一种基于微泡驱油的油藏采收率提高方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，特别涉及一种基于微泡驱油的油藏采收率提高方法。

背景技术

低渗透油藏一般埋藏较深，油藏的空气渗透率介于1-10×10

目前，水驱开发仍是油田开发最有效、最经济的开采方式之一；泡沫具有良好的封堵性能及其对油水、非均质性底层选择特点，已成为老油田主要稳产增产的手段之一；但泡沫驱油在应用过程中，存在泡沫稳定性差、注入压力高、遇油消泡和有效期短、采出液乳化、起泡剂吸附严重以及施工成本高的问题，严重制约了泡沫调驱技术的应用和推广。

近年来，也有学者通过高速搅拌剪切的方法制备的微泡沫体系，其粒径在10-100μm之间，液膜厚度在4-10μm，泡沫出液时间和半衰期均大于24Hr，表现出良好的动力稳定性和聚结稳定性，在钻井、采油和水驱油方面有较好的应用；但依靠化学发泡剂及稳定剂产生的微泡沫体系，在使用过程中存在泡沫均质性差、地层伤害大以及成本高等问题。

发明内容

针对现有技术中存在的技术问题，本发明提供了一种基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，以解决现有的微泡沫体系驱油过程，存在泡沫均质性差、地层伤害大及成本高的技术问题。

为达到上述目的，本发明采用的技术方案为：

本发明提供了一种基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，应用于低渗透油藏的水驱开发过程；所述方法，包括：

在注水水流中加入微米级气泡，得到微泡水溶液；

将所述微泡水溶液，通过注水井注入至油藏；

所述微泡水溶液进入油藏后的运移过程中，所述微泡水溶液中的微米级气泡发生聚集长大或剪切变小，以增大油藏内第一类渗透通道的液流阻力，同时提高微泡水溶液中的水流在油藏内第二类渗透通道的驱替压力；

其中，所述第一类渗透通道包括水流渗透率为3-125mD的渗透孔隙、水流渗透率为40-600mD的渗透孔道及水流渗透率为300-1500mD的渗透裂缝；所述第二类渗透通道包括水流渗透率为小于3mD的渗透孔隙、水流渗透率为小于40mD的渗透孔道及水流渗透率为小于300mD的渗透裂缝。

进一步的，所述微米级气泡的泡径大小与所述油藏的孔喉尺度大小相匹配。

进一步的，所述微米级气泡的泡径为1μm-100μm。

进一步的，在注水水流中加入微米级气泡，得到微泡水溶液的过程，具体如下：

通过在注水井的高压注水管线上，安装微泡发生装置；其中，所述微泡发生装置包括中心排气管1及若干微米孔板2；所述中心排气管1同心设置在所述高压注水管线的外筒4内；所述中心排气管1的一端与气源连通，另一端封闭；所述中心排气管1上间隔设置有若干排气口，所述微米孔板2安装在所述排气口处；所述微米孔板2上设置有若干微米通孔；

采用在中心排气管1与外筒4之间通入注水水流，在中心排气管1中通入高压气体；其中，高压气体经过排气口处的微米孔板2时，形成微米级气泡，并进入所述注水水流中，混合得到微泡水溶液。

进一步的，所述高压气体为空气、N

进一步的，所述高压气体的压力值大于所述注水水流的压力值。

进一步的，所述所述高压气体的压力值与所述注水水流的压力值之差为0.3-0.5Mpa。

进一步的，所述微泡水溶液中，微米级气泡为均匀的分散相，注水水流为连续相。

进一步的，所述微泡水溶液中，所述微米级气泡的体积占所述注水水流体积的5％-30％。

进一步的，所述微泡水溶液的表观黏度随所述微米级气泡的泡径降低而升高。

与现有技术相比，本发明的有益效果为：

本发明提供了一种基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，通过在注水水流中加入微米级气泡，利用微米级气泡在油藏运移过程中的聚集长大或剪切变小的特点，有效增大油藏内高渗透通道的液流阻力，同时提高注入水流在油藏内低渗透通道的驱替压力；微米级气泡的均质性好，对地层的伤害小；利用微米级气泡在储层通过贾敏效应、增黏及增压的作用，有效扩大了油藏水驱波及体积，成本低，进而提高了低渗透油藏的采收率，实现提高油田原油产量的目的。

进一步的，将微米级气泡的泡径大小和油藏的孔喉尺度大学相匹配设置，确保了微米级气泡在注水水流中能够均匀成群分布，且有效降低微米级气泡的上浮速度，提高了微米级气泡的稳定性。

进一步的，由于低渗透油藏的孔喉半径一般小于100μm，采用将微米级气泡的泡径设置为1μm-100μm，确保了微米级气泡能够随注水水流进入储层深度；所述微米级气泡运移中存在剪切变小、聚集变大等特点，确保了运移到油藏深部和调堵大孔喉的目的，通过持续运移和调堵，有效提高了低渗储层原油的驱替，达到扩大水驱波及体积、提高原油采收率目的。

进一步的，在注水水流中通过微泡发生装置挤入浓度和泡径可控的微米级气泡，形成微泡水溶液；微泡水溶液注入地层后通过调控低渗储层扩大水驱波及体积而扩大水驱效率，提高原油产量和最终采收率；微泡装置通过在中心管上设置微米孔板，气体高速通过微米通孔时，喷射形成微米级气泡，并进入注水水流中形成微泡水溶液的水气分散体系；利用微泡发生装置微泡水溶液的水气分散体系，其泡径和浓度与高压气流速度、孔板材质、制作方法、水流压力和粘度等有关，气液比可调控，不受温度、压力限制；装置结构简单，操作方便。

进一步的，所述高压气体采用空气、N

进一步的，高压气体的压力值大于所述注水水流的压力值设置，高压气体通过微气泡发生装置中的微米孔板将高压气体挤入注水水流中产生含微米级气泡的注水水流；高压气体压力值，需要克服专用孔板的剪切力，并与注水水流的压力和微米孔板有关，由需要产生微泡的压力、泡径、浓度等确定，因此采用将高压气体的压力值大于高压水流压力0.3～0.5Mpa设置。

进一步的，所述微米级气泡的体积占所述注水水流体积的5％-30％，微米级气泡在注水水流中的浓度根据油藏地质渗流情况确定；一般情况，注入压力相对较低，使用微米级气泡浓度偏高；注入压力相对较低，使用微米级气泡浓度偏高；设置微米级气泡的体积分数对于含微米级气泡水流在驱油过程中，既要确保微米级气泡进入油藏深部发挥作用，又要调堵高渗通道发挥作用。

附图说明

图1为本发明中微米级气泡的发生装置结构示意图；

图2为本发明中不同气液比对微泡水溶液的流动阻力和表观黏度的影响曲线图；

图3为本发明中气水之间压差对微米级气泡的泡径的影响示意图；其中，图3a为气水压差为0.2MPa的微米级气泡图，图3b为气水压差为0.5MPa的微米级气泡图，图3c为气水压差为0.8MPa的微米级气泡图；

图4为本发明中压力对微米级气泡的泡径影响示意图。

其中，1中心排气管，2微米孔板，3气体连接管，4外筒，5内部连接管，6内部过滤器，7内部单向阀，8压帽。

具体实施方式

为了使本发明所解决的技术问题，技术方案及有益效果更加清楚明白，以下具体实施例，对本发明进行进一步的详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

本发明提供了一种基于微泡驱油的油藏采收率提高方法；所述油藏采收率提高方法，应用于低渗透油藏的水驱开发过程；所述油藏采收率提高方法，具体包括以下步骤：

步骤1、在注水水流中加入微米级气泡，得到微泡水溶液。

其中，微泡水溶液的制备过程，具体如下：

通过在注水井的高压注水管线上，安装微泡发生装置；采用在中心排气管1与外筒4之间通入注水水流，在中心排气管1中通入高压气体；其中，高压气体经过排气口处的微米孔板2时，形成微米级气泡，并进入所述注水水流中，混合得到微泡水溶液。

如附图1所示，所述微泡发生装置，包括中心排气管1、微米孔板2、气体连接管3、内部连接管5、内部过滤器6、内部单向阀7及压帽8；所述中心排气管1同心设置在所述高压注水管线的外筒4内；所述中心排气管1的一端与气源连通，另一端封闭；所述中心排气管1上间隔设置有若干排气口，所述微米孔板2安装在所述排气口处；所述微米孔板2上设置有若干微米通孔。

所述外筒4的顶端设置有安装法兰，所述安装法兰包括上法兰和下法兰；所述下法兰的下端与所述外筒4的顶端相连，所述下法兰的上端与所述上法兰固定连接；所述上法兰和下法兰的中心分别设置有中心通孔；所述内部连接管5设置在所述上法兰的中心孔中，所述内部连接管5的上端与所述气体连接管3的下端连通，所述气体连接管3的上端与气源连通；所述内部过滤器6设置在所述气体连接管3中，用于对高压气体进行过滤。

所述内部连接管5的上外外侧套设有压帽8，利用所述压帽8将所述内部连接管5与所述上法兰固定连接在一起；所述上法兰的中心通孔上端设置有内部单向阀7，所述内部单向阀7设置在所述上法兰与所述压帽8之间；所述外筒4的上端侧壁上开设有进水口，所述进水口通过管路与水源连通，注水水流能够通过所述进水口进入到外筒4与中心排气管1之间的环形空间内，并与通过微米孔板2产生的微米级气泡混合，得到微泡水溶液。

本发明中，通过微米孔板后射流形成微米级气泡，其半径匹配低渗透岩石孔隙尺度，微气泡群均匀分布，气液比可调控；所述微泡发生装置满足150℃、70MPa的环境条件，适用于高温高压的油藏条件。

步骤2、将所述微泡水溶液，通过注水井注入至油藏；

步骤3、所述微泡水溶液进入油藏后的运移过程中，所述微泡水溶液中的微米级气泡发生聚集长大或剪切变小，以增大油藏内第一类渗透通道的液流阻力，同时提高微泡水溶液中的水流在油藏内第二类渗透通道的驱替压力。

其中，所述第一类渗透通道包括水流渗透率为3-125mD的渗透孔隙、水流渗透率为40-600mD的渗透孔道及水流渗透率为300-1500mD的渗透裂缝；所述第二类渗透通道包括水流渗透率为小于3mD的渗透孔隙、水流渗透率为小于40mD的渗透孔道及水流渗透率为小于300mD的渗透裂缝。

本发明中，所述微米级气泡的泡径大小与所述油藏的孔喉尺度大小相匹配；优选的，所述微米级气泡的泡径为1μm-100μm；所述高压气体为空气、N

本发明中，将所述微泡水溶液，通过注水井注入至油藏；其中，所述微泡水溶液中，微米级气泡为均匀的分散相，注水水流为连续相；所述微泡水溶液中，所述微米级气泡的体积占所述注水水流体积的5％-30％；所述微泡水溶液的表观黏度为水的表观黏度的2倍以上；所述微泡水溶液的表观黏度随所述微米级气泡的泡径降低而升高。

本发明所述的基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，所述微泡水溶液进入油藏后的运移过程中，所述微泡水溶液中的微米级气泡发生聚集长大或剪切变小，以增大油藏内高渗透通道的液流阻力，同时提高所述微泡水溶液中的注水水流在油藏内低渗透通道的驱替压力。

本发明提供的基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，低渗透油藏在水驱开发过程中，随着水驱油藏见水通道形成，油田逐渐进入中高含水期，剩余油主要存在油藏水驱未能完全波及区域，油田原油产量逐渐降低和最终采收不到30％；利用所述基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，通过在水驱开发过程中加入微米级气泡，随高压注水水流进入油藏后，通过提高水驱通道中水流阻力，提高未水驱油藏驱动压力，扩大水驱波及体积，提高水驱效率，提高原油产量，提高油田最终采收率。

工作原理：

本发明所述的基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，通过在注水水流中加入微米级气泡，得到微泡水溶液；所述微泡水溶液进入油藏后的运移过程中，微米级气泡发生聚集长大或剪切变小，微米级气泡在储层通过贾敏效应、增粘、增压等作用，以增大油藏内高渗透通道的液流阻力；同时，提高所述注水水流在油藏内低渗透通道的驱替压力，扩大油藏水驱波及体积，增加原油产量提高采收率。

本发明所述的基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，利用微泡水溶液的驱油过程中，有效增大了渗流阻力因子，扩大了水驱波及提及，提高采收率；如下表1所示，表1中给出了微泡水溶液提高孔隙型岩心的阻力因子和采收率的测试结果表。

从表1中可以看出，利用所述微泡水溶液，能够有效调控低渗透油藏岩心流速比，扩大波及提及，进而提高原油采收率。

表1微泡水溶液提高孔隙型岩心的阻力因子和采收率的测试结果表

本发明中，将两块渗透率级差10倍的低渗露头，粘接压实，以建立纵向连通的两层低渗非均质长岩心模型；先采用水驱所述岩心，其中水驱采出程度低为35.5％；再用超低IFT表活剂体系驱替，EOR提高1.5％；最后用微泡水溶液驱替，EOR累计提高17％，如下表2所示。

表2微泡驱提高裂缝型岩心的采出程度测试结果表

本发明中通过实验研究微泡发生原理，气体高速通过微米孔板上的微米孔时，微米孔上方和下方局部区域内成紊流状态，压差、微孔边缘的气水界面张力以及边缘的剪切作用，使通过微孔的气体形成离散的微米级气泡；在高压注水过程中，气体高速喷射微米孔板的微米孔形成泡径为1μm-100μm的高压微泡体系，进入储层，通过调节驱替压力，提高水驱优势通道阻力，增大低渗通道水驱压力，扩大水驱波及效率。

(1)以非均质油藏提高采收率评价

将两块渗透率级差10倍的低渗露头；其中一块的渗透率为1.9mD，另一块的渗透率22mD；粘接压实，建立纵向连通的两层低渗非均质长岩心模型，利用水/N

(2)孔隙性油藏提高采收率评价

采用渗透率为21.4mD的岩心，开展水/微泡驱替评价试验，利用注入水可使油藏采收率达到53.2％，微泡驱可提高采收率至65.3％；由此可知，微泡驱对提高低渗透采收率有很大的提升作用；试验表明：微泡驱提高采出程度过程平缓，作用时间较长，效果明显。

实施例

以微泡水溶液在某油田长*层的应用应用为例。

某油田长*层岩性油藏，岩矿主要为灰绿色粉—细粒岩屑质长石砂岩，填隙物以绿泥石、铁方解石为主，平均孔隙度为12.69％，渗透率为1.81mD，属于低孔隙度、特低渗透率储层；油层原始地层压力12.2MPa，温度为54.73℃，原油粘度为1.95mPa·s；沥青质含量2.96％；地层水矿化度82g/l，氯离子含量为50481mg/l，pH值5.9-6，属CaCl

2020年11月在4口试验井内注入微泡水溶液，开展提高采收率应用；截至2021年10月，注入气体145.4×10

本实施例中，从试验井组的含水上升率与地质储量采出程度关系曲线来看，微泡水溶液试验后，含水上升得到控制，尤其是微泡水溶液注入后，含水下降幅度较大，4口微泡水溶液试验井组自2020年11月到目前，地质储量采出程度较水驱提高了0.23％，预计25年可提高5.75％。

本实施例中，在上述油田一个区块开展微泡驱油试验4口注水井，对应参与效果评价井19口，现场实施18个月，原油阶段递减由下降6.57％到提高21.06％，增油3776.8t；4口注微泡驱的中心油井产油由0.3t/d上升为1.45t/d，含水由95.3％下降到76.8％，取得较好的初步效果。

如附图2所示，附图2给出了不同气液比对微泡水溶液的流动阻力和表观黏度的影响曲线图；从附图2中可以看出，对于均质岩心，微泡水溶液能过有效调控特低渗、低渗岩心流度比，扩大波及体积、提高原油采收率，但对中、高渗岩心作用不明显。

如附图3所示，附图3中给出了气水之间压差对微米级气泡的泡径的影响示意图；其中，图3a为气水压差为0.2MPa的微米级气泡图，图3b为气水压差为0.5MPa的微米级气泡图，图3c为气水压差为0.8MPa的微米级气泡图；从附图3中可以看出，气水之间压差越大、气泡泡径越大，合理控制压差是泡径控制的关键；同样条件下，压差在0.2MPa产生泡径为300μm；0.5MPa泡径为500μm；0.8MPa泡径为1500μm。

如附图4所示，附图4中给出了压力对微米级气泡的泡径影响示意图；从附图4中可以看出，泡径加压后大幅度减小；其中，N

本发明所述的基于微泡驱油的油藏采收率提高方法，在低渗透油藏注水开发过程中应用微米级气泡，将产生的微米级泡随高压水流注水油藏，在油藏中运移过程中聚集长大或剪切变小，增大高渗通道液流阻力，提高水流在低渗通道的驱替压力，扩大水驱波及体积，提高了水驱效率，提高了油井产量，提高了油田采收率；在高压注水过程中，采用孔板法，气体高速喷射孔板微孔形成泡径1μm-100μm的高压微气泡，气液比可调控；微泡在高压注水中按5％～30％均匀分布，水为连续相，微泡为分散相，微泡进入储层能有效扩大低渗透、高剩余油饱和部位的波及效率；高压微泡水溶液中的气泡泡径1μm-100μm可调，匹配低渗透储层孔喉尺度，微气泡群均匀分布，微气泡上浮速度降低，稳定性提高；黏度随泡径降低而升高，气体可是空气、N

上述实施例仅仅是能够实现本发明技术方案的实施方式之一，本发明所要求保护的范围并不仅仅受本实施例的限制，还包括在本发明所公开的技术范围内，任何熟悉本技术领域的技术人员所容易想到的变化、替换及其他实施方式。