一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法

技术领域

本发明涉及裂缝性油藏调驱技术领域，尤其涉及一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法。

背景技术

在石油工业中，原油的开采是一个复杂且具有挑战性的过程。尤其是对于低渗透裂缝性油藏，由于其特殊的地质结构和物理特性，使得原油的开采更加困难。传统的开采方法往往无法有效地提高原油的采收率，而且在开采过程中可能会造成油藏的损伤，进一步降低了原油的采收率。

为了解决这个问题，科研人员开始研究使用纳米技术进行原油的开采。纳米调驱技术是一种新型的原油开采技术，它利用纳米粒子的特殊性质，如小尺寸、大比表面积和高活性，来改善原油的流动性，提高原油的采收率。然而，纳米调驱技术的应用还面临着许多挑战，如如何确定纳米调驱剂的最佳配比、如何控制纳米调驱剂的注入压力和温度等。

此外，由于油藏的地质条件和原油的物理化学性质存在很大的差异，因此需要根据具体的油藏条件和原油性质，对纳米调驱剂的配比、注入压力和温度进行精确的控制，以实现最佳的驱替效果。然而，如何根据油藏条件和原油性质，精确控制纳米调驱剂的配比、注入压力和温度，仍然是一个尚未解决的问题。

中国专利公开号：CN109322637A公开了一种低渗透油藏深部调驱的方法，包括：依次向油层注入柔弹性颗粒前置段塞、权利要求9所述的聚合物微球主段塞及柔弹性颗粒保护段塞，且柔弹性颗粒前置段塞、聚合物微球主段塞及柔弹性颗粒保护段塞总注入量的体积比为1-2:6-8:1-2，按体积计，所述柔弹性颗粒前置段塞的日注入量、柔弹性颗粒保护段塞的日注入量分别为目标调驱井日注水量的1.5-2.5倍，按体积计，所述聚合物微球主段塞的日注入量为目标调驱井日注水量的1.0-1.5倍，按体积计，所述柔弹性颗粒前置段塞、聚合物微球主段塞和柔弹性颗粒保护段塞的累计总注入量为目标调驱井控制的油层孔隙体积的0.1-0.3倍，以所述柔弹性颗粒前置段塞的总重量为100％计，其包含0.2％-0.3％的柔弹性颗粒，0.05％-0.1％的聚丙烯酰胺及余量水，以所述柔弹性颗粒保护段塞的总重量为100％计，其包含0.3％-0.4％的柔弹性颗粒，0.1％-0.15％的聚丙烯酰胺及余量水，按所用原料的总重量为100％计，所述柔弹性颗粒是以49.85％-49.95％的苯乙烯和49.85％-49.95％的丁二烯为主剂，0.1％-0.3％的过氧化苯甲酰为引发剂进行聚合得到胶状体，再经造粒而成所述柔弹性颗粒的粒径为3-6mm，断裂伸长率为1000％-1300％，所述聚合为80-85℃聚合反应70-100min，所述聚丙烯酰胺的分子量为1000-1600万，水解度为20％-30％。

由此可见，现有技术存在以下问题：无法对纳米调驱剂的配比、注入压力和温度进行精确的控制，以精确地提高驱替效率，从而提高原油采收率。

发明内容

为此，本发明提供一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，用以克服现有技术中对调驱的过程控制精确度差，驱替效率低的问题。

为实现上述目的，本发明提供一种适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，包括：

步骤S1，根据裂缝性油藏的综合评价指数确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例以制备纳米调驱剂；

步骤S2，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第一比例时，根据裂缝性油藏的原油粘度确定纳米调驱剂的温度；

当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第二比例时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率确定纳米调驱剂的注入压力；

步骤S3，当纳米调驱剂的温度或注入压力确定完成时，采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替；

步骤S4，采收原油。

进一步地，裂缝性油藏的综合评价指数根据以下公式计算，设定

其中，P表示综合评价指数，A表示裂缝性油藏的基质孔隙度，B表示裂缝孔隙度，C表示基质渗透率，D表示裂缝渗透率，E表示原油粘度。

进一步地，当根据裂缝性油藏的综合评价指数确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水比例时，根据综合评价指数与预设综合评价指数的比对结果确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例，所述比例包括综合评价指数小于等于预设综合评价指数时确定的第一比例以及综合评价指数大于预设综合评价指数时确定的第二比例。

进一步地，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第一比例时，根据裂缝性油藏的原油粘度与预设原油粘度的比对结果确定纳米调驱剂的温度。

进一步地，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例确定为第二比例时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率与预设裂缝渗透率的比对结果确定纳米调驱剂的注入压力。

进一步地，当采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替时，确定低渗透层的总分流率，以在总分流率大于预设总分流率条件下确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整。

进一步地，当确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整时，根据第一相对差与预设第一相对差的比对结果确定对纳米调驱剂的注入压力进行调整的若干调整系数，若干所述调整系数包括在第一相对差小于等于预设第一相对差条件下确定的第一调整系数以及在第一相对差大于预设第一相对差条件下确定的第二调整系数；

其中，所述第一相对差由总分流率与预设总分流率确定。

进一步地，当采收原油时，确定原油驱替效率，以在原油驱替效率小于等于预设原油驱替效率的条件下确定对调整系数进行修正。

进一步地，当确定对调整系数进行修正时，根据第二相对差与预设第二相对差的比对结果确定对调整系数进行修正的修正方式，所述修正方式包括以第一修正系数对调整系数进行修正的第一修正方式以及以第二修正系数对调整系数进行修正的第二修正方式；

其中，所述第二相对差由原油驱替效率与预设原油驱替效率确定。

进一步地，当确定相应修正方式完成时，根据以下第一修正系数对调整系数进行修正，设定

根据以下第二修正系数对调整系数进行修正，设定

其中，X1为第一修正系数，X2为第二修正系数，△L为第二相对差。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于，本发明通过比较综合评价指数与预设综合评价指数以精确地调整纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例，以适应不同的油藏条件，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

进一步地，本发明通过调整纳米调驱剂的温度以改变纳米调驱剂的流动性和驱替效果，温度越高，纳米调驱剂的流动性越好，驱替效果越好，通过比较原油粘度与预设原油粘度以精确地控制纳米调驱剂的温度，以适应不同的原油粘度。有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

进一步地，本发明通过比较裂缝渗透率与预设裂缝渗透率以精确地控制纳米调驱剂的注入压力，以适应不同的裂缝渗透率，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

进一步地，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较低渗透层的总分流率与预设总分流率，以精确地决定是否需要调整纳米调驱剂的注入压力，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

进一步地，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较第一相对差与预设第一相对差以精确地决定调整纳米调驱剂的注入压力的调整系数，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

进一步地，本发明通过比较原油驱替效率与预设原油驱替效率以精确地决定是否需要对调整系数进行修正，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

进一步地，本发明通过计算原油驱替效率与预设原油驱替效率的第二相对差，并根据其与预设第二相对差的比对结果以精确地决定对调整系数进行修正的修正方式，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

附图说明

图1为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法的流程图；

图2为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中确定驱替参数的流程图；

图3为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中调参的流程图。

具体实施方式

为了使本发明的目的和优点更加清楚明白，下面结合实施例对本发明作进一步描述；应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，并不用于限定本发明。

下面参照附图来描述本发明的优选实施方式。本领域技术人员应当理解的是，这些实施方式仅仅用于解释本发明的技术原理，并非在限制本发明的保护范围。

请参阅图1，图2和图3所示，图1为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法的流程图；图2为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中确定驱替参数的流程图；图3为本发明基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法中调参的流程图。

本发明实施例基于适用于低渗透裂缝性油藏纳米调驱方法，包括：

步骤S1，根据裂缝性油藏的综合评价指数P确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni以制备纳米调驱剂；

步骤S2，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第一比例N1时，根据裂缝性油藏的原油粘度E确定纳米调驱剂的温度Wi；

当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第二比例N2时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率D确定纳米调驱剂的注入压力Yi；

步骤S3，当纳米调驱剂的温度Wi或注入压力Yi确定完成时，采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替；

步骤S4，采收原油。

具体而言，裂缝性油藏的综合评价指数P根据以下公式计算，设定

其中，A表示裂缝性油藏的基质孔隙度、B表示裂缝孔隙度、C表示基质渗透率、D表示裂缝渗透率、E表示原油粘度。

具体而言，当根据裂缝性油藏的综合评价指数P确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水比例Ni时，根据综合评价指数P与预设综合评价指数P0的比对结果确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni；

当P≤P0时，则确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni为第一比例N1；

当P＞P0时，则确定纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni为第二比例N2；

其中，第一比例N1取值为1:500，第二比例N2取值为1:300。

本发明实施例中，预设综合评价指数P0取值为3.5，预设综合评价指数P0是在原油粘度为7厘泊，基质孔隙度为0.1，裂缝孔隙度为0.0005，基质渗透率为0.0003μm

具体而言，本发明通过比较综合评价指数与预设综合评价指数以精确地调整纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例，以适应不同的油藏条件，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

具体而言，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第一比例N1时，根据裂缝性油藏的原油粘度E与预设原油粘度E0的比对结果确定纳米调驱剂的温度Wi；

若E≤E0，则确定纳米调驱剂的温度Wi为第一温度W1；

若E＞E0，则确定纳米调驱剂的温度Wi为第二温度W2；

其中，W1＜W2，本发明实施例中第一温度W1优选为55℃，第二温度W2优选为60℃。

本发明实施例中，预设原油粘度E0为7，本领域技术人员可以根据具体情况对预设原油粘度E0进行调整。

当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第一比例N1时，纳米调驱剂的注入压力为初始注入压力20MPa。

具体而言，本发明通过调整纳米调驱剂的温度以改变纳米调驱剂的流动性和驱替效果，温度越高，纳米调驱剂的流动性越好，驱替效果越好，通过比较原油粘度与预设原油粘度以精确地控制纳米调驱剂的温度，以适应不同的原油粘度。有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

具体而言，当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第二比例N2时，根据裂缝性油藏的裂缝渗透率D与预设裂缝渗透率D0的比对结果确定纳米调驱剂的注入压力Yi；

若D≤D0，则确定纳米调驱剂的注入压力Yi为第一注入压力Y1；

若D＞D0，则确定纳米调驱剂的注入压力Yi为第二注入压力Y2；

其中，Y1＞Y2，本发明实施例中第一注入压力Y1优选为30MPa，第二注入压力Y2优选为25MPa。

本发明实施例中，预设裂缝渗透率D0取值为0.05，本领域技术人员可以根据具体情况对预设裂缝渗透率D0进行调整。

当纳米调驱剂中超支化环氧树脂纳米微球和水的比例Ni确定为第二比例N2时，纳米调驱剂的温度为初始温度50℃。

具体而言，本发明通过比较裂缝渗透率与预设裂缝渗透率以精确地控制纳米调驱剂的注入压力，以适应不同的裂缝渗透率，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

具体而言，当采用纳米调驱剂对裂缝性油藏中的原油进行驱替时，根据低渗透层的总分流率F与预设总分流率F0的比对结果确定是否对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；

若F≤F0，则确定不对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；

若F＞F0，则确定对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；

本发明实施例中，预设总分流率F0取值为3％，本领域技术人员可以根据具体情况对预设裂缝渗透率D0进行调整。

具体而言，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较低渗透层的总分流率与预设总分流率，以精确地决定是否需要调整纳米调驱剂的注入压力，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

具体而言，当确定对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整时，计算总分流率F与预设总分流率F0的第一相对差△F，并根据第一相对差△F与预设第一相对差△F0的比对结果确定对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整的调整系数ke，设定△F＝(F-F0)/F0；

当△F≤△F0时，则确定以第一调整系数k1对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；

当△F＞△F0时，则确定以第二调整系数k2对纳米调驱剂的注入压力Yi进行调整；

其中，第一调整系数k1取值为0.9，第二调整系数k2取值为0.8。

将调整后的第一注入压力Y1设置为Yy1＝Y1×ke，第二注入压力Y2设置为Yy2＝Y2×ke，e＝1，2。

本发明实施例中，预设第一相对差△F0取值为0.17，预设第一相对差△F0是在总分流率F为3.5％的情况下取得的，本领域技术人员可以根据具体情况对预设第一相对差△F0进行调整。

具体而言，本发明通过适时调整纳米调驱剂的注入压力，以改变纳米调驱剂的驱替效果，注入压力越高，驱替效果越好，但过高的注入压力会导致总分流率上升，影响驱替效果，因此通过比较第一相对差与预设第一相对差以精确地决定调整纳米调驱剂的注入压力的调整系数，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

具体而言，当采收原油时，根据原油驱替效率L与预设原油驱替效率L0的比对结果确定是否对调整系数ke进行修正；

当L≤L0时，则确定对调整系数ke进行修正；

当L＞L0时，则确定不对调整系数ke进行修正；

本发明实施例中，预设原油驱替效率L0取值为90％，本领域技术人员可以根据具体情况对预设原油驱替效率L0进行调整。

具体而言，本发明通过比较原油驱替效率与预设原油驱替效率以精确地决定是否需要对调整系数进行修正，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

具体而言，当确定对调整系数ke进行修正时，计算原油驱替效率L与预设原油驱替效率L0的第二相对差△L，并根据第二相对差△L与预设第二相对差△L0的比对结果确定对调整系数ke进行修正的修正方式，设定△L＝(L0-L)/L0；

当△L≤△L0时，则确定以第一修正方式对调整系数ke进行修正；

当△L＞△L0时，则确定以第二修正方式对调整系数ke进行修正；

其中，第一修正方式为以第一修正系数X1对调整系数ke进行修正，第二修正方式为以第二修正系数X2对调整系数ke进行修正。

本发明实施例中，预设第二相对差△L0取值为0.056，预设第二相对差△L0是在原油驱替效率L为85％的情况下取得的，本领域技术人员可以根据具体情况对预设第二相对差△L0进行调整。

具体而言，本发明通过计算原油驱替效率与预设原油驱替效率的第二相对差，并根据其与预设第二相对差的比对结果以精确地决定对调整系数进行修正的修正方式，有助于提高驱替效率，提高原油的采收率。

具体而言，根据以下第一修正系数X1对调整系数ke进行修正，设定

将修正后的调整系数ke设置为Kke＝ke×X1，e＝1，2。

具体而言，根据以下第二修正系数X2对调整系数ke进行修正，设定

将修正后的调整系数ke设置为Kke＝ke×X2，e＝1，2。

具体而言，本发明实施例中，根据以下步骤制备超支化环氧树脂纳米微球：

1、制备G1，1代聚酯：将34.46份偏苯三酸甘和6.81份三羟甲基丙烷混合，加入304.75份N，N-二甲基乙酰胺和0.346份三苯基磷进行反应，在反应过程中，进行除水处理。

2、制备G1，2代聚酯：取86.28份前一步得到的G1，1代聚酯与62.18份偏苯三酸酐和48.93份N，N-二甲基乙酰胺进行反应，生成G1，2代聚酯。

3、制备超支化环氧树脂：将304.75份N，N-二甲基乙酰胺、0.346份偏苯三酸酐加入到G1，2代聚酯中进行反应，得到超支化环氧树脂。

4、分离和洗涤：通过离心或过滤的方式将超支化环氧树脂分离出来，并用甲苯溶剂进行洗涤。

5、干燥和固化：将洗涤后的超支化环氧树脂在80℃条件下进行干燥和固化。

6、制备超支化环氧树脂溶液：在超支化环氧树脂中加入50份表面活性剂，搅拌均匀。

7、制备超支化环氧树脂纳米微球：在超支化环氧树脂溶液中加入交联剂和硬化剂，搅拌均匀后，滴入1mo l/L的十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)和十六烷基三甲基氯化铵(CTAC)的阳离子表面活性剂复配溶液中(体积比为1:2)，通过物理交联形成纳米微球。

8、分离和洗涤：通过离心分离出纳米微球，并用1000份蒸馏水进行洗涤。

9、干燥和固化：将洗涤后的纳米微球在85℃下进行干燥和固化，得到超支化环氧树脂纳米微球。

至此，已经结合附图所示的优选实施方式描述了本发明的技术方案，但是，本领域技术人员容易理解的是，本发明的保护范围显然不局限于这些具体实施方式。在不偏离本发明的原理的前提下，本领域技术人员可以对相关技术特征做出等同的更改或替换，这些更改或替换之后的技术方案都将落入本发明的保护范围之内。

以上所述仅为本发明的优选实施例，并不用于限制本发明；对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。