CN115853482A - 胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统 - Google Patents
胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115853482A CN115853482A CN202310166917.8A CN202310166917A CN115853482A CN 115853482 A CN115853482 A CN 115853482A CN 202310166917 A CN202310166917 A CN 202310166917A CN 115853482 A CN115853482 A CN 115853482A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- capsule
- polymer
- injection
- performance
- profile control
- 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.)
- Granted
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 142
- 239000002775 capsule Substances 0.000 title claims abstract description 136
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 72
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 32
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 20
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims description 14
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 12
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 12
- 230000008685 targeting Effects 0.000 claims description 9
- 230000006872 improvement Effects 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 6
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 6
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 4
- 238000002513 implantation Methods 0.000 claims description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 4
- 239000003094 microcapsule Substances 0.000 claims description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 4
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005253 cladding Methods 0.000 abstract description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- -1 salt ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 238000013268 sustained release Methods 0.000 description 1
- 239000012730 sustained-release form Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
本发明涉及胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统，包括：（1）确定目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态；（2）确定近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域；（3）根据目标油藏条件设计合成胶囊聚合物；（4）基于室内实验评价胶囊聚合物抗剪切性能、缓释增粘性能、注入性能及调剖性能，判断是否符合预期性能要求；（5）制定胶囊聚合物驱矿场注入方案；（6）监测油藏开发动态。本发明将聚合物用包壳层包裹，大幅减少了聚合物注入过程中的剪切降解，有效降低成本；本发明抑制了注入流体的无效循环；大幅度提高原油采收率。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统。
背景技术
聚合物驱或聚合物为主剂的化学驱（如多元复合驱、非均相复合驱）作为提高采收率的重要方法在中国东部高含水油田（如大庆、胜利等油田）开展了大规模的工业化推广应用，动用地质储量约15亿吨，平均采收率达到50%，同时在世界范围内也得到了广泛应用。即便如此，由于注入井附近地带剪切速率大，储层非均质性严重，常规聚合物驱仍普遍存在剪切损失大、低效循环严重等难题，影响聚合物驱开发效果和经济效益。因此，有必要探索新的化学驱油方法提高原油采收率。
基于以上分析，常规聚合物驱面临两大难题：一是井筒及近井地带剪切降解损失大，常规聚合物配注过程粘度损失率可达50~70%；二是即使聚合物具有调剖作用，注入化学剂流体仍会从极端高渗层窜流造成低效循环严重。
发明内容
针对现有技术中存在的常规聚合物驱近井地带剪切降解损失大、难以深部调剖、原油采收率普遍偏低等不足，本发明提出了胶囊聚合物驱提高采收率的方法，其思路是借鉴医学肠溶胶囊结构，地面合成含聚合物胶囊的胶乳体系。胶囊将聚合物包裹分子链呈束缚状，好似穿上了“紧身衣”，粘度未释放，抗剪切能力强，并且胶囊为颗粒，可在岩石中暂堵及变形运移，近井地带起到较强的调驱作用，减少注入流体的低效循环；当聚合物胶囊运移至油藏深部，胶囊包壳层在地层条件(温度、矿化度等)作用下逐渐破裂并释放出内部包裹的聚合物，聚合物分子链舒展，实现驱替液缓释增粘。该方法可有效提高聚合物驱效果，进一步释放聚合物提高采收率潜力。
本发明方法适用于水驱油藏、以聚合物为主剂的化学驱油藏，尤其是陆上油田中低渗油藏及海上油田化学驱油藏。
术语解释：
1、纵向渗透率：沿油藏深度方向的渗透率；
2、纵向平均剩余油饱和度：沿油藏深度方向的饱和度分布；
3、变异系数：原始数据标准差与原始数据平均数的比，反映数据离散程度；
4、矿化度静电屏蔽机制：胶囊外壳即包壳层分子间具有静电相互作用，盐离子可以破坏该作用及屏蔽静电作用，使得包壳层结构不稳定而收缩变形；
5、水渗透溶胀机制：包壳层被破坏后水进入胶囊内部，胶囊内部的聚合物遇水发生溶胀；
6、温度溶解机制：高温作用下胶囊的外壳溶解；
7、抗剪切实验：即以一定速率剪切胶囊，之后观测其是否被破坏；
8、室内老化实验：在一定温度、矿化度等条件下静置溶液，观测其缓释情况；
9、单岩心胶囊聚合物注入实验：即岩心驱替实验，实验中注入胶囊聚合物，观测入口压力变化；
10、双管渗透率级差渗流实验：即并联岩心驱替实验，岩心中一个是高渗透率岩心，一个是低渗透率岩心，观测两管流出流量。
本发明的技术方案为：
一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，包括：
（1）确定目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态
确定储层渗透率、孔隙度、非均质程度、温度、矿化度、注水井和采油井的位置及相对距离以及剩余油分布情况；
（2）确定近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域
将渗流方向上层内纵向渗透率极差最大处或纵向渗透率变异系数大于0.6的区域确定为油藏近井地带靶向调剖区域，该油藏近井地带靶向调剖区域距注水井的最远水平距离定义为靶向距离x 1；将层内纵向平均剩余油饱和度大于0.6的区域定义为远井地带靶向增粘区域，该远井地带靶向增粘区域距注水井的最近水平距离定义为靶向距离x 2；
（3）根据目标油藏条件设计合成胶囊聚合物
胶囊聚合物是指采用化学包埋法利用包壳层将聚合物包裹，形成微胶囊聚合物；
根据近井地带渗透率条件定制胶囊聚合物的粒径及弹性模量；
根据靶向距离和储层条件定制胶囊聚合物的触发机制，胶囊聚合物的触发机制包括矿化度静电屏蔽机制、水渗透溶胀机制及温度溶解机制。
（4）基于室内实验评价胶囊聚合物抗剪切性能、缓释增粘性能、注入性能及调剖性能，判断是否符合预期性能要求；如不符合预期性能要求，则返回步骤（3）重新设计；
（5）制定胶囊聚合物驱矿场注入方案；
（6）监测油藏开发动态，定期按照步骤（1）~（5）迭代优化胶囊聚合物性质及驱矿场注入方案。
根据本发明优选的，粒径确定准则如式
所示：
式
中，d为胶囊粒径，a为取值范围为0.1-5的系数，τ为近井地带靶向调剖区域迂曲度，k为近井地带靶向调剖区域平均渗透率，/>
为近井地带靶向调剖区域孔隙度。
根据本发明优选的，弹性模量确定准则如式
所示：
E=（0.1+bk mn ）E 0 
式
中，E为胶囊外壳弹性模量，b为取值范围为0.01-5的系数，k mn 为层内渗透率级差，E 0为参考弹性模量，取/>
，σ 0为参考界面张力。/>
根据本发明优选的，步骤（4）中，
选取不同质量浓度的胶囊进行抗剪切实验，确定地面温度下胶囊破裂的临界剪切速率即胶囊聚合物抗剪切性能；
进行室内老化实验，确定聚合物在地层中的释放速率及增粘性能即缓释增粘性能，其粘度与时间关系满足
，/>
为粘度，/>
为聚合物胶囊完全释放后最大粘度，t为时间，α、n为系数；
进行单岩心胶囊聚合物注入实验，记录注入压力变化即注入性能；
进行双管渗透率级差渗流实验，记录剖面改善系数评价调剖性能，最优调剖浓度记为c 1；
预期性能要求是指：胶囊聚合物的临界剪切速率不小于600s-1；聚合物胶囊完全释放后最大粘度不小于20mPa物胶，胶囊聚合物注入压力小于注水压力的5倍，剖面改善系数大于50%。
根据本发明优选的，步骤（5）中，胶囊聚合物驱矿场注入方案包括：
首先，注入浓度为c 1的胶囊聚合物0.1PV，注入速度Q 1满足
，A为地层截面面积，/>
为近井地带靶向调剖区域孔隙度；
然后，注入浓度为0.5c 1的胶囊聚合物0.4PV，注入速度Q 2满足
；
最后，进行水驱。
根据本发明优选的，步骤（6）中，含水率重新到达实施本轮胶囊聚合物驱前的水平时，按照步骤（1）~（5）重新设计胶囊聚合物及驱矿场注入方案。
一种胶囊聚合物驱提高采收率的系统，包括：
目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态确定模块，被配置为：确定目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态；
近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域确定模块，被配置为：确定近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域；
胶囊聚合物设计模块，被配置为：根据目标油藏条件设计合成胶囊聚合物；
胶囊聚合物性能评价模块，被配置为：基于室内实验评价胶囊聚合物抗剪切性能、缓释增粘性能、注入性能及调剖性能；
胶囊聚合物驱矿场注入方案制定模块，被配置为：制定胶囊聚合物驱矿场注入方案。
本发明的有益效果为：
将聚合物用包壳层包裹，大幅减少了聚合物注入过程中的剪切降解，有效降低成本；胶囊聚合物在未触发破裂前的流动为非连续相渗流，可在近井地带起到调剖作用，抑制了注入流体的无效循环；胶囊聚合物可在油藏深部靶向区域释放，动用目标剩余油，大幅度提高原油采收率。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例的技术方案，下面将对本申请实施例中所需要使用的附图做简单的介绍，显而易见地，下面所描述的附图仅仅是本申请的一些实施例，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为本发明胶囊聚合物驱提高采收率的方法的流程框图；
图2为本发明胶囊聚合物渗流过程示意图；
图3为本发明胶囊透射电镜图像示意图；
图4为本发明胶囊聚合物粘度释放速度示意图；
图5为本发明胶囊聚合物注入能力实验评价结果示意图；
图6为本发明胶囊聚合物调剖能力实验评价结果示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合说明书附图和实施例，对本发明进行进一步详细说明，方案涉及的计算公式中的变量除特殊说明均采用国际单位制。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他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，如图1所示，包括：
（1）确定目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态
综合利用试井解释资料、含水率监测数据及油藏数值模拟等手段确定储层渗透率、孔隙度、非均质程度、温度、矿化度、注水井和采油井的位置及相对距离以及剩余油分布情况；
选取某油田区块某注入井及采油井为例，综合利用试井解释资料、含水率监测数据及油藏数值模拟等手段确定储层平均渗透率为48.8mD，平均孔隙度为15.2%，地层温度75℃、矿化度12000mg/L、地下原油粘度为39mPa·s、某注水井和对应的采油井相距150m，储层渗流方向的截面积约为50m2，采用水驱方式开发至今油井产液含水率为95.2%，沿渗流方向的非均质程度、剩余油分布情况可由试井资料具体确定，其平均渗透率极差为5、平均渗透率变异系数为0.5，剩余油平均饱和度为0.8。
（2）确定近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域
近井地带由于注水冲刷导致储层非均质性严重，将渗流方向上层内纵向渗透率极差最大处或纵向渗透率变异系数大于0.6的区域确定为油藏近井地带靶向调剖区域，该油藏近井地带靶向调剖区域距注水井的最远水平距离定义为靶向距离x 1，为10m；远井地带由于注水优势通道导致大量剩余油残存地下，将层内纵向平均剩余油饱和度大于0.6的区域定义为远井地带靶向增粘区域，该远井地带靶向增粘区域距注水井的最近水平距离定义为靶向距离x 2，为50m。
（3）根据目标油藏条件设计合成胶囊聚合物
胶囊聚合物是指采用化学包埋法利用包壳层将聚合物包裹，形成微胶囊聚合物；具体技术可参考Gong等人方法(Gong J, Wang Y, Cao X, et al. Journal of MolecularLiquids, 2022: 119394)或Liao等人的方法(Liao Z, Xue D, Li H, et al. Journal ofApplied Polymer Science, 2016, 133 (36):43905)。该胶囊聚合物粒径为100nm-10μm，在油藏条件下具有破裂触发机制；胶囊聚合物外壳具有弹性，未破裂前具有颗粒流特性；胶囊聚合物破裂触发后聚合物释放，地层注入流体粘度增加。针对此油藏条件，将温控溶解机制作为胶囊的触发机制，该胶囊在地层中的渗流过程如图2所示。
根据近井地带渗透率条件定制胶囊聚合物的粒径及弹性模量；
根据近井地带渗透率条件定制胶囊聚合物的粒径：
式
中，d为胶囊粒径，a为取值范围为0.1-5的系数，τ为近井地带靶向调剖区域迂曲度，k为近井地带靶向调剖区域平均渗透率，/>
为近井地带靶向调剖区域孔隙度。
确定胶囊外壳的弹性模量：
其中，E为胶囊外壳弹性模量，b为取值范围为0.01-5的系数，渗透率越大其取值越大，k mn 为层内渗透率级差，σ 0为参考界面张力，为1mN/m。
最终合成的胶囊聚合物的微观图像如图3所示。
根据靶向距离和储层条件定制胶囊聚合物的触发机制，胶囊聚合物的触发机制包括矿化度静电屏蔽机制、水渗透溶胀机制及温度溶解机制。
步骤（3）中，根据靶向距离和储层条件定制胶囊聚合物的触发机制，包括：首先，明确地层条件下的温度和矿化度；根据温度和矿化度条件，选择是以温度溶解为主还是矿化度静电屏蔽为主要因素去破坏胶囊的包壳层，具体以哪种为因素主，主要取决于合成工艺的难易及靶向距离的要求，可以灵活选择。靶向距离即注入井与靶向区域间的距离，要保持胶囊到达靶向区域前不破裂，到达之后开始破裂。
（4）基于室内实验评价胶囊聚合物抗剪切性能、缓释增粘性能、注入性能及调剖性能，判断是否符合预期性能要求；如不符合预期性能要求，则返回步骤（3）重新设计；
选取不同质量浓度的胶囊进行抗剪切实验，地面温度下，剪切速率在1000s-1时胶囊聚合物仍未破裂，符合性能要求；
选取不同质量浓度的聚合物胶囊测试，地层温度下，当胶囊聚合物浓度大于1200mg/L时，完全释放后的最大粘度大于20mPa·P，因此注入浓度应不小于1200mg/L；
选取不同质量浓度的胶囊进行室内老化实验，确定聚合物在地层中的释放速率及增粘性能即缓释增粘性能，地层温度下(75℃)其粘度释放速度如图4所示，其粘度与时间关系满足
，/>
为粘度，/>
为聚合物胶囊完全释放后最大粘度，t为时间；胶囊包裹的聚合物是增粘剂，胶囊破裂后流体粘度增加，即粘度是缓慢释放的，参考缓释药物胶囊，一般要求其到达靶向区域释放。
进行单岩心胶囊聚合物注入实验，记录注入压力变化即注入性能；储层渗透率下胶囊聚合物注入压力如图5所示，其主任压力仅为注水时的注入压力的2.5倍，符合性能要求。
进行双管渗透率级差渗流实验，记录剖面改善系数评价调剖性能，最优调剖浓度记为c 1；在近井地带渗透率级差下，选取了注入浓度为1500mg/L、2000mg/L、2500mg/L及3000mg/L的聚合物胶囊溶液进行分流量评价实验，聚合物胶囊浓度为3000mg/L时剖面改善效果最好，该实验不同阶段分流量变化趋势如图6所示，此时剖面改善系数为50.57%，大于50%，符合性能要求。剖面改善系数计算公式为：
其中，Q la和Q lb代表低渗管水驱阶段及后续水驱阶段的累积总流量，Q ha和Q hb代表高渗管水驱阶段及后续水驱阶段的累积总流量。
需要指出的是若实验过程中任一性能不满足要求，则需要返回步骤（3）并更改a、b的系数重新设计合成聚合物胶囊。
（5）制定胶囊聚合物驱矿场注入方案；
首先注入浓度为3000mg/L的胶囊聚合物0.1PV，注入速度为200m3/d，则
，满足注入速度要求，其中A为地层截面面积，/>
为近井地带靶向调剖区域孔隙度；
然后注入浓度为1800mg/L的胶囊聚合物0.4PV，注入速度为300m3/d，则
，介于0.3-0.85之间，满足注入速度要求。
最后进行后续水驱，直至含水率重新到达实施本轮胶囊聚合物驱前的水平。
（6）监测油藏开发动态，定期按照步骤（1）~（5）迭代优化胶囊聚合物性质及驱矿场注入方案。
注入胶囊聚合物后，其在近井地带可以纵向调剖，在远井地带可以增粘扩大平面波及，达到提高采收率效果，注入方案的设计是为了让胶囊聚合物高效地起作用。
胶囊聚合物驱实施后，含水率从95.2%降至78.5%，然后含水率逐步上升至95%以上，此时更新油藏储层动态参数，按照步骤（1）~（5）重新设计胶囊聚合物及注入方案。
实施例2
一种胶囊聚合物驱提高采收率的系统，包括：
目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态确定模块，被配置为：确定目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态；
近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域确定模块，被配置为：确定近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域；
胶囊聚合物设计模块，被配置为：根据目标油藏条件设计合成胶囊聚合物；
胶囊聚合物性能评价模块，被配置为：基于室内实验评价胶囊聚合物抗剪切性能、缓释增粘性能、注入性能及调剖性能；
胶囊聚合物驱矿场注入方案制定模块，被配置为：制定胶囊聚合物驱矿场注入方案。
Claims (7)
1.一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，其特征在于，包括：
（1）确定目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态
确定储层渗透率、孔隙度、非均质程度、温度、矿化度、注水井和采油井的位置及相对距离以及剩余油分布情况；
（2）确定近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域
将渗流方向上层内纵向渗透率极差最大处或纵向渗透率变异系数大于0.6的区域确定为油藏近井地带靶向调剖区域，该油藏近井地带靶向调剖区域距注水井的最远水平距离定义为靶向距离x 1；将层内纵向平均剩余油饱和度大于0.6的区域定义为远井地带靶向增粘区域，该远井地带靶向增粘区域距注水井的最近水平距离定义为靶向距离x 2；
（3）根据目标油藏条件设计合成胶囊聚合物
胶囊聚合物是指采用化学包埋法利用包壳层将聚合物包裹，形成微胶囊聚合物；
根据近井地带渗透率条件定制胶囊聚合物的粒径及弹性模量；
根据靶向距离和储层条件定制胶囊聚合物的触发机制，胶囊聚合物的触发机制包括矿化度静电屏蔽机制、水渗透溶胀机制及温度溶解机制；
（4）基于室内实验评价胶囊聚合物抗剪切性能、缓释增粘性能、注入性能及调剖性能，判断是否符合预期性能要求；如不符合预期性能要求，则返回步骤（3）重新设计；
（5）制定胶囊聚合物驱矿场注入方案；
（6）监测油藏开发动态，定期按照步骤（1）~（5）迭代优化胶囊聚合物性质及驱矿场注入方案。
2.根据权利要求1所述的一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，其特征在于，粒径确定准则如式（ 
）所示：
式（
）中，d为胶囊粒径，a为取值范围为0.1-5的系数，τ为近井地带靶向调剖区域迂曲度，k为近井地带靶向调剖区域平均渗透率，/>
为近井地带靶向调剖区域孔隙度。
3.根据权利要求1所述的一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，其特征在于，弹性模量确定准则如式（
）所示：
E=（0.1+bk mn ）E 0（
）
式（
）中，E为胶囊外壳弹性模量，b为取值范围为0.01-5的系数，k mn 为层内渗透率级差，E 0为参考弹性模量，取/>
，σ 0为参考界面张力。
4.根据权利要求1所述的一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，其特征在于，步骤（4）中，
选取不同质量浓度的胶囊进行抗剪切实验，确定地面温度下胶囊破裂的临界剪切速率即胶囊聚合物抗剪切性能；
进行室内老化实验，确定聚合物在地层中的释放速率及增粘性能即缓释增粘性能，其粘度与时间关系满足
，/>
为粘度，/>
为聚合物胶囊完全释放后最大粘度，t为时间，α、n为系数；
进行单岩心胶囊聚合物注入实验，记录注入压力变化即注入性能；
进行双管渗透率级差渗流实验，记录剖面改善系数评价调剖性能，最优调剖浓度记为c 1；
预期性能要求是指：胶囊聚合物的临界剪切速率不小于600s-1；聚合物胶囊完全释放后最大粘度不小于20mPa物胶，胶囊聚合物注入压力小于注水压力的5倍，剖面改善系数大于50%。
5.根据权利要求1所述的一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，其特征在于，步骤（5）中，胶囊聚合物驱矿场注入方案包括：
首先，注入浓度为c 1的胶囊聚合物0.1PV，注入速度Q 1满足
，A为地层截面面积，/>
为近井地带靶向调剖区域孔隙度；
然后，注入浓度为0.5c 1的胶囊聚合物0.4PV，注入速度Q 2满足
；
最后，进行水驱。
6.根据权利要求1-5任一所述的一种胶囊聚合物驱提高采收率的方法，其特征在于，步骤（6）中，含水率重新到达实施本轮胶囊聚合物驱前的水平时，按照步骤（1）~（5）重新设计胶囊聚合物及驱矿场注入方案。
7.一种胶囊聚合物驱提高采收率的系统，其特征在于，包括：
目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态确定模块，被配置为：确定目标油藏储层参数、井位部署情况及开发动态；
近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域确定模块，被配置为：确定近井地带靶向调剖区域、远井地带靶向增粘区域；
胶囊聚合物设计模块，被配置为：根据目标油藏条件设计合成胶囊聚合物；
胶囊聚合物性能评价模块，被配置为：基于室内实验评价胶囊聚合物抗剪切性能、缓释增粘性能、注入性能及调剖性能；
胶囊聚合物驱矿场注入方案制定模块，被配置为：制定胶囊聚合物驱矿场注入方案。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310166917.8A CN115853482B (zh) | 2023-02-27 | 2023-02-27 | 胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统 |
| US18/338,816 US11912932B1 (en) | 2023-02-27 | 2023-06-21 | Encapsulated polymer flooding method and system for enhancing oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310166917.8A CN115853482B (zh) | 2023-02-27 | 2023-02-27 | 胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115853482A true CN115853482A (zh) | 2023-03-28 |
| CN115853482B CN115853482B (zh) | 2023-05-02 |
Family
ID=85659016
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310166917.8A Active CN115853482B (zh) | 2023-02-27 | 2023-02-27 | 胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11912932B1 (zh) |
| CN (1) | CN115853482B (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117924751A (zh) * | 2024-03-21 | 2024-04-26 | 中国石油大学(华东) | 一种聚合物胶囊的制备方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102587876A (zh) * | 2012-02-24 | 2012-07-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 利用爆破型预胶联凝胶颗粒提高油田采收率方法 |
| US20120222863A1 (en) * | 2011-03-02 | 2012-09-06 | Basf Se | Alkanesulfonic acid microcapsules and use thereof in deep wells |
| US20140083704A1 (en) * | 2010-12-27 | 2014-03-27 | Eni S.P.A. | Method for reducing coning in oil wells by means of micro (nano) structured fluids with controlled release of barrier substances |
| US20170218248A1 (en) * | 2016-02-03 | 2017-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Reversible aminal gel compositions, methods, and use |
| CN107771205A (zh) * | 2015-04-09 | 2018-03-06 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物 |
| CN110841572A (zh) * | 2019-10-28 | 2020-02-28 | 东北石油大学 | 一种智能微纳米胶囊、制备方法及其应用 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7650939B2 (en) * | 2007-05-20 | 2010-01-26 | Pioneer Energy, Inc. | Portable and modular system for extracting petroleum and generating power |
| US8175751B2 (en) * | 2009-05-27 | 2012-05-08 | Chevron U.S.A. Inc. | Computer-implemented systems and methods for screening and predicting the performance of enhanced oil recovery and improved oil recovery methods |
| US20160272882A1 (en) * | 2013-06-24 | 2016-09-22 | Institutt For Energiteknikk | Mineral-Encapsulated Tracers |
-
2023
- 2023-02-27 CN CN202310166917.8A patent/CN115853482B/zh active Active
- 2023-06-21 US US18/338,816 patent/US11912932B1/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140083704A1 (en) * | 2010-12-27 | 2014-03-27 | Eni S.P.A. | Method for reducing coning in oil wells by means of micro (nano) structured fluids with controlled release of barrier substances |
| US20120222863A1 (en) * | 2011-03-02 | 2012-09-06 | Basf Se | Alkanesulfonic acid microcapsules and use thereof in deep wells |
| CN102587876A (zh) * | 2012-02-24 | 2012-07-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 利用爆破型预胶联凝胶颗粒提高油田采收率方法 |
| CN107771205A (zh) * | 2015-04-09 | 2018-03-06 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于提高烃采收的胶囊型纳米组合物 |
| US20170218248A1 (en) * | 2016-02-03 | 2017-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | Reversible aminal gel compositions, methods, and use |
| CN110841572A (zh) * | 2019-10-28 | 2020-02-28 | 东北石油大学 | 一种智能微纳米胶囊、制备方法及其应用 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117924751A (zh) * | 2024-03-21 | 2024-04-26 | 中国石油大学(华东) | 一种聚合物胶囊的制备方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115853482B (zh) | 2023-05-02 |
| US11912932B1 (en) | 2024-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10989030B2 (en) | Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants | |
| CN102361952B (zh) | 降滤失剂和破裂剂 | |
| AU658744B2 (en) | Methods of fracture acidizing subterranean formations | |
| US20110312858A1 (en) | Composition and methods for oilfield application | |
| CN1334854A (zh) | 用于生产完井烃的流体和技术 | |
| MXPA05005159A (es) | Estimulacion selectiva con reduccion selectiva de agua. | |
| CN107489411B (zh) | 一种机械封隔与暂堵相结合的水平井重复压裂方法 | |
| CN115853482A (zh) | 胶囊聚合物驱提高采收率的方法和系统 | |
| US8016039B2 (en) | Method of reducing water influx into gas wells | |
| CN104861946A (zh) | 一种由天然水溶性聚合物形成的柔性控释微球分散体系及其制备与在强化采油中的应用 | |
| CN111058824B (zh) | 一种强非均质砂岩储层过筛管暂堵分流酸化方法 | |
| Bai et al. | Use of a polymer gel for killing a high-temperature and high-pressure gas well | |
| Brattekås et al. | A Review of Polymer Gel Utilization in Carbon Dioxide Flow Control at the Core and Field Scale | |
| Zhang et al. | Experimental study of small-sized polymeric microgel (SPM) in low-or median-permeability reservoirs | |
| CN105756649A (zh) | 一种低渗透含蜡油井增产的方法 | |
| Yang et al. | Case study of alkali-polymer flooding with treated produced water | |
| Hatzignatiou et al. | Sodium silicate gelants for water management in naturally fractured hydrocarbon carbonate formations | |
| Qi et al. | An optimal degrading agent formulation for detachable packing screens applicable for screenless sand control | |
| Liu et al. | Granular-polymer-gel treatment successful in the Daqing Oilfield | |
| US20180282609A1 (en) | Titanium Chloride Encapsulation for Acid Generation | |
| CN113250663B (zh) | 中低渗储层乳液-聚合物复合体系注入参数的优化设计方法 | |
| CN111827992B (zh) | 一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法 | |
| RU2483201C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин | |
| Gaillard et al. | Rejuvenation of Watered-Out Fractured Carbonate Horizontal Well by Microgel/Gel Injection | |
| CN115449356A (zh) | 一种自悬浮颗粒调剖剂及其制备方法和应用 |
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 |