一种提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法及装置与流程

本发明涉及一种提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法及装置，属于化学驱油
技术领域：
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背景技术：
：聚合物驱油技术在国内油田已经得到了广泛应用，为提高原油采收率做出了巨大贡献。但对于多层非均质油藏，当聚合物驱进入中后期时，随着中低渗透层吸液量的不断增多，吸液启动压力快速增大，吸液压差不断减少，甚至小于注聚开始时的压差值，造成“吸液剖面返转”现象，这严重影响聚合物驱增油效果。在聚合物驱油过程中，剖面返转现象对提高采收率是不利的，该现象的发生将进一步加剧层间矛盾，使低渗透层吸液更加困难，不利于动用低渗透层的储量。聚合物驱过程中出现吸液剖面返转，不仅会影响聚合物驱开发效果，而且给进一步提高采收率技术措施的应用带来极大困难。现场实践表明，影响聚合物驱油效果的不仅仅是注聚参数，还包括注入体系、注入方式。纵向非均质性强将严重制约聚合物驱油效果的发挥，对于非均质性较强的油层，单一段塞注入方式易发生剖面返转，驱替液在高渗层突进，低渗层仍有大量剩余油没有动用，高浓度聚合物驱会出现注入困难等问题。因此，有必要开展优化聚合物驱注入体系与方式研究，以达到改善非均质油藏驱油效果的目的。技术实现要素：本发明的目的是提供一种提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法及装置，以改善非均质油藏驱油效果的目的。本发明所提供的提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法，包括如下步骤：利用模拟地层水和原油依次饱和多层非均质岩心；向所述多层非均质岩心中注入所述模拟地层水进行水驱，当采出液中含水率大于90％时，依次采用凝胶和聚表二元体系进行交替注入驱油和采用所述模拟地层水进行后续水驱，即实现提高多层非均质油藏的原油采收率的目的；所述聚表二元体系为聚合物和表面活性剂的水溶液。采用所述模拟地层水饱和所述多层非均质岩心时，首先将所述多层非均质岩心抽真空，然后以1.0mL/min的速率注入所述模拟地层水；采用所述原油饱和所述多层非均质岩心时，可以依次为0.1mL/min、0.2mL/min、0.5mL/min和1mL/min的速率注入所述原油，依次的注入时间分别是14h、4h、4h和2h，此时所述多层非均质岩心流出端不出水；然后对所述多层非均质岩心进行老化，如老化72h。上述的模拟实验方法中，所述交替注入驱油过程中，以1.0mL/min的速率注入所述凝胶和所述聚表二元体系。上述的模拟实验方法中，所述交替注入驱油过程中，所述凝胶与所述聚表二元体系的总注入量可为0.2PV～0.5PV。上述的模拟实验方法中，所述凝胶与所述聚表二元体系的注入量的比可为1～2：1～2。上述的模拟实验方法中，所述凝胶与所述聚表二元体系的注入量的比可为1：1、1：2或2：1；如：当总注入量为0.3PV时，首先注入0.1PV的所述凝胶，再注入0.2PV的所述聚表二元体系；当总注入量为0.3PV时，首先注入0.15PV的所述凝胶，再注入0.15PV的所述聚表二元体系；当总注入量为0.3PV时，首先注入0.2PV的所述凝胶，再注入0.1PV的所述聚表二元体系；经本发明实验比较发现(以模拟渤海S油田现场水作为模拟地层水)，以采用0.2PV的所述凝胶+0.1PV的所述聚表二元体系的交替注入方案时的采收率提高效果最佳。上述的模拟实验方法中，所述凝胶可为酚醛凝胶或铬凝胶；所述酚醛凝胶可为中海油田服务股份有限公司提供的FH100和FH107，具体可采用0.2wt％FH100+0.2wt％FH107的凝胶体系。上述的模拟实验方法中，所述聚表二元体系中，所述聚合物为聚丙烯酰胺，具体可采用法国SNF圣泰公司的产品，如SNF3830，所述聚丙烯酰胺的质量体积浓度可为1200～1750mg/L，如1500mg/L；所述聚表二元体系中，所述表面活性剂可为阴离子型表面活性剂、阳离子型表面活性剂或非离子型表面活性剂，所述阴离子表面活性剂可为石油磺酸盐；所述表面活性剂的质量体积浓度可为1200～1750mg/，如1250mg/L。上述的模拟实验方法中，当至少连续3个时间点收集的所述后续水驱的采出液中含水率为95％～98％时，停止所述后续水驱；收集采出液的时间间隔可为3～8min，如5min。上述的模拟实验方法中，所述多层非均质岩心的渗透率可为500×10-3μm2～5000×10-3μm2，孔隙体积可为50cm3～200cm3。本发明还进一步提供了一种多层非均质油藏的凝胶/聚表二元体系交替注入实验装置，它包括驱替泵、4个中间容器、岩心夹持器和收集容器；4个所述中间容器的入口端均分别与所述驱替泵相连通，出口端分别与所述岩心夹持器的入口端相连通；所述岩心夹持器的出口端与所述收集容器相连通；所述岩心夹持器的入口端的管路上连接压力采集系统；所述岩心夹持器上还连接围压泵。所述的实验装置中，所述压力采集系统包括设于所述管路上的压力传感器和与所述压力传感器相连接的压力采集器；所述围压泵为手摇泵，用于给岩心夹持器施加围压，模拟上覆岩层压力，一般不超过3MPa。本发明提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法，通过注入的凝胶体系进入高渗透层，并随着注入时间的增长，凝胶体系强度逐渐增大，可有效封堵高渗透层，降低高渗透层的渗透率，使油藏的非均质性得到有效解决，由于高渗透孔道被凝胶封堵，注入的二元复合体系溶液改变液流方向，进入之前未曾波及到的或者波及较少的中低渗透层，在二元复合体系溶液驱油机理作用下，进一步提高微观洗油效率。通过交替注入的驱替方式，能够使更多的中低渗透层中的残余油在凝胶和二元复合体系的交替调驱下，显著改善吸液剖面，提高低渗层吸液量，使得更多不动油变为可动油，最终实现提高原油采收率。本发明提供的提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法，为多层非均质油藏聚合物驱矿场试验提供相关技术参数，为油田生产提供服务。附图说明图1为本发明多层非均质油藏的凝胶/聚表二元体系交替注入实验装置的示意图。图2为本发明实施例1采用0.1PV凝胶+0.2PV聚表二元体系注入体积与采收率、含水率之间的变化曲线。图3为本发明实施例1采0.1PV凝胶+0.2PV聚表二元体系注入体积与注入压力变化曲线。图4为本发明实施例2采0.15PV凝胶+0.15PV聚表二元体系注入体积与采收率、含水率之间的变化曲线.图5为本发明实施例2采0.15PV凝胶+0.15PV聚表二元体系注入体积与注入压力变化曲线。图6为本发明实施例3采0.2PV凝胶+0.1PV聚表二元体系注入体积与采收率、含水率之间的变化曲线。图7为本发明实施例3采0.2PV凝胶+0.1PV聚表二元体系注入体积与注入压力变化曲线。具体实施方式下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。如图1所示，为本发明多层非均质油藏的凝胶/聚表二元体系交替注入实验装置的示意图，它包括驱替泵(恒速恒压泵)、4个中间容器(分别用于盛放原油、模拟地层水、聚表二元体系和凝胶)、岩心夹持器(夹持多层非均质岩心)和收集容器，4个中间容器和岩心夹持器放置于恒温烘箱中，温度范围为25～150℃，精度±1℃。4个中间容器的入口端均分别与驱替泵相连通，出口端分别与岩心夹持器的入口端相连通；岩心夹持器的出口端与收集容器相连通；岩心夹持器的入口端的管路上连接压力采集系统，该压力采集系统包括设于管路上的压力传感器和与压力传感器相连接的压力采集器，用于测量岩心夹持器入口端的压力；岩心夹持器上还连接手摇泵，用于给岩心夹持器施加围压，模拟上覆岩层压力，一般不超过3MPa。下述实施例采用的三层非均质岩心(平均值)的参数如下表1所示。表1岩心物性参数表实施例1、利用图1所示的实验装置进行多层非均质油藏聚表二元/凝胶体系交替注入实验。(1)将三层非均质岩心抽真空后，饱和模拟地层水，注水速度1.0mL/min，至压力稳定，计算水相渗透率；所述模拟水为模拟渤海S油田现场水，其离子组成见表2。表2模拟地层水的离子组成离子组成K++Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-CO32-TDS浓度(mg/L)489.9017.0272.40602.6519.18414.9463.001679.09配制混配水的化学药品：NaCl(分析纯)、KCl(分析纯)、NaHCO3(分析纯)、Na2SO4(分析纯)、CaCl2(分析纯)、MgCl2·6H2O(分析纯)，均为成都市科龙化工试剂厂生产。(2)注入速度依次为0.1mL/min、0.2mL/min、0.5mL/min和1mL/min饱和油，饱和时间大约分别为14h、4h、4h和2h直到出口端不出水为止，停泵，收集尾端油水样，饱和好以后老化72h(在温度为57℃恒温箱内)。(3)用模拟地层水进行水驱，注入速度为1.0mL/min，在岩心夹持器出口端收集液体，并分别记录产液量、出水量、出油量、压力，计算含水率，直到含水率大于90％时，停止水驱，计算水驱采收率。(4)注入0.1PV凝胶体系段塞，注入速度为1.0mL/min，实验用凝胶体系为0.2wt％FH100+0.2wt％FH107(FH100和FH107均为购自中海油田服务股份有限公司的酚醛凝胶)，浓度固定。(5)注入0.2PV聚表二元体系段塞，注入速度为1.0mL/min，聚表二元体系中表面活性剂为石油磺酸盐SYH-1(大庆炼化公司)，浓度为1250mg/L，聚表二元体系中聚合物为聚丙烯酰胺SNF3830，浓度为1500mg/L，记录产液量、出水量和出油量、压力，并计算聚合物驱出原油总量，计算采收率；(6)以1.0ml/min的流速注入水进行后续水驱，每5min换一次集液试管，并分别记录产液量、出水量、出油量、压力，计算含水率，直到连续3个点时的含水率为95％左右时停止注水，计算后续水驱的采收率。图2为该实验条件下注入体积与采收率、含水率之间的变化曲线，图3为该实验条件下注入体积与注入压力变化曲线。实施例2、利用图1所示的实验装置进行多层非均质油藏聚表二元/凝胶体系交替注入实验。(1)-(3)的具体步骤和条件与实施例1中相同。(4)注入0.15PV凝胶体系段塞，注入速度为1.0mL/min，所述实验用凝胶体系为0.2％FH100+0.2％FH107，浓度固定。(5)注入0.15PV聚表二元体系段塞，注入速度为1.0mL/min，聚表二元体系中表面活性剂为石油磺酸盐SYH-1，浓度为1250mg/L，聚表二元体系中聚合物为聚丙烯酰胺SNF3830，浓度为1500mg/L，记录产液量、出水量和出油量、压力，并计算聚合物驱出原油总量，计算采收率。(6)以1.0ml/min的流速注入水进行后续水驱，每5min换一次集液试管，并分别记录产液量、出水量、出油量、压力，计算含水率，直到连续3个点瞬时含水率为95％左右时停止注水，计算后续水驱的采收率。图4为该实验条件下注入体积与采收率、含水率之间的变化曲线，图5为该实验条件下注入体积与注入压力变化曲线。实施例3、利用图1所示的实验装置进行多层非均质油藏聚表二元/凝胶体系交替注入实验。(1)-(3)的具体步骤和条件与实施例1中相同。(4)注入0.2PV凝胶体系段塞，注入速度为1.0mL/min，所述实验用凝胶体系为0.2％FH100+0.2％FH107，浓度固定。(5)注入0.1PV聚表二元体系段塞，注入速度为1.0mL/min，聚表二元体系中表面活性剂为石油磺酸盐SYH-1，浓度为1250mg/L，聚表二元体系中聚合物为聚丙烯酰胺SNF3830，浓度为1500mg/L，记录产液量、出水量和出油量、压力，并计算聚合物驱出原油总量，计算采收率。(6)以1.0ml/min的流速注入水进行后续水驱，每5min换一次集液试管，并分别记录产液量、出水量、出油量、压力，计算含水率，直到连续3个点时的含水率为95％左右时停止注水，计算后续水驱的采收率。图6为该实验条件下注入体积与采收率、含水率之间的变化曲线，图7为该实验条件下注入体积与注入压力变化曲线。对比例1、按照实施例1～3的实验方法，在注入体系PV数相同的条件下，不采用凝胶体系+聚表二元体系交替注入的方式，分别只注入聚表二元体系或凝胶体系，分析其提高采收率效果，结果如表3所示。表3聚表二元/凝胶体系的驱油效果比较从聚表二元/凝胶体系驱油实验数据来看(图2、图4和图6)，聚表二元/凝胶体系能够显著的提高石油采收率。在注入聚合物/表面活性剂二元驱油体系和凝胶体系的过程中，含水率均出现了显著的下降。表明凝胶体系对于非均质岩心吸水剖面的调整至关重要，在此基础上，聚合物/表面活性剂二元体系充分发挥调节流度比、提高微观驱油效率的作用，多种作用的协同作用，使得聚表二元/凝胶体系的驱油效果出现了明显的增加。对比实验数据(表3)可以发现，使用凝胶0.2PV+聚表0.1PV体系段塞驱替，提高采收率效果最好，其次是单独使用0.3PV的凝胶体系驱替。相对而言，单独使用聚表二元体系驱替，其采收率差于其它的聚表二元/凝胶体系。因此，对于非均质油层，调整吸水剖面，改善层间的非均质性显得更加重要。当前第1页1 2 3