CN111535803A - 一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法。人造岩心制作；岩心抽空饱和水：测量岩心实际外形尺寸和计算岩心外形体积，称量干重，抽空饱和水，称湿重，计算饱和水体积和孔隙度；岩心饱和油，计算含油饱和度；水驱注入基准压力测试；化学调剖调驱药剂合理注入压力确定：从“化学调剖调驱药剂注入压力对驱油效果和各小层分流率关系图版”上查获化学调剖调驱药剂注入压力对应采收率和各小层分流率，对比采收率增幅和各小层分流率情况，确定矿场化学调剖调驱药剂合理注入压力。实现了调剖调驱施工过程中化学药剂最大程度进入高渗透层发挥良好的液流转向效果。

Description

一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法

技术领域：

本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法。

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，调剖调驱为高含水油田稳油控水做出了重要贡献。但也必须看到，随着调剖调驱轮次增加，调剖调驱效果逐渐变差。除了化学调剖调驱药剂油藏适应性和延缓成胶性等方面存在问题和不足外，调剖调驱施工过程中注入压力过高致使化学药剂进入中低渗透层也是重要原因。一旦化学药剂进入中低渗透层，滞留作用就会产生附加渗流阻力，进而引起吸液压力大幅度升高，最终造成吸液压差和吸液量减小。由此可见，调剖调驱施工过程中注入压力低于中低渗透层吸液启动压力就可以避免伤害中低渗透层，否则，低渗透层就会因吸入药剂引起吸液启动压力明显升高，最终削弱液流转向效果。

近年来，有关储层岩石渗透率和流体性质与吸液启动压力关系研究已获到大量研究成果，但如何通过实验确定化学调剖调驱药剂注入压力来保证调剖调驱获得最优的液流转向效果还鲜有报道。在调剖调驱施工设计时，一般要设计化学药剂注入速度，而注入速度又与注入压力密切相关。由于施工设计时无法预先确定中低渗透储层吸液启动压力，也就难以确定最高注入压力，往往因注入压力过高而造成中低渗透储层吸入药剂和伤害。因此，建立一种化学药剂合理注入压力预测方法对于提高油田调剖调驱技术效果具有重要技术经济价值。

发明内容：

本发明的目的是提供一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，实现了调剖调驱施工过程中化学药剂最大程度进入高渗透层，发挥良好的液流转向效果。

本发明采用的技术方案为：一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，所述预测方法步骤如下：

步骤一、人造岩心制作

制备三块长方形石英砂环氧树脂人造岩心；

步骤二、岩心抽空饱和水

1)、称量步骤一制备的三块岩心干重；

2)、抽空饱和实验用水，称湿重；

3)、计算孔隙体积和孔隙度；

步骤三、岩心饱和油

1)、将步骤二的抽空饱和水的岩心分别放入夹持器中；

2)、在油藏温度条件下，从岩心夹持器注入端开始注模拟油，采出端每隔30min收集油水混合物，计量该油水混合物直至不出水为止；

3)、计算含油饱和度；

步骤四、水驱注入基准压力测试

1)、将三个岩心夹持器注入端使用四通和管线进行连接，形成三管并联岩心；

2)、将平流泵、中间容器和三管并联岩心用管线连接在一起，其中三管并联岩心和中间容器放置在油藏温度条件下的恒温箱内，其它部件置于保温箱外；

3)、启动平流泵，从三管并联岩心注入端开始注水驱油，各小层采出端每隔30min收集油水混合物，计量混合物直到综合含水达到95％为止，记录此时水驱注入基准压力P，计算水驱综合采收率及各小层分流率；

4)、将平流泵从实验流程中拆卸，将恒压泵、中间容器和三管并联岩心用管线连接在一起，其中三管并联岩心和中间容器放置在油藏温度条件下的恒温箱内，其它部件置于保温箱外；

5)、启动恒压泵，设定化学调剖调驱药剂注入压力为P₁，从三管并联岩心注入端开始注化学调剖调驱药剂驱油，各小层采出端每隔30min收集油水混合物，记录化学调剖调驱药剂注入时间，计算化学驱综合采收率及各小层分流率；

6)、将恒压泵从实验流程中拆卸，将平流泵、中间容器和三管并联岩心用管线连接在一起，其中三管并联岩心和中间容器放置在油藏温度条件下的恒温箱内，其它部件置于保温箱外；

7)、启动平流泵，从三管并联岩心注入端开始注水驱油，各小层采出端定期收集油水混合物，计量混合物直到综合含水达到98％为止，计算后续水驱综合采收率及各小层分流率；

8)、建立化学驱和后续水驱化学调剖调驱药剂注入压力对驱油效果和各小层分流率关系图版。

步骤五、油田化学调剖调驱药剂合理注入压力确定

从步骤四所建立化学驱和后续水驱“化学调剖调驱药剂注入压力对驱油效果和各小层分流率关系图版”上查获化学调剖调驱药剂注入压力P₁＝1.0P、1.5P、2.0P、5.0P、10P对应采收率和各小层分流率，对比采收率增幅和各小层分流率情况，确定化学调剖调驱药剂合理注入压力。

进一步地，所述步骤一中人造岩心外观几何尺寸为：宽×高×长＝4.5cm×4.5cm×30cm；渗透率为高、中、低三种类型，渗透率K_g＝50×10^-3μm²～30000×10^-3μm²。

进一步地，所述化学调剖调驱药剂为聚合物、Cr³⁺聚合物凝胶、酚醛聚合物凝胶、聚合物微球和表面活性剂中的一种或几种。

进一步地，所述步骤四中化学调剖调驱药剂注入压力为P₁为:P₁＝1.0P、1.5P、2.0P、5.0P和10P。

进一步地，若矿场水驱结束的注入压力为P，则油田调剖调驱剂采取“恒压”注入方式，注入压力小于或等于1.5P。

本发明的有益效果：利用该一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，实验操作简单，实验数据可靠，有助于改善调剖调驱液流转向效果。随注入压力升高，中低渗透层调驱剂和调剖剂吸液压差和吸液量增加，滞留作用引起附加渗流阻力增加，液流转向效果变差。依据该确定油田化学调剖调驱药剂合理注入压力实验方法，可为油田调剖调驱技术决策提供重要参考价值，建议矿场实施调剖调驱措施前开展注入井吸液剖面测试，据此确定调驱剂和调剖剂最高注入压力或注入速度。

附图说明：

图1是实施例一的实验设备及工作流程示意图；

图2是实施例一中方案“1-1”～方案“1-5”中注入压力与PV数关系；

图3是实施例一中方案“1-1”～方案“1-5”中含水率与PV数关系；

图4是实施例一中方案“1-1”～方案“1-5”中采收率与PV数关系；

图5是实施例一中方案“1-1”～方案“1-5”中调剖阶段各小层总分流率；

图6是实施例一中方案“1-1”～方案“1-5”中后续水阶段各小层总分流率；

图7是实施例一中方案“1-1”中各小层分流率与PV数关系；

图8是实施例一中方案“1-2”中各小层分流率与PV数关系；

图9是实施例一中方案“1-5”中各小层分流率与PV数关系；

图10是实施例二中方案“2-1”～方案“2-3”中注入压力与PV数关系；

图11是实施例二中方案“2-1”～方案“2-3”中含水率与PV数关系；

图12是实施例二中方案“2-1”～方案“2-3”中采收率与PV数关系；

图13是实施例二中方案“2-1”～方案“2-3”中调剖阶段各小层总分流率；

图14是实施例二中方案“2-1”～方案“2-3”中后续水阶段各小层总分流率；

图15是实施例二中方案“2-1”中各小层分流率与PV数关系；

图16是实施例二中方案“2-2”中各小层分流率与PV数关系；

图17是实施例二中方案“2-3”中各小层分流率与PV数关系。

具体实施方式：

实施例一

一、实验条件

1、药剂和油水

实验药剂为调剖剂Cr³⁺聚合物凝胶。Cr³⁺聚合物凝胶由聚合物和交联剂组成，其中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量1900×10⁴，固含量88％)，交联剂为有机铬。上述药剂由中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海研究院提供。

实验用水为LD5-2油田注入水，注入水水质分析见表1。实验用油为模拟油，由LD5-2油藏原油与轻烃混合组成，55℃下黏度17.0mPa·s。

2、岩心

岩心为石英砂环氧树脂胶结人造方岩心，几何尺寸：宽×高×长＝4.5cm×4.5cm×30cm，渗透率K_g＝5600×10^-3μm²、3200×10^-3μm²和800×10^-3μm²。

3、仪器设备和步骤

(1)、仪器设备

岩心驱替实验仪器设备主要包括手摇泵、平流泵、恒压泵、压力传感器、岩心夹持器和中间容器等，除平流泵和手摇泵外，其它部分置于55℃恒温箱内。实验设备流程见图1。

(2)、实验步骤

①、室温下岩心抽真空饱和地层水，测量孔隙体积，计算孔隙度；

②、55℃条件下单块岩心水测渗透率；

③、55℃条件下单块岩心饱和油，计算含油饱和度；

④、将高中低三块岩心组成并联岩心，以1mL/min进行水驱，记录该速度下各岩心分流率，直到综合含水率95％，取该此时注入压力P为基准参考压力；

⑤、以“恒压”方式(P₁＝1.0P、1.5P、2.0P、5.0P、10P)注入调剖剂，候凝24h；

⑥、以1mL/min后续水驱至综合含水率98％；

⑦、建立注入压力与分流率间关系。

4、方案设计

溶剂水：注入水；

调剖剂：聚合物(2000mg/L)+Cr³⁺交联剂(1000mg/L)；

注入压力：方案1-1，1.0P；方案1-2，1.5P；方案1-3，2.0P；方案1-4，5.0P；方案1-5，10.0P,其中，P为水驱到含水95％时的稳定压力。

段塞尺寸：0.1PV；

评价指标：调剖剂注入压力对驱油效果和分流率关系。

二、结果分析

1、采收率

将并联岩心以“恒速”方式(1mL/min)水驱到含水率95％，此时注入压力P＝0.004MPa。采用1.0P、1.5P、2.0P、5.0P和10.0P注入压力和“恒压”方式注入0.1PV调剖剂，候凝24h后再以“恒速”(1mL/min)方式进行后续水驱。

方案1-1-方案1-5中调剖剂注入时间和各阶段采收率见表2，注入压力与PV数关系见图2，含水率与PV数关系见图3,采收率与PV数关系见图4。从表2可以看出，调剖剂注入压力对最终采收率存在较大影响。在水驱阶段，随注入PV数增加，原油采出程度提高，水相渗透率增加，渗流阻力降低，注入压力小幅降低，含水率快速升高。在调剖剂(恒压)注入阶段，初期调剖剂主要进入高渗透层并发生滞留和增加渗流阻力，随注入PV数增加，中低渗层开始吸入调剖剂和渗流阻力增加。由于采用“恒压”注入方式，渗流阻力增加引起注入速度降低即注入时间延长。在后续水驱阶段，由于调剖剂在各个渗透层内滞留量不同，启动压力升高幅度不同，吸液压差和吸液量变化幅度也就不同。随调剖剂(恒压)注入压力升高(见图2)，中低渗透层调剖剂滞留量增加，吸液启动压力升高，后续水驱阶段吸液压差和吸液量减小，扩大波及体积效果变差，最终采收率和增幅呈现减小趋势。

尽管降低调剖剂注入压力可以取得较好液流转向效果，但同时也增加了注液时间，这不仅延长了施工作业时间、提高了作业费用，而且也破坏了油藏注采平衡。考虑到注入压力1P与1.5P采收率增幅差别不大，因而推荐1.5P为后续实验调剖调驱剂注入压力。

2、分流率

实验过程中调剖阶段各渗透层总吸液量和总分流率见图5，后续水驱阶段各渗透层总吸液量和总分流率见图6，方案“1-1”中分流率与PV数关系见图7，方案“1-2”中分流率与PV数关系见图8，方案“1-5”中分流率与PV数关系见图9。从图5可以看出，在调剖剂注入阶段，注入压力为1.5P(0.006MPa)时中渗层开始吸入调剖剂，注入压力为2.0P(0.008MPa)时低渗层开始吸入调剖剂。由此可见，注入压力超过2.0P后高中低渗透层都在吸入调剖剂，致使渗流阻力、吸液启动压力和注入压力明显升高(见图2)，并且中低渗透层尤其是低渗透层启动压力升幅较大。在后续水驱阶段，由于“方案1-1”注入压力较低(1.0P)，中低渗透层调剖剂吸入量很少(见表3)，吸液启动压力未受到明显影响，因而中低渗透层总分流率(见图6)和分流率大幅度升高(见图7)，此时中渗透层分流率大于低渗透层，低渗透层大于高渗透层；随着“方案1-2”、“方案1-3”和“方案1-4”调剖剂注入压力逐渐升高，中低渗透层尤其是中渗透层调剖剂吸入量增加，吸液启动压力受到较大影响，因而中低渗透层尤其是中渗透层总分流率(见图6)和分流率开始逐渐减小(见图8)，此时低渗透层分流率大于中渗透层，中渗透层大于高渗透层；随着“方案1-5”调剖剂注入压力进一步升高，中低渗透层尤其是低渗透层调剖剂吸入量较大幅度增加，吸液启动压力明显影响，因而中低渗透层尤其是低渗透层总分流率(见图6)和分流率明显减小(见图9)，此时高渗透层分流率大于中低渗透层，调剖液流转向作用完全失效。

综上所述，调剖剂注入压力对各渗透层吸液量以及后续液流转向有较大影响。过低注入压力意味着过长注入时间即过高施工作业费用，过高注入压力则意味着过多调剖剂进入中低渗透层即过大吸液启动压力升高幅度。从注入时间和液流转向效果两方面考虑，推荐调剖剂“恒压”注入压力P₁＝1.5P。

实施例二

一、实验条件

1、药剂和油水

实验药剂包括调剖剂(Cr³⁺聚合物凝胶)和调驱剂(聚合物微球)。Cr³⁺聚合物凝胶由聚合物和交联剂组成，其中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺(相对分子质量1900×10⁴，固含量88％)，交联剂为有机铬。聚合物微球初始粒径中值3.5μm，完全水化时间5d左右。上述药剂由中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海研究院提供。

实验用水为LD5-2油田注入水，注入水水质分析见表1。实验用油为模拟油，由LD5-2油藏原油与轻烃混合组成，55℃下黏度17.0mPa·s。

2、岩心

岩心为石英砂环氧树脂胶结人造方岩心，几何尺寸：宽×高×长＝4.5cm×4.5cm×30cm，渗透率K_g＝5600×10^-3μm²、3200×10^-3μm²和800×10^-3μm²。

3、仪器设备和步骤

(1)、仪器设备

岩心驱替实验仪器设备主要包括手摇泵、平流泵、恒压泵、压力传感器、岩心夹持器和中间容器等，除平流泵和手摇泵外，其它部分置于55℃恒温箱内。实验设备流程见图1。

(2)、实验步骤

①、室温下岩心抽真空饱和地层水，测量孔隙体积，计算孔隙度；

②、55℃条件下单块岩心水测渗透率；

③、55℃条件下单块岩心饱和油，计算含油饱和度；

④、将高中低三块岩心组成并联岩心，以1mL/min进行水驱，记录该速度下各岩心分流率，直到综合含水率95％，取该此时注入压力P为基准参考压力；

⑤、以“恒压”方式(P₁＝1.5P)注入调剖剂，候凝24h；

⑥、以“恒压”方式(P₂＝1.0P、1.5P和3.0P)注入调剖剂，缓膨3d；

⑦、以1mL/min后续水驱至综合含水率98％；

⑧、建立注入压力与分流率间关系。

4、方案设计

溶剂水：注入水；

调剖剂：聚合物(2000mg/L)+Cr³⁺交联剂(1000mg/L)；

调驱剂：聚合物微球(3000mg/L)

注入压力：方案2-1，1.0P；方案2-2，1.5P；方案2-3，3.0P，其中，P为水驱到含水95％时的稳定压力。

段塞尺寸：0.1PV；

评价指标：调剖剂注入压力对驱油效果和分流率关系。

二、结果分析

1、采收率

将并联岩心以“恒速”(1mL/min)方式水驱到含水率95％，采用P₁＝1.5P“恒压”方式注入0.1PV调剖剂，候凝24h后再分别以P₂＝1.0P、1.5P和3.0P“恒压”方式注入调驱剂，缓膨3d后以“恒速”(1mL/min)方式后续水驱到含水98％。

实验过程中二种化学调剖调驱药剂注入时间和各阶段采收率见表3，注入压力与PV数关系见图10，含水率与PV数关系见图11，采收率与PV数关系见图12。从表3可以看出，在水驱采收率基本相同条件下，“方案2-1”采用“1.5P+1.0P”注入压力和“恒压”方式分别注入“调剖剂和调驱剂”，最终采收率增幅为22.85％；“方案2-2”注入压力“1.5P+1.5P”，采收率增幅21.56％；“方案2-3”注入压力“1.5P+3.0P”，采收率增幅19.42％。由此可见，随调驱剂注入压力升高(见图10)，采收率增幅呈现小幅度减小，但注入时间大幅度下降。与调剖剂相比较，调驱剂注入压力对最终采收率影响较小。

2、分流率

实验过程中调剖调驱阶段各渗透层总吸液量和总分流率见图13，实验过程中后续水驱阶段各渗透层总吸液量和总分流率见图14，实验过程中“方案2-1”中各小层分流率与PV数关系见图15，实验过程中“方案2-2”中各小层分流率与PV数关系见图16，实验过程中“方案2-3”中各小层分流率与PV数关系见图17。从图13和图14可以看出，与“方案2-3”相比较，“方案2-1”和“方案2-2”调驱剂注入压力较低，中高渗层吸入量较多，二小层总分流率合计97.97％和95.81％，低渗层吸液量少，为2.03％和4.19％，因而低渗透层启动压力增幅较小，后续水阶段吸液压差和吸液量较大，扩大波及体积效果较好。从图15、图16和图17可以看出，随调驱剂注入压力升高，低渗透层吸入量增加，吸液启动压力升高，后续水驱阶段吸液压差、吸液量和分流率减小，液流转向效果变差，采收率增幅减小。

表1溶剂水离子组成

表2各驱替阶段结束时采收率

表3各驱替阶段结束时采收率

Claims (5)

1.一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，其特征在于：所述预测方法步骤如下：

步骤一、人造岩心制作

制备三块长方形石英砂环氧树脂人造岩心；

步骤二、岩心抽空饱和水

1)、称量步骤一制备的三块岩心干重；

2)、抽空饱和实验用水，称湿重；

3)、计算孔隙体积和孔隙度；

步骤三、岩心饱和油

1)、将步骤二的抽空饱和水的岩心分别放入夹持器中；

2)、在油藏温度条件下，从岩心夹持器注入端开始注模拟油，采出端每隔30min收集油水混合物，计量该油水混合物直至不出水为止；

3)、计算含油饱和度；

步骤四、水驱注入基准压力测试

1)、将三个岩心夹持器注入端使用四通和管线进行连接，形成三管并联岩心；

2)、将平流泵、中间容器和三管并联岩心用管线连接在一起，其中三管并联岩心和中间容器放置在油藏温度条件下的恒温箱内，其它部件置于保温箱外；

3)、启动平流泵，从三管并联岩心注入端开始注水驱油，各小层采出端每隔30min收集油水混合物，计量混合物直到综合含水达到95％为止，记录此时水驱注入基准压力P，计算水驱综合采收率及各小层分流率；

4)、将平流泵从实验流程中拆卸，将恒压泵、中间容器和三管并联岩心用管线连接在一起，其中三管并联岩心和中间容器放置在油藏温度条件下的恒温箱内，其它部件置于保温箱外；

5)、启动恒压泵，设定化学调剖调驱药剂注入压力为P₁，从三管并联岩心注入端开始注化学调剖调驱药剂驱油，各小层采出端每隔30min收集油水混合物，记录化学调剖调驱药剂注入时间，计算化学驱综合采收率及各小层分流率；

6)、将恒压泵从实验流程中拆卸，将平流泵、中间容器和三管并联岩心用管线连接在一起，其中三管并联岩心和中间容器放置在油藏温度条件下的恒温箱内，其它部件置于保温箱外；

7)、启动平流泵，从三管并联岩心注入端开始注水驱油，各小层采出端定期收集油水混合物，计量混合物直到综合含水达到98％为止，计算后续水驱综合采收率及各小层分流率；

8)、建立化学驱和后续水驱化学调剖调驱药剂注入压力对驱油效果和各小层分流率关系图版。

步骤五、油田化学调剖调驱药剂合理注入压力确定

从步骤四所建立化学驱和后续水驱“化学调剖调驱药剂注入压力对驱油效果和各小层分流率关系图版”上查获化学调剖调驱药剂注入压力P₁＝1.0P、1.5P、2.0P、5.0P、10P对应采收率和各小层分流率，对比采收率增幅和各小层分流率情况，确定化学调剖调驱药剂合理注入压力。

2.根据权利要求1所述的一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，其特征在于：所述步骤一中人造岩心外观几何尺寸为：宽×高×长＝4.5cm×4.5cm×30cm；渗透率为高、中、低三种类型，渗透率K_g＝50×10^-3μm²～30000×10^-3μm²。

3.根据权利要求1所述的一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，其特征在于：所述化学调剖调驱药剂为聚合物、Cr³⁺聚合物凝胶、酚醛聚合物凝胶、聚合物微球和表面活性剂中的一种或几种。

4.根据权利要求1所述的一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，其特征在于：所述步骤四中化学调剖调驱药剂注入压力为P₁为:P₁＝1.0P、1.5P、2.0P、5.0P和10P。

5.根据权利要求1所述的一种油田化学调剖调驱药剂合理注入压力预测方法，其特征在于：若矿场水驱结束的注入压力为P，则油田调剖调驱剂采取“恒压”注入方式，注入压力小于或等于1.5P。

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