CN113969761A - 一种特高含水油藏周期调驱方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种特高含水油藏周期调驱方法，该调驱方法包括：当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，依次交替注入调驱液和水，进行周期调驱。本发明的调驱方法能够改变液流方向，扩大注入水的波及范围，将原来未波及的原油采出，从而提高原油采收率，降低产出液含水率，提高注入水的利用率。

Description

一种特高含水油藏周期调驱方法
技术领域
本发明属于石油开发技术领域，更具体地，涉及一种特高含水油藏周期调驱方法。
背景技术
国内油田储层原始非均质性较为严重，加之长期水驱的开发特性，以及后期某些作业、生产措施失误等原因，水流优势通道、高渗透条带明显发育，众多的室内及矿场动静态研究成果对此予以了充分证实。日益加剧的层内、平面矛盾导致注水低效无效循环严重，如中国石油1999--2008年10年间，年注水量增加近2亿m3，产油量基本未变，水驱采收率大幅降低。
20世纪80年代以来，调驱技术不断发展，在油田不同开发阶段发挥着重要作用，一直是油田改善注水开发效果，实现稳产的有效技术手段。在不断提升的技术理念指导下，多种新型化学体系不断得以应用。从时间上大体经历了4个阶段：(1)70年代以前，主要是水泥、树脂、水玻璃/氯化钙等，主要作用机理为物理堆积堵塞地层；(2)70、80年代，以聚合物强凝胶堵剂为主，作用机理多为通过成胶、聚集等堵塞机制封堵水流通道，进而调整近井地层吸水及产液剖面；(3)90年代，将井组、区块作为处理对象进行综合治理，化学体系以聚合物弱凝胶体系作为重点；(4)2000年以后，适应深部液流转向作业规模更大、时间更长的需要，体膨颗粒、小粒径微球等得到发展；此外还有泡沫、乳化稠油、含油污泥、微生物类等化学体系。适应于不同工艺需要、油藏条件的多种化学体系的研发和使用有效促进了调驱技术的发展与进步。
我国东部油田多数为水驱开发，到了高含水期，存在注入水波及范围小，注入水利用率低的问题，尤其是到了特高含水期，注入水无效循环严重。目前，调驱技术是解决这一问题的有效措施，一般多采用一次性少剂量调驱措施，但是该种措施的效果有限；或者采用一次性大剂量调驱措施，但是该种措施的投入大、效益不理想。目前所应用的调驱剂较多，如聚合物微乳液(CN101412784、CN104277175A)、聚丙烯酰胺类纳米微球(CN101759838A、CN101619118)、乳化树脂(CN1560184)、无机凝胶(CN101747883A)、交联聚合物(CN102965093A)、微凝胶(CN1031135198B)等。在多种调驱技术中，体膨颗粒得以规模应用。体膨颗粒通过颗粒吸水体膨、变形运移，提高水驱波及体积，改善水驱效果。根据对大庆、长庆、新疆和中原等油田的不完全统计，矿场实施的569个井组累计增油89.97万t，获经济效益10.04亿元，效果明显。但随着开发程度的加深，综合含水越来越高，以往简单的利用仅含有体膨颗粒的调驱液进行单次调驱所取得的效果越来越差，高含水后期，油藏内部矛盾进一步复杂化。
发明内容
本发明的目的是解决现有技术存在的问题，提供一种用于特高含水油藏水驱周期性调驱的方法。通过该方法可以改变液流方向，扩大注入水的波及范围，将原来未波及的原油采出，从而提高原油采收率，降低产出液含水率，提高注入水的利用率。
为了实现上述目的，本发明提供了一种特高含水油藏周期调驱方法，该调驱方法包括：
当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，依次交替注入调驱液和水，进行周期调驱。
优选地，所述调驱方法包括：
(1)当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，注入调驱液；
(2)当达到条件1和/或条件2时，停止注调驱液，转注水；其中，条件1为在调驱液的注入速度与措施前一个月的注水速度相同的条件下，调驱液的注入压力较措施前一个月平均注水压力增加3Mpa；条件2为在调驱液的注入速度与措施前一个月注水速度相同的条件下，调驱液的注入压力较措施前一个月平均注水压力增加10-20％；
(3)当达到条件3至条件5中任一条件时，停止注水，转注调驱液；其中，条件3为水驱注入压力降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率未增加时，可一直注水直至产出液含水率升高至超过98％；条件4为水驱注入压力低于距离本次注水最近一个月的平均注水压力的80％；条件5为注水压力未降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率持续上升至98％以上；
(4)重复步骤(2)和(3)。
优选地，以所述调驱液的总重量计，所述调驱液包括：聚合物0.1-0.5wt％，预交联体膨颗粒0.01-5wt％，余量为水。
本发明中，预交联体膨颗粒优选为0.1-0.5wt％。
优选地，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺、非离子聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺和添加其它功能基团的丙烯酰胺类聚合物中的至少一种。
优选地，所述聚合物的粘均分子量大于1500万。
优选地，所述预交联体膨颗粒由如下方法制得：在保护气体存在下，将丙烯酰胺、丙烯酸钠、过硫酸铵、亚硫酸氢钠、N，N-亚甲基双丙烯酰胺、气相纳米二氧化硅和水进行聚合反应，然后烘干造粒，得到所述预交联体膨颗粒。
优选地，以制备所述预交联体膨颗粒各原料的总重量计，所述丙烯酰胺的用量为20-50wt％、丙烯酸钠的用量为2-10wt％、过硫酸铵的用量为0.05-0.5wt％、亚硫酸氢钠的用量为0.05-0.5wt％、N，N-亚甲基双丙烯酰胺的用量为0.05-0.8wt％、气相纳米二氧化硅的用量为0.2-2wt％、余量为水；
所述保护气体为氮气。
优选地，所述聚合反应的温度为30-60℃，时间为3-6h。
优选地，所述预交联体膨颗粒的平均粒径为5-5000μm。
优选地，所述水为油田回注水。
本发明的技术方案具有如下有益效果：
本发明的调驱方法能够改变液流方向，扩大注入水的波及范围，将原来未波及的原油采出，从而提高原油采收率，降低产出液含水率，提高注入水的利用率。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施方式中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1-2示出了非均质油藏水驱开发过程中注水过程。
图3-6示出了根据本发明的特高含水油藏周期调驱方法的驱油原理示意图。
其中，图1-6中，黑色区域代表调驱液存在区域。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本发明提供了一种特高含水油藏周期调驱方法，该调驱方法包括：
当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，依次交替注入调驱液和水，进行周期调驱。
本发明中，本发明所述调驱方法为在注水井交替注入高粘度调驱液、水，使调驱液段塞呈活塞状推进，提高水驱效率。实施过程中，调驱液中的预交联凝胶颗粒在大孔道中滞留并缓慢运移，聚合物水溶液段塞整体向前推进。
本发明的调驱方法包括：通过注水井向油藏注入调驱液，待吸水剖面得到调整后，转注水驱；水驱一段时间后开展新一轮次调驱。每个调驱轮次包括两个阶段：第一阶段注调驱液，第二阶段注水。每一个轮次表示一个调驱周期。
本发明中，所述特高含水油藏为采油井产液含水率在95％以上的油藏。
根据本发明，优选地，所述调驱方法包括：
(1)当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，注入调驱液；
(2)当达到条件1和/或条件2时，停止注调驱液，转注水；其中，条件1为在调驱液的注入速度与措施前一个月的注水速度相同的条件下，调驱液的注入压力较措施前一个月平均注水压力增加3Mpa；条件2为在调驱液的注入速度与措施前一个月注水速度相同的条件下，调驱液的注入压力较措施前一个月平均注水压力增加10-20％；
(3)当达到条件3至条件5中任一条件时，停止注水，转注调驱液；其中，条件3为水驱注入压力降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率未增加时，可一直注水直至产出液含水率升高至超过98％；条件4为水驱注入压力低于距离本次注水最近一个月的平均注水压力的80％；条件5为注水压力未降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率持续上升至98％以上；
(4)重复步骤(2)和(3)。
本发明中，步骤(3)的条件5中，产出液含水率持续上升至98％以上是指产出液含水率持续上升至98％，或者指产出液含水率持续上升至大于98％的数值。
本发明中，水驱注入压力降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力是指当水驱注入压力降至上一轮次中的水驱阶段的平均注水压力，其中，每个调驱轮次包括两个阶段：第一阶段注调驱液，第二阶段注水。
本发明中，重复步骤直至以下三种情况中的至少一种发生时终止；
(1)油藏生产制度调整；(2)油藏投入产出比大于0.8；(3)吨聚换油率低于20t/t。
本发明中，所述油藏生产制度调整包括：注采井网调整或者注采层系调整等。
根据本发明，优选地，以所述调驱液的总重量计，所述调驱液包括：聚合物0.1-0.5wt％，预交联体膨颗粒0.01-5wt％，余量为水。
本发明中，预交联体膨颗粒进一步优选为0.1-0.5wt％。
本发明中，聚合物优选为聚合物粉剂。
根据本发明，优选地，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺、非离子聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺和添加其它功能基团的丙烯酰胺类聚合物中的至少一种。
根据本发明，优选地，所述聚合物的粘均分子量大于1500万。
本发明中，所述的预交联体膨颗粒可以自市场购得或者自制获得，优选地，所述预交联体膨颗粒由如下方法制得：在保护气体存在下，将丙烯酰胺、丙烯酸钠、过硫酸铵、亚硫酸氢钠、N，N-亚甲基双丙烯酰胺、气相纳米二氧化硅和水进行聚合反应，然后烘干造粒，得到所述预交联体膨颗粒。
根据本发明，优选地，以制备所述预交联体膨颗粒各原料的总重量计，所述丙烯酰胺的用量为20-50wt％、丙烯酸钠的用量为2-10wt％、过硫酸铵的用量为0.05-0.5wt％、亚硫酸氢钠的用量为0.05-0.5wt％、N，N-亚甲基双丙烯酰胺的用量为0.05-0.8wt％、气相纳米二氧化硅的用量为0.2-2wt％、余量为水；
所述保护气体为氮气。
根据本发明，优选地，所述聚合反应的温度为30-60℃，时间为3-6h。
根据本发明，优选地，所述预交联体膨颗粒的平均粒径为5-5000μm。
本发明中，根据油藏孔喉尺寸，优选地，所述预交联体膨颗粒的粒径为目标油藏孔喉直径的1/6-1/3。
本发明中，所述调驱液的配制方法优选为：将称量好的聚合物缓慢分散在搅拌状态下的称量好的水中，至聚合物完全溶解；将称量好的预交联体膨颗粒分散在溶解好的聚合物溶液中。
根据本发明，优选地，所述水为油田回注水。
本发明中，本发明的调驱方法的实现如附图所示，图中A层为相对高渗透层，B层为相对低渗透层。在长期注水条件下，注入水主要流经相对高渗透的A层，而对相对渗透率低的B层很难驱扫到(图1)。
向储层中注入，调驱体系(图2)，同时控制注入压力，使调驱剂尽可能多的注入到A层(图3)，在注入压力升高、调驱剂可能进入相对低渗透层时，改注水驱，注入水进入B层驱替原油(图4)并绕流至A层。再次注入调驱剂，调驱剂一部分进入A层，一部分进入B层，并将先前注入A层的调驱剂向前推进(图5)。改注水，将A、B层的调驱剂段塞均向前推移，由于渗透率差异，A层调驱剂段塞向前推动距离更大些，然后注入水绕至B层驱扫并再度绕回A层(图6)。重复以上步骤(图3-图6)，实现注入的调驱剂段塞不断被向前推进，同时注入水在A、B层的交替绕流，驱替原来水驱未波及的原油，提高整体水驱采收率。
以下通过实施例进一步说明本发明：
以下各实施例所用预交联体膨颗粒的平均粒径为100μm。所用预交联体膨颗粒的粒径为目标油藏孔喉直径的1/4；所用聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，为阴离子型聚合物，粘均分子量为2000万，购自北京恒聚化工集团有限责任公司，牌号为KYPAM。
以下各实施例所用预交联体膨颗粒的制备方法如下：在氮气存在下，将丙烯酰胺、丙烯酸钠、过硫酸铵、亚硫酸氢钠、N，N-亚甲基双丙烯酰胺、气相纳米二氧化硅和水进行聚合反应，然后烘干造粒，得到所述预交联体膨颗粒；其中，以制备所述预交联体膨颗粒各原料的总重量计，所述丙烯酰胺的用量为40wt％、丙烯酸钠的用量为2wt％、过硫酸铵的用量为0.1wt％、亚硫酸氢钠的用量为0.1wt％、N，N-亚甲基双丙烯酰胺的用量为0.4wt％、气相纳米二氧化硅的用量为0.5wt％、余量为水；所述聚合反应的温度为45℃，时间为5h。
以下各实施例和对比例驱替所用的水为油田回注水。
实施例1
本实施例用于特高含水油藏周期性调驱。
调驱液的配制，在1m3反应釜中加入995.5kg水，在搅拌条件下缓慢加入2.5kg聚合物，待聚合物全部溶解后，加入2kg预交联体膨颗粒，分散均匀后，即得到调驱液。
具体调驱过程为：(1)当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，注入调驱液；(2)在调驱液的注入速度与措施前一个月注水速度(3m3/h)相同的条件下，当注入压力较措施前一个月平均注水压力增加10％时，停止注调驱液，转注水；(3)当注水压力未降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率持续上升至含水98％以上时，停止注水，转注调驱液；(4)重复步骤(2)和(3)，直至生产制度调整。
以含水率降低、产油量上升作为考察措施效果的指标，根据地质模型应用Eclipse数值模拟软件对本实施例的措施效果进行预测，本实施例的措施效果预期降低含水率4个百分点，产油量提高20％。
实施例2
本实施例用于特高含水油藏周期性调驱。
调驱液的配制，在1m3反应釜中加入994.5kg水，在搅拌条件下缓慢加入2kg聚合物，待聚合物全部溶解后，加入3.5kg预交联体膨颗粒，分散均匀后，即得到调驱液。
具体调驱过程为：(1)当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，注入调驱液；(2)在调驱液的注入速度与措施前一个月注水速度(3m3/h)相同的条件下，当注入压力较措施前一个月平均注水压力增加10％时，停止注调驱液，转注水；(3)当注水压力未降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率持续上升至含水98％以上时，停止注水，转注调驱液；(4)重复步骤(2)和(3)，直至生产制度调整。
以含水率降低、产油量上升作为考察措施效果的指标，根据地质模型应用Eclipse数值模拟软件对本实施例的措施效果进行预测，本实施例的措施效果预期降低含水率3个百分点，产油量提高15％。
对比例
当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，仍然采用持续水驱，注水量3m3/h。
根据地质模型应用Eclipse数值模拟软件对本对比例的水驱的措施效果进行预测，本对比例的水驱的措施效果预期产油量递减，年递减率为10％。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。

Claims (10)

1.一种特高含水油藏周期调驱方法，其特征在于，该调驱方法包括：当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，依次交替注入调驱液和水，进行周期调驱。
2.根据权利要求1所述的调驱方法，其中，所述调驱方法包括：
(1)当水驱油藏的产出液的含水率达到95％以上时，注入调驱液；
(2)当达到条件1和/或条件2时，停止注调驱液，转注水；其中，条件1为在调驱液的注入速度与措施前一个月的注水速度相同的条件下，调驱液的注入压力较措施前一个月平均注水压力增加3Mpa；条件2为在调驱液的注入速度与措施前一个月注水速度相同的条件下，调驱液的注入压力较措施前一个月平均注水压力增加10-20％；
(3)当达到条件3至条件5中任一条件时，停止注水，转注调驱液；其中，条件3为水驱注入压力降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率未增加时，可一直注水直至产出液含水率升高至超过98％；条件4为水驱注入压力低于距离本次注水最近一个月的平均注水压力的80％；条件5为注水压力未降至距离本次注水最近一个月的平均注水压力，但产出液含水率持续上升至98％以上；
(4)重复步骤(2)和(3)。
3.根据权利要求1或2所述的调驱方法，其中，以所述调驱液的总重量计，所述调驱液包括：聚合物0.1-0.5wt％，预交联体膨颗粒0.01-5wt％，余量为水。
4.根据权利要求3所述的调驱方法，其中，所述聚合物为部分水解聚丙烯酰胺、非离子聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺和添加其它功能基团的丙烯酰胺类聚合物中的至少一种。
5.根据权利要求3所述的调驱方法，其中，所述聚合物的粘均分子量大于1500万。
6.根据权利要求3所述的调驱方法，其中，所述预交联体膨颗粒由如下方法制得：在保护气体存在下，将丙烯酰胺、丙烯酸钠、过硫酸铵、亚硫酸氢钠、N，N-亚甲基双丙烯酰胺、气相纳米二氧化硅和水进行聚合反应，然后烘干造粒，得到所述预交联体膨颗粒。
7.根据权利要求6所述的调驱方法，其中，以制备所述预交联体膨颗粒各原料的总重量计，所述丙烯酰胺的用量为20-50wt％、丙烯酸钠的用量为2-10wt％、过硫酸铵的用量为0.05-0.5wt％、亚硫酸氢钠的用量为0.05-0.5wt％、N，N-亚甲基双丙烯酰胺的用量为0.05-0.8wt％、气相纳米二氧化硅的用量为0.2-2wt％、余量为水；
所述保护气体为氮气。
8.根据权利要求6所述的调驱方法，其中，所述聚合反应的温度为30-60℃，时间为3-6h。
9.根据权利要求3所述的调驱方法，其中，所述预交联体膨颗粒的平均粒径为5-5000μm。
10.根据权利要求1或2所述的调驱方法，其中，所述水为油田回注水。
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