CN111219162A - 一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法 - Google Patents

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CN111219162A CN202010215415.6A CN202010215415A CN111219162A CN 111219162 A CN111219162 A CN 111219162A CN 202010215415 A CN202010215415 A CN 202010215415A CN 111219162 A CN111219162 A CN 111219162A
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刘义刚
卢祥国
张云宝
李彦阅
曹伟佳
曹豹
刘进祥
谢坤
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China National Offshore Oil Corp CNOOC
Northeast Petroleum University
CNOOC China Ltd Tianjin Branch
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China National Offshore Oil Corp CNOOC
Northeast Petroleum University
CNOOC China Ltd Tianjin Branch
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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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water

Abstract

本发明属于采油技术领域，具体涉及一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，步骤为：先进行注入水离子组成分析，依据分析结果计算去除注入水中Ca2+和Mg2+所需添加Na2CO3的浓度，最后将注入水与Na2CO3按照比例混合并利用重力或旋流法清除CaCO3和MgCO3，得到软化水；采用软化水配制主剂Na2SiO3溶液和隔离液；采用至少5轮次的交替注入方式向油藏依次注入：隔离液→主剂→隔离液→注入水。利用注入水中Ca2+和Mg2+与外加Na2SiO3在油藏高渗透层深部发生化学反应，形成无机凝胶CaSiO3和MgSiO3，达到减小高渗透层渗透率和深部液流转向目的。

Description

一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法
技术领域：
本发明属于采油技术领域，具体涉及一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法。
背景技术：
随着国内老油田开发逐渐进入中高含水开发阶段，储层非均质性逐渐加剧，注入水低效无效循环日趋严重，调剖调驱措施已经成为“稳油控水”重要技术手段。目前，油田常用调剖调驱剂主要分为有机材料和无机材料两大类，有机材料包括聚合物溶液、聚合物凝胶和聚合物微球等，无机材料包括黏土、粉煤灰、水泥、无机地质聚合物和无机凝胶等。与有机材料相比较，无机材料调剖调驱剂具有来源广、价格低、耐温、抗盐和稳定性好等优点，但也存在泵送注入和岩心孔隙内传输运移性较差等不足，其矿场应用受到极大限制。
发明内容：
本发明的目的是提供一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，该方法采用“(隔离液+主剂+隔离液+注入水)……”多轮次交替注入方式来实现药剂深部传输和反应生成物无机凝胶深部放置目的，该它利用注入水中Ca2+和Mg2+与外加Na2SiO3在油藏高渗透层深部发生化学反应，形成无机凝胶CaSiO3和MgSiO3，达到减小高渗透层渗透率和深部液流转向目的。这不仅可以大幅度降低总体药剂费用，而且无机凝胶具有较强耐温、抗盐和耐冲刷性。与现有高盐油藏无机凝胶调驱方法相比较，一是利用油田注水管线实现在线加药，不仅可以大幅度减少设备和人工费用，而且可以简化施工工艺流程，尤其适用于空间环境狭小的海上平台施工；二是采用“大段塞、低浓度、递增式”方式注入主剂Na2SiO3溶液，实现无机凝胶“逐层形成和深部放置”；三是采用正常注液(隔离液和注入水)速度的30％～50％作为主剂注入速度，可以避免主剂进入中低渗透层所引起的储层伤害。
本发明采用的技术方案为：一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，所述方法包括以下步骤：
步骤一、先进行注入水离子组成分析，依据分析结果计算去除注入水中Ca2+和Mg2+所需添加Na2CO3的浓度，最后将注入水与Na2CO3按照比例混合并利用重力或旋流法清除CaCO3和MgCO3，得到软化水；
步骤二、采用软化水配制主剂Na2SiO3溶液，采用软化水作为隔离液；
步骤三、采用至少5轮次的交替注入方式向油藏依次注入：隔离液→主剂→隔离液→注入水(软化水)。
进一步地，所述主剂为Na2SiO3，浓度为0.02mol/L～0.1mol/L，各轮次浓度递增幅度为0.003mol/L～0.006mol/L。
进一步地，所述交替注入轮次为5～8次。
进一步地，所述主剂溶液的注入速度为注入水和隔离液注入速度的30％～50％。
进一步地，所用主剂段塞尺寸为0.06PV～0.08PV(储层孔隙体积)。
进一步地，各个段塞尺寸比例为主剂：注入水＝1:1，主剂：隔离液＝1:0.25。
进一步地，三种种液体(主剂、注入水和隔离液)注入全部利用油田现有注水系统，仅增加一台微量点滴泵用于主剂添加。
进一步地，制备弱凝胶的黏度与制备它所用聚合物溶液的黏度相当，弱凝胶中拥有“分子内”交联聚合物分子聚集体，在上述条件下由交联剂将同一聚合物分子链上不同支链间连接(交联)而形成的聚集体，该聚集体与水接触时外观尺寸会增大，这有利于提升弱凝胶在多孔介质内滞留和封堵作用效果，有利于维持后续水驱阶段注入压力和中低渗透层吸液压差，进而有利于扩大波及体积和提高采收率。
本发明的有益效果：本发明的目的是提供了一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，该方法采用“(隔离液+主剂+隔离液+注入水)……”多轮次交替注入方式来实现药剂深部传输和反应生成物无机凝胶深部放置目的，该它利用注入水中Ca2+和Mg2+与外加Na2SiO3在油藏高渗透层深部发生化学反应，形成无机凝胶CaSiO3和MgSiO3，达到减小高渗透层渗透率和深部液流转向目的。这不仅可以大幅度降低总体药剂费用，而且无机凝胶具有较强耐温、抗盐和耐冲刷性。与现有高盐油藏无机凝胶调驱方法相比较，一是利用油田注水管线实现在线加药，不仅可以大幅度减少设备和人工费用，而且可以简化施工工艺流程，尤其适用于空间环境狭小的海上平台施工；二是采用“大段塞、低浓度、递增式”方式注入主剂Na2SiO3溶液，实现无机凝胶“逐层形成和深部放置”；三是采用正常注液(隔离液和注入水)速度的30％～50％作为主剂注入速度，可以避免主剂进入中低渗透层所引起的储层伤害。
附图说明：
图1为实施例二中岩心外观示意图；
图2为实施例三中非均质岩心的外观示意图；
图3为实施例三的实验流程示意图。
具体实施方式：
实施例一
一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，所述方法包括以下步骤：
步骤一、先进行注入水离子组成分析，依据分析结果计算去除注入水中Ca2+和Mg2+所需添加Na2CO3的浓度，最后将注入水与Na2CO3按照比例混合并利用重力或旋流法清除CaCO3和MgCO3，得到软化水；
步骤二、采用软化水配制主剂Na2SiO3溶液，采用软化水作为隔离液；
步骤三、采用至少5轮次的交替注入方式向油藏依次注入：隔离液→主剂→隔离液→注入水(软化水)。
所述主剂为Na2SiO3，浓度为0.02mol/L～0.1mol/L，各轮次浓度递增幅度为0.003mol/L～0.006mol/L；所述交替注入轮次为5～8次；所述主剂溶液的注入速度为注入水和隔离液注入速度的30％～50％；所用主剂段塞尺寸为0.06PV～0.08PV(储层孔隙体积)。；各个段塞尺寸比例为主剂：注入水＝1:1，主剂：隔离液＝1:0.25。
无机凝胶具有良好耐温抗盐、耐冲刷和化学稳定性；通过主剂浓度优选和各个液体段塞尺寸优化，可以实现无机凝胶在高渗透层内逐层和深部放置；通过控制主剂Na2SiO3溶液注入速度，可以避免主剂进入非目的层(中低渗透层)所引起的储层伤害；由于采用点滴方式将主剂加入到注入水(软化水)中，大幅度降低了施工设备租赁和人工费用；与聚合物类调剖调驱剂相比较，无机药剂价格较低，加之利用了注入水中Ca2+和Mg2+，又进一步降低了药剂费用，因而具有较高性价比。
实施例二
实验方案和效果分析：
1、实验条件
1.1实验材料
(1)、主剂
主剂为硅酸钠Na2SiO3(分析纯)，由国药集团化学试剂有限公司生产，市场购买。
(2)、水
实验用水为注入水和软化水，离子组成见表1。
表1注入水水质分析
Figure BDA0002423134330000051
软化水是通过向注入水中添加氢氧化钙-碳酸钠或氢氧化钠-碳酸钠或磷酸钠来消除水中钙镁离子而得到的水。
(3)、岩心
实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，几何尺寸：高×宽×长＝4.5cm×4.5cm×60cm，渗透率Kg≈1500×10-3μm2。将岩心放入岩心夹持器，通过岩心入口端、距入口1/3和2/3处测压点测量压力，4个测压点将岩心长度方向上划分为“区域1、区域2、区域3和区域4”。岩心外观结构示意图见1。
1.2操作步骤
(1)、岩心抽空饱和地层水；
(2)、注入0.01PV软化水；
(3)、将主剂Na2SiO3溶液、隔离液(软化水)和注入水交替注入岩心，定期记录各测压点压力；
(4)、利用各个测压点间压差或压力梯度来评价沉淀物在多孔介质内传输运移、封堵和耐冲刷能力。
2、实验方案设计
(1)、主剂段塞尺寸对无机凝胶传输运移能力和封堵效果的影响
方案1-1：0.03PV主剂(Na2SiO3，0.03mol/L，软化水)+0.010PV隔离液(软化水)+0.03PV注入水+0.010PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案1-2：0.05PV主剂((Na2SiO3，0.03mol/L，软化水)+0.010PV隔离液+0.03PV注入水+0.010PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案1-3：0.07PV主剂(Na2SiO3，0.03mol/L，软化水)+0.010PV隔离液+0.03PV注入水+0.010PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案1-4：0.09PV主剂(Na2SiO3，0.03mol/L，软化水)+0.010PV隔离液+0.03PV注入水+0.010PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案1-5：0.11PV主剂(Na2SiO3，0.03mol/L，软化水)+0.010PV隔离液+0.03PV注入水+0.010PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
将上述各个段塞尺寸6轮次交替注入。由上述实验优化出段塞尺寸X，后续实验采用该段塞尺寸进行实验。
(2)、隔离液段塞尺寸对无机凝胶传输运移能力和封堵效果的影响
方案2-1(6轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.007PV隔离液+X PV注入水+0.007PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案2-2(6轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案2-3(6轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.021PV隔离液+X PV注入水+0.021PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
(3)、主剂浓度对无机凝胶传输运移能力和封堵效果的影响
方案3-1：X PV主剂(Na2SiO3，0.01mol/L，软化水)+0.014PV隔离液(软化水)+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案3-2：X PV主剂(Na2SiO3，0.02mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案3-3：X PV主剂(Na2SiO3，0.03mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案3-4：X PV主剂(Na2SiO3，0.04mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案3-5：X PV主剂(Na2SiO3，0.05mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
将上述各个段塞6轮次交替注入。由上述实验优化出主剂浓度范围，后续实验采用药剂浓度范围进行实验。
(4)、各轮次药剂浓度对无机凝胶传输运移能力和封堵效果的影响
方案4-1：第一轮：X PV主剂(Na2SiO3，0.01mol/L，软化水)+0.014PV隔离液(软化水)+X PV注入水+0.014PV隔离液。
第二轮：X PV主剂(Na2SiO3，0.015mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV隔离液。
第三轮：X PV主剂(Na2SiO3，0.02mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV隔离液。
第四轮：X PV主剂(Na2SiO3，0.025mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV隔离液。
第五轮：X PV主剂(Na2SiO3，0.03mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV隔离液。
第六轮：X PV主剂(Na2SiO3，0.035mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV隔离液。
6轮次交替注入实验结束后，后续水驱4PV～5PV。依据岩心各部分压力梯度值，评价等浓度和递增浓度交替注入方式优越性。
(5)药剂交替注入轮次数量对无机凝胶传输运移能力和封堵效果的影响
方案5-1(4轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案5-2(5轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案5-3(6轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案5-4(7轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
方案5-5(8轮次)：X PV主剂(Na2SiO3，0.030mol/L，软化水)+0.014PV隔离液+X PV注入水+0.014PV软化水。静置12h，水驱到压力稳定。
3、效果分析
(1)、主剂段塞尺寸对无机凝胶封堵效果的影响
主剂段塞尺寸对无机凝胶阻力系数、残余阻力系数和封堵率影响实验结果见表2。
表2阻力系数、残余阻力系数和封堵率
Figure BDA0002423134330000091
从表2可看出，随主剂段塞尺寸增加，阻力系数、残余阻力系数和封堵率逐渐增大。由此可见，主剂段塞尺寸越大，药剂运移距离越远，生成沉淀量越多，各段封堵效果越好。从岩心各部封堵率数据分析，从注入端到出口端，封堵率逐渐递减，说明主剂与地层水的反应主要集中在岩心前半部。进一步分析发现，与聚合物溶液相反，层内沉淀物残余阻力系数大于阻力系数，表明后续水驱阶段岩心深部沉淀反应仍在进行，致使岩心渗流阻力进一步增大。
(2)、隔离液段塞尺寸对无机凝胶封堵效果的影响
隔离液段塞尺寸对无机凝胶阻力系数、残余阻力系数和封堵率影响实验结果见表3。
表3阻力系数、残余阻力系数和封堵率
Figure BDA0002423134330000092
从表3可看出，随隔离液段塞尺寸增加，平均阻力系数、残余阻力系数和封堵率逐渐减小，但岩心各部分封堵率差值呈现减小趋势即沉淀物趋于更加均匀分布。分析认为，当阻隔段赛尺寸较小时，虽然平均封堵率较高，但主要沉淀物主要分布在岩心前部区域，岩心后部分布较少，封堵率较小，沉淀物在岩心内分布均匀性较差。随隔离液段塞尺寸增加，岩心后部区域沉淀物分布量增加，封堵率增大，前后区域封堵率差值减小。但隔离液段塞尺寸也不能过大，否则，可能致使部分主剂不能完全参与反应，从而造成药剂浪费。
(3)、主剂浓度以及各轮次主剂浓度对无机凝胶封堵效果的影响
主剂浓度以及各轮次主剂浓度对无机凝胶阻力系数、残余阻力系数和封堵率影响实验结果见表4。
表4阻力系数、残余阻力系数和封堵率
Figure BDA0002423134330000101
从表4可看出，随药剂浓度增加，阻力系数、残余阻力系数和平均封堵率逐渐增大。分析认为，药剂浓度越高，生成沉淀量越多，封堵效果愈好。进一步分析发现，当药剂浓度大于0.04mol/L时，岩心后两段封堵率不升反降。分析认为，药剂浓度较高时，岩心前段沉淀量较多，不利于药剂向后运移，岩心后段封堵效果减弱，封堵率减小。在药剂用量相近条件下，“方案3-2”主剂采取等浓度注入方式，“方案4-1”主剂采用各轮次药剂浓度递增注入方式，后者药剂传输运移能力较强，沉淀物在岩心深部分布量较大，各部分封堵率差值变小。由此可见，采取各轮次药剂浓度递增注入方式沉淀物在岩心各部分分布更均匀，深部液流转向效果更好。
(4)、注入轮次对无机凝胶封堵效果的影响
注入轮次对无机凝胶阻力系数、残余阻力系数和封堵率影响实验结果见表5。
表5阻力系数、残余阻力系数和封堵率
Figure BDA0002423134330000111
从表5可看出，随注入轮次的增加，阻力系数、残余阻力系数和封堵率逐渐增大。分析认为，注入轮次越多，生成沉淀量越多，封堵效果越好。进一步分析发现，随注入轮次增加，药剂注入量越大，药剂运移距离越远，封堵率越高。
实施例三
1、实验方案
1.1药剂
主剂为硅酸钠Na2SiO3(分析纯)，由国药集团化学试剂有限公司生产，市场购买。
1.2、实验用水
实验用水为注入水和软化水，离子组成见表6。
表6注入水水质分析
Figure BDA0002423134330000121
软化水是通过向注入水中添加“氢氧化钙/碳酸钠或氢氧化钠/碳酸钠或磷酸钠”来消除水中钙镁离子而得到的水。
实验用油55℃条件下黏度为6mPa·s。
1.3、岩心
实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，几何尺寸：高×宽×长＝4.5cm×4.5cm×30cm。岩心包括4种类型，岩心Ⅰ：高渗层Kg＝800×10-3μm2，中渗层Kg＝200×10-3μm2，低渗层Kg＝50×10-3μm2。岩心Ⅱ：可以实现“分注分采”层内非均质岩心(见图2)，Kg＝800×10-3μm2，中渗层Kg＝200×10-3μm2。非均质岩心如图2所示。
1.2实验设备及操作步骤
参照图3，实验装置主要包括平流泵、压力传感器、和中间容器等。除平流泵外，其它部分置于55℃恒温箱内。
操作步骤：
(1)、常温下岩心抽空饱和地层水，确定孔隙体积；
(2)、油藏温度55℃下油驱水，确定含油饱和度；
(3)、油藏温度55℃下水驱到含水率98％，确定水驱采收率；
(4)、按照实验方案设计内容进行本源沉淀物即无机凝胶调驱，确定采收率。
上述实验注入速度0.3mL/min，实验温度为目标油藏温度55℃。实验过程中30min记录1次注入压力、计量一次注入液和采出液体积，计算采出液含水率、分流率和采收率以及注入端各个小层吸液率。
2、效果分析
2.1无机凝胶调驱效果及其影响因素－岩心Ⅰ
1、主剂段塞尺寸对增油降水效果的影响
主剂段塞尺寸对调驱增油降水效果影响实验结果见表7。
表7采收率实验数据(主剂0.03mol/L)
Figure BDA0002423134330000131
从表7可以看出，随主剂段塞尺寸增加，采收率呈现“先增后降”变化趋势。当主剂段塞尺寸为0.06PV～0.08PV时，反应生成无机凝胶不仅对岩心高渗层实施了有效封堵，同时对中低渗透层不利影响程度也较低，扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。
2、主剂注入方式对增油降水效果的影响
主剂注入方式对调驱增油降水效果影响实验结果见表8。
表8采收率实验数据(段塞尺寸0.06PV)
Figure BDA0002423134330000141
从表8可以看出，在主剂用量相同(近)条件下，与各轮次主剂采用“等浓”注入方式相比较，采用“递增”注入方式采收率增幅较大。由此可见，采用“递增”注入方式有利于无机凝胶在岩心内实现深部均匀放置，中低渗透层动用程度较高，采收率增幅较大。
3、注入轮次对增油降水效果的影响
(1)采收率
注入轮次对调驱增油降水效果影响实验结果见表9。
表9采收率实验数据(主剂0.03mol/L)
Figure BDA0002423134330000142
从表9可以看出，随注入轮次增加，采收率呈现“先增后降”变化趋势。当注入轮次为6时，无机凝胶不仅对岩心高渗层实施了有效封堵，同时对中低渗透层不利影响程度也较低，因而扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。
2.2主剂注入速度对无机凝胶调驱效果的影响－岩心Ⅱ
主剂注入速度对调驱增油降水效果影响实验结果见表10。
表10采收率实验数据
Figure BDA0002423134330000151
从表10可以看出，随主剂注入速度降低，采收率增幅提高。分析表明，由于主剂注入速度降低引起注入压力和中低渗透层吸液压差减小，中低渗透层吸入主剂量和生成无机凝胶量减小，中低渗透层吸液能力降低程度较小，因而扩大波及体积效果较好。

Claims (6)

1.一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：
步骤一、先进行注入水离子组成分析，依据分析结果计算去除注入水中Ca2+和Mg2+所需添加Na2CO3的浓度，最后将注入水与Na2CO3按照比例混合并利用重力或旋流法清除CaCO3和MgCO3，得到软化水；
步骤二、采用软化水配制主剂Na2SiO3溶液，采用软化水作为隔离液；
步骤三、采用至少5轮次的交替注入方式向油藏依次注入：隔离液→主剂→隔离液→注入水。
2.根据权利要求1所述的一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，其特征在于：所述主剂为Na2SiO3，浓度为0.02mol/L～0.1mol/L，各轮次浓度递增幅度为0.003mol/L～0.006mol/L。
3.根据权利要求1所述的一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，其特征在于：所述交替注入轮次为5～8次。
4.根据权利要求1所述的一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，其特征在于：所述主剂溶液的注入速度为注入水和隔离液注入速度的30％～50％。
5.根据权利要求1所述的一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，其特征在于：所用主剂段塞尺寸为0.06PV～0.08PV。
6.根据权利要求1所述的一种高盐油藏无机凝胶深部调驱方法，其特征在于：各个段塞尺寸比例为主剂：注入水＝1:1，主剂：隔离液＝1:0.25。
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