一种自生气泡沫驱油剂液及其应用和增注增产方法与流程

本申请实施例涉及但不限于一种泡沫驱油剂液，尤指一种井下自生气泡沫驱油剂液及其应用和增注增产的方法。

背景技术：

海上油田注水井主要采用大段防砂工艺，防砂段内层系多、平面和纵向非均质性严重，经过长期注水后高渗层突进严重，无效水循环比例大，低渗透层动用差；同时受注水水源限制，注水水质条件有限，存在近井地带污染问题。现阶段海上油田主要采用调剖和酸化工艺解决上述问题，较成熟的工艺一般是以凝胶及颗粒体系为主的调剖体系和以氟硼酸和多氢酸为主的缓速酸体系。在工艺实施上，一般采用分步实施，先期实施酸化解堵，再进行调剖作业，整体作业周期较长。

技术实现要素：

本申请提供了一种井下自生气泡沫驱油剂液及其应用、以及在油田注水井中增注增产的方法，该泡沫驱油剂液能够降低注水井压力的同时改善吸水剖面，进一步提高驱油效率。

本申请提供了一种自生气泡沫驱油剂液，所述自生气泡沫驱油剂液包括生气剂液和释气剂液，

所述生气剂液和所述释气剂液的体积比为1:1～1.2，

所述生气剂液为包括质量浓度为8％～15％的碳酸盐或碳酸氢盐水溶液，

所述释气剂液为包括质量浓度为6％～12％的无机酸、0.5％～2％的起泡剂、1％～3％的缓蚀剂和0.1％～1％的稳定剂的水溶液。

在本申请实施方式中，所述无机酸可以为盐酸或多氢酸。

在本申请实施方式中，所述起泡剂可以为α-烯烃磺酸盐。

在本申请实施方式中，所述缓蚀剂可以为咪唑啉类酸化缓蚀剂。

在本申请实施方式中，所述稳定剂可以为海水速溶型聚合物。

在本申请实施方式中，所述生气剂液为包括质量浓度为10％～12％的碳酸盐或碳酸氢盐水溶液。

本申请还提供了如上所述的自生气泡沫驱油剂液在油田注水井中的应用，其中，所述自生气泡沫驱油剂液应用于地层压力高于溶解气的饱和压力，油层温度40℃～100℃，原始含油饱和度大于40％，地下原油粘度低于300mPa·s的注水井中。

本申请还提供了一种使用如上所述的自生气泡沫驱油剂液在油田注水井中增注增产的方法，所述方法包括下列步骤：

根据注水井的油层厚度计算需填充的泡沫驱油剂液的总体积；

将注水井分成两个或多个段塞；

向每个段塞内注入所述自生气泡沫驱油剂液和隔离液，其中，所述生气剂液、所述隔离液和所述释气剂液分别依次注入；

可选的，在一个段塞注入结束后，向该段塞中注入聚合物溶液。

在本申请实施方式中，每个段塞中所述聚合物溶液与所述自生气泡沫驱油剂液的重量比为0.07-0.17：1。

在本申请实施方式中，相对于长度300-500m油管的液体体积，所述隔离液的体积为3-5m³。

在本申请实施方式中，在每个段塞中，所述生气剂液、所述隔离液和所述释气剂液分两次或多次依次注入。

在本申请实施方式中，所述聚合物溶液的浓度为1000ppm～10000ppm。

在本申请实施方式中，所述泡沫驱油剂液总体积的计算方法为：

V_孔隙体积＝πr²h_вmK_в

式中：r为注入段塞从注水井到采油井间的距离；

h_в为地层含水或透水厚度；

m为孔隙度；

k_в为原油驱替系数；

V_{泡沫驱油剂液总体积}＝(0.5％～1.0％)V_孔隙体积。

与现有技术相比，本申请采用分段向目的层注入生气剂和释气剂，使药剂直接在油层内反应形成二氧化碳泡沫体系，并与生气剂和释气剂中含有的酸液、聚合物和表面活性剂混合作用于油层，达到层内的酸化解堵、调剖及驱油目的。在工艺过程中，本申请中的酸液能够解除近井地带无机颗粒、铁垢和钙垢堵塞，恢复近井地带储层渗透率；生气剂和释气剂在油层深部反应生气的同时伴有大量的热量放出，通过热传导使地层和井筒升温，解除地层中有机物胶质、沥青质、蜡等造成的污染堵塞；优先在高渗透层生成的二氧化碳气体与聚合物溶液形成稳定不易扩散的气-液泡沫体系，使后期注入水产生较大的附加阻力，扩大注入波及体积；通过聚合物粘弹作用、表活剂降低油水界面张力作用以及二氧化碳气体驱油作用，达到增产目的。

本申请中的释气剂与生气剂反应释放二氧化碳气体，同时可解除近井地带堵塞，其中的无机酸为盐酸或是多氢酸、起泡剂为α-烯烃磺酸盐、缓蚀剂为咪唑啉类酸化缓蚀剂、稳定剂为海水速溶型聚合物。

聚合物溶液用于稳定泡沫及封堵高渗层。

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。本申请的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本申请技术方案的进一步理解，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为本申请应用实施例1中单井组注入的工艺流程示意图。

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，下文中将结合附图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。

本申请提供一种井下自生气泡沫驱油剂液，包括生气剂液和释气剂液，所述生气剂液和所述释气剂液的体积比为1:1～1.2，所述生气剂液包括质量浓度为8％～15％的碳酸盐或碳酸氢盐水溶液，所述释气剂液包括质量浓度为6％～12％的无机酸、0.5％～2％的起泡剂、1％～3％的缓蚀剂、0.1％～1％的稳定剂的水溶液。

在一个实施方式中，无机酸可以为盐酸或是多氢酸。

在一个实施方式中，起泡剂可以为α-烯烃磺酸盐。

在一个实施方式中，缓蚀剂可以为咪唑啉类酸化缓蚀剂。

在一个实施方式中，稳定剂可以为海水速溶型聚合物。

本申请还提供了如上所述的自生气泡沫驱油剂液在油田注水井中的应用，其中，所述自生气泡沫驱油剂液可以应用于地层压力高于溶解气的饱和压力，油层温度40℃～100℃，原始含油饱和度大于40％，地下原油粘度低于300mPa·s的注水井中。

本申请还提供了一种如上所述的使用自生气泡沫驱油剂液在油田注水井中增注增产的方法，所述方法包括下列步骤：

根据注水井的油层厚度计算需填充的泡沫驱油剂液的总体积；

将注水井分成两个或多个段塞；

向每个段塞内注入所述自生气泡沫驱油剂液和隔离液，其中，所述生气剂液、所述隔离液和所述释气剂液分别依次注入；

可选的，在一个段塞注入结束后，向该段塞中注入聚合物溶液。

在一个实施方式中，每个段塞中所述聚合物溶液与所述自生气泡沫驱油剂液的重量比可以为0.07-0.17：1。

在一个实施方式中，相对于长度300-500m油管的液体体积，所述隔离液的体积可以为3-5m³。在本申请的实施方式中，所述隔离液可以为水。

在一个实施方式中，在每个段塞中，所述生气剂液、所述隔离液和所述释气剂液分两次或多次依次注入。

在一个实施方式中，所述聚合物溶液的浓度可以为1000ppm～10000ppm。

在一个实施方式中，所述泡沫驱油剂液总体积的计算方法为：

V_孔隙体积＝πr²h_вmK_в

式中：r为注入段塞从注水井到采油井间的距离；

h_в为地层含水或透水厚度；

m为孔隙度；

k_в为原油驱替系数；

V_{泡沫驱油剂液总体积}＝(0.5％～1.0％)V_孔隙体积。

在上述公式中，V_{泡沫驱油剂液总体积}低于注水井日注水量的80％，故在(0.5％～1.0％)V_孔隙体积中，(0.5％～1.0％)的取值可以根据注水井日注水量进行选择。

实施例1

一种自生气泡沫驱油剂液，包括生气剂液和释气剂液，所述生气剂液和所述释气剂液的体积比为1:1，所述生气剂液包括的质量浓度为8％的碳酸钠水溶液，所述释气剂液包括质量浓度为：7％的盐酸、0.5％的α-烯烃磺酸盐起泡剂(PO-FASD；来源于中海油服化学公司)、1％的2-甲基咪唑啉缓蚀剂(PA-CO23；来源于中海油服化学公司)、0.1％的海水速溶型聚合物(产品来源于中海油服化学公司)的水溶液。

实施例2

一种井下自生气泡沫驱油剂液，包括生气剂液和释气剂液，所述生气剂液和所述释气剂液的体积比为1:1.2，所述生气剂液包括质量浓度为9％的碳酸氢钠水溶液，所述释气剂液包括质量浓度为10％的盐酸、1％的α-烯烃磺酸盐起泡剂(PO-FASD；来源于中海油服化学公司)、1.5％的2-甲基咪唑啉缓蚀剂(PA-CO23；来源于中海油服化学公司)、0.3％的海水速溶型聚合物(产品来源于中海油服化学公司)的水溶液。

实施例3

一种井下自生气泡沫驱油剂液，包括生气剂液和释气剂液，所述生气剂液和所述释气剂液的体积比为1:1.1，所述生气剂液包括质量浓度为12％的碳酸钠水溶液，所述释气剂液包括质量浓度为12％的盐酸、1.5％的α-烯烃磺酸盐起泡剂(PO-FASD；来源于中海油服化学公司)、1.8％的2-甲基咪唑啉缓蚀剂(PA-CO23；来源于中海油服化学公司)、0.8％的海水速溶聚合物(产品来源于中海油服化学公司)的水溶液。

应用实施例1

将上述泡沫驱油剂液用于地层压力高于饱和压力，油层温度为50℃，原始含油饱和度为60％，地下原油粘度为200mPa·s的注水井中，井内的油水井对应关系明确，纵向、平面非均质性强的油藏。封堵段塞使用浓度为8000ppm聚合物溶液，具体使用浓度根据高渗层的渗透率进行调整。

本申请的应用时机为当区块油井综合含水80％，含水上升速度加快，水驱效果变差，注水井注入压力12MPa的阶段。

如图1所示，一种井下自生气泡沫驱油系统，本申请通过该泡沫驱油系统进行注入，包括生气剂注入系统、释气剂注入系统和数据采集系统6，该生气剂注入系统包括生气剂储存罐1和泵2，该释气剂注入系统包括注入泵3、释气剂储存罐4、隔离液储存罐5。生气剂储存罐1、释气剂储存罐4、隔离液储存罐5中的生气剂、释气剂、隔离液分别通过泵2和注入泵3注入高压三通8，高压三通8分别控制生气剂储存罐1、释气剂储存罐4、隔离液储存罐5的开关，即控制其中一个储存罐打开的同时，关闭其余两个储存罐，通过高压三通8使各组分分别进入井口9，在高压三通8和井口9之间的管路上设有压力传感器10，井口9上设有注入水管道7。

本申请采用油管挤注工艺进行注入，注入设计要点为：注入量满足油藏配注量要求；施工压力小于地层破裂压力。

一种使用上述泡沫驱油剂液用于注水井层内生成二氧化碳增注增产方法，包括如下步骤：

根据注水井的油层厚度计算需填充的泡沫驱油剂液的总体积；计算方法为：

V_孔隙体积＝πr²h_вmK_в

式中：r为注入段塞从注水井到采油井间的距离；

h_в为地层含水或透水厚度；

m为孔隙度；

k_в为原油驱替系数；

V_{泡沫驱油剂液总体积}＝(0.5-1.0％)V_孔隙体积

在上述公式中，V_{泡沫驱油剂液总体积}低于注水井日注水量的80％，故(0.5～1.0％)V_孔隙体积中(0.5％～1.0％)的取值根据注水井日注水量进行调整。

根据泡沫驱油剂液的总体积，将注水井分成若干个段塞，当段塞数量超过6，每个段塞大小不能超过140m³。如下述表1：

表1泡沫驱油剂液的总体积以及段塞数

向每个段塞内依次平均填充该泡沫驱油剂液，每个段塞的填充次序为生气剂液+3-5m³隔离液+释气剂液+3-5m³隔离液。

当填充释气剂液后，段塞内的压力下降1-2MPa，使用10m³聚合物溶液封堵段塞。

焖井1小时，恢复注水，压力许可范围内按配注量的1.2-1.5倍进行增注。监测，要求作业前后进行视吸水指数测试，如条件许可，建议吸水剖面测试；要求施工全过程监测施工排量和施工压力；要求监测恢复注水后的注水压力及注水量，每周监测周边受益油井产出情况

可选地，当注水井存在明显高渗条带，向注水井注入泡沫驱油剂液前，注入高浓度聚合物，高浓度聚合物用于注水井的前置封堵，用量一般为20-60m³，其注入速度按照注水井原有注入速度注入，其注入压力应低于注水井破裂压力。

以JZ25-1油田A23井为例，该井油层厚度共90.3m，原油粘度0.46-0.79mPa·s。该井经过长期的注水层间、层内矛盾突出，注入水在平面上的指进和纵向上的单层突进严重，为了提高注水驱油效率，控制含水上升速度，保证油田产能，实施本申请的层内生成二氧化碳增注增产工艺。根据施工设计用量计算，共计注入740m³溶液：生气剂为质量百分比12％的碳酸盐，注入350m³。释气剂为质量百分比为9％HCl、1.5％PA-CO23缓蚀剂(中海油服化学公司)、1.5％PO-FASD起泡剂(中海油服化学公司)和0.5％的海水速溶聚合物(来源于中海油服化学公司)的水溶液，注入390m³。聚合物溶液为3000ppm(中海油服化学公司)，注入50m³。

本实施例将注水井共分为八个段塞，其中，

第一段塞顺次向井内注入20m³生气剂、3m³清水、22m³释气剂、3m³清水；

第二段塞顺次向井内注入30m³生气剂、3m³清水、33m³释气剂、3m³清水；

第三段塞顺次向井内注入50m³生气剂、3m³清水、54m³释气剂、10m³聚合物；

第四段塞顺次向井内注入50m³生气剂、3m³清水、54m³释气剂、10m³聚合物；

第五段塞顺次向井内注入50m³生气剂、3m³清水、54m³释气剂、10m³聚合物；

第六段塞顺次向井内注入50m³生气剂、3m³清水、54m³释气剂、10m³聚合物；

第七段塞顺次向井内注入50m³生气剂、3m³清水、54m³释气剂、10m³聚合物；

第八段塞顺次向井内注入50m³生气剂、3m³清水、65m³释气剂、10m³清水。完成JZ25-1油田A23井的层内生成二氧化碳增注增产工艺。

JZ25-1油田A23井采取上述措施后注水量由250m³/d上升至350m³/d，增注83天，累积增注4288m³。措施前后吸水剖面测试结果显示吸水强度高的层内吸水能力得到了抑制，不吸水层及吸水强度低的层吸水能力得到了一定的提升。A23井组内生产井5口，其中见效3口，累积净增油5500m³，有效期为半年。

可见，本申请提供的自生气泡沫驱油剂液用于油田注水井具有明显的增注增产的效果。

虽然本申请所提供的实施方式如上，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，在不脱离本申请所提供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。