CN1614193A

CN1614193A - 利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法

Info

Publication number: CN1614193A
Application number: CN 200410044097
Authority: CN
Inventors: 王德民; 韩松; 李庆松
Original assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Current assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Priority date: 2004-12-01
Filing date: 2004-12-01
Publication date: 2005-05-11

Abstract

利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，它涉及一种用于油井增油、增效、提高采收率的高含水厚层层内控水的压裂方法。本发明的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法为：通过结合水力压裂技术，从油井向地层中注入相渗透率改善剂，在人工裂缝周围形成对油水渗流具有选择性的相渗透率改善处理带。本发明在油层内提高对油的相对渗透率，降低水的相对渗透率，控制压裂后含水增长，延长达到极限含水率前的采油期；通过在地层内改变流动的水油比，提高油层含水饱和度，实现高含水厚油层增产和提高采收率目的，提高油藏开发效益。

Description

利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法

技术领域：

本发明涉及一种用于油井增油、增效、提高采收率的高含水厚层层内控水提高采收率的压裂方法。

背景技术：

在弹性开采期之后，世界上大多数油田都采取了注水开发方式，并相继进入高含水开采阶段。随着油田开发的深入，水驱产量递减率逐年增加，油田开发效益不断降低。压裂技术是国内外应用最为广泛和最为有效的油井增产措施，但在高含水期，压裂易于导致油井水淹，压后油井含水率上升速度加快，随着压裂后产液量的激增和含水率上升，开采成本大大增加，以至于使油井过早失去生产价值，无法达到预期的增油效果和改善油田开发效益的目的。因此，对高含水厚层进行增产改造的同时必须考虑实施控水，以实现措施的有效性。

厚油层是国内外油田生产的主力油层，经过长期注水开发，厚油层可采储量采出程度高。在高含水期实施压裂，人工裂缝易于成为注入水迅速窜流的通道，降低注入水的波及体积，针对厚油层当前开发形势，在增产改造的同时进一步提高采收率是非常必要的。

对于油藏提高采收率和油井增产以往开展了多项技术研究和试验，如：堵水与压裂结合技术、堵老裂缝压新裂缝重复压裂技术、选择性堵水技术、聚合物驱及多元驱技术等。上述技术措施虽然在矿场实践中取得了良好效果，但也存在一定局限，如：①针对高含水油层的增产技术不能提高采收率，且措施后含水率迅速增加；②选择性堵水技术降低油井含水率的有效期短，且措施后生产指数降低；③堵水与压裂结合技术针对多层，不能有效解决层内矛盾；④聚合物驱及多元驱技术处理规模大、时间长，不能从油井上实施应用。

发明内容：

本发明的目的是针对高含水厚油层开发和高含水期油井生产动态特点而提出的一种利用相渗透率改善剂(以下简称RPM剂)提高采收率的压裂方法，即控水提高采收率压裂方法(以下简称DPR压裂)，该方法以延长达到极限含水率前的采油期、提高油层含水饱和度为手段，实现高含水厚油层增产和提高采收率的目的，提高油藏开发效益。本发明利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法为：通过结合水力压裂方法，从油井向地层中注入相渗透率改善剂，在人工裂缝周围形成对油水渗流具有选择性的相渗透率改善处理带，达到降低含水、提高采收率的目的。

随着油田开发的深入，在水驱过程中，油层的含水饱和度逐渐增加，水的相对渗透率提高，而油的相对渗透率降低，同时，油井的含水率不断增加，图1相渗曲线表明，油井生产至t₁时刻时，由于油井达到极限含水率(如98％)而不得不停产，采用DPR压裂技术处理后，油井含水率降低，油井可继续生产，即延长了达到极限含水率前的采油期，在这个过程中地层残余油饱和度进一步降低，采收率提高。

本发明的控水原理是，在厚油层中进行压裂，形成人工填砂裂缝，通过裂缝将相渗透率改善剂送到地层深部。研制的相渗透率改善剂通过人工裂缝壁面滤失进入地层，在油井近井地带和裂缝周围形成相渗透率处理带，处理带可在油层内提高油的相对渗透率，降低水的相对渗透率，或使水相渗透率降低幅度远大于油相渗透率降低幅度，因此，油可以较容易地进入裂缝并流向井筒，而使大量的注入水存留于处理带上下空间，从而控制注入水流向井筒，从而降低措施后油井含水率，见图2。

本发明的提高采收率原理是，在油层中，相渗透率改善剂可改变油水两相渗流特点，在压裂裂缝周围形成的选择性处理带，油可以较容易地通过相渗透率改善剂带进入裂缝，由此对裂缝上下区域地层的含水饱和度产生影响，靠近裂缝的部位含水饱和度升高，远离裂缝方向上这种影响逐渐减小，见图3，即在远离裂缝方向上，含水饱和度呈梯度变化，这个变化是相渗透率改善剂的影响结果，在这个区域范围内由于含水饱和度升高，含油饱和度降低，因此，采收率提高。

另外，通过压裂改善措施后油井产液效果，弥补相渗透率改善剂对产液指数的负面影响。

由于压裂裂缝改变了流体渗流方式，降低生产压差，可提高产液。同时，由于压裂裂缝具有选择性，增加产液中油的比例，而降低水的比例，因此，在增油的同时，降低了水的处理费用投入，获得良好的增效处理结果。

本发明可以在下述条件下实施控水压裂：

1、在均质厚油层实施控水压裂：

通过压裂裂缝注入相渗透率改善剂，特点是注入量少，在裂缝周围形成一个含水饱和度的梯度分布，提高采收率的主要原理不是提高驱油效率，主要靠裂缝周围含水饱和度分布的梯度，即相渗透率改善剂对含水饱和度梯度变化的影响范围。

2、在非均质厚油层的高渗条带实施控水压裂：

在油井上进行笼统压裂，裂缝首先在高渗透条带产生裂缝，从裂缝中高速、大量注入相渗透率改善剂，使油层垂向剖面上渗透率变得均匀，提高波及体积，同时提高驱油效率。

3、从油井笼统注入相渗透率改善剂：

在油井上较大规模地注入相渗透率改善剂，在井筒周围形成相渗透率改善处理区域，降低措施后油井含水率，改善油井周围注水剖面，提高处理区域的微观驱油效率。

本发明具有如下特点：

(1)大量理论研究和现场实践表明，在油层开发的高含水期，压裂只能提高产液速度，而不能提高采收率，而本项技术改变了压裂主要作为增产措施的局限，是压裂技术的一次重大突破；

(2)压裂措施的增产机理是通过改变地层流体的渗流方式达到提高产液量的目的，所以，增产效果表现为产液量提高，而本项技术可降低油井产液中的含水比例，改变了压裂主要作为一个物理过程的局限，使压裂在油层开发的高含水期获得良好的经济效益；

(3)选择性堵水措施可降低油井含水，但是选堵施工后，在油层中，油通过选择性处理带，近井地带含水饱和度很快增加，含水饱和度高到一定程度时就表现为水突破，因此，针对于一个层(即油水同层或有底水的油层)的选堵措施有效期非常短，而本项技术可提高措施的控水能力和有效期，针对一个层取得实际的堵水不堵油效果；

(4)选择性堵水具有堵水不堵油的性质，但是其选择性是相对的，选堵剂进入目的层将导致生产指数降低，而本项技术可改善措施后产液，弥补渗透率降低的不利影响。

附图说明：

图1为高含水后期厚油层控水压裂技术研究示意图，图2为控水原理示意图，图3为提高采收率示意图。

具体实施方式：

具体实施方式一：本实施方式的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法是这样实现的：在高含水厚油层中进行压裂，形成人工填砂裂缝，通过裂缝将相渗透率改善剂送到地层深部，相渗透率改善剂通过人工裂缝壁面滤失进入地层，在油井近井地带和裂缝周围形成相渗透率处理带。所述相渗透率改善剂包括聚丙烯酰胺(PAM)和交联剂，其中聚丙烯酰胺的浓度为100～5000ppm，交联剂的浓度为10～1000ppm。所述聚丙烯酰胺的分子量为100～4000万，水解度为0～40％；所述交联剂为有机铬、无机铬、有机铝、无机铝中的一种或几种。注入的相渗透率改善剂量为油层孔隙体积的0.005～0.5％。

具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是，所述相渗透率改善剂还包括占相渗透率改善剂总重量0.001～0.1％的表面活性剂，所述表面活性剂可以为阴离子、阳离子或非离子表面活性剂，如：石油磺酸盐或烷基苯磺酸盐。

具体实施方式三：本实施方式与具体实施方式一、二不同的是，所述相渗透率改善剂还包括占相渗透率改善剂总重量0.01～30.0％的助溶剂，所述助溶剂为乙醇、丙醇、异丙醇、戊醇、甲醛、乙醛中的一种或几种。

具体实施方式四：本实施方式与具体实施方式一、二、三不同的是，所述相渗透率改善剂还包括占相渗透率改善剂总重量0.1～5.0％的碱，所述碱为碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠中的一种或几种。

具体实施方式五：本实施方式与具体实施方式一、二、三、四不同的是，所述相渗透率改善剂还包括占相渗透率改善剂总重量0.01～5.0％的盐，所述盐为氯化钠、氯化钾、氯化钙中的一种或几种。

具体实施方式六：本实施方式与具体实施方式一、二、三、四、五不同的是，所述相渗透率改善剂还包括相渗透率改善剂总重量0.01～5.0％的稳定剂，所述稳定剂为硫脲。

具体实施方式七：本实施方式是这样实现的：

一、配制相渗透率改善剂RPM500体系：

(1)500ppm部分水解阴离子聚丙烯酰胺(HPAM)，大庆油田助剂厂，水解度25％；

(2)100ppm醋酸铬、1％KCl，试剂；

(3)油：原油与煤油配制的模拟油，45℃下粘度为6.476mPa·s；

(4)水：按注入水组成配制的模拟水，矿化度3700.0mg/L；

(5)岩心：环氧树脂浇铸人造胶结岩心，空气渗透率1000×10^-3μm²。

二、注入程序：

(1)将岩心抽真空，往岩心中注水直至饱和，测定岩心尺寸及孔隙体积；

(2)测岩心水相绝对渗透率；

(3)用驱替泵以恒定的流量向岩心中注入油，驱替模拟油至岩心出口产出液中没有盐水为止，模拟含有束缚水的油层条件，当岩心两端的压差恒定时，记录岩心两端的压差和出水量，计算油相端点渗透率及束缚水饱和度；

(4)用驱替泵以恒定的流量向岩心中注入水，当岩心出口产出液中含水达到98％时，记录岩心两端的压差和出油量，计算水驱后含油饱和度、水相渗透率及提高的采收率；

(5)反向驱替1/6PV岩心孔隙体积的相渗透率改善剂RPM500；

(6)将驱完改善剂的岩心在45℃条件下恒温10d；

(7)用驱替泵以恒定的流量向岩心中注入水，当岩心出口产出液中含水达到98％时，记录岩心两端的压差和出油量，计算注入相渗透率改善剂后含油饱和度、水相渗透率及提高的采收率。

在水驱含水率为98％时注入改善剂RPM500，注入相渗透率改善剂后再次水驱，含水率降为91.5％，比注RPM前降低7.2％。水驱至出口含水率达到98％时，残余油饱和度降为41.8％，油饱和度降低5.7％，最终采收率为43.9％，采收率增加了5.7％。

具体实施方式八：本实施方式是这样实现的：

一、配制相渗透率改善剂RPM500体系：

(2)100ppm醋酸铬、1％KCl，试剂；

(3)油：原油与煤油配制的模拟油，45℃下粘度为6.476mPa·s；

(4)水：按注入水组成配制的模拟水，矿化度3700.0mg/L；

二、注入程序：

除(5)反向驱替1/4PV岩心长度的相渗透率改善剂RPM500；其他工艺步骤和参数同具体实施方式七；

在水驱含水率为98％时注入改善剂，注入相渗透率改善剂后再次水驱，含水率降为73.3％，比注RPM前降低24.9％。水驱至出口含水率达到98％时，残余油饱和度降为37.9％，油饱和度降低9.1％，最终采收率为54.1％，采收率增加了15.3％。

具体实施方式九：本实施方式是这样实现的：

一、配制相渗透率改善剂RPM100体系：

(1)1000ppm HPAM，大庆油田助剂厂，水解度25％；

(2)100ppm醋酸铬、1％KCl，试剂；

(3)油：原油与煤油配制的模拟油，45℃下粘度为6.476mPa·s；

(4)水：按注入水组成配制的模拟水，矿化度3700.0mg/L；

二、注入程序同具体实施方式七；

在水驱含水率为98％时注入改善剂，注入相渗透率改善剂后再次水驱，含水率降为93.3％，比注RPM前降低4.9％。水驱至出口含水率达到98％时，残余油饱和度为42.6％，油饱和度降低2.6％，最终采收率为42.1％，采收率分别提高4.7％。

具体实施方式十：本实施方式是这样实现的：

一、配制相渗透率改善剂：

(1)1000ppm HPAM，大庆油田助剂厂，水解度25％；

(2)100ppm醋酸铬、1％KCl、1％异丙醇，试剂；

(3)油：原油与煤油配制的模拟油，45℃下粘度为6.476mPa·s；

(4)水：按注入水组成配制的模拟水，矿化度3700.0mg/L；

二、注入程序同具体实施方式七；

在水驱含水率为98％时注入改善剂，注入相渗透率改善剂后再次水驱，含水率降为93.0％，比注RPM前降低4.8％。水驱至出口含水率达到98％时，残余油饱和度为42.6％，油饱和度降低2.5％，最终采收率为42.3％，采收率分别提高4.8％。

具体实施方式十一：本实施方式用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法是这样实现的：在高含水厚油层中进行压裂，形成人工填砂裂缝，通过裂缝将相渗透率改善剂送到地层深部；相渗透率改善剂通过人工裂缝壁面滤失进入地层，在油井近井地带和裂缝周围形成相渗透率处理带。

具体实施方式十二：本实施方式用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法是这样实现的：对油层实施水力压裂，采用相渗透率改善剂作为压裂工作液，使之在裂缝延伸过程中，通过人工裂缝壁面滤失进入地层，在油井近井地带和裂缝周围形成相渗透率处理带。

具体实施方式十二：本实施方式用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法是这样实现的：通过油井向油层中注入相渗透率改善剂后，实施水力压裂，再通过人工裂缝将相渗透率改善剂注入油层等。

具体实施方式十三：本实施方式用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法是这样实现的：对油层进行酸化措施，然后再实施控水提高采收率压裂技术。

具体实施方式十四：本实施方式用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法是这样实现的：在堵水施工前，实施控水提高采收率压裂技术。

具体实施方式十五：本实施方式用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法是这样实现的：在堵水施工后，实施控水提高采收率压裂技术。

Claims

1、利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于通过结合水力压裂方法，从油井向地层中注入相渗透率改善剂，在人工裂缝周围形成对油水渗流具有选择性的相渗透率改善处理带。

2、根据权利要求1所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于通过结合水力压裂方法从油井向地层中注入相渗透率改善剂的方法与堵水措施、酸化措施中的一种或两种进行组合。

3、根据权利要求1所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于注入的相渗透率改善剂量为油层孔隙体积的0.005～0.5％。

4、根据权利要求1所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于所述相渗透率改善剂包括聚丙烯酰胺和交联剂，其中聚丙烯酰胺的浓度为100～5000ppm，交联剂的浓度为10～1000ppm。

5、根据权利要求4所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于所述聚丙烯酰胺的分子量为100～4000万，水解度为0～40％；所述交联剂为有机铬、无机铬、有机铝、无机铝中的一种或几种。

6、根据权利要求4所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于它还包括占相渗透率改善剂总重量0.001～0.1％的表面活性剂，所述表面活性剂为石油磺酸盐或烷基苯磺酸盐。

7、根据权利要求4或6所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于它还包括占相渗透率改善剂总重量0.01～30.0％的助溶剂，所述助溶剂为乙醇、丙醇、异丙醇、戊醇、甲醛、乙醛中的一种或几种。

8、根据权利要求7所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于它还包括占相渗透率改善剂总重量0.1～5.0％的碱，所述碱为碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠中的一种或几种。

9、根据权利要求4或8所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于它还包括占相渗透率改善剂总重量0.01～5.0％的盐，所述盐为氯化钠、氯化钾、氯化钙中的一种或几种。

10、根据权利要求9所述的利用相渗透率改善剂提高采收率的压裂方法，其特征在于它还包括相渗透率改善剂总重量0.01～5.0％的稳定剂，所述稳定剂为硫脲。