專利名稱：一種提高非均質(zhì)油層采收率的方法
技術領域：
本發(fā)明涉及一種提高油田采收率的方法，尤其涉及一種提高非均質(zhì)油層采收率的方法，屬于油田開采技術領域。
背景技術：
聚合物驅(qū)油技術在國內(nèi)已經(jīng)得到了迅速的發(fā)展，例如，大慶油田聚合物驅(qū)油エ業(yè)化推廣應用已經(jīng)取得了顯著的經(jīng)濟效果，比水驅(qū)油提高采收率10%左右，目前年產(chǎn)油量已突破千萬噸，成為油田可持續(xù)發(fā)展的重大技術措施。盡管如此，聚合物驅(qū)油后油層中仍剩余40-50%左右的原油未被采出，聚合物驅(qū)油后如何進ー步提高采收率是目前的研究熱點。根據(jù)實驗研究，三元復合驅(qū)油一般比聚驅(qū)油采收率提高10%左右。泡沫復合驅(qū)油是在三元復合驅(qū)的基礎上發(fā)展起來的，一般較聚合物驅(qū)油提高采收率20%左右。微生物采油技術在聚合物驅(qū)油后可提高采收率5%左右。三元復合驅(qū)油與泡沫復合驅(qū)油效果較好，但是成本較高，而且，泡沫復合驅(qū)油在直接向地層注入泡沫吋，由于注入壓カ高，受地層破裂壓カ的限制，不能持續(xù)注入，推廣應用受到限制。而微生物驅(qū)油由于技術比較復雜，エ藝不夠成熟，暫時難以推廣應用。因此，開發(fā)ー種新的、適于實際應用的提高油田采收率的方法是本領域亟待解決的問題之一。

發(fā)明內(nèi)容
為解決上述技術問題，本發(fā)明的目的在于提供一種能夠在聚合物驅(qū)油之后提高油層采收率的方法，通過采用交替注入的方式實現(xiàn)提高油層采收率的目的，同吋，該方法還具有成分低、經(jīng)濟效益好、應用前景好的特點。為達到上述目的，本發(fā)明首先提供了一種提高非均質(zhì)油層采收率的方法，其是以泡沫段塞、堿與表面活性劑ニ元溶液段塞進行交替注入來提高非均質(zhì)油層采收率的方法，包括以下步驟上述交替注入進行1-4個注入周期，其中，向油層注入泡沫段塞，然后再注入堿與表面活性劑ニ元溶液段塞為ー個注入周期，泡沫段塞的注入總量為油層總孔隙體積的60% -100%，堿與表面活性劑ニ元溶液段塞的注入總量為油層總孔隙體積的30% -60%,并且，堿與表面活性劑ニ元溶液段塞的注入速度為0. 6mL/min，泡沫段塞的注入速度為
I.2mL/min。根據(jù)本發(fā)明的具體實施方案，優(yōu)選地，對非均質(zhì)性(滲透率變異系數(shù))更強的油層，泡沫段塞的注入總量控制為油層總孔隙體積的70-100%，堿與表面活性劑ニ元溶液段塞的注入總量控制為油層總孔隙體積的40-60%。在本發(fā)明所提供的上述方法中，優(yōu)選地，所采用的泡沫段塞由氣體和發(fā)泡液組成，其中，發(fā)泡液包括第一表面活性劑和聚合物。在本發(fā)明所提供的上述方法中，優(yōu)選地，發(fā)泡液為含有第一表面活性劑和聚合物的水溶液，并且，在該水溶液中，第一表面活性劑的濃度為O. IWt %，聚合物的濃度為200mg/L。根據(jù)本發(fā)明的具體技術方案，優(yōu)選地，發(fā)泡液中所采用的第一表面活性劑為a -烯烴磺酸鹽，聚合物為部分水解聚丙烯酰胺，該部分水解聚丙烯酰胺的相對分子量為1500萬，水解度為24%，固含量為90%以上。在本發(fā)明所提供的上述方法中，優(yōu)選地，所采用的氣體為天然氣等，氣體與發(fā)泡液的體積比為I : I。在本發(fā)明所提供的上述方法中，優(yōu)選地，堿與表面活性劑ニ元溶液段塞為堿與表面活性劑的水溶液，其中，在該水溶液中，堿的濃度為0. 8-1. 2wt%，表面活性劑的濃度為0. 2-0. 4wt% (優(yōu)選為0. 3wt% )。根據(jù)本發(fā)明的具體技術方案，優(yōu)選地，上述ニ元溶液段塞中的堿為氫氧化鈉，表面活性劑(第二表面活性剤)為重烷基苯磺酸鹽、石油磺酸鹽和甜菜堿等中的ー種或幾種。
在本發(fā)明所提供的上述方法中，優(yōu)選地，泡沫段塞、堿與表面活性劑ニ元溶液段塞的交替注入在油層進行聚合物驅(qū)油作業(yè)之后進行。根據(jù)本發(fā)明的具體技術方案，優(yōu)選地，本發(fā)明所提供的方法可以按照以下具體步驟進行對油層進行水驅(qū)油作業(yè)，直至采出液含水率達到98v%以上；對油層進行聚合物驅(qū)油作業(yè)；再次對油層進行水驅(qū)油作業(yè)，直至采出液含水率達到98v%以上；向油層中進行1-4個周期的泡沫段塞、堿與表面活性劑ニ元溶液段塞交替注入，泡沫段塞的注入總量為油層總孔隙體積的60% -100%，堿與表面活性劑ニ元溶液段塞的注入總量為油層總孔隙體積的30% -60%，堿與表面活性劑ニ元溶液段塞的注入速度控制為0. 6mL/min，泡沫段塞的注入速度控制為I. 2mL/min。在上述步驟中，聚合物驅(qū)油作業(yè)可以根據(jù)油田的常規(guī)作業(yè)方式進行。在本發(fā)明的優(yōu)選實施方案中，使用的發(fā)泡液可以是聚丙烯酰胺與a-烯烴磺酸鹽的ニ元溶液，該發(fā)泡液的發(fā)泡性能好，但是界面張カ性能稍差，發(fā)泡液中的聚合物濃度較低，用于穩(wěn)定泡沫。在油層中，泡沫段塞能夠發(fā)揮流度控制和暫時封堵大孔道的作用，但是不能達到超低界面張力，洗油能力有限。而堿/表面活性劑ニ元溶液段塞能在較寬的堿濃度和表面活性劑濃度范圍內(nèi)達到超低界面張力，洗油效率很高，但流度控制能力較差。本發(fā)明所提供的方法通過將泡沫和堿/表面活性劑ニ元溶液段塞進行配合使用，達到了更好的效果。泡沫對后注入的堿/表面活性劑ニ元溶液段塞具有流度控制作用和對大孔道的暫時封堵作用，使隨后注入的堿/表面活性劑ニ元溶液能夠進入中小孔隙中，充分發(fā)揮堿/表面活性劑ニ元溶液洗油效率高的優(yōu)點，提高原油采收率，而孔隙中含油飽和度的降低反過來有利于泡沫的再生和穩(wěn)定，從而不斷擴大波及體積，同時，堿/表面活性劑ニ元溶液兼有一定的發(fā)泡能力，使泡沫中的氣體不易形成突破，對泡沫有保護作用。本發(fā)明所提供的提高非均質(zhì)油層采收率的方法成本較低，提高采收率效果明顯，能夠取得較好的經(jīng)濟效益，具有很好的應用前景。


圖I為實施例所采用的常壓物理模擬驅(qū)油設備結構示意圖。主要附圖標號說明I平流泵 2工作液容器 3六通閥 4壓カ表 5聚合物溶液罐
6堿/表面活性劑ニ元溶液罐 7注入水罐 8起泡劑溶液罐 9巖心10收集器 11閥門12泡沫發(fā)生器
具體實施例方式為了對本發(fā)明的技術特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對本發(fā)明的技術方案進行以下詳細說明，但不能理解為對本發(fā)明的可實施范圍的限定。
本實施例提供了一種通過泡沫、堿/表面活性劑ニ元溶液交替注入來提高非均質(zhì)油層采收率的方法，其中，以巖心來模擬油層情況。一、實驗條件I、實驗材料實驗用油——大慶油田采油六廠聯(lián)合站脫水脫氣原油(含蠟量為22%-25%，含膠量17. 9%，凝固點為26. 5°C，地層原油粘度為10. 3mPa s，原油體積系數(shù)I. 118，原始氣油比為48. 0m3/t ;地面原油密度為0. 88g/cm3,地面原油粘度為22. 9mPa s)；實驗用水-大慶油田采油六廠回注污水(屬重碳酸鈉型，礦化度為5599mg/L，
氯尚子含量為992mg/L)；化學試劑——堿/表面活性劑ニ元溶液段塞中的表面活性劑為重烷基苯磺酸鹽(DQS)，發(fā)泡液中的表面活性劑U-烯烴磺酸鹽)；堿為NaOH ;聚合物為部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相對分子質(zhì)量為1500萬，水解度為24%，固含量為90% ；實驗氣體——人工合成標氣(天然氣)；實驗溫度——45 0C ；實驗模型——兩維縱向非均質(zhì)人造石英砂環(huán)氧樹脂膠結巖心，模型尺寸為4.5X4. 5X30cm，滲透率變異系數(shù)分別為0. 6,0. 72,0. 8，無隔層，模型氣測滲透率約為I平方微米。2、溶液與模擬油的配制巖心飽和水為人工合成鹽水，礦化度為6778mg/L ;水驅(qū)用水為大慶油田采油六廠回注污水；起泡劑溶液為HPAM與a -烯烴磺酸鹽的ニ元溶液,用回注污水配制，a -烯烴磺酸鹽的濃度為0. I %，聚合物溶液的濃度為200mg/L ;堿/表面活性劑ニ元溶液也用回注污水配制，堿濃度為I. 2%，表面活性劑濃度為0. 3% ;聚合物驅(qū)溶液用清水配制，聚合物驅(qū)油溶液配制濃度為1000mg/L，考慮到地面配制設備、管線和井壁炮眼的剪切作用，聚合物溶液在地層中的工作粘度往往低于地面粘度。為了模擬剪切作用對聚合物溶液粘度以及驅(qū)油效果的影響，模型驅(qū)油用的聚合物溶液的粘度應當接近地層工作粘度，方法之ー是進行預剪切，之ニ是降低配液所用聚丙烯酰胺濃度。本實驗中采用第一種方法，根據(jù)大慶油田聚合物驅(qū)注入井反排液粘度測試結果，聚合物溶液的地層工作粘度大約為15mPa *S，由此將聚合物溶液預剪切，使其粘度為15mPa *S ;模擬油用六廠脫氣脫水原油與航空煤油按比例配制，使其在45°C時的粘度為13. 5mPa S。3、實驗設備及流程(I)實驗設備實驗設備為常壓物理模擬驅(qū)油設備，如圖I所示。除了平流泵和氣瓶外，其他的都在45°C恒溫箱中。
(2)具體步驟水驅(qū)利用平流泵I將注入水罐7中的水驅(qū)替進巖心9中進行驅(qū)油，從巖心9中流出的采出液進入收集器10 ;工作液容器2里面裝的是煤油，其是平流泵I的工作液，用于將溶液和泡沫驅(qū)替進入巖心，六通閥3用于驅(qū)替流程的變換，壓カ表4用于監(jiān)測巖心入口端的壓カ；聚驅(qū)利用平流泵I將聚合物溶液罐5中的聚合物溶液驅(qū)替進巖心9中進行驅(qū)油，從巖心9中流出的采出液進入收集器10，然后再利用平流泵I將注入水罐7中的水驅(qū)替進巖心9中進行驅(qū)油，從巖心9中流出的采出液進入收集器10 ；泡沫與堿/表面活性劑ニ元溶液交替驅(qū)油利用平流泵I將起泡劑溶液罐8 (閥門11控制該起泡劑溶液罐8的開閉)中的起泡劑溶液驅(qū)替進泡沫發(fā)生器12中，與氣體混合形成泡沫后注入巖心9中進行驅(qū)油；然后，利用平流泵I將堿/表面活性劑ニ元溶液罐6中的堿/表面活性劑ニ元溶液驅(qū)替進巖心9中進行驅(qū)油，最后，再利用平流泵I將注入水罐7中的水驅(qū)替進巖心9中進行驅(qū)油，從巖心9中流出的采出液進入收集器10。ニ、實驗方案I、水驅(qū)方案①對巖心模型抽真空4小吋，然后飽和礦化度為6778mg/L的鹽水，測量巖心的孔隙度；②在45 °C下對巖心模型進行12小時的恒溫處理；③利用水檢測巖心模型的滲透率；④對巖心模型飽和油，然后在相同條件下油驅(qū)水至巖心模型出ロ不出水為止；⑤對巖心模型進行水驅(qū)油至巖心模型出口的采出液含水率達到98v%為止，計算水驅(qū)采收率。2、聚合物驅(qū)方案①對水驅(qū)后的巖心進行聚合物驅(qū)油作業(yè)，聚合物溶液的用量為0. 6PV(巖心孔隙體積)；②后續(xù)水驅(qū)至巖心出ロ含水98v%為止，計算聚驅(qū)采收率；3、泡沫與堿/表面活性劑ニ元溶液交替注入方案將聚驅(qū)后的巖心模型交替注入一定量的泡沫與堿/表面活性劑ニ元溶液，最后水驅(qū)至采出液含水率達到98v%為止，計算泡沫與堿/表面活性劑ニ元溶液交替注入驅(qū)油的采收率，具體按照以下方案進行。方案①一次注入泡沫0. 6PV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 3PV,巖心變異系數(shù)分別為 0. 6,0. 72,0. 8，三個巖心分別記為 0. 6-1,0. 72-1,0. 8-1 ；方案②一共注入泡沫0. 6PV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 3PV,分兩次等量注入，每次交替注入泡沫0. 3PV和堿/表面活性劑體系0. 15PV，巖心變異系數(shù)為0. 6、0. 72，兩個巖心分別記為0. 6-2,0. 72-2 ；方案③一共注入泡沫0. 6PV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 3PV,分三次等量注入。每次交替注入泡沫0. 2PV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 1PV，巖心變異系數(shù)為0. 72、0. 8，兩個巖心分別記為0. 72-3,0. 8-2 ； 方案④一共注入泡沫0. 6PV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 3PV,分四次等量注入，每次交替注入泡沫0. 15PV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 075PV,巖心變異系數(shù)為0. 72、0. 8，兩個巖心分別記為0. 72-4,0. 8-4 ；方案⑤一共注入泡沫0. 3PV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 12PV,分三次等量注入，每次交替注入泡沫0. IPV和堿/表面活性劑ニ元溶液0. 04PV,巖心變異系數(shù)為0. 8，該巖心記為0. 8-3 ；注以上方案中，堿/表面活性劑ニ元溶液中均無聚合物，其組成為堿(NaOH)1.2%，表面活性劑(重烷基苯磺酸鹽)0.3% ;方案①-④的起泡液中的聚合物濃度為200mg/L，方案⑤的起泡液中的聚合物濃度為lOOOmg/し起泡液中的氣體為天然氣，氣液體積比均為I : 1，起泡劑濃度均為0. lwt%。在注入時，先注入泡沫段塞，再注入堿/表面活性劑ニ元溶液段塞。三、實驗結果
I、巖心非均質(zhì)性越強，最終采收率越低在表I中，對于變異系數(shù)不同的巖心，在相同的注入次數(shù)下，在交替次數(shù)為4次以下時，其最終采收率隨著變異系數(shù)的增大而降低，因此，巖心的非均質(zhì)性對原油采收率的影響是決定性的，非均質(zhì)性的增強，使原油的最終采收率降低。2、巖心非均質(zhì)性對提高采收率幅度的影響在表I中，在相同的交替注入次數(shù)下，采收率提高值先是隨著巖心變異系數(shù)的增加而降低，但在交替注入次數(shù)達到4次時，出現(xiàn)了相反的趨勢，變異系數(shù)増加，提高采收率的幅度増大。3、交替注入次數(shù)對驅(qū)油效果的影響從表I中還可看出，對同一變異系數(shù)的巖心，其最終采收率和提高采收率的幅度都隨交替次數(shù)的增加而増大。由于氣液比控制難度較大，泡沫段塞過小，氣液比的誤差較大，實驗結果的可比性不能保證，本次實驗做到了交替注入四次。4、泡沫中聚合物濃度對驅(qū)油效果的影響在化學劑成本基本相同的情況下，對變異系數(shù)相同(變異系數(shù)為0.8)的巖心進行了對比實驗(方案5和方案3)，在表I中可以看出，兩塊巖心的水驅(qū)油和聚合物驅(qū)油的采收率基本相同，但是高濃度聚合物泡沫與堿/表面活性劑ニ元溶液(AS)的最終采收率和提高采收率的幅度要低于原來的配方，即低聚合物濃度大段塞的效果要好于高聚合物濃度小段塞。表I物理模擬實驗結果
權利要求
1.一種提高非均質(zhì)油層采收率的方法，其是以泡沫段塞、堿與表面活性劑二元溶液段塞進行交替注入來提高非均質(zhì)油層采收率的方法，所述交替注入進行1-4個注入周期，其中，向油層注入泡沫段塞，然后再注入堿與表面活性劑二元溶液段塞為一個注入周期； 所述泡沫段塞的注入總量為所述油層總孔隙體積的60% -100%，所述堿與表面活性劑二元溶液段塞的注入總量為所述油層總孔隙體積的30% -60%，并且，所述堿與表面活性劑二元溶液段塞的注入速度為0. 6mL/min，所述泡沫段塞的注入速度為I. 2mL/min。
2.根據(jù)權利要求I所述的方法，其中，所述泡沫段塞由氣體和發(fā)泡液組成，所述發(fā)泡液包括第一表面活性劑和聚合物。
3.根據(jù)權利要求2所述的方法，其中，所述發(fā)泡液為含有第一表面活性劑和聚合物的水溶液，并且，在該水溶液中，所述第一表面活性劑的濃度為0. Iwt%，所述聚合物的濃度為200mg/L。
4.根據(jù)權利要求2或3所述的方法，其中，所述第一表面活性劑為a-烯烴磺酸鹽，所述聚合物為部分水解聚丙烯酰胺，該部分水解聚丙烯酰胺的相對分子量為1500萬，水解度為24%，固含量為90%以上。
5.根據(jù)權利要求2或3所述的方法，其中，所述氣體為天然氣，所述氣體與所述發(fā)泡液的體積比為1:1。
6.根據(jù)權利要求I所述的方法，其中，所述堿與表面活性劑二元溶液段塞為堿與表面活性劑的水溶液，在該水溶液中，所述堿的濃度為0. 8-1. 2wt%，所述表面活性劑的濃度為0.2-0. 4wt%。
7.根據(jù)權利要求6所述的方法，其中，所述堿為氫氧化鈉。
8.根據(jù)權利要求6或7所述的方法，其中，所述表面活性劑為重烷基苯磺酸鹽、石油磺酸鹽和甜菜堿中的一種或幾種。
9.根據(jù)權利要求I所述的方法，其中，所述泡沫段塞、堿與表面活性劑二元溶液段塞的交替注入在油層進行聚合物驅(qū)油作業(yè)之后進行。
10.根據(jù)權利要求I或9所述的方法，其中，該方法包括以下步驟 對油層進行水驅(qū)油作業(yè)，直至采出液含水率達到98%以上； 對油層進行聚合物驅(qū)油作業(yè)； 再次對油層進行水驅(qū)油作業(yè)，直至采出液含水率達到98%以上； 向油層中進行1-4個周期的泡沫段塞、堿與表面活性劑二元溶液段塞交替注入，所述泡沫段塞的注入總量為所述油層總孔隙體積的60% -100%，所述堿與表面活性劑二元溶液段塞的注入總量為所述油層總孔隙體積的30% -60%，所述堿與表面活性劑二元溶液段塞的注入速度為0. 6mL/min,所述泡沫段塞的注入速度為I. 2mL/min。
全文摘要
本發(fā)明涉及一種提高非均質(zhì)油層采收率的方法。該方法是以泡沫段塞、堿與表面活性劑二元溶液段塞進行交替注入來提高非均質(zhì)油層采收率的方法，包括以下步驟向油層注入泡沫段塞，然后再注入堿與表面活性劑二元溶液段塞，完成一個注入周期，所述泡沫段塞的注入總量為所述油層總孔隙體積的60％-100％，所述堿與表面活性劑二元溶液段塞的注入總量為所述油層總孔隙體積的20％-40％，并且，所述注入周期共進行1-4個。本發(fā)明所提供的提高非均質(zhì)油層采收率的方法成本較低，提高采收率效果明顯，能夠取得較好的經(jīng)濟效益，具有很好的應用前景。
文檔編號E21B43/22GK102650206SQ20121012425
公開日2012年8月29日 申請日期2012年4月25日 優(yōu)先權日2012年4月25日
發(fā)明者么世椿, 伍曉林, 王茂盛 申請人:中國石油天然氣股份有限公司, 大慶油田有限責任公司