一种基于动态监测的全过程多级组合联合增效水平井提高采收率的方法

技术领域

本发明涉及一种基于动态监测的全过程多级组合联合增效水平井提高采收率的方法，属于化学驱技术领域。

背景技术

化学驱技术从2003年开始在渤海多个油田进行了近20年的矿场试验，取得了明显的降水增油效果，矿场试验的成功证明化学驱在海上油田应用的技术可靠性和经济有效性。在常规化学驱中，在整个注入周期多采用单一类型的药剂体系，注入过程中通常会出现注入能力逐年降低、增油效果逐年变差的问题，归结原因主要认为一直采用单一的体系作为驱替介质容易在注入中后期发生剖面反转，使注入的溶液沿高渗层突进，一旦窜流通道形成，含水将快速回升，导致化学驱效果变差、有效期短。

已实施的化学驱主要为定向井，渤海油田水平井占比40％左右，水平井化学驱潜力巨大。相对于定向井，水平井渗流模式发生了变化，将多层径向流转变为线性流与椭圆流的复合渗流，且水平井主要应用于厚度相对较薄的单砂层油藏，层间矛盾转化为层内矛盾，沿水平段的储层物性非均质性强。研究中发现由于受水平井跟趾效应、储层较薄以及沿水平段非均质性强等因素的影响，水平井的注入和生产剖面通常难以持续均衡推进，水平井采用常规化学驱比定向井更容易出现含水回返快、增油量快速下滑的现象。目前国内外化学驱与水平井相结合还处于探索阶段，室内研究和矿场应用案例较少。

发明内容

本发明的目的是提供一种基于动态监测的多级组合联合增效水平井提高采收率的方法，所述方法基于动态监测方法对化学驱实施前和实施过程中的地下渗流方向和优势渗流通道大小进行判识，根据动态监测结果来选择合适的注入体系，不同的体系注入到不同的储层位置并发挥相应的作用，通过多种注入体系的组合注入来实现油田的高效高速开发。该方法及其注入体系既能改善注入井的注入能力，又能提高油田的采收率，且能降低化学驱的操作成本，提高化学驱的经济效益。

本发明提供的基于动态监测的多级组合联合增效水平井提高采收率的方法，包括如下步骤：

S1、向地层注入降吸附剂，然后进行水驱；

S2、在所述水驱的过程中，根据注采井间是否存在窜流通道，确定是否注入剖面调整剂，以确保后续注入的主驱替剂的驱替前缘均匀推进；

其中，当存在所述窜流通道时，注入所述剖面调整剂，当不存在所述窜流通道时，不注入所述剖面调整剂；

S3、所述水驱结束后，注入主驱替剂进行化学驱；

S4、在所述化学驱的过程中，根据注入井的注入压力和视吸水指数，确定是否注入增注剂，即达到提高采收率的目的。

上述的方法中，步骤S1中，通过注入所述降吸附剂，以降低后期注入的药剂在近井地带的吸附量，达到提升注剂的经济性和保障注入能力的目的；

所述降吸附剂为一类能够在储层矿物上与聚合物发生竞争吸附的药剂，通过屏蔽吸附介质上的有效吸附位点来降低聚合物的吸附、滞留量，从而降低聚合物注入压力，以提升注剂的经济性和保障注入能力；其注入量根据水平段长度和预处理半径计算确定。

所述降吸附剂的成本相对较低，具有强吸附和改变岩石表面润湿性的能力。注入所述降吸附剂后，该分子可以屏蔽吸附介质上的有效吸附点位，与后面注入的药剂发生竞争吸附，由此降低后续药剂在近井地带的吸附和滞留量，有效减少后续药剂的损失并降低注入压力。同时所述降吸附剂能够在岩石表面形成一层保护膜，使多孔介质由水相润湿变为油相润湿，后续注入的药剂不再与近井地带的多孔介质相互作用。

上述的方法中，步骤S2中，根据如下分析测试结果判断是否存在所述窜流通道：

井间连通性分析结果、示踪剂测试结果、压降测试结果、吸水剖面测试结果中至少一种。

上述的方法中，步骤S2中，所述剖面调整剂为凝胶型调整剂或分散型调整剂。

上述的方法中，所述凝胶型调整剂的剖面调整率大于85％，从宏观层面在近井地带对剖面进行调整，根据式(1)计算所述凝胶型调整剂的剖面调整率：

D

式中：D

所述分散型调整剂一般采用与地层孔喉尺寸匹配的预交联颗粒，可运移到地层深部，从微观层面实现对剖面的调整，一般要求剖面的调整率大于60％。所述分散型调整剂膨胀后直径与孔喉直径的匹配关系和剖面调整率密切相关，考虑到颗粒有弹性，在受压条件下的膨胀性能和粘弹性的损失，并结合颗粒自身稳定性，膨胀后直径与孔喉直径的最佳比率为1：1。残余阻力系数反映了颗粒在储层中的耐冲刷和耐剪切能力，以及向储层深部再运移和改变液流方向的能力，要求残余阻力系数大于3。分散体系的浓度不一样，残余阻力系数不一样，根据残余阻力系数来优化合理的注入浓度。

上述的方法中，步骤S3中，所述主驱替剂为提高驱替相粘度的药剂，通过提高驱替相粘度达到扩大波及体积的作用，一般采用聚丙烯酰胺类的聚合物；

基于目标油藏的数值模拟模型，设置一定的参数取值区间，以综合指标为评价标准，通过数值模拟计算的结果优化所述主驱替剂的段塞体积、注入浓度和/或注入速度；

综合指标＝提高采收率幅度×累增油量/主驱替剂干粉用量。

所述主驱替剂在化学驱整个实施过程中应用的段塞量最大，主要通过扩大波及体积的作用来提高采收率，一般采用聚合物体系。根据储层温度、渗透率和原油、地层水等物性参数，基于室内评价实验来确定聚合物的类型和吸附等性能参数。

上述的方法中，步骤S4中，相比水驱，化学驱阶段注入能力下降，且在施工过程有时也会出现由于近井污染、井壁结垢等原因导致注入压力异常上升、达不到配注量而影响化学驱效果的问题；

当所述注入压力上升大于3MPa、所述视吸水指数下降幅度大于20％或注入量达不到配注量时，则注入所述增注剂。

上述的方法中，步骤S4中，所述增注剂为聚合物溶液、配伍的注入水或酸性体系，通过注入小体积段塞的增注体系对井筒和近井地带进行有效处理，缓解注入能力下降的问题；

所述聚合物溶液的浓度通常小于所述主驱替剂溶液的浓度；

所述酸性体系可为盐酸溶液、氢氟酸溶液等。

上述的方法中，步骤S4中，所述化学驱的过程中，监测注采井间的动态表现特征，当出现下列现象时，需注入粘度更高的体系；

1)化学驱注入3个月后渗流阻力小于1.2；

2)压降测试计算的压力指数小于区块平均值，充满度小于65％；

3)单层相对吸水量大于60％；

4)生产井的产剂浓度突然升高，或产剂浓度达到注入浓度20％；

5)含水率月上升速度大于2％；

6)增油效果低于方案设计的85％。

步骤S4中，所述粘度更高的体系为高浓度的所述主驱替剂或弱凝胶体系。

本发明提高采收率方法可以在化学驱全过程对注入井的注入体系进行动态调整，调整的各项判断指标进行了量化表征，可以根据各项指标的变化做出及时调整，有较强的时效性，且能可以实现一井一策，达到精细化学驱的目的，保障化学驱全过程的长效和高效，并有效提高药剂的利用率和经济效益。

附图说明

图1为本发明方法的整体流程示意图。

图2为本发明具体实施方式中先导试验区的井位分布图。

图3为本发明具体实施方式中先导试验区化学驱前的井间连通性计算结果。

图4为本发明具体实施方式中多级组合联合增效方法在A3H井的注入动态变化图。

图5为本发明具体实施方式中多级组合联合增效方法实施的效果图。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

下述实施例中所用的降吸附剂JX-1为季铵盐类表活性剂CTAB，JX-2为硅烷偶联剂，为中国专利申请202011108146.X公开的化学增注体系，其中，有机硅牺牲剂为三乙氧基辛基硅烷，助剂为N-甲基二乙醇胺和石油磺酸盐的混合物，助剂中，N-甲基二乙醇胺的质量百分比浓度为90％，石油磺酸盐的质量百分比浓度为10％。将有机硅牺牲剂和助剂按照70：30的质量比复配，具体步骤是：首先配制助剂的水溶液，其中，N-甲基二乙醇胺的质量分数为9％，石油磺酸盐的质量分数为1％，然后将三乙氧基辛基硅烷加入至上述水溶液中，得到化学增注体系。

采用本发明方法对渤海B油田A砂体进行多级组合联合增效，流程示意图如图1所示。

A砂体的井位图如图2所示，区域内共7口井，其中3口注入井，4口采油井，2020年1月开始先导试验的实施。具体步骤如下：

1)降吸附剂的筛选和评价

基于室内静态吸附实验，测试对比JX-1和JX-2两种降吸附剂的降吸附效果。结果显示，加入降吸附剂后聚合物(聚丙烯酰胺)吸附量显著降低，其中JX-1能够使聚合物吸附量从580μg/g降低到161μg/g，降低72％，而JX-2效果更为显著，能够使聚合物吸附量降低到52μg/g，降低91％。

使用平板夹砂模型，进行聚合物在不处理的石英砂以及分别用JX-1和JX-2处理后的石英砂中的注入压力。

经JX-1预处理后，注入平衡压力下降11％；经JX-2处理后，注入平衡压力下降24％。因此选用JX-2降吸附剂，并进一步优化注入浓度。

配制不同浓度的JX-2溶液对石英砂进行预处理，测试吸附后石英砂表面的润湿性，测试结果见表1。从表1可以看出，随着JX-的2浓度增加，接触角增大，在浓度大于5％以上时基本稳定在120°，也就是说此时多孔介质呈现油湿状态。从为了保证JX-2在石英砂表面的吸附效果，推荐JX-2的浓度不低于5％。

表1不同浓度JX-2溶液对接触角的影响

2)化学驱前窜流通道判识

应用井间连通计算方法和压降测试法对注采井间的流动方向及剖面改善的必要性进行了判识。通过A3H和A9H两口井的压降测试和井间连通性分析的结果表明(图3和表2)，两口井都需要先期进行注入剖面调整剂。

表2压降测试计算结果

其中，凝胶体系的配方为：(2000～2500)mg/L聚合物+交联剂1800mg/L+1800mg/L助交联剂，成胶时间为6天，成胶粘度为4000～7000mPa·s，其中，聚合物为聚丙烯酰胺，交联剂为苯酚加间苯二酚，助交联剂为乌洛托品加醋酸。分散体系选用微米级的预交联颗粒(干燥好的固体聚合物凝胶物质，利用聚合物单体、交联剂、引发剂等复杂化学反应后经烘干、造粒、筛分等加工过程而形成的颗粒型凝胶，能够吸水膨胀，膨胀后的颗粒具有一定的弹性、强度和保水功能，通过在地层孔隙和喉道架桥后对地层内的流体起到改变流向的作用)，通过室内实验评价分散体系的各项指标参数：固形物含量为30％、初始粒径尺寸D50为7.5μm、膨胀倍数为3.5倍。

测试不同浓度下的残余阻力系数(表3)，从表中可以看出，残余阻力系数随浓度的增大而增大，当大于0.3％时趋于稳定，因此分散体系的注入浓度优化为0.3％。

表3不同浓度的分散体系对应的残余阻力系数

3)主驱替剂筛选和评价

依据A砂体的储层物性和流体物性，对所用主驱替剂进行筛选和评价。

在主段塞药剂筛选时，由于A砂体的原油品质较好且地层水矿化度不高，在综合经济性考虑的基础上推荐主驱替剂为线性聚合物。收集了10种该类型的聚合物样品，首先对理化性能、溶液性能进行测试和评价，再对溶液性能合格的药剂进行油藏适应性测试。

表4为10种样品的测试结果，从表中可以看出，PZ1的表观粘度不达标，PZ1、PZ9、PZ10静态吸附性能不合格，而PZ1、PZ4、PZ8、PZ9、PZ10热稳定90天后的粘度未满足评价指标(大于12mPa·s)。PZ2、PZ3、PZ5、PZ6、PZ7五种药剂的油藏适应性都满足要求。利用模糊数学方法对五种合格的药剂进行综合评分，评价结果为：PZ6>PZ3>PZ2>PZ5>PZ7。

本实施例中，PZ1-PZ10分别为从市场收集的10种部分水解聚丙烯酰胺样品。

表4 10种样品的性能参数评价结果

4)主驱替剂的注入参数优化

应用数值模拟软件，在对B油田A砂体水驱阶段的数值模拟模型进行历史拟合的基础上对非连续化学驱油藏方案进行优化设计。以综合指标为评价标准，基于数值模拟计算的结果，综合指标最大或综合指标在上升过程中出现拐点时对应的主驱替剂的段塞体积、注入浓度和/或注入速度为最优值。基于注入参数优化的计算结果，推荐注入速度为0.07PV/a，累计注入段塞量为0.49PV，注入浓度为1250mg/L。

5)注入能力评价和注入能改善

在实施过程中，对注入量、注入压力和视吸水指数进行计算分析，当注入压力上升大于3MPa、视吸水指数下降幅度大于20％或者注入量达不到配注量时，则根据堵塞原因注入相应的体系。A3H井在2021年11月左右，注入量降低，达不到配注量，因此转注成水段塞，对井筒进行冲刷，后续注入量恢复，注入动态如附图4所示(上面曲线表示井口压力，下面曲线表示注入量)。

6)化学驱阶段注采井间动态监测

在注入过程中，持续对注入井的注入动态情况进行监测，2021年4月在生产井A4H检测到产剂浓度出现上升趋势，因此及时将注入井A3H注入体系的粘度，选择弱凝胶体系，经室内实验评价，配方采用：(1500～1800)mg/L聚合物+交联剂1500mg/L+1500mg/L助交联剂。

利用本发明方法后，先导试验区取得了明显的降水增油效果，A砂体的生产动态曲线如图5所示，高峰日增油量为95m