本发明公开了一种利用海上油田聚合物驱地层聚合物进行调剖的方法。该方法依次包括如下步骤:1)向井眼中注入前置液,以将海上油田聚合物驱过程中的地层聚合物顶替至与所述井眼之间的距离大于25米的地层中;2)由所述井眼将絮凝剂的水溶液注入所述步骤1)处理后的海上聚合物驱油田的地层中;3)用顶替液将所述步骤2)注入的絮凝剂的水溶液注入至距离渗滤面3~5米的地层中,完成所述调剖。该方法能够提高海上油田聚合物驱的采收率,同时还可以减小聚合物对产出液后处理的影响。
1.一种利用海上油田聚合物驱的聚合物进行调剖的方法,依次包括如下步骤:1)向井眼中注入前置液,以将海上油田聚合物驱过程中的地层聚合物顶替至与所述井眼之间的距离大于25米的地层中;2)由所述井眼将絮凝剂的水溶液注入所述步骤1)处理后的海上聚合物驱油田的地层中;3)用顶替液将所述步骤2)注入的絮凝剂的水溶液注入至距离渗滤面3~5米的地层中,完成所述调剖。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于:所述步骤1)中,所述地层聚合物为疏水缔合聚合物;所述顶替步骤中,顶替速度为15~25m³·h^-1,顶替压力为不大于地层破裂压力的80%。
3.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于:所述步骤2)中,所述絮凝剂选自钠土、钙土和改性超细钙土中的至少一种,优选改性超细钙土;所述改性超细钙土由NaHCO₃、Na₂CO₃和平均粒径为20μm的钙土组成。
4.根据权利要求3所述的方法,其特征在于:所述改性超细钙土中,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量之和占所述改性超细钙土总质量的比例为3%~5%,所述NaHCO₃和Na₂CO₃的质量比为0.8~1.2∶1。
5.根据权利要求1-4任一所述的方法,其特征在于:所述步骤2)中,所述絮凝剂的水溶液的质量百分浓度为3%~5%,所述絮凝剂的水溶液的注入速度为15~25m³·h^-1,注入压力不超过所述海上油田地层破裂压力的80%。
6.根据权利要求1-5任一所述的方法,其特征在于:所述步骤3)注入步骤中,所述顶替液的注入量为每1m厚度所述海上油田地层中注入所述顶替液30~50m³,注入速度为15~25m³·h^-1。
7.根据权利要求1-6任一所述的方法,其特征在于:所述步骤1)中所述前置液和所述步骤3)中所述顶替液均由水、Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,所述Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为
108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;所述前置液和顶替液的pH值均为7.80。技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域,特别是涉及一种利用海上油田聚合物驱地层聚合物进行调剖的方法。
背景技术
在“十五”期间,我国在渤海油田进行了聚合物驱的矿场试验,已取得了较明显的效果。但渤海油田具有非均质性强、变异系数大、油层较厚、原油粘度高、油水流度差异大、产液剖面和吸水剖面不均衡等特点,并经过长期的注聚开发,油井含水上升较快、产聚浓度较高,严重影响了海上油田聚合物驱的开发效果。据统计,在聚合物驱过程中绝大部分的聚合物溶液残留在地层的中、高渗透层中,主要以溶解、吸附和捕集的形式存在。为了改善海上油田聚合物驱的开发效果,有效地改变地层流体的流动方向,同时,减小聚合物对产出液后处理的影响,亟待开发一种新型的深部调剖方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种利用海上油田聚合物驱地层聚合物进行调剖的方法。本发明提供的利用海上油田聚合物驱地层聚合物进行调剖的方法,依次包括如下步骤:1)向井眼中注入前置液,以将海上油田聚合物驱过程中的地层聚合物顶替至与所述井眼之间的距离大于25米的地层中;2)由所述井眼将絮凝剂的水溶液注入所述步骤1)处理后的海上聚合物驱油田的地层中;3)用顶替液将所述步骤2)注入的絮凝剂的水溶液顶替至距离渗滤面3~5米的地层中,完成所述调剖。所述步骤1)中,所述前置液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,所述Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;所述前置液的pH值为7.80,该前置液可由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示,表1中所示配液水即为该步骤所用前置液或步骤3)所用顶替液。所述地层聚合物为聚合物驱过程中所用的各种疏水缔合聚合物。所述前置液的顶替速度为15~25m³·h^-1,顶替压力为不大于地层破裂压力的80%。表1、水样分析数据表 ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> 所述步骤2)中,所述絮凝剂选自钠土、钙土和改性超细钙土中的至少一种,优选改性超细钙土;所述改性超细钙土由平均粒径为20μm的钙土、NaHCO₃和Na₂CO₃组成,其中,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量之和占所述改性超细钙土总质量的比例为3%~5%,所述NaHCO₃和Na₂CO₃的质量比为0.8~1.2∶1。所述絮凝剂的水溶液的质量百分浓度为3%~5%,所述絮凝剂的水溶液的注入速度为15~25m³·h^-1,注入压力不超过所述海上油田地层破裂压力的80%,所述注入压力与初始进入地层压力之差不超过3.0MPa。所述步骤3)中,所述顶替液的注入量为每1m厚度所述海上油田地层中注入所述顶替液30~50m³,注入速度为15~25m³·h^-1。所述顶替液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,所述Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;所述顶替液的pH值为7.80,该顶替液可由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示。该步骤中,在顶替液的作用下,所述步骤2)注入的絮凝剂的水溶液在不断深入地层至距离渗滤面3~5米的地层的过程中,与地层中的聚合物逐渐形成具有封堵性能的絮凝体,从而实现了深部调剖。本发明利用海上油田聚合物驱地下滞留大量的聚合物溶液,通过向地层中注入絮凝剂,与地层中以不同形式存在的聚合物形成具有封堵性能的絮凝体,进而改变后续聚合物的液流方向,且该絮凝体可停留在油藏的不同深部,能够实现深部调剖,并能抑制聚合物从油井产出,提高聚合物的利用率,从而提高海上油田聚合物驱的采收率,并减小聚合物对产出液后处理的影响。该调剖方法与常规调剖相比,大大节省了调剖用聚合物成本。该方法在油气开发领域具有重要的应用价值。
附图说明
图1为絮凝体的原子力显微镜照片。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步说明,但本发明并不限于以下实施例。本发明中渗滤面、前置液和顶替液的定义分别如下:渗滤面是指井筒到地层的接触面;前置液是指向地层注入某种工作液(如调剖剂、堵水剂等)之前,注入井内的一种液体;顶替液是指用来把某种工作液(如调剖剂、堵水剂等)顶替到地层里的液体。由于絮凝剂可通过颗粒表面的羟基与油田聚合物驱过程中所用聚合物的分子链上的酰胺基-CONH₂和羧基-COO^-产生氢键而吸附于聚合物表面。由100mg·L^-1缔合聚合物+1000mg·L^-1絮凝剂形成的絮凝体的原子力显微镜照片(如图1所示)显示了一个颗粒可与4~7个聚合物分子结合形成絮凝体。因此,可利用絮凝体使其停留在不同地层位置,从而起到调剖作用,因而,絮凝剂是影响油田深部调剖的重要因素。下面分别对絮凝剂的种类、用量、对油田聚合物驱过程中所用聚合物的质量百分浓度的敏感性、絮凝剂对地层的封堵作用及絮凝剂对原油采收率的提高能力进行研究,以确定适用的最佳絮凝剂及其用量及与之相匹配的聚合物母液的质量百分浓度。1)絮凝剂的种类由于絮凝剂必须具备良好的悬浮能力,故用沉降体积随时间的变化情况来评价絮凝剂的悬浮能力:若该絮凝剂的沉降体积越大,则其悬浮能力越好。将钠土、钙土、改性超细钙土、粉煤灰和氢氧化钙五种固体颗粒分别与表1所示配液水配制而成,配制成固体颗粒的质量百分比均为3%的固体颗粒体系,置于具塞刻度试管中控温65°C。从加入时刻开始记时,记录不同时刻固体颗粒的沉降体积,试验结果见表1所示。表1、固体颗粒分散体系的沉降体积随时间变化情况 ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> 由表1可知,改性超细钙土具有最好的悬浮性能,因此可作为地层聚合物的絮凝剂。2)絮凝剂的用量将絮凝剂改性超细钙土与表1所示配液水混合,配制成不同质量百分数的絮凝剂水溶液,在温度为30°C、剪切速率为170s^-1的条件下,测定该絮凝剂水溶液的流变性能。所得结果如表2所示。表2、不同质量百分浓度的絮凝剂水溶液的流变性能 ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> 为了减少施工时注入工作液的体积,应提高絮凝剂的用量,但也要保证其可泵性,结合表2所得絮凝剂水溶液的流变性能检测结果,对于渤海油田的地层条件,絮凝剂水溶液的粘度在30~150mPa·s范围均可保证有良好的可泵性,且有足够大的絮凝剂含量,故对于渤海油田的地层条件,絮凝剂的水溶液的质量百分浓度的最佳范围为3%~5%。3)絮凝剂对油田聚合物驱过程中所用聚合物的质量百分浓度的敏感性用表1所示配液水将1200mg·L^-1的缔合聚合物溶液。分别稀释至不同质量百分浓度:50mg·L^-1、100mg·L^-1、200mg·L^-1、400mg·L^-1、600mg·L^-1、800mg·L^-1和1000mg·L^-1,按体积比4∶1将上述稀释液分别与质量百分浓度为3%的絮凝剂水溶液混合均匀,放入20mL具塞量筒中,65°C下恒温水浴,观察混合体系的沉降体积随时间的变化情况,发现絮凝剂水溶液对浓度为50~1000mg·L^-1的聚合物溶液均敏感。考虑到利用地层中的聚合物进行调剖时,聚合物溶液的质量百分浓度应满足两个条件,即絮凝速度快和絮凝后絮凝体的体积大(即沉降体积大),故满足上述两个条件的聚合物溶液的浓度为200~800mg·L^-1。4)絮凝剂对地层的封堵作用用残余阻力系数法评价絮凝剂对地层的封堵作用,具体方法如下:取6支直径均为2.5cm、长均为19.5cm的填砂管岩心,先注入饱和水,再分别注入不同质量百分浓度的0.30PV(孔隙体积)缔合聚合物溶液,然后注入0.30PV质量百分数为3%的絮凝剂水溶液,在65°C下恒温6h后再进行水驱,待压力稳定后测定残余阻力系数,实验结果见表3。表3、不同浓度的聚合物与絮凝剂对地层的封堵作用的影响 ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> 由表3可知,该絮凝剂本身对地层有一定封堵作用,但聚合物的存在使其封堵作用大大强化。尽管絮凝剂可在低聚合物质量浓度下使用,但聚合物的浓度越高,絮凝剂的封堵作用越大。实施例11)以25m³·h^-1的顶替速度向井眼中注入前置液(顶替压力不大于地层破裂压力的80%,为20MPa),以将海上油田聚合物驱过程中的地层聚合物顶替至与井眼之间的距离大于25米的地层中;所用前置液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,所述Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;前置液的pH值为7.80,该前置液为由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示,表1中所示配液水即为该步骤所用前置液。聚合物驱过程中所用地层聚合物为疏水缔合聚合物(分子量为1.2×10⁷,水解度为26.55%,固含量为90.34%)。表1、水样分析数据表 ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> 2)由井眼将质量百分浓度为3%的絮凝剂改性超细钙土的水溶液以25m³·h^-1(的注入速度注入(注入压力不大于海上油田地层破裂压力的80%,为20MPa,该注入压力与初始进入地层压力之差不超过3.0MPa)步骤1)处理后的海上聚合物驱油田的地层中;其中,所用改性超细钙土由平均粒径为20μm的钙土、NaHCO₃和Na₂CO₃组成,其中,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量之和占改性超细钙土总质量的比例为3%,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量比为0.8∶1。3)以25m³·h^-1的注入速度注入pH值为7.80的顶替液(配液水),将步骤2)注入的絮凝剂的水溶液继续注入至距离渗滤面3~5米的地层中,完成调剖。其中,所用顶替液的注入量为每1m厚度海上油田地层中注入顶替液30m³。该顶替液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;该顶替液由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示。实施例21)以25m³·h^-1的顶替速度向井眼中注入前置液(顶替压力不大于地层破裂压力的80%,为20MPa),以将海上油田聚合物驱过程中的地层聚合物顶替至与井眼之间的距离大于25米的地层中;所用前置液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,所述Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;前置液的pH值为7.80,该前置液为由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示,表1中所示配液水即为该步骤所用前置液。聚合物驱过程中所用地层聚合物为疏水缔合聚合物(分子量为1.2×10⁷,水解度为26.55%,固含量为90.34%)。表1、水样分析数据表 ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> 2)由井眼将质量百分浓度为4%的絮凝剂改性超细钙土的水溶液以20m³·h^-1的注入速度注入(注入压力不大于海上油田地层破裂压力的80%,为20MPa,该注入压力与初始进入地层压力之差不超过3.0MPa)步骤1)处理后的海上聚合物驱油田的地层中;其中,所用改性超细钙土由平均粒径为20μm的钙土、NaHCO₃和Na₂CO₃组成,其中,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量之和占改性超细钙土总质量的比例为4%,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量比为1.0∶1。3)以25m³·h^-1的注入速度的注入pH值为7.80的顶替液(配液水),将步骤2)注入的絮凝剂的水溶液注入至距离渗滤面3~5米的地层中,完成调剖。其中,所用顶替液的注入量为每1m厚度海上油田地层中注入顶替液40m³。该顶替液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;该顶替液由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示。实施例31)以25m³·h^-1的顶替速度向井眼中注入前置液(顶替压力不大于地层破裂压力的80%,为20MPa),以将海上油田聚合物驱过程中的地层聚合物顶替至与井眼之间的距离大于25米的地层中;所用前置液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,所述Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;前置液的pH值为7.80,该前置液为由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示,表1中所示配液水即为该步骤所用前置液。聚合物驱过程中所用地层聚合物为疏水缔合聚合物(分子量为1.2×10⁷,水解度为26.55%,固含量为90.34%)。表1、水样分析数据表 ntent="drawing" img-format="tif" inline="no" orientation="portrait" wi="700"/> 2)由井眼将质量百分浓度为5%的絮凝剂改性超细钙土的水溶液以15m³·h^-1的注入速度注入(注入压力不大于海上油田地层破裂压力的80%,为20MPa,该注入压力与初始进入地层压力之差不超过3.0MPa)步骤1)处理后的海上聚合物驱油田的地层中;其中,所用改性超细钙土由平均粒径为20μm的钙土、NaHCO₃和Na₂CO₃组成,其中,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量之和占改性超细钙土总质量的比例为5%,NaHCO₃和Na₂CO₃的质量比为1.2∶1。3)以25m³·h^-1的注入速度注入pH值为7.80的顶替液(配液水),将步骤2)注入的絮凝剂的水溶液继续注入至距离渗滤面3~5米的地层中,完成调剖。其中,所用顶替液的注入量为每1m厚度海上油田地层中注入顶替液50m³。该顶替液由水和Na⁺、Ca²⁺、Mg²⁺、SO₄^2-、HCO₃^-和Cl^-组成;其中,Na⁺的浓度为2795.94mg·L^-1,Ca²⁺的浓度为236.78mg·L^-1,Mg²⁺的浓度为108.62mg·L^-1,SO₄^2-的浓度为55.60mg·L^-1,HCO₃^-的浓度为595.19mg·L^-1,Cl^-的浓度为4668.51mg·L^-1;该顶替液由表1所示清水和污水按体积比1∶3混匀而得,其中,清水和污水的水样分析数据如表1所示。采用双管模型驱油实验评价上述调剖方法对原油采收率的提高能力。其中两支直径均为2.5cm、长均为19.5cm的填砂管(不锈钢材料,石油大学机械厂制造),其渗透率分别为8.00μm²和2.07μm²。该双管模型驱油实验的具体步骤为:(1)分别对两支填砂管岩心抽真空,然后饱和水;(2)在0.5mL·min^-1的驱替速度下,注入原油至地层原始含油饱和度;(3)并联两支填砂管岩心,在1.0mL·min^-1的驱替速度下,水驱至产出液中的含水率达到95%;(4)然后在1.0mL·min^-1的驱替速度下,注入0.3PVxa01000mg·L^-1缔合聚合物溶液;(5)在1.0mL·min^-1的驱替速度下,注入0.05PV隔离水;(6)在1.0mL·min^-1的驱替速度下,注入0.3PVxa03%絮凝剂溶液;(7)再次在1.0mL·min^-1的驱替速度下,水驱至产出液中含水率达到95%,停止试验。注入聚合物溶液和絮凝剂后采收率增值为23%,在相同条件下,用1000mg·L^-1聚合物驱油的采收率增值为12%~16%,因此注入絮凝剂后采收率增值为7%~11%。根据海上油田聚合物驱的油藏条件下,注入的絮凝剂与地层聚合物作用后形成的絮凝体在渗透率为8μm²的岩心中的残余阻力系数随着聚合物质量浓度的增加而增加。当聚合物质量浓度大于400mg·L^-1,残余阻力系数大于10;在高低渗透率分别为8.00μm²和2.07μm²的双管驱油实验中,采用本发明提供的调剖方法,原油采收率的增值达到7%~11%,表明絮凝剂与地层中不同存在形式的聚合物形成了具有封堵性能的絮凝体,控制了聚合物驱产生的高渗透孔道,改善了地层的非均质性,扩大了波及系数,提高了原油采收率,同时还可以减小聚合物对产出液后处理的影响。