一种中高渗透率油藏复合调剖的方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及油藏调剖技术，具体涉及一种中高渗透油藏复合调剖的方法。
【背景技术】
[0002] 中高渗透率油藏在长期注水开采过程中，注水时的大量冲刷导致油层粘土和胶结 物膨胀、溶蚀，微粒运移，造成地层非均质情况越来越严重，形成大孔道。由于油藏的非均质 性和不利的油水流度比，造成注入水沿高渗透层不均匀推进，最终造成注入水提前突破，导 致高渗透层水淹，生产井过早见水，不仅降低了水的波及效率、水驱效果，而且导致能源消 耗增加、产出液的处理成本升高、管线的腐蚀加剧，使采油成本显著升高。因此，如何提升高 含水期的水驱采收率，成为人们亟待解决的问题。为了提高注水开发效果，改善吸水剖面， 通常采用的调剖方法是往注水井中注入调剖堵水剂，这种技术存在以下缺点：一、它不仅能 够封堵油层中水的流动通道，而且还能封堵油流通道;二、调剖剂在油层裂缝中的漏失十分 严重，由于滤失量增加，相应地减小了封堵油层裂缝的有效用量，从而影响了封堵的效果； 三、调剖剂用量大，且调剖深度有限，一般只能堵住水井的近井地带。
【发明内容】
[0003] 本发明的目的在于克服现有技术的不足而提供一种中高渗透率油藏复合调剖的 方法，本发明不仅减少了调剖剂的用量，同时增加了调剖剂的调剖深部，从而增大注入流体 在油层中的波及体积和洗油效率，最终改善调剖的效果和大幅度地提高原油的采收率。
[0004] -种中高渗透油藏复合调剖的方法，具体包括以下步骤：
[0005] (1)对目标区块进行示踪剂检测，测定油井的见水时间，确定水线推进速度；
[0006] (2)往注水井中注入聚合物微球，其质量浓度为0.5 %~1.0 %，注入量为每米油层 厚度2m3~3m3;
[0007] (3)往注水井中注入地层水，注入量为800m3~1000 m3，注入速度8m 3/h~I OmVh;
[0008] (4)根据目标区块油井的水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块 油井总数的40%~60% ;
[0009] (5)在选择的油井中注入质量浓度为0.15%~0.25%的生物聚合物溶液，注入量 为5m 3 ~IOm3;
[0010] (6)注入生物聚合物的油井停井IOd~20d后开井生产，其余油井正常生产。
[0011]其中，所述的示踪剂为放射性同位素，为碳14(140、磷32(32P)、硫35(35S)、碘131 (1311)和氢3(3H)中的一种。
[0012] 所述的聚合物微球中的聚合物为聚丙烯酰胺，聚丙烯酰胺相对分子质量为800X IO4~1600 X IO4，所述聚合物微球的粒径为孔侯半径1/3~1/5,注入速度为5m3/h~8m3/h。
[0013] 所述的生物聚合物为相对分子质量为1200 X IO4~1800 X 104,注入速度为3m3/h~ 5m3/h〇
[0014] 本发明与现有技术相比具有如下优点：（1)本发明所用的调剖剂用量小，成本低； (2)该发明适用的油藏范围广，不仅适用于中高渗透油藏，还适用于裂缝性油藏；（3)堵调效 果好，不仅能堵住水井的近井地带，而且能堵住油层深部，从而增大注入流体在油层中的波 及体积和洗油效率；（4)本发明堵水调剖剂具有耐高温、耐盐、对地层适应性强、堵塞大孔道 效果好和调剖有效期长。
【具体实施方式】
[0015] 下面通过具体实施例对本发明的技术方案做进一步的说明。
[0016] 实施例1
[0017] 胜利油田河口采油厂某油田区块A，2注8采，从1990年开始注水开发，地质储量5.6 X l〇5t，变异系数8.7,油层厚度12m，平均孔侯半径15微米，渗透率1500X l(T3um2,调剖前综 合含水97.5%，日产液量335m3,日油8.4t。在该区块实施本发明的具体步骤如下：
[0018] (1)对区块A进行示踪剂检测，所用的示踪剂为碳14(140、测定油井的见水时间， 确定水线推进速度。
[0019] 表1区块A油井的示踪剂检测结果
[0022] (2)往注水井中注入聚丙烯酰胺微球，质量浓度为0.5%，注入量为每米油层厚度 2m3,共注入24m3,聚丙烯酰胺相对分子质量为800 X IO4~1000 XlO4，聚丙烯酰胺微球的粒 径为孔侯半径1/3，为5微米，注入速度为5m3/h。
[0023] (3)往注水井中注入地层水，注入量为800m3，注入速度8m3/h。
[0024] (4)根据区块A的油井水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油井 总数的50 %，共4 口油井，分别为A-1、A-3、A-5、A-8。
[0025] (5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液，Α-1、Α-3、Α-5和A-8井注入生物聚合物 溶液的质量浓度分别为0.15%、0.22%、0.20%、0.25%，注入量分别为5m3、8m3、6m 3和IOm3， 注入速度均为3m3/h，生物聚合物的相对分子量为1200 X IO4~1400 X 104。
[0026] (6)注入生物聚合物的油井Α-1、Α-3、Α-5和Α-8分别停井10d、18d、15d和20d后开井 生产，其余油井正常生产。
[0027]在该区块实施本发明的复合调剖工艺后区块综合含水下降至85.2%，下降了 12.3 个百分点，日产液量295m3，日油43.7t，平均日增油35.3t，有效期32个月。
[0028] 实施例2
[0029] 胜利油田河口采油厂某油田区块B，3注10采，从1995年开始注水开发，地质储量 9.2 X 105t，变异系数10.5，油层厚度24m，平均孔侯半径为23微米，渗透率2300 X HT3Um2，调 剖前综合含水96.0%，日产液量480m3,日油19.2t。在该区块实施本发明的具体步骤如下：
[0030] (1)对区块B进行示踪剂检测，所用的示踪剂为碘131(1311)、测定油井的见水时 间，确定水线推进速度。
[0031] 表2区块B油井的示踪剂检测结果
[0033] (2)往注水井中注入聚丙烯酰胺微球，质量浓度为0.8%，注入量为每米油层厚度 2 · 5m3，共注入60m3，聚丙烯酰胺相对分子质量为1000 X IO4~1200 X 104,聚丙烯酰胺微球的 粒径为孔侯半径的1 /4，为5.75微米，注入速度为6m3/h。
[0034] (3)往注水井中注入地层水，注入量为900m3，注入速度9m3/h。
[0035] (4)根据目标区块油井水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油 井总数的40%，共4 口油井，分别为B-4、B-5、B-8和B-IO。
[0036] (5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液，B-4、B-5、B-8和B-IO井注入生物聚合物 溶液的质量浓度分别为0.20%、0.23%、0.25%、0.15%，注入量分别为6m 3、8m3、IOm3和5m3， 注入速度均为4m 3/h，生物聚合物的相对分子量为1400 X IO4~1600 X 104。
[0037] (6)注入生物聚合物的油井Β-4、Β-5、Β-8和B-IO分别停井13d、17d、20d和IOd后开 井生产，其余油井正常生产。
[0038]在该区块B实施本发明的复合调剖工艺后区块综合含水下降至81.5%，下降了 14.5个百分点，日产液量468m3，日油86.6t，平均日增油67.4t，有效期45个月。
[0039] 实施例3
[0040] 胜利油田孤岛采油厂某油田区块M，1注5采，从1998年开始注水开发，地质储量2.5 X IO5，变异系数9.2，油层厚度18m，平均孔候半径36微米，渗透率3500 X HT3Um2，调剖前综 合含水98.2%，日产液量360m3,日油6.5t。在该区块实施本发明的具体步骤如下：
[0041] (1)对区块M进行示踪剂检测，所用的示踪剂为氢3(3H)、测定油井的见水时间，确 定水线推进速度。
[0042]表3区块M油井的示踪剂检测结果
[0045] (2)往注水井中注入聚丙烯酰胺微球，质量浓度为1.0%，注入量为每米油层厚度 3m3，共注入54m3，聚丙烯酰胺相对分子质量为1400 X IO4~1600 X 104,聚丙烯酰胺微球的粒 径为吼道半径1/5，为7.2微米，注入速度为8m3/h。
[0046] (3)往注水井中注入地层水，注入量为I OOOm3，注入速度IOmVh。
[0047] (4)根据目标区块油井水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油 井总数的60%，共3 口油井，分别为M-3、M-4和M-5。
[0048] (5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液，M-3、M_4和M-5井注入生物聚合物溶液 的质量浓度分别为0.15%、0.20%、0.25%，注入量分别为51113、81113和10111 3，注入速度均为 5m3/h，生物聚合物的相对分子量为1600 X IO4~1800 X 104。
[0049] (6)注入生物聚合物的油井M-3、M-4和M-5分别停井10d、15d、20d后开井生产，其余 油井正常生产。
[0050] 在该区块M实施本发明的复合调剖工艺后区块综合含水下降至90.7%，下降了 7.5 个百分点，日产液量348m3，日油32.4t，平均日增油26. Ot，有效期38个月。
【主权项】
1. 一种中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于，具体包括以下步骤： (1) 对目标区块进行示踪剂检测，测定油井的见水时间，确定水线推进速度； (2) 往注水井中注入聚合物微球，其质量浓度为0.5%~1.0%，注入量为每米油层厚度 2m3 ~3m3; (3) 往注水井中注入地层水，注入量为800m3~1000m3，注入速度8m3/h~10m 3/h; (4) 根据目标区块油井的水线推进速度的快慢选择油井，选择的油井数量为区块油井 总数的40 %~60 %; (5) 在选择的油井中注入质量浓度为0.15%~0.25%的生物聚合物溶液，注入量为5m3 ~10m3; (6) 注入生物聚合物的油井停井10d~20d后开井生产，其余油井正常生产。2. 根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的示踪剂为 放射性同位素，为碳14(140、磷32(32P)、硫35(35S)、碘131(1311)和氢3(3H)中的一种。3. 根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚合物微 球中的聚合物为聚丙烯酰胺。4. 根据权利要求3所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚丙烯酰 胺相对分子质量为800 X 104~1600 X 104。5. 根据权利要求1或3所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚合物 微球的粒径为孔侯半径1/3~1/5。6. 根据权利要求1或3所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的聚合物 微球注入速度为5m3/h~8m 3/h。7. 根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的生物聚合 物为相对分子质量为1200 X 104~1800 X 104。8. 根据权利要求1所述的中高渗透油藏复合调剖的方法，其特征在于所述的生物聚合 物溶液的注入速度为3m3/h~5m 3/h。
【专利摘要】本发明公开了一种中高渗透油藏复合调剖的方法，属于油藏调剖技术领域，其特征在于包括以下步骤：(1)对目标区块进行示踪剂检测，确定水线推进速度；(2)往注水井中注入聚合物微球；(3)往注水井中注入地层水；(4)根据目标区块油井的水线推进速度的快慢选择油井；(5)在选择的油井中注入生物聚合物溶液；(6)注入生物聚合物的油井停井10d～20d后开井生产，其余油井正常生产。本发明具有适用的油藏范围广、堵调效果好和调剖有效期长的优点，所用的调剖剂用量小、成本低、耐高温、耐盐和对地层适应性强，因此，可广泛地应用于中高渗透油藏堵水调剖技术领域中。
【IPC分类】E21B33/13
【公开号】CN105625981
【申请号】CN201510455408
【发明人】张绍东, 吴晓玲, 孙刚正, 胡婧, 宋欣, 王静, 潘永强, 王刚, 徐闯, 徐登霆, 曹嫣镔, 宋永亭
【申请人】中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院
【公开日】2016年6月1日
【申请日】2015年7月29日