CN111622725A - 一种适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油开发技术领域，具体涉及一种适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法。该方法包括以下步骤：向非均质油藏中注入至少两级非均相段塞，所述非均相段塞包括聚合物和粘弹性颗粒，不同级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径不同。本发明的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，针对聚驱后非均质性更加突出的油藏，分级注入含有不同粒径粘弹性颗粒的非均相段塞，能够分别对不同孔喉尺寸的优势通道进行封堵，达到调整注入井纵向吸水剖面不均匀、封堵水驱优势渗流通道的作用，有效调整层间非均质性和平面矛盾，扩大聚合物波及体积、抑制聚合物窜流，提高化学驱效果。
Description
技术领域
本发明属于石油开发技术领域，具体涉及一种适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法。
背景技术
聚合物驱可以大幅度提高原油采收率、具有较好的经济效益。但现场试验表明，聚合物驱后仍有大量原油滞留地下，有进一步挖潜的物质基础。
经过聚合物驱后油藏的孔渗结构发生非常大的变化，非均质性更加严重，剩余油分布更加零散、复杂。进一步封堵大孔道，改善非均质性扩大波及体积，才能驱替更多的剩余油。粘弹性颗粒PPG具有遇水膨胀和受压形变的特性，能注入油藏深部，适用于油藏的深部调驱。但由于PPG与油田污水具有密度差，导致颗粒发生沉降现象，需要用聚合物携带来改善颗粒的悬浮性和注入能力。因此，将粘弹性颗粒PPG与聚合物复配使用的非均相调驱技术，近年来越来越多地用于非均质性严重的油藏的调驱。
目前，针对聚合物、PPG二元复配以及聚合物、PPG、表面活性剂三元复配的研究很多，但对于聚驱后低渗油藏的吸水剖面改善效果有待提高，采用现有的非均相调剖手段，原油采收率提高程度有限。
发明内容
本发明的目的是提供一种适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，以提高聚驱后低渗油藏的原油采收率。
为实现上述目的，本发明的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法的具体技术方案为：
一种适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，包括以下步骤：向非均质油藏中注入至少两级非均相段塞，所述非均相段塞包括聚合物和粘弹性颗粒，不同级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径不同。
本发明的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，针对聚驱后非均质性更加突出的油藏，分级注入含有不同粒径粘弹性颗粒的非均相段塞，能够分别对不同孔喉尺寸的优势通道进行封堵，达到调整注入井纵向吸水剖面不均匀、封堵水驱优势渗流通道的作用，有效调整层间非均质性和平面矛盾，扩大聚合物波及体积、抑制聚合物窜流，提高化学驱效果。具体的，使用的粘弹性颗粒为PPG(预交联的聚丙烯酰胺)。
非均相段塞中，聚合物的浓度为1000-1500mg/L，聚合物和粘弹性颗粒的浓度比为(1-3)：(1-2)。适宜的聚合物和粘弹性颗粒浓度能够使非均相段塞的粘度合适，能够在地层温度下形成强度适宜的段塞对优势窜流通道进行封堵。
作为对本发明的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法的一种改进，具体为，向非均质油藏中注入两级非均相段塞，第一级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径大于第二级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径，第一级非均相段塞、第二级非均相段塞的体积比为1:1-2:1。大颗粒先注入到油藏中对窜流的优势通道进行封堵，再注入小颗粒，能够对吸水剖面进行改善。但是，相对来讲，大颗粒先注入会导致注入压力快速升高，不利于后续小颗粒的注入，从而使调剖井的吸水剖面改善不够均匀。此种调剖方式适合油层渗透率高、非均质性强、窜流严重的油藏。
为使非均相段塞的粘度适宜，优选的，所述第一级非均相段塞、第二级非均相段塞中聚合物和粘弹性颗粒的浓度比相等，均为1:1-3:2。
作为对本发明的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法的另一种改进，具体为，向非均质油藏中注入两级非均相段塞，第一级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径小于第二级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径，第一级非均相段塞、第二级非均相段塞的体积比为(50-80):(50-20)。小颗粒先注入到油藏中，注入压力较低，更容易运移到油藏深部，注入大颗粒后对窜流的优势通道进行封堵，从而使调剖井的吸水剖面改善的更为均匀。此种调剖方式适合油层渗透率中等、存在渗流优势通道、窜流较严重的油藏。
为使非均相段塞的粘度适宜，优选的，所述第一级非均相段塞、第二级非均相段塞中聚合物和粘弹性颗粒的浓度比均为1:1-3:2。
上述粘弹性颗粒包括10-50目的大颗粒和50-150目的小颗粒。进一步的，粒径为50-150目的粘弹性颗粒驱油剂，在陈化污水中(总溶解固体TDS 6666mg/L)形成浓度5000mg/L的分散体系，在30℃条件下，粘度≥150mPa·s，弹性模量≥0.9Pa，溶胀2h后粒径≥500μm。进一步的，粒径为20-50目的粘弹性颗粒驱油剂，在陈化污水中(总溶解固体TDS6666mg/L)形成浓度5000mg/L的分散体系，在30℃条件下，粘度≥150mPa·s，弹性模量≥1Pa，溶胀2h后粒径≥700μm。
上述第一级非均相段塞和第二级非均相段塞的注入体积之和为0.08PV。一般的，在矿场应用中，两级非均相段塞的注入体积，根据数值模拟预测确定，或根据调剖半径计算确定。
本发明的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法适用于聚驱后非均质性显著的油藏，所适用的非均质油藏所在地层的低渗透率范围为0.6-2μm2，孔喉半径范围为16～40μm。
聚合物可以选用聚驱中常用的聚合物种类，优选的聚合物固含量为90.03％，分子量范围为3200-3500万，粘度为50mPa·s(总溶解固体TDS为2282mg/L，温度为60℃)，一般的，聚合物可选择本领域常用的聚合物，例如，聚丙烯酰胺。
附图说明
图1为本发明实施例1的岩心分流率变化曲线；
图2为本发明实施例2的岩心分流率变化曲线；
图3为本发明应用例中F5-232X1井调剖前的吸水剖面(2018.7.12)；
图4为本发明应用例中F5-232X1井调剖后的吸水剖面(2018.12.4)；
图5为本发明应用例中T5-231井调剖前的吸水剖面(2018.7.30)；
图6为本发明应用例中T5-231井调剖后的吸水剖面(2018.12.5)；
图7为本发明应用例中T5-2315X1井调剖前的吸水剖面(2018.6.5)；
图8为本发明应用例中T5-2315X1井调剖后的吸水剖面(2018.12.23)；
图9为本发明应用例中下二门H2Ⅳ油组整体深度调剖后的生产动态评价结果；
图10为本发明应用例中下二门H2Ⅳ油组采用非均相段塞调剖后的聚合物驱预测结果。
具体实施方式
下面结合具体实施例具体说明本发明所述方法的应用。特别需要指出的是，本发明说明书所举实施例只是为了帮助理解本发明，它们不具任何限制作用，即本发明除说明书所举实施例外，还可以有其他实施方式。因此，凡是采用等同替换或等效变换形式形成的任何技术方案，均落在本发明要求的保护范围中。
以下实施例1-2采用双管并联岩心模型对本发明的适用于聚驱后油藏的调剖方法进行说明，实施例3结合实际应用对本发明的适用于聚驱后油藏的调剖方法进行说明。实施例中，P代表聚合物，Ⅱ型PPG代表粒径为50-150目的PPG，即小粒径的PPG，Ⅲ型PPG代表粒径为20-50目的PPG，即大粒径的PPG。具体应用时，先将聚合物、PPG分别与水制成混合液，再混合，得到聚合物、PPG浓度一定的非均相段塞，例如“非均相段塞1500mg/LP+1000mg/LPPG”代表该段塞中聚合物段塞的浓度为1500mg/L，PPG的浓度为1000mg/L。
实施例1
本实施例的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，包括以下步骤：向非均质油藏中注入两级非均相段塞，非均相段塞包括聚合物和粘弹性颗粒PPG，其中聚合物的固含量为90.03％，分子量范围为3200-3500万，可以选用本领域常用的聚合物种类，例如聚丙烯酰胺。第一级非均相段塞中PPG的粒径为50-150目，粘度为23.2mPa·s(总溶解固体TDS为2282mg/L，温度为60℃)，第二级非均相段塞中PPG的粒径为20-50目，粘度为35.6mPa·s(总溶解固体TDS为2282mg/L，温度为60℃)，两级非均相段塞的注入体积均为0.04PV。
具体的，使用小粒径(粒径50-150目)和大粒径(粒径20-50目)PPG样品，用回注陈化污水(总溶解固体TDS为2282mg/L)配制PPG非均相段塞(1500mg/LP+1000mg/LPPG，粘度118.4mPa·s TDS为2282mg/L，温度为60℃)，在油藏温度下，在渗透率级差为6的双管填砂管并联岩心里(直径2.5cm×长度30cm)开展调剖实验，流速为30mL/h(地下流速约1m/d)，通过分析不同驱替阶段驱油剂在高、低渗透率岩心里的分流率变化，研究PPG非均相体系在不同渗透率级差的并联填砂岩心里的调剖效果及其改善后续主体段塞聚合物驱的液流转向分流效果，岩心分流率变化曲线如图1所示，实验结果如表1所示。
实施例2
本实施例的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，具体实施步骤与实施例1中相同，区别在于：第一级非均相段塞的组成为：1500mg/LP+1000mg/LⅢ型PPG，第二级非均相段塞的组成为：1500mg/LP+1000mg/LⅡ型PPG，两级非均相段塞的注入体积均为0.04PV，岩心分流率变化曲线如图2所示，实验结果如表1所示。
实施例3
本实施例的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，包括以下步骤：向非均质油藏下二门H2Ⅳ油组中注入两级非均相段塞，非均相段塞包括聚合物和粘弹性颗粒PPG，第一级非均相段塞的组成为：1000-1500mg/LP+670-1000mg/LⅡ型PPG，第二级非均相段塞的组成为：1000-1500mg/LP+670-1000mg/LⅢ型PPG，第一级非均相段塞的注入体积与第二级非均相段塞的注入体积之比为4:1。矿场应用中，不同油井的物性不同、压力水平不同、导致注入能力不同，因此对于整个油组来说，非均相段塞的组成为1000-1500mg/LP+670-1000mg/LPPG，具体各个油井的非均相段塞的组成见表3。
对比例1
本对比例中，使用单一非均相段塞，其组成为：1500mg/LP+1000mg/LⅡ型PPG，粘度为118.4mPa·s(总溶解固体TDS为2282mg/L，温度为60℃)，非均相段塞的注入体积为0.08PV。其他实验条件与实施例1中的相同，实验结果如表1所示。
对比例2
本对比例中，使用单一非均相段塞，其组成为：1500mg/LP+1000mg/LⅢ型PPG，粘度为132mPa·s(总溶解固体TDS为2282mg/L，温度为60℃)，非均相段塞的注入体积为0.08PV。其他实验条件与实施例1中的相同，实验结果如表1所示。
以上实施例1、2及对比例1、2的非均相段塞双管并联岩心调剖实验效果见下表1。
表1非均相段塞双管并联岩心调剖实验效果
由以上实施例和对比例的实验结果可以看出：
(1)本发明的利用非均相段塞的调剖方法，可使渗透率级差为6的并联填砂岩心模型的吸水剖面得到明显改善，促使后续主体段塞的聚合物溶液大量分流进入低渗透岩心(相对于最初的水驱分流率)，减少了高渗透岩心的分流量；
(2)20-50目的PPG与50-150目的PPG组合的非均相段塞改善双管并联岩心的吸水剖面效果要优于单一粒径PPG的吸水剖面改善效果，两种粒径PPG颗粒注入到岩心中，可以有效地不同尺寸的孔喉进行封堵，从而使岩心吸水剖面得到改善，也就是使高渗岩心的窜流得到抑制，低渗岩心得到有效地启动；
(3)实施例1中先注入小粒径PPG(粒径为50-150目)再后注入大粒径PPG(粒径为20-50目)的非均相段塞组合对双管并联岩心的剖面改善更为均匀(高渗岩心和低渗岩心的分流率均为50％)，且注入压力低于先注入大粒径PPG(粒径为20-50目)后注入小粒径PPG(粒径为50-150目)的注入压力。原因在于：小颗粒先注入到油藏中，更容易运移到油藏深部，注入大颗粒后对窜流的优势通道进行封堵，从而使双管并联岩心的吸水剖面改善的更为均匀；并且小颗粒先注入到油藏中，使得后续注入压力较低，后续能够继续注入大颗粒后对窜流的优势通道进行封堵，从而使双管并联岩心的吸水剖面改善的更为均匀；实施例2中大颗粒先注入到油藏中对窜流的优势通道进行封堵，导致注入压力相对较高，造成小颗粒不容易注入，从而使双管并联岩心的吸水剖面改善不如实施例1的均匀，但同样能够起到改善吸水剖面的作用。
应用例1非均相段塞组成优化
根据非均相段塞的增粘性能、在填砂岩心里的注入性和在双管并联岩心PPG非均相调驱分流效果，结合现场单井试注动态及效果，优选聚合物：PPG的干粉配比为3：2，适合下二门H2Ⅳ油组油藏条件的粘弹性颗粒PPG和聚合物的非均相调驱体系的合理配方为1500-1000mg/LP+670-1000mg/LPPG。新T5-2313、T6-232和T5-239等3口井首先开展了30天试注试验，不同粒径的Ⅱ型和Ⅲ型PPG非均相调驱体系，在高压井和低压井都能顺利平稳注入，使用聚合物：PPG的干粉配比为1：1，但低压井的注入压力上升过快，试注30天注入压力升高1.5MPa，因此在前缘段塞(即非均相段塞)的配方设计时，适当降低了PPG的浓度，选用聚合物：PPG的干粉配比改为3：2。考虑到H2Ⅳ油组存在高渗透、强吸水层段和大孔道，前缘段塞粘弹性颗粒PPG非均相调剖采用二级段塞设计：80％Ⅱ型PPG前缘段塞主体+20％Ⅲ型PPG前缘段塞后尾。前缘段塞主体：选用小粒径PPG(50-150目)颗粒，占前缘段塞量的80％。深度调整目的层内的平面非均质性，改善液流方向，抑制高渗层、强吸水层段的窜流趋势，因此选用粒径较小、粘度较低的(50～150目)PPG非均相调驱体系。
前缘段塞后尾：选用大粒径PPG(20～50目)颗粒，占前缘段塞量的20％。封堵高渗透、强吸水层段和窜流通道，改善纵向层间非均质性，因此选用粒径较大、粘度较高的(粒径20～50目)PPG非均相调驱体系。
实验结果如表3所示。
表3下二门H2Ⅳ油组注聚井的非均相段塞的配方浓度
应用例2调剖压力和目的层启动压力上升
深度调剖后，调剖井的注入压力和目的层段的启动压力变化不仅反映了调剖剂在目的层位有效建立了流动阻力，而且反映了调剖剂的强度与油层物性条件的适应性。如果注入压力平缓上升、目的层段的启动压力适当升高，说明调剖是有效的，而且调剖剂配方与目的层段的油层物性相匹配，反之，需要调整调剖剂的配方，以与油层条件相适应。
下二门H2Ⅳ油组二次聚驱前PPG非均相段塞调剖，调剖井的注入压力上升、目的层位的启动压力升高、视吸水指数下降，见到了明显的调剖效果。截止2019年4月已累计注入0.08PV，15口调剖井的注入压力上升0～4.8MPa，平均上升2.0MPa，其中低压井压力平均上升2.8MPa，中压井压力平均上升0.1MPa，高压井压力平均上升0.9MPa，具体结果见表4。
表4下二门H2Ⅳ油组二次聚驱前PPG非均相段塞调剖压力变化
应用例3吸水剖面改善
粘弹性颗粒PPG非均相段塞调剖过程中，强吸水层段被封堵或得到抑制，弱吸水和不吸水的层段得以改善或启动，说明调剖井的吸水剖面得到明显改善，抑制或封堵了原来的高渗透渗流优势通道和窜流通道，达到了调整纵向非均质性、减缓层间矛盾的效果。
下二门H2Ⅳ油组二次聚驱前PPG颗粒调剖过程中，注入井的吸水剖面得到改善。在15口调剖井可对比的9口中有3口井(下T5-231、F5-232X1、T5-2315X1)剖面吸水剖面得到明显改善，如图3-图8所示，相对均匀，高渗透层被抑制，启动了中低渗透层。
从3口井的吸水剖面可以明显看出，粘弹性颗粒PPG调剖中调剖井的吸水剖面得到明显改善。强吸水层段被封堵或得到抑制，弱吸水和不吸水的层段得以改善或启动，吸水剖面变得相对均匀。如F5-232X1井原来的强吸水层段Ⅳ4(4-5)层段得到抑制，吸水强度从10.6m3/d.m减小为3.8m3/d.m，原来吸水差的层段Ⅳ2(4-5)段和Ⅳ4(1-2)层得到了明显变好(图3与图4)；T5-231井原来的强吸水层段Ⅳ4(1-2)段得到了抑制，吸水强度从11.7m3/d.m变为不吸，原来吸水差的层段Ⅳ6(5-6)层段得到了明显改善(图5与图6)；T5-2315X1井原来的强吸水层段Ⅳ6(5-6)段得到了抑制，吸水强度从10.4m3/d.m减小为8.1m3/d.m，原来不吸水的层段Ⅳ1(2-3)层段得到了明显动用(图7与图8)。
应用例4采用非均相调剖后采油井生产动态评价
整体深度调剖作为确保和改善化学驱效果的一项重要配套技术，应以化学驱的现场生产动态和实际效果作为调剖效果的最终评价指标。如果整体深度调剖后，对应采油井的生产动态变好、产聚浓度降低、化学驱的开采曲线与预测曲线相吻合或实际效果好于预测效果，则整体深度调剖是有效的。
如图9所示，2018年9月1日开始调剖，调剖配方为聚合物：PPG的干粉配比为3：2，适合下二门H2Ⅳ油组油藏条件的粘弹性颗粒PPG+聚合物的非均相调驱体系的合理配方为聚合物1500-1000+PPG1000-670mg/L，各油井的具体配方见表3，考虑到H2Ⅳ油组存在高渗透、强吸水层段和大孔道，前缘段塞粘弹性颗粒PPG非均相调剖采用二级段塞设计：80％Ⅱ型PPG前缘段塞主体+20％Ⅲ型PPG前缘段塞后尾。2018年10月开始见效，产油量明显上升，含水率持续下降，区块日产油量呈现上升趋势，日产油呈现上升趋势，整个化学驱区块的生产动态变好，表明PPG非均相调驱体系调剖有效，确保了化学驱的现场效果。2019年5月与2018年6月相比，日产油从28.9吨上升至52.9吨，含水从97.9％下降至96.4％，下降了1.5％，对应采油井见效快，由图10可以明显看出，现场生产动态好于数值模拟预测曲线。
Claims (8)
1.一种适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，包括以下步骤：向非均质油藏中注入至少两级非均相段塞，所述非均相段塞包括聚合物和粘弹性颗粒，不同级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径不同。
2.根据权利要求1所述的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，所述非均相段塞中，聚合物的浓度为1000-1500mg/L，所述聚合物和粘弹性颗粒的浓度比为(1-3)：(1-2)。
3.根据权利要求1或2所述的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，向非均质油藏中注入两级非均相段塞，第一级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径大于第二级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径，第一级非均相段塞、第二级非均相段塞的体积比为1:1-2:1。
4.根据权利要求3所述的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，所述第一级非均相段塞、第二级非均相段塞中聚合物和粘弹性颗粒的浓度比相等，均为1:1-3:2。
5.根据权利要求1或2所述的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，向非均质油藏中注入两级非均相段塞，第一级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径小于第二级非均相段塞中粘弹性颗粒的粒径，第一级非均相段塞、第二级非均相段塞的体积比为(50-80):(50-20)。
6.根据权利要求5所述的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，所述第一级非均相段塞、第二级非均相段塞中聚合物和粘弹性颗粒的浓度比均为1:1-3:2。
7.根据权利要求1所述的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，粘弹性颗粒包括10-50目的大颗粒和50-150目的小颗粒。
8.根据权利要求7所述的适用于聚驱后非均质油藏的调剖方法，其特征在于，所述非均质油藏所在地层的低渗透率范围为0.6-2μm2，孔喉半径范围为16-40μm。
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