一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法

摘要

本发明提供了一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，包括低粘度注入体系、抑制已经转向的液流返转、控制液流转向的时间，所述低粘度注入体系中母液浓度可以配置高达10000mg/L，配置时间缩短为1小时，具有比聚合物更高的耐温性和耐盐性。本发明主要依据束缚油的渗透率启动阀值与渗透率级差(启动部位和相邻部位)和驱替液粘度(进入启动部位)正相关，而与压力梯度(启动部位)反相关。本申请的体系黏度低、且降低岩心渗透率能力强，降低启动渗透率阈值能力远好于常规聚合物，即实现了深部液流转向，又抑制已经转向的液流返转，成功解决了油田开发中普遍存在的无效循环问题，实现了同比聚合物驱采收率提高幅度更大的目的。

权利要求

1.一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，其特征在于：包括在油田开发过程中出现无效循环情况时，注入低粘度注入体系，所述低粘度注入体系是由无效循环抑制剂配制成的水溶液；

当在油田开发过程中处理剩余油时，先启动剩余油；

其中，启动渗透率的阈值与相邻部位渗透率极差、驱替低渗透率部位液体粘度的关系为：其中，K启动为可启动渗透率界限；A为相关系数；Rij为与相邻部位的最大渗透率极差；μ介质为驱替低渗透率部位液体的粘度；ΔP为低渗透率部位承受的压差；

所述低粘度注入体系中母液浓度可配置高达10000mg/L，配置时间为1小时以内；

还包括抑制已经转向的液流返转；

还包括采用岩心流动实验评价方法，以评价注入能力和降低渗透率的能力。

2.根据权利要求1所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，其特征在于：所述岩心流动实验评价方法为梯度注入法。

3.根据权利要求2所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，其特征在于，所述梯度注入法包括以下步骤：步骤一、小段塞间隔注入被测溶液，注入模拟水，然后在油藏温度下放置，在累计注入

0.2PV以后，每注入0.05PV新配制的溶液放置15天后，再等速注入1PV的模拟水，测试水相渗透率；

步骤二、用注化学剂前的水相渗透率减去注化学剂后的水相渗透率，再除以注化学剂前的水相渗透率，计算出水相渗透率下降程度；

步骤三、建立起化学剂注入量与渗透率下降程度关系。

4.根据权利要求3所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，其特征在于：步骤一中被测溶液注入量为0.05PV。

5.根据权利要求3所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，其特征在于：步骤一中模拟水为2倍被测溶液的死体积。

6.根据权利要求3所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，其特征在于：步骤一中在油藏温度下放置15天。

说明书

一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法

技术领域

[0001] 本发明涉及采矿技术领域，尤其是涉及一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法。

背景技术

[0002] 无论哪一种开采方式，油藏的非均质程度都是油田最终采收率的决定性因素之一，通常来讲，非均质程度越严重采收率越低。目前世界油田的主要开采方式以水驱为主，水驱采收率一般在30%左右。如何解决非均质油藏的无效循环一直是老油田开发的关键技术难题，为此开发了浅调剖、深度调剖和聚合物驱等很多技术。浅调剖处理半径小，一旦驱替液绕过处理半径，仍然进入无效循环状态，无法动用油层深部的剩余油，效果有限，只能作为采油工程措施。深度调剖技术近年来发展了很多方法，体膨颗粒、凝胶类、树脂类、微球类、纳米颗粒类等，但是应用结果表明“注的进的、堵不住，堵得住的、注不进”，不能解决深部的无效循环问题。聚合物驱是目前比较成熟的化学驱技术，注入性能好，扩大波及体积能力也不错，成功地获得工业化应用，但是聚合物驱存在剖面返转问题，而且返转的比较快，出现了聚合物无效循环问题，限制了聚合物驱提高采收率幅度。

[0003] 无论油田处于那种开阶段，采用何种驱替方式，都存在着注入体系无效循环问题。无效循环不仅严重影响开发效果，还是决定油田开采寿命的关键问题。水驱开发后期，无效循环形成，生产井含水达到98%后，从技术角度讲，标志着水驱结束。为了解决这一问题，聚合物驱油技术应运而生，并取得了巨大成功，但是聚合物驱也存在着局限性。尽管注聚初期将部分液量转向低渗透部位（发生了液流转向），但是很快发生返转，进入无效循环阶段。研究表明（引自廖广志的《化学驱开发现状与前景展望》），当注聚量达到约0.13PV，已经转向的液流发生了返转，聚合物又相对多地进入高渗透层，高渗透层指进现象更为严重，导致聚合物溶液无效循环，而且形成无效循环的速度更快。在对大庆喇嘛甸油田葡Ⅰ1‑2油层聚合物驱161口注入井进行统计后发现聚合物驱后期出现“吸液剖面返转”现象的有151口，占
93.7％（引自《聚合物驱吸液剖面反转现象机理研究》），不仅影响开发效果，而且给提高采收率措施的应用带来极大困难。

[0004] 渗透率极差越大、聚合物浓度越高、分子量越大，不论是液流转向还是已转向的液流返转都越快，形成聚合物无效循环也越快（参见《聚合物驱剖面返转规律及返转机理》）。为了控制液流转向的速度和抑制已转向的液流反转，研发了许多新型聚合物和深度调剖技术，但是效果并不理想，无法从根本上解决该问题。

发明内容

[0005] 本发明的目的在于提供一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，在注入体系粘度低且稳定的同时，能够抑制已经转向的液流返转。

[0006] 为了实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：

[0007] 根据本发明实施例的第一方面，提供一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，包括在油田开发过程中出现无效循环情况时，注入低粘度注入体系，所述低粘度注入体系是由无效循环抑制剂配制成的水溶液。

[0008] 所述方法依据启动剩余油渗透率阈值与该剩余油所在部位和相邻部位的渗透率极差、进入被启动部位的驱替液粘度正相关，与该剩余油所在部位的获得驱替动力（压力梯度）反相关。降低注入体系的粘度和渗透率极差可以降低渗透率启动阈值，动用更多的剩余油。

[0009] 进一步的，所述低粘度注入体系中母液浓度可以配置高达10000mg/L,配置时间缩短为1小时以内,与聚合物驱相比可以降低地面规模一半以上.而且注入体系不受矿化度影响,具有比聚合物更高的耐温性,具有更广泛的适应性。

[0010] 进一步的，所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，还包括抑制已经转向的液流返转，大幅度降低岩心渗透率且具有持续的稳定性。

[0011] 进一步的，所述的提高采收率幅度好于普通聚合物和抗盐聚合物，岩心驱替实验结果表明：凝集聚合物采收率提高幅度远远高于抗盐聚合物驱和常规聚驱一倍以上，而桶油化学剂成不到一半。

[0012] 进一步的，所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，还包括采用岩心流动实验评价方法，以评价注入能力和降低渗透率程度。

[0013] 进一步的，所述岩心流动实验评价方法为梯度注入法。

[0014] 进一步的，所述梯度注入法包括以下步骤：

[0015] 步骤一、小段塞间隔注入被测溶液，再注入模拟水，然后在油藏温度下放置，在累计注入0.2PV以后，每注入0.05PV新配制的溶液放置15天后，再等速注入1PV的水，测试水相渗透率；

[0016] 步骤二、用注化学剂前的水相渗透率减去注化学剂后的水相渗透率，再除以注化学剂前的水相渗透率，计算出水相渗透率下降程度；

[0017] 步骤三、建立起化学剂注入量与渗透率下降程度关系。

[0018] 进一步的，步骤一中被测溶液注入量为0.05PV。

[0019] 进一步的，步骤一中模拟水为2倍被测溶液的死体积。

[0020] 进一步的，步骤一中在油藏温度下放置15天。

[0021] 本发明的设计路线在于：提出束缚油的渗透率启动阈值概念。油藏严重的非均质性引起了大多数油田开发后期高含水阶段剩余油地下分布的普遍性、多样性和复杂性。普遍性是指剩余油在不同类型沉积的油藏中普遍存在，多样性是指剩余油的存在方式和成因类型，复杂性指的是剩余油高分散的平面和垂向分布以及它和水侵部分交错分布。一般认为宏观上剩余油主要分布在注入水未波及或波及程度比较低的部位，在微观上主要是驱油效率低而遗留的。总之，剩余油分布是很复杂的，呈现零碎、分散、混乱的特点，而且非均质越严重，剩余油越丰富。剩余油能否启动被采出，除了与其自身的粘度、所处部位的渗透率大小有关外，主要取决于承受到的外力（压力梯度）、相邻部位的渗透率大小和作为驱替相的粘度有着相关性。

[0022] 要想动用处于分散状态的剩余油，首先必须要启动该部分剩余油，因此必须降低渗透率启动界限。

[0023]

[0024] 其中：K启动，是可启动渗透率界限；；

[0025] A，是相关系数；

[0026] Rij，与相邻部位的最大渗透率极差；

[0027] μ介质，驱替低渗透率部位液体的粘度；

[0028] ∆ P，低渗透率部位承受的压差。

[0029] 从以上公式可以看出启动渗透率的阈值与渗透率极差和驱替介质的粘度正相关，与该部位所承受的压差成反相关，也就是说要想降低启动渗透率的阈值就要缩小其与邻近部位的渗透率极差和降低驱替介质的粘度和增加该部位所承受的压差。对任何剩余油的开采，宏观上的启动是关键，因为束缚的剩余油的量占比很大，也是采收率提高的主要贡献部分，只有启动后考虑微观的驱油才有意义。

[0030] 具体的，可结合以下内容，以便于理解本申请的技术方案。

[0031] 一、研发出粘度低且稳定的注入体系。常规的聚合物或者深度调剖体系，溶液粘度比较高，这势必会造成液流的转向过快，一方面注入压力在近井地带损失过大不利于深部的液流转向，另一方面伤害低渗透部位，使得已经转向低渗透部位的液量发生返转，加快无效循环。因此低粘度注入体系是实现深部液流转向的前提。

[0032] 二、抑制已经转向的液流返转。油田开发的的大量生产实践表明，不论是聚合物驱、相关的复合驱或者深度调剖等技术都存在着已经转向的液流出现返转的问题，不仅造成很快形成无效循环的问题，而且降低了采收率提高幅度，致使技术经济效果差。驱替液从注入井运移到生产井的距离要在百米以上，有的甚至上千米，需要几十天以上的时间才能完成运移，控制无效循环时间必须足够长，才能确保被转向的液流发挥作用。因此抑制已经转向的液流返转是获得长效的关键。

[0033] 三、控制液流转向的时间。油田开发存在着多样性，油藏条件千差万别，生产条件、布井方式、开发阶段等因素都会对油田生产造成很大影响。控制无效循环就是增加高渗透部位的液流阻力，而同时不增加低渗透部位的液流阻力，最后达到二者的均衡控制，因此要获得好的效果就要在注采井中间的部分（1/3～2/3井距）形成足够的液流阻力，这就需要按照具体情况，结合油藏温度、矿化度，通过控制转向剂的浓度，确定液流转向的时间，同时控制注入量，避免伤害低渗透部位。

[0034] 四、创建岩心流动实验评价方法。常规的岩心实验是针对均质不变的稳定体系，评价参数阻力系数和残余阻力系数是通过饱和注入获得稳定的注入压力，但是在油田实际应用时用量不可能过大，因此评价结果在指导生产时会有偏差。但是凝集聚合物溶液是随着时间发生变化的体系，用常规的方法难以评价出其技术特征，为此提出梯度注入法，即小段塞间隔一定时间注入被测的溶液，每次都是新配制的溶液，这样做可以考察注入体系在岩石孔隙中发生的作用随着时间的变化情况，而且用水相渗透率下降程度来作为评价参数（用注化学剂前的水相渗透率减去注化学剂后的水相渗透率，再除以注化学剂前的水相渗透率，计算出水相渗透率下降程度），更接近实际生产情况，解决了常规岩心实验只能评价均匀不变的稳定体系的弱点。

[0035] 本发明实施例具有如下优点：本发明实施例提供一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，采用常规聚合物一样的注入工艺，注入一定量的低粘度的无效循环抑制剂，使得注入体系的粘度低、降低岩心渗透率能力强且具有很好的稳定性，本申请的岩心实验表明：该体系可以大幅度降低岩心渗透率80%以上，对高渗透率的降低效果明显高于常规聚合物，而且持续时间长达180天以上，远好于常规聚合物（常规聚合物对高渗透岩心的水相渗透率下降幅度在50%以下，只能维持不到60天），即实现了深部液流转向，又抑制已经转向的液流返转，成功解决了油田开发中普遍存在的无效循环问题，实现了同比聚合物驱采收率提高幅度更大的目的。

附图说明

[0036] 为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式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，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

[0037] 图1为本发明实施例1中无效循环抑制剂溶液的粘度随着浓度和时间变化情况；

[0038] 图2为本发明实施例1中常规聚合物与无效循环抑制剂降低岩心渗透率情况对比；

[0039] 图3为本发明实施例1中注入压力与注入量关系曲线；

[0040] 图4为聚合物驱后自适应复合驱不同阶段分流率变化；

[0041] 图5为无效循环抑制剂不同阶段分流率变化；

[0042] 图6为5627、5387和5384的注入行为曲线；

[0043] 图7为5971、5803和5269的注入行为曲线。

具体实施方式

[0044] 下面将结合实施例对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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。

[0045] 本发明提供一种低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，包括注入低粘度注入体系。所述低粘度注入体系中母液浓度为10000mg/L。所述的注入体系与等浓度聚合物相比，粘度低且长时间稳定，母液浓度可配置10000mg/L，注入浓度也低于常规聚合物，可以大幅度降低地面工程规模（至少一半以上）。耐温抗盐特性好，不受油层矿化度影响，可以耐温到100℃。

[0046] 优选的，所述低粘的抑制无效循环大幅度提高采收率的方法，还包括采用岩心流动实验评价方法，以评价注入能力和降低渗透率能力。所述岩心流动实验评价方法为梯度注入法，所述梯度注入法包括以下步骤：

[0047] 步骤一、小段塞间隔注入被测溶液0.05PV，再注入模拟水，模拟水为2倍被测溶液的死体积，然后在油藏温度下放置15天，在累计注入0.2PV以后，每注入0.05PV新配制的溶液放置15天后，再等速注入1PV的水，测试水相渗透率；

[0048] 步骤二、用注化学剂前的水相渗透率减去注化学剂后的水相渗透率，再除以注化学剂前的水相渗透率，计算出水相渗透率下降程度；

[0049] 步骤三、建立起化学剂注入量与渗透率下降程度关系。

[0050] 实施例1：获得低且稳定的粘度

[0051] 体系粘度稳定而且低粘即有利于进入高渗透深部，又有利于低渗部位的启动。将浓度为500mg/L、1000mg/L、1500mg/L、2000mg/L、2500mg/L的无效循环抑制剂溶液在45度恒温烘箱中放置，粘度分别为2 mPa.s、5 mPa.s、8 mPa.s、10 mPa.s、15 mPa.s、20 mPa.s左右，分别测试1 d、3 d、7 d、15 d、30 d、60 d、120 d的粘度，基本保持不变。见附图1。

[0052] 实施例2：水相渗透率大幅度下降且稳定时间长

[0053] 选择1500mg/L的无效循环抑制剂溶液，即小段塞注入被测的溶液，每次都是新配制的溶液，注入0.05PV，再注入2倍死体积的模拟水，然后在油藏温度下放置15天，在累计注入0.2PV以后，每注入0.05PV新配制的溶液放置15天后，再等速注入1PV的水，测试水相渗透率。选择等浓度常规聚合物溶液注0.3PV后，测水相渗透率，放置15天、30天、60天测水相渗透率，每隔一个月测一次，直到水相渗透率不在变化。对2000mD、4000mD的岩心，无效循环抑制剂在注入0.2PV后水相渗透率下降80%以上，而且稳定时间在180天以上，常规聚合物注0.3PV后水相渗透率下降50‑‑70%左右，但是4000mD岩心在60天后水相渗透率恢复到注聚前， 2000mD的岩心水相渗透率下降幅度随着时间不断变小，在90天由70%缩小到30%，见附图2。

[0054] 实施例3：液流转向时间可控

[0055] 岩心实验: 人造岩心空气渗透率为2000mD，规格为4.5*45*30cm。进行聚合物与无效循环抑制剂注入性能（注入压力）和滞留能力（后续水驱压力）对比测试。在溶液配制当天，无效循环抑制剂与等浓度常规聚合物呈现相同的注入能力和滞留能力，说明刚配制的无效循环抑制剂具有很好的注入性能。放置30天后，二者的注入能力没有发生变化，但是滞留能力发生了显著变化，聚合物的滞留能力与之前一样没有变化，而无效循环抑制剂却发生了很大变化，后续水驱压力大幅度上升。更为重要的是15天2500mg/L溶液与30天1500mg/L溶液的后续水驱压力是一样的，说明通过浓度可以控制液流转向时间，见附图3。

[0056] 实施例4：抑制已转向的液流反转

[0057] 岩心实验的条件：30*4.5*4.5人造岩心三块并联，高渗为3000mD、中渗为960mD、低渗为400mD，注入量0.4PV，注入无效循环抑制剂浓度1500mg/L ，矿化度80000mg/L，温度45℃，原油粘度10 mPa.s。通常聚合物驱在注聚初期发生液流转向，高渗透层的液量分配比例下降，低渗透层的液量分配比例上升，随着聚合物注入到中后期和后续水驱阶段注入剖面逐步发生反转，高渗透层的液量分配比例开始逐部上升，低渗透层的液量分配比例下降，到后续水驱时，高渗透层的液量分配比例高过注聚前水驱的液量分配比例，见附图4，韩培慧等人在文章聚合物驱后油层特征和自适应复合驱方法中为了解决这一问题，研发了自适应复合驱方法和低初粘调剖方法。但是任然没有解决液流“转向‑返转”问题。这正是聚合物发生无效循环的根本原因，不仅降低了聚合物的驱油效率，而且随着聚合物的采出，造成采出液处理困难。无效循环抑制剂注入过程中发生液流转向，高渗透层的液量分配比例下降，低渗透层的液量分配比例上升，且一直持续到后续水驱过程中，没有出现液流返转现象，从根本上解决了无效循环问题。中、低渗透层采收率得到大幅度提高，最后高、中、低的最终采收基本相当，都基本达到了60%OOIP，实现了低渗透的高效动用，油田获得有效开发，见附图5。

[0058] 实施例:5：解决了高盐油田的开发难题，技术经济效益远好于普通聚合物和抗盐聚合物。实验条件：30*4.5*4.5人造岩心三块并联，高渗为3000mD、中渗为960mD、低渗为400mD、注入量0.4PV、注入浓度1500mg/L、矿化度80000mg/L、温度 45℃、原油粘度10mPa.s。
普通聚合物、抗盐聚合物和无效循环抑制剂提高采收率的幅度分别为4.4%OOIP、7.32%OOIP和19.3%OOIP，以常规聚合物为对比参照，桶油化学剂成本下降幅度分别是0%、24%和60%。

[0059] 实施例6:现场试验取得成功。

[0060] PM油田油藏温度45℃，稠油粘度500—4000mp.s，矿化度80000ppm。5387井是注聚后形成无效循环的水平井，该井2015年12月开始注入聚合物，注入量为100方/日，注入压力基本为0psi，16年6月份注入量达到120方/日，压力开始缓慢上升，到17年5月压力达到最大值900psi，随后开始下降，到17年10月份，压力降到0psi，一直注聚合物到18年4月，然后关井到19年6月，期间开展3次调剖堵水试验，均失败。我们选择了该井做试验。2019年6月该井应用无效循环抑制剂，注入浓度为1250ppm，初期一个月注入压力没有变化，持续注入2个多月后，注入压力逐步上升，期间压力也有小幅波动，总体压力上升，已经由0上升到目前的950psi，生产井采出聚合物浓度由810下降到140ppm，相关的数据正在收集整理之中。第一口井见到明显效果后，又开展了第二口5803井的试验，该井2018年67月开始注入聚合物，注入压力一直是0psi， 2019年10月9日——11月14日，开始应用无效循环抑制剂，注入浓度
1250ppm，注入20天后压力开始上升，到11月中旬注入压力已经由注入前的0上升到550psi，累计注入4869方，后续注入聚合物，压力持续上升，到2020年3月份上升到约900psi，4月停注一个月，5月后继续注入聚合物，注入压力从500psi开始缓慢上升，见附图6、7。

[0061] 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。