一种在致密油藏中提高CO2混相驱采收率的方法
文献发布时间：2023-06-19 18:37:28
技术领域
本发明涉及CO
背景技术
目前，随着科技的不断发展与进步，全球变暖现象愈加剧烈。碳捕集、 CO
致密油藏的开发是目前国内外非常规油气开发的重点。致密油藏由于储层低孔低渗、注水能力差，储层非均质性强等特点，目前一般采用衰竭式开发。但衰竭式开发，地层能量下降迅速，产量递减快，采收率低口。由于 CO
例如，中国专利CN107353886A涉及致密油藏防CO
例如，中国专利CN114876425A提出了一种低渗透油藏驱油方法，助驱剂为聚苯乙烯-丙烯酰胺共聚物和聚乙烯吡咯烷酮质量比(3：1)-(7：1)的混合物，二者协同作用，有效避免了二氧化碳驱油时的气窜和粘性指进现象，从而大大提高了二氧化碳的驱油效果。
例如，中国专利CN110317598A公开了一种提高致密储层CO
例如，期刊《复杂断块致密油藏CO
然而，现有技术中对于在致密油藏储层条件下的CO2混相驱的研究，主要集中在WAG法。一些对化学助剂的研究，也主要集中在如何发挥如润湿性改变剂、渗透剂、降低油水界面张力的表面活性剂等化学剂的各自作用，缺乏对于助驱水溶液中各物质如何产生协同作用的研究。
因此，研究一种适合在致密油藏储层条件下的、能够大幅度提高CO
发明内容
本发明提出一种在致密油藏中提高CO
本发明的技术方案如下：
本发明提出了一种在致密油藏中提高CO
S1、注入前置段塞：
向致密油藏储层中含有表面活性剂和CO
S2、注入主段塞：
向致密油藏储层中交替注入水和CO
进一步的，所述助驱剂水溶液的制备方法如下：
S11、制备含表面活性剂的盐水溶液：
其中，所述表面活性剂为氧化胺；
所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括 NaCl 2.2～3.3wt％、CaCl
S12、向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO
其中，所述助驱剂水溶液中，CO
进一步的，所述S1中助驱剂水溶液与所述S2中水和CO
进一步的，所述S2中，水和CO
进一步的，所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl 2.6wt％、CaCl
进一步的，所述S12中，所述助驱剂水溶液中，CO
进一步的，所述S1中，助驱剂水溶液的注入速度为1～2m
进一步的，所述S2中，水和CO
进一步的，所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液的制备方法如下：
S111、称取NaCl、CaCl
S112、将NaCl、CaCl
S113、向高浓度的含表面活性剂的盐水溶液加水并搅拌，稀释10倍，制成低浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S114、向低浓度的含表面活性剂的盐水溶液加超纯水并搅拌，将含表面活性剂的盐水溶液稀释至所需浓度。
进一步的，所述S112～S114中，使用磁力搅拌器在20℃下以 400-600rpm搅拌水溶液。
进一步的，所述S12中，CO
进一步的，所述方法适用的致密油藏储层条件为：渗透率小于等于 0.3mD。
采用以上技术方案，本发明的有益效果为：
1、CO
2、CO
3、通过设置助驱剂水溶液13.5～15.5MPa的压力以及70～80℃的温度，不仅使得溶液中能够溶解合适的CO
4、通过在助驱剂水溶液加入CO
5、通过在助驱剂水溶液加入CO
6、通过配置助驱剂水溶液中各盐类和表面活性剂的质量比，以及CO
具体实施方式
以下提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。
本实施方式提供了一种在致密油藏中提高CO
S1、注入前置段塞：
向致密油藏油层中注入助驱剂水溶液作为前置助驱段塞，助驱剂水溶液的注入速度为1～2m
其中，所述助驱剂水溶液的制备方法如下：
S11、制备含表面活性剂的盐水溶液：
其中，所述表面活性剂为氧化胺；
所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括 NaCl 2.2～3.3wt％、CaCl
S12、在13.5～15.5MPa的压力以及70～80℃的温度下，向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO
其中，所述助驱剂水溶液中，CO
S2、注入主段塞：
向致密油藏储层中交替注入水和CO
可以理解的是，对于致密储层，WAG驱时，水段塞大于气段塞有利于提升采收效果，原因是较大的水段塞可以有效的减缓CO
本实施方式中，所述S11中，所述含表面活性剂的盐水溶液的制备方法如下：
S111、称取NaCl、CaCl
S112、将NaCl、CaCl
S113、向高浓度的含表面活性剂的盐水溶液加水并搅拌，稀释10倍，制成低浓度的含表面活性剂的盐水溶液；
S114、向低浓度的含表面活性剂的盐水溶液加超纯水并搅拌，将含表面活性剂的盐水溶液稀释至所需浓度。
本实施方式助驱剂水溶液制备过程中，先制备高盐度水溶液，再逐步稀释以便降低称重误差所带来的负面影响，使用超纯水稀释水溶液以排除杂质带来的负面影响。
实施例1：
一种在致密油藏中提高CO
S1、注入前置段塞：
向渗透率等于0.25mD的致密油藏油层中注入2500m
其中，所述助驱剂水溶液的制备方法如下：
S11、制备含表面活性剂的盐水溶液：
其中，所述表面活性剂为氧化胺；
所述含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括 NaCl2.2wt％、CaCl
S12、在13.5MPa的压力以及70℃的温度下，向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO
其中，所述助驱剂水溶液中，CO
S2、注入主段塞：
向致密油藏储层中交替注入水和CO
实施例2：
与实施例1的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl2.6wt％、CaCl
S12中，所述助驱剂水溶液中，CO
其他与实施例1相同。
实施例3：
与实施例1的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl3wt％、CaCl
S12中，所述助驱剂水溶液中，CO
其他与实施例1相同。
实施例4：
与实施例1的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括NaCl3.3wt％、CaCl
S12中，所述助驱剂水溶液中，CO
其他与实施例1相同。
对比例1：
与实施例2的区别在于：
S11中，含表面活性剂的盐水溶液中，以水溶液的总重量计，该水溶液包括氧化胺0.11wt％；
其他与实施例2相同。
对比例2：
与对比例1的区别在于：
助驱剂水溶液中，CO
其他与对比例1相同。
对比例3：
与实施例2的区别在于：
助驱剂水溶液中，CO
其他与实施例2相同。
对比例4：
与实施例2的区别在于：
S12中，在13.5MPa的压力以及常温下，向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO
其他与实施例2相同。
对比例5：
向渗透率等于0.25mD的致密油藏储层中交替注入水和CO
以某致密油藏油田作为试验区，试验区内设有9口采油井，其中，1-4 号采油井作为实施例1～4的试验井，5-9号采油井作为对比例1～5的试验井，试验区储层渗透率等于0.25mD。
以9号采油井的采油量为参考标准，计算1～8号采油井采油量与9号采油井采油量相比的增加率，结果见下表：
表1实施例1-4及对比例1-4的采油量增加率
可见，与对比例5相比，实施例1～4以及对比例1～4向油层中注入前置助驱段塞，即可显著提高采收率，这也是显而易见的。
由实施例1～4的结果与对比例5对比可见，本实施方式通过配置助驱剂水溶液中各盐类和表面活性剂的质量比，以及CO
通过对比实施例2以及对比例1可见，助驱剂水溶液中，表面活性剂超过临界胶束浓度时，仍然能进一步提高采收率。这是因为，CO
与之对应的，由对比例2的结果结合实施例2以及对比例1可以看出，助驱剂水溶液中不加入CO
结合实施例2以及对比例2～3的结果可见，助驱剂水溶液中不加入CO
通过对比实施例2以及对比例4可见，在常温下向含表面活性剂的盐水溶液中加入CO
以上所述为本发明最佳实施方式的举例，其中未详细述及的部分均为本领域普通技术人员的公知常识。本发明的保护范围以权利要求的内容为准，任何基于本发明的技术启示而进行的等效变换，也在本发明的保护范围之内。