一种中高渗透油藏提高原油采收率的方法

摘要

本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种中高渗透油藏提高原油采收率的方法，该方法具体包括以下步骤：油藏的筛选；目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定；聚合物的注入阶段；表面活性剂的注入阶段；正常注水阶段；现场试验效果评价阶段。本发明具有投资成本低和现场试验提高采收率的程度高的特点，现场试验提高采收率大于15％，投入产出比大于1:5；该发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点。因此，本发明可广泛地应用于中高渗透油藏提高采收率的现场试验中。

说明书

技术领域

本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种中高渗透油藏提高原油采收率 的方法。

背景技术

随着我国经济的快速发展，对石油的需求日益增加，石油的短缺越来越严重， 而目前我国原油采出程度不到的40％，剩余的可采石油储量巨大，特别是中高渗 透油藏，据统计，中高渗透油藏资源占总资源的60％以上，中高渗透油藏经过长 期的水驱开发，已到高含水期中后期，产量递减严重，稳产难度大，因此，迫切 需要新的提高中高渗透油藏采收率的技术。

中高渗透油藏由于长期水驱开发，已经形成了局部大孔道，常规的水驱很难 进一步提高采收率，因此，目前针对中高渗油藏实施微生物驱油一般先利用聚合 物对油藏进行深部堵调，后进行表面活性剂驱油，一方面利用深部调剖提高油藏 的波及体积，另一方面利用化学驱提高油藏的洗油效率。但是该方法在试验区块 注入聚合物和表面活性剂采用所有水井同时注入的方式，不同水井对应不同渗透 率的油层，因此，注入渗透率较低油层的聚合物造成该类油层的堵塞，一方面了 造成聚合物和生物表面活性剂的浪费，另一方面大幅度地影响试验区块整体采收 率程度。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术的不足而提供一种中高渗透油藏提高原油采收 率的方法，该方法首先确定注聚合物井和注表面活性剂井；其次将聚合物从注聚 合物井中注入，达到有效的调剖作用；再次，从注表面活性剂井中注入表面活性 剂和CO₂，注入的CO₂能有效地提高表面活性剂的波及体积，表面活性剂提高油藏 的洗油效率；最后，从试验区块所有注水井中注入地层水，进一步提高水驱效果， 该方法具有针对性和可操作性强的特点，不仅能有效地提高中高渗透油藏的现场 试验效果，而且能有效地降低投资成本，投入产出比高。

一种中高渗透油藏提高原油采收率的方法，其特征在于，具体包括以下步骤：

(1)油藏的筛选

中高渗透油藏的筛选标准为油藏温度小于80℃、油藏渗透率大于 1500×10^-3μm²、原油粘度低于1200mPa.s和地层水矿化度低于50000mg/L。

(2)目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定

根据注水井日注水量的多少将目标油藏的注水井分为注聚合物井和注表面 活性剂井，日注水量高的水井为注聚合物井，日注水量低的水井为注表面活性剂 井，注聚合物井的数量占总注水井数量的比例为30～50％，其余的水井为注表面 活性剂井。

(3)聚合物的注入阶段

从注聚合物井中注入生物聚合物，生物聚合物的注入总量为0.01～0.03PV， 注聚合物井注入生物聚合物的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确 定。

(4)表面活性剂的注入阶段

聚合物的注入阶段完成后，从注表面活性剂井中注入生物表面活性剂和CO₂， 生物表面活性剂的注入总量为0.1～0.3PV，注表面活性剂井注入生物表面活性剂 的量根据其注水量占注表面活性剂井总注水量的比例确定，CO₂注入量与生物表 面活性剂注入量比例为标况下气液比5～10:1。

(5)正常注水阶段

表面活性剂的注入阶段完成后进入正常注水阶段，每口注水井的注水量为试 验前的注水量，正常注水12～24个月后现场试验结束。

(6)现场试验效果评价阶段

正常注水阶段完成后，计算增油量、提高采收率程度以及投入产出比。

作为优选，所述的生物聚合物的质量浓度为0.1～0.3％、分子量为1～5×10⁶。

作为优选，所述的生物聚合物为生物多糖。

作为优选，所述的生物表面活性剂为糖脂或脂肽、质量浓度为0.2～0.5％。

所述的注水井正常注水的速度为30～200m³/d。

本发明针对中高渗透水驱油藏的特点，将注水井分为注聚合物井和注表面活 性剂井；其次将生物聚合物从注聚合物井中注入，对油藏起到有效的调剖作用； 再次，从注表面活性剂井中注入生物表面活性剂和CO₂，注入的CO₂能有效地提高 生物表面活性剂的波及体积，注入的生物表面活性剂能有效提高洗油效率；最后， 从试验区块所有注水井中注入地层水，进一步提高水驱效率，该方法具有针对性 和可操作性强的特点，不仅能有效地提高中高渗透油藏的现场试验效果，提高采 收率大于15％；而且能够有效地减少生物聚合物和生物表面活性剂的用量，投资 成本大幅度地较少，投入产出比高，大于1:5。

本发明有益效果是：

(1)本发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，有利于现场推广应用；

(2)本发明适用的油藏范围广，不仅适用于中高渗水驱油藏，同样适用于中高 温油藏；

(3)本发明采用部分水井注入生物聚合物和另一部分水井注入生物表面活性剂 的方法，该方法既能充分发挥注剂各自的调剖和洗油功能，又能有效地节省注剂 的用量，同时现场试验提高采收率的程度高，现场试验提高采收率大于15％，投 入产出比大于1:5。

具体实施方式

下面结合具体的实施例，并参照数据进一步详细描述本发明。应理解，这些 实施例只是为了举例说明本发明，而非以任何方式限制本发明的范围。

实施例1

某油田区块A，油藏温度63℃，油藏压力15.2MPa，孔隙度34.2％，孔隙体 积7.5×10⁴m³，渗透率2500×10^-3μm²，地质储量3.2×10⁴t，地面原油粘度976mPa.s， 地层水矿化度为12350mg/L，试验前区块平均含水97.2％，油井12口，水井6口， 水井日注水量见表1。利用本发明的方法在区块A实施现场驱油试验，具体实施 步骤如下：

表1区块A水井的日水量，m³

序号 井号 日注水量 排名 1 A₁85 4 2 A₂120 1 3 A₃65 5 4 A₄50 6 5 A₅110 2 6 A₆95 3

(1)油藏的筛选

油藏的筛选标准为油藏温度小于80℃、油藏渗透率大于1500×10^-3μm²、原油 粘度低于1200mPa.s和地层水矿化度低于50000mg/L，区块A符合油藏的筛选标 准，可以在该区块实施本发明。

(2)目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定

根据注水井日注水量的多少将目标油藏的注水井分为注聚合物井和注表面活 性剂井，日注水量高的水井为注聚合物井，日注水量低的水井为注表面活性剂井， 注聚合物井的数量占总注水井数量的比例为50％，为3口，分别为A₂、A₅和A₆， 注表面活性剂井的数量为3口，分别为A₁、A₃和A₄。

(3)聚合物的注入阶段

从注聚合物井中注入生物多糖，生物多糖分子量为1～2×10⁶，生物多糖的质 量浓度为0.1％、生物多糖的注入总量为0.01PV，为750m³，注聚合物井注入生物 多糖的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确定，A₂、A₅和A₆井注水 量占注聚合物井总注水量325m³的比例分别为120/325＝37.0％、110/325＝33.8％、 95/325＝29.2％，A₂、A₅和A₆井注生物多糖的量分别为750×37.0％＝277.5m³、 750×33.8％＝253.5m³和750×29.2％＝219m³。

(4)表面活性剂的注入阶段

聚合物的注入阶段完成后，从注表面活性剂井中注入糖脂和CO₂，糖脂的质 量浓度为0.2％，糖脂的注入总量为0.2PV，为1.5×10⁴m³，注表面活性剂井注入 糖脂的量根据其注水量占注表面活性剂井总注水量的比例确定，A₁、A₃和A₄井 注水量占注表面活性剂井总注水量200m³的比例分别为85/200＝42.5％、 65/200＝32.5％和50/200＝25.0％，A₁、A₃和A₄井注糖脂的量分别为 1.5×10⁴×42.5％＝6375m³、1.5×10⁴×32.5％＝4875m³和1.5×10⁴×25.0％＝3750m³，CO₂注入量与糖脂的注入量比例为标况下气液比5:1，A₁、A₃和A₄井注入CO₂的量分 别为3.1875×10⁴Nm³(标方)、2.4375×10⁴Nm³和1.875×10⁴Nm³。

(5)正常注水阶段

表面活性剂的注入阶段完成后进入正常注水阶段，A₁、A₂、A₃、A₄、A₅、A₆井的注水量为试验前的注水量，分别为85m³、120m³、65m³、50m³、110m³和95m³， 正常注水18个月后现场试验结束。

(6)现场试验效果评价阶段

正常注水阶段完成后，累计增油0.528×10⁴t，提高采收率16.5％，投入产出比 为1:5.6，含水下降了9.3个百分点，本发明在该区块取得了明显的现场试验效果。

实施例2

某油田区块B，油藏温度75℃，油藏压力10.5MPa，孔隙度37.7％，孔隙体 积9.2×10⁴m³，渗透率2100×10^-3μm²，地质储量5.0×10⁴t，地面原油粘度875mPa.s， 地层水矿化度为9850mg/L，试验前区块平均含水98.3％，油井8口，水井5口， 水井日注水量见表2。利用本发明的方法在区块B实施现场驱油试验，具体实施 步骤如下：

表2区块B水井的日水量，m³

序号 井号 日注水量 排名 1 B₁75 5 2 B₂130 1 3 B₃110 2 4 B₄90 3 5 B₅85 4

(1)油藏的筛选

油藏的筛选标准为油藏温度小于80℃、油藏渗透率大于1000×10^-3μm²、原油 粘度低于1200mPa.s和地层水矿化度低于50000mg/L，区块B符合油藏的筛选标 准，可以该区块实施本发明。

(2)目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定

根据注水井日注水量的多少将目标油藏的注水井分为注聚合物井和注表面活 性剂井，日注水量高的水井为注聚合物井，日注水量低的水井为注表面活性剂井， 注聚合物井的数量占总注水井数量的比例为40％，为2口，分别为B₂和B₃，注 表面活性剂的水井数量为3口，分别为B₁、B₄和B₅。

(3)聚合物的注入阶段

从注聚合物井中注入生物多糖，生物多糖分子量为3～5×10⁶，生物多糖的质 量浓度为0.3％、生物多糖的注入总量为0.03PV，为2760m³，注聚合物井注入生 物多糖的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确定，B₂和B₃井注水量 占注聚合物井总注水量240m³的比例分别为130/240＝54.2％、110/240＝45.8％，B₂和B₃井注生物多糖的量分别为2760×54.2％＝1496m³和2760×45.8％＝1264m³。

(4)表面活性剂的注入阶段

聚合物的注入阶段完成后，从注表面活性剂井中注入脂肽和CO₂，脂肽质量 浓度为0.5％，脂肽的注入总量为0.1PV，为9.2×10³m³，注表面活性剂井注入脂 肽的量根据其注水量占注表面活性剂井总注水量的比例确定，B₁、B₄和B₅井注 水量占注表面活性剂井总注水量250m³的比例分别为75/250＝30.0％、 90/250＝36.0％和85/250＝34.0％，B₁、B₄和B₅井注脂肽的量分别为 9.2×10³×30.0％＝2760m³、9.2×10³×36.0％＝3312m³和9.2×10³×34.0％＝3128m³，CO₂注入量与脂肽的注入量比例为标况下气液比10:1，B₁、B₄和B₅井注入CO₂的量 分别为2.76×10⁴Nm³、3.312×10⁴Nm³和3.128×10⁴Nm³。

(5)正常注水阶段

表面活性剂的注入阶段完成后进入正常注水阶段，B₁、B₂、B₃、B₄、B₅井的 注水量为试验前的注水量，分别为75m³、130m³、110m³、90m³和85m³，正常注 水24个月后现场试验结束。

(6)现场试验效果评价阶段

正常注水阶段完成后，累计增油0.91×10⁴t，提高采收率18.2％，投入产出比 为1:6.3，含水下降了12.5个百分点，本发明在该区块取得了明显的现场试验效果。

实施例3

某油田区块C，油藏温度58℃，油藏压力13.5MPa，孔隙度39.7％，孔隙体 积5.0×10⁴m³，渗透率2800×10^-3μm²，地质储量2.5×10⁴t，地面原油粘度685mPa.s， 地层水矿化度为5860mg/L，试验前区块平均含水95.8％，油井15口，水井7口， 水井日注水量见表3。利用本发明的方法在区块C实施现场驱油试验，具体实施 步骤如下：

表3区块C水井的日水量，m³

序号 井号 日注水量 排名 1 C₁125 1 2 C₂70 6 3 C₃65 7 4 C₄120 2 5 C₅105 3 6 C₆90 4 7 C₇80 5

(1)油藏的筛选

油藏的筛选标准为油藏温度小于80℃、油藏渗透率大于1000×10^-3μm²、原油 粘度低于1200mPa.s和地层水矿化度低于50000mg/L，区块A符合油藏的筛选标 准，可以在本区块实施本发明。

(2)目标油藏注聚合物井和注表面活性剂井的确定

根据注水井日注水量的多少将目标油藏的注水井分为注聚合物井和注表面活 性剂井，日注水量高的水井为注聚合物井，日注水量低的水井为注表面活性剂井， 注聚合物井的数量占总注水井数量的比例为30％，为2口，分别为C₁和C₄，注 表面活性剂井数量为5口，分别为C₂、C₃、C₅、C₆和C₇。

(3)聚合物的注入阶段

从注聚合物井中注入生物多糖，生物多糖分子量为2～4×10⁶，生物多糖的质 量浓度为0.2％、生物多糖的注入总量为0.02PV，为1000m³，注聚合物井注入生 物多糖的量根据其注水量占注聚合物井总注水量的比例确定，C₁和C₄井注水量 占注聚合物井总注水量245m³的比例分别为125/245＝51.0％和120/245＝49.0％，C₁和C₄井注生物多糖的量分别为1000×51.0％＝510m³和1000×49.0％＝490m³。

(4)表面活性剂的注入阶段

聚合物的注入阶段完成后，从注表面活性剂井中注入脂肽和CO₂，脂肽的质 量浓度为0.3％，脂肽的注入总量为0.3PV，为1.5×10⁴m³，注表面活性剂井注入 脂肽的量根据其注水量占注表面活性剂井总注水量的比例确定，C₂、C₃、C₅、C₆和C₇井注水量占注表面活性剂井总注水量410m³的比例分别为70/410＝17.1％、 65/410＝15.8％、105/410＝25.6％、90/410＝22.0％和80/410＝19.5％，C₂、C₃、C₅、 C₆和C₇井注脂肽的量分别为1.5×10⁴×17.1％＝2565m³、1.5×10⁴×15.8％＝2370m³、 1.5×10⁴×25.6％＝3840m³、1.5×10⁴×22.0％＝3300m³和1.5×10⁴×19.5％＝2925m³，CO₂注入量与脂肽的注入量比例为标况下气液比8:1，C₂、C₃、C₅、C₆和C₇井注入CO₂的量分别为2.052×10⁴Nm³、1.896×10⁴Nm³、3.072×10⁴Nm³、2.64×10⁴Nm³和 2.34×10⁴Nm³。

(5)正常注水阶段

表面活性剂的注入阶段完成后进入正常注水阶段，C₁、C₂、C₃、C₄、C₅、C₆和 C₇井的注水量为试验前的注水量，分别为125m³、70m³、65m³、120m³、105m³、 90m³和80m³，正常注水12个月后现场试验结束。

(6)现场试验效果评价阶段

正常注水阶段完成后，累计增油0.395×10⁴t，提高采收率15.8％，投入产出比 为1:6.8，含水下降了11.5个百分点，本发明在该区块取得了明显的现场试验效果。

对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而 且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发 明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性 的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要 求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。

此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方 式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领 域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组 合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。