率均保持1.0mL/min。
实验过程中采集进出口驱替压差，并通过下述公式计算填砂管渗透率(k，×10-3μm3)和封堵率(η，％)。
Figure BDA0001661458830000071
Figure BDA0001661458830000072
式中：K为填砂管渗透率，×10-3μm2；Q为注入速率，mL/min；μ为流体粘度，mPa.s；A为填砂管岩心横截面积，cm2；△P为采集进出口驱替压差，10-1MPa；L为填砂管长度，cm；η为封堵率，％；K0为注入微球前水驱渗透率，×10-3μm2；K’为注入微球封堵后水驱渗透率，×10-3μm2。
在本发明中，采用的14单填砂管岩心(1#～14#)参数如表1所示。
表1填砂管岩心参数表
Figure BDA0001661458830000073
聚合物微球固相颗粒进入油层深部滞留后，微观上增强了液固界面分子作用力，增大了渗流阻力，降低了高渗层渗透率，宏观上体现在比表面积增大，结合室内试验数据，通过比表面积拟合量化封堵率，引入聚合物微球扩散和融合两个修正系数D、F。得出YPS粒径匹配公式：
Figure BDA0001661458830000082
F＝0.25·(Ci/1000)-1.1
Figure BDA0001661458830000081
式中：D为微球扩散系数；F为微球融合系数；η为封堵率，％；K0为注入微球前水驱渗透率，×10-3μm2；Φ为高渗透层注入微球前孔隙度；Ci为微球注入浓度，mg/L；Ca为微球有效含量；Em为膨胀倍率；τ为迂曲度；ρ为微球原液密度，g/cm3；Rm为微球初始粒径，nm。
试验所需的聚合物微球最佳粒径匹配数值为理论计算封堵率存在于85％～95％之间所对应的微球初始粒径。
步骤三，针对油田现场调驱目的层高渗带测试的温度，矿化度，高渗层渗透率和孔隙度数据，参考步骤二所述的YPS粒径匹配公式，确定现场试验所需的聚合物微球初始粒径大小。
步骤四，根据上述步骤确定的聚合物微球初始粒径大小，按照图5所示聚合物微球调驱现场在线注入工艺流程，进行聚合物微球在线注入，注入浓度初定2000mg/L，不改变注水井日注量，通过单井和区块产油量和含水率变化曲线，评价聚合物微球的调驱效果。
本发明的一个实施例中，油藏条件：地层温度为55℃，地层水矿化度为50000mg/L，油层岩石平均孔隙度为16～18％，根据水驱前缘测试数据所得高渗层渗透率为114～138×10-3μm。油层平均厚度11.2m，该油藏2008年采用250×250m三角形井网投入开发，2016年7月选取连片5口注水井进行聚合物微球调驱，对应油井17口，产油量24.57t/d，综合含水56.1％，采出程度14.5％。方案设计按照所述的YPS粒径匹配数值计算公式，确定现场试验所需的聚合物微球初始粒径为100nm。
根据上述步骤确定的聚合物微球初始粒径大小，进行聚合物微球在线注入，注入浓度初定2000mg/L，不改变注水井日注量，通过平均单井日产油量和含水率变化，评价聚合物微球的调驱效果。
试验区5井组以2000mg/L注入浓度，100nm微球初始粒径注入1-2个月后，图6反映本区块平均单井日产油量和含水率变化曲线，区块平均单井日产油量由1.50t/d上升至1.83t/d，综合含水由56.5％下降至46.8％，截止2017年1月底，累计增油772t，见到明显降水增油效果。
上述现场试验结果，一方面说明聚合物微球具有良好的深部调驱作用，另一方面验证了以增大比面降低渗透率理论计算方法所指导的粒径匹配方法的科学性和实用性。
本发明并不局限于上述实施例，在本发明公开的技术方案的基础上，本领域的技术人员根据所公开的技术内容，不需要创造性的劳动就可以对其中的一些技术特征作出一些替换和变形，这些替换和变形均在本发明的保护范围内。

Claims (5)

1.一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，选用反相悬浮聚合法合成聚合物微球，得到不同粒径聚合物微球；
步骤2，将不同粒径聚合物微球采用填砂管封堵实验，注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳；然后注入聚合物微球溶液；最后注入模拟地层水至进出口驱替压差平稳，控制恒温箱温度和注入速率；采集进出口驱替压差，并通过公式计算填砂管渗透率和封堵率；
步骤3，针对油田现场调驱目的层高渗带测试的温度、矿化度、高渗层渗透率和孔隙度数据，根据YPS粒径匹配公式计算，确定现场试验所需的聚合物微球粒径大小；
步骤4，根据所确定的聚合物微球粒径大小，进行聚合物微球在线注入，不改变注水井日注量，通过区块平均单井日产油量和含水率变化曲线，评价聚合物微球的调驱效果；
所述步骤3中，通过增大比面降低渗透率理论定量计算不同粒径聚合物微球的封堵率，结合封堵实验结果校验比对，引入聚合物微球扩散和融合两个修正系数D、F，得出YPS粒径匹配公式：
Figure FDA0002313255460000012
F＝0.25·(Ci/1000)-1.1
Figure FDA0002313255460000011
式中：D为微球扩散系数；F为微球融合系数；η为封堵率，％；k为填砂管渗透率，×10-3μm2；K0为注入微球前水驱渗透率，×10-3μm2；Φ为高渗透层注入微球前孔隙度；Ci为微球注入浓度，mg/L；Ca为微球有效含量；Em为膨胀倍率；τ为迂曲度；ρ为微球原液密度，g/cm3；Rm为微球初始粒径，nm。
2.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，其特征在于，所述步骤1中，合成聚合物微球应满足下述条件：
初始粒径分布集中，分散性能好；0.5％浓度配液不分层，无絮状物出现；60℃恒温与原样比较无明显变化；5％NaCl溶液配液无沉淀；60℃温度下10d后膨胀倍数大于5，清水配液60℃温度下10d后膨胀倍数大于10；可分离固形物含量大于20％，基液体系粘度小于5000mPa.s，密度0.95～1.05g/cm3。
3.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，其特征在于，所述步骤2中，控制恒温箱温度为60～80℃；注入速率为1～1.5mL/min。
4.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，其特征在于，所述步骤2中，通过以下公式计算填砂管渗透率k和封堵率η：
Figure FDA0002313255460000021
Figure FDA0002313255460000022
式中：Q为注入速率，mL/min；μ为流体粘度，mPa.s；A为填砂管岩心横截面积，cm2；△P为采集进出口驱替压差，10-1MPa；L为填砂管长度，cm；K’为注入微球封堵后水驱渗透率，×10-3μm2。
5.根据权利要求1所述的一种低渗透油藏聚合物微球粒径匹配方法，其特征在于，所述步骤3中，试验所需的聚合物微球最佳粒径匹配数值为理论计算封堵率存在于85％～95％之间所对应的微球初始粒径。
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