一种驱油方法及其应用
阅读说明：本技术 一种驱油方法及其应用 (Oil displacement method and application thereof ) 是由 李啸南 冯青 李敬松 黄子俊 宫汝祥 于 2021-08-16 设计创作，主要内容包括：本申请公开了一种驱油方法及其应用,是一种油开采领域的生物纳米驱油提高采收率技术。本技术方案解决了针对低渗以及特低渗透油藏“注不进,采不出”的问题。本申请具有环保友好、高效洗油等特点,可以提高生物纳米流体波及范围以及驱油效果,从而实现提高油田采收率。(The application discloses an oil displacement method and application thereof, and relates to a biological nano oil displacement enhanced recovery technology in the field of oil exploitation. The technical scheme solves the problem of 'no-injection and no-production' of low-permeability and ultra-low permeability reservoirs. The method has the characteristics of environmental protection, friendliness, efficient oil washing and the like, and can improve the sweep range and the oil displacement effect of the biological nano fluid, so that the oil field recovery rate is improved.)
技术领域
本文涉及但不限于石油开采领域，尤其涉及但不限于一种生物纳米驱油提高采收率技术。
背景技术
海上中高渗油田经过一次采油、二次采油，甚至三次采油，采收率已达50％-80％，但仍有20％以上的原油未被动用。中国新增石油资源以低渗透-致密储层为主，水驱约有30％储层注不进水，低渗储层常规注水难以建立有效驱替关系。由于中低渗储层孔隙细小、结构复杂，流体在其中渗流时，受相界面的作用强烈，存在“注不进，采不出”问题，常规提高采收率技术在于解决水驱窜流和水驱可波及区域的洗油效率，比如聚合物驱油技术、多元复合驱油技术等，对“注不进，采不出”低渗透油藏基本无效；这些成熟的聚合物驱技术无法在中低渗油藏直接移植或推广应用。
中低渗油藏注水开发过程中存在以下矛盾：(1)油层孔吼结构复杂，渗透率低，平面非均质性较强；(2)流体流动具有非达西流特征，受到启动压力、应力敏感效应的影响；(3)注入水波及体积小，存在“水锁效应”影响，水驱控制程度低；(4)水驱动用程度低，剩余油较为富集，井组采收采出程度低。以上问题严重制约了中低渗油藏注水开发效果和储量动用程度的提高。
发明内容
以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本申请的保护范围。
本申请提供的生物纳米驱油体系可以实现调后再驱，提高生物纳米流体波及范围，充分发挥生物纳米流体驱油效果，经电动式释放器能实现生物纳米驱油剂定点以及定量释放，具有环保友好、高效洗油等特点，可以提高生物纳米流体波及范围，提高驱油效果，从而实现提高油田采收率。
本申请提供了一种驱油方法，包括：在注水井使用液流转向剂段塞与驱油剂段塞交替注入目标地层；然后向注水井中注水驱油；
所述驱油剂段塞中包括两亲性纳米二氧化硅和水，
所述液流转向剂段塞包括生物表面活性剂，单体选自N-二甲基丙烯酰胺、N-二乙基丙烯酰胺、N-异丙基丙烯酰胺中的一种或几种的聚合物表面活性剂和水。液流转向剂可以在地层原位两亲性纳米二氧化硅作用下交联，形成一定强度暂堵；液流转向剂的交联过程可通过微生物营养源供给与生物降解来调节，降解时间可以为2至3个月；
在本申请提供的一种实施方式中，所述液流转向剂在水中的浓度为2000ppmw至10000ppmw、所述驱油剂在水中的浓度为2000ppmw至10000ppmw。
在本申请提供的一种实施方式中，所述生物表面活性剂与所述聚合物表面活性剂的重量比为(25至40):(60至75)。
在本申请提供的一种实施方式中，所述液流转向剂段塞与所述驱油剂段塞的段塞数量比例为(1至4):1；
在本申请提供的一种实施方式中，所述液流转向剂段塞与所述驱油剂的注入轮次为1至5次。
在本申请提供的一种实施方式中，液流转向剂段塞和所述驱油剂段塞的注入量之和为100m3至500m3；
在本申请提供的一种实施方式中，所述液流转向剂段塞和驱油段塞的浓度为2000ppm至10000ppm；
在本申请提供的一种实施方式中，所述液流转向剂段塞和驱油段塞注入速度为0.1m3/min至0.5m3/min。
在本申请提供的一种实施方式中，所述水的矿化度不大于7500g/L。
在本申请提供的一种实施方式中，所述聚合物表面活性剂的单体N-二甲基丙烯酰胺、单体N-二乙基丙烯酰胺、单体N-异丙基丙烯酰胺的摩尔比为(0至45):(0至30):(0至50)，所述单体的摩尔比不同时取0；
在本申请提供的一种实施方式中，所述聚合物表面活性剂的单体N-二甲基丙烯酰胺、单体N-二乙基丙烯酰胺、单体N-异丙基丙烯酰胺的摩尔比为(20至45):(5至30):(25至50)；
在本申请提供的一种实施方式中，所述聚合物表面活性剂的数均分子量为287Da至4985Da；重均分子量约为300Da至5000Da。
在本申请提供的一种实施方式中，所述生物表面活性剂选自波兹坦芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)发酵生产的脂肽生物表面活性素发酵液、不动杆菌(Acinetobacter)发酵生产的脂肽生物表面活性素发酵液、假单胞菌(Pseudomonas)发酵生产的糖脂生物表面活性素发酵液中的一种或多种；
在本申请提供的一种实施方式中，所述脂肽生物表面活性素含量为1g/L至20g/L；
在本申请提供的一种实施方式中，所述波兹坦芽孢杆菌的培养时间为1d至10d。
在本申请提供的一种实施方式中，所述两亲性纳米二氧化硅由硅源化合物经过溶胶凝胶法制备得到，所述硅源化合物选自正硅酸乙酯、二氯二甲基硅烷、γ-氨丙基三甲氧基硅烷、六甲基二硅氮烷、N,N-二甲基-3-氨基丙基三甲氧基硅烷、3-氨丙基三乙氧基硅烷和正十二烷基三甲氧基硅烷中的一种或两种以上。
所述两亲性纳米二氧化硅的制备方法为溶胶凝胶法，包括以下步骤：
向主反应器三口烧瓶中加入一定量的去离子水，再向三口烧瓶中加入氨水或氢氧化钠，调节pH＝8～11，调节完毕后，开启水浴加热，使三口烧瓶内溶液温度保持在60℃或80℃；再将不同类型的一定量的硅源化合物，通过分液漏斗逐滴加入到三口烧瓶中，磁力搅拌器保持搅拌，转速为30rpm至50rpm，从而使得硅源化合物开始进行水解反应，反应持续时间为6h至8h。停止反应后，得到反应产物为白色纳米SiO2凝胶，即为上文所述两亲性纳米二氧化硅。
两亲性纳米二氧化硅表观呈白色粉末态，是一种无色、无味、无污染的细小非金属颗粒，微观结构为絮状和网状的无定形结构，其制造成本低，无毒无害；液流转向剂，外观颜色：棕(茶)色半透明浓缩液体，气味：发酵气味，pH值：7.0，密度：1g/cm3，溶解性：完全溶于水、不溶于油，沸点：100℃，耐盐性：可与任何矿化度的污水配伍；采用调剖与驱油段塞交替进行，提高驱油物质波及范围，充分发挥驱油物质驱油效果，从而实现提高油田采收率。
又一方面，本申请提供了上述驱油方法的在中低渗油藏、特低渗油藏中驱油的应用。
在本申请中，所述中低渗油藏的定义为油藏的渗透率介于10mD至1000mD；在本申请中，所述特低渗油藏的定义为油藏的渗透率低于10mD。
与现有技术相比，本申请具有以下有益效果：
(1)具有很好的绿色环保友好特性，可100％生物降解；
(2)提高波及效率，纳米驱油剂自分散性能好，能够基本实现全油藏波及；
(3)润湿反转使油滴不易被岩石吸附，大幅度降低油水界面张力，通过微观渗透压产生剥离力，将残余油从岩石表面剥离；
(4)原位生物基高分子物质交联，实现深部调剖的可控性；
(5)本申请提供的驱油方法具有纳米级球状结构与原油胶质/沥青质片层组分处于同一几何量级，渗透进入其片层组分间，打破其连续态，将原油乳化形成微/纳米级的O/W乳液(降粘)；具有良好的纳米乳化降粘作用，降粘率能达到93％以上，同时能够大幅度降低界面张力，界面张力低至0.1至0.5mN/m；
(6)可以实现调后再驱，提高驱油物质波及范围，充分发挥物质驱油效果；在相同条件下，模拟低渗油藏，生物水溶液可在常规水驱波及体积基础上(55.45％)再增加13个百分点，主要增量来自更小孔隙。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1是本申请的液流转向剂形成聚合物形态示意图。
图2是本申请的驱油剂楔形锥进示意图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
实施例1
所述波兹坦芽孢杆菌(Brevibacillus borstelensis)生物脂肽类表面活性剂发酵液的制备条件如下：培养条件：KH2PO4 6.8g、KCl 0.5g、MgSO4 0.5g、FeSO4 0.14mg、MnSO45mg、ZnSO4 0.09g、CuSO4 0.07g、NaOH 1.4g、谷氨酸钠5.56g、蔗糖20g，溶于1000ml去离子水中，然后分装到25ml锥形瓶，封口，在高压灭菌锅灭菌20分钟。接入波兹坦芽孢杆菌菌株L3-2菌株，在37℃培养5天。完成培养后，对培养液进行离心分离，去除细胞即得生物表面活性剂。
所述波兹坦芽孢杆菌菌株L3-2菌株获取自实验室分离菌株，该菌株从大港油田井组西8-10-1注入水中分离。
制备驱油物质，具体步骤如下：
(1)液流转向剂的配制：将生物表面活性剂与聚合物表面活性剂按重量比35:65配置成液流转向剂；
生物表面活性剂中，所述脂肽生物表面活性素含量为15g/L。
所述聚合物表面活性剂中，聚合物单体为N-二甲基丙烯酰胺、N-二乙基丙烯酰胺和N-异丙基丙烯酰胺，三者的摩尔比为23:25:37。聚合物表面活性剂的数均分子量约为3500Da，重均分子量约为4000Da。
(2)驱油剂的配制：驱油剂为两亲性纳米二氧化硅颗粒，3-氨丙基三乙氧基硅烷和正十二烷基三甲氧基硅烷作为改性剂，通过改进的溶胶凝胶法对SiO2纳米粒子表面进行了改性；
向主反应器三口烧瓶中加入一定量的去离子水，再向三口烧瓶中加入氨水或氢氧化钠，调节pH＝11，调节完毕后，开启水浴加热，使三口烧瓶内溶液温度保持在60℃；再将一定量的硅源化合物(TEOS)，通过分液漏斗逐滴加入到三口烧瓶中，磁力搅拌器保持搅拌，转速＝30rpm，从而使得TEOS开始进行水解反应，反应持续时间为6h。停止反应后，得到反应产物为白色纳米SiO2凝胶，即为亲两性纳米二氧化硅。
(3)驱油物质的制备：将上述液流转向剂与水混合(搅拌条件120rmp，30min)形成液流转向剂段塞、驱油剂与水混合(搅拌条件120rmp，30min)形成驱油剂段塞，水为海水。
不同的微生物培养时间对本实施例提供的驱油方法的影响实验如下：液流转向剂段塞和驱油段塞的注入浓度均为4000ppmw。
表1：测定不同培养时间原位生物纳米/生物基高分子聚合物交联物粘度
原位微生物产纳米颗粒，第4天达到生物基聚合物交联最佳浓度，生物基聚合物交联最终粘度为500mPa.s，能满足现场要求，随着培养时间的延长，交联物粘度会降低，实现深部调剖的可控性，一般全部降解时间为2-3个月。
液流转向剂和驱油剂交替进行注入，可以提高生物纳米流体波及范围，充分发挥生物纳米流体驱油效果。
矿化度对本实施例提供的驱油物质及驱油方法的影响实验如下：液流转向剂段塞和驱油段塞的注入浓度均为4000ppmw。以不同比例将纳米分散液与模拟地层水混合，混合后矿化度分别0mg/L、2500mg/L、5000mg/L、7500mg/L、10000mg/L、15000mg/L，摇匀后静置，观察混合液是否出现破乳现象，并记录最开始破乳的时间间隔。
实验室筛选出来的模拟地层水都能使纳米液保持分散，稳定。
表2：不同矿化度条件下稳定性
实施例2
本实施例与实施例1的区别仅在于：
a、二氧化硅改性剂温度保持在90℃下进行改性；b、脂肽生物表面活性素含量为18g/L；c、生物发酵液与聚合物表面活性剂的重量比为29:48；d、聚合物表面活性剂的聚合单体三者的摩尔比为20:17:30。
应用例1
W2井是W油田深层沙河街组3井区的一口注水井。
生产层位：E2s3U IV+V和E2s3M I上+I下+II油组，射开注水层垂厚24m，分4个防砂段。油层中部垂深2617.65m。
W2井完井井深2894m，完钻垂深2844.63m，油补距19.55m，最大井斜15.72°，在斜深2569.58m、垂深2504.01m处。完井方式为套管射孔+不防砂完井。
该井组生产存在以下问题：存在部分层位不吸水，这可能由于部分小层物性差，层间矛盾突出，启动压力高，注入水在多孔介质中难以渗流；6口油井含水率从27.07％变化到90.48％，见表3，平面注水驱油不均；显示平面注水驱油不均，构造中底部、物性差的剩余油分布较多，注水平面波及效率低，波及系数小；累计产油量从3.07×104m3到13.62×104m3变化，采出程度从13.55％变化到20.66％，见表4，井组平面矛盾布突出，井组周边不同含水率，平面剩余油储量较多，有较好的剩余油挖掘潜力。油藏平均渗透率为25.5mD。
表3
表4
根据油田油水特点及W2井组开发问题，选取实施例1提供的驱油方法提高W2井组平面驱油效果。
工艺参数如下：液流转向剂段塞与驱油剂段塞数量比例为2:1，两个段塞注入3个轮次、液流转向剂段塞和驱油段塞的注入浓度均为4000ppmw(水为海水)、总注入量350m3、液流转向剂段塞和驱油段塞的注入速度均为0.3m3/min。
经过注入药剂40天后开始见效，有效期内累增油2.1×104m3。
应用例2：
J油田位于渤海海域，该油田注聚井10口，受效井28口，集中在W平台，注聚层位I、II、III、V油组，注聚井存在以下问题：
注水井注入压力高：注入压力高达13.4MPa，平均注入压力12.3MPa，占比69％。注入压力整体较高，注入压力高于平均压力的总共9口井，欠注井2口。
进入高含水开发阶段：平均含水率92.11％。28口油井，开井24口，含水率低于80％有两口，90％以下的有两口，90％至95％的有11口，95％以上的有9口。油藏平均渗透率为39.1mD。
平面上油井产业能力不均，平面矛盾突出：28口油井平均产液235m3/d，平均产油158m3/d，低于平均产液的井13口，低于平均产油的井16口。
纵向上吸水/产液能力不均，层间矛盾突出：产液剖面测试得到I油组相对产液比40.27％，II油组51.56％，III油组6.07％，V油组2.06％。
长期注入聚合物造成的堵塞问题：某日，W5-6井因管柱漏失严重换管柱作业，发现油管外壁附有疑似聚合物的堵塞物。
C05井在某年检泵过程中均发现聚合物堵塞的问题。
E4-5井在某月检泵泵吸入口吸附大量聚合物与砂的混合物。
根据油田油水特点及J油田开发问题，选取实施例2提供的驱油物质和方法提高J油田平面驱油效果。
工艺参数如下：液流转向剂段塞与驱油剂段塞数量比例为3:1，两个段塞注入4个轮次、液流转向剂段塞和驱油段塞的注入浓度均为6000ppmw(水为海水)、总注入量450m3、液流转向剂段塞和驱油段塞的注入速度均为0.4m3/min。
经过注入药剂45天后开始见效，有效期内累增油9.2×104m3。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
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