CN1831294B

CN1831294B - 注氮气泡沫控水增油方法

Info

Publication number: CN1831294B
Application number: CN200610076765A
Authority: CN
Inventors: 程杰成; 刘合; 裴晓含; 穆芫; 雷达
Original assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Current assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Priority date: 2006-04-20
Filing date: 2006-04-20
Publication date: 2010-05-12
Anticipated expiration: 2026-04-20
Also published as: CN1831294A

Abstract

本发明涉及注氮气泡沫控水增油方法。解决了现有的控水增油方法中不能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位，深部调剖要求大半径才能见到明显的增油降水效果，成本较高的问题。其特征在于：将氮气与配制好的泡沫剂按1∶2～2∶1的地下体积比混合，其中：渗透率低于1000毫达西的存在高渗透带的地层，泡沫剂由发泡剂、稳定剂及水组成，渗透率高于1000毫达西的存在高渗透带的地层，泡沫剂由发泡剂、基液、催化剂、牺牲剂、交联剂及水组成。本发明用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显及成本低的优点。

Description

注氮气泡沫控水增油方法

技术领域：

本发明涉及一种用于油田的选择性封堵驱油技术，属于注氮气泡沫控水增油方法。

背景技术：

水驱开发的非均质砂岩油田，由于非均质性严重和注入水的长期冲刷，油藏的孔隙结构发生了较大的变化，在油层内产生了水洗程度高的高渗透带，注入水沿高渗透带窜流，造成注入水的低效、无效循环，降低了注入水的驱油效率，严重的影响油田的开发效益。对于油层内高渗透带注入水低效、无效循环的封堵问题，各油田开展了多种类型深度调剖的研究，包括类型丰富的深度调剖剂和现场注入工艺，如：复合离子深度调剖、阴阳离子深度调剖、胶态分散凝胶深度调剖、延缓交联深度调剖和预交联颗粒深度调剖等。矿场实践结果表明：这些深度调剖虽在一定程度上改善了油层高渗透带低效、无效循环的问题，但还存在一些问题，如：①任何一种深度调剖都不能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位；②深部调剖要求大的有效半径，才能见到明显的增油降水效果，成本较高。

发明内容：

本发明的目的是提供一种注氮气泡沫控水增油方法，其控水增油的原理是：①利用泡沫对高渗透性和低含油饱和度的选择，有效封堵水洗程度高的油层高渗透带，再利用性能好的泡沫剂增加泡沫的稳定性，延长封堵的有效期，保证后续注入水的转向，提高原油产量；②在含油饱和度低的地方，利用泡沫剂中的表面活性剂成分驱油，提高原油产量；③利用泡沫中的气相组分，有效开发水驱难以开发的低渗透部位，提高原油产量。

本发明是这样实现的：一种注氮气泡沫控水增油方法，本发明是在地面将氮气与配制好的泡沫溶液按地下体积比为1∶2～2∶1混合，混合后的气液在泡沫发生器内产生泡沫，泡沫沿井下管柱下行，在各层段的配水器处，通过井下定压堵塞器的分配作用，将泡沫按不同体积注入到不同的层段中其中：

a、对于渗透率低于1000毫达西的存在高渗透带的地层，泡沫剂由发泡剂、稳定剂及水组成，其中：按质量百分比计算，发泡剂为十二烷基苯硫酸钠占0.1～0.5％，稳定剂为高分子量阴离子型聚丙烯酰胺占0.003～0.7％，其余为水，其中高分子量阴离子型聚丙烯酰胺的分子量大于1900万；

b、对于渗透率高于1000毫达西的存在高渗透带的地层，泡沫剂由发泡剂、基液、催化剂、牺牲剂、交联剂及水组成，其中，按质量百分比计算，发泡剂为十二烷基苯硫酸钠占0.5～1％，基液为占1～2.5％的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺，催化剂为占0.3～0.5％的硫脲，牺牲剂为占2～4％氯化钙，交联剂为占1～5％含铬离子的弱酸盐，其余为水，其中高分子量阴离子型聚丙烯酰胺的分子量大于1900万。

上述方案中氮气与泡沫剂按1∶1～2∶1地下体积比混合；高分子量阴离子型聚丙烯酰胺的水解度为25～30％；含铬离子的弱酸盐为醋酸铬。

上述所说的地下体积是指把在标准状态下地面注气体积按照PVT方程折算到目的层压力下的气体体积，然后用这个体积与注入泡沫剂的体积相比，得出的就是地下的气液比。地下气液比没有固定的标准，气液比的大小由室内实验得出，与所选用的泡沫剂有关。

上述所说的泡沫剂的制备方法是：按上述比例向水中投入氯化钙、硫脲、铬离子弱酸盐及聚丙烯酰胺，边加水边低速搅拌，直至混合均匀，然后按比例加入发泡剂，低速搅拌均匀制成混合溶液。

实验证明：本发明用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显，成本低的优点。

具体实施方式：

以下结合实施例作详述，但不作为对本发明的限定。

本发明是在地面将氮气与配制好的泡沫溶液按地下体积比为1∶2～2∶1混合，混合后的气液在泡沫发生器内产生泡沫，泡沫沿井下管柱下行，在各层段的配水器处，通过井下定压堵塞器的分配作用，将泡沫按不同体积注入到不同的层段中其中：

b、对于渗透率高于1000毫达西的存在高渗透带的地层，泡沫剂由发泡剂、基液、催化剂、牺牲剂、交联剂及水组成，其中，按质量百分比计算，发泡剂为十二烷基苯硫酸钠占0.5～1％，基液为占1～2.5％的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺，催化剂为占0.3～0.5％的硫脲，牺牲剂为占2～4％氯化钙，交联剂为占1～5％弱酸盐铬离子，其余为水，其中高分子量阴离子型聚丙烯酰胺的分子量大于1900万。其中，弱酸盐铬离子中的弱酸根不起任何反应，因此，与是何种弱酸没有本质的关系。

本发明气液比优选的方法：首先确定不同气液比条件下N₂和水的驱替压差，该压差作为各个气液比时的基础压差；然后选定泡沫剂某一浓度，测定相应气液比条件下N₂和泡沫液的驱替压差，该压差为各个气液比条件下的工作压差，工作压差和基础压差之比值即为阻力因子，根据阻力因子和气液比的关系优化出的气液比作为本次评价的最佳气液比。实验共进行了(0.5、1、1.5、2、3)∶1等5个气液比对阻力因子的影响，实验结果见表1。

表1气液比优化实验结果

(渗透率：1.193μm²，浓度：0.5wt％，T＝45℃，P＝1.0MPa)

注：阻力因子＝工作压差/基础压差

氮气与泡沫剂的气液比优化实验结果表明：过低或过高的气液比都会影响泡沫的质量，气液比低时，泡沫产生缓慢而且量少，在岩心中形成的压力低，阻力因子小；气液比较高时，产生的泡沫质量差，主要表现在泡沫大而且稀疏、易灭，稳定性差，在岩心中的阻力因子下降。在实验的气液比范围内，气液比介于1∶1～2∶1之间为最佳，在这个范围内形成的泡沫细密、稳定、表观粘度高，阻力因子也较高。

实施例1：

2005年4月，在杏7-1-33井葡I 3₂层施工。目的层位厚度3.7m，渗透率范围0.3～1.6μm²。施工从4月12日开始，施工累计向地下注入氮气11.626×10⁴m³(标准状态下)，折合地下体积1162.6m³，累计注泡沫剂1010m³，累计气液比1.15∶1。井口注入压力由初始的7.0MPa上升到9.3MPa。施工后连通油井每月增油699t。

分2个阶段注泡沫剂，第1阶段泡沫剂由十二烷基苯硫酸钠(1％)、分子量＞1900万、水解度为25～30％的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺(1.5％)、硫脲(0.3％)、氯化钙(2％)和醋酸铬(1.5％)组成。地下气液比1∶1。第2阶段泡沫剂由分子量＞1900万、水解度为25～30％的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺(0.7％)和十二烷基苯硫酸钠(0.5％)组成。地下气液比1.5∶1。

Claims

1.一种注氮气泡沫控水增油方法，其特征在于：将氮气与配制好的泡沫剂按1∶2～2∶1的地下体积比混合，其中：

2.根据权利要求1所述的一种注氮气泡沫控水增油方法，其特征在于：氮气与泡沫剂按1∶1～2∶1地下体积比混合。

3.根据权利要求1所述的一种注氮气泡沫控水增油方法，其特征在于：高分子量阴离子型聚丙烯酰胺的水解度为25～30％。

4.根据权利要求1所述的一种注氮气泡沫控水增油方法，其特征在于：含铬离子弱酸盐为醋酸铬。