[发明专利]一种低渗透油藏逐级调驱工艺

说明书

本发明提供了一种低渗透油藏逐级调驱工艺，分五个段塞依次注入不同强度的调驱剂，其中，第一段塞为前置段塞，注入占总注入量体积百分比4％～6％的聚合物溶液；第二段塞为过渡地带中、高渗层带封堵段塞，注入占总注入量体积百分比25％～30％的有机弱凝胶溶液；第三段塞为近井地带高渗渗流通道封堵段塞，注入占总注入量体积百分比20％～25％的体膨颗粒悬浮液，注入量占注入量；第四段塞为油藏深部封堵和调驱段塞，注入占总注入量体积百分比30％～35％的纳米聚合物微球溶液；第五段塞为洗油段塞，注入占总注入量体积百分比10％～15％的活性水溶液。该调驱工艺，满足了低渗油藏调驱“注得进、堵得住、驱得动”的工艺要求，实现了逐级深部封堵和调驱，提高了水驱洗油效率及油藏采收率。

技术领域

本发明属于油田注水井调剖技术领域，具体涉及一种低渗透油藏逐级调驱工艺。

背景技术

低渗油田具有“低渗、低压、低丰度”的特点，难以建立有效驱替系统，普遍采用“压裂投产+注水开发”的方式进行开采，油藏天然微裂缝、人工压裂裂缝和长期水驱冲刷形成的高渗通道，以及注水井剖面吸水不均，导致主向油井注水见效过快，过早水淹，侧向油井注水难以见效，油藏注水开发效果不理想，侧向剩余油富集，实践证明，注水井调驱是改善水驱开发效果、实现老油田控水稳油的主要技术措施。

但随着开发时间延长，调剖轮次增多，增油降水效果逐次变差；同时，常规调驱用弱凝胶初始粘度大，体膨颗粒粒径大，难以运移至油藏深部，只能封堵近井地带实现液流转向，油藏深部注入水继续沿原水驱优势通道运移，导致调驱有效期短、控水增油效果不佳，如何扩大调驱剂波及体积、实现深部调驱是改善调驱效果的关键。

发明内容：

为了解决低渗油藏常规调剖调驱作用半径小、有效期短、控水增油效果不理想的问题，本发明提供了一种低渗透油藏逐级调驱工艺。

本发明所采用的技术方案如下：

一种低渗透油藏逐级调驱工艺，包括以下五个段塞阶段，其中：

第一段塞为前置段塞，注入聚合物溶液，注入量占总注入量的体积百分比为4％～6％；

第二段塞为过渡地带中、高渗层带封堵段塞，注入有机弱凝胶溶液，注入量占总注入量的体积百分比为25％～30％；

第三段塞为近井地带高渗渗流通道封堵段塞，注入体膨颗粒悬浮液，注入量占注入量的体积百分比为20％～25％；

第四段塞为油藏深部封堵和调驱段塞，注入纳米聚合物微球溶液注入量占总注入量的体积百分比为30％～35％；

第五段塞为洗油段塞，注入活性水溶液，注入量占总注入量的体积百分比为10％～15％。

所述聚合物溶液包含质量百分含为0.2％的聚丙烯酰胺和99.8％的水。

所述有机弱凝胶溶液，按质量百分数计，包含0.2％～0.3％的聚丙烯酰胺，0.2％～0.3％的甲醛溶液，0.025％～0.03％的间苯二酚，0.03％～0.05％的氯化铵，其余为水。

所述体膨颗粒悬浮液，按质量百分数计，包含0.1％的聚丙烯酰胺、0.5％～1.0％的体膨颗粒，其余为水。

所述体膨颗粒，按质量百分数计，是以22.3％丙烯酸、67.1％丙烯酰胺单体、10％钠土为主料，0.1％N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，0.5％过硫酸钠为引发剂共聚合成的胶状体，再经机械切割造粒后得到粒径为3mm～8mm的颗粒。

所述聚丙烯酰胺为阴离子型部分水解聚丙烯酰胺，数均分子量1700万～2100万，水解度20％～25％，固含量≥89％。

所述纳米聚合物微球溶液，按质量百分数计，包含0.2％～0.5％的聚合物微球，余量为水。