CN109505570B - 一种改善多轮次层内自生co2调驱效果的方法 - Google Patents

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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
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Abstract

本发明公开了一种改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法。该方法包括以下步骤：(1)向实施过多轮次层内自生CO2调驱措施的注水井注入淀粉胶；(2)分段塞注入层内自生CO2调驱药剂体系；(3)恢复措施井注水。本发明可以显著增强层内自生CO2调驱技术的调剖能力，有效封堵多轮次层内自生CO2调驱措施后形成的高渗透带，实现液流转向，使后续层内生成CO2药剂大部分进入中低渗层，从而进一步启动低渗透层的原油，提升调驱效果。该方法能拓展层内自生CO2调驱技术的适用性，尤其适用于经过多轮次层内自生CO2调驱措施后增油效果变差的井组，可在一轮次层内自生CO2调驱基础上提高采收率6.11～14.05个百分点，在二轮次层内自生CO2调驱基础上提高采收率10.50个百分点。

Description

一种改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法
技术领域
本发明涉及层内自生CO2提高采收率技术领域，特别是涉及一种改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法。
背景技术
渤海油田属于胶结疏松的砂岩油藏，多采用大井距、多层合注合采的开发方式，层间和层内矛盾突出、注水水窜严重，导致含水上升快、产量递减迅速。同时，由于海上平台投资大、寿命短，采取强注强采的开发模式，注水强度大、水质差，导致注入压力高，注水井欠注严重。层内自生CO2调驱技术可利用释气剂有效解除无机堵塞，反应生成的CO2泡沫则能够封堵高渗层、抑制水窜，因此成为解决渤海油田稳油控水和降压增注的一项重要措施。
文章《改性淀粉凝胶一泡沫复合调驱技术可行性及调剖体系定位位置优化》提供了一种淀粉凝胶改善氮气泡沫驱的方法，该法提高采收率效果优于单独淀粉胶调剖或泡沫驱，但现场施工需要额外气源(如空压机和额外输气管线等设施)，工艺复杂、注入性差、施工成本高，与之相比，层内自生CO2调驱无需考虑气源，工艺简单、注入性好、成本低廉，尤其适用于作业场地狭小的海上油田。
随着矿场应用规模的不断扩大，层内自生CO2调驱技术的局限性也逐渐显现。第一轮次层内自生CO2调驱可有效调节非均质储层的分流率，大幅提高原油采收率，但因为该技术调驱能力有限，层内自生CO2溶液大部分进入高渗层，这会进一步加剧储层的非均质性，使得第二、三轮次层内自生CO2调驱溶液绝大部分甚至全部进入高渗层，无法作用于剩余油较多的中低渗层，因此第二、三轮次调驱效果会迅速变差乃至失效。
发明内容
本发明提供了一种改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法。本发明可有效封堵多轮次层内自生CO2调驱措施后形成的高渗透带，迫使后续层内生成 CO2药剂转入中低渗层，从而显著提升调驱效果。
在本发明的实施方案中，本发明提供了淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用。
另一方面，淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱的应用中，还涉及到一种改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法，包括以下步骤，可选地，该方法由下列步骤组成：
①向实施过一次或两次以上层内自生CO2调驱措施的注水井注入淀粉胶体系，候凝；
②分段塞注入层内自生CO2调驱药剂体系；
③恢复措施井注水。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法中，所述步骤①中的淀粉胶的注入量为0.1～0.3PV。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法中，所述步骤②中的层内自生CO2调驱药剂体系每段塞由下至上分为生气剂、隔离水、释气剂和稳定剂四部分；
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，生气剂、隔离液、释气剂和稳定剂的体积比为10:1:10:1～4。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，层内自生CO2药剂与淀粉胶二者通过协同作用强化封堵高渗层。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述步骤①中的淀粉胶，其按质量分数计包括以下原料组分为：2～6％的羟丙基淀粉；2～6％的丙烯酰胺；0.01～2.0％的交联剂；0.001～0.015％的引发剂，0～0.005％硫酸盐，余量为水。可选地，引发剂用量为0.001～0.01％。可选地，所述淀粉胶由上述按质量分数计的原料组成。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，上述原料经过搅拌器混调之后可直接使用。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述交联剂为N-N',亚甲基双丙烯酰胺；
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述引发剂选自过硫酸钾和过硫酸钠中的一种或多种；
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述硫酸盐选自硫酸钠和硫酸钾中的一种或多种。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述生气剂为8～15wt.％，优选8～12wt.％的碳酸盐或碳酸氢盐中一种或多种的水溶液；
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述碳酸盐为碳酸钾、碳酸钠或碳酸铵中的一种或两种以上；
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述碳酸氢盐为碳酸氢钠、碳酸氢钾或碳酸氢铵中的一种或两种以上。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述释气剂包含无机酸、表面活性剂和缓蚀剂；可选地，释气剂由无机酸、表面活性剂和缓蚀剂组成。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述无机酸终浓度为8～15wt.％，所述表面活性剂终浓度为0.5～2.0wt.％，所述缓蚀剂终浓度为0.5～2.0wt.％。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述的无机酸为盐酸；所述表面活性剂为α-烯烃磺酸盐；所述缓蚀剂为稠环芳烃季铵盐或油酸基羟乙基咪唑啉。
在本发明提供的改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法或淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用中，所述稳定剂为0.1～0.5wt.％的部分水解聚丙烯酰胺水溶液，所述部分水解聚丙烯酰胺优选海水速溶型，水解度为3-5％，平均分子量为1200～1600万。
与现有技术相比，本发明的有益效果包括但不限于：能够显著提升胶结疏松的砂岩油藏多轮次层内自生CO2调驱效果，可在一轮次层内自生CO2调驱基础上提高采收率至少6.11～14.05％，在二轮次层内自生CO2调驱基础上提高采收率至少10.50％，且施工过程简单，原料易得，成本低廉。解决了第二、三轮次层内自生CO2调驱效果会迅速变差乃至失效的问题。
本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本发明技术方案的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本发明的技术方案，并不构成对本发明技术方案的限制。
图1为淀粉凝胶0.1PV时二轮次调驱岩心采出程度曲线；
图2为淀粉凝胶0.1PV时二轮次调驱高渗层和低渗层分流率曲线；
图3为淀粉凝胶0.2PV时二轮次调驱岩心采出程度曲线；
图4为淀粉凝胶0.2PV时二轮次调驱高渗层和低渗层分流率曲线；
图5为淀粉凝胶0.3PV时二轮次调驱岩心采出程度曲线；
图6为淀粉凝胶0.3PV时二轮次调驱高渗层和低渗层分流率曲线；
图7为淀粉凝胶0.2PV时三轮次调驱岩心采出程度曲线；
图8为淀粉凝胶0.2PV时三轮次调驱高渗层和低渗层分流率曲线；
图9为二轮次调驱岩心采出程度曲线；
图10为二轮次调驱高渗层和低渗层分流率曲线；
图11为三轮次调驱岩心采出程度曲线；
图12为三轮次调驱高渗层和低渗层分流率曲线。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文中将结合附图对本发明的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
在本发明实施例中，本发明提供了一种淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用。
另一方面，在本发明实施例中，淀粉胶在多轮次层内自生CO2调驱中的应用还涉及到一种改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法，包括以下步骤：
①向实施过一次或两次以上层内自生CO2调驱措施的注水井注入淀粉胶体系，候凝；
②分段塞注入层内自生CO2调驱药剂体系；
③恢复措施井注水。
所述步骤①中的淀粉胶的注入量为0.1～0.3PV。
所述步骤②中的层内自生CO2调驱药剂体系每段塞由下至上分为生气剂、隔离水、释气剂和稳定剂四部分；
所述生气剂、隔离液、释气剂和稳定剂的体积比为10:1:10:1～4。
所述层内自生CO2药剂与淀粉胶二者通过协同作用强化封堵高渗层。
所述步骤①中的淀粉胶，其按质量分数计包括以下原料组分为：2～6％的羟丙基淀粉；2～6％的丙烯酰胺；0.01～2.0％的交联剂；0.001～0.015％的引发剂， 0～0.005％硫酸盐，余量为水。上述原料经过搅拌器混调之后可直接使用。可选地，引发剂用量为0.001～0.01％。
所述交联剂为N,N'-亚甲基双丙烯酰胺；
所述引发剂选自过硫酸钾和过硫酸钠中的一种或多种；
所述硫酸盐选自硫酸钠和硫酸钾中的一种或多种。
所述生气剂为8～15wt.％，优选8～12wt.％的碳酸盐或碳酸氢盐中一种或多种的水溶液；
所述碳酸盐为碳酸钾、碳酸钠或碳酸铵中的一种或两种以上；
所述碳酸氢盐为碳酸氢钠、碳酸氢钾或碳酸氢铵中的一种或两种以上。
所述释气剂包含无机酸、表面活性剂和缓蚀剂；
所述无机酸终浓度为8～15wt.％，所述表面活性剂终浓度为0.5～2.0wt.％，所述缓蚀剂终浓度为0.5～2.0wt.％。
所述的无机酸为盐酸；所述表面活性剂为α-烯烃磺酸盐；所述缓蚀剂为稠环芳烃季铵盐或油酸基羟乙基咪唑啉。
所述稳定剂为0.1～0.5wt.％的部分水解聚丙烯酰胺水溶液，所述部分水解聚丙烯酰胺优选海水速溶型，水解度为3-5％，平均分子量为1200～1600万。
选取层间非均质岩心，基本参数如表1所示，分别抽真空，饱和模拟地层水，测量孔隙体积；饱和原油，计算原始含油饱和度；水驱油至含水率达到98％备用。
表1层间非均质物理模型基本参数
Figure BDA0001915729140000061
Figure BDA0001915729140000071
实施例1
选取1号岩心，分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(10wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、 0.0125PV隔离水、0.125PV释气剂(10wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油田中温缓蚀剂IS-130即稠环芳烃季铵盐，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为5％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
注入0.1PV淀粉胶体系(3wt.％羟丙基淀粉+5wt.％丙烯酰胺+0.05wt.％ N,N'-亚甲基双丙烯酰胺+0.01wt.％过硫酸钾+0.001％wt.％硫酸钠)；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(10wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(10wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油田中温缓蚀剂IS-130即稠环芳烃季铵盐，来源于中海油服化学公司)和 0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为5％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止。分别记录每层的油水产量，评价自生气体系的调驱效果。
如图1和图2所示，水驱阶段采出程度为18.60％，第一轮层内自生CO2调驱过程中驱替压差显著增加、含水率急剧下降，高渗层分流率降低，低渗层分流率增加，整体采收率可在水驱基础上提高25.33％；注入0.1PV的淀粉凝胶体系后，第二轮次调驱过程中且高渗层和低渗层分流率进一步改善，采收率也在一轮次基础上再次提高6.11％，证明注入淀粉凝胶体系可以有效改善第二轮次层内自生CO2调驱效果。
实施例2
选取2号岩心，分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(15wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、 0.0125PV隔离水、0.125PV释气剂(15wt.％的盐酸+1.5wt.％的α-烯烃磺酸盐 +1.5wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.5wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1300万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
注入0.2PV淀粉胶体系(5.0wt.％羟丙基淀粉+5.0wt.％丙烯酰胺+0.10wt.％ N,N'-亚甲基双丙烯酰胺+0.015wt.％过硫酸钠)；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(15wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(15wt.％的盐酸+1.5wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.5wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.5wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1300万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止。分别记录每层的油水产量，评价自生气体系的调驱效果。
如图3和图4所示，水驱阶段采出程度为18.43％，第一轮层内自生CO2调驱过程中驱替压差显著增加、含水率急剧下降，高渗层分流率降低，低渗层分流率增加，整体采收率可在水驱基础上提高25.07％；注入0.2PV的淀粉凝胶体系后，第二轮次调驱过程中且高渗层和低渗层分流率发生反转，采收率也在一轮次基础上再次提高12.96％，证明淀粉凝胶体系用量越大，对二轮次调驱效果的改善程度越明显。
实施例3
选取3号岩心，分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、 0.0125PV隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐 +1.0wt.％的油田中温缓蚀剂IS-130即稠环芳烃季铵盐，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.3wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为5％，平均分子量为1500万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
注入0.3PV淀粉胶体系(4.0wt.％羟丙基淀粉+4.0wt.％丙烯酰胺+0.05wt.％ N,N'-亚甲基双丙烯酰胺+0.01wt.％过硫酸钾+0.002％wt.硫酸钠)；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油田中温缓蚀剂IS-130即稠环芳烃季铵盐，来源于中海油服化学公司)和 0.0125PV稳定剂(0.3wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为5％，平均分子量为1500万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止。分别记录每层的油水产量，评价自生气体系的调驱效果。
如图5和图6所示，水驱阶段采出程度为18.56％，第一轮层内自生CO2调驱过程中驱替压差显著增加、含水率急剧下降，高渗层分流率降低，低渗层分流率增加，整体采收率可在水驱基础上提高25.25％；注入0.2PV的淀粉凝胶体系后，第二轮次调驱过程中且高渗层和低渗层分流率发生反转，采收率也在一轮次基础上再次提高14.05％，再次证明淀粉凝胶体系用量越大效果越好，但随着凝胶体系用量增大采收率提高幅度逐渐变小。
实施例4
选取4号岩心，分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、 0.0125PV隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐 +1.0wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
注入0.3PV淀粉胶体系(4.0wt.％羟丙基淀粉+4.0wt.％丙烯酰胺+0.10wt.％ N,N'-亚甲基双丙烯酰胺+0.015wt.％过硫酸钠)；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止。分别记录每层的油水产量，评价自生气体系的调驱效果。
如图7和图8所示，水驱阶段采出程度为18.60％，第一轮层内自生CO2调驱过程中驱替压差显著增加、含水率急剧下降，高渗层分流率降低，低渗层分流率增加，整体采收率可在水驱基础上提高25.41％；第二轮次调驱过程中采收率、含水率和高/低渗层分流率均无显著变化，驱替压差也只有小幅波动，表明第二轮次层内自生CO2调驱药剂大部分进入残余油饱和度低的高渗层，无法作用于有效层位，导致调驱效果迅速变差；注入0.2PV的淀粉凝胶体系后，第三轮次调驱过程中驱替压差急剧增加、含水率下降，采收率在二此次基础上又提高了10.50％，高/低渗层分流率发生反转，证明凝胶体系起到了很好的调剖效果，对三轮次调驱改善作用显著。
对比例1
选取5号岩心，分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(10wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、 0.0125PV隔离水、0.125PV释气剂(10wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油田中温缓蚀剂IS-130即稠环芳烃季铵盐，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为5％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)组成，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞为由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(10wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(10wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油田中温缓蚀剂IS-130即稠环芳烃季铵盐，来源于中海油服化学公司)和 0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为5％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止。分别记录每层的油水产量，评价自生气体系的调驱效果。
如图9和图10所示，水驱阶段采出程度为18.47％，第一轮层内自生CO2调驱过程中驱替压差显著增加、含水率急剧下降，高渗层分流率降低，低渗层分流率增加，整体采收率可在水驱基础上提高25.49％；第二轮次调驱过程中采收率、含水率和高/低渗层分流率均无显著变化，驱替压差也只有小幅波动，表明第二轮次层内自生CO2调驱药剂大部分进入残余油饱和度低的高渗层，无法作用于有效层位，导致调驱效果迅速变差；
对比例2
选取6号岩心，分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、 0.0125PV隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐 +1.0wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止；
再次分段塞注入1PV层内自生CO2调驱体系，每段塞由下至上按顺序依次为0.125PV生气剂(12wt.％的碳酸钠，来源于中海油服化学公司)、0.0125PV 隔离水、0.125PV释气剂(12wt.％的盐酸+1.0wt.％的α-烯烃磺酸盐+1.0wt.％的油酸基羟乙基咪唑啉，来源于中海油服化学公司)和0.0125PV稳定剂(0.4wt.％的海水速溶型部分水解聚丙烯酰胺，水解度为3％，平均分子量为1200万，来源于中海油服化学公司)，一共四段塞；后续水驱至含水率98％时停止。分别记录每层的油水产量，评价自生气体系的调驱效果。
如图11和图12所示，水驱阶段采出程度为21.5％；第一轮层内生成CO2调驱过程中驱替压差显著增加、含水率急剧下降，高渗层分流率降低，低渗层分流率增加，采收率在水驱基础上提高25.61％；第二轮次层内生成CO2调驱过程中驱替压差和含水率仅有小幅波动，高渗层和低渗层的分流率无显著变化，采收率在一轮次基础上仅提高0.38％；第三轮次层内生成CO2调驱过程中含水率、驱替压差、高/低渗层分流率、岩心采收率都不再发生变化，表明调驱已失效。
根据以上实施例和对比例可知，经过多轮次层内自生CO2调驱，如果不加入本申请所述的淀粉胶体系，则调驱过程中的含水率、驱替压差、高/低渗层分流率、岩心采收率都不再发生变化，调驱失效。而加入本申请所述的淀粉胶体系，可以有效改善第二或更多轮次内自生CO2的调驱效果，采收率在第一轮次调驱的基础上能够再次提高至少6.11％，实施例3中高达14.05％，比普通水驱基础上提高25.25％。

Claims (9)

1.一种改善多轮次层内自生CO2调驱效果的方法，包括以下步骤：
①向实施过多轮次层内自生CO2调驱措施的注水井注入淀粉胶体系，候凝；
②分段塞注入层内自生CO2调驱药剂体系；
③恢复措施井注水；
所述步骤①中的淀粉胶，其按质量分数计包括以下原料组分：2~6%的羟丙基淀粉；2~6%的丙烯酰胺；0.01~2.0%的交联剂；0.001~0.015%的引发剂，0~0.005%硫酸盐，余量为水；
所述步骤②中的层内自生CO2调驱药剂体系每段塞由下至上分为生气剂、隔离液、释气剂和稳定剂四部分。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述步骤①中的淀粉胶的注入量为0.1~0.3PV。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，所述交联剂为N,N'-亚甲基双丙烯酰胺；
所述引发剂选自过硫酸钾和过硫酸钠中的一种或多种；
所述硫酸盐选自硫酸钠和硫酸钾中的一种或多种。
4.根据权利要求1至3中任一项所述的方法，其中，
生气剂、隔离液、释气剂和稳定剂的体积比为10:1:10:1~4。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，所述生气剂为8~15wt. %的碳酸盐或碳酸氢盐中一种或两种的水溶液；
所述碳酸盐为碳酸钾、碳酸钠或碳酸铵中的一种或两种以上；所述碳酸氢盐为碳酸氢钠、碳酸氢钾或碳酸氢铵中的一种或两种以上。
6.根据权利要求4所述的方法，其中，所述释气剂包含无机酸、表面活性剂和缓蚀剂；所述无机酸终浓度为8~15wt.%，所述表面活性剂终浓度为0.5~2.0wt.%，所述缓蚀剂终浓度为0.5~2.0wt.%。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，所述的无机酸为盐酸；所述表面活性剂为α-烯烃磺酸盐；所述缓蚀剂为稠环芳烃季铵盐或油酸基羟乙基咪唑啉中的一种或两种以上。
8.根据权利要求4所述的方法，其中，所述稳定剂为0.1~0.5wt.%的部分水解聚丙烯酰胺水溶液。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，所述部分水解聚丙烯酰胺为海水速溶型，水解度为3-5%，平均分子量为1200~1600万。
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