CN114622861A - 一种地层原位自乳化复合堵调方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种地层原位自乳化复合堵调方法，涉及油气田开发技术领域，包括以下步骤：S1：向地层中注入原位乳化增黏体系前置段塞；S2：向地层中注入原位乳化增黏体系主体段塞；S3：向地层中注入原位乳化增黏体系保护段塞；S4：向地层中注入原位乳化增黏体系后置段塞；S5：向地层中注入顶替段塞。该方法中的前置段塞、主体段塞、保护段塞、后置段塞和顶替段塞均采用不同浓度的原位乳化增粘体系，适用于高矿化、高温、高含水油井的驱油。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种地层原位自乳化复合堵调方法。
背景技术
我国已开发或探明的油气田主要为陆相沉积型油田，储层渗透率差异大，非均质性强。随着油田开发的深入，水驱含水率上升速度加快，水驱效率低下。水驱采油后期，仍有60％～70％的原始石油储存在油层中。因此如何提高剩余油的采收率是高含水油田增产稳产的关键。储集层非均质性是影响高温高盐油藏高效开发的主要因素之一，要改善高温高盐油藏中后期水驱开发效果首先需要调控地层的非均质性。但高温高盐油藏埋藏深、温度高、地层水矿化度高的复杂条件成为改善储集层非均质性面临的技术难点。针对高温高盐油藏以聚合物为代表的改善水驱技术不适合在高温(＞90℃)高盐油藏应用的问题，有学者提出了乳化增黏型驱油体系，该体系在一定剪切条件与原油快速形成油外相乳状液，油外相乳状液的粒径较大，具有动力学稳定而热力学不稳定的特征，易于破乳，从而在高水油时黏度高于原油。
专利CN110079291A报道了一种含高相变点原位乳化增黏体系，由以下组分按重量百分比组成：水溶性表面活性剂0.2-0.5％，油溶性表面活性剂0.2-1.5％，亲油性胶态粒子0.02-0.5％，携带剂0.02-0.2％，其余为矿化水。水溶性表面活性剂为石油磺酸盐、椰油酰胺丙基甜菜碱、脂肪醇醚磺酸盐、烷醇酰胺、烷基糖苷的一种或组合，油溶性表面活性剂为丙二醇单硬脂酸酯、脂肪酸甘油酯、聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯、聚氧乙烯脂肪醇醚、油酸二乙醇酰胺、十二胺、十八烷基伯胺、油酸钠、石油酸的一种或组合，亲油性胶态粒子为液体石蜡、石墨粉、笼型聚倍半硅氧烷的一种，携带剂为羧甲基-β-环糊精、壳聚糖季铵盐、壳聚糖盐酸盐、黄原胶、瓜尔胶的一种。该体系用于水驱油藏，能显著提升水驱稠油油藏的开发效果。专利CN106812509A报道了一种聚表二元驱油体系辅助二氧化碳吞吐的采油方法，属于提高原油采收率技术领域。该方法为：依次向油藏注入聚表二元驱油体系前置段塞、二氧化碳主体段塞、聚表二元驱油体系后置段塞、封堵剂段塞以及水；焖井预设时间后开井进行原油开采；聚表二元驱油体系前置段塞以及聚表二元驱油体系后置段塞包括以下质量百分比的组分：聚丙烯酰胺，0.10％～0.40％；十二烷基二甲基胺乙内酯与十六烷基三甲基溴化铵复配的表面活性剂，0.05％～0.20％；水，余量；封堵剂段塞包括以下质量百分比的组分：部分水解聚丙烯酰胺，0.25％～0.50％；交联剂，0.20％～0.50％；稳定剂：0.01％～0.03％；pH调节剂：0.01％～0.02％；水，余量。该方法能够合理控制流度比，提高洗油效率及二氧化碳利用率，提高采收率。
注水开发中、后期的油藏，受油水流度的不利影响，水沿着高渗透层指进，绕流通过高含油区域，大量的原油未波及，水驱采出程度低。据统计，我国陆上油田经过弹性能量采油和水驱采油，原油的采出程度不足40％。在这些高含水油田中，高温(高于90℃)高盐(地层水矿化度高于30000mg/L)Ⅲ类油藏占有相当大的比重，总探明地质储量超过80亿吨。针对超高温超高盐的地质特征和原油性质，亟需寻找一种高效驱油新技术。
发明内容
本发明针对现有技术存在的问题，提供了一种地层原位自乳化复合堵调方法。该方法中的前置段塞、主体段塞、保护段塞、后置段塞和顶替段塞均采用不同浓度的原位乳化增粘体系，适用于高矿化、高温、高含水油井的驱油。
为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
本发明提供了一种地层原位自乳化复合堵调方法，包括以下步骤：
S1：向地层中注入原位乳化增黏体系前置段塞；
S2：向地层中注入原位乳化增黏体系主体段塞；
S3：向地层中注入原位乳化增黏体系保护段塞；
S4：向地层中注入原位乳化增黏体系后置段塞；
S5：向地层中注入顶替段塞；
所述前置段塞、主体段塞、保护段塞和后置段塞均采用原位乳化增粘体系。
进一步地，步骤S1中所述前置段塞采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.6-0.8％、油溶性表面活性剂0.15-0.25％、亲油性胶态粒子0.01-0.05％、携带剂0.01-0.05％，其余为矿化水。
优选地，步骤S1中所述前置段塞采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.8％、油溶性表面活性剂0.2％、亲油性胶态粒子0.02％、携带剂0.02％，其余为矿化水。
进一步地，步骤S2中所述主体段塞采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.15-0.3％、油溶性表面活性剂1.3-1.8％、亲油性胶态粒子0.3-0.6％、携带剂0.08-0.15％，其余为矿化水。
优选地，步骤S2中所述主体段塞采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.2％、油溶性表面活性剂1.5％、亲油性胶态粒子0.5％、携带剂0.1％，其余为矿化水。
进一步地，步骤S3中所述保护段塞所采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.15-0.3％、油溶性表面活性剂1.4-1.6％、亲油性胶态粒子1.3-1.8％、携带剂0.2-0.3％，其余为矿化水。
优选地，步骤S3中所述保护段塞所采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.2％、油溶性表面活性剂1.5％、亲油性胶态粒子1.5％、携带剂0.2％，其余为矿化水。
进一步地，步骤S4中所述后置段塞所采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.9-1.2％、油溶性表面活性剂0.35-0.45％、亲油性胶态粒子0.3-0.6％、携带剂0.01-0.05％，其余为矿化水。
优选地，步骤S4中所述后置段塞所采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂1％、油溶性表面活性剂0.4％、亲油性胶态粒子0.5％、携带剂0.02％，其余为矿化水。
进一步地，步骤S5中所述顶替段塞为地层水。
进一步地，所述主体段塞采用的原位乳化增粘体系中还包括超临界二氧化碳。其中，超临界二氧化碳在主体段塞内使用的原位乳化增稠体系中的含量为0.005％。
进一步地，所述水溶性表面活性剂为：石油磺酸盐、椰油酰胺丙基甜菜碱、脂肪醇醚磺酸盐、烷醇酰胺和烷基糖苷中的一种或多种；所述油溶性表面活性剂为丙二醇单硬脂酸酯、脂肪酸甘油酯、聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯、聚氧乙烯脂肪醇醚、油酸二乙醇酰胺、十二胺、十八烷基伯胺、油酸钠和石油酸中的一种或多种；所述亲油性胶态粒子为液体石蜡、石墨粉和笼型聚倍半硅氧烷中的一种或多种；所述携带剂为羧甲基-β-环糊精、壳聚糖季铵盐、壳聚糖盐酸盐、黄原胶和瓜尔胶中的一种或多种。
本发明所取得的技术效果是：
(1)本发明公开的一种地层原位自乳化复合堵调方法采用原位乳化增粘体系注入，与原油相互作用原位生成水外相乳状液，并且动态演化为复合乳化体系驱替乳状液、乳状液驱替原油的近“活塞”驱替，适用于高矿化、高温、高含水油井的驱油。
(2)本发明公开的一种地层原位自乳化复合堵调方法还在原位乳化增粘体系中加入了超临界态二氧化碳，通过超临界二氧化碳在乳液中的流动性、气体的渗透性以及气泡在表面张力改变时产生的气爆作用，使乳化体系乳化不断发生、波及范围更广，驱油效果更好。原位乳化增粘体系中各物质之间相互促进协同，最终可使原油采收率提高33％，累计采收率达80％以上，一旦该体系的组成成分含量发生改变，将极大地影响到最终的采收率和累计采收率。
具体实施方式
针对塔河油藏的超高温(140℃)超高盐(22万，二价离子大于1万)地质特征和原油性质，研发深部原位自乳化调驱剂，利用自乳化剂与地层流体(地层水和原油)相互作用，原位乳化驱替介质，协同实现流度控制和超低界面张力洗油的高效驱油新技术。值得说明的是，本发明中使用的原料均为普通市售产品，因此对其来源不做具体限定。
实施例1
一种地层原位自乳化复合堵调方法，包括以下步骤：
S1：向地层中注入原位乳化增黏体系前置段塞；
S2：向地层中注入原位乳化增黏体系主体段塞；
S3：向地层中注入原位乳化增黏体系保护段塞；
S4：向地层中注入原位乳化增黏体系后置段塞；
S5：向地层中注入顶替段塞；
其中，前置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.8％、油溶性表面活性剂0.2％、亲油性胶态粒子0.02％、携带剂0.02％，其余为矿化水。
主体段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.2％、油溶性表面活性剂1.5％、亲油性胶态粒子0.5％、携带剂0.1％，其余为矿化水。
保护段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.2％、油溶性表面活性剂1.5％、亲油性胶态粒子1.5％、携带剂0.2％，其余为矿化水。
后置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂1％、油溶性表面活性剂0.4％、亲油性胶态粒子0.5％、携带剂0.02％，其余为矿化水。
以大港X单井为例，其注入段塞设计为：
| 步骤 | 实施内容 | 日注入量(方) | 注入时间(天)天 | 注入量(PV) |
| 1 | 前置段塞 | 120 | 10天 | 0.1 |
| 2 | 主体段塞 | 100 | 15天 | 0.15 |
| 3 | 保护段塞 | 120 | 15天 | 0.15 |
| 4 | 后置段塞 | 120 | 15天 | 0.15 |
| 5 | 顶替段塞 | 100 | 12天 | 0.05 |
段塞注入完成后，注入水，然后焖井20-50d，然后开井开采原油。
水驱至含水率为98％，原油采收率提高25％，累计采收率达80％以上。
实施例2
在主体段塞所采用的原位乳化增粘体系中添加超临界二氧化碳，超临界二氧化碳在主体段塞内使用的原位乳化增稠体系中的含量为0.005％，其注入速率为0.3mL/min。其余与实施例1基本相同。
段塞注入完成后，注入水，然后焖井20-50d，然后开井开采原油。
水驱至含水率为98％，原油采收率提高33％，累计采收率达80％以上。
实施例3
与实施例1的区别仅在于，前置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.6％、油溶性表面活性剂0.15％、亲油性胶态粒子0.01％、携带剂0.01％，其余为矿化水。
主体段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.15％、油溶性表面活性剂1.3％、亲油性胶态粒子0.3％、携带剂0.08％，其余为矿化水。
保护段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.15％、油溶性表面活性剂1.4％、亲油性胶态粒子1.3％、携带剂0.2％，其余为矿化水。
后置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.9％、油溶性表面活性剂0.35％、亲油性胶态粒子0.3％、携带剂0.01％，其余为矿化水。
水驱至含水率为98％，原油采收率提高22％，累计采收率达76％以上。
实施例4
与实施例1的区别仅在于，前置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.8％、油溶性表面活性剂0.25％、亲油性胶态粒子0.05％、携带剂0.05％，其余为矿化水。
主体段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.3％、油溶性表面活性剂1.8％、亲油性胶态粒子0.6％、携带剂0.15％，其余为矿化水。
保护段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.3％、油溶性表面活性剂1.6％、亲油性胶态粒子1.8％、携带剂0.3％，其余为矿化水。
后置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂1.2％、油溶性表面活性剂0.45％、亲油性胶态粒子0.6％、携带剂0.05％，其余为矿化水。
水驱至含水率为98％，原油采收率提高24％，累计采收率达79％以上。
对比例1
与实施例1的区别仅在于，其中，前置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.5％、油溶性表面活性剂0.3％、亲油性胶态粒子0.008％、携带剂0.06％，其余为矿化水。
主体段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.1％、油溶性表面活性剂2％、亲油性胶态粒子0.2％、携带剂0.2％，其余为矿化水。
保护段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.1％、油溶性表面活性剂1.8％、亲油性胶态粒子1％、携带剂0.5％，其余为矿化水。
后置段塞所采用的原位乳化增粘体系包括水溶性表面活性剂0.7％、油溶性表面活性剂0.5％、亲油性胶态粒子0.2％、携带剂0.6％，其余为矿化水。
水驱至含水率为98％，原油采收率提高15％，累计采收率最高为74％。
对比例2
与实施例1的区别仅在于，采用常规AEC(0.6wt％)聚氧乙烯醚磺酸盐作为驱替体系，其注入量与实施例1相同。
原油采收率提高13.7％，累计采收率最高为72.3％。
最后应当说明的是，以上内容仅用以说明本发明的技术方案，而非对本发明保护范围的限制，本领域的普通技术人员对本发明的技术方案进行的简单修改或者等同替换，均不脱离本发明技术方案的实质和范围。
Claims (10)
1.一种地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：包括以下步骤：
S1：向地层中注入原位乳化增黏体系前置段塞；
S2：向地层中注入原位乳化增黏体系主体段塞；
S3：向地层中注入原位乳化增黏体系保护段塞；
S4：向地层中注入原位乳化增黏体系后置段塞；
S5：向地层中注入顶替段塞；
所述前置段塞、主体段塞、保护段塞和后置段塞均采用原位乳化增粘体系。
2.根据权利要求1所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：步骤S1中所述前置段塞采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.6-0.8％、油溶性表面活性剂0.15-0.25％、亲油性胶态粒子0.01-0.05％、携带剂0.01-0.05％，其余为矿化水。
3.根据权利要求1所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：步骤S2中所述主体段塞采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.15-0.3％、油溶性表面活性剂1.3-1.8％、亲油性胶态粒子0.3-0.6％、携带剂0.08-0.15％，其余为矿化水。
4.根据权利要求1所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：步骤S3中所述保护段塞所采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.15-0.3％、油溶性表面活性剂1.4-1.6％、亲油性胶态粒子1.3-1.8％、携带剂0.2-0.3％，其余为矿化水。
5.根据权利要求1所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：步骤S4中所述后置段塞所采用的原位乳化增粘体系按重量百分比计包括：水溶性表面活性剂0.9-1.2％、油溶性表面活性剂0.35-0.45％、亲油性胶态粒子0.3-0.6％、携带剂0.01-0.05％，其余为矿化水。
6.根据权利要求3所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：所述主体段塞采用的原位乳化增粘体系中还包括超临界二氧化碳。
7.根据权利要求2-5任一项所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：所述水溶性表面活性剂为：石油磺酸盐、椰油酰胺丙基甜菜碱、脂肪醇醚磺酸盐、烷醇酰胺和烷基糖苷中的一种或多种。
8.根据权利要求2-5任一项所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：所述油溶性表面活性剂为丙二醇单硬脂酸酯、脂肪酸甘油酯、聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯、聚氧乙烯脂肪醇醚、油酸二乙醇酰胺、十二胺、十八烷基伯胺、油酸钠和石油酸中的一种或多种。
9.根据权利要求2-5任一项所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：所述亲油性胶态粒子为液体石蜡、石墨粉和笼型聚倍半硅氧烷中的一种或多种。
10.根据权利要求2-5任一项所述的地层原位自乳化复合堵调方法，其特征在于：所述携带剂为羧甲基-β-环糊精、壳聚糖季铵盐、壳聚糖盐酸盐、黄原胶和瓜尔胶中的一种或多种。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011472330.2A CN114622861A (zh) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | 一种地层原位自乳化复合堵调方法 |
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| CN114622861A true CN114622861A (zh) | 2022-06-14 |
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| CN202011472330.2A Pending CN114622861A (zh) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | 一种地层原位自乳化复合堵调方法 |
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| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114622861A (zh) |
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- 2020-12-14 CN CN202011472330.2A patent/CN114622861A/zh active Pending
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