CN115124981B - 自生co2凝胶泡沫体系和调驱方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种自生CO₂凝胶泡沫体系和调驱方法，自生CO₂凝胶泡沫体系包括第一调驱药剂和第二调驱药剂，第一调驱药剂、第二调驱药剂先后注入注水井；第一调驱药剂包括生气剂和凝胶剂，凝胶剂为无机凝胶；第二调驱药剂包括释气剂、起泡剂、稳泡剂、缓蚀剂。调驱方法包括步骤：S1、注水井停注；S2、分多个段塞向注水井注入自生CO₂凝胶泡沫体系，每段塞依次注入第一调驱药剂、隔离液和第二调驱药剂；S3、恢复措施井注水。本发明的优势在于：所用无机凝胶剂可与生气剂混配后一起注入储层，无需单独配制和注入，体系黏度低、注入性好，无堵塞储层的风险；能够显著提升现有自生CO₂泡沫强度，凝胶化时间短，成本低、施工简单、不伤害储层、安全可靠。

Description

自生CO2凝胶泡沫体系和调驱方法

技术领域

本发明属于油田开采领域，尤其涉及一种自生CO₂凝胶泡沫体系和调驱方法。

背景技术

自生泡沫调驱技术具有无需气源、工艺简单、注入性好、选择性强等优点，能够同时实现油田解堵、调剖和驱油等多种功能，是油田稳油控水的一项集成型的增产技术。

现有技术中自生CO₂泡沫体系对非均质性强的储层，无法有效封堵高渗层、启动低渗层，导致调剖增油效果不明显。因此，对现有自生CO₂泡沫体系进行改进，增强泡沫强度、提高技术调剖能力是非常必要的。

专利CN 109505570 A提供了一种利用有机凝胶增强自生CO₂泡沫封堵能力的方法，该方法在进行过一轮或两轮以上层内自生CO₂调驱后的注水井中单独注入一次淀粉凝胶体系，以封堵高渗层，之后再注入下一轮自生CO₂调驱，可改善高渗层和低渗层分流率，提高下一轮次层内自生CO₂调驱效果，提高原油采收率。但该方法由于需要将凝胶单独配制和注入，实施工艺较为复杂，并且注入的淀粉凝胶粘度大，易堵塞储层、存在一定的施工风险。

发明内容

针对现有技术中多轮自生CO₂泡沫调剖增油效果不明显，插入注入淀粉凝胶体系的措施存在粘度大，易堵塞储层的问题，本发明提供一种自生CO₂凝胶泡沫体系和调驱方法。

本发明的技术方案如下：一种自生CO₂凝胶泡沫体系，包括第一调驱药剂和第二调驱药剂，第一调驱药剂、第二调驱药剂先后注入注水井；第一调驱药剂包括生气剂和凝胶剂，凝胶剂为无机凝胶；第二调驱药剂包括释气剂、起泡剂、稳泡剂、缓蚀剂。

进一步地，第一调驱药剂按质量百分比计组成为：6.0wt％～15.0wt％的生气剂和1.0wt％～5.0wt％的凝胶剂，余量为水。

进一步地，第二调驱药剂按质量百分比计组成为：8.0wt％～12.0wt％的释气剂、0.2wt％～2.0wt％起泡剂、0.05wt％～0.1wt％的稳泡剂和0.5wt％～1.5wt％的缓蚀剂，余量为水。

进一步地，所述生气剂选自碳酸氢钠、碳酸氢钾和碳酸氢铵中的一种或多种。

进一步地，所述凝胶剂选自水玻璃、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的一种或多种。

进一步地，所述释气剂选自盐酸、乙酸中的一种或两种。

进一步地，所述起泡剂选自椰油酰胺丙基甜菜碱和十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱中的一种或两种。

进一步地，所述稳泡剂为聚乙烯醇。

进一步地，所述缓蚀剂选自油酸基羟乙基咪唑啉和稠环芳烃季铵盐中的一种或多种。

一种自生CO₂凝胶泡沫体系调驱方法，采用上述自生CO₂凝胶泡沫体系，包括如下步骤：

S1、注水井停注；

S2、分多个段塞向注水井注入自生CO₂凝胶泡沫体系，每段塞依次注入第一调驱药剂、隔离液和第二调驱药剂；

S3、恢复措施井注水；

所述隔离液为清水。

本发明的优势在于：本发明所用无机凝胶剂可与生气剂混配后一起注入储层，无需单独配制和注入，体系黏度低(与水接近)、注入性好，无堵塞储层的风险；本发明的自生CO₂凝胶体系配方和实施方式能够显著提升现有自生CO₂泡沫强度，与现有的有机凝胶单独注入相比，本发明中的无机凝胶能够与原自生CO₂泡沫体系中的生气剂(同时可作为无机凝胶的促凝剂)和稳泡剂(同时可作为无机凝胶的增韧剂)形成良好的协同效应，凝胶化时间短，且具有成本低、施工简单、不伤害储层、安全可靠等多种优点。

附图说明

图1为双填砂管驱替实验流程图；

1—蒸馏水、2—ISCO泵、3—中间容器、4—六通阀、5—压力传感器、6—低渗填砂管、7—高渗填砂管、9—收集容器；

图2为本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对渗透率级差5.8的模拟储层产液率变化图；

图3为本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对渗透率级差5.8的模拟储层采收率变化图；

图4为本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对渗透率级差10.5的模拟储层产液率变化图；

图5为本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对渗透率级差10.5的模拟储层采收率变化图；

图6为本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对渗透率级差14.8的模拟储层产液率变化图；

图7为本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对渗透率级差14.8的模拟储层采收率变化图；

图8为常规自生CO₂泡沫体系对渗透率级差5.3的模拟储层产液率变化图；

图9为常规自生CO₂泡沫体系对渗透率级差5.3的模拟储层采收率变化图；

图10为常规自生CO₂泡沫体系对渗透率级差10.7的模拟储层产液率变化图；

图11为常规自生CO₂泡沫体系对渗透率级差10.7的模拟储层采收率变化图；

图12为常规自生CO₂泡沫体系对渗透率级差14.7的模拟储层产液率变化图；

图13为常规自生CO₂泡沫体系对渗透率级差14.7的模拟储层采收率变化图。

具体实施方式

下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供的自生CO₂凝胶泡沫体系包括第一调驱药剂和第二调驱药剂，第一调驱药剂包括生气剂和凝胶剂，第二调驱药剂包括释气剂、起泡剂、稳泡剂、缓蚀剂，凝胶剂采用无机凝胶；第一调驱药剂和第二调驱药剂先后注入注水井，注入第一调驱药剂时凝胶剂会伴随生气剂进入地层，此时凝胶不成胶，会优先进入高渗层；注入第二调驱药剂后，第二调驱药剂中的释气剂会与第一调驱药剂中的生气剂反应生成CO₂气体，起泡剂和稳泡剂会和第一调驱药剂中的凝胶剂共同作用，促使生成高强度的CO₂凝胶泡沫，提高对高渗层的封堵效果。分多个段塞循环注入自生CO₂凝胶泡沫体系，最终对油田起到良好的调剖作用，克服现有技术处理强非均质性储层效果差的缺陷。

其中第一调驱药剂按质量百分比计组成为：6.0wt％～15.0wt％的生气剂和1.0wt％～5.0wt％的凝胶剂，余量为水。

生气剂选自碳酸氢钠、碳酸氢钾和碳酸氢铵中的一种或多种；凝胶剂选自水玻璃、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的一种或多种。生气剂选择的碳酸氢盐同时可以作为凝胶泡沫的促凝剂，促进凝胶泡沫的形成。

第二调驱药剂按质量百分比计组成为：8.0wt％～12.0wt％的释气剂、0.2wt％～2.0wt％起泡剂、0.05wt％～0.1wt％的稳泡剂和0.5wt％～1.5wt％的缓蚀剂，余量为水。

释气剂选自盐酸、乙酸中的一种或两种；起泡剂选自椰油酰胺丙基甜菜碱和十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱中的一种或两种；稳泡剂为聚乙烯醇；缓蚀剂选自油酸基羟乙基咪唑啉和稠环芳烃季铵盐中的一种或多种。稳泡剂选择的聚乙烯醇同时可作为无机凝胶的增韧剂，增强凝胶泡沫的强度。

本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系调驱方法如下：

S1、注水井停注；

S2、分多个段塞向注水井注入自生CO₂凝胶泡沫体系，每段塞依次注入第一调驱药剂、隔离液和第二调驱药剂；

S3、恢复措施井注水。

所述隔离液为清水。

以下通过具体实施例进一步说明本发明的技术效果。

选取两个填砂管用不同粒径的石英砂填满，固定其中一个填砂管渗透率为500mD，调整另一个填砂管的渗透率以获得不同的渗透率级差，填砂管基本数据如表1所示。模拟储层驱替实验装置如图1所示，分别抽真空，饱和模拟地层水，测量孔隙体积，饱和油然后并联，计算原始含油饱和度；水驱至综合含水率为98％备用，注入本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系或常规自生CO₂泡沫体系，再次水驱至综合含水率为98％，分别计算两个填砂管的出液量和采收率的实时变化情况，评价不同体系的封堵能力和驱油效率。

表1填砂管模型基本数据表

实施例1

选取1号双填砂管模型，分四个段塞分别注入1PV(PV为双填砂管的孔隙体积)自生CO₂泡沫凝胶体系，每段塞组成为0.12PV的第一调驱药剂(组成为：10.0wt％碳酸氢钠+4.0wt％水玻璃)、0.01PV的隔离水和0.12PV的第二调驱药剂(组成为：10.0wt％盐酸+1.5wt％椰油酰胺丙基甜菜碱+0.05wt％聚乙烯醇+1.5wt％油酸基羟乙基咪唑啉)，然后水驱至含水率98％时停止，分别记录驱替过程中双填砂管的实时产液率和采收率，评价体系的封堵效果和调剖效果，具体实验结果如图2、3所示。

分析产液率变化规律可知，高渗填砂管和低渗填砂管渗透率级差为5.8时，注入自生CO₂凝胶泡沫体系之后，高渗填砂管和低渗填砂管产液率实现了反转(高渗填砂管由90％降至40％，低渗填砂管由10％增至60％)；分析采收率变化规律可以看出，注入自生CO₂凝胶泡沫体系之后，高渗填砂管采收率由40％增加到74％，低渗填砂管由35％增加到58％。因此本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对于渗透率级差为5.8的双管填砂管模型具有显著的调剖效果，可以有效封堵高渗层、启动低渗层，从而显著提高非均质储层的采收率。

实施例2

选取3号双填砂管模型，分四个段塞分别注入1PV(PV为双填砂管的孔隙体积)自生CO₂泡沫凝胶体系，每段塞组成为0.12PV的第一调驱药剂(组成为：12.0wt％碳酸氢铵+3.0wt％偏硅酸钠)、0.01PV的隔离水和0.12PV的第二调驱药剂(组成为：12.0wt％乙酸+1.0wt％十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱+0.1wt％聚乙烯醇+0.5wt％油酸基羟乙基咪唑啉)，然后水驱至含水率98％时停止，分别记录驱替过程中双填砂管的实时产液率和采收率，评价体系的封堵效果和调剖效果，具体实验结果如图4、5所示。

分析产液率变化规律可知，高渗填砂管和低渗填砂管渗透率级差为10.5时，注入自生CO₂凝胶泡沫体系之后，高渗填砂管产液率由90％降至60％，低渗填砂管产液率由10％增至40％；分析采收率变化规律可以看出，注入自生CO₂凝胶泡沫体系之后，高渗填砂管采收率由42％增加到71％，低渗填砂管由20％增加到41％。因此本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对于渗透率级差为10.5的双管填砂管模型具有良好的调剖效果，可以封堵高渗层、启动低渗层，从而提高非均质储层的采收率。

实施例3

选取5号双填砂管模型，分四个段塞分别注入1PV(PV为双填砂管的孔隙体积)自生CO₂泡沫凝胶体系，每段塞组成为0.12PV的第一调驱药剂(组成为：15.0wt％碳酸氢钾+5.0wt％水玻璃)、0.01PV的隔离水和0.12PV的第二调驱药剂(组成为：15.0wt％盐酸+1.0wt％椰油酰胺丙基甜菜碱+0.08wt％聚乙烯醇+1.5wt％稠环芳烃季铵盐)，然后水驱至含水率98％时停止，分别记录驱替过程中双填砂管的实时产液率和采收率，评价体系的封堵效果和调剖效果，具体实验结果如图6、7所示。

分析产液率变化规律可知，高渗填砂管和低渗填砂管渗透率级差为14.8时，注入自生CO₂凝胶泡沫体系之后，高渗填砂管产液率由100％降至70％，低渗填砂管产液率由0％增至30％；分析采收率变化规律可以看出，注入自生CO₂凝胶泡沫体系之后，高渗填砂管采收率由45％增加到85％，低渗填砂管由0％增加到22％。因此本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系对于渗透率级差为14.8的双管填砂管模型仍具有良好的调剖效果，可以封堵高渗层、启动低渗层，从而提高非均质储层的采收率。

对比例1

选取2号双填砂管模型，分四个段塞分别注入1PV(PV为双填砂管的孔隙体积)常规自生CO₂泡沫调剖体系，每段塞组成为0.12PV的第一调驱药剂(组成为：10.0wt％碳酸氢钠)、0.01PV的隔离水和0.12PV的第二调驱药剂(组成为：10.0wt％盐酸+1.5wt％椰油酰胺丙基甜菜碱+0.05wt％聚乙烯醇+1.5wt％油酸基羟乙基咪唑啉)，然后水驱至含水率98％时停止，分别记录驱替过程中双填砂管的实时产液率和采收率，评价体系的封堵效果和调剖效果，具体实验结果如图8、9所示。

对比例1的自生CO₂泡沫调剖体系相比于实施例1取消了第一调驱药剂中凝胶剂，分析产液率变化规律可知，高渗填砂管和低渗填砂管渗透率级差为5.3时，高渗填砂管产液率由最高95％降至70％左右，低渗填砂管产液率由最低5％增至30％；分析采收率变化规律可以看出，注入常规自生CO₂泡沫调剖体系之后，高渗填砂管采收率由45％增加到77％，低渗填砂管由15％增加到接近30％。可见常规的自生CO₂泡沫调剖体系对于渗透率级差为5.3的双管填砂管模型具有较好的调剖效果，但整体调剖效果显著低于本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系。

对比例2

选取4号双填砂管模型，分四个段塞分别注入1PV(PV为双填砂管的孔隙体积)常规自生CO₂泡沫调剖体系，每段塞组成为0.12PV的第一调驱药剂(组成为：12.0wt％碳酸氢铵)、0.01PV的隔离水和0.12PV的第二调驱药剂(组成为：12.0wt％乙酸+1.0wt％十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱+0.1wt％聚乙烯醇+0.5wt％油酸基羟乙基咪唑啉)，然后水驱至含水率98％时停止，分别记录驱替过程中双填砂管的实时产液率和采收率，评价体系的封堵效果和调剖效果，具体实验结果如图10、11所示。

对比例2的自生CO₂泡沫调剖体系相比于实施例2取消了第一调驱药剂中凝胶剂，分析产液率变化规律可知，高渗填砂管和低渗填砂管渗透率级差为10.7时，注入常规自生CO₂泡沫调剖体系之后，高渗填砂管产液率由接近100％略有下降，低渗填砂管略有液体产出；分析采收率变化规律可以看出，注入常规自生CO₂泡沫调剖体系之后，高渗填砂管采收率由61％增加到64％，低渗填砂管由12％增加到17％。可见常规自生CO₂泡沫调剖体系对于渗透率级差为10.7的双管填砂管模型调剖效果不佳，无法有效封堵高渗层、启动低渗层，提高非均质储层采收率程度很小，整体调剖效果远远低于本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系。

对比例3

选取6号双填砂管模型，分四个段塞分别注入1PV(PV为双填砂管的孔隙体积)常规自生CO₂泡沫调剖体系，每段塞组成为0.12PV的第一调驱药剂(组成为：15.0wt％碳酸氢钾+5.0wt％水玻璃)、0.01PV的隔离水和0.12PV的第二调驱药剂(组成为：15.0wt％盐酸+1.0wt％椰油酰胺丙基甜菜碱+0.08wt％聚乙烯醇+1.5wt％稠环芳烃季铵盐)，然后水驱至含水率98％时停止，分别记录驱替过程中双填砂管的实时产液率和采收率，评价体系的封堵效果和调剖效果，具体实验结果如图12、13所示。

对比例3的自生CO₂泡沫调剖体系相比于实施例3取消了第一调驱药剂中凝胶剂，分析产液率变化规律可知，高渗填砂管和低渗填砂管渗透率级差达到14.7时，注入常规自生CO₂泡沫调剖体系后，高渗填砂管产液率与低渗填砂管产液率几乎没有变化；分析采收率变化规律可以看出，注入常规自生CO₂泡沫调剖体系后，高渗填砂管采收率仅由76％增加到78％，低渗填砂管仅由7％增加到12％。可见常规自生CO₂泡沫调剖体系对于渗透率级差为14.7的双管填砂管模型几乎没有调剖效果，自生泡沫对高渗层无封堵效果，低渗层也得不到启动，提高采收率效果很小，而相同条件下本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系仍有良好的调剖效果。

综上分析，本发明的自生CO₂凝胶泡沫体系由于无机凝胶的加入，结合其特定的实施方式可产生高强度的CO₂凝胶泡沫，有效提升CO₂泡沫的封堵能力，第一调驱药剂和第二调驱药剂逐段塞循环注入，最终起到良好的调剖作用，有效提高非匀质储层的采收率，对于渗透率级差越大的储层调剖增采的效果越明显。

以上所述仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专利的技术人员在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述提示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明方案的范围内。

Claims (7)

1.一种自生CO₂凝胶泡沫体系，其特征在于，自生CO₂凝胶泡沫体系分多个段塞向注水井中注入，自生CO₂凝胶泡沫体系包括第一调驱药剂和第二调驱药剂，第一调驱药剂、第二调驱药剂先后注入注水井；第一调驱药剂包括生气剂和凝胶剂，凝胶剂为无机凝胶；第二调驱药剂包括释气剂、起泡剂、稳泡剂、缓蚀剂；所述生气剂选自碳酸氢钠、碳酸氢钾和碳酸氢铵中的一种或多种；所述凝胶剂选自水玻璃、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的一种或多种；所述稳泡剂为聚乙烯醇；注入第一调驱药剂时凝胶剂会伴随生气剂进入地层，此时凝胶不成胶，会优先进入高渗层；注入第二调驱药剂后，第二调驱药剂中的释气剂会与第一调驱药剂中的生气剂反应生成CO₂气体，起泡剂和稳泡剂会和第一调驱药剂中的凝胶剂共同作用，促使生成的CO₂凝胶泡沫，提高对高渗层的封堵效果；所述生气剂选择的碳酸氢盐同时作为凝胶泡沫的促凝剂，促进凝胶泡沫的形成；稳泡剂选择的聚乙烯醇同时作为无机凝胶的增韧剂，增强凝胶泡沫的强度。

2.根据权利要求1所述的自生CO₂凝胶泡沫体系，其特征在于：第一调驱药剂按质量百分比计组成为：6.0wt% ~ 15.0wt%的生气剂和1.0wt% ~ 5.0wt%的凝胶剂，余量为水。

3.根据权利要求1所述的自生CO₂凝胶泡沫体系，其特征在于：第二调驱药剂按质量百分比计组成为：8.0wt% ~ 12.0wt%的释气剂、0.2wt% ~ 2.0wt%起泡剂、0.05wt% ~ 0.1wt%的稳泡剂和0.5wt% ~ 1.5wt%的缓蚀剂，余量为水。

4.根据权利要求1或3所述的自生CO₂凝胶泡沫体系，其特征在于：所述释气剂选自盐酸、乙酸中的一种或两种。

5.根据权利要求1或3所述的自生CO₂凝胶泡沫体系，其特征在于：所述起泡剂选自椰油酰胺丙基甜菜碱和十六烷基二甲基磺丙基甜菜碱中的一种或两种。

6.根据权利要求1或3所述的自生CO₂凝胶泡沫体系，其特征在于，所述缓蚀剂选自油酸基羟乙基咪唑啉和稠环芳烃季铵盐中的一种或多种。

7.一种自生CO₂凝胶泡沫体系调驱方法，其特征在于：采用权利要求1至6任一所述的自生CO₂凝胶泡沫体系，包括如下步骤：

S1、注水井停注；

S2、分多个段塞向注水井注入自生CO₂凝胶泡沫体系，每段塞依次注入第一调驱药剂、隔离液和第二调驱药剂；

S3、恢复措施井注水；

所述隔离液为清水。