CN115142824B - 化学驱采油方法 - Google Patents
化学驱采油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115142824B CN115142824B CN202110352119.5A CN202110352119A CN115142824B CN 115142824 B CN115142824 B CN 115142824B CN 202110352119 A CN202110352119 A CN 202110352119A CN 115142824 B CN115142824 B CN 115142824B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- dispersion
- slug
- oil
- injected
- surfactant
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 136
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 98
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 85
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 47
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 33
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 claims description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 26
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims description 18
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 16
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 14
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 7
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 claims description 3
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 3
- 239000011837 N,N-methylenebisacrylamide Substances 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 claims description 3
- -1 dimethyl bisacrylamide propane sulfonic acid Chemical compound 0.000 claims description 3
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 abstract description 25
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 20
- 239000000346 nonvolatile oil Substances 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 49
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 30
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 25
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 12
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 12
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- PQUCIEFHOVEZAU-UHFFFAOYSA-N Diammonium sulfite Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S([O-])=O PQUCIEFHOVEZAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000033764 rhythmic process Effects 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 150000008054 sulfonate salts Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Abstract
本公开提供了一种化学驱采油方法，属于石油开采技术领域。所述方法包括：先向油藏分别注入第一分散胶段塞和第一乳化表活剂段塞，然后注水进行原油开采。由于第一分散胶段塞中的分散胶颗粒能够在90℃到120℃的温度条件下膨胀，将第一分散胶段塞注入90℃到120℃的高温油藏后，能够充分利用其高温膨胀特性封堵高渗透层的大孔道，使得后续注入的第一表面活性剂段塞能够进入中、低渗透层，使未波及到的原油由不动油变为可动油，从而提高原油采收率。
Description
技术领域
本公开涉及石油开采技术领域，特别涉及一种化学驱采油方法。
背景技术
随着长期的水驱开发，逐渐形成了剩余油高度分散的非均质性油藏，使得采油难度加大。为提高原油采收率，形成了三次采油技术，主要包括化学驱、热采、气驱和微生物驱等。其中，化学驱采油原理是向注入水中加入化学剂，通过改变驱替流体的物化性质及驱替流体与原油和岩石矿物之间的界面性质，来提高原油采收率。
相关技术中，化学驱包括凝胶体系溶液和表面活性剂溶液。该化学驱采油方法包括：向油藏中先注入小段塞的凝胶体系溶液，随后注入较大段塞的表面活性剂溶液，连续多轮次交替注入。利用凝胶体系溶液中凝胶的成胶特性封堵高渗透层中的大孔道，使后续注入的表面活性剂溶液能够进入未波及到的或者波及较少的中低渗透层，进而提高原油采收率。
在实现本公开的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下问题：
凝胶体系溶液适用温度范围为25℃至95℃的油藏。对于95℃至120℃的剩余油高度分散的非均质性油藏，凝胶体系溶液中的凝胶成胶稳定性差，不能有效发挥其成胶特性封堵高渗透层中的大孔道，原油采收率低。
发明内容
本公开实施例提供了一种化学驱采油方法，能够提高90℃到120℃、剩余油高度分散的非均质性油藏的原油采收率。所述技术方案如下：
向油藏注入第一分散胶段塞，所述第一分散胶段塞包括分散胶颗粒，所述分散胶颗粒能够在90℃到120℃的温度条件下膨胀；
向所述油藏注入第一乳化表活剂段塞；
向所述油藏注水进行原油开采。
可选地，在所述90℃到120℃的温度范围内，所述分散胶颗粒的体积随温度的增加而增大，且所述分散胶颗粒的体积随老化时间的增加而增大。
可选地，所述分散胶颗粒由丙烯酰胺、交联剂和抗温抗盐疏水单体聚合而成，所述交联剂包括N,N-亚甲基双丙烯酰胺、过氧化苯甲酰、过氧化二异丙苯中的至少一种，所述抗温抗盐疏水单体包括丙烯酸、二甲基二丙烯酰胺基丙磺酸、N,N-二甲基双丙烯酰胺、苯乙烯中的至少一种。
可选地，所述乳化表活剂段塞的成分包括石油磺酸盐，所述石油磺酸盐包括石油磺酸钠、石油磺酸钾、石油磺酸铵中的至少一种。
可选地，所述第一分散胶段塞的范围为0.2wt％至0.4wt％。
可选地，所述第一乳化表活剂段塞的浓度范围为0.15wt％至0.4wt％。
可选地，所述第一分散胶段塞的注入量等于地层总空隙体积的5％至10％，所述第一乳化表活剂段塞的注入量等于为地层总空隙体积的30％至60％。
可选地，在所述向所述油藏注入第一乳化表活剂段塞之后，且在所述向所述油藏注水进行原油开采之前，所述采油方法还包括：
向所述油藏注入第二分散胶段塞，所述第二分散胶段塞和所述第一分散胶段塞的成分和浓度相同；
向所述油藏注入第二乳化表活剂段塞，所述第二乳化表活剂段塞和所述第一乳化表活剂段塞的成分和浓度相同。
可选地，所述第一分散胶段塞的注入量和所述第二分散胶段塞的注入量之和等于地层总空隙体积的5％至10％，所述第一乳化表活剂段塞的注入量和所述第二乳化表活剂段塞的注入量之和等于地层总空隙体积的30％至60％。
可选地，所述第一分散胶段塞的注入量和所述第二分散胶段塞的注入量相等，所述第一乳化表活剂段塞的注入量和所述第二乳化表活剂段塞的注入量相等。
本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
本公开实施例中，先向油藏分别注入第一分散胶段塞和第一乳化表活剂段塞，然后注水进行原油开采。由于第一分散胶段塞中的分散胶颗粒能够在90℃到120℃的温度条件下膨胀，将第一分散胶段塞注入90℃到120℃的油藏后，能够充分利用其高温膨胀特性封堵高渗透层的大孔道，使得后续注入的第一表面活性剂段塞能够进入中、低渗透层，使未波及到的原油由不动油变为可动油，从而提高原油采收率。
附图说明
为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本公开实施例提供的一种化学驱采油方法流程图；
图2是本公开实施例提供的另一种化学驱采油方法流程图；
图3是本公开实施例提供的另一种化学驱采油方法流程图。
具体实施方式
为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。
图1是本公开实施例提供的一种化学驱采油方法的流程图，该方法适用于温度范围90℃至120℃、剩余油高度分散的非均质性油藏的原油开采。参见图1，该化学驱采油方法包括：
在步骤101中，向油藏注入第一分散胶段塞。
第一分散胶段塞包括分散胶颗粒，分散胶颗粒能够在90℃至120℃的温度条件下膨胀。
非均质性的油藏存在高、中、低渗透率不一的地层，如果不对高渗透层中的大孔道进行封堵，后续水驱注入的水会优先进入高渗透层的大孔道，原油采收率低。
第一分散胶段塞注入油藏后，可以进入油藏的高渗透层，在90℃至120℃的高温作用下膨胀，进而封堵高渗透层中的大孔道。
在步骤102中，向油藏注入第一乳化表活剂段塞。
经过长期的注水开发后，油藏中注水未波及到的剩余油处于分散状态。本公开实施例中，在第一分散胶段塞的封堵作用下，注入的第一乳化表活剂段塞能够进入油藏的中、低渗透层等原油开采程度不够的地层。第一乳化表活剂能够与原油生成增粘型乳状液，使更多的未波及到的原油由不动油变为可动油。
在步骤103中，向油藏注水进行原油开采。
在第一分散胶段塞的封堵作用下，向油藏中注入的水能够进入油藏的中、低渗透层等原油开采程度不够的地层，将第一乳化表活剂与原油生成的可动油驱动出来。
本公开实施例中，先向油藏分别注入第一分散胶段塞和第一乳化表活剂段塞，然后注水进行原油开采。由于第一分散胶段塞中的分散胶颗粒能够在90℃到120℃的温度条件下膨胀，将第一分散胶段塞注入90℃到120℃的油藏后，能够充分利用其高温膨胀特性封堵高渗透层的大孔道，使得后续注入的第一表面活性剂段塞能够进入中、低渗透层，使未波及到的原油由不动油变为可动油，从而提高原油采收率。
图2是本公开实施例提供的另一种化学驱采油方法的流程图，该方法适用于90℃至120℃、矿化度大于20000mg/L、剩余油高度分散、非均质性油藏的原油开采。参见图2，该化学驱采油方法包括：
在步骤201中，向油藏注入第一分散胶段塞，第一分散胶段塞包括分散胶颗粒，分散胶颗粒由丙烯酰胺、交联剂和抗温抗盐疏水单体聚合而成。
其中，丙烯酰胺作用是增稠。
交联剂包括N,N-亚甲基双丙烯酰胺、过氧化苯甲酰、过氧化二异丙苯中的至少一种，作用是使丙烯酰胺和抗温抗盐疏水单体发生交联反应。
抗温抗盐疏水单体包括丙烯酸、二甲基二丙烯酰胺基丙磺酸、N,N-二甲基双丙烯酰胺、苯乙烯中至少一种，作用是提升抗温抗盐性。
至少一种是指可以包括其中的一种成分或者其中任意两种成分的组合或者全部的成分。
经过大量的实验证明，在90℃到120℃的温度范围内，分散胶颗粒的体积随温度的增加而增大，且分散胶颗粒的体积也会随老化时间的增加而增大。本公开实施例中通过测量不同温度及不同老化时间条件下分散胶颗粒膨胀倍数，来研究分散胶颗粒体积与温度及老化时间的关系，实验过程包括以下步骤。
第一步，在25℃下，用无水乙醇配制浓度为0.5wt％的分散胶颗粒溶液，检测分散胶颗粒初始中值粒径。
示例性地，采用激光粒度仪来检测分散胶颗粒溶液中分散胶颗粒粒径，得到分散胶颗粒粒径分布曲线。基于分散胶颗粒粒径分布曲线，确定分散胶颗粒初始中值粒径。该分散胶颗粒粒径分布曲线中，横坐标为分散胶颗粒粒径，纵坐标为分散胶颗粒含量百分比。分散胶颗粒初始中值粒径为分散胶颗粒粒径分布曲线中分散胶颗粒含量百分比为50％处对应的分散胶粒径值。
在本公开实施例中，由于在无水乙醇中，分散胶颗粒几乎不膨胀。因此，用无水乙醇配制的分散胶颗粒溶液测得的分散胶颗粒初始中值粒径较为准确。
第二步，用采出水配制浓度为0.5wt％的分散胶颗粒溶液，放入烘箱老化不同时间后，检测不同温度下分散胶颗粒中值粒径，并计算分散胶颗粒的膨胀倍数。
其中，采出水是实验中模拟油藏环境，对模拟油藏进行饱和过滤后得到的。用该采出水来配制分散胶颗粒溶液，更贴合实际采油环境。
分散胶颗粒中值粒径的检测方法与第一步中分散胶颗粒初始中值粒径的检测方法相同。
膨胀倍数是指两次检测的分散胶中值粒径差值与分散胶颗粒初始中值粒径的比值。
老化时间是模拟实际采油环境中，向油藏注入第一分散胶段塞后，分散胶在模拟储层中的放置时间。在该时间内，第一分散胶段塞中的分散胶颗粒能够充分膨胀。实验测得的不同温度条件分散胶膨胀倍数随老化时间的变化关系如表1所示。
表1
表1中的实验数据表明：分散胶颗粒在低温条件下，例如25℃，膨胀倍数小；在高温条件下，例如104℃，膨胀倍数较大。并且，随着温度的升高，膨胀倍数逐渐增大。在同一温度下，随着老化时间增加，分散胶颗粒的膨胀倍数也会增加。
油藏地层具有非均质性，而分散胶颗粒在温度较低的情况下膨胀倍数较小，在常温下几乎不膨胀，因此，注入的第一分散胶段塞可以通过油藏低渗透层进入油藏的高渗透层。分散胶颗粒在高温作用下膨胀，从而封堵高渗透层的大孔道。并且，随着老化时间的增加，分散胶颗粒还会继续膨胀，能够加强对大孔道的封堵作用，可以实现对高渗透层大孔道进行有效封堵。
本公开实施例中，选用固含量大于80％、初始中值粒径为50～200μm的分散胶颗粒配制第一分散胶段塞。
在一些示例中，向油藏注入的第一分散胶段塞的浓度范围为0.2wt％至0.4wt％，注入量为地层总空隙体积的5％至10％。
示例性地，第一分散胶段塞的浓度为0.3wt％，注入量为地层总空隙体积的10％。
在步骤202中，向油藏注入第一乳化表活剂段塞，第一乳化表活剂段塞的成分包括石油磺酸盐。
其中，石油磺酸盐包括石油磺酸钠、石油磺酸钾、石油磺酸铵的至少一种。至少一种是指可以包括其中的一种成分或者其中任意两种成分的组合或者全部的成分。
第一乳化表活剂段塞是由石油磺酸盐类乳化增稠表活剂和采出水配制成的原位乳化表活剂溶液。
向油藏注入乳化表活剂段塞的目的是，让乳化表活剂段塞与原油生成油包水乳液，降低油水界面张力和增加原油粘度，使原油由不动油变为可动油。
本公开实施例对原位乳化表活剂溶液进行界面张力和乳液粘度测试。其中，油水界面张力通过界面张力仪测试，乳液粘度通过粘度计来测试。实验测试过程包括：
用采出水配制浓度为0.15wt％至0.4wt％的原位乳化表活剂溶液，测定不同温度条件下的油水界面张力值。
再用采出水配制浓度为0.15wt％至0.4wt％的原位乳化表活剂溶液，然后将该溶液与原油按照4：3的比例，配制不同温度下的乳状液，测试乳液粘度。实验原油为大港油田官104模拟油，该原油的地层原油粘度平均为19.4mPa·S，实验数据如表2所示。
表2
| 温度(℃) | 50 | 60 | 70 | 80 | 90 | 104 |
| 界面张力(mN/m) | 0.00561 | 0.00397 | 0.00527 | 0.00498 | 0.00631 | 0.00542 |
| 乳液粘度(mPa.s) | 3150 | 1140 | 438.9 | 194.85 | 114.56 | 85.91 |
表2实验数据表明，原油与水的界面张力值为20-45mN/m，原位乳化表活剂溶液能够降低油水界面张力。并且，当温度升高时，油水界面张力的变化不明显。这说明在90℃以上的高温条件下，原位乳化表活剂溶液也能很好地降低油水界面张力。
原位乳化表活剂能够增加原油粘度值(地层原油粘度平均值为19.4mPa·S)，当温度升高时，原位乳化表活剂溶液与原油形成的乳液粘度逐渐降低，但是均高于地层原油粘度值。这说明在90℃以上的温度条件下，原位乳化表活剂溶液与原油形成的乳液仍然能够保持较好的粘度值。
因此，本公开实施例中的原位乳化表活剂溶液的主要作用是通过与原油乳化生成油包水乳液来降低油水界面张力、提高原油粘度，从而提高原油的流动能力。
本公开实施例中，选用有效含量大于35％的磺酸盐类乳化增稠表活剂来配制原位乳化表活剂溶液，该有效含量指磺酸盐类乳化增稠表活剂中磺酸盐组分的质量。
在一些示例中，向油藏注入的第一乳化表活剂段塞的浓度范围为0.15wt％至0.4wt％，注入量为地层总空隙体积的30％至60％。
示例性地，第一乳化表活剂段塞的浓度为0.35wt％，注入量为地层总空隙体积的60％。
在步骤203中，向油藏注水进行原油开采。
需要说明的是，本公开实施例中，第一分散胶段塞为实验配制的分散胶水溶液，第一乳化表活剂段塞为实验配制的原位乳化表活剂溶液。
本公开实施例通过实验来说明一次交替注入第一分散胶段塞和第一乳化表活剂段塞对原油采收率的影响。实验中模拟大港油田官104区块油藏环境。
实验1：验证注入分散胶段塞，对原油采收率的影响。
在注入分散胶段塞之前，先模拟大港油田官104区块油藏实验环境，该过程包括：
第一步，选取人造三层非均质正韵律岩心来模拟油藏，该岩心的尺寸为4.5cm×4.5cm×30cm，渗透率分别为50、150、400mD，渗透率变异系数为0.57。
其中，渗透率指在一定压差下，岩层允许流体通过的能力。渗透率变异系数指岩层渗透率均方差与岩层平均渗透率的比值，能够反映地层的非均质程度。若变异系数为0，表示该地层为非均质地层；若变异系数为0至0.3之间，表示该地层为弱非均质地层；若变异系数为0.3至0.7之间，表示该地层为中等非均质地层；若变异系数为大于0.7，表示该地层为强非均质地层。
第二步，在104℃条件下对该岩心抽真空至-1MPa，并对该岩心进行饱和、过滤后获取采出水，测量地层总孔隙体积。
饱和过滤后的采出水参数为Ca2+340mg/L、Mg2+49mg/L，总矿化度26000mg/L。
第三步，对岩心进行饱和大港官104区块脱水原油(原油粘度为19.5mPa·S)，测量该岩心含油饱和度，并老化12小时。
大港官104区块脱水原油，地面原油平均相对密度0.876，脱气原油粘度49.9mPa.s，地层原油粘度平均为19.4mPa·S，凝固点平均为40℃，含蜡量11.9％，含胶质沥青质28.3％。
第四步，向岩心注水进行原油开采，计算水驱采收率。
采收率是指从油藏采出的原油量与油藏原始地质储量的比值，用百分数表示。(在下文中，采收率是指岩心中驱替出的原油量与岩心中饱和进去的原油量的比值)
通过岩心驱替装置向岩心注水，对岩心进行水驱至采出液含水率98％，计算水驱采收率。
向岩心注入浓度为0.3wt％的分散胶段塞，注入量为地层总孔隙体积的10％，水驱至采出液含水率98％，计算分散胶采收率。实验结果如表3所示。
表3
表3中的数据表明，注入分散胶段塞，能够提高原油采收率2.24％。
实验2：验证注入乳化表活剂段塞，对原油采收率的影响。
在注入乳化表活剂段塞之前，先模拟大港油田官104区块油藏实验环境，该过程与实验1相同，在此省略详细描述。
向岩心注入浓度为0.35wt％的乳化表活剂段塞，注入量为地层总孔隙体积的60％，水驱至采出液含水率98％，计算乳化表活剂采收率。实验结果如表4所示。
表4
表4中的数据表明，注入乳化表活剂段塞，能够提高原油采收率16.12％，且提高原油采收率效果好于实验1。
实验3：验证一次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞，对原油采收率的影响。
在注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞之前，先模拟大港油田官104区块油藏实验环境，该过程与实验1相同，在此省略详细描述。
先向岩心注入浓度为0.3wt％的分散胶段塞，注入量为地层总孔隙体积的10％。再向岩心注入浓度为0.35wt％的乳化表活剂段塞，注入量为地层总孔隙体积的60％。水驱至采出液含水率98％，计算一次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞采收率。实验结果如表5所示。
表5
表5中的数据表明，一次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞，能够提高原油采收率21.35％，且提高原油采收率效果好于实验1和实验2。
图3是本公开实施例提供的另一种化学驱采油方法的流程图。该方法适用于温度范围90℃至120℃、矿化度大于20000mg/L、剩余油高度分散、非均质性油藏的原油开采。与图2所示实施例的不同之处在于，图3中的实施例采用两次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞的方式进行原油开采。参见图3，该化学驱采油方法包括：
在步骤301中，向油藏注入第一分散胶段塞。
第一分散胶段塞包括分散胶颗粒，分散胶颗粒的相关内容参见前述步骤201，在此省略详细描述。
在一些示例中，注入的第一分散胶段塞的浓度范围为0.2wt％至0.4wt％，注入量为地层总空隙体积的5％至10％。
示例性地，注入的第一分散胶段塞的浓度为0.3wt％，注入量为地层总空隙体积的5％。
在步骤302中，向油藏注入第一乳化表活剂段塞。
第一乳化表活剂段塞包括磺酸盐，磺酸盐的相关内容参见前述步骤202，在此省略详细描述。
在一些示例中，注入的第一乳化表活剂段塞的浓度范围为0.15wt％至0.4wt％，注入量为地层总空隙体积的30％至60％。
示例性地，注入的第一乳化表活剂段塞的浓度为0.35wt％，注入量为地层总空隙体积的30％。
在步骤303中，向油藏注入第二分散胶段塞。
注入的第二分散胶段塞的浓度与步骤301中注入的第一分散胶段塞的浓度相同。第二分散胶段塞的注入量与步骤301中第一分散胶段塞的注入量相同。
在步骤304中，向油藏注入第二乳化表活剂段塞。
注入的第二乳化表活剂段塞的浓度与步骤302中注入的第一乳化表活剂段塞的浓度相同。第二乳化表活剂段塞的注入量与步骤302中第一乳化表活剂段塞的注入量相同。
可选地，第一分散胶段塞的注入量和第二分散胶段塞的注入量之和为地层总空隙体积的10％，第一乳化表活剂段塞的注入量和第二乳化表活剂段塞的注入量之和为地层总空隙体积的60％。也即是，第一分散胶段塞的注入量和第二分散胶段塞的注入量可以相等，也可以不相等。第一乳化表活剂段塞的注入量和第二乳化表活剂段塞的注入量可以相等，也可以不相等。
在步骤305中，向油藏注水进行原油开采。
本公开实施例通过实验来说明两次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞对原油采收率的影响。
在注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞之前，先模拟大港油田官104区块油藏实验环境，该过程与前述实验1相同，在此省略详细描述。
向岩心进行第一轮次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞，即先注入浓度为0.3wt％、注入量为地层总孔隙体积的5％的分散胶段塞，再注入浓度为0.35wt％、注入量为地层总孔隙体积的30％的乳化表活剂段塞。然后再向岩心进行第二轮次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞，即先注入浓度为0.3wt％、注入量为地层总孔隙体积的5％的分散胶段塞，再注入浓度为0.35wt％、注入量为地层总孔隙体积的30％的乳化表活剂段塞。最后水驱至采出液含水率98％，计算两次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞采收率。实验结果如表6所示。
表6
表6的数据表明，两次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞能提高原油采收率24.26％。
可选地，本公开实施例中，还可以向油藏进行三次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞。每次交替注入的分散胶段塞的浓度均为0.3wt％，乳化表活剂段塞的浓度均为0.35wt％。三次交替注入的分散胶段塞总注入量为10％，三次交替注入的乳化表活剂段塞的总注入量为60％。
本公开实施例中，通过向油藏两次交替注入分散胶段塞和乳化表活剂段塞进行采油的方式，使更多未波及到的残余原油由不动油变为可动油，能够较好地提高原油采收率。
以上所述仅为本公开的可选实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。
Claims (7)
1.一种化学驱采油方法，其特征在于，所述化学驱采油方法包括：
向油藏注入第一分散胶段塞，所述第一分散胶段塞包括分散胶颗粒，所述分散胶颗粒由丙烯酰胺、交联剂和抗温抗盐疏水单体聚合而成，所述交联剂包括N,N-亚甲基双丙烯酰胺、过氧化苯甲酰、过氧化二异丙苯中的至少一种，所述抗温抗盐疏水单体包括丙烯酸、二甲基二丙烯酰胺基丙磺酸、N,N-二甲基双丙烯酰胺、苯乙烯中的至少一种，所述分散胶颗粒的固含量大于80％，所述分散胶颗粒的初始中值粒径为50至200μm，所述分散胶颗粒的初始中值粒径为分散胶颗粒粒径分布曲线中分散胶颗粒含量百分比为50％处对应的分散胶粒径值，所述分散胶颗粒粒径分布曲线的横坐标为分散胶颗粒粒径，所述分散胶颗粒粒径分布曲线的纵坐标为分散胶颗粒含量百分比，所述分散胶颗粒的体积能够在90℃到120℃的温度条件下随温度的增加而膨胀，且所述分散胶颗粒的体积能够在1天到10天内随老化时间的增加而膨胀，所述第一分散胶段塞的浓度范围为0.2wt％至0.4wt％；
向所述油藏注入第一乳化表活剂段塞；
向所述油藏注水进行原油开采。
2.根据权利要求1所述的化学驱采油方法，其特征在于，所述第一乳化表活剂段塞的成分包括石油磺酸盐，所述石油磺酸盐包括石油磺酸钠、石油磺酸钾、石油磺酸铵的至少一种。
3.根据权利要求1所述的化学驱采油方法，其特征在于，所述第一乳化表活剂段塞的浓度范围为0.15wt％至0.4wt％。
4.根据权利要求1至3任一项所述的化学驱采油方法，其特征在于，所述第一分散胶段塞的注入量等于地层总空隙体积的5％至10％，所述第一乳化表活剂段塞的注入量等于为地层总空隙体积的30％至60％。
5.根据权利要求1至3任一项所述的化学驱采油方法，其特征在于，在所述向所述油藏注入第一乳化表活剂段塞之后，且在所述向所述油藏注水进行原油开采之前，所述采油方法还包括：
向所述油藏注入第二分散胶段塞，所述第二分散胶段塞和所述第一分散胶段塞的成分和浓度相同；
向所述油藏注入第二乳化表活剂段塞，所述第二乳化表活剂段塞和所述第一乳化表活剂段塞的成分和浓度相同。
6.根据权利要求5所述的化学驱采油方法，其特征在于，所述第一分散胶段塞的注入量和所述第二分散胶段塞的注入量之和等于地层总空隙体积的5％至10％，所述第一乳化表活剂段塞的注入量和所述第二乳化表活剂段塞的注入量之和等于地层总空隙体积的30％至60％。
7.根据权利要求5所述的化学驱采油方法，其特征在于，所述第一分散胶段塞的注入量和所述第二分散胶段塞的注入量相等，所述第一乳化表活剂段塞的注入量和所述第二乳化表活剂段塞的注入量相等。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110352119.5A CN115142824B (zh) | 2021-03-31 | 2021-03-31 | 化学驱采油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110352119.5A CN115142824B (zh) | 2021-03-31 | 2021-03-31 | 化学驱采油方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115142824A CN115142824A (zh) | 2022-10-04 |
| CN115142824B true CN115142824B (zh) | 2024-03-26 |
Family
ID=83405351
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110352119.5A Active CN115142824B (zh) | 2021-03-31 | 2021-03-31 | 化学驱采油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115142824B (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102562012A (zh) * | 2010-12-27 | 2012-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法 |
| CN105646777A (zh) * | 2015-12-29 | 2016-06-08 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 |
| CN106833586A (zh) * | 2016-12-28 | 2017-06-13 | 浙江海洋大学 | 一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法 |
| CN109439300A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-03-08 | 中国石油大学(华东) | 调流剂颗粒、调流剂及其制备方法和应用 |
| CN109899044A (zh) * | 2019-03-26 | 2019-06-18 | 北京勃兴石油科技有限公司 | 一种调驱洗交替注入提高原油采收率的方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9598927B2 (en) * | 2012-11-15 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable coating for solid particles and associated methods of use in subterranean treatments |
-
2021
- 2021-03-31 CN CN202110352119.5A patent/CN115142824B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102562012A (zh) * | 2010-12-27 | 2012-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种提高水驱开发普通稠油油藏采收率的方法 |
| CN105646777A (zh) * | 2015-12-29 | 2016-06-08 | 四川光亚聚合物化工有限公司 | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 |
| CN106833586A (zh) * | 2016-12-28 | 2017-06-13 | 浙江海洋大学 | 一种纳微米聚合物颗粒与表面活性剂复合驱油方法 |
| CN109439300A (zh) * | 2018-10-19 | 2019-03-08 | 中国石油大学(华东) | 调流剂颗粒、调流剂及其制备方法和应用 |
| CN109899044A (zh) * | 2019-03-26 | 2019-06-18 | 北京勃兴石油科技有限公司 | 一种调驱洗交替注入提高原油采收率的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115142824A (zh) | 2022-10-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Pei et al. | Experimental study of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion flooding to enhance heavy oil recovery | |
| US8271249B2 (en) | Methods for performing simulation of surfactant flooding of a hydrocarbon reservoir | |
| Liang et al. | Computed-tomography measurements of water block in low-permeability rocks: scaling and remedying production impairment | |
| US5101903A (en) | Method for modifying the permeability of an underground formation | |
| Sagbana et al. | A comprehensive review of the chemical-based conformance control methods in oil reservoirs | |
| Torrealba et al. | Improved polymer flooding injectivity and displacement by considering compositionally-tuned slugs | |
| Ferreira et al. | Polyacrylamide adsorption and readsorption in sandstone porous media | |
| CN105670593B (zh) | 一种新的Cr3+聚合物凝胶及其与水交替注入调驱方法 | |
| Wang et al. | Examination of literature on colloidal dispersion gels for oil recovery | |
| CN112051190A (zh) | 一种复合渗透酸渗透能力评价方法 | |
| Raffa et al. | Chemical enhanced oil recovery: advances in polymer flooding and nanotechnology | |
| Sæle et al. | Unsteady-state CO2 foam injection for increasing enhanced oil recovery and carbon storage potential | |
| Du et al. | CO2-responsive gel particles and wormlike micelles coupling system for controlling CO2 breakthrough in ultra-low permeability reservoirs | |
| CN115142824B (zh) | 化学驱采油方法 | |
| Seright et al. | Literature Review and Experimental Observations of the Effects of Salinity, Hardness, Lithology, and ATBS Content on HPAM Polymer Retention for the Milne Point Polymer Flood | |
| Hao et al. | Using starch graft copolymer gel to assist the CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a water channeling reservoir | |
| Hatzignatiou et al. | Sodium silicate gelants for water management in naturally fractured hydrocarbon carbonate formations | |
| CN108304609B (zh) | 一种油气井致密储层裂缝转向能力大小的判断方法 | |
| Horjen | CO2 Foam Stabilization with Nanoparticles and EOR in Fractured Carbonate Systems | |
| Abeysinghe et al. | Acceleration of oil production in mixed-wet reservoirs by alteration of relative permeability curves using surfactants | |
| Abdulbaki | Simulation study of polymer microgel conformance treatments | |
| Brattekås | Conformance control for enhanced oil recovery in fractured reservoirs | |
| Chauhan | Data analysis and summary for surfactant-polymer flooding based on oil field projects and laboratory data | |
| Liu et al. | Enhanced nitrogen foams injection for improved oil recovery: from laboratory to field implementation in viscous oil reservoirs offshore Bohai Bay China | |
| US11867039B2 (en) | Alternating microsphere and smartwater injection for enhanced oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |