本发明属于油田应用的化学制品
技术领域：
，具体涉及一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系。
背景技术：
：随着开发时间的延长，渤海部分油田水驱开发效果逐年变差，部分井组或区块已进入中高含水期，“控水稳油”难度逐渐加大，高含水问题已经成为制约油田上产的关键问题。造成该结果的原因主要有两点：一是海上油田生产层系复杂，经过多年的注水开发后，储层层内层间矛盾突出，注入水水窜严重；二是随着油田的开发，边底水侵入严重，边底水水窜造成含水率剧增。现阶段，注入水低效或无效循环现象日趋严重，治理难度也逐步加大，影响油田的长效开发。虽然目前油田进行了水井调剖工作，一定程度上减缓了含水上升速度，但经过多轮次的作业后，效果越来越差，而从油井进行堵水工作目前开展较少，随着油田高含水治理难度的增加，油井堵水工作将越来越多的开展。油井堵水技术可以有效封堵高渗通道，控制注入水及边底水的水窜，实现减缓含水上升的目的。海上油田油井堵水存在施工空间小、堵水作业成本高、配液用淡水供应困难等问题，适用的堵剂应满足海水配制、配制工艺简单、封堵时间可控、强度可控、在地层条件下稳定、易于注入、环境友好、成本低廉等条件。泡沫复合堵剂是一种高效的选择性堵剂，在渤海与南海底水油田的应用均取得了较好的效果。但是受限于海上平台的空间局限性，泡沫气源补充困难，使得复合泡沫堵水技术应用受限。因此，提出就地封堵水窜层位技术，将自生气体系与泡沫、聚合物或冻胶等其它封堵体系相复合，在地层中自发反应生成复合泡沫封堵体系，封堵注入水或边底水水窜通道，从而达到“控水稳油”的效果。技术实现要素：针对现有技术的不足，本发明提供一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系，以解决海上高温高压非均质油藏堵水调剖作业中的问题，其采用的技术方案如下：一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系，包括a液与b液，a液包括质量浓度为20％nano2、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水78.8％，b液包括质量浓度为15.5％nh4cl、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水83.3％。一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系的制备方法包括如下步骤：(1)按a液质量百分比向水中边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(2)向步骤(1)得到的溶液中按照a液的质量百分比依次加入nano2、柠檬酸、有机铬、酚醛树脂、cosl-1起泡剂，搅拌所得溶液即为调驱体系的a液；(3)按b液质量百分比向水中边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(4)向步骤(3)得到的溶液中按照b液的质量百分比依次加入nano2、柠檬酸、有机铬、酚醛树脂、cosl-1起泡剂，搅拌所得溶液即为调驱体系的b液；(5)施工时将步骤(2)所得的a液和步骤(4)所得的b液混合注入地层即可。本发明具有如下优点：在高温高压(温度65～85℃，压力8～12mpa)条件下分流率好；可对海上高温高压非均质油藏高含水地层形成有效封堵，封堵率高，提高波及系数，进而提高采收率。附图说明为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。图1：本发明实施例1中封堵能力物理模拟实验装置示意图；图2：本发明实施例2和实施例3中测定分离率和提高采收率能力物理模拟实验装置示意图；图3：本发明实施例2中渗透率级差为2的分流率曲线；图4：本发明实施例2中渗透率级差为4的分流率曲线；图5：本发明实施例2中渗透率级差为7的分流率曲线；图6：本发明实施例2中渗透率级差为10的分流率曲线；图7：本发明实施例3中采收率曲线。符号说明：1、油藏缓冲器，2、精密压力表，3、高渗透率填砂模型，4、阀门，5、平流泵，6、中间容器，7、量筒，8、回压控制装置，9、回压阀，10、六通阀，11、低渗透率填砂模型。具体实施方式下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。下面结合附图和实例对本发明作进一步说明：以下实施例中，所用水为高矿化度、高硬度水：总矿化度2.5×105mg/l。。所用油藏压力为8mpa，油藏温度65℃。实施例1一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系，包括a液和b液，a液包括质量浓度为20％nano2、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水78.8％，b液包括质量浓度为15.5％nh4cl、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水83.3％。各组分质量为：a液：nano220g；柠檬酸0.3g；有机铬0.04g；酚醛树脂0.06g；hpam0.3g；cosl-1起泡剂0.5g；水78.8g。b液：nh4cl15.5g；柠檬酸03g；有机铬0.04g；酚醛树脂0.06g；hpam0.3g；cosl-1起泡剂0.5g；水83.3g。一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系的制备方法包括如下步骤：(1)取78.8g的水，边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(2)向步骤(1)得到的溶液中边搅拌边缓慢加入nano220g、柠檬酸0.3g、有机铬0.04g、酚醛树脂0.06g、hpam0.3g、cosl-1起泡剂0.5g，搅拌所得溶液即为调驱体系的a液；(3)取83.3g的水，边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(4)向步骤(3)得到的溶液中边搅拌边缓慢加入nh4cl15.5g、柠檬酸03g、有机铬0.04g、酚醛树脂0.06g、hpam0.3g、cosl-1起泡剂0.5g、水83.3g，搅拌所得溶液即为调驱体系的b液；使用上述制备的调驱体系考察本调驱体系在高温高压条件下不同渗透率极差的封堵率，实验装置图如图1所示，实验步骤如下：(1)将长100cm、内径2.5cm的填砂管填充砂砾，模拟油藏高渗透层，并且将填砂管抽真空，饱和地层水；(2)在油藏温度65℃，回压8mpa下恒温10h后用地层水水驱至压力稳定，测得填砂管的初始渗透率(记为k1)；(3)将制备的调驱体系a液和b液交替反向注入填砂管，注入量为填砂管孔隙体积，随后用地层水进行顶替。(4)进行后续水驱至压力稳定，测定填砂管堵后渗透率(记为k2)，按照公式e＝(k1-k2)/k1，计算得到封堵率，结果见表1。表1：本发明调驱体系的封堵能力堵前渗透率(k1)堵后渗透率(k2)封堵率(e/％)3.50.0498.8结果表明，本发明提供的调驱体系在高温高压条件下具有很强的封堵能力，在高温高压油藏施工中能够对高渗透层或大孔道进行有效封堵。实施例2一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系，包括a液和b液，a液包括质量浓度为20％nano2、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水78.8％，b液包括质量浓度为15.5％nh4cl、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水83.3％。各组分质量为：a液：nano220g；柠檬酸0.3g；有机铬0.04g；酚醛树脂0.06g；hpam0.3g；cosl-1起泡剂0.5g；水78.8g。b液：nh4cl15.5g；柠檬酸03g；有机铬0.04g；酚醛树脂0.06g；hpam0.3g；cosl-1起泡剂0.5g；水83.3g。一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系的制备方法包括如下步骤：(1)取78.8g的水，边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(2)向步骤(1)得到的溶液中边搅拌边缓慢加入nano220g、柠檬酸0.3g、有机铬0.04g、酚醛树脂0.06g、hpam0.3g、cosl-1起泡剂0.5g，搅拌所得溶液即为调驱体系的a液；(3)取83.3g的水，边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(4)向步骤(3)得到的溶液中边搅拌边缓慢加入nh4cl15.5g、柠檬酸03g、有机铬0.04g、酚醛树脂0.06g、hpam0.3g、cosl-1起泡剂0.5g、水83.3g，搅拌所得溶液即为调驱体系的b液；使用上述制备的调驱体系考察本调驱体系在高温高压条件下不同渗透率极差的分流率，实验装置图如图2所示，实验步骤如下：(1)根据实际油藏渗透率及非均质程度选用不同粒径石英砂填制双管填砂模型(规划渗透率级差2、4、7和10)，抽真空并饱和地层水，确定孔隙度；(2)设定回压为油藏压力，水驱填砂模型，测定填砂管的渗透率；(3)连接实验装置，将填砂模型置于油藏温度下恒温24h；(4)从填砂管出口端注人刚配制好的深部调驱体系调驱体系a液和b液交替注入0.3pv后，关闭填砂管两端阀门，油藏温度下焖井10h；(5)打开填砂管两端阀门以1ml/min的速度从注入端进行后续水驱，记录两管流量，并计算高渗管和低渗管的分流率，结果见图3、图4、图5、图6。实验结果表明：渗透率级差分别为2、4、7和10，从出口端注入自生气泡沫体系进行堵水并进行后续水驱时，高渗管和低渗管的分流率较接近。且该分流平衡状态可以维持较长时间，说明研究的调驱体系有较好的堵水效果。实施例3一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系，包括a液和b液，a液包括质量浓度为20％nano2、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水78.8％，b液包括质量浓度为15.5％nh4cl、质量浓度为0.3％柠檬酸、质量浓度为0.04％有机铬、质量浓度为0.06％酚醛树脂、质量浓度为0.3％海水速溶型hpam、质量浓度为0.5％cosl-1起泡剂、余量水83.3％。各组分质量为：a液：nano220g；柠檬酸0.3g；有机铬0.04g；酚醛树脂0.06g；hpam0.3g；cosl-1起泡剂0.5g；水78.8g。b液：nh4cl15.5g；柠檬酸03g；有机铬0.04g；酚醛树脂0.06g；hpam0.3g；cosl-1起泡剂0.5g；水83.3g。一种适用于海上高温高压非均质油藏的深部调驱体系的制备方法包括如下步骤：(1)取78.8g的水，边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(2)向步骤(1)得到的溶液中边搅拌边缓慢加入nano220g、柠檬酸0.3g、有机铬0.04g、酚醛树脂0.06g、hpam0.3g、cosl-1起泡剂0.5g。搅拌所得溶液即为调驱体系的a液；(3)取83.3g的水，边搅拌边加入聚丙烯酰胺，持续搅拌2～3h，至完全溶解，得到聚丙烯酰胺溶液；(4)向步骤(3)得到的溶液中边搅拌边缓慢加入nh4cl15.5g；柠檬酸03g；有机铬0.04g；酚醛树脂0.06g；hpam0.3g；cosl-1起泡剂0.5g，水83.3g。搅拌所得溶液即为调驱体系的b液；使用上述制备的调驱体系考察本调驱体系在高温高压条件下不同渗透率极差的提高采收率能力，实验装置图如图2所示，实验步骤如下：(1)将长100cm、内径2.5cm的填砂管，分别用低目数(60～80目)和高目数(100～120目)砂砾填充填砂管，分别模拟油藏高渗透地层和低渗透地层，并且将填砂管抽真空，饱和地层水。(2)用地层水驱替填砂管至稳定压力，测定高、低渗填砂管渗透率；(3)饱和原油：将填砂管饱和原油，直至出口段产出液全为原油(注入速度由0.5min/l逐次升至1min/l)。记录饱和原油体积，计算含油饱和度；(4)水驱以1min/l速度水驱并联的高、低渗填砂管，记录产出液体积、产出原油体积及产出水体积，直至产出液含水率为98％，计算水驱原油采收率；(5)在油藏温度下反向注入调驱体系液调驱体系a液和b液交替注入，注入总体积为0.3pv(高渗透率填砂管孔隙体积)，然后用0.1pv地层水顶替；(6)后续水驱：以1min/l速度水驱并联的高、低渗填砂管，记录产出液体积、产出原油体积及产出水体积，直至产出液含水率再次达到98％，计算后续水驱原油采收率增值。实验结果见图7，结果表明注入调驱体系液后，前期边水驱时，高渗管采收率达到47.81％，低渗管采收率仅为17.65％；注入自生气强化泡沫封堵后进行后续水驱，高渗管采收率升至66.7％，低渗管采收率升至54.64％。说明本发明的冻胶堵剂能够有效地封堵高渗透出水优势通道，提高波及系数，进而有效提高采收率。最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。当前第1页12