一种提高三元复合驱采收率的方法与流程

本发明属于油田开发三次采油
技术领域：
，具体涉及一种提高三元复合驱采收率的方法。
背景技术：
：三元复合驱技术提高采收率幅度远远高于聚合物驱技术，对于中国高含水、高采出程度的东部老油田具有非常明显的技术优势。国内三元复合驱技术的研究与应用以大庆油田和胜利油田为主。大庆油田在45℃油藏工业化应用三元复合驱技术，取得优异的增油降水效果；胜利油田在小于70℃油藏开展一个多井组先导试验和一个扩大的应用区块，也取得良好的增油降水效果。由于无机碱的地面结垢和地层伤害问题，国内外未能在更高温度的油藏开展三元复合驱技术的应用。CN1417284A公开了一种烷基苯磺酸盐为主表面活性剂在三元复合驱油中的应用，由三元主段塞、副段塞及后续保护段塞组成，其中三元主段塞的注入量为0.35PV，配方为0.2％表面活性剂+1.0％碱+1800mg/L聚合物，粘度为45mpa·s；三元副段塞的注入量为0.1PV，配方为0.1％表面活性剂+1.0％碱+1600mg/L聚合物，粘度为40mpa·s；后续保护段塞分别为0.1PV的1000mg/L的聚合物和0.1PV的500mg/L的聚合物。王红庄等(油田化学，20014年9月25日)研究了复合驱段塞设计对驱油效率的影响，分别研究了单段塞，不同浓度的三元复合驱段塞，以聚合物驱为前置段塞、三元复合驱为单段塞注入方式对采收率的影响，试验结果表明在同样的化学剂用量下，采用表面活性剂浓度递减的梯度段塞注入方式和碱浓度递减的梯度段塞注入方式均可有效提高驱油效率。以上现有技术中，三元复合驱的以上注入方式在采出程度低、含水低、地层温度低的油田中应用效果良好，河南油田的双河油田Ⅳ5-11层系，地质储量315.7×104t，原油粘度3.3mPa.s、地层温度81℃、综合含水97.8％、采出程度53.3％，其技术难点是如何在高采出程度、特高含水、高温的油藏条件下，实现大幅度提高采收率的目标；其技术特征是交联聚合物体系与三元复合体系组合应用，达到扩大波及体积和提高驱油效率的协同效应，更大幅度的提高采收率。技术实现要素：本发明的目的提供一种提高三元复合驱采收率的方法，从而解决现有技术中，三元复合驱的注入方式应用范围有限，不能在高采出程度、特高含水、高温的油藏条件下，更大幅度的提高采收率。为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：一种提高三元复合驱采收率的方法，包括：以以下步骤注入段塞：1)前置段塞：注入0.05PV～0.15PV交联聚合物体系前置段塞；2)主体段塞：注入0.15PV～0.30PV三元复合体系主体段塞；3)过程调剖：注入0.02PV～0.05PV交联聚合物体系调剖段塞；4)主体段塞：注入0.15PV～0.20PV三元复合体系主体段塞；5)后置段塞：注入0.05PV～0.15PV交联聚合物体系后置段塞。进一步的，步骤4)中，注入主体段塞过程中，如出现化学剂窜流，返回步骤3)进行过程调剖。步骤1)、步骤3)和步骤5)中，所述的交联聚合物体系由以下重量百分比的原料制成：聚合物0.08％～0.20％，交联剂0.01％～0.04％，余量为水；所述聚合物为ZL-Ⅱ型聚合物，交联剂为酚醛有机交联剂。步骤2)和步骤4)中，所述三元复合驱体系由以下重量百分比的组分组成：聚合物0.1％～0.2％，表面活性剂0.1％～0.35％，碱性物质0.5％～1.2％，余量为水。所述聚合物为ZL-II型聚合物，所述表面活性剂为SH6型表面活性剂，所述碱性物质为Na2CO3。三元复合驱体系在实际应用中，很容易出现“超低界面张力窜流现象”，该现象是化学驱替剂进入岩芯的微观高渗透部位后，由于洗油能力强，会降低孔隙中的含油饱和度，从而增加了高渗透部位对水相的相渗透率。而低渗透部位进入的活性剂少，相渗透率增加的不多。结果是岩芯各部位的相渗透率差异比岩芯的绝对渗透率差异大，驱替过程中显现的非均质性更严重。天然岩芯的微观非均质越严重、活性剂与原油之间的界面张力越低，上述现象越明显。三元复合体系的超低界面张力，必然产生渗流阻力小、流动性能好的现象；所以三元复合体系“超低界面张力窜流现象”不仅导致采收率低，也可导致驱油体系的指进和窜流。本发明提供的提高三元复合驱采收率的方法，交联聚合物体系的前置段塞和后置段塞的目的是建立充分的渗流阻力，扩大波及体积，防止化学剂的窜流和抑制后续水驱的快速指进，同时，具有保护三元复合驱体系段塞的完整性，充分发挥三元复合驱体系驱油效果的作用；三元复合驱体系的作用是利用流度控制实现活塞推进，以超低界面张力实现良好的启动残余油能力；过程调剖的目的是抑制和防止化学剂的窜流。该方法从高采出程度、特高含水、高温的油藏条件出发，各步骤设计合理，适应性强，不仅可以明显扩大宏观波及体积，又可以起到强化和补足三元复合体系由于碱的加入导致粘度下降的不足，克服三元复合体系产生的“超低界面张力窜流现象”。本发明提供的提高三元复合驱采收率的方法在双河油田Ⅳ5-11层系应用时，在地层温度81℃、综合含水97.8％、采出程度53.3％的高温、特高含水、高采出度的条件下，已经取得优异的现场应用效果，已提高采收率7.2个百分点，预计提高采收率14.2个百分点，油藏采收率可以达到67.5％。这是国内外应用三元复合驱技术油藏温度最高的化学驱区块。河南油田Ⅳ5-11层系三元复合驱技术应用成功，扩大了三元复合驱技术的应用范围，具有良好的推广应用前景。附图说明图1为二元复合体系和三元复合驱体系的粘度和老化时间的关系；图2为二元复合体系和三元复合驱体系的界面张力和老化时间的关系；图3为双河Ⅳ1-3(对比例1)和双河Ⅳ5-11(实施例4)的含水降幅试验曲线；图4为双河Ⅳ1-3(对比例1)和双河Ⅳ5-11(实施例4)的产油倍数试验曲线；图5为Ⅳ5-11层系三元复合驱体系的霍尔曲线；图6为Ⅳ5-11层系三元复合驱产出聚合物浓度曲线；图7为Ⅳ5-11层系三元复合驱中心区动态曲线。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。以下实施例中，ZL-II型聚合物购自河南正佳能源环保股份有限公司，SH6型表面活性剂购自中国石化南京化学工业公司，交联剂为酚醛有机交联剂，购自河南石油勘探局双河社区服务中心飞亚项目部化工厂(原河南油田飞亚实业总公司应用化工厂)；浓度如无特别指明，均为质量浓度。实施例1本实施例中，注入对象为3倍渗透率级差(400md/1200md)的人造层间非均质岩心模型，注入方法为：1)前置段塞：注入0.05PV交联聚合物体系前置段塞；2)主体段塞：注入0.3PV三元复合驱体系主体段塞；3)过程调剖：注入0.02PV交联聚合物体系调剖段塞；4)主体段塞：注入0.15PV三元复合驱体系主体段塞；5)后置段塞：注入0.13PV交联聚合物体系后置段塞。交联聚合物体系组成为：聚合物0.14％，交联剂0.02％，余量为水；所述聚合物为ZL-II，交联剂为酚醛有机交联剂。三元复合驱体系组成为：ZL-II型聚合物0.15％，SH6型表面活性剂0.2％，Na2CO30.8％，余量为水。实施例2本实施例的提高三元复合驱采收率的方法，注入对象为3倍渗透率级差(400md/1200md)的人造层间非均质岩心模型，注入方式为：1)前置段塞：注入0.10PV交联聚合物体系前置段塞；2)主体段塞：注入0.2PV三元复合驱体系主体段塞；3)过程调剖：注入0.05PV交联聚合物体系调剖段塞；4)主体段塞：注入0.25PV三元复合驱体系主体段塞；5)后置段塞：注入0.05PV交联聚合物体系后置段塞。交联聚合物体系组成为：聚合物0.14％，交联剂0.02％，余量为水；所述聚合物为ZL-II，交联剂为酚醛有机交联剂。三元复合驱体系组成为：ZL-II型聚合物0.15％，SH6型表面活性剂0.2％，Na2CO30.8％，余量为水。实施例3本实施例的提高三元复合驱采收率的方法，注入对象为3倍渗透率级差(400md/1200md)的人造层间非均质岩心模型，注入方式为：1)前置段塞：注入0.07PV交联聚合物体系前置段塞；2)主体段塞：注入0.25PV三元复合驱体系主体段塞；3)过程调剖：注入0.03PV交联聚合物体系调剖段塞；4)主体段塞：注入0.2PV三元复合驱体系主体段塞；5)后置段塞：注入0.1PV交联聚合物体系后置段塞。交联聚合物体系组成为：聚合物0.14％，交联剂0.02％，余量为水；所述聚合物为ZL-II，交联剂为酚醛有机交联剂。三元复合驱体系组成为：ZL-II型聚合物0.15％，SH6型表面活性剂0.2％，Na2CO30.8％，余量为水。实施例4目标油藏的基本概况：双河油田Ⅳ5-11层系地质储量315.7×104t，原油粘度3.3mPa.s、地层温度81℃、综合含水97.8％、采出程度53.3％。地层水为NaHCO3型，矿化度为13087mg/L，现场注入污水的成分如表1所示。表1江河油田注入水离子成分(mg/L)Na++K+Mg2++Ca2+Cl-SO42-CO32-HCO3-TDSpH水型248548311417980128587308.6NaHCO3双河油田Ⅳ5-11层系三元复合驱的注入方式为：1)前置段塞：注入0.12PV交联聚合物体系前置段塞；2)主体段塞：注入0.25PV三元复合驱体系主体段塞，产出液聚合物浓度上升到260mg/L，部分井有窜流趋势，进行步骤3)；3)过程调剖：注入0.02PV交联聚合物体系调剖段塞进行调剖；4)主体段塞：注入0.15PV三元复合驱体系主体段塞，产出液聚合物浓度上升到380mg/L，部分井有窜流趋势，返回步骤3)，5)过程调剖：注入0.02PV交联聚合物体系调剖段塞进行调剖；6)主体段塞：注入0.10PV三元复合驱体系主体段塞；7)后置段塞：注入0.05PV交联聚合物体系后置段塞。交联聚合物体系组成为：聚合物0.14％，交联剂0.02％，余量为水；所述聚合物为ZL-II，交联剂为酚醛有机交联剂。三元复合驱体系组成为：ZL-II型聚合物0.15％，SH6型表面活性剂0.2％，Na2CO30.8％，余量为水。对比例1本对比例以双河油田Ⅳ1-3层系为目标油藏，表2列出了双河油田Ⅳ5-11层系及Ⅳ1-3层系油藏参数特征。表2双河油田Ⅳ5-11层系三元复合驱与Ⅳ1-3层系聚合物驱油藏参数比较Ⅳ5-11层系的油藏物性参数与Ⅳ1-3层系接近，但是，Ⅳ5-11层系油藏温度、水驱含水与水驱采出程度高于Ⅳ1-3层系聚合物驱，大幅度提高采收率的技术难度也大于Ⅳ1-3层系聚合物驱。Ⅳ1-3层系聚合物驱的注入方式为：0.05PV交联聚合物体系前置段塞+0.60PV聚合物主体段塞+0.05PV交联聚合物体系后置段塞。交联聚合物体系组成与实施例3相同。聚合物驱组成为：ZL-II型聚合物0.15％，余量为水。试验例1本试验例检测三元复合驱体系的粘度和界面张力，三元复合驱体系中，聚合物为ZL-II型聚合物，表面活性剂为SH6型表面活性剂，碱性物质为Na2CO3，三者的质量浓度对三元复合驱体系粘度和界面张力的影响如表3所示。表3化学剂质量浓度对三元复合驱体系粘度和界面张力的影响由表3的试验结果可知，ZL-II型聚合物的质量浓度为0.15％～0.20％，SH6型表面活性剂质量浓度0.15％～0.30％，Na2CO3质量浓度在0.6％～0.8％时，三元复合驱体系的界面张力都在10-3mN/m数量级，维持在超低界面张力的范围。、试验例2本试验例考察聚合物体系、聚合物+表面活性剂组成的二元复合体系和三元复合驱体系的粘度和老化时间的关系，结果如表4、图1所示。聚合物体系中，ZL-II型聚合物的质量浓度为0.15％；二元复合体系中，ZL-II型聚合物的质量浓度为0.15％，SH6型表面活性剂的质量浓度为0.2％；三元复合驱体系中，ZL-II型聚合物的质量浓度为0.15％，SH6型表面活性剂的质量浓度为0.2％，Na2CO3的质量浓度为0.8％。表4不同驱油体系粘度与老化时间的关系由表4及图1的试验结果可以看出，在180d的老化过程中，聚合物体系、二元复合体系、三元复合驱体系的粘度随老化时间的变化均呈上升后缓慢下降趋势。聚合物体系的粘度在老化期间粘度维持在50～60mPa·s左右；二元复合体系在老化初期(45d)，粘度大幅增加后有所下降。三元复合驱体系的粘度在老化初期(15d)上升最快，随后粘度逐渐下降。在180d老化期间，三元复合驱体系粘度高于聚合物体系、低于二元复合体系。老化180d，聚合物体系粘度保留率为84.2％，长期稳定性能良好；二元复合体系粘度保留率为110.7％，三元复合驱体系的粘度保留率为147.6％；二元复合体系、三元复合驱体系表现出更为优异的长期稳定性能。试验例3本试验例考察表面活性剂体系、聚合物+表面活性剂组成的二元复合体系和三元复合驱体系的界面张力和老化时间的关系，结果如表5、图2所示。表面活性剂体系中SH6型表面活性剂的质量浓度为0.2％，二元复合体系和三元复合驱体系的组成与实施例2相同。表5化学驱油体系界面张力与老化时间的关系由表5及图2的试验结果可以看出，180d老化期间，表面活性剂体系的界面张力随老化时间基本没有变化，维持在10-4mN/m左右；SH6/ZL-II二元复合体系老化15d后界面张力由3.49×10-3mN/m快速升至1.15×10-2mN/m，上升近一个数量级，之后缓慢上升。SH6/ZL-II/Na2CO3三元复合驱体系界面张力在老化过程中变化规律与单一表面活性剂一致，一直维持在10-4mN/m左右，Na2CO3改善了三元复合驱体系的界面张力的长期稳定性。试验例4本试验例考察不同驱油体系对天然岩心的驱油效果，结果如表6所示。表6中各浓度均为质量浓度。表6不同驱油体系的天然岩心驱油效果由表6的试验结果可以看出，三元复合驱体系的提高采收率值大于二元复合体系，二元复合体系、三元复合驱体系的提高采收率值远远大于聚合物驱体系。这也说明，(1)在水驱采收率大于50％的条件下，降低驱油体系的界面张力可以明显提高采收率；(2)粘度与界面张力的协同效应使复合体系提高采收率值远远大于聚合物驱和表面活性剂。试验例5本试验例考察实施例1～3的注入方法对人造非均质岩心的驱油效果，其结果如表7所示。表7实施例1～3的注入方法对人造非均质岩心的驱油效果序号水驱采收率(％)化学驱采收率(％)提高采收率(％)实施例142.166.524.4实施例241.967.625.7实施例342.067.925.9由表7的试验结果可以看出，本发明的交联聚合物与三元体系结合的注入方式可有效提高化学驱采收率。试验例6本试验例考察实施例4和对比例1的方法分别在双河油田Ⅳ5-11层系和Ⅳ1-3层系的应用效果，图3为双河Ⅳ1-3(对比例1)和双河Ⅳ5-11(实施例4)的含水降幅试验曲线，图4为双河Ⅳ1-3(对比例1)和双河Ⅳ5-11(实施例4)的方法相对于水驱的产油倍数试验曲线。由图3及图4可以看出，Ⅳ5-11层系三元复合驱最低点含水下降6.2个百分点，Ⅳ1-3层系聚合物驱含水最低点含水下降3.2个百分点，三元复合驱含水下降幅度大于聚合物驱。Ⅳ5-11层系三元复合驱产油倍数最高点是水驱的4.3倍，Ⅳ1-3层系聚合物驱产油倍数2.0；三元复合驱产油倍数大于聚合物驱。三元复合驱体系利用流度控制实现活塞推进，以超低界面张力实现良好的启动残余油能力，粘度与超低界面张力具有良好的协同作用。图5为Ⅳ5-11层系三元复合驱体系的霍尔曲线。由图5可以看出，注入0.12PV前置段塞交联聚合物体系期间，渗流阻力系数为1.82，说明交联聚合物体系建立较高的渗流阻力系数，这种趋势延续到注三元复合驱体系阶段；到注入0.25PV时(即注入三元复合驱体系0.13PV后)，霍尔曲线斜率下降，渗流阻力系数下降到1.67，说明三元复合驱体系的阻力系数低于交联聚合物体系。双河油田Ⅳ1-3层系聚合物驱渗流阻力系数为1.70，由此可知，交联聚合物体系阻力系数高于聚合物、更高于三元复合体系。前置段塞交联聚合物体系建立充分的渗流阻力，扩大波及体积，有利于后续注入的三元复合体系发挥驱油作用。图6为Ⅳ5-11层系三元复合驱产出聚合物浓度曲线。由图6可以看出：(1)注入0.12PV前置段塞交联聚合物体系后，产出聚合物浓度上升缓慢，注入0.28PV之后，产出液聚合物浓度上升到100mg/L以上，之后上升速度较快；前置段塞交联聚合物体系抑制了产出聚合物浓度上升速度。(2)注入0.36PV时，产出液聚合物浓度上升到260mg/L，个别井有窜流趋势，于是进行第一次交联聚合物体系调剖，注入交联聚合物体系0.02PV，产出聚合物浓度下降到150mg/L，第一次交联聚合物体系调剖有效的抑制了产出聚合物浓度上升速度、起到防止聚合物窜流的效果。(3)注入0.48PV时，产出液聚合物浓度上升到380mg/L，部分井有窜流趋势，于是进行第二次交联聚合物体系调剖，注入交联聚合物体系0.02PV，产出聚合物浓度下降到210mg/L，第二次交联聚合物体系调剖也起到防止聚合物窜流的效果。图7为Ⅳ5-11层系三元复合驱中心区动态曲线。由图7可以看出，截止2015年12月，三元复合驱现场累计注入0.60PV，对应39口井，油井见效35口，见效率89.7％，累计增油19.75×104t。中心区见效峰值含水由97.9％降至90.2％，下降7.7个百分点、日产油油23.0t升至106.1t，阶段提高采收率7.2％，预计最终提高采收率14.2％。现场应用的动态表明，交联聚合物体系前置段塞不仅建立高的渗流阻力、具有封堵高渗层的作用、起到防止聚合物窜流的效果，同时也具有良好的驱油作用。三元复合体系段塞起到改善流度比和洗油能力强的作用，先导试验中心区产油倍数4.6、含水下降7.7个百分点，增油降水效果远远优于聚合物驱，特别是J210井和H2-115井的产出动态特征，充分展现出三元复合体系流度控制达到活塞推进、超低界面张力启动残余油能力强的三元复合驱技术的技术特征。在注入三元复合体系期间，加入两个0.02PV的交联聚合物体系的过程调剖段塞，起到很好的防止化学剂窜流的效果。加入两个过程调剖段塞的主要原因是三元复合体系超低界面张力的“窜流现象”引起的。本发明提供的提高三元复合驱采收率的方法综合采用交联聚合物体系前置段塞和过程调剖，不仅可以明显扩大宏观波及体积，又可以起到强化和补足三元复合体系由于碱的加入导致粘度下降的不足，克服三元复合体系产生的“超低界面张力窜流现象”。当前第1页1 2 3