CN115288644B - 一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法，属于原油采收技术领域。本发明提供了一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法，CO2吞吐增能增产机理主要是利用CO2在原油中的溶解度是在水中溶解度的4.4倍，CO2溶解在原油中，可以增加原油体积10％～30％，明显降低原油粘度、降低油水间的界面张力、改善油水间流度比、通过萃取汽化原油中的轻烃组分，结合纳米驱油剂实现增能助排作用，进而提高原油采收率。
Description
技术领域
本发明涉及原油采收技术领域，尤其涉及一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法。
背景技术
低渗透油田由于储层致密、孔隙度、渗透率低导致地层能量衰减快，注采矛盾突出，特别是开发初期保持较高的注采比开采，但由于注水压力高、吸水差，产量递减幅度大，油井产量持续下降，水驱开发效果差，采出程度低，仍有大量的单井控制储量以及难动用的储量未得到有效动用。实施CO2吞吐措施成为当前石油开采提高油田采收率的一种有效可行的方法。但是现有技术中单独使用CO2吞吐仍存在原油采收率低的问题。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法。本发明的方法能够提高原油采收率。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法，包括以下步骤：
自生产井生产端反向依次注入第一超临界CO2气体和纳米驱油剂，当所述纳米驱油剂注入体积为0.4PV时，停止注入所述纳米驱油剂，进行第一停井，监测一次闷井压力下降值；所述第一超临界CO2气体和纳米驱油剂的体积比为5:4；
当所述一次闷井压力下降值达到原始地层压力的1/3时，继续注入体积为0.1PV的第二超临界CO2气体，进行第二停井，监测二次闷井压力下降值，当所述二次闷井压力下降值达到CO2气体混相压力时，打入后置水，监测三次闷井压力下降值，当所述三次闷井压力下降值达到混相压力的1/2时，开井进行吞吐生产。
优选地，所述纳米驱油剂包括以下质量百分数的组分：纳米二氧化硅5％～15％，十七氟癸基三乙氧基硅烷0.2％～3％，石油磺酸盐20％～30％，双子表面活性剂1％～25％，白油2％～5％，氯化钠0.1％～3％和水5％～25％，各组分的质量百分数之和为100％。
优选地，所述纳米驱油剂以纳米驱油剂溶液的形式注入，所述纳米驱油剂溶液的质量浓度为0.1％～0.7％。
优选地，所述后置水的体积为超临界CO2气体和纳米驱油剂总体积的1％，所述超临界CO2气体包括第一超临界CO2气体和第二超临界CO2气体。
优选地，所述纳米驱油剂与超临界二氧化碳CO2气体的体积比为1～1.25:1，所述超临界CO2气体包括第一超临界CO2气体和第二超临界CO2气体。
优选地，所述第一超临界CO2气体的注入速度不高于4m3/小时。
优选地，所述第二超临界CO2气体的注入速度为2～10m3/小时。
优选地，所述第一停井的时间为2天。
优选地，所述第二停井的时间为7天。
本发明提供了一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法，包括以下步骤：自生产井生产端反向依次注入第一超临界CO2气体和纳米驱油剂，当所述纳米驱油剂注入体积为0.4PV时，停止注入所述纳米驱油剂，进行第一停井，监测一次闷井压力下降值；所述第一超临界CO2气体和纳米驱油剂的体积比为5:4；当所述一次闷井压力下降值达到原始地层压力的1/3时，继续注入体积为0.1PV的第二超临界CO2气体，进行第二停井，监测二次闷井压力下降值，当所述二次闷井压力下降值达到CO2气体混相压力时，打入后置水，监测三次闷井压力下降值，当所述三次闷井压力下降值达到混相压力的1/2时，开井进行吞吐生产。
本发明提供的一种纳米驱油剂与二氧化碳复合最优比例及方式的吞吐提高采收率方法，把具有小粒径、在原油中具有高溶解度、能明显改善油水间流度比的超临界CO2，超临界CO2吞吐增能增产机理主要是利用CO2在原油中的溶解度是在水中溶解度的4.4倍，CO2溶解在原油中，可以增加原油体积10％～30％，明显降低原油粘度、降低油水间的界面张力、改善油水间流度比、通过萃取汽化原油中的轻烃组分，结合纳米驱油剂实现增能助排作用，进而提高原油采收率，本发明将超临界CO2通过加温装置注入到油层内，然后注入纳米驱油剂段塞，在此过程中，通过超临界CO2进入低渗储层及纳米级孔喉，形成润滑通道，同时借助分离压，改变原始通道的油气水分布状态，可极大降低后续流体进入阻力，扩大波及面积，借助后续注入纳米驱油剂形成隔离段塞，同时起到减缓前端气体压力下降幅度，在开井降压采收过程中，由于溶解于地层中的二氧化碳达到过饱和状态，二氧化碳与纳米驱油剂接触端面形成泡沫墙，迫使CO2气体扩散到未动用区域，并随着地层压力的持续降低而生长，膨胀，推动剩余油向外运移，进而提高采收率。
进一步地，本发明的纳米驱油剂由于分子直径小，具备高能表面剂，可降低油水界面张力使油对岩石表面的润湿角(θ)增加，降低油滴从岩石表面拉开所需的粘附功，提高溶液的洗油能力；本发明的纳米驱油剂带有同沥青质、胶质一样的强极性基团，因此降粘剂分子对胶质、沥青质分子聚集体有溶解和剥离作用，使胶质、沥青质聚集体分子数目减少，降低原油粘度；本发明的纳米驱油剂加入高蜡油中可以降低原油的析蜡点，改善蜡晶的结晶性能，从而降低原油在低温下的粘度；本发明的纳米驱油剂降粘剂分子借助自身较强的形成氢键能力和渗透、分散能力进入胶质、沥青质片状分子之间，与胶质、沥青质之间形成更强的氢键，使得稠油分子结构尺寸减小，降低稠油粘度。
附图说明
图1为采出程度与纳米驱油剂PV数关系图；
图2为采出程度与超临界CO2气体PV数关系图；
图3为纳米驱油剂(0.4PV)-超临界CO2返吐压力变化曲线；
图4为不同PV数注入压力变化曲线；
图5为不同PV数的超临界CO2与纳米驱油剂量比值与采出程度的关系图；
图6为源141老区油样在30℃下降粘效果照片；
图7为源141老区油样在40℃下降粘效果照片；
图8为源141老区油样在45℃下降粘效果照片。
具体实施方式
本发明提供了一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法，包括以下步骤：
自生产井生产端反向依次注入第一超临界CO2气体和纳米驱油剂，当所述纳米驱油剂注入体积为0.4PV时，停止注入所述纳米驱油剂，进行第一停井，监测一次闷井压力下降值；所述第一超临界CO2气体和纳米驱油剂的体积比为5:4；
当所述一次闷井压力下降值达到原始地层压力的1/3时，继续注入体积为0.1PV的第二超临界CO2气体，进行第二停井，监测二次闷井压力下降值，当所述二次闷井压力下降值达到CO2气体混相压力时，打入后置水，监测三次闷井压力下降值，当所述三次闷井压力下降值达到混相压力的1/2时，开井进行吞吐生产。
在本发明中，若无特殊说明，使用的原料均为本领域市售商品。
本发明自生产井生产端反向依次注入第一超临界CO2气体和纳米驱油剂，当所述纳米驱油剂注入体积为0.4PV时，停止注入所述纳米驱油剂，进行第一停井，监测一次闷井压力下降值；所述第一超临界CO2气体和纳米驱油剂的体积比为5:4。
在本发明中，优选采用段塞式注入超临界CO2气体，利用超临界CO2气体疏通油流通道，同时对低压力系数地层进行增能，同时借助所述纳米驱油剂的高洗油特性改变通道润湿情况。
在本发明中，所述第一超临界CO2气体的注入速度优选不高于4m3/小时，以使地层压力均匀上升。
在本发明中，所述纳米驱油剂优选以纳米驱油剂溶液的形式注入，所述纳米驱油剂溶液的质量浓度优选为0.1％～0.7％，更优选为0.3％～0.5％。
在本发明中，所述纳米驱油剂优选包括以下质量百分数的组分：纳米二氧化硅5％～15％，十七氟癸基三乙氧基硅烷0.2％～3％，石油磺酸盐20％～30％，双子表面活性剂1％～25％，白油2％～5％，氯化钠0.1％～3％和水5％～25％，各组分的质量百分数之和为100％。
在本发明中，所述纳米驱油剂中纳米二氧化硅的质量百分数优选为8％～12％，所述纳米二氧化硅的作为驱油剂耦合载体。
在本发明中，所述纳米二氧化硅的粒径优选为15nm～30nm。
在本发明中，所述纳米驱油剂中十七氟癸基三乙氧基硅烷的质量百分数优选为0.2％～0.3％，所述十七氟癸基三乙氧基硅烷的作用是作为耦合剂。
在本发明中，所述纳米驱油剂中石油磺酸盐的质量百分数优选为25％～28％，所述石油磺酸盐的作用是洗油剂，降低表界面张力。
在本发明中，所述纳米驱油剂中双子表面活性剂的质量百分数优选为5％～20％，所述双子表面活性剂的作用是改变油水岩石界面润湿角，降低表面能。
在本发明中，所述双子表面活性剂优选包括季铵盐类双子表活剂或磺酸盐类双子表活剂。
在本发明中，所述纳米驱油剂中白油的质量百分数优选为3％～4％，所述白油作为混合溶剂。
在本发明中，所述纳米驱油剂中氯化钠的质量百分数优选为0.5％～2.5％，所述氯化钠作为分散液。
在本发明中，所述第一停井的时间优选为2天。
当所述一次闷井压力下降值达到原始地层压力的1/3时，继续注入体积为0.1PV的第二超临界CO2气体，进行第二停井，监测二次闷井压力下降值，当所述二次闷井压力下降值达到CO2气体混相压力时，打入后置水，监测三次闷井压力下降值，当所述三次闷井压力下降值达到混相压力的1/2时，开井进行吞吐生产。
在本发明中，所述第二超临界CO2气体的注入速度优选为2～10m3/小时，更优选为6m3/小时。
在本发明中，继续注入体积为0.1PV的第二超临界CO2气体是作用是把注入的所述纳米驱油剂从近井地带继续推入地层深部，压缩前置二氧化碳，提高地层蓄能压力，作为吞吐的原动力。
在本发明中，所述第二停井的时间优选为7天。
在本发明中，所述后置水的体积优选为超临界CO2气体和纳米驱油剂总体积的1％，所述超临界CO2气体包括第一超临界CO2气体和第二超临界CO2气体。
在本发明中，所述纳米驱油剂与超临界二氧化碳CO2气体的体积比优选为1～1.25:1，所述超临界CO2气体包括第一超临界CO2气体和第二超临界CO2气体。
为了进一步说明本发明，下面结合实例对本发明提供的低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法进行详细地描述，但不能将它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例中纳米驱油剂包括以下质量百分数的组分：纳米二氧化硅15％，十七氟癸基三乙氧基硅烷3％，石油磺酸盐30％，双子表面活性剂(磺酸盐类双子表面活性剂)25％，白油5％，氯化钠3％和水19％。
实施例1
1、头台源141老区区块储层特征及CO2吞吐实验参数
区块地质数据如表1所示。
表1区块地质数据
| 具体内容 | 具体参数 |
| 区块 | 头台采油厂源141老区区块 |
| 油层 | 葡I3<sub>2</sub> |
| 实验温度 | 57.2～67.8℃(60℃) |
| 地层压力(围压) | 13.42～18.65MPa(10MPa) |
| 原油粘度(油层) | 5.5mPa·s |
| 地层水矿化度(NaHCO<sub>3</sub>) | 11224mg/L |
| 破裂压力 | MPa |
| 渗透率 | 17mD |
| 孔隙度 | 14～24.5％ |
| 岩心直径 | 38mm |
| 岩心长度 | 300mm |
| 原始含油饱和度 | 63.40％ |
| 目前采出程度 | 8.62％ |
| 目前综合含水 | 37.30％ |
| 驱油剂(优化用量) | 0.70％ |
| 岩心夹持器吞吐 | 是 |
2、超临界CO2实验参数设定
先驱油剂后超临界CO2段塞的参数如表2所示。
表2先纳米驱油剂后超临界CO2段塞参数
表2中，储层压力的单位为MPa，注入速度的单位为mL/min。
具体过程如下：采用段塞式注入纳米驱油剂，自生产井生产端反向注入(注入速度为0.1mL/min)，停止纳米驱油剂，再注入超临界CO2气体，停止超临界CO2气体，停井2天观察设定时间，监测一次闷井压力下降值；当压力下降值达到原始地层压力的1/3时，继续注入超临界CO2气体，把注入的纳米驱油剂从近井地带继续推入地层深部，压缩前置二氧化碳，提高地层蓄能压力，作为吞吐的原动力。停井7天设定时间，监测二次闷井压力下降值，当压力下降值达到CO2气体混相压力时，打入后置水，停井设定时间，监测三次闷井压力下降值，当下降值达到混相压力的1/2时，陆续开井进行吞吐生产，以完成对原油的开采。
先超临界CO2后驱油剂段塞的参数如表3所示。
表3先超临界CO2后纳米驱油剂段塞参数
表3中，储层压力的单位为MPa，注入速度的单位为mL/min。
具体过程如下：采用段塞式注入采用超临界CO2气体，自生产井生产端反向注入(注入速度为0.1mL/min)，停止注入CO2气体，再注入纳米驱油剂，停止注入纳米驱油剂，停井2天观察设定时间，监测一次闷井压力下降值；当压力下降值达到原始地层压力的1/3时，继续注入超临界CO2气体，把注入的纳米驱油剂从近井地带继续推入地层深部，压缩前置二氧化碳，提高地层蓄能压力，作为吞吐的原动力。停井7天设定时间，监测二次闷井压力下降值，当压力下降值达到CO2气体混相压力时，打入后置水，停井设定时间，监测三次闷井压力下降值，当下降值达到混相压力的1/2时，陆续开井进行吞吐生产，以完成对原油的开采。
3、施工参数确定
(1)超临界CO2注入0.3PV数的条件下，纳米驱油剂注入0.2、0.3、0.4、0.5、0.6PV数后，采出程度与纳米驱油剂PV数关系见图1，可知，前置和后置纳米驱油剂效果不同，其中前置纳米驱油剂，随着注入PV数的增加，采出程度降低，而后置纳米驱油剂则随PV数的增加，采出程度提高，0.4PV后增幅变缓。
(2)纳米驱油剂质量浓度0.7％，注入0.3PV数一定的条件下，超临界CO2注入0.2、0.3、0.4、0.5、0.6PV数后，采出程度与超临界CO2PV数关系见图2，可知，前置和后置超临界CO2效果不同，其中前置超临界CO2+纳米驱油剂效果较好，并存在拐点和突变点(0.4PV～0.5PV)。
(3)纳米驱油剂质量浓度0.7％，注入0.4PV数一定的条件下，超临界CO2注入0.2、0.3、0.4、0.5、0.6PV数后，纳米驱油剂(0.4PV)-超临界CO2返吐压力变化曲线见图3，可知，在返吐阶段压力变化存在拐点，既注入0.4PV数压降下浮缓慢，时间较长。PV数越高，泄压反而越快。
(4)纳米驱油剂质量浓度0.7％，注入纳米驱油剂+超临界CO2PV数为一定的条件下，前置分别以相同浓度纳米驱油剂和超临界CO2，压力曲线数据见图4说明，前置纳米驱油剂会导致注入压力升高快速，下降时间短，而后置纳米驱油剂注入压力低，压力下降缓慢，更容易进入地层深部。
(5)纳米驱油剂与采出程度关系
纳米驱油剂质量浓度0.7％、注入PV数为0.4PV时，不同PV数的超临界CO2与纳米驱油剂量比值与采出程度的关系见图5，可知，随着超临界CO2PV体积的增加，采出程度在0.4PV提高幅度最大，后续在变化趋缓，按体积比例计算，则现场施工时，纳米驱油剂总体积与超临界二氧化碳CO2总体积比在1～1.25:1。
4、经济效益和采出程度参数确定
(1)采出程度参数
注入方式：通过物模实验数据分析，以前置超临界CO2+后置纳米驱油剂效果最优，压力下降缓慢，有助于扩大波及面积。
注入体积：
A.超临界CO2注入体积：那么纳米驱油剂质量浓度0.7％、注入PV数为0.4PV时，不同PV数二氧化碳注入量，以超临界CO2前置0.5PV注入量时，采出程度可达48.9。
B.注入PV比例：纳米驱油剂质量浓度0.7％、注入PV数为0.4PV时，纳米驱油剂总体积与超临界二氧化碳CO2总体积比在1～1.25:1。
(2)经济效益参数
方式一：如果单独注入超临界CO2，按标准1PV注入，则提高采出程度25％，以单井孔隙体积为1000t计算，总费用69万元；(碳源690元/吨含注入费)
方式二：组合式注入，0.4PV纳米驱油剂+0.5PV超临界CO2合计1000t，则提高采出程度48.9％，按444.4t纳米活性驱油剂+555.5t超临界CO2，总费用51.6万元，对比方式一节省费用26％。(纳米驱油剂按质量浓度0.7％，单价按30000元/吨)
5、纳米驱油剂相关实验数据：
(1)降粘实验
在源141老区选取Y37-105油井和Y39-105油井的原油样本，进行室内降粘实验，以降粘率作为稠油降粘剂降粘效果的评价标准，按照SY/T0520-93石油企业标准来测定驱油剂的降粘率。评价条件为：测量温度为50℃，使用旋转粘度计(31号转子系统)转速在21.6r/min档；实验用油样为脱水原油，50℃时所测得的空白原油的粘度为4000MPa·s，属于稠油。评价方法：①将稠油用煤油稀释(煤油：稠油＝1：8，质量比)至可测量范围后，加热至50℃，并置于50℃水浴中保温备用；②取适量的纳米驱油剂，溶于煤油中，配制成溶液，加入到5O℃已稀释的稠油中，搅拌均匀。采用旋转粘度计分别测定稠油加入驱油剂前后的粘度，按下式计算其降粘率：
式中：η0-加纳米驱油剂前的表观粘度，MPa·s-1，η1-加纳米驱油剂后的表观粘度，MPa·s-1。
结果见表4，显示，在不同的温度条件下，纳米驱油剂均取得较好的降粘效果，降粘率均达到90％以上。
表4源141老区降粘率数据统计表
图6～8分别为源141老区油样在30、40和45℃下降粘效果照片。
(2)界面张力实验
根据室内实验数据，纳米驱油剂在降低界面张力数据见表5，说明，具备较好的使用效果。
表5源141老区界面张力实验数据统计表(单位mN/m)
(3)润湿性
接触角数据见表6：
表6接触角数据
(4)驱油效率
A、通过对源141老区区块，源37-105原油组分进行分析，此区块所使用的纳米驱油剂需要满足表7参数要求。
表7参数要求
B、通过对源141老区区块，四口井油样进行室内驱油率实验，结果见表8，得出使用纳米驱油剂最优质量浓度在0.7％。
表8室内驱油率数据
(5)注入PV数测定
以头台采油厂源141老区区块岩石基本数据及原油参数，岩心注入PV数与驱油率的数据见表9，显示，单次注入1PV经济参数最优，驱油效率可提高10个百分点以上。
表9岩心注入PV数与驱油率的数据
以上所述仅是本发明的优选实施方式，并非对本发明作任何形式上的限制。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种低渗储层复合二氧化碳吞吐提高原油采收率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
自生产井生产端反向依次注入第一超临界CO2气体和纳米驱油剂，当所述纳米驱油剂注入体积为0.4PV时，停止注入所述纳米驱油剂，进行第一停井，监测一次闷井压力下降值；所述第一超临界CO2气体和纳米驱油剂的体积比为5:4；
当所述一次闷井压力下降值达到原始地层压力的1/3时，继续注入体积为0.1PV的第二超临界CO2气体，进行第二停井，监测二次闷井压力下降值，当所述二次闷井压力下降值达到CO2气体混相压力时，打入后置水，监测三次闷井压力下降值，当所述三次闷井压力下降值达到混相压力的1/2时，开井进行吞吐生产；
所述纳米驱油剂包括以下质量百分数的组分：纳米二氧化硅5％～15％，十七氟癸基三乙氧基硅烷0.2％～3％，石油磺酸盐20％～30％，双子表面活性剂1％～25％，白油2％～5％，氯化钠0.1％～3％和水5％～25％，各组分的质量百分数之和为100％。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述纳米驱油剂以纳米驱油剂溶液的形式注入，所述纳米驱油剂溶液的质量浓度为0.1％～0.7％。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述后置水的体积为超临界CO2气体和纳米驱油剂总体积的1％，所述超临界CO2气体包括第一超临界CO2气体和第二超临界CO2气体。
4.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于，所述纳米驱油剂与超临界二氧化碳CO2气体的体积比为1～1.25:1，所述超临界CO2气体包括第一超临界CO2气体和第二超临界CO2气体。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一超临界CO2气体的注入速度不高于4m3/小时。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二超临界CO2气体的注入速度为2～10m3/小时。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一停井的时间为2天。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二停井的时间为7天。
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