CN109915093B - 一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于采油技术领域，具体涉及一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，1、配制复合凝胶，2.5％聚合氯化铝、4.5％丙烯酰胺、0.9％尿素、0.3％过硫酸铵和0.3％N,N‑亚甲基双丙烯酰胺；2、配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，聚合物微球材料为疏水缔合聚合物凝胶，微球浓度0.3％，微球初始粒径2.7μm，粒径中值2.00μm，粒径中值18.92μm，膨胀倍数10；3、将复合凝胶注入油藏优势通道，侯凝24h，段塞尺寸：主段塞0.05PV，顶替段塞0.025PV；将“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系由水井注入油藏，段塞尺寸：0.1PV；后续水驱，直至含水达到98％。

Description

一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法

技术领域：

本发明属于采油技术领域，具体涉及一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法。

背景技术：

目前，国内主要油田生产已经进入中高含水开发阶段，长期注入水和采出液高强度冲刷作用造成储层岩石结构破坏，在注采井间形成特高渗透条带或优势通道，进一步加剧了储层非均质性，致使注入水甚至聚合物溶液沿优势通道突进，严重影响水驱和聚驱开发效果。目前，优势通道治理已经成为提高油田采收率必须首先解决的技术难题，石油科技工作者经过长期不懈努力，开发出了Cr³⁺聚合物凝胶、酚醛树脂聚合物凝胶和淀粉-丙酰胺凝胶等优势通道封堵剂，但这些封堵剂的主要问题之一就是初始黏度较高即注入性较差，矿场施工过程中注入压力较高，容易造成封堵剂进入中低渗透层，引起渗透率即吸液能力大幅度减小，最终造成波及体积和采收率增幅降低。因此，亟待开发出初始黏度较低、成胶强度较高和药剂费用较低的封堵剂。

如上所述，油藏宏观非均质性尤其是水驱开发过程中形成的优势通道是影响后期水驱开发效果的重要因素。油藏除存在宏观非均质性外，客观上还存在微观非均质性即看似均质岩心中存在孔径大小不一的孔隙，这就需要调驱剂与储层间具有良好适应性。目前，在调驱(弱凝胶调驱、聚合物溶液调驱)和化学驱(聚合物驱、“表面活性剂/聚合物”二元复合驱和“碱/表面活性剂/聚合物”三元复合驱)油过程中，由于调驱剂和驱油剂中都包含聚合物溶液，而聚合物分子聚集体尺寸分布比较宽(聚集体尺寸最小者几个纳米，最大者上千纳米，并且呈现连续正态分布)，结果造成聚合物溶液几乎可以进入全部孔隙。一旦聚合物溶液进入尺寸较小孔隙，就会引起堵塞，致使后续驱油剂难以推进到孔隙深部，最终降低驱油剂的微观波及体积。近年来，石油科技工作者开发出了新型聚合物微球调驱剂，它由聚合物凝胶颗粒与水组成，颗粒具有粒径分布范围窄和吸水膨胀特点，它在岩石孔隙内表现出“堵大不堵小”和“运移-捕集-再运移-再捕集……”渗流特性，能够实现微观液流转向即扩大微观波及体积。若将微球与高效驱油剂(一种表面活性剂)联合应用，就可以实现微球封堵大孔隙、高效驱油剂转向进入小孔隙驱油协同效应，进而取得扩大波及体积和提高洗油效率双重功效。

综上所述，“堵/调/驱”一体化技术具备扩大波及体积(宏观和微观)和提高洗油效率功效，能够大幅度提高采收率。

发明内容：

本发明的目的是提供一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率方法，该方法包括油藏内优势通道复合凝胶封堵宏观液流转向、中渗透层聚合物微球微观液流转向和中低渗透层高效驱油剂提高洗油效率等三个技术环节。复合凝胶初始黏度较低，注入性较强，易于控制注入压力和避免伤害中低渗透层。同时，复合凝胶成胶强度较高，能够对优势通道产生有效封堵；在药剂用量相同条件下，与采取将聚合物微球和高效驱油剂分别注入方式相比较，二者混合后形成的非均相复合体系增油降水效果较好，表明二者间协同效应扩大了波及体积和提高了洗油效率。有效地解决了上述技术问题，提高洗油效率功效，能够大幅度提高采收率。

本发明采用的技术方案为：一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，所述方法包括以下步骤：

步骤一、配制复合凝胶，采用目标油藏注入水配制复合凝胶，其组成质量百分比为：1.5％～3.5％聚合氯化铝、3.0％～6.0％丙烯酰胺、0.6％～1.2％尿素、0.2％～0.4％过硫酸铵和0.2％～0.4％N,N-亚甲基双丙烯酰胺，复合凝胶初始黏度低于5mPa﹒s，成胶后黏度超过10×10⁴mPa﹒s；

步骤二、配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，采用目标油藏注入水配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，各组分组成为：聚合物微球材料为疏水缔合聚合物凝胶，微球浓度0.2％～0.4％，微球初始粒径1.00μm～4.50μm，粒径中值2.00μm，水化后粒径开始增加，192h后粒径增幅变缓，240h后粒径趋于稳定，粒径中值18.92μm，膨胀倍数7.9～12.14；高效驱油剂为非离子型表面活性剂，使用浓度0.04％～0.16％，界面张力2.56×10^{- 1}mN/m～7.27×10^-1mN/m，当“油:水”体积比等于“3:7～7:3”时，降黏率η(η＝(μ_o-μ_o/w)÷μ_o，其中μ_o原油黏度，μ_o/w油水乳状液黏度)为90％～96％；

步骤三、复合凝胶与“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系注入组合方式为：(1)、将复合凝胶注入油藏(水井和油井)优势通道(控制注入压力，避免药剂进入中低渗透层)，侯凝24h，段塞尺寸：主段塞0.025PV～0.075PV，顶替段塞0.025PV(聚合物溶液，C_P＝0.10％～0.15％，聚合物相对分子质量M＝1500×10⁴～2500×10⁴)；(2)、将“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系由水井注入油藏，段塞尺寸：0.05PV～0.15PV；(3)后续水驱，直至含水达到98％。

进一步地，所述目标油藏注入水作为溶剂水，其总矿化度1000.0mg/L～15.0×10⁴mg/L，其中Ca²⁺和Mg²⁺浓度的总和为20.0mg/L～1.0×10⁴mg/L。

进一步地，所述复合凝胶和“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系适用原油黏度范围10mPa﹒s～800mPa﹒s。

本发明的有益效果：提供了一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率方法，该方法包括油藏内优势通道复合凝胶封堵宏观液流转向、中渗透层聚合物微球微观液流转向和中低渗透层高效驱油剂提高洗油效率等三个技术环节。该方法实施步骤和技术原理是：(1)在低于中低渗透层吸液启动压力条件下将复合凝胶注入油藏优势通道(包括油井和水井)，侯凝成胶，实现宏观液流转向目的；(2)在低于低渗透层吸液启动压力条件下将聚合物微球与高效驱油剂混合物注入油藏水井中渗透层，实现宏观和微观液流转向以及提高洗油效率双重目的；(3)注入高效驱油剂溶液，或直接进行后续水驱。该方法特点是：(1)复合凝胶初始黏度较低，注入性较强，易于控制注入压力和避免伤害中低渗透层。同时，复合凝胶成胶强度较高，能够对优势通道产生有效封堵；(2)在药剂用量相同条件下，与采取将聚合物微球和高效驱油剂分别注入方式相比较，二者混合后形成的非均相复合体系增油降水效果较好，表明二者间协同效应扩大了波及体积和提高了洗油效率。

具体实施方式：

实施例一

一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，包括以下步骤：

步骤一、配制复合凝胶，采用目标油藏注入水配制复合凝胶，其组成质量百分比为：2.5％聚合氯化铝、4.5％丙烯酰胺、0.9％尿素、0.3％过硫酸铵和0.3％N,N-亚甲基双丙烯酰胺，复合凝胶初始黏度低于5mPa﹒s，成胶后黏度超过10×10⁴mPa﹒s；

步骤二、配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，采用目标油藏注入水配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，各组分组成为：聚合物微球材料为疏水缔合聚合物凝胶，微球浓度0.3％，微球初始粒径2.75μm，粒径中值2.00μm，水化后粒径开始增加，192h后粒径增幅变缓，240h后粒径趋于稳定，粒径中值18.92μm，膨胀倍数10；高效驱油剂为非离子型表面活性剂，使用浓度0.1％，界面张力4.9×10^-1mN/m，当“油:水”体积比等于“3:7～7:3”时，降黏率η(η＝(μ_o-μ_o/w)÷μ_o，其中μ_o原油黏度，μ_o/w油水乳状液黏度)为90％～96％；

步骤三、复合凝胶与“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系注入组合方式为：(1)、将复合凝胶注入油藏(水井和油井)优势通道(控制注入压力，避免药剂进入中低渗透层)，侯凝24h，段塞尺寸：主段塞0.05PV，顶替段塞0.025PV(聚合物溶液，C_P＝0.10％～0.15％，聚合物相对分子质量M＝1500×10⁴～2500×10⁴)；(2)、将“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系由水井注入油藏，段塞尺寸：0.1PV；(3)后续水驱，直至含水达到98％。

所述目标油藏注入水作为溶剂水，其总矿化度1000.0mg/L～15.0×10⁴mg/L，其中Ca²⁺和Mg²⁺浓度的总和为20.0mg/L～1.0×10⁴mg/L；所述复合凝胶和“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系适用原油黏度范围10mPa﹒s～800mPa﹒s。

实施例二

一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，包括以下步骤：

步骤一、配制复合凝胶，采用目标油藏注入水配制复合凝胶，其组成质量百分比为：1.5％聚合氯化铝、3.0％％丙烯酰胺、0.6％％尿素、0.2％％过硫酸铵和0.2％％N,N-亚甲基双丙烯酰胺，复合凝胶初始黏度低于5mPa﹒s，成胶后黏度超过10×10⁴mPa﹒s；

步骤二、配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，采用目标油藏注入水配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，各组分组成为：聚合物微球材料为疏水缔合聚合物凝胶，微球浓度0.2％％，微球初始粒径1.00μm，粒径中值2.00μm，水化后粒径开始增加，192h后粒径增幅变缓，240h后粒径趋于稳定，粒径中值18.92μm，膨胀倍数7.9；高效驱油剂为非离子型表面活性剂，使用浓度0.04％，界面张力2.56×10^-1mN/m，当“油:水”体积比等于“3:7～7:3”时，降黏率η(η＝(μ_o-μ_o/w)÷μ_o，其中μ_o原油黏度，μ_o/w油水乳状液黏度)为90％～96％；

步骤三、复合凝胶与“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系注入组合方式为：(1)、将复合凝胶注入油藏(水井和油井)优势通道(控制注入压力，避免药剂进入中低渗透层)，侯凝24h，段塞尺寸：主段塞0.025PV，顶替段塞0.025PV(聚合物溶液，C_P＝0.10％～0.15％，聚合物相对分子质量M＝1500×10⁴～2500×10⁴)；(2)、将“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系由水井注入油藏，段塞尺寸：0.05PV；(3)后续水驱，直至含水达到98％。

所述目标油藏注入水作为溶剂水，其总矿化度1000.0mg/L～15.0×10⁴mg/L，其中Ca²⁺和Mg²⁺浓度的总和为20.0mg/L～1.0×10⁴mg/L；所述复合凝胶和“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系适用原油黏度范围10mPa﹒s～800mPa﹒s。

实施例三

一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，包括以下步骤：

步骤一、配制复合凝胶，采用目标油藏注入水配制复合凝胶，其组成质量百分比为：3.5％聚合氯化铝、6.0％丙烯酰胺、1.2％尿素、0.4％过硫酸铵和0.4％N,N-亚甲基双丙烯酰胺，复合凝胶初始黏度低于5mPa﹒s，成胶后黏度超过10×10⁴mPa﹒s；

步骤二、配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，采用目标油藏注入水配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，各组分组成为：聚合物微球材料为疏水缔合聚合物凝胶，微球浓度0.4％，微球初始粒径4.50μm，粒径中值2.00μm，水化后粒径开始增加，192h后粒径增幅变缓，240h后粒径趋于稳定，粒径中值18.92μm，膨胀倍数12.14；高效驱油剂为非离子型表面活性剂，使用浓度0.04％～0.16％，界面张力7.27×10^-1mN/m，当“油:水”体积比等于“3:7～7:3”时，降黏率η(η＝(μ_o-μ_o/w)÷μ_o，其中μ_o原油黏度，μ_o/w油水乳状液黏度)为90％～96％；

步骤三、复合凝胶与“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系注入组合方式为：(1)、将复合凝胶注入油藏(水井和油井)优势通道(控制注入压力，避免药剂进入中低渗透层)，侯凝24h，段塞尺寸：主段塞0.075PV，顶替段塞0.025PV(聚合物溶液，C_P＝0.10％～0.15％，聚合物相对分子质量M＝1500×10⁴～2500×10⁴)；(2)、将“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系由水井注入油藏，段塞尺寸：0.15PV；(3)后续水驱，直至含水达到98％。

所述目标油藏注入水作为溶剂水，其总矿化度1000.0mg/L～15.0×10⁴mg/L，其中Ca²⁺和Mg²⁺浓度的总和为20.0mg/L～1.0×10⁴mg/L；所述复合凝胶和“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系适用原油黏度范围10mPa﹒s～800mPa﹒s。

实施例四

实验方案和效果分析：

复合凝胶配制所需药剂包括聚合氯化铝、尿素、丙烯酰胺、交联剂(N,N-亚甲基双丙烯酰胺)、引发剂(过硫酸铵)和无水亚硫酸钠等，复合凝胶组成：2.5％聚合氯化铝、5.0％丙烯酰胺、0.8％尿素、0.3％引发剂、0.3％交联剂。Cr³⁺聚合物凝胶(C_P＝3500mg/L，聚:Cr³⁺＝90:1)由聚合物溶液与有机铬混合而成，其中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1900×10⁴，由中海石油天津分公司提供。有机铬交联剂由中海石油天津分公司提供，Cr³⁺含量2.7％。“微球/高效驱油剂”复合体系(0.3％高效驱油剂+0.3％聚合物微球)由聚合物微球和高效驱油剂混合而成，聚合物微球由东北石油大学实验室合成(代号为“AMPS8”)，高效驱油剂由中海石油天津分公司提供(代号为“H1”)。

实验用油为模拟油，由渤海SZ36-1油田脱气原油与煤油按一定比例混合而成，在油藏温度65℃下黏度为μ_o＝74mPa.s。实验用水为模拟注入水(简称注入水，总矿化度9600mg/L，Ca²⁺和Mg²⁺浓度1980.0mg/L)，是按照目标油田注入水水质分析室内配制而成。

实验用岩心为二维纵向非均质人造岩心，由石英砂与环氧树脂胶结而成，外观尺寸：宽×高×长＝4.5cm×4.5cm×30cm。岩心包括高中低三个渗透层，Kg＝500×10^-3μm²、1500×10^-3μm²和6000×10^-3μm²。

采用DV-Ⅱ型布氏黏度计测试原油、堵水剂和调驱剂黏度。

采用岩心驱替实验装置评价堵水措施增油降水效果(采收率)，该装置由平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件组成，除平流泵和手摇泵外，其它部分置于65℃保温箱内。

实验方案

(1)“堵/调/驱”措施单独实施增油效果

方案1-1：水驱至含水98％+0.075PV复合凝胶(岩心采出端注入，堵水)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝36h)+后续水驱至含水98％+0.075PV复合凝胶(岩心注入端注入，调剖)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝36h)+后续水驱至含水98％+0.1PV“微球/高效驱油剂”复合体系(岩心注入端注入，调驱)(侯凝72h)+后续水驱至含水98％。

方案1-2：水驱至含水98％+0.075PV Cr³⁺聚合物凝胶(岩心采出端注入，堵水)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝12h)+后续水驱至含水98％+0.075PV Cr³⁺聚合物凝胶(岩心注入端注入，调剖)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝12h)+后续水驱至含水98％+0.1PV“微球/高效驱油剂”复合体系(岩心注入端注入，调驱)(侯凝72h)+后续水驱至含水98％。

(2)“堵/调/驱”一体化增油降水效果

方案2-1：水驱至含水98％+0.075PV复合凝胶(岩心采出端注入，堵水)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝36h)+0.075PV复合凝胶(岩心注入端注入，调剖)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝36h)+0.1PV“微球/高效驱油剂”复合体系(岩心注入端注入，调驱)(侯凝72h)+后续水驱至含水98％。

方案2-2：水驱至含水98％+0.075PV Cr³⁺聚合物凝胶(岩心采出端注入，堵水)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝12h)+0.075PV Cr³⁺聚合物凝胶(岩心注入端注入，调剖)+顶替段塞0.1PV(聚合物溶液0.15％)(侯凝12h)+0.1PV“微球/高效驱油剂”复合体系(岩心注入端注入，调驱)(侯凝72h)+后续水驱至含水98％。

上述岩心驱替实验注入速度为0.3mL/min。

实验效果分析

(1)“堵/调/驱”措施单独实施增油效果

“堵/调/驱”单独实施增油降水效果实验结果见表1。

表1采收率实验数据(μ_o＝74mPa·s)

从表1可以看出，水驱后分别实施堵水、调剖和调驱措施都能取得较好增油降水效果。当采用复合凝胶进行堵水和调剖作业时，堵水采收率增幅为9.3％，调剖为13.1％，调驱为13.5％，累计采收率增幅36.0％。当采用Cr³⁺聚合物凝胶进行堵水和调剖作业时，堵水采收率增幅为10.2％，调剖为9.6％，调驱为11.0％，累计采收率增幅30.5％。由此可见，复合凝胶封堵效果要优于Cr³⁺聚合物凝胶。在堵水和调剖措施基础上，“微球/高效驱油剂”复合体系调驱采收率增幅超过10％，同样取得了较好增油降水效果。

(2)“堵/调/驱”一体化作业增油降水效果

“堵/调/驱”一体化作业增油降水效果实验结果见表2。

表2采收率实验数据

从表2可以看出，水驱后实施“堵/调/驱”一体化作业能取得较好增油降水效果。当采用复合凝胶进行堵水和调剖作业时，“堵/调/驱”一体化作业采收率增幅为27.1％。当采用Cr³⁺聚合物凝胶进行堵水和调剖作业时，“堵/调/驱”一体化作业采收率增幅为22.9％。与复合凝胶相比较，Cr³⁺聚合物凝胶封堵后液流转向效果较差，“堵/调/驱”一体化作业增油降水效果较差。

(3)单独与“堵/调/驱”一体化作业增油降水效果对比

单独与“堵/调/驱”一体化作业增油降水效果对比见表3。

表3采收率实验数据

从表3可以看出，在封堵剂类型相同条件下，单独实施“堵/调/驱”增油降水效果优于一体化作业，但前者注入PV数较大，施工时间较长，作业费用较高。

上述实验可知，与单独实施“堵/调/驱”中各项措施的增油降水效果相比较，“堵/调/驱”一体化作业增油降水效果较好，同时总注入PV数较小，施工时间较短，作业费用较低，技术经济效果较好。与Cr³⁺聚合物凝胶相比较，复合凝胶封堵效果较好，“堵/调/驱”一体化作业增油降水效果较好。

Claims (3)

1.一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

步骤一、配制复合凝胶，采用目标油藏注入水配制复合凝胶，其组成质量百分比为：1.5％～3.5％聚合氯化铝、3.0％～6.0％丙烯酰胺、0.6％～1.2％尿素、0.2％～0.4％过硫酸铵和0.2％～0.4％N,N-亚甲基双丙烯酰胺，复合凝胶初始黏度低于5mPa﹒s，成胶后黏度超过10×10⁴mPa﹒s；

步骤二、配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，采用目标油藏注入水配制“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系，各组分组成为：聚合物微球材料为疏水缔合聚合物凝胶，微球浓度0.2％～0.4％，微球初始粒径1.00μm～4.50μm，粒径中值2.00μm，水化后粒径开始增加，192h后粒径增幅变缓，240h后粒径趋于稳定，粒径中值18.92μm，膨胀倍数7.9～12.14；高效驱油剂为非离子型表面活性剂，使用浓度0.04％～0.16％，界面张力2.56×10^-1mN/m～7.27×10^-1mN/m，当“油:水”体积比等于“3:7～7:3”时，降黏率η为90％～96％；

步骤三、复合凝胶与“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系注入组合方式为：(1)、将复合凝胶注入油藏优势通道，候凝 24h，段塞尺寸：主段塞0.025PV～0.075PV，顶替段塞0.025PV；(2)、将“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系由水井注入油藏，段塞尺寸：0.05PV～0.15PV；(3)后续水驱，直至含水达到98％。

2.根据权利要求1所述的一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，其特征在于：所述目标油藏注入水作为溶剂水，其总矿化度1000.0mg/L～15.0×10⁴mg/L，其中Ca²⁺和Mg²⁺浓度的总和为20.0mg/L～1.0×10⁴mg/L。

3.根据权利要求1所述的一种“堵/调/驱”一体化提高油藏采收率的方法，其特征在于：所述复合凝胶和“聚合物微球/高效驱油剂”复合体系适用原油黏度范围10mPa﹒s～800mPa﹒s。