一种提高油藏驱动压差的油井处理方法.pdf

本发明公开了一种提高油藏驱动压差的油井处理方法，包括：关闭与采油井高含水层相对应的注入井，并从所述采油井向油层注入油层原油清洗剂及油田注入水隔离液；从所述采油井向油层注入岩石表面电性改造剂；从所述采油井向油层注入高强度聚合物延缓交联凝胶体系；从所述采油井向油层注入自降解聚合物凝胶体系；从所述采油井向油层注入凝胶清洗体系，关闭所述采油井并候凝预设时间。通过本发明提供的提高油藏驱动压差的油井处理方法，有效地提高了中低渗透层的相对渗透率，扩大了波及体积，提高了中低渗透层的渗透率，整体提高油藏驱动压差，含水大幅度下降，驱替压力大幅度上升，不同渗透率层的分流量重新分配，达到了提高采收率的技术效果。

1.  一种提高油藏驱动压差的油井处理方法，其特征在于，包括：
关闭与采油井高含水层相对应的注入井，并从所述采油井向油层注入油层原油清洗剂及油田注入水隔离液；
从所述采油井向油层注入岩石表面电性改造剂；
从所述采油井向油层注入高强度聚合物延缓交联凝胶体系；
从所述采油井向油层注入自降解聚合物凝胶体系；
从所述采油井向油层注入凝胶清洗体系，关闭所述采油井并候凝预设时间。

2.  如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述油层原油清洗剂的用量为处理孔隙体积的1/3，所述高强度聚合物延缓交联凝胶体系的用量为所述处理孔隙体积的1/3，所述自降解聚合物凝胶体系的用量为所述处理孔隙体积的1/9，所述凝胶清洗体系的用量为所述处理孔隙体积的1/9；
所述处理孔隙体积通过以下公式进行计算：
V＝KπR²hφ；其中，K为处理系数，R为处理半径，h为处理厚度，φ为处理层孔隙度。

3.  如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述岩石表面电性改造剂为脂肪胺盐、乙醇胺盐、聚乙烯多胺盐、季铵盐中的至少一种，所述高强度聚合物延缓交联凝胶体系为部分水解聚丙烯酰胺与Al³⁺交联反应生成，所述自降解聚合物凝胶体系为所述高强度聚合物延缓交联凝胶体系中加入淀粉类物质，所述凝胶清洗体系为过氧酸盐、过硫酸盐中的一种或多种。

一种提高油藏驱动压差的油井处理方法
技术领域
本发明涉及石油采收领域，尤其涉及一种提高油藏驱动压差的油井处理方法。
背景技术
中国大多数油田为陆相沉积，层间、层内渗透率差异大，注水开发时，注入水易沿高渗透层突进，使注入水在纵向上和平面上推进不均匀，注入水过早向油井突进，造成油井水淹，此时的油藏已经在高渗透层带形成了“窜流”的水道，使得油层能量降低，降低油层的最终采收率。
调剖堵水已成为中国高含水和特高含水开发后期油田的一项主要控水稳油技术，调剖主要涉及水井浅部调剖以及深部调剖，浅部调剖的有效期短，注入水容易产生绕流，继续沿高渗透层带“窜流”，深部调剖主要采用大剂量注入方式，需要将调剖堵水剂注入到油藏深部，不仅堵剂用量大，且堵剂经过的剪切距离长，很难在油藏深部保持原有性质成胶，可以看出，现有技术中调剖堵水技术对高含水非均质严重砂岩油藏油井的堵水效果不理想。
因此，现有技术中调剖堵水技术存在对高含水非均质严重砂岩油藏油井的堵水效果不理想的技术问题。
发明内容
本发明实施例通过提供一种提高油藏驱动压差的油井处理方法，解决了现有技术中调剖堵水技术存在的对高含水非均质严重砂岩油藏油井的堵水效果不理想的技术问题。
本发明实施例提供了一种提高油藏驱动压差的油井处理方法，其特征在 于，包括：
关闭与采油井高含水层相对应的注入井，并从所述采油井向油层注入油层原油清洗剂及油田注入水隔离液；
从所述采油井向油层注入岩石表面电性改造剂；
从所述采油井向油层注入高强度聚合物延缓交联凝胶体系；
从所述采油井向油层注入自降解聚合物凝胶体系；
从所述采油井向油层注入凝胶清洗体系，关闭所述采油井并候凝预设时间。
可选地，所述油层原油清洗剂的用量为处理孔隙体积的1/3，所述高强度聚合物延缓交联凝胶体系的用量为所述处理孔隙体积的1/3，所述自降解聚合物凝胶体系的用量为所述处理孔隙体积的1/9，所述凝胶清洗体系的用量为所述处理孔隙体积的1/9；
所述处理孔隙体积通过以下公式进行计算：
V＝KπR²hφ；其中，K为处理系数，R为处理半径，h为处理厚度，φ为处理层孔隙度。
可选地，所述岩石表面电性改造剂为脂肪胺盐、乙醇胺盐、聚乙烯多胺盐、季铵盐中的至少一种，所述高强度聚合物延缓交联凝胶体系为部分水解聚丙烯酰胺与Al³⁺交联反应生成，所述自降解聚合物凝胶体系为所述高强度聚合物延缓交联凝胶体系中加入淀粉类物质，所述凝胶清洗体系为过氧酸盐、过硫酸盐中的一种或多种。
本发明实施例中提供的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：
1、注入的清洗剂可与原油产生微乳液，产生的微乳液被后续的注入液，从油井朝着注入井方向推到油藏深部储备，由于清洗剂进入油层的原路径被后续的聚合物凝胶堵塞，油井生产时，这些储存在油层深部的微乳液不能沿着原路径进入采油井，而是被后续注入水推进到中低渗透层进行洗油，疏通中低渗 透层，从而进一步提高中低渗透层的相对渗透率，达到扩大波及体积提高采收率的目的；
2、注入的岩石表面电性改造剂可吸附在岩石表面，其极性基吸附在岩石表面非极性基部分自由伸展在溶液中可对后续段塞注入的交联体系产生一定的阻力，使其不易脱离油藏从油井产出，提高其封堵的有效性；
3、注入的高强度聚合物延缓交联凝胶体系可有效封堵高渗层，油井生产时，增加注入水的渗流阻力，迫使注入井注入的水产生绕流，向中低渗透层波及，扩大波及体积；
4、注入的自降解聚合物凝胶体系一方面可对主体交联封堵体系活塞式向油层深部推进，另一方面该体系成胶后会自行破胶，避免造成采油井近井地带堵塞；
5、注入的凝胶清洗体系可将注入过程中少量进入中低渗透层的交联体系降解，防止造成近井地带中低渗透层堵塞，有效恢复中低渗透层渗透率；
6、能够整体提高油藏驱动压差，含水大幅度下降，驱替压力大幅度上升，不同渗透率层的分流量重新分配，高渗层液量大幅度降低，中低渗透层液量提高，最终采收率较水驱提高10个百分点以上。
附图说明
图1为本发明实施例提供的提高油藏驱动压差的油井处理方法的流程图
图2为本发明实施例提供的提高油藏驱动压差的油井处理方法的效果示意图；
图3为本发明实施例提供的岩心物理模拟试验驱油效果曲线图；
图4为本发明实施例提供的不同渗透率层流量、油量、含水变化曲线图。
具体实施方式
本发明实施例通过提供一种提高油藏驱动压差的油井处理方法，解决了现 有技术中调剖堵水技术存在的对高含水非均质严重砂岩油藏油井的堵水效果不理想的技术问题。
请参考图1，图1是本发明实施例提供的提高油藏驱动压差的油井处理方法的流程图，如图1所示，该方法包括：
S1：关闭与采油井高含水层相对应的注入井，并从采油井向油层注入油层原油清洗剂及油田注入水隔离液，一方面进行洗油，以便后续注入的岩石表面电性改造剂在岩石表面吸附，另一方面注入的清洗剂可与原油发生乳化，产生的微乳液被后续的注入液，从油井朝着注入井方向推到油藏深部储备，由于清洗剂进入油层的原路径被后续的聚合物凝胶堵塞，油井生产时，这些储存在油层深部的微乳液不能沿着原路径进入采油井，而是被后续注入水推进到中低渗透层进行洗油，疏通中低渗透层，从而进一步提高中低渗透层的相对渗透率，达到扩大波及体积提高采收率的目的；
S2：从采油井向油层注入岩石表面电性改造剂，由于水流优势通道处的渗透率较高，阻力最小，注入的岩石表面电性改造剂会优先进入“窜流”通道，并吸附在岩石表面，由于其极性基吸附在岩石表面非极性基部分自由伸展在溶液中可对后续段塞注入的交联体系产生一定的阻力，使其不易脱离油藏从油井产出，提高封堵有效性；
S3：从采油井向油层注入高强度聚合物延缓交联凝胶体系，交联反应生成的水不溶物封堵水流优势通道，油井生产时，增加注入水的渗流阻力，迫使注入井注入的水产生绕流，向中低渗透层波及，并进一步扩大波及体积；
S4：从采油井向油层注入自降解聚合物凝胶体系，一方面可对主体交联封堵体系活塞式向油层深部推进，另一方面该体系成胶后会自行破胶，避免造成采油井近井地带堵塞；
S5：从采油井向油层注入凝胶清洗体系，可将注入过程中少量进入中低渗透层的交联体系降解，防止造成近井地带中低渗透层堵塞，有效恢复中低渗透层渗透率，然后关闭采油井并候凝预设时间如3-4天，即能够打开注入井和采 油井，即能够进行正常地采油工作。
通过上述步骤，有效地提高了中低渗透层的相对渗透率，扩大了波及体积，提高了中低渗透层的渗透率，整体提高油藏驱动压差，含水大幅度下降，驱替压力大幅度上升，不同渗透率层的分流量重新分配，高渗层液量大幅度降低，中低渗透层液量提高，达到了提高采收率的技术效果，与通过注入井采取措施如加入堵水剂等等提高注入井压力相比，通过注入井采取措施的方式存在泄压点，在注入井采取措施后，注入水绕过处理区间后仍然会进入水窜层，不能有效地提高中低渗透层的渗透率。
为了更好的理解上述技术方案，在接下来的部分中，将通过介绍一岩心物理模拟试验，并结合说明书图以及具体的实施方式对上述技术方案进行详细的说明。
在本实施例中，岩心采用三层非均质模型，高渗层渗透率3000mD，中渗层渗透率1500mD，低渗层渗透率500mD；模型参数：长度60cm，宽度9cm，厚度4.5cm。
试验步骤：
(1)测定岩心的气测渗透率为1430mD；
(2)将岩心抽空2小时，称重7750kg，饱和过滤好的注入水，称重8200kg，孔隙体积为450mL，计算孔隙度为18.5％；
(3)以1mL/min、2mL/min速度水驱，记录驱替压力，计算平均水相渗透率为1237mD；
(4)将岩心放置在58℃恒温箱内恒温12小时以上；
(5)饱和油，至出口不出水为止，共驱出水365mL，计算原始含油饱和度为81％，放恒温箱老化24小时；
(6)水驱油至岩心出口含水99％，驱替压力为0.061MPa，计算水驱采收率31.1％；
(7)对岩心进行本发明实施例提供的提高油藏驱动压差的油井处理方法 处理，处理体积为0.5PV(0.1PV清洗剂+0.15PV岩石表面电性改造剂+0.15PV交联体系+0.05PV暂堵体系+0.05PV后尾处理体系，其中，PV为pore volume的简称，中文翻译为孔隙体积倍数)，处理孔隙体积通过以下公式进行计算：
其中清洗剂浓度为0.5％，岩石表面电性改造剂浓度为0.4％，高强度聚合物延缓交联凝胶体系(聚合物浓度3000mg/L+交联剂浓度为800mg/L)，自降解聚合物凝胶体系(聚合物浓度1500mg/L+交联剂浓度为100mg/L+暂堵添加剂5000mg/L)，凝胶清洗体系浓度为0.2％；其处理效果示意图如图2所示，其中，岩石表面电性改造剂为脂肪胺盐、乙醇胺盐、聚乙烯多胺盐、季铵盐中的至少一种，高强度聚合物延缓交联凝胶体系为部分水解聚丙烯酰胺与Al3+交联反应生成，自降解聚合物凝胶体系为高强度聚合物延缓交联凝胶体系中加入淀粉类物质，凝胶清洗体系为过氧酸盐、过硫酸盐中的一种或多种；
(8)停止驱替候凝24小时，需要说明的是，由于实验限制，此处以24小时为例，并不限制其他实施例的时间；
(9)正向水驱至5PV，计算采收率。
试验结果表明：
a.采用提高油藏驱动压差的油井处理方法进行处理后，如图3所示含水由99％最大下降到72％；水驱压力由0.1MPa上升至1.1MPa，最高驱替压力为2.4MPa；最终采收率较水驱提高14.3个百分点。
b.不同渗透率层流量、油量、含水变化明显
进行物理模拟试验后，不同渗透层的流量、油量、含水变化如表1、图4所示，高渗层的流量大幅度下降，含水大幅度降低；中、低渗层的流量大幅度提高，变化率高达1300％，含水大幅度下降，最低下降到33.3％。
表1不同渗透率层流量、油量、含水变化


上述本发明实施例中提供的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：
1、注入的清洗剂可与原油产生微乳液，产生的微乳液被后续的注入液，从油井朝着注入井方向推到油藏深部储备，由于清洗剂进入油层的原路径被后续的聚合物凝胶堵塞，油井生产时，这些储存在油层深部的微乳液不能沿着原路径进入采油井，而是被后续注入水推进到中低渗透层进行洗油，疏通中低渗透层，从而进一步提高中低渗透层的相对渗透率，达到扩大波及体积提高采收率的目的；
2、注入的岩石表面电性改造剂可吸附在岩石表面，其极性基吸附在岩石表面非极性基部分自由伸展在溶液中可对后续段塞注入的交联体系产生一定的阻力，使其不易脱离油藏从油井产出，提高其封堵的有效性；
3、注入的高强度聚合物延缓交联凝胶体系可有效封堵高渗层，油井生产时，增加注入水的渗流阻力，迫使注入井注入的水产生绕流，向中低渗透层波及，扩大波及体积；
4、注入的自降解聚合物凝胶体系一方面可对主体交联封堵体系活塞式向油层深部推进，另一方面该体系成胶后会自行破胶，避免造成采油井近井地带堵塞；
5、注入的凝胶清洗体系可将注入过程中少量进入中低渗透层的交联体系降解，防止造成近井地带中低渗透层堵塞，有效恢复中低渗透层渗透率；
6、能够整体提高油藏驱动压差，含水大幅度下降，驱替压力大幅度上升，不同渗透率层的分流量重新分配，高渗层液量大幅度降低，中低渗透层液量提高，最终采收率较水驱提高10个百分点以上。
显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。