CN112081566B - 一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法及设备 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，方法为：1、将隔离液泵入井筒,避免主剂与井筒内含钙镁离子水溶液发生化学反应生成无机凝胶堵塞井筒；2、将隔离液泵入带搅拌罐中配制高浓度主剂溶液，利用点滴泵在线将高浓度溶液添加到高压注水管线中，经静态混合器后形成目标浓度主剂溶液；3、设计主剂和助剂注入浓度和段塞组合方式：“主剂段塞+隔离液段塞+助剂段塞+隔离液段塞”；4、依据油藏地质特征和注入井生产现状，确定上述段塞组合注入轮次。注入设备包括软化水装置、注入泵、控制器、进料斗、加热搅拌罐、点滴泵、静态混合器和电磁阀。实现油田无机凝胶调驱施工长期、高效和稳定运行。
Description
技术领域：
本发明属于油藏开发技术领域，具体涉及一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法及设备。
背景技术：
无机凝胶体系包括主剂A(Na2O·mSiO2和NaOH中一种或两种为主要原料经特殊工艺合成的复合硅酸盐)及可选助剂B(Ca2+和Mg2+等成垢离子)，二者就地生成复合硅酸盐无机凝胶，由于其具有良好传输运移能力，能够达到油藏深部，实现深部液流转向目的，并且可以在高温高盐环境中长期保持封堵性能，适用于高温(30℃～200℃)、高矿化度(1～25×104mg/L)和高成垢离子(Ca2+和Mg2+大于500mg/L)油藏施工。自2006年起，该技术在我国塔里木、大港、青海、胜利以及挪威Statoil GF等油田开展了多井组深部调驱现场试验，油藏温度范围在80℃～150℃，调驱后注水压力普遍上升，对于CaCl2水型无需外加助剂，大幅度降低调驱药剂成本。尽管无机凝胶调驱技术矿场试验取得了较好增油降水效果，但还未达到区块整体大幅度提高采收率目的，主要原因在于现有无机凝胶矿场施工时，多使用泵车注入药剂，设备租赁以及人员操作等费用导致单井施工成本较高，为了节约施工成本和时间，矿场试验药剂浓度和注入速度均较高，这极易造成无机凝胶反应发生在注入井附近区域，引起后续药剂注入困难，限制了施工规模。因此，建立一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法对于提高油田调驱技术效果，实现油田调驱施工大规模、长期、高效和稳定运行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无机凝胶调驱剂在线注入方法及设备，利用油田现有注水系统和设备，采用在线点滴加药剂方式，形成一套油田无机凝胶调驱即在线注入工艺，这减少设备购置、运行和人工管理费用，实现油田无机凝胶调驱施工长期、高效和稳定运行。
本发明采用的技术方案为：一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：
步骤一、利用油田现有注水系统和设备，采用在线点滴加药剂方式，实现油田无机凝胶组成药剂在线注入；首先，将隔离液(不含或略含钙镁离子水溶液)泵入井筒,避免主剂(Na2O·mSiO2溶液)与井筒内含钙镁离子水溶液发生化学反应生成无机凝胶堵塞井筒；
步骤二、将隔离液(不含或略含钙镁离子水溶液)泵入带加热搅拌罐中配制高浓度主剂Na2O·mSiO2溶液，利用点滴泵在线将高浓度Na2O·mSiO2溶液添加到高压注水管线中，经静态混合器后形成目标浓度主剂Na2O·mSiO2溶液；
步骤三、设计主剂和助剂注入浓度和段塞组合方式：“主剂(Na2O·mSiO2溶液)段塞+隔离液(不含或略含钙镁离子水溶液)段塞+助剂(含钙镁离子水溶液)段塞+隔离液段塞”；
步骤四、依据油藏地质特征和注入井生产现状，确定上述段塞组合注入轮次,形成一套油田在线无机凝胶调驱注入工艺，这减少设备购置、运行和人工管理费用，实现油田无机凝胶调驱施工大规模、长期、高效和稳定运行。
进一步地，所述隔离液为不含钙镁离子的水溶液，或Ca2+含量低于40mg/L的水溶液，或Mg2+含量低于30mg/L的水溶液。
进一步地，所述目标浓度主剂Na2O·mSiO2的模数为1～3.2，主剂Na2O·mSiO2的溶解温度为25℃～65℃。
进一步地，所述目标浓度主剂Na2O·mSiO2溶液浓度为0.18％～1.10％，高浓度主剂Na2O·mSiO2溶液浓度为7.2％～31.34％。
进一步地，所述助剂为含钙镁离子水溶液，溶液中Ca2+含量高于700mg/L或Mg2+含量高于500mg/L。
进一步地，所述无机凝胶调驱剂为主剂(Na2O·mSiO2溶液)与助剂(含钙镁离子水溶液)反应生成的CaSiO3凝胶和MgSiO3凝胶混合物。
进一步地，所述首轮次隔离液注入体积为3-5倍井筒体积，注入轮次为4-12次。
进一步地，所述主剂的注入压力为P2＝(0.4～0.6)×P1，助剂和隔离液的注入压力为P3＝(1.2～1.4)×P1，P1为水井正常注入压力。
进一步地，所述主剂的浓度递增值为0.06％～0.19％。
进一步地，实现所述注入方法的注入设备包括软化水装置、注入泵、控制器、进料斗、加热搅拌罐、点滴泵、静态混合器和电磁阀；所述软化水装置的进水管通过三通与注入管线连通，其出水管通过三通与注入泵的进水管连通，软化水装置并联有旁通管；注入泵的出水管通过三通与加热搅拌罐的进料管连通，加热搅拌罐的出料管与点滴泵的进液管连通，加热搅拌罐的顶端设有进料斗，所述点滴泵的出液管与静态混合器的进口连通，静态混合器的出口通过三通与井口连通，该三通与注入泵出水管的三通之间连通有旁通管；所述电磁阀设置于井口和静态混合器、点滴泵和加热搅拌罐、加热搅拌罐和注入泵、注入泵和软化水装置的连通管以及两个旁通管上；所述控制器分别与软化水装置、注入泵、加热搅拌罐、点滴泵、静态混合器和电磁阀电连接。
本发明的有益效果：提供了一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法及设备，利用油田现有注水系统和设备，采用在线点滴加药剂方式，形成一套油田无机凝胶调驱即在线注入工艺，这减少设备购置、运行和人工管理费用，实现油田无机凝胶调驱施工长期、高效和稳定运行。
附图说明：
图1是实施例一中“分注分采”岩心的结构示意图；
图2是实施例一中是“分注分采”岩心注入压力与PV数关系；
图3是实施例一中“分注分采”岩心含水率与PV数关系；
图4是实施例一中“分注分采”岩心采收率与PV数关系；
图5是实施例一中“分注分采”岩心注入端分流率与PV数关系；
图6是实施例一中“分注分采”岩心采出端分流率与PV数关系；
图7是实施例一中“三管并联”岩心结构示意图；
图8是实施例二中是“三管并联”岩心注入压力与PV数关系；
图9是实施例二中是“三管并联”岩心含水率与PV数关系；
图10是实施例二中“三管并联”岩心采收率与PV数关系；
图11是实施例二中“三管并联”岩心采出端分流率与PV数关系；
图12是实施例三中注入设备的结构示意图。
具体实施方式：
实施例一
1、实验条件
(1)、实验药剂
主剂为硅酸钠Na2O·SiO2(分析纯)，由国药集团化学试剂有限公司生产，市场购买。
(2)实验用水
实验用水为地层水和模拟海水，离子组成见表1。
(3)岩心
实验岩心为“分注分采”层内非均质岩心，外部几何尺寸：高×宽×长＝4.5cm×4.5cm×30cm，岩心分为2个渗透层，K高、低＝800×10-3μm2、200×10-3μm2。岩心外观结构示意图见图1。
2、实验方案
方案1-1：①、“分注分采”岩心抽空饱和地层水，饱和油，计算含水含油饱和度；②、水驱至含水98％；③、药剂总段塞尺寸和组成：“0.012PV主剂(Na2O·SiO2，软化水)+0.03PV软化水+0.12PV海水+0.03PV软化水”，等分成6轮次交替注入，其中药剂注入速度为0.9mL/min，主剂浓度为0.37％；④、后续水驱至含水98％。
方案1-2：①、“分注分采”岩心抽空饱和地层水，饱和油，计算含水含油饱和度；②、水驱至含水98％；③、药剂总段塞尺寸和组成：“0.012PV主剂(Na2O·SiO2，软化水)+0.03PV软化水+0.12PV海水+0.03PV软化水”，等分成6轮次交替注入，其中主剂注入速度为0.6mL/min，其他药剂注入速度为0.9mL/min，主剂浓度为0.55％；④、后续水驱至含水98％。
方案1-3：①、“分注分采”岩心抽空饱和地层水，饱和油，计算含水含油饱和度；②、水驱至含水98％；③、药剂总段塞尺寸和组成：“0.012PV主剂(Na2O·SiO2，软化水)+0.03PV软化水+0.12PV海水+0.03PV软化水”，等分成6轮次交替注入，其中主剂注入速度为0.3mL/min，其他药剂注入速度为0.9mL/min，主剂浓度为1.10％；④、后续水驱至含水98％。
3、实验结果
(1)、采收率
主剂注入速度对无机凝胶调驱增油降水效果影响实验结果见表2。从表2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，因此，扩大波及体积效果较好。
(2)、动态特征
“分注分采”岩心注入压力、含水率、采收率与注入PV数关系曲线对比见图2～图4。从图2～图4可以看出，随主剂注入速度降低，尽管总体注入压力降低，但含水率降幅和采收率增幅增加，即调驱增油降水效果变好。
(3)分流率
“分注分采”岩心注入端和采出端分流率与注入PV数关系见图5和图6。
从图5和图6可以看出，随主剂注入速度减小，无论是注入端还是采出端，后续水驱阶段高渗透层分流率降低，低渗透层分流率增加。由此可见，降低主剂注入速度可以改善液流转向效果，提高采收率。
实施例二
1.实验条件
(1)、实验药剂
主剂为硅酸钠Na2O·SiO2(分析纯)，由国药集团化学试剂有限公司生产，市场购买。
(2)、实验用水
实验用水为地层水和模拟海水，离子组成见表1。
(3)岩心
实验岩心为“三管并联”岩心，由3块不同渗透率的均质岩心并联而成，外部几何尺寸：高×宽×长＝4.5cm×4.5cm×30cm，各岩心渗透率为K高、中、低＝2000×10-3μm2、200×10-3μm2、50×10-3μm2。岩心外观结构示意图见图7。
2.实验方案
方案2-1：①、“三管并联”岩心抽空饱和地层水，饱和油，计算含水含油饱和度；②、水驱至含水98％；③、药剂总段塞尺寸和组成：“0.012PV主剂(Na2O·SiO2，软化水)+0.03PV软化水+0.12PV海水+0.03PV软化水”，等分成6轮次交替注入，其中药剂注入速度为0.9mL/min，主剂浓度为0.37％；④、后续水驱至含水98％。
方案2-2：①、“三管并联”岩心抽空饱和地层水，饱和油，计算含水含油饱和度；②、水驱至含水98％；③、药剂总段塞尺寸和组成：“0.012PV主剂(Na2O·SiO2，软化水)+0.03PV软化水+0.12PV海水+0.03PV软化水”，等分成6轮次交替注入，其中主剂注入速度为0.6mL/min，其他药剂注入速度为0.9mL/min，主剂浓度为0.55％；④、后续水驱至含水98％。
方案2-3：①、“三管并联”岩心抽空饱和地层水，饱和油，计算含水含油饱和度；②、水驱至含水98％；③、药剂总段塞尺寸和组成：“0.012PV主剂(Na2O·SiO2，软化水)+0.03PV软化水+0.12PV海水+0.03PV软化水”，等分成6轮次交替注入，其中主剂注入速度为0.3mL/min，其他药剂注入速度为0.9mL/min，主剂浓度为1.10％；④、后续水驱至含水98％。
3.实验结果
(1)采收率
主剂注入速度对无机凝胶调驱增油降水效果影响实验结果见表3。从表3可以看出，随主剂注入速度降低，采收率增幅提高。机理分析认为，随主剂注入速度降低，注入压力减小，中低渗透层吸液压差减小，中低渗透层吸入主剂量降低，生成无机凝胶量减小，因而对中低渗透层吸液能力影响程度较小，采收率增幅较大。
(2)动态特征
“三管并联”岩心注入压力、含水率、采收率与注入PV数关系曲线对比见图8～图10。从图8～图10可以看出，随主剂注入速度降低，尽管总体注入压力降低，但含水率降幅和采收率增幅增加，即调驱增油降水效果变好。
(3)分流率
“三管并联”岩心分流率与注入PV数关系见图11。从图11可以看出，随主剂注入速度降低，调驱实验过程中高渗透层分流率降低，中低渗透层分流率增加，扩大波及体积效果提高，调驱效果变好。
实施例三
一种实现油田无机凝胶调驱剂在线注入方法的注入设备，该设备包括软化水装置1、注入泵2、控制器3、进料斗4、加热搅拌罐5、点滴泵6、静态混合器7和电磁阀9；所述软化水装置1的进水管通过三通与注入管线10连通，其出水管通过三通与注入泵2的进水管连通，软化水装置1并联有旁通管；注入泵2的出水管通过三通与加热搅拌罐5的进料管连通，加热搅拌罐5的出料管与点滴泵6的进液管连通，加热搅拌罐5的顶端设有进料斗4，所述点滴泵6的出液管与静态混合器7的进口连通，静态混合器7的出口通过三通与井口8连通，该三通与注入泵2出水管的三通之间连通有旁通管；所述电磁阀9设置于井口8和静态混合器7、点滴泵6和加热搅拌罐5、加热搅拌罐5和注入泵2、注入泵2和软化水装置1的连通管以及两个旁通管上；所述控制器3分别与软化水装置1、注入泵2、加热搅拌罐5、点滴泵6、静态混合器7和电磁阀9电连接。
首先，南海涠洲油田海水经由注入管线进入软化水装置，形成软化水，通过注入泵注入井口，驱替井筒内海水，避免主剂与井筒内海水发生化学反应生成无机凝胶堵塞井筒；其次，软化水再通过注入泵注入加热搅拌罐，主剂Na2O·mSiO2干粉通过进料斗进入加热搅拌罐，形成高浓度主剂Na2O·mSiO2溶液；再其次，利用点滴泵在线将高浓度Na2O·mSiO2溶液添加到高压注水管线中，与软化水通过静态混合器混合至目标浓度Na2O·mSiO2溶液注入井口；再其次，软化水作为隔离液通过注入泵注入井口；再其次，将海水通过注入泵注入井口；再其次，软化水作为隔离液通过注入泵注入井口，交替注入6轮次“隔离液(软化水)+主剂(Na2O·mSiO2溶液)+隔离液(软化水)+海水”。
一种实现油田无机凝胶调驱剂在线注入方法的注入设备，采取“隔离液→主剂(Na2O·SiO2溶液)→隔离液→海水”多轮次交替和在线注入方式，这可以提高无机凝胶在储层各个区域内分布均匀程度和减少中低渗透层污染程度，有利于无机凝胶深部运移和分布，实现更好深部液流转向效果，同时，一种实现油田无机凝胶调驱剂在线注入方法的注入设备，可以实现无机凝胶调驱长期、在线、大规模稳定施工，达到达到大幅度提高采收率目的。
南海涠洲油田调剖井推荐注入方案“隔离液(软化水)+主剂(软化水硅酸钠溶液)+隔离液(软化水)+海水”多段塞多轮次交替注入，调剖井施工工艺方案，各个段塞尺寸、药剂浓度和轮次设计见表4。
1、作业前准备工作
作业材料设备、药剂从拖轮吊上平台，设备检查试运转。
2、连接泵注流程
根据注入设备图，连接管线，保证试压不渗不漏。启动注入泵，泵注地层水，缓慢加压，测试电机是否工作正常，电机无异响，并测试其电压电流值在正常范围内为合格，测试注入泵是否工作正常。无异响，无震动且工作平稳为合格。
3、管线流程试压
使用清水对管汇流程进行水力试压，启泵后要缓慢加压，不刺不漏且不降为合格；
4、硅酸钠溶液制备
将硅酸钠从拖轮吊到平台，在搅拌罐中加入适量油田软化水，按照设计要求配制硅酸钠溶液，要求满足所需配液浓度，根据设计段塞硅酸钠液转运至搅拌罐：
(1)、第1轮次主剂的配制方法
在8m3配液罐中加水7m3，搅拌条件下逐渐均匀加入0.504t Na2O·SiO2，搅拌15min后制成7.2％Na2O·SiO2溶液，备用。第一轮次共注入30d，每天制备7m3。采用点滴泵以291.7升/小时速度将7m3 Na2O·SiO2溶液点滴加入到高压软化水注水管线中，经静态混合器混合后注入目的层。下同。
(2)、第2轮次主剂的配制方法
在8m3配液罐中加水7m3，搅拌条件下逐渐均匀加入1.036t Na2O·SiO2，搅拌15min制成14.8％Na2O·SiO2溶液，备用。第二轮次共注入30d，每天制备7m3。
(3)、第3轮次主剂的配制方法
在8m3配液罐中加水7m3，搅拌条件下逐渐均匀加入1.54t Na2O·SiO2，搅拌15min制成22％Na2O·SiO2溶液，备用。第三轮次共注入30d，每天制备7m3。
(4)、第4轮次主剂的配制方法
在8m3配液罐中加水7m3，搅拌条件下逐渐均匀加入1.46t Na2O·SiO2，搅拌15min制成20.86％Na2O·SiO2溶液，备用。第四轮次共注入42d，每天制备7m3。
(5)、第5轮次主剂的配制方法
在8m3配液罐中加水7m3，搅拌条件下逐渐均匀加入1.84t Na2O·SiO2，搅拌15min制成26.29％Na2O·SiO2溶液，备用。第五轮次共注入42d，每天制备7m3。
(6)、第6轮次主剂的配制方法
在8m3配液罐中加水7m3，搅拌条件下逐渐均匀加入2.2t Na2O·SiO2，搅拌15min制成31.43％Na2O·SiO2溶液，备用。第六轮次共注入42d，每天制备7m3。
5、挤注调驱液
按表4要求挤注压力和挤注排量挤注工作液，排量控制在8～25m3/h，可根据现场注入情况适当调整。
6、收拾场地，恢复井口
作业完成后，拆除泵注管线，恢复井口，交井油田恢复注水。整理作业场地，收整设备工具，打扫场地卫生，做到“工完、料尽、场地清”。
7、资料录取
施工过程中需录取挤注清洗液和调驱液的准确用量、关井反应时间以及挤注过程中的参数，包括：泵压、排量、日注量、累计注入量、累计药剂用量、起止时间、异常情况等。
表1溶剂水离子组成(mg/L)
表2“分注分采”岩心采收率实验数据
表3“三管并联”岩心采收率实验数据
表4挤注压力和挤注排量设计表
Claims (9)
1.一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：
步骤一、将隔离液泵入井筒 ,避免主剂与井筒内含钙镁离子水溶液发生化学反应生成无机凝胶堵塞井筒；
步骤二、将隔离液泵入带加热搅拌罐中，主剂N2O·mSiO2干粉通过进料斗进入加热搅拌罐，配制高浓度主剂N2O·mSiO2溶液，利用点滴泵在线将高浓度Na2O·mSiO2溶液添加到高压注水管线中，高浓度主剂N2O·mSiO2溶液被点滴泵泵入静态混合器，软化水通过注入泵泵入静态混合器，高浓度主剂N2O·mSiO2溶液与软化水在静态混合器混合后形成目标浓度主剂Na2O·mSiO2溶液；
步骤三、设计主剂和助剂注入浓度和段塞组合方式：“主剂段塞+隔离液段塞+助剂段塞+隔离液段塞”；
步骤四、依据油藏地质特征和注入井生产现状，确定上述段塞组合注入轮次 ,形成一套油田在线无机凝胶调驱注入工艺。
2.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述隔离液为不含钙镁离子的水溶液，或Ca2+含量低于40mg/L的水溶液，或Mg2+含量低于30mg/L的水溶液。
3.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述目标浓度主剂Na2O·mSiO2的模数为1～3.2，主剂Na2O·mSiO2的溶解温度为25℃～65℃。
4.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述目标浓度主剂Na2O·mSiO2溶液浓度为0.18％～1.10％，高浓度主剂Na2O·mSiO2溶液浓度为7.2％～31.34％。
5.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述助剂为含钙镁离子水溶液，溶液中Ca2+含量高于700mg/L或Mg2+含量高于500mg/L。
6.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述首轮次隔离液注入体积为3-5倍井筒体积，注入轮次为4-12次。
7.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述主剂的注入压力为P2＝(0.4～0.6)×P1，助剂和隔离液的注入压力为P3＝(1.2～1.4)×P1，P1为水井正常注入压力。
8.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：所述主剂的浓度递增值为0.06％～0.19％。
9.根据权利要求1所述的一种油田无机凝胶调驱剂在线注入方法，其特征在于：实现所述注入方法的注入设备包括软化水装置(1)、注入泵(2)、控制器(3)、进料斗(4)、加热搅拌罐(5)、点滴泵(6)、静态混合器(7)和电磁阀(9)；所述软化水装置(1)的进水管通过三通与注入管线(10)连通，其出水管通过三通与注入泵(2)的进水管连通，软化水装置(1)并联有旁通管；注入泵(2)的出水管通过三通与加热搅拌罐(5)的进料管连通，加热搅拌罐(5)的出料管与点滴泵(6)的进液管连通，加热搅拌罐(5)的顶端设有进料斗(4)，所述点滴泵(6)的出液管与静态混合器(7)的进口连通，静态混合器(7)的出口通过三通与井口(8)连通，该三通与注入泵(2)出水管的三通之间连通有旁通管；所述电磁阀(9)设置于井口(8)和静态混合器(7)、点滴泵(6)和加热搅拌罐(5)、加热搅拌罐(5)和注入泵(2)、注入泵(2)和软化水装置(1)的连通管以及两个旁通管上；所述控制器(3)分别与软化水装置(1)、注入泵(2)、加热搅拌罐(5)、点滴泵(6)、静态混合器(7)和电磁阀(9)电连接。
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