CN115075789A - 一种强非匀质油田非连续化学驱提高采收率的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种强非匀质油田非连续化学驱提高采收率的方法。本发明方法包括如下步骤：油田采用非连续化学驱通过合理接替组合，分别对储层中各小层进行采油；其中，所述非连续化学驱包括采用多种二次采油和/或三次采油。本发明能实现更高的采油速度和采收率，可大大缩短油田开发的时间，在最短的时间内获取最大的产量和经济效益。

Description

一种强非匀质油田非连续化学驱提高采收率的方法

技术领域

本发明属于石油天然气工业中的油气田开发领域，涉及一种强非匀质油田非连续化学驱提高采收率的方法。

背景技术

化学驱是一种在水驱基础上进一步提高原油采收率的技术。传统的化学驱基本都采取连续性注入模式来实施，即在水驱达到一定含水阶段后，开始按照方案持续注入化学药剂比如聚合物溶液，完成注入后开始转注水。因为聚合物溶液具有一定的粘弹性，可以在油藏中建立更高的阻力，可将一部分聚合物溶液和后续注入水“挤入”相对低渗层，从而提高扩大波及体积和驱油效率，整体提高原油采收率。但是，由于聚合物溶液在储层中各层位流动阻力的动态变化，会产生剖面返转现象，即高渗层吸水变多、低渗层吸水变少，这样就无法扩大波及体积，小层动用程度逐步降低，提高采收率幅度也随之而降低。另外，聚合物溶液自身的调剖能力有限，在优势渗流通道、裂缝等存在的情况下依靠聚合物体系自身难以有效遏制指进及窜流现象的发生，部分小层的动用比例和动用程度变低，甚至注聚后期小层的动用程度与水驱末期持平，致使聚合物体系低效、甚至无效循环。与陆上油田相比，海上油田存在井网完善程度较低、井距大、非均质性强、原油粘度大等问题，这些特征更为明显。

发明内容

本发明的目的是提供一种强非匀质油田非连续化学驱提高采收率的方法。

本发明针对连续化学驱过程中出现的这一系列问题，突破陆地油田和海上油田传统实施的“一种化学驱技术实施到底”的连续化学驱模式，提出非连续化学驱模式，即将调剖、调驱、化学驱油体系驱以及水驱等二次、三次采油技术按照一定的段塞组合方式优化应用，以达到最佳的协同作用效果。

非连续化学驱模式和技术中包含了多种化学体系，可以是均相的聚合物溶液，也可以是非均相体系，还包括强度更大的凝胶体系等。这些体系在储层中特性和作用不同，运移特征各异，比如凝胶体系强度比较大，可以进入大的孔喉，起到封堵作用；非均相体系中非连续相可以起到堵塞作用，而连续相则可以进入小的孔喉等。如果把这些体系加以合理组合，并确定相应的注入量和注入时机，就可以让运移阻力大的体系进入高渗层，运移阻力小的体系进入低渗层，从而把高低渗透层均衡动用，更大幅度提高采收率幅度。

本发明可以在油田开发全过程提高采油速度和采油效果，是一种油田开发的新模式，特别适合于海上油田的高效开发。通过技术理念、技术组合、接替时机等方面对油田高效开发新模式赋予新的思维、内涵和实现的途径，最终实现更高的采油速度和采收率，可大大缩短油田开发的时间，在最短的时间内获取最大的产量和经济效益。

为实现上述目的，本发明提供了一种强非匀质油田非连续化学驱提高采收率的方法，包括如下步骤：油田采用非连续化学驱通过合理接替组合，分别对储层中各小层进行采油；

其中，所述非连续化学驱包括采用多种二次采油和/或三次采油。

上述的方法中，所述的方法，包括如下步骤：

1)根据所述油田储层特征，确定各所述小层需要的所述非连续化学驱所用的驱油体系性能；

2)根据注入井与生产井动态特征，实时监测参数随时间变化的导数值；

3)根据各所述参数的导数值的突变点，确定接替段塞的合理接替时机，结合步骤1)，确定各所述小层所需的驱油体系以及开始注入的时机，进行采油；

4)根据步骤2)实施过程中的所述参数特征，重复步骤2)与步骤3)，直至油田生产开发达到经济极限。

本发明中，所述的方法步骤1)中非连续化学驱所用驱油体系的静态性能及在储层中的运移特性，进而的匹配关系。

上述的方法中，所述油田包括新油田和/或已投产油田，因此本发明方法不仅适用于新油田的开发设计，还适用于已投产油田的开发调整和持续提高采收率。

上述的方法中，当所述油田为新油田时，其渗透率为100～10000mD，渗透率级差小于50；

当所述油田为已投产油田时，其物性渗透率100～10000mD，渗透率级差小于100，采出程度不高于65％。

上述的方法中，对所述各小层采油的有效驱动压力为化学药剂能够有效驱动储层内流体的最小压力；

对所述各小层采油的有效驱动压力利用室内岩心驱替实验测试得到。

上述的方法中，所述非连续化学驱采用的药剂包括化学驱体系、调剖体系、非均相药剂和水中至少一种。

上述的方法中，所述非连续化学驱采用的药剂注入速度为20～2000方/天，为保障药剂注入及措施效果，每种所述药剂持续时间为20天～10年。

本发明采用本领域常规的注入方式进行所述药剂的注入。

上述的方法中，所述调剖体系的性能要求如下：

成胶时间为0.5～10d，成胶后粘度3000～100000cp，适用的储层渗透率大于5000～100000mD，渗透率级差大于10。

上述的方法中，所述化学驱体系的性能要求为粘度40～200cp，阻力系数10～100，残余阻力系数5～30，适用的储层渗透率小于2000mD、渗透率级差8～10。

上述的方法中，所述非均相药剂性能如下：

粘度1～10cp，膨胀后粒径50～150μm，适用的储层渗透率小于2000mD～5000mD、渗透率级差小于5，所述非均相药剂可注入储层内部对高渗层进行封堵。

上述的方法中，所述组合时机为能使非连续化学驱效果达到最佳时的不同药剂体系转化时机；

所述接替组合的时机根据受效果生产井与措施井的各类实时参数确定，所述参数包括注入压力、含水率、采油速度和驱替效率曲线中的至少一种。

上述的方法中，所述注入压力为注入井井口压力与生产井井底流压，测试数据点的最小时间间隔为15min；

所述含水率为生产井的采出流体经油水分离后所得最终采出水含量。

本发明具有以下有益效果：

在发生驱油体系低效循环的储层应用非连续化学驱开发方法，通过有选择地向目的层位中注入不同组合的化学调整药剂，可以改善储层动用状况，与连续化学驱相比提高采收率10个点以上。在新开发油田，也可以应用非连续化学驱技术，从而在油田开发全寿命周期内提高采收率和采油速度。

附图说明

图1为三管并联非连续化学驱实验注入压力曲线。

图2为三管并联非连续化学驱实验含水率曲线。

图3为三管并联非连续化学驱实验分流率曲线。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

在本发明一种典型的实施方式中，提供了一种强非匀质油田非连续化学驱提高采收率的方法，包括如下步骤：油田采用非连续化学驱通过合理接替组合，分别对储层中各小层进行采油；

其中，所述非连续化学驱包括采用多种二次采油和/或三次采油。

上述的方法中，所述的方法，包括如下步骤：

1)根据所述油田储层特征，确定各所述小层需要的所述非连续化学驱所用的驱油体系性能；

2)根据注入井与生产井动态特征，实时监测参数随时间变化的导数值；

3)根据各所述参数的导数值的突变点，确定接替段塞的合理接替时机，结合步骤1)，确定各所述小层所需的驱油体系以及开始注入的时机，进行采油；

4)根据步骤2)实施过程中的所述参数特征，重复步骤2)与步骤3)，直至油田生产开发达到经济极限。

本发明中，所述的方法步骤1)中非连续化学驱所用驱油体系的静态性能及在储层中的运移特性，进而的匹配关系。

在本发明一种优选的实施例中，所述油田包括新油田和/或已投产油田，因此本发明方法不仅适用于新油田的开发设计，还适用于已投产油田的开发调整和持续提高采收率。

在本发明一种优选的实施例中，当所述油田为新油田时，其渗透率为100～10000mD，渗透率级差小于50；

当所述油田为已投产油田时，其物性渗透率100～10000mD，渗透率级差小于100，采出程度不高于65％。

在本发明一种优选的实施例中，对所述各小层采油的有效驱动压力为化学药剂能够有效驱动储层内流体的最小压力；

对所述各小层采油的有效驱动压力利用室内岩心驱替实验测试得到。

在本发明一种优选的实施例中，所述非连续化学驱采用的药剂包括化学驱体系、调剖体系、非均相药剂和水中至少一种。

在本发明一种优选的实施例中，所述非连续化学驱采用的药剂注入速度为20～2000方/天，每种所述药剂持续时间为20天～10年。

在本发明一种优选的实施例中，所述调剖体系的性能要求如下：

成胶时间为0.5～10d，成胶后粘度3000～100000cp，适用的储层渗透率大于5000～100000mD，渗透率级差大于10。

在本发明一种优选的实施例中，所述化学驱体系的性能要求为粘度40～200cp，阻力系数10～100，残余阻力系数5～30，适用的储层渗透率小于2000mD、渗透率级差8～10。

在本发明一种优选的实施例中，所述非均相药剂性能如下：

粘度1～10cp，膨胀后粒径50～150μm，适用的储层渗透率小于2000mD～5000mD、渗透率级差小于5，所述非均相药剂可注入储层内部对高渗层进行封堵。

在本发明一种优选的实施例中，所述组合时机为能使非连续化学驱效果达到最佳时的不同药剂体系转化时机；

所述接替组合的时机根据受效果生产井与措施井的各类实时参数确定，所述参数包括注入压力、含水率、采油速度和驱替效率曲线中的至少一种。

在本发明一种优选的实施例中，所述注入压力为注入井井口压力与生产井井底流压，测试数据点的最小时间间隔为15min；

所述含水率为生产井的采出流体经油水分离后所得最终采出水含量。

非连续化学驱在实际应用中还需要对化学药剂的使用参数进行优化，主要是化学药剂的使用浓度、注入量及注入速度，在此评价一系列体系浓度以及注入量下的体系最终采收率以及单位体积药剂提高采收率能力，综合优选出最佳的使用浓度范围和注入量范围。

在进行非连续化学驱之前，需要对化学药剂体系进行静态性能评价，确定其静态参数，优选上述调剖体系，其主控性能为成胶时间与封堵性能，成胶时间的测试方法为配制聚合物与交联剂的凝胶溶液，置于设置为油藏温度的恒温箱中，每隔12小时测试其粘度，封堵性能的测试方法为岩心中注入成胶前的混合液，岩心老化至成胶后测试凝胶的阻力系数及残余阻力系数。优选上述药剂，其主控性能为粘度性能、水动力学特征尺寸与驱替性能，粘度性能的测试方法为配制200～3000mg/L浓度范围内的至少5种浓度目标液，利用布氏粘度计测试稳定粘度，水动力学特征尺寸测试方法为利用微孔滤膜方法，在容器内利用气瓶施加恒定0.05MPa的压力，测试滤膜尺寸(0.22、0.3、0.45、0.65、0.8、1.2、1.6、3μm)下的滤出液的粘度保留率，驱替性能的测试方法为测试化学驱体系通过岩心的阻力系数、残余阻力系以及提高采收率幅度。优选上述非均相药剂，其主控性能为粒度及与油藏的匹配性能，粒度测试方法为配制目标液于设置为目标油藏温度的恒温箱中，利用激光粒度仪测试老化0、1、3、5、7、10、20d、30d、60d、90d、120d的粒径分布曲线，匹配性能测试方法为建立考虑粒径分布的微胶与岩心匹配系数，通过定义封堵强度优选最佳的匹配范围。

通过动态运移实验获得不同体系的储层适应性，以便于根据不同储层物性选择合适的药剂体系。

对于对未开发油田进行非连续化学驱之前，需要结合根据注采井间储层物性来确定初始的注入速度，计算需选取基本参数储层渗透率级差、各层渗透率及厚度参数，根据均衡驱替的方法来确定注入井的配注量。

实施例1：

本实施例采用三层并联岩心进行驱替实验，渗透率分别为4500mD、1000mD和500mD，渗透率级差为9，岩心尺寸为4.5×4.5×30cm的方形岩心，采用环氧树脂胶结密封，可承受注入压力1MPa。实验用水为渤海油田现场注入水配方配制的模拟地层水，模拟水矿化度为7500ppm。实验用油为渤海油田脱气脱水原油与煤油复配的模拟油，65℃条件下粘度为45cP。注入流体包括驱油体系和调剖体系和调剖体系。驱油体系包括高粘聚合物体系(80cP)和低黏聚合物体系(30cP)，其中高粘聚合物体系(80cP)阻力系数85，残余阻力系数26；低黏聚合物体系(30cP)阻力系数36，残余阻力系数12；调剖体系成胶时间为2d，成胶后粘度20000cp。

本实施例的驱替方法包括以下具体步骤：

(1)利用真空泵将三根实验用岩心进行抽真空处理，抽真空时间为至少2小时；

(2)抽真空后将岩心进行自吸吸水饱和模拟水，记录岩心吸水前后的质量变化，计算孔隙体积Vp；

(3)将实验用驱油体系装入活塞容器，并利用管线与ISCO泵、压力传感器、岩心等相连接，形成实验系统；

(4)驱替阶段：水驱至综合含水率达到80％后；关闭水活塞，打开高粘驱替体系活塞，注入0.2PV；关闭高粘驱替体系活塞，打开调剖体系活塞，注入0.1PV；关闭调剖活塞，打开低粘驱替体系活塞，注入0.2PV；关闭低黏驱替体系活塞，打开调剖体系活塞，注入0.1PV；关闭调剖体系活塞，打开低黏驱替体系活塞，注入0.1PV，结束实验；上述测定数据的时间间隔为15min。

(5)记录实验全程的注入压力、各层的采液采油情况，并进行数据处理，计算采出程度、含水率、分流率曲线如图1-3所示。

由图1-3中数据可知，由于本发明实验采取的是非连续开发的模式，因此通过实验过程中改变注入段塞，使得各种实验参数都能有比水驱与化学驱都好的改善，具体如下：实验开始时为水驱，当驱替到0.3PV时，注入压力较低、含水率上升较快，从图3分流率曲线可知越来越多的注入水都进入高渗透层。此时切换高粘聚合物段塞，注入压力有一定程度上升，含水率较大程度下降明显并且分流率改善作用明显。当注入高粘聚合物过程中快要发生剖面翻转的时候，改注调剖体系，注入压力进一步提高，低渗透层进一步得到启动，并且含水率进一步降低，这时改注低粘聚合物能够一定程度保持较低含水率和较为均匀的分流率分布状况，当含水率出现较高程度升幅时，继续进行调剖段塞注入，以此直至注入化学药剂体系后分流率不发生较大幅度改变时，改后续水驱至含水率98％，结束实验。综上所述，非连续化学驱能够多次反复有效扭转水驱或单一体系化学驱在开发过程中不利于进一步提高采收率的各种趋势，最终使非均质相对低渗透率储层能够得到有效动用。

Claims (10)

1.一种油田非连续化学驱提高采收率的方法，包括如下步骤：油田采用非连续化学驱通过合理接替组合，分别对储层中各小层进行采油；

其中，所述非连续化学驱包括采用多种二次采油和/或三次采油。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的方法，包括如下步骤：

1)根据所述油田储层特征，确定各所述小层需要的所述非连续化学驱所用的驱油体系性能；

2)根据注入井与生产井动态特征，实时监测参数随时间变化的导数值；

3)根据各所述参数的导数值的突变点，确定接替段塞的合理接替时机，结合步骤1)，确定各所述小层所需的驱油体系以及开始注入的时机，进行采油；

4)根据步骤2)实施过程中的所述参数特征，重复步骤2)与步骤3)，直至油田生产开发达到经济极限。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述油田包括新油田和/或已投产油田。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，当所述油田为新油田时，其渗透率为100～10000mD，渗透率级差小于50；

当所述油田为已投产油田时，其物性渗透率100～10000mD，渗透率级差小于100，采出程度不高于65％。

5.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，对所述各小层采油的有效驱动压力为化学药剂能够有效驱动储层内流体的最小压力；

对所述各小层采油的有效驱动压力利用室内岩心驱替实验测试得到。

6.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述非连续化学驱采用的药剂包括化学驱体系、调剖体系、非均相药剂和水中至少一种。

7.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，所述非连续化学驱采用的药剂注入速度为20～2000方/天，每种所述药剂持续时间为20天～10年。

8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述调剖体系的性能要求如下：

成胶时间为0.5～10d，成胶后粘度3000～100000cp，适用的储层渗透率大于5000～100000mD，渗透率级差大于10；

和/或，

所述化学驱体系的性能要求为粘度40～200cp，阻力系数10～100，残余阻力系数5～30，适用的储层渗透率小于2000mD、渗透率级差8～10；

和/或，

所述非均相药剂性能如下：

粘度1～10cp，膨胀后粒径50～150μm，适用的储层渗透率小于2000mD～5000mD、渗透率级差小于5。

9.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述组合时机为能使非连续化学驱效果达到最佳时的不同药剂体系转化时机；

所述接替组合的时机根据受效果生产井与措施井的各类实时参数确定，所述参数包括注入压力、含水率、采油速度和驱替效率曲线中的至少一种。

10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述注入压力为注入井井口压力与生产井井底流压，测试数据点的最小时间间隔为15min；

所述含水率为生产井的采出流体经油水分离后所得最终采出水含量。

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