專利名稱：：油井化學(xué)吞吐增產(chǎn)和反向調(diào)堵聯(lián)作工藝的制作方法
技術(shù)領(lǐng)域：
：本發(fā)明涉及油田采油領(lǐng)域中一種提高油井采收率的方法，尤其是一種油井化學(xué)吞吐增產(chǎn)和反向調(diào)堵聯(lián)作工藝。
背景技術(shù)：
：低滲透、裂縫油田不但儲層物性差、地層能量不足，油田注水開發(fā)后期，由于油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，造成油層高含水時，層內(nèi)尚有部分厚度未水洗；層內(nèi)水洗不均勻，普遍出現(xiàn)分段水洗現(xiàn)象；層內(nèi)出現(xiàn)強(qiáng)水洗段，但一般厚度較??；靠下部油層水洗程度高，特別正規(guī)律油層；所以水驅(qū)后，剩余油較多。實踐證明，以調(diào)剖、堵水技術(shù)是提高高含水非均質(zhì)砂巖油藏采油速度，改善開發(fā)效果，提高采收率的有效途徑。對一個高含水非均質(zhì)砂巖油藏中如何去推動層內(nèi)殘余油，Meehan等曾證明使用對高滲透層帶進(jìn)行選擇性封堵和把水導(dǎo)向低滲層的辦法可以增加采油量。而傳統(tǒng)的注水井調(diào)剖和油井堵水可以提高注入水的波及系數(shù)，但不能提高注入水的洗油效率，從提高采收率的方面看其作用有所不足。
發(fā)明內(nèi)容本發(fā)明的目的采用洗油效率高、界面張力低的活性劑吞吐與油井反向調(diào)驅(qū)相結(jié)合，既提高注入水的波及系數(shù)又提高其驅(qū)油效率，延長其生產(chǎn)周期。本發(fā)明的技術(shù)方案是該工藝采用段塞式注入方式，分別為活性劑段塞、堵水調(diào)剖劑段塞、'頂替液段塞①首先向采油地層注入活性劑；②0-24小時后注入堵水調(diào)剖劑；(D之后用過頂替液將全部化學(xué)劑活塞式頂至離井眼3m以外，然后用水將過頂替液頂替至地層，關(guān)井1-2天候凝；其中活性劑為濃度是0.2%HLS-08水溶液，調(diào)剖劑是由聚丙烯酰胺和Cr3+配制的水溶液，PH值為6-8，聚丙烯酰胺的濃度為2000mg/L、C,濃度為20mg/L，聚丙烯酰胺分子量為1500-1900萬，上述的HLS-08表面活性劑為石油苯磺酸鈉與脂肪酸烷醇酰胺按1:1的比例復(fù)配而成，過頂替液為濃度是5000mg/L的聚丙烯酰胺水溶液，聚丙烯酰胺分子量為1500-1900萬。本發(fā)明具有如下有益效果調(diào)剖(堵水)劑和驅(qū)油表面活性劑都可用于提高采收率，但它們基于不同的機(jī)理。前者僅通過提高波及體積增加采收率，后者通過提高洗油效率增加采收率。本發(fā)明是將二者有機(jī)結(jié)合起來，產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，S卩通過洗油效率高、界面張力低的活性劑與油井反向調(diào)驅(qū)(堵水)工藝相結(jié)合，調(diào)剖劑發(fā)揮深部液流改向作用，使得后續(xù)注入的活性劑及后續(xù)水能夠有效地進(jìn)入低滲透等開發(fā)不夠的地層，在這些殘余油集中的區(qū)域充分發(fā)揮化學(xué)驅(qū)油劑提高采收率的作用，既提高注入水的波及系數(shù)又提高其驅(qū)油效率，使提高采收率的機(jī)理更全面，綜合挖潛油井產(chǎn)能，延長其生產(chǎn)周期。圖1是活性劑提高采收率實驗曲線；圖2是反向調(diào)剖后活性劑提高采收率實驗曲線。具體實施例方式下面結(jié)合實施例對本發(fā)明作進(jìn)一步說明-該工藝根據(jù)反向調(diào)驅(qū)化學(xué)增產(chǎn)技術(shù)原理，采用段塞式注入方式，分別為高效活性劑段塞、堵水調(diào)剖劑段塞、頂替液段塞。①向采油地層高排量注高效活性劑段塞，使中低滲透層壓力升高，進(jìn)入高滲透層的活性劑溶液向內(nèi)部擴(kuò)散，仍處于低壓。②低壓、低排量注入高效油井堵水調(diào)剖劑，這些化學(xué)劑均優(yōu)先進(jìn)入低壓的高滲透層，通過注入工藝實現(xiàn)了化學(xué)劑的選擇性注入。③用高粘度的過頂替液將全部化學(xué)劑活塞式頂至離井眼3m以外，使油井％"盡可能高的產(chǎn)液量，然后用水將過頂替液頂替至地層，關(guān)井候凝。(D油井投產(chǎn)后，遠(yuǎn)處沿高滲透層的來水在油井堵水調(diào)剖劑前改向至中低滲透層，攜帶封存在堵水調(diào)剖劑前的高效活性劑，使注入水的波及系數(shù)和洗油效率都得以提高，可達(dá)到增加油產(chǎn)量，減少含水率的目的。下述實施例中所用到的化學(xué)試劑配方如下:活性劑為濃度是0.2%HLS-08水溶液，調(diào)剖劑是由聚丙烯酰胺和Cr"配制的水溶液，PH值為6-8，聚丙烯酰胺的濃度為2000mg/L、Cr"濃度為20mg/L，聚丙烯酰胺分子量為1500-1900方，上述的HLS-08表面活性劑為石油苯磺酸鈉與脂肪酸烷醇酰胺按1:1的比例復(fù)配而成，過頂替液為濃度是5000mg/L的聚丙烯酰胺水溶液，聚丙烯酰胺分子量為1500-1900萬。下述實施例中堵水調(diào)剖劑用量及過頂替液總用量按下式計算式中，w—堵水調(diào)剖劑用量及過頂替液總用量，m3;r一處理的半徑，m;h—高滲透層厚度，m;4)一地層孔隙度；il一平面波及系數(shù)取值為0.75。在式中，h，4>，n三個參數(shù)對于一口井是定值，只有處理半徑r大小決定堵水調(diào)剖劑用量及過頂替液總用量。通常油井堵水劑和過頂替液總量是按處理半徑為15-20m(盡可能深堵)計算的，其中過頂替液用量按照處理半徑為3m計算。高效活性劑用量為進(jìn)一步提高采收率，使表面活性劑注入量應(yīng)滿足堵水調(diào)剖區(qū)域中殘余油富集的中、低滲透油層形成有效驅(qū)動，表面活性劑體系驅(qū)替半徑要大于等于堵水調(diào)剖劑的處理半徑，同時考慮到注入液在注入過程中指進(jìn)、吸附損失等因素，表面活性劑注入量設(shè)計為堵水調(diào)剖劑用量的1.5倍。實施例1、上述的化學(xué)試劑的性能評價一、堵水調(diào)剖劑性能評價i.ra值對成膠性能的影響將配成堵水調(diào)剖劑的水溶液在溫度60°C的條件下，考察PH值對堵水調(diào)剖劑成膠性能的影響。表1數(shù)據(jù)顯示，隨PH值增加，成膠時間延長，凝膠強(qiáng)度基本不變。PH值對成膠性能的影響表l<table>tableseeoriginaldocumentpage6</column></row><table>2.溫度對成膠性能的影響隨溫度升高，成膠時間下降，但凝膠強(qiáng)度都較高。溫度50-90°C時，對現(xiàn)場施工來說，成膠時間較理想。溫度對成膠性能的影響表2<table>tableseeoriginaldocumentpage6</column></row><table>3.不同滲透率地層的適應(yīng)性實驗:溫度為60°C時改變巖心原始滲透率(K)，進(jìn)行巖心流動實驗，測定堵水率和突破壓力。在不同滲透率條件下，該堵水調(diào)剖劑在巖心中能很好的交聯(lián)，且堵水率、堵水率保留率、突破壓力梯度很高，7d的堵水率大于24h。說明該堵水調(diào)剖劑幾乎不受地層滲透率的影響，其堵水效果隨時間增加而蜂高。不同滲透率巖心對堵水調(diào)剖性能的影H向表3<table>tableseeoriginaldocumentpage6</column></row><table>在巖心流動實驗中，測得突破壓力后，分別用水沖刷，考察該堵水調(diào)剖劑的耐沖刷性。當(dāng)該堵水調(diào)剖劑在巖心中成膠，且被注入水突破而繼續(xù)被水沖刷的過程中，隨注水量增加，沖刷壓力逐漸增加。這是由于隨注水量增加，巖心中的膠體遇水膨脹，強(qiáng)度較大，因此，該堵水調(diào)剖劑具有很強(qiáng)的耐沖刷能力，可適用于調(diào)剖作業(yè)。<table>tableseeoriginaldocumentpage7</column></row><table>二、活性劑驅(qū)油體系性能評價:l.油水界面張力測定HLS-08高效活性劑之所以高效，決定它與被驅(qū)替的原油之間的界面張力能夠達(dá)到甚至低于超低界面張力(即10—3mN/m數(shù)量級)。HLS-08高效活性劑通常是表面活性劑溶液或者表面活性劑體系。通過篩選研究確定出無堿HLS-08表面活性劑體系，測定0.2%HLS-08表面活性劑體系與大慶油田脫水原油間動態(tài)界面張力可達(dá)到10—3mN/m數(shù)量級。2.HLS-08活性劑驅(qū)油效率測定驅(qū)替0.3PVHLS-08活性劑(濃度為0.2%)，巖心最終采收率相對水驅(qū)提高7.0個百分點(diǎn)。HLS-08活性劑驅(qū)油降壓物理模擬實驗數(shù)據(jù)表5<table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>三、過頂替液:過頂替液是指能將工作液頂替至地層內(nèi)目的位置的液體。使用過頂替液可減小堵劑對油層的污染。過頂替液的選擇必須滿足兩個條件:一是過頂替液粘度必須高于堵劑粘度，保證堵劑活塞式地推到離井眼3m以外；二是油井生產(chǎn)時可以被地層流體驅(qū)替出來.保證油井生產(chǎn)時油層對地層流體的滲透性不受大的影響。過頂替液的粘度應(yīng)高于它前面的油井堵水調(diào)剖劑粘度。實施例2、采用并聯(lián)填砂管模型驅(qū)油模擬試驗，考察了結(jié)合反向調(diào)剖和活性劑驅(qū)提高采收率的可行性，然后通過對比研究注入活性劑和反向調(diào)剖后注入表面活性劑提高采收率的效果來分析活性劑與反向調(diào)剖(堵水)相結(jié)合驅(qū)油的機(jī)理。1.并聯(lián)填砂管巖心參數(shù)表6<table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>2.實驗方案:(1)表面活性劑提高采收率實驗方案濃度是0.2%的HLS-08水溶液0.5PV，HLS-08表面活性劑為石油苯磺酸鈉與脂肪酸垸醇酰胺按1:l的比例復(fù)配而成。(2)活性劑與反向調(diào)剖(堵水)聯(lián)作技術(shù)實驗方案調(diào)剖劑0.4￥+HLS-08表面活性劑0.5PV，調(diào)剖劑是聚丙烯酰胺和Cr"水溶液，聚丙烯酰胺的濃度為2000mg/L，C+濃度為20mg/L。3.實驗步驟(l)表面活性劑提高采收率實驗①填砂管填砂將混合好的石英砂填入管中，壓實；②流程準(zhǔn)備將實驗儀器按流程圖進(jìn)行連接；③飽和水恒定流速下，向填砂管中注入人工配制的模擬地層鹽水，至壓力恒定，記錄流量和壓力，計算鹽水在填砂管中的滲透率；④飽和油流速下向填砂管中注模擬油，至完全產(chǎn)出油，計算注入油量和產(chǎn)出油量之差，即為填砂管含油量；⑤水驅(qū)油恒定流速下，向填砂管中注入模擬地層鹽水，每隔一段時間測一次壓力和產(chǎn)油量及產(chǎn)水量，根據(jù)實驗需要建立剩余油飽和度或殘余油飽和度；⑥注入表面活性劑段塞恒定^下，向填砂管中注入配制好的表面活性劑；⑦后續(xù)水驅(qū)。非均質(zhì)油藏注入活性劑，提高采收率效果并不明顯(見圖l)。主要是因為由于地層的非均質(zhì)性比較突出，活性劑主要通過高滲透層，進(jìn)入低滲透層的量比較少，而殘余油主要存在于低滲透層之中，再加之活性劑與地層發(fā)生反應(yīng)和地層吸附造成損耗，所以提高采收率效果不明顯。(2)活性劑與反向調(diào)剖(堵水)聯(lián)作技術(shù)巖心實驗①填砂管填砂將混合好的石英砂填入管中，壓實；②流程準(zhǔn)備將實驗儀器按流程圖進(jìn)行連接；③飽和水恒定流速下，向填砂管中注入人工配制的模擬地層鹽水，至壓力恒定，記錄流量和壓力，計算鹽水在填砂管中的滲透率；④飽和油流速下向填砂管中注模擬油，至完全產(chǎn)出油，計算注入油量和產(chǎn)出油量之差，即為填砂管含油量；⑤水驅(qū)油恒定流速下，向填砂管中注入模擬地層鹽水，每隔一段時間測一次壓力和產(chǎn)油量及產(chǎn)水量，根據(jù)實驗需要建立剩余油飽和度或殘余油飽和度；⑦注入凝膠段塞；恒定流速下，向填砂管中注入配制好的凝膠體系，候凝48小時；⑧注入表面活性劑段塞恒定流速下，向填砂管中注入配制好的表面活性劑；⑨后續(xù)水驅(qū)。采用活性劑與反向調(diào)剖(堵水)相結(jié)合，提高采收率效果好。圖2為采用反向調(diào)剖后注入活性劑提高采收率曲線，對比圖1可以看出在采用反向調(diào)剖之后注入活性劑段塞，提高采收率效果好于單獨(dú)注入活性劑。油藏本身存在著宏觀和微觀的非均質(zhì)性，微觀非均質(zhì)性主要體現(xiàn)在巖石孔隙結(jié)構(gòu)中孔道大小，孔隙分布及孔隙表面性質(zhì)的差異。因此在水驅(qū)過程中注入水總是趨于進(jìn)入阻力較小的孔道，而殘余油總是留在小孔隙中或者油珠方式殘留在大孔隙的中央。根據(jù)渠道流態(tài)理論，當(dāng)油相失去連續(xù)性就成為殘余油不能被采出。微觀驅(qū)替實驗結(jié)果證實調(diào)剖封堵劑注入多孔介質(zhì)后，能夠改變后續(xù)注入水的流動方向，迫使注入水進(jìn)入尚未被注入水波及的微小孔隙，從而提高微觀波及效率。通過對比研究注入化學(xué)驅(qū)油劑和反向調(diào)剖后注入兩種方式提高采收率效果，可知反向調(diào)剖后注入化學(xué)劑的效果明顯優(yōu)于單獨(dú)注入化學(xué)劑，原因是:調(diào)剖劑發(fā)揮深部液流改向作用，使得后續(xù)注入的活性劑及后續(xù)水能夠有效地進(jìn)入低滲透等開發(fā)不夠的地層，在這些殘余油集中的區(qū)域充分發(fā)揮化學(xué)驅(qū)油劑提高采收率的作用。實施例2、頭臺油田屬于裂縫、低滲透油藏，對該油田產(chǎn)能低、含水高以及含水上升快的區(qū)塊上開展了油井化學(xué)(吞吐)增產(chǎn)技術(shù)和反向調(diào)(堵水)驅(qū)技術(shù)礦場試驗。地質(zhì)概況臺69-94井位于永樂油田臺105合作開發(fā)區(qū)。該區(qū)葡萄花油層屬于低滲、裂縫油藏。其有效孔隙度13.4-21.8%，平均18.9%，空氣滲透率1.91-54.5X10'-3ym2，平均22.3X10-3um2。按國內(nèi)儲層分類標(biāo)準(zhǔn)屬于低、特低滲透儲層；據(jù)區(qū)塊內(nèi)4口井葡一組取芯井資料分析及觀察，該區(qū)塊裂縫相對發(fā)育，裂縫主要有兩種類型一種是與沉積特點(diǎn)有關(guān)的層間縫，另一種是發(fā)育砂質(zhì)巖中垂直的構(gòu)造縫。低滲、裂縫油藏滲透率低、流體性質(zhì)差、非均質(zhì)嚴(yán)重、部分儲層裂縫發(fā)育，油井含水高、油井產(chǎn)量遞減加快，嚴(yán)重影響了油田開發(fā)效果。開發(fā)現(xiàn)狀臺69-94井射開砂巖厚度為6.lm，有效厚度為4.0m，該井葡I4、葡I5層段相對發(fā)育較好，油層有效厚度為1.3m、1.8m，是主力產(chǎn)油層；連通注水井有1口井臺68-93井。該井2003年2月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油9t,無含水期至2004年5月，共計16個月，目前(2007年5月)該井日產(chǎn)油0.6t，含水81.3%，累計產(chǎn)油0.4435xl04t。(l)油井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)臺69-94井基礎(chǔ)數(shù)據(jù).表7<table>tableseeoriginaldocumentpage11</column></row><table>注入排量注活性劑段塞時，排量由小到大，并保持最大排量注入，觀察注入壓力變化；.②堵水調(diào)剖劑段塞采用低壓、低排量注入；③頂替液段塞注入排量，以保證不突破堵水調(diào)剖劑段塞為原則。注入壓力注入壓力控制在油層破裂壓力以下，11.48MPa-14MPa之間。措施后見到了明顯的增油降水效果，平均累計增油432.7t，含水平均下降了10個百分點(diǎn)，見下表8。油井化學(xué)吞吐增產(chǎn)技術(shù)和反向調(diào)(堵水)驅(qū)聯(lián)作工藝礦場應(yīng)用效果表表10油井井?dāng)?shù)措施前曰產(chǎn)措施后曰產(chǎn)含水下降(%)累計增油(t)液(nf/d)油含水(%)液(nf/d)油Orf/d)含水(%)4.014.38.443.814.49.5433.810.0432.7礦場試驗表明該工藝在低滲透油井增產(chǎn)、穩(wěn)油控水方面取得了較好效果。本發(fā)明通過將低滲透、裂縫油田化學(xué)吞吐增產(chǎn)技術(shù)和油井反向調(diào)驅(qū)(堵水)二者技術(shù)有機(jī)結(jié)合，可進(jìn)一步提高低滲透、裂縫油藏采收率。權(quán)利要求1.一種油井化學(xué)吞吐增產(chǎn)和反向調(diào)堵聯(lián)作工藝，其特征在于該工藝采用段塞式注入方式，分別為活性劑段塞、堵水調(diào)剖劑段塞、頂替液段塞①首先向采油地層注入活性劑；②0-24小時后注入堵水調(diào)剖劑；③之后用過頂替液將全部化學(xué)劑活塞式頂至離井眼3m以外，然后用水將過頂替液頂替至地層，關(guān)井1-2天候凝；其中活性劑為濃度是0.2％HLS-08水溶液，調(diào)剖劑是由聚丙烯酰胺和Cr3+配制的水溶液，PH值為6-8，聚丙烯酰胺的濃度為2000mg/L、Cr3+濃度為20mg/L，聚丙烯酰胺分子量為1500-1900萬，上述的HLS-08表面活性劑為石油苯磺酸鈉與脂肪酸烷醇酰胺按1∶1的比例復(fù)配而成，過頂替液為濃度是5000mg/L的聚丙烯酰胺水溶液，聚丙烯酰胺分子量為1500-1900萬。全文摘要本發(fā)明涉及一種油井化學(xué)吞吐增產(chǎn)和反向調(diào)堵聯(lián)作工藝。該工藝采用段塞式注入方式，分別為活性劑段塞、堵水調(diào)剖劑段塞、頂替液段塞①首先向采油地層注入活性劑；②0-24小時后注入堵水調(diào)剖劑；③之后用過頂替液將全部化學(xué)劑活塞式頂至離井眼3m以外，然后用水將過頂替液頂替至地層，關(guān)井1-2天候凝。本發(fā)明的目的采用洗油效率高、界面張力低的活性劑吞吐與油井反向調(diào)驅(qū)相結(jié)合，既提高注入水的波及系數(shù)又提高其驅(qū)油效率，延長其生產(chǎn)周期。文檔編號E21B43/20GK101280678SQ20081006448公開日2008年10月8日申請日期2008年5月9日優(yōu)先權(quán)日2008年5月9日發(fā)明者吳明偉,吳永華,吳瓊鈺,吳震宇申請人:大慶匯聯(lián)技術(shù)開發(fā)有限公司