阅读说明：本技术 一种稠油油藏的化学驱方法 (A kind of chemical flooding method of heavy crude reservoir ) 是由 束华东 郭艳 李岩 刘峥君 杨永利 黎锡瑜 姜建伟 肖磊 刘艳华 孙林涛 王熙 于 2019-08-21 设计创作，主要内容包括：本发明属于石油开采技术领域,具体涉及一种稠油油藏的化学驱方法。本发明的稠油油藏的化学驱方法包括：向储层中依次注入聚合物水溶液或聚合物冻胶形成聚合物前置段塞、聚合物主体段塞、聚合物后置段塞,所述聚合物的数均分子量为2800～3600万。本发明的化学驱方法提高了聚合物驱的波及体积和驱油效率,可以在较低的开采成本的前提下实现提高原油采收率的目的。(The invention belongs to technical field of petroleum extraction, and in particular to a kind of chemical flooding method of heavy crude reservoir.The chemical flooding method of heavy crude reservoir of the invention includes: to be implanted sequentially aqueous solutions of polymers or polymer gel into reservoir to form polymer preposed attributives, polymer body slug, polymer postposition slug, and the number-average molecular weight of the polymer is 2800~36,000,000.Chemical flooding method of the invention improves the swept volume and oil displacement efficiency of polymer flooding, and the purpose for improving oil recovery factor can be realized under the premise of lower cost of winning.)

一种稠油油藏的化学驱方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种稠油油藏的化学驱方法。

背景技术

随着相对容易开采的普通原油产量的递减，稠油的开采越来越受到重视。对于普通稠油，一次采油后一般采用两种开发方式：一种是常规注水开发，但是水驱时由于水油流度比高，导致注入水波及系数低，因此水驱一般只能采出原始石油地质储量(IOIP)的5～10％；另一种是热采，热采的开采原理是通过降低稠油的粘度从而提高其流度。当油层太薄(<10m)或埋藏太深(>1000m)，或者存在底水的情况下，热量损失成为制约热采技术的主要因素。在这种情况下，需要非热采的方法来进一步提高普通稠油油藏采收率。

聚合物驱是一种十分有效的提高采收率的方法。申请公布号为CN106285589A的中国发明专利申请文件公开了一种提高三元复合驱采收率的方法，包括：注入0.05～0.15PV交联聚合物体系前置段塞；注入0.15～0.3PV三元复合体系主体段塞；注入0.02～0.05PV交联聚合物体系调剖段塞；注入0.15～0.20PV三元复合体系主体段塞；注入0.05～0.15PV交联聚合物体系后置段塞。

然而聚合物驱不适合在粘度高于200mPa·s的稠油油藏中应用。因为稠油的黏度较高，所以需要较高浓度的聚合物溶液才能有效降低水油流度比，这就大大增加了聚合物的注入难度和成本。另外，稠油与地层岩石间的粘附力较大，常规的驱替体系难以实现对稠油的有效驱动。因此，技术和经济因素限制了聚合物驱在稠油油藏中的实际应用。

发明内容

本发明的目的在于提供一种稠油油藏的化学驱方法，该方法能够提高稠油原油的采收率。

为实现上述目的，本发明的稠油油藏的化学驱方法采用的技术方案为：

一种稠油油藏的化学驱方法，包括：向储层中依次注入聚合物水溶液或聚合物冻胶形成聚合物前置段塞、聚合物主体段塞、聚合物后置段塞，所述聚合物的数均分子量为2800～3600万。

本发明采用的聚合物为超高分子量聚合物，其增粘性较高，粘弹性显著。在同等的驱替相粘度条件下，采用上述数均分子量的聚合物较常规聚合物可以节约40％的聚合物干粉用量。同时本发明的聚合物驱采用段塞组合的方式注入聚合物。本发明的化学驱方法提高了聚合物驱的波及体积和驱油效率，在较低的开采成本的前提下实现提高原油采收率的目的。另外，对于粘度高于200mPa·s的稠油油藏，采用本发明的超高分子量聚合物作为驱替相成分时也能够有效提高原油采收率。

所述聚合物水溶液由聚合物和水配制而成，所述水中含氧量和含硫量均低于0.1mg/L。低含氧、低含硫可以保证聚合物水溶液注入以及在地下运移过程中，拥有较高的粘度保留率，可以保证聚合物水溶液的质量，从而保证驱替效果。

所述聚合物前置段塞和聚合物后置段塞由前置聚合物水溶液或聚合物冻胶形成，所述前置聚合物水溶液中聚合物的质量百分含量为0.22～0.28％。聚合物前置段塞能够调整地层吸水剖面，有效封堵水驱串流通道，以保证聚合物主体段塞的有效注入和运移；聚合物后置段塞能够防止后续水驱过程中发生指进和串流现象，提高化学驱的有效期和聚合物的有效利用率。采用上述质量百分含量的聚合物水溶液形成聚合物前置和后置段塞时能够有效封堵串流通道同时不会影响后续步骤的进行。

所述聚合物主体段塞由主体聚合物水溶液形成，所述主体聚合物水溶液中聚合物的质量百分含量为0.15～0.25％。在上述质量含量范围内，主体聚合物水溶液具有较高的粘度和粘弹性，能够有效提高聚合物的波及体积和驱油效率，又可以实现聚合物在地层中顺利流动，不堵塞底层，保证聚合物的顺利注入。

所述聚合物主体段塞包括第一聚合物主体段塞和第二聚合物主体段塞，所述第一聚合物主体段塞和第二聚合物主体段塞之间设置有调剖段塞。调剖段塞能够防止聚合物串流，进一步扩大聚合物的波及体积，提高聚合物的有效利用率。

所述调剖段塞的尺寸为0.01～0.05PV。使调剖体系推进至1/3至1/2井距处，封堵聚合物串流通道，进一步扩大波及体积。在主体段塞注入过程中发生聚合物串流现象时实施本调剖段塞。

所述第一聚合物主体段塞的尺寸为0.2～0.4PV，第二聚合物主体段塞的尺寸为0.15～0.2PV。将主体段塞分为两段注入，中间增加调剖段塞，其主要目的是防止聚合物串流，提高聚合物有效利用率。

所述调剖段塞由聚合物冻胶或颗粒型调剖剂形成。颗粒型调剖剂可以在底层中有效的运移，同时在外界压力下可以发生形变，从而实现对大孔道的封堵。

所述聚合物冻胶由以下质量百分比的组分组成：聚合物0.08～0.15％，有机铬交联剂0.02～0.06％，余量为水。在前置、后置以及调剖段塞采用聚合物冻胶时既能实现调剖作用，同时不会堵塞底层。

附图说明

图1为本发明的实施例7中古城油田沁125区采用超高分子量聚合物驱时的生产曲线；

图2为古城油田沁125区G44051井的生产曲线；

图3为古城油田沁125区G4605井的生产曲线。

具体实施方式

本发明的稠油油藏的化学驱方法，包括：向储层中依次注入聚合物水溶液或聚合物冻胶形成聚合物前置段塞、聚合物主体段塞、聚合物后置段塞，所述聚合物的数均分子量为2800～3600万。

所述聚合物前置段塞的尺寸为0.05～0.1PV。

所述聚合物主体段塞的尺寸为0.35～0.6PV。

所述聚合物后置段塞的尺寸为0.05～0.1PV。

所述聚合物为聚丙烯酰胺、丙烯酰胺与丙烯酸的共聚物、黄原胶中的至少一种。

所述聚合物的固含量不低于90％。

所述聚合物的不溶物含量低于0.1％。

所述聚合物的水解度在22％～35％之间。

由于聚合物的粘度能够影响聚合驱的效果，并且在粘度较高时聚合物驱的效果较好。由于聚合物的粘度随着聚合物的分子量的增大而提高，因此为保证聚合物驱效果并且有效控制成本，本发明所用聚合物的数均分子量为2800～3600万。优选的，聚合物的数均分子量为3200～3600万。进一步优选的，聚合物的数均分子量为3200～3400万。

所述聚合物主体段塞包括第一聚合物主体段塞和第二聚合物主体段塞，所述第一聚合物主体段塞和第二聚合物主体段塞之间设置有调剖段塞。

所述调剖段塞由聚合物冻胶或颗粒型调剖剂形成。所述颗粒型调剖剂为有机聚合物类柔性颗粒。所述有机聚合物类柔性颗粒为预交联粘弹颗粒、聚合物微球、体膨颗粒中的至少一种。

下面结合具体实施例对本发明作进一步说明。

以下实施例中陈化污水为经过除硫污水的古城油田陈化污水(含硫量为0，含氧量低于0.1mg/L)，总矿化度为4312.47mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺的总含量为39.93mg/L；原油为古城油田稠油油藏原油，经脱水脱气处理，原油粘度为600mPa·s。

实施例1～6为对岩心进行化学驱。所用岩心为4.5cm×4.5cm×30cm的三倍渗透率级差(800×10^-3μm²/2400×10^-3μm²)人造层内非均质方岩心，孔隙度为26％。在化学驱前，先对岩心作以下处理：在41℃下对岩心进行饱和原油，控制原始含油饱和度(Soi)为70％左右；然后以50mL/h的速度注入过滤后的陈化污水驱油，水驱至不再出油后结束，经计算得水驱采收率。

实施例1

本实施例中所用聚合物为数均分子量为3300万的聚丙烯酰胺，其水解度为27.5％，在清水中的溶解性固体总含量(TDS)为362mg/L，质量浓度为1000mg/L的聚合物水溶液(水为清水)的粘度为125.9mPa·s。聚合物水溶液由聚合物和陈化污水配制而成。

本实施例稠油油藏的化学驱具体包括：

(1)以50mL/h的流速先向岩心中注入浓度为2500mg/L的聚丙烯酰胺水溶液(水溶液中聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.25％，粘度为206.9mPa·s)形成0.05PV的前置段塞，然后注入浓度为2000mg/L的聚丙烯酰胺水溶液(聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.2％，粘度为135mPa·s)形成0.5PV的主体段塞，最后注入聚丙烯酰胺冻胶(由以下质量百分比的组分组成：聚丙烯酰胺0.1％，有机铬交联剂0.04％，余量为水)形成0.05PV的后置段塞；

(2)以50mL/h流速注入陈化污水驱油，后续水驱至不再出油后结束，经计算得化学驱采收率。

实施例2

本实施例的化学驱方法参照实施例1，区别仅在于：步骤(1)中以50mL/h的流速先向岩心中注入聚丙烯酰胺冻胶(由以下质量百分比的组分组成：聚丙烯酰胺0.1％，有机铬交联剂0.02％，余量为水)形成0.05PV的前置段塞，然后注入浓度为2500mg/L的聚丙烯酰胺水溶液形成0.5PV的主体段塞，最后注入聚丙烯酰胺冻胶(由以下质量百分比的组分组成：聚丙烯酰胺0.1％，有机铬交联剂0.02％，余量为水)形成0.05PV的后置段塞。

实施例3

本实施例的化学驱方法参照实施例1，区别仅在于：步骤(1)中以50mL/h的流速先向岩心中注入浓度为2500mg/L的聚丙烯酰胺水溶液(水溶液中聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.25％，粘度为206.9mPa·s)形成0.03PV的前置段塞，然后注入浓度为2200mg/L(丙烯酰胺的质量百分含量为0.22％，粘度为167mPa·s)的聚丙烯酰胺水溶液形成0.4PV的主体段塞，最后注入浓度为2500mg/L的聚丙烯酰胺水溶液形成0.07PV的后置段塞。

实施例4

本实施例的化学驱方法参照实施例1，区别仅在于：步骤(1)中以50mL/h的流速先向岩心中注入聚丙烯酰胺冻胶(由以下质量百分比的组分组成：聚丙烯酰胺0.1％，有机铬交联剂0.02％，余量为水)形成0.05PV的前置段塞，然后注入浓度为2500mg/L的聚丙烯酰胺水溶液(水溶液中聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.25％，粘度为206.9mPa·s)形成0.4PV的主体段塞，最后注入聚丙烯酰胺冻胶(由以下质量百分比的组分组成：聚丙烯酰胺0.1％，有机铬交联剂0.02％，余量为水)形成0.05PV的后置段塞。

实施例5

本实施例的化学驱方法参照实施例1，区别仅在于：步骤(1)中注入主体段塞时，先注入0.3PV的主体段塞，然后注入聚丙烯酰胺冻胶(由以下质量百分比的组分组成：聚丙烯酰胺0.1％，有机铬交联剂0.04％，余量为水)形成0.02PV的调剖段塞，之后注入0.2PV的主体段塞。

实施例6

本实施例的化学驱方法参照实施例1，区别仅在于：步骤(1)中注入主体段塞时，先注入0.25PV的主体段塞，然后注入0.1％的预交联粘弹颗粒(Ⅱ型，东营聚星石油科技有限公司)形成0.015PV的调剖段塞，之后注入0.25PV的主体段塞。

对比例1

本对比例的化学驱方法参照实施例1，区别仅在于：步骤(1)为以50mL/h的流速向岩心中注入浓度为2000mg/L的聚丙烯酰胺水溶液(聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.2％，粘度为135mPa·s)形成0.5PV的主体段塞。

对比例2

本实施例的化学驱方法参照对比例1，区别仅在于：步骤(1)为50mL/h的流速向岩心注入浓度为2200mg/L的聚丙烯酰胺水溶液(聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.22％，粘度为167mPa·s)形成0.5PV的主体段塞。

对比例3

本实施例的化学驱方法参照对比例1，区别仅在于：步骤(1)为以50mL/h的流速向岩心注入浓度为2500mg/L(聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.25％，粘度为206.9mPa·s)的聚丙烯酰胺水溶液形成0.5PV的主体段塞。

对比例4

本对比例的化学驱方法参照对比例2，区别仅在于：所用聚合物为2400万的聚丙烯酰胺，聚丙烯酰胺的注入浓度为2690mg/L(聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.269％，粘度为169mPa·s)。

对比例5

本对比例的化学驱方法参照对比例3，区别仅在于，聚合物水溶液中的溶剂用水为古城油田含硫污水(油田新鲜注入水，污水含硫量为12mg/L)，聚合物水溶液的注入浓度为2500mg/L(聚丙烯酰胺的质量百分含量为0.25％，粘度为75.6mPa·s)。

试验例

采用实验例1～6和对比例1～5的化学驱方法的具体采收率数据如表1所示。

表1稠油采收率数据

方法	水驱采收率/％	化学驱采收率/％	提高采收率幅度/％
				实施例1	41.59	59.29	17.70
实施例2	37.78	58.89	21.11
				实施例3	41.39	56.83	15.44
实施例4	40.00	56.67	16.44
				实施例5	40.36	59.52	19.16
实施例6	38.85	57.44	18.59
				对比例1	41.66	52.80	11.14
对比例2	36.39	51.83	15.44
				对比例3	40.12	56.79	16.67
对比例4	35.61	45.68	10.07
				对比例5	42.15	52.82	10.67

由表1可知，相比于实施例1～4，对比例1的采收率提高幅度相对较低，因此前置段塞和后置段塞对超高分子量聚合物驱起到很好的保护和辅助作用，有利于采收率的大幅度提高。对比例2的提高采收率幅度高出对比例4的提高采收率幅度5.37个百分点，因此对于粘度较高的普通稠油油藏，使用超高分子量的聚合物驱更有利于原油采收率的大幅度提高；并且在聚合物水溶液粘度相同的条件下，超高分子量聚合物的用量少，有利于降低成本。对比例5提高采收率幅度仅为10.67％，较对比例3低6个百分点，并且在采用相同量的聚合物的情况下对比例3中的聚合物水溶液粘度较高，表明聚合物水溶液的配制用的水中含硫量对注入粘度和提高采收率幅度影响很大。

在本发明的其他实施例中，采用数均分子量为2800万的聚酰亚胺时同样能够较大幅度的提高采收率。

实施例7

本实施例为在古城油田沁125区现场的化学驱过程，在沁125区中单元部署57口井，其中注聚井22口井，对应采油井35口，平均注采井距为136m，控制地质储量为155.2×10⁴t，储量控制程度71.9％。

化学驱过程包括：从2015年8月开始，对其中4个井组进行试注试验，在2017年4月全区实施注聚。以0.12PV/年的年注入速度向注聚井中注入2500mg/L的聚合物水溶液形成0.1PV的聚合物前置段塞，然后注入2200mg/L的聚合物水溶液形成主体段塞，截止至2018年12月，截止至2018年12月，已完成主体段塞尺寸为0.124PV。在化学驱过程中，注采比1.05，注入井总配注量为815m³/d，采油井总配液量为760t/d。具体开采曲线如图1所示，截至2018年12月见效井(即表现出产油量明显增加的采油井)27口，见效率77％(见效率＝见效井/对应采油井总数)；日产油上升45吨，含水下降9个百分点，累计增油1.84×10⁴t，吨聚(即每吨聚合物干粉)增油13.6t，阶段提高采收率为1.19％。其中，中心井G44051井日产油由注聚前的1.8t上升至11.0t，日增油9.2t，含水由94.0％下降到58.0％，下降36个百分点(如图2所示)；中心井G4605井日产油由2.1t上升至12.0t，日增油9.3t，含水由86.8％下降到32.0％，下降54.8个百分点(如图3所示)。