適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系及調(diào)驅(qū)技術(shù)的制作方法
【專利摘要】本發(fā)明屬于石油開發(fā)【技術(shù)領(lǐng)域】，尤其涉及適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系及調(diào)驅(qū)技術(shù)。本發(fā)明的技術(shù)方案為：適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系，包括氮?dú)?、泡沫、微球和?qū)油劑。通過對水驅(qū)開采油田的高含水油井含水上升原因研究，為控制油井含水上升，提高水驅(qū)開采效果，發(fā)明了在水井注水過程中注氮?dú)狻⑴菽?、微球、?qū)油劑多元體系改善吸水剖面，提高水驅(qū)波及體積的多元體系調(diào)驅(qū)技術(shù)。
【專利說明】適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系及調(diào)驅(qū)技術(shù)

【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明屬于石油開發(fā)【技術(shù)領(lǐng)域】，尤其涉及適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系及調(diào)驅(qū)技術(shù)。

【背景技術(shù)】
[0002]目前孤島油田實(shí)施水驅(qū)的油藏主要是聚驅(qū)后轉(zhuǎn)水驅(qū)項(xiàng)目以及常規(guī)水驅(qū)單元，已進(jìn)入高采收率、高采出程度、高含水開發(fā)階段，層內(nèi)、層間、平面三大矛盾更加突出，水驅(qū)單元綜合含水已達(dá)93%，相當(dāng)于注93方水只能采出7噸原油，注水無效循環(huán)嚴(yán)重使水驅(qū)單元目前處于低效開發(fā)階段，隨著綜合含水的繼續(xù)升高，油田開發(fā)難度進(jìn)一步加大，經(jīng)濟(jì)效益也越來越差。如何進(jìn)一步提高水驅(qū)單元采收率和開發(fā)效益成為油田開發(fā)十分迫切的任務(wù)。
[0003]但是聚驅(qū)后單元由于采出程度進(jìn)一步提高，剩余油分布更加零散，油藏非均質(zhì)性進(jìn)一步加劇，常規(guī)水驅(qū)油藏由于物性、經(jīng)濟(jì)性以及聚驅(qū)技術(shù)等原因，增加了提高采收率的技術(shù)難度，因此急需探索有效的新方法，改善高含水油田的開發(fā)效果。


【發(fā)明內(nèi)容】

[0004]本發(fā)明的目的在于，克服現(xiàn)有技術(shù)的不足，提供了一種適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系及調(diào)驅(qū)技術(shù)。通過對水驅(qū)開采油田的高含水油井含水上升原因研究，為控制油井含水上升，提高水驅(qū)開采效果，發(fā)明了在水井注水過程中注氮?dú)?、泡沫、微球、?qū)油劑多元體系改善吸水剖面，提高水驅(qū)波及體積的多元體系調(diào)驅(qū)技術(shù)。解決水驅(qū)油田后期剖面矛盾、竄流突出，注水效率低、遞減速度快等問題，適合水驅(qū)開采油田的高含水井調(diào)剖應(yīng)用，與常用的化學(xué)驅(qū)開發(fā)方式比較，該技術(shù)優(yōu)勢在于對目前調(diào)驅(qū)領(lǐng)域新工藝的復(fù)合應(yīng)用，不僅實(shí)現(xiàn)了以提高驅(qū)替波及效果和洗油效率的雙效提高老油田的采收率，而且所用材料的環(huán)保、價(jià)格優(yōu)勢明顯，實(shí)施工藝簡單，大大降低了技術(shù)投資成本。
[0005]為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明的技術(shù)方案為:適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系，包括氮?dú)?、泡沫、微球和?qū)油劑。
[0006]所述微球?yàn)榫酆衔镂⑶?，微球耐?0_95°C，耐鹽4000~10000mg/L，微球初始尺寸均在納米級，小于200nm。微球要具有良好的可注性，能夠產(chǎn)生良好的逐級封堵效果，對高低滲巖心要有較好的分流作用，在室內(nèi)條件下注入0.3PV后高滲分流率要下降85%以上。
[0007]所述發(fā)泡劑耐溫能力大于70°C，在注入體系中的濃度為0.3~0.5%，0.5%發(fā)泡劑發(fā)泡體積> 600ml，半衰期> 400s。
[0008]所述驅(qū)油劑為改性羧酸鹽活性劑，耐溫能力大于90°C，在注入體系中的質(zhì)量濃度為0.5~0.6%，質(zhì)量濃度0.5%活性劑與試驗(yàn)區(qū)原油的界面張力小于5X 10_3mN/m。
[0009]微球及氮?dú)馀菽瓰檎{(diào)剖封堵大孔道組分，其中氮?dú)馀菽w系氣液體積比應(yīng)控制在1:1左右。
[0010]適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)技術(shù)，包括以下步驟:
I)調(diào)剖階段:第一段塞:微球調(diào)剖和氮?dú)馀菽{(diào)剖，微球注入速度為正常注水速度的80%~90%，氮?dú)庾⑷肓繛?00Nm3/h，發(fā)泡劑注入量為7.5m3/h,配制發(fā)泡劑質(zhì)量濃度為0.5%，通過微球和氮?dú)馀菽⑷?，注入井油壓上?~3MPa ；
第二段塞:注聚合物微球和聚合物凍膠，其中聚合物微球注入質(zhì)量濃度為0.1~0.5%，注入速度為正常注水速度的80%~90%，通過堵調(diào)劑注入，注入井油壓上升至低于干壓
0.5-lMPa時(shí)停注轉(zhuǎn)驅(qū)油階段；
聚合物凍膠為現(xiàn)有市售的產(chǎn)品，即為聚合物溶液與交聯(lián)劑在一定條件下形成具有一定強(qiáng)度的封堵劑。聚合物溶液是濃度為5000mg/L的聚丙烯酰胺溶液，交聯(lián)劑與聚合物溶液的質(zhì)量比為0.4:100。交聯(lián)劑為現(xiàn)有市售的產(chǎn)品。
[0011]2)驅(qū)油階段:第三段塞:微球調(diào)剖和驅(qū)油劑，注入微球?yàn)榫酆衔镂⑶颍⑷腧?qū)油劑為質(zhì)量濃度0.6%的驅(qū)油體系，該驅(qū)油體系為羧酸鹽和磺酸鹽，羧酸鹽和磺酸鹽的質(zhì)量比為2:1,注入速度為正常注水速度，持續(xù)注入30~40d;
以此步驟連續(xù)注完后，轉(zhuǎn)正常注水。
[0012]適應(yīng)條件
(1)油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，由于泡沫、微球主要產(chǎn)生于砂層的大孔道內(nèi)，因此選擇有較高滲透率的油層；
(2)油水井注采對應(yīng)較好，水驅(qū)油井綜合含水>85%的區(qū)塊；
(3)水驅(qū)后形成大孔道竄進(jìn)通道，對應(yīng)油井含水上升快，油井控制區(qū)域內(nèi)存在剩余油富集區(qū)；
(4)在剩余油低的區(qū)域以堵為主，在存在局部油水井水竄通道區(qū)域以封堵為主的整體調(diào)驅(qū)技術(shù)；
(5)油層厚度 5米；
(6)井下套管完好。
[0013]本發(fā)明的有益效果是:本發(fā)明利用泡沫的高封堵性、聚合物微球逐級深部調(diào)驅(qū)、改性羧酸鹽的驅(qū)油效果組合應(yīng)用，達(dá)到1+1+1 > 3的效果，技術(shù)屬于首創(chuàng)，水平達(dá)國際先進(jìn)。該技術(shù)將剖面調(diào)整和驅(qū)油結(jié)合起來加強(qiáng)對水驅(qū)單元的整體調(diào)驅(qū)治理，在剩余油分布研究基礎(chǔ)上，精細(xì)油水井剖面及大孔道尺寸識別與分布，采取在剩余油富集區(qū)以驅(qū)為主，在剩余油低的區(qū)域以堵為主，在存在局部油水井水竄通道區(qū)域以封堵為主的整體調(diào)驅(qū)技術(shù)思路。該技術(shù)的成功應(yīng)用可有效提高后續(xù)水驅(qū)單元的采收率，成為老油田深度挖潛的有效接替技術(shù)，具有廣闊的應(yīng)用前景。該技術(shù)的產(chǎn)品體系同條件下性價(jià)比高，普適性好，有望成為老油田穩(wěn)產(chǎn)措施的材料，可規(guī)?；瘧?yīng)用。

【專利附圖】

【附圖說明】
[0014]圖1為⑶1-4N13井調(diào)驅(qū)施工油壓曲線圖；
圖2為⑶1-4N13井組調(diào)剖前后生產(chǎn)曲線。

【具體實(shí)施方式】
[0015](一)第一段塞:微球調(diào)剖+氮?dú)馀菽{(diào)剖 1、施工流程:應(yīng)用大劑量注入設(shè)備注入微球，應(yīng)用氮?dú)廛囎⑷氲獨(dú)馀菽w系。
[0016]2、施工步驟:
(I)按施工流程，連接泵及地面管線，各閘門、開關(guān)完好。
[0017](2)管線試壓:試壓15~20MPa不刺、不漏，調(diào)試注入泵工作正常，并標(biāo)定其排量符合設(shè)計(jì)要求。
[0018](3)試注:開泵,試注污水10m3，核定泵排量，記錄試注壓力。
[0019](4)注聚合物微球:配液方法(以1m3池子為例):配液池中加入9m3污水后加入30公斤聚合物微球，攪拌均勻后加入5000mg/L聚合物母液lm3，攪拌均勻后開始注入。注入排量控制在7m3/h。注:可根據(jù)微球懸浮情況調(diào)整聚合物母液加入量。所用的聚合物母液，是聚丙烯酰胺用清水配制成5000mg/L溶液后，再用污水稀釋到現(xiàn)場所需濃度進(jìn)行注入，通常將清水配制成5000mg/L的聚合物溶液稱為聚合物母液。
[0020](5)氮?dú)馀菽?連接管線試壓合格，氮?dú)庾⑷肓?00Nm3/h，發(fā)泡劑注入量7.5m3/h，配制發(fā)泡劑質(zhì)量濃度為0.5%。
[0021]具體注入段塞方式、排量、配比根據(jù)地層情況及現(xiàn)場注入壓力調(diào)整。
[0022](二)第二段塞:聚合物微球+聚合物凍膠 1、施工流程:
應(yīng)用大劑量注入設(shè)備注入微球及凍膠體系。
[0023]2、施工步驟:
(I)按照施工流程，連接泵及地面管線，各閘門、開關(guān)完好。
[0024](2)管線試壓:試壓15~20MPa不刺、不漏，調(diào)試注入泵工作正常，并標(biāo)定其排量符合設(shè)計(jì)要求。
[0025](3)試注:開泵,試注污水10m3，核定泵排量，記錄試注壓力。
[0026](4)注聚合物微球:配液方法(以1m3池子為例):配液池中加入9m3污水后加入25公斤聚合物微球，攪拌均勻后加入5000mg/L聚合物母液lm3，攪拌均勻后開始注入。注入排量、注入時(shí)間的控制根據(jù)井組情況確定。注:可根據(jù)微球懸浮情況調(diào)整母液加入量。
[0027](5)注聚合物+交聯(lián)劑體系:配液方法(以1m3池子為例):配液池中加入4m3污水后均勻加入5000mg/L聚合物母液6m3，攪拌后加入交聯(lián)劑20公斤，攪拌均勻后開始注入。注入排量控制在7m3/h，注入時(shí)間48h。
[0028](6)頂替:頂替污水20m3。
[0029](7)侯凝:關(guān)井侯凝3天后轉(zhuǎn)驅(qū)油段塞。
[0030](三)第三段塞:微球調(diào)剖+驅(qū)油劑
1、施工流程:
該段塞在注水站通過設(shè)置調(diào)驅(qū)流程進(jìn)行注入，注入泵連接注入井管線，調(diào)驅(qū)罐中為設(shè)計(jì)比例的驅(qū)油劑，微球罐中為聚合物微球，注入泵注入速度根據(jù)設(shè)計(jì)濃度核算，與注水匯和后經(jīng)靜混器混合后注入到注水井內(nèi)。
[0031]2、施工步驟:
(I)按照施工流程，連接泵及地面管線，各閘門、開關(guān)完好，水井調(diào)至配注，正常注入，記錄注入壓力。
[0032]( 2 )調(diào)驅(qū)流程管線試壓:試壓不刺、不漏，調(diào)試微量泵注入工作正常，并標(biāo)定其排量符合設(shè)計(jì)要求。
[0033](3)微球、羧酸鹽，磺酸鹽注入量注入時(shí)間根據(jù)井組情況確定發(fā)明的效果:
自2011年以來，根據(jù)儲(chǔ)層發(fā)育及油藏開發(fā)特征分析，在孤島油田中一區(qū)Ng4單元的⑶1-4N13井組及墾西油田墾622塊實(shí)施了氮?dú)狻⑴菽?、微球、?qū)油劑多元體系調(diào)驅(qū)工藝技術(shù)試驗(yàn)。截止到2012年10月，共實(shí)施注入3 口水井，對應(yīng)油井14 口，受效11 口，見效率79%。
[0034](I)調(diào)剖過程中注入井油壓上升
氮?dú)馀菽?微球調(diào)剖后，井口油壓呈上升趨勢。如孤島油田中一區(qū)Ng4單元的⑶1-4N13井組試驗(yàn)區(qū)，注入井⑶1-4N13井自2011年8月開始調(diào)驅(qū)施工，共分四個(gè)段塞注入，I個(gè)月完成注入，累計(jì)注入調(diào)剖液量3230方。注入壓力由7MPa升至9.1MPa，氮?dú)饣熳毫Ψ€(wěn)定在12MPa (如圖1)。注入油壓升高說明氮?dú)馀菽?微球調(diào)剖達(dá)到了封堵大孔道水流竄留通道，調(diào)整吸水剖面，提高驅(qū)替波及系數(shù)的目的。
[0035](2)井組油井增油降水效果
以中一區(qū)Ng4單元的⑶1-4N13試驗(yàn)區(qū)為例，以調(diào)驅(qū)后生產(chǎn)動(dòng)態(tài)來看，注入氮?dú)馀菽?微球調(diào)驅(qū)后，⑶1-4N13水井注入油壓上升，與注入前相比上升了 1.5MPa ;對應(yīng)油井含水下降，平均下降超過I個(gè)百分點(diǎn)，油井動(dòng)液面也呈下降趨勢，累計(jì)增油909噸，已初步見效。見圖2。
【權(quán)利要求】
1.適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系，其特征在于:所述多元調(diào)驅(qū)體系包括氮?dú)?、泡沫、微球和?qū)油劑。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系，其特征在于:所述微球?yàn)榫酆衔镂⑶颍蜏?0-95°C，耐鹽4000~10000mg/L，微球初始尺寸均在納米級，小于.200nm。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系，其特征在于:所述發(fā)泡劑耐溫能力大于70°C，在注入體系中的濃度為0.3~0.5%，0.5%發(fā)泡劑發(fā)泡體積>.600ml,半衰期> 400s。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)體系，其特征在于:所述驅(qū)油劑為改性羧酸鹽活性劑，耐溫能力大于90°C，在注入體系中的質(zhì)量濃度為0.5~0.6%，質(zhì)量濃度0.5%活性劑與試驗(yàn)區(qū)原油的界面張力小于5X 10_3mN/m。
5.適用于水驅(qū)開采油田的多元調(diào)驅(qū)技術(shù)，其特征在于:包括以下步驟: 1)調(diào)剖階段: 第一段塞:微球調(diào)剖和氮?dú)馀菽{(diào)剖，微球注入速度為正常注水速度的80%~90%，氮?dú)庾⑷肓繛?00Nm3/h，發(fā)泡劑注入量為7.5m3/h,配制發(fā)泡劑質(zhì)量濃度為0.5%，通過微球和氮?dú)馀菽⑷?，注入井油壓上?~3MPa ； 第二段塞:注聚合物微球和聚合物凍膠，其中聚合物微球注入質(zhì)量濃度為0.1~0.5%，注入井油壓上升至低于干壓0.5-lMPa時(shí)停注轉(zhuǎn)驅(qū)油階段； 2)驅(qū)油階段:第三段塞:微球調(diào)剖和驅(qū)油劑，注入微球?yàn)榫酆衔镂⑶?，注入?qū)油劑為質(zhì)量濃度0.6 %的驅(qū)油體系，該驅(qū)油體系為羧酸鹽和磺酸鹽，羧酸鹽和磺酸鹽的質(zhì)量比為.2:1 ； 以此步驟連續(xù)注完后，轉(zhuǎn)正常注水。
【文檔編號】E21B43/22GK104178100SQ201310197955
【公開日】2014年12月3日 申請日期:2013年5月26日 優(yōu)先權(quán)日:2013年5月26日
【發(fā)明者】付繼彤, 張巖, 占程程, 秦斌, 屈人偉, 宋岱峰, 李楠 申請人:中國石油化工股份有限公司, 中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司孤島采油廠