CN117189049A - 一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法 - Google Patents
一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117189049A CN117189049A CN202311266427.1A CN202311266427A CN117189049A CN 117189049 A CN117189049 A CN 117189049A CN 202311266427 A CN202311266427 A CN 202311266427A CN 117189049 A CN117189049 A CN 117189049A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- nano
- profile control
- control agent
- crude oil
- determined
- 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
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 104
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 87
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 63
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 63
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 62
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 45
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims abstract description 39
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims abstract description 39
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 20
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 16
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylacetamide Chemical compound CN(C)C(C)=O FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 2
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- ARCGXLSVLAOJQL-UHFFFAOYSA-N trimellitic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=C(C(O)=O)C(C(O)=O)=C1 ARCGXLSVLAOJQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SRPWOOOHEPICQU-UHFFFAOYSA-N trimellitic anhydride Chemical compound OC(=O)C1=CC=C2C(=O)OC(=O)C2=C1 SRPWOOOHEPICQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RIOQSEWOXXDEQQ-UHFFFAOYSA-N triphenylphosphine Chemical compound C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1 RIOQSEWOXXDEQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 description 1
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- OIGNJSKKLXVSLS-VWUMJDOOSA-N prednisolone Chemical compound O=C1C=C[C@]2(C)[C@H]3[C@@H](O)C[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 OIGNJSKKLXVSLS-VWUMJDOOSA-N 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
Abstract
本发明涉及裂缝性油藏调驱技术领域，尤其涉及一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，包括步骤S1，根据裂缝性油藏的综合评价指数确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例以制备纳米调驱剂；步骤S2，当比例确定完成时，根据裂缝性油藏的原油粘度确定纳米调驱剂的温度；当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第二比例时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率确定纳米调驱剂的注入压力；步骤S3，当纳米调驱剂的温度或注入压力确定完成时，采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替；步骤S4，采收原油；本发明克服了现有技术中对调驱的过程控制精确度差，驱替效率低的问题。
Description
技术领域
本发明涉及裂缝性油藏调驱技术领域，尤其涉及一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法。
背景技术
在石油工业中，原油的开采是一个复杂且具有挑战性的过程。尤其是对于低渗透裂缝性油藏，由于其特殊的地质结构和物理特性，使得原油的开采更加困难。传统的开采方法往往无法有效地提高原油的采收率，而且在开采过程中可能会造成油藏的损伤，进一步降低了原油的采收率。
为了解决这个问题，科研人员开始研究使用纳米技术进行原油的开采。纳米调驱技术是一种新型的原油开采技术，它利用纳米粒子的特殊性质，如小尺寸、大比表面积和高活性，来改善原油的流动性，提高原油的采收率。然而，纳米调驱技术的应用还面临着许多挑战，如如何确定纳米调驱剂的最佳配比、如何控制纳米调驱剂的注入压力和温度等。
此外，由于油藏的地质条件和原油的物理化学性质存在很大的差异，因此需要根据具体的油藏条件和原油性质，对纳米调驱剂的配比、注入压力和温度进行精确的控制，以实现最佳的驱替效果。然而，如何根据油藏条件和原油性质，精确控制纳米调驱剂的配比、注入压力和温度，仍然是一个尚未解决的问题。
中国专利公开号：CN109322637A公开了一种低渗透油藏深部调驱的方法，包括：依次向油层注入柔弹性颗粒前置段塞、权利要求9所述的聚合物微球主段塞及柔弹性颗粒保护段塞，且柔弹性颗粒前置段塞、聚合物微球主段塞及柔弹性颗粒保护段塞总注入量的体积比为1-2:6-8:1-2，按体积计，所述柔弹性颗粒前置段塞的日注入量、柔弹性颗粒保护段塞的日注入量分别为目标调驱井日注水量的1.5-2.5倍，按体积计，所述聚合物微球主段塞的日注入量为目标调驱井日注水量的1.0-1.5倍，按体积计，所述柔弹性颗粒前置段塞、聚合物微球主段塞和柔弹性颗粒保护段塞的累计总注入量为目标调驱井控制的油层孔隙体积的0.1-0.3倍，以所述柔弹性颗粒前置段塞的总重量为100％计，其包含0.2％-0.3％的柔弹性颗粒，0.05％-0.1％的聚丙烯酰胺及余量水，以所述柔弹性颗粒保护段塞的总重量为100％计，其包含0.3％-0.4％的柔弹性颗粒，0.1％-0.15％的聚丙烯酰胺及余量水，按所用原料的总重量为100％计，所述柔弹性颗粒是以49.85％-49.95％的苯乙烯和49.85％-49.95％的丁二烯为主剂，0.1％-0.3％的过氧化苯甲酰为引发剂进行聚合得到胶状体，再经造粒而成所述柔弹性颗粒的粒径为3-6mm，断裂伸长率为1000％-1300％，所述聚合为80-85℃聚合反应70-100min，所述聚丙烯酰胺的分子量为1000-1600万，水解度为20％-30％。
由此可见，现有技术存在以下问题：无法对纳米调驱剂的配比、注入压力和温度进行精确的控制，以精确地提高驱替效率，从而提高原油采收率。
发明内容
为此，本发明提供一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，用以克服现有技术中对调驱的过程控制精确度差，驱替效率低的问题。
为实现上述目的，本发明提供一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，包括：
步骤S1，根据裂缝性油藏的综合评价指数确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例以制备纳米调驱剂；
步骤S2，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第一比例时，根据裂缝性油藏的原油粘度确定纳米调驱剂的温度；
当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第二比例时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率确定纳米调驱剂的注入压力；
步骤S3，当纳米调驱剂的温度或注入压力确定完成时，采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替；
步骤S4，采收原油。
进一步地，裂缝性油藏的综合评价指数根据以下公式计算，设定
其中，P表示综合评价指数，A表示裂缝性油藏的基质孔隙度，B表示裂缝孔隙度，C表示基质渗透率，D表示裂缝渗透率，E表示原油粘度。
进一步地，当根据裂缝性油藏的综合评价指数确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水比例时，根据综合评价指数与预设综合评价指数的比对结果确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例，所述比例包括综合评价指数小于等于预设综合评价指数时确定的第一比例以及综合评价指数大于预设综合评价指数时确定的第二比例。
进一步地，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第一比例时，根据裂缝性油藏的原油粘度与预设原油粘度的比对结果确定纳米调驱剂的温度。
进一步地，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第二比例时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率与预设裂缝渗透率的比对结果确定纳米调驱剂的注入压力。
进一步地，当采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替时，确定低渗透层的总分流率，以在总分流率大于预设总分流率条件下确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整。
进一步地，当确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整时，根据第一相对差与预设第一相对差的比对结果确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整的若干调整系数，若干所述调整系数包括在第一相对差小于等于预设第一相对差条件下确定的第一调整系数以及在第一相对差大于预设第一相对差条件下确定的第二调整系数；
其中，所述第一相对差由总分流率与预设总分流率确定。
进一步地，当采收原油时，确定原油驱替效率，以在原油驱替效率小于等于预设原油驱替效率的条件下确定对调整系数进行修正。
进一步地，当确定对调整系数进行修正时，根据第二相对差与预设第二相对差的比对结果确定对调整系数进行修正的修正方式，所述修正方式包括以第一修正系数对调整系数进行修正的第一修正方式以及以第二修正系数对调整系数进行修正的第二修正方式；
其中，所述第二相对差由原油驱替效率与预设原油驱替效率确定。
进一步地，当确定相应修正方式完成时，根据以下第一修正系数对调整系数进行修正，设定
根据以下第二修正系数对调整系数进行修正，设定
其中，X1为第一修正系数，X2为第二修正系数，△L为第二相对差。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于，本发明通过比较综合评价指数与预设综合评价指数以精确地调整纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例，以适应不同的油藏条件，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
进一步地，本发明通过调整纳米调驱剂的温度以改变纳米调驱剂的流动性和驱替效果，温度越高，纳米调驱剂的流动性越好，驱替效果越好，通过比较原油粘度与预设原油粘度以精确地控制纳米调驱剂的温度，以适应不同的原油粘度。有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
进一步地，本发明通过比较裂缝渗透率与预设裂缝渗透率以精确地控制纳米调驱剂的注入压力，以适应不同的裂缝渗透率，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
进一步地，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较低渗透层的总分流率与预设总分流率，以精确地决定是否需要调整纳米调驱剂的注入压力，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
进一步地，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较第一相对差与预设第一相对差以精确地决定调整纳米调驱剂的注入压力的调整系数，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
进一步地，本发明通过比较原油驱替效率与预设原油驱替效率以精确地决定是否需要对调整系数进行修正，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
进一步地，本发明通过计算原油驱替效率与预设原油驱替效率的第二相对差，并根据其与预设第二相对差的比对结果以精确地决定对调整系数进行修正的修正方式，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
附图说明
图1为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法的流程图；
图2为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中确定驱替参数的流程图；
图3为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中调参的流程图。
具体实施方式
为了使本发明的目的和优点更加清楚明白，下面结合实施例对本发明作进一步描述；应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，并不用于限定本发明。
下面参照附图来描述本发明的优选实施方式。本领域技术人员应当理解的是，这些实施方式仅仅用于解释本发明的技术原理，并非在限制本发明的保护范围。
请参阅图1，图2和图3所示，图1为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法的流程图；图2为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中确定驱替参数的流程图；图3为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中调参的流程图。
本发明实施例基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，包括：
步骤S1，根据裂缝性油藏的综合评价指数P确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni以制备纳米调驱剂；
步骤S2，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第一比例N1时，根据裂缝性油藏的原油粘度E确定纳米调驱剂的温度Wi；
当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第二比例N2时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率D确定纳米调驱剂的注入压力Yi；
步骤S3，当纳米调驱剂的温度Wi或注入压力Yi确定完成时，采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替；
步骤S4，采收原油。
具体而言，裂缝性油藏的综合评价指数P根据以下公式计算，设定
其中，A表示裂缝性油藏的基质孔隙度、B表示裂缝孔隙度、C表示基质渗透率、D表示裂缝渗透率、E表示原油粘度。
具体而言，当根据裂缝性油藏的综合评价指数P确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水比例Ni时，根据综合评价指数P与预设综合评价指数P0的比对结果确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni；
当P≤P0时，则确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni为第一比例N1；
当P＞P0时，则确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni为第二比例N2；
其中，第一比例N1取值为1:500，第二比例N2取值为1:300。
本发明实施例中，预设综合评价指数P0取值为3.5，预设综合评价指数P0是在原油粘度为7厘泊，基质孔隙度为0.1，裂缝孔隙度为0.0005，基质渗透率为0.0003μm2，裂缝渗透率为0.05μm2的情况下取得的，本领域技术人员可以根据具体情况对预设综合评价指数P0进行调整。
具体而言，本发明通过比较综合评价指数与预设综合评价指数以精确地调整纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例，以适应不同的油藏条件，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
具体而言，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第一比例N1时，根据裂缝性油藏的原油粘度E与预设原油粘度E0的比对结果确定纳米调驱剂的温度Wi；
若E≤E0，则确定纳米调驱剂的温度Wi为第一温度W1；
若E＞E0，则确定纳米调驱剂的温度Wi为第二温度W2；
其中，W1＜W2，本发明实施例中第一温度W1优选为55℃，第二温度W2优选为60℃。
本发明实施例中，预设原油粘度E0为7，本领域技术人员可以根据具体情况对预设原油粘度E0进行调整。
当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第一比例N1时，纳米调驱剂的注入压力为初始注入压力20MPa。
具体而言，本发明通过调整纳米调驱剂的温度以改变纳米调驱剂的流动性和驱替效果，温度越高，纳米调驱剂的流动性越好，驱替效果越好，通过比较原油粘度与预设原油粘度以精确地控制纳米调驱剂的温度，以适应不同的原油粘度。有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
具体而言，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第二比例N2时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率D与预设裂缝渗透率D0的比对结果确定纳米调驱剂的注入压力Yi；
若D≤D0，则确定纳米调驱剂的注入压力Yi为第一注入压力Y1；
若D＞D0，则确定纳米调驱剂的注入压力Yi为第二注入压力Y2；
其中，Y1＞Y2，本发明实施例中第一注入压力Y1优选为30MPa，第二注入压力Y2优选为25MPa。
本发明实施例中，预设裂缝渗透率D0取值为0.05，本领域技术人员可以根据具体情况对预设裂缝渗透率D0进行调整。
当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第二比例N2时，纳米调驱剂的温度为初始温度50℃。
具体而言，本发明通过比较裂缝渗透率与预设裂缝渗透率以精确地控制纳米调驱剂的注入压力，以适应不同的裂缝渗透率，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
具体而言，当采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替时，根据低渗透层的总分流率F与预设总分流率F0的比对结果确定是否对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；
若F≤F0，则确定不对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；
若F＞F0，则确定对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；
本发明实施例中，预设总分流率F0取值为3％，本领域技术人员可以根据具体情况对预设裂缝渗透率D0进行调整。
具体而言，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较低渗透层的总分流率与预设总分流率，以精确地决定是否需要调整纳米调驱剂的注入压力，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
具体而言，当确定对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整时，计算总分流率F与预设总分流率F0的第一相对差△F，并根据第一相对差△F与预设第一相对差△F0的比对结果确定对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整的调整系数ke，设定△F＝(F-F0)/F0；
当△F≤△F0时，则确定以第一调整系数k1对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；
当△F＞△F0时，则确定以第二调整系数k2对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；
其中，第一调整系数k1取值为0.9，第二调整系数k2取值为0.8。
将调整后的第一注入压力Y1设置为Yy1＝Y1×ke，第二注入压力Y2设置为Yy2＝Y2×ke，e＝1，2。
本发明实施例中，预设第一相对差△F0取值为0.17，预设第一相对差△F0是在总分流率F为3.5％的情况下取得的，本领域技术人员可以根据具体情况对预设第一相对差△F0进行调整。
具体而言，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较第一相对差与预设第一相对差以精确地决定调整纳米调驱剂的注入压力的调整系数，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
具体而言，当采收原油时，根据原油驱替效率L与预设原油驱替效率L0的比对结果确定是否对调整系数ke进行修正；
当L≤L0时，则确定对调整系数ke进行修正；
当L＞L0时，则确定不对调整系数ke进行修正；
本发明实施例中，预设原油驱替效率L0取值为90％，本领域技术人员可以根据具体情况对预设原油驱替效率L0进行调整。
具体而言，本发明通过比较原油驱替效率与预设原油驱替效率以精确地决定是否需要对调整系数进行修正，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
具体而言，当确定对调整系数ke进行修正时，计算原油驱替效率L与预设原油驱替效率L0的第二相对差△L，并根据第二相对差△L与预设第二相对差△L0的比对结果确定对调整系数ke进行修正的修正方式，设定△L＝(L0-L)/L0；
当△L≤△L0时，则确定以第一修正方式对调整系数ke进行修正；
当△L＞△L0时，则确定以第二修正方式对调整系数ke进行修正；
其中，第一修正方式为以第一修正系数X1对调整系数ke进行修正，第二修正方式为以第二修正系数X2对调整系数ke进行修正。
本发明实施例中，预设第二相对差△L0取值为0.056，预设第二相对差△L0是在原油驱替效率L为85％的情况下取得的，本领域技术人员可以根据具体情况对预设第二相对差△L0进行调整。
具体而言，本发明通过计算原油驱替效率与预设原油驱替效率的第二相对差，并根据其与预设第二相对差的比对结果以精确地决定对调整系数进行修正的修正方式，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。
具体而言，根据以下第一修正系数X1对调整系数ke进行修正，设定
将修正后的调整系数ke设置为Kke＝ke×X1，e＝1，2。
具体而言，根据以下第二修正系数X2对调整系数ke进行修正，设定
将修正后的调整系数ke设置为Kke＝ke×X2，e＝1，2。
具体而言，本发明实施例中，根据以下步骤制备超支化环氧树脂纳米微球：
1、制备G1，1代聚酯：将34.46份偏苯三酸甘和6.81份三羟甲基丙烷混合，加入304.75份N，N-二甲基乙酰胺和0.346份三苯基磷进行反应，在反应过程中，进行除水处理。
2、制备G1，2代聚酯：取86.28份前一步得到的G1，1代聚酯与62.18份偏苯三酸酐和48.93份N，N-二甲基乙酰胺进行反应，生成G1，2代聚酯。
3、制备超支化环氧树脂：将304.75份N，N-二甲基乙酰胺、0.346份偏苯三酸酐加入到G1，2代聚酯中进行反应，得到超支化环氧树脂。
4、分离和洗涤：通过离心或过滤的方式将超支化环氧树脂分离出来，并用甲苯溶剂进行洗涤。
5、干燥和固化：将洗涤后的超支化环氧树脂在80℃条件下进行干燥和固化。
6、制备超支化环氧树脂溶液：在超支化环氧树脂中加入50份表面活性剂，搅拌均匀。
7、制备超支化环氧树脂纳米微球：在超支化环氧树脂溶液中加入交联剂和硬化剂，搅拌均匀后，滴入1mo l/L的十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)和十六烷基三甲基氯化铵(CTAC)的阳离子表面活性剂复配溶液中(体积比为1:2)，通过物理交联形成纳米微球。
8、分离和洗涤：通过离心分离出纳米微球，并用1000份蒸馏水进行洗涤。
9、干燥和固化：将洗涤后的纳米微球在85℃下进行干燥和固化，得到超支化环氧树脂纳米微球。
至此，已经结合附图所示的优选实施方式描述了本发明的技术方案，但是，本领域技术人员容易理解的是，本发明的保护范围显然不局限于这些具体实施方式。在不偏离本发明的原理的前提下，本领域技术人员可以对相关技术特征做出等同的更改或替换，这些更改或替换之后的技术方案都将落入本发明的保护范围之内。
以上所述仅为本发明的优选实施例，并不用于限制本发明；对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，包括：
步骤S1，根据裂缝性油藏的综合评价指数确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例以制备纳米调驱剂；
步骤S2，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第一比例时，根据裂缝性油藏的原油粘度确定纳米调驱剂的温度；
当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第二比例时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率确定纳米调驱剂的注入压力；
步骤S3，当纳米调驱剂的温度或注入压力确定完成时，采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替；
步骤S4，采收原油。
2.根据权利要求1所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，裂缝性油藏的综合评价指数根据以下公式计算，设定
其中，P表示综合评价指数，A表示裂缝性油藏的基质孔隙度，B表示裂缝孔隙度，C表示基质渗透率，D表示裂缝渗透率，E表示原油粘度。
3.根据权利要求2所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当根据裂缝性油藏的综合评价指数确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水比例时，根据综合评价指数与预设综合评价指数的比对结果确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例，所述比例包括综合评价指数小于等于预设综合评价指数时确定的第一比例以及综合评价指数大于预设综合评价指数时确定的第二比例。
4.根据权利要求3所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第一比例时，根据裂缝性油藏的原油粘度与预设原油粘度的比对结果确定纳米调驱剂的温度。
5.根据权利要求4所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第二比例时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率与预设裂缝渗透率的比对结果确定纳米调驱剂的注入压力。
6.根据权利要求5所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替时，确定低渗透层的总分流率，以在总分流率大于预设总分流率条件下确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整。
7.根据权利要求6所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整时，根据第一相对差与预设第一相对差的比对结果确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整的若干调整系数，若干所述调整系数包括在第一相对差小于等于预设第一相对差条件下确定的第一调整系数以及在第一相对差大于预设第一相对差条件下确定的第二调整系数；
其中，所述第一相对差由总分流率与预设总分流率确定。
8.根据权利要求7所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当采收原油时，确定原油驱替效率，以在原油驱替效率小于等于预设原油驱替效率的条件下确定对调整系数进行修正。
9.根据权利要求8所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当确定对调整系数进行修正时，根据第二相对差与预设第二相对差的比对结果确定对调整系数进行修正的修正方式，所述修正方式包括以第一修正系数对调整系数进行修正的第一修正方式以及以第二修正系数对调整系数进行修正的第二修正方式；
其中，所述第二相对差由原油驱替效率与预设原油驱替效率确定。
10.根据权利要求9所述的适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，其特征在于，当确定相应修正方式完成时，根据以下第一修正系数对调整系数进行修正，设定
根据以下第二修正系数对调整系数进行修正，设定
其中，X1为第一修正系数，X2为第二修正系数，△L为第二相对差。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311266427.1A CN117189049B (zh) | 2023-09-28 | 2023-09-28 | 一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202311266427.1A CN117189049B (zh) | 2023-09-28 | 2023-09-28 | 一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117189049A true CN117189049A (zh) | 2023-12-08 |
| CN117189049B CN117189049B (zh) | 2024-04-23 |
Family
ID=88994209
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202311266427.1A Active CN117189049B (zh) | 2023-09-28 | 2023-09-28 | 一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117189049B (zh) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1247352A (en) * | 1984-11-19 | 1988-12-28 | Robert H. Friedman | High temperature chemical cement |
| CN103061727A (zh) * | 2013-01-16 | 2013-04-24 | 中国石油大学(华东) | 一种基于粒径匹配关系的孔喉尺度弹性微球调驱设计方法 |
| CN104594859A (zh) * | 2015-01-12 | 2015-05-06 | 中国石油大学(华东) | 一种纳米流体开采致密油油藏的方法 |
| CN110094201A (zh) * | 2019-03-14 | 2019-08-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚合物微球深部调驱注入粒径选择方法 |
| CN110952952A (zh) * | 2019-12-18 | 2020-04-03 | 成都新驱势石油技术开发有限公司 | 一种低渗透油藏深部调驱方法 |
| CN115961923A (zh) * | 2021-10-12 | 2023-04-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种裂缝性油藏深部调驱方法 |
-
2023
- 2023-09-28 CN CN202311266427.1A patent/CN117189049B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1247352A (en) * | 1984-11-19 | 1988-12-28 | Robert H. Friedman | High temperature chemical cement |
| CN103061727A (zh) * | 2013-01-16 | 2013-04-24 | 中国石油大学(华东) | 一种基于粒径匹配关系的孔喉尺度弹性微球调驱设计方法 |
| CN104594859A (zh) * | 2015-01-12 | 2015-05-06 | 中国石油大学(华东) | 一种纳米流体开采致密油油藏的方法 |
| CN110094201A (zh) * | 2019-03-14 | 2019-08-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种聚合物微球深部调驱注入粒径选择方法 |
| CN110952952A (zh) * | 2019-12-18 | 2020-04-03 | 成都新驱势石油技术开发有限公司 | 一种低渗透油藏深部调驱方法 |
| CN115961923A (zh) * | 2021-10-12 | 2023-04-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种裂缝性油藏深部调驱方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 郭宇;: "纳米微球与表面活性剂复合调驱体系研究与应用", 钻采工艺, no. 04, 25 July 2018 (2018-07-25), pages 95 - 99 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN117189049B (zh) | 2024-04-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105199106B (zh) | 一种加成型液体氟硅橡胶的制备方法 | |
| CN112011315B (zh) | 一种抗超高温油基钻井液用无机/聚合物复合材料封堵剂及其制备方法与应用 | |
| CN106188403B (zh) | 一种高温高盐油藏防co2气窜堵剂及其制备方法 | |
| CN104962276A (zh) | 改性碳纳米管增韧树脂覆膜砂支撑剂及其制备方法 | |
| CN105367708B (zh) | 一种调剖剂及其制造方法和一种四元聚合物及其制造方法 | |
| CN105368423B (zh) | 一种采油用无铬复合树脂凝胶类调剖剂及制备方法与用途 | |
| CN103113862B (zh) | 两性离子聚磺超高温钻井液 | |
| CN110952952A (zh) | 一种低渗透油藏深部调驱方法 | |
| CN105694837A (zh) | 一种聚合物固砂剂及其制备方法 | |
| CN117189049B (zh) | 一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法 | |
| CN103497288B (zh) | 一种AM/AA/HMDAAC/A-β-CD共聚物及其制备方法 | |
| KR101279267B1 (ko) | Αｂｓ 제조용 소립자 크기의 폴리부타디엔 라텍스의제조방법 | |
| CN106467724A (zh) | 一种耐温抗盐油井水泥降失水剂及其制备方法和应用 | |
| CN113801267A (zh) | 一种调驱用温敏性聚合物纳米微球及其制备方法 | |
| US10829378B1 (en) | Modified nano graphite and polymer composite material thereof, preparation method and use in high temperature and high salinity oil reservoir | |
| CN103342781B (zh) | 氯乙烯-丙烯酸丁酯-环氧树脂共聚乳液及其制备方法 | |
| CN115873173B (zh) | 一种调驱用纳米聚合物微球及其制备方法 | |
| CN111648741A (zh) | 一种中渗油藏的化学驱方法 | |
| CN112175594A (zh) | 一种调剖堵水用热塑性弹性体及其制备方法 | |
| CN113929829B (zh) | 一种表面活性聚丙烯酰胺微球的制备方法 | |
| CN115273997A (zh) | 一种利用温度响应型暂堵剂暂堵酸化设计方法 | |
| CN111808584A (zh) | 一种基于多臂引发剂和纤维素纳米晶改性的不饱和聚酯封堵剂及其制备方法 | |
| CN108003276B (zh) | 具有堵水调剖性能的聚合物及其制备方法和应用 | |
| CN108017754B (zh) | 具有堵水调剖性能的聚合物及其制备方法和应用 | |
| CN114907831A (zh) | 一种温度响应型原位相变压裂液及疏水型原位自生支撑剂 |
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 |