本發(fā)明涉及一種提高多層非均質(zhì)油藏的原油采收率的模擬實(shí)驗(yàn)方法及裝置，屬于化學(xué)驅(qū)油
技術(shù)領(lǐng)域：
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背景技術(shù)：
：聚合物驅(qū)油技術(shù)在國(guó)內(nèi)油田已經(jīng)得到了廣泛應(yīng)用，為提高原油采收率做出了巨大貢獻(xiàn)。但對(duì)于多層非均質(zhì)油藏，當(dāng)聚合物驅(qū)進(jìn)入中后期時(shí)，隨著中低滲透層吸液量的不斷增多，吸液?jiǎn)?dòng)壓力快速增大，吸液壓差不斷減少，甚至小于注聚開(kāi)始時(shí)的壓差值，造成“吸液剖面返轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，這嚴(yán)重影響聚合物驅(qū)增油效果。在聚合物驅(qū)油過(guò)程中，剖面返轉(zhuǎn)現(xiàn)象對(duì)提高采收率是不利的，該現(xiàn)象的發(fā)生將進(jìn)一步加劇層間矛盾，使低滲透層吸液更加困難，不利于動(dòng)用低滲透層的儲(chǔ)量。聚合物驅(qū)過(guò)程中出現(xiàn)吸液剖面返轉(zhuǎn)，不僅會(huì)影響聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，而且給進(jìn)一步提高采收率技術(shù)措施的應(yīng)用帶來(lái)極大困難。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，影響聚合物驅(qū)油效果的不僅僅是注聚參數(shù)，還包括注入體系、注入方式。縱向非均質(zhì)性強(qiáng)將嚴(yán)重制約聚合物驅(qū)油效果的發(fā)揮，對(duì)于非均質(zhì)性較強(qiáng)的油層，單一段塞注入方式易發(fā)生剖面返轉(zhuǎn)，驅(qū)替液在高滲層突進(jìn)，低滲層仍有大量剩余油沒(méi)有動(dòng)用，高濃度聚合物驅(qū)會(huì)出現(xiàn)注入困難等問(wèn)題。因此，有必要開(kāi)展優(yōu)化聚合物驅(qū)注入體系與方式研究，以達(dá)到改善非均質(zhì)油藏驅(qū)油效果的目的。技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：本發(fā)明的目的是提供一種提高多層非均質(zhì)油藏的原油采收率的模擬實(shí)驗(yàn)方法及裝置，以改善非均質(zhì)油藏驅(qū)油效果的目的。本發(fā)明所提供的提高多層非均質(zhì)油藏的原油采收率的模擬實(shí)驗(yàn)方法，包括如下步驟：利用模擬地層水和原油依次飽和多層非均質(zhì)巖心；向所述多層非均質(zhì)巖心中注入所述模擬地層水進(jìn)行水驅(qū)，當(dāng)采出液中含水率大于90％時(shí)，依次采用凝膠和聚表二元體系進(jìn)行交替注入驅(qū)油和采用所述模擬地層水進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，即實(shí)現(xiàn)提高多層非均質(zhì)油藏的原油采收率的目的；所述聚表二元體系為聚合物和表面活性劑的水溶液。采用所述模擬地層水飽和所述多層非均質(zhì)巖心時(shí)，首先將所述多層非均質(zhì)巖心抽真空，然后以1.0mL/min的速率注入所述模擬地層水；采用所述原油飽和所述多層非均質(zhì)巖心時(shí)，可以依次為0.1mL/min、0.2mL/min、0.5mL/min和1mL/min的速率注入所述原油，依次的注入時(shí)間分別是14h、4h、4h和2h，此時(shí)所述多層非均質(zhì)巖心流出端不出水；然后對(duì)所述多層非均質(zhì)巖心進(jìn)行老化，如老化72h。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，所述交替注入驅(qū)油過(guò)程中，以1.0mL/min的速率注入所述凝膠和所述聚表二元體系。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，所述交替注入驅(qū)油過(guò)程中，所述凝膠與所述聚表二元體系的總注入量可為0.2PV～0.5PV。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，所述凝膠與所述聚表二元體系的注入量的比可為1～2：1～2。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，所述凝膠與所述聚表二元體系的注入量的比可為1：1、1：2或2：1；如：當(dāng)總注入量為0.3PV時(shí)，首先注入0.1PV的所述凝膠，再注入0.2PV的所述聚表二元體系；當(dāng)總注入量為0.3PV時(shí)，首先注入0.15PV的所述凝膠，再注入0.15PV的所述聚表二元體系；當(dāng)總注入量為0.3PV時(shí)，首先注入0.2PV的所述凝膠，再注入0.1PV的所述聚表二元體系；經(jīng)本發(fā)明實(shí)驗(yàn)比較發(fā)現(xiàn)(以模擬渤海S油田現(xiàn)場(chǎng)水作為模擬地層水)，以采用0.2PV的所述凝膠+0.1PV的所述聚表二元體系的交替注入方案時(shí)的采收率提高效果最佳。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，所述凝膠可為酚醛凝膠或鉻凝膠；所述酚醛凝膠可為中海油田服務(wù)股份有限公司提供的FH100和FH107，具體可采用0.2wt％FH100+0.2wt％FH107的凝膠體系。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，所述聚表二元體系中，所述聚合物為聚丙烯酰胺，具體可采用法國(guó)SNF圣泰公司的產(chǎn)品，如SNF3830，所述聚丙烯酰胺的質(zhì)量體積濃度可為1200～1750mg/L，如1500mg/L；所述聚表二元體系中，所述表面活性劑可為陰離子型表面活性劑、陽(yáng)離子型表面活性劑或非離子型表面活性劑，所述陰離子表面活性劑可為石油磺酸鹽；所述表面活性劑的質(zhì)量體積濃度可為1200～1750mg/，如1250mg/L。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，當(dāng)至少連續(xù)3個(gè)時(shí)間點(diǎn)收集的所述后續(xù)水驅(qū)的采出液中含水率為95％～98％時(shí)，停止所述后續(xù)水驅(qū)；收集采出液的時(shí)間間隔可為3～8min，如5min。上述的模擬實(shí)驗(yàn)方法中，所述多層非均質(zhì)巖心的滲透率可為500×10-3μm2～5000×10-3μm2，孔隙體積可為50cm3～200cm3。本發(fā)明還進(jìn)一步提供了一種多層非均質(zhì)油藏的凝膠/聚表二元體系交替注入實(shí)驗(yàn)裝置，它包括驅(qū)替泵、4個(gè)中間容器、巖心夾持器和收集容器；4個(gè)所述中間容器的入口端均分別與所述驅(qū)替泵相連通，出口端分別與所述巖心夾持器的入口端相連通；所述巖心夾持器的出口端與所述收集容器相連通；所述巖心夾持器的入口端的管路上連接壓力采集系統(tǒng)；所述巖心夾持器上還連接圍壓泵。所述的實(shí)驗(yàn)裝置中，所述壓力采集系統(tǒng)包括設(shè)于所述管路上的壓力傳感器和與所述壓力傳感器相連接的壓力采集器；所述圍壓泵為手搖泵，用于給巖心夾持器施加圍壓，模擬上覆巖層壓力，一般不超過(guò)3MPa。本發(fā)明提高多層非均質(zhì)油藏的原油采收率的模擬實(shí)驗(yàn)方法，通過(guò)注入的凝膠體系進(jìn)入高滲透層，并隨著注入時(shí)間的增長(zhǎng)，凝膠體系強(qiáng)度逐漸增大，可有效封堵高滲透層，降低高滲透層的滲透率，使油藏的非均質(zhì)性得到有效解決，由于高滲透孔道被凝膠封堵，注入的二元復(fù)合體系溶液改變液流方向，進(jìn)入之前未曾波及到的或者波及較少的中低滲透層，在二元復(fù)合體系溶液驅(qū)油機(jī)理作用下，進(jìn)一步提高微觀洗油效率。通過(guò)交替注入的驅(qū)替方式，能夠使更多的中低滲透層中的殘余油在凝膠和二元復(fù)合體系的交替調(diào)驅(qū)下，顯著改善吸液剖面，提高低滲層吸液量，使得更多不動(dòng)油變?yōu)榭蓜?dòng)油，最終實(shí)現(xiàn)提高原油采收率。本發(fā)明提供的提高多層非均質(zhì)油藏的原油采收率的模擬實(shí)驗(yàn)方法，為多層非均質(zhì)油藏聚合物驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)提供相關(guān)技術(shù)參數(shù)，為油田生產(chǎn)提供服務(wù)。附圖說(shuō)明圖1為本發(fā)明多層非均質(zhì)油藏的凝膠/聚表二元體系交替注入實(shí)驗(yàn)裝置的示意圖。圖2為本發(fā)明實(shí)施例1采用0.1PV凝膠+0.2PV聚表二元體系注入體積與采收率、含水率之間的變化曲線。圖3為本發(fā)明實(shí)施例1采0.1PV凝膠+0.2PV聚表二元體系注入體積與注入壓力變化曲線。圖4為本發(fā)明實(shí)施例2采0.15PV凝膠+0.15PV聚表二元體系注入體積與采收率、含水率之間的變化曲線.圖5為本發(fā)明實(shí)施例2采0.15PV凝膠+0.15PV聚表二元體系注入體積與注入壓力變化曲線。圖6為本發(fā)明實(shí)施例3采0.2PV凝膠+0.1PV聚表二元體系注入體積與采收率、含水率之間的變化曲線。圖7為本發(fā)明實(shí)施例3采0.2PV凝膠+0.1PV聚表二元體系注入體積與注入壓力變化曲線。具體實(shí)施方式下述實(shí)施例中所使用的實(shí)驗(yàn)方法如無(wú)特殊說(shuō)明，均為常規(guī)方法。下述實(shí)施例中所用的材料、試劑等，如無(wú)特殊說(shuō)明，均可從商業(yè)途徑得到。如圖1所示，為本發(fā)明多層非均質(zhì)油藏的凝膠/聚表二元體系交替注入實(shí)驗(yàn)裝置的示意圖，它包括驅(qū)替泵(恒速恒壓泵)、4個(gè)中間容器(分別用于盛放原油、模擬地層水、聚表二元體系和凝膠)、巖心夾持器(夾持多層非均質(zhì)巖心)和收集容器，4個(gè)中間容器和巖心夾持器放置于恒溫烘箱中，溫度范圍為25～150℃，精度±1℃。4個(gè)中間容器的入口端均分別與驅(qū)替泵相連通，出口端分別與巖心夾持器的入口端相連通；巖心夾持器的出口端與收集容器相連通；巖心夾持器的入口端的管路上連接壓力采集系統(tǒng)，該壓力采集系統(tǒng)包括設(shè)于管路上的壓力傳感器和與壓力傳感器相連接的壓力采集器，用于測(cè)量巖心夾持器入口端的壓力；巖心夾持器上還連接手搖泵，用于給巖心夾持器施加圍壓，模擬上覆巖層壓力，一般不超過(guò)3MPa。下述實(shí)施例采用的三層非均質(zhì)巖心(平均值)的參數(shù)如下表1所示。表1巖心物性參數(shù)表實(shí)施例1、利用圖1所示的實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行多層非均質(zhì)油藏聚表二元/凝膠體系交替注入實(shí)驗(yàn)。(1)將三層非均質(zhì)巖心抽真空后，飽和模擬地層水，注水速度1.0mL/min，至壓力穩(wěn)定，計(jì)算水相滲透率；所述模擬水為模擬渤海S油田現(xiàn)場(chǎng)水，其離子組成見(jiàn)表2。表2模擬地層水的離子組成離子組成K++Na+Mg2+Ca2+Cl-SO42-HCO3-CO32-TDS濃度(mg/L)489.9017.0272.40602.6519.18414.9463.001679.09配制混配水的化學(xué)藥品：NaCl(分析純)、KCl(分析純)、NaHCO3(分析純)、Na2SO4(分析純)、CaCl2(分析純)、MgCl2·6H2O(分析純)，均為成都市科龍化工試劑廠生產(chǎn)。(2)注入速度依次為0.1mL/min、0.2mL/min、0.5mL/min和1mL/min飽和油，飽和時(shí)間大約分別為14h、4h、4h和2h直到出口端不出水為止，停泵，收集尾端油水樣，飽和好以后老化72h(在溫度為57℃恒溫箱內(nèi))。(3)用模擬地層水進(jìn)行水驅(qū)，注入速度為1.0mL/min，在巖心夾持器出口端收集液體，并分別記錄產(chǎn)液量、出水量、出油量、壓力，計(jì)算含水率，直到含水率大于90％時(shí)，停止水驅(qū)，計(jì)算水驅(qū)采收率。(4)注入0.1PV凝膠體系段塞，注入速度為1.0mL/min，實(shí)驗(yàn)用凝膠體系為0.2wt％FH100+0.2wt％FH107(FH100和FH107均為購(gòu)自中海油田服務(wù)股份有限公司的酚醛凝膠)，濃度固定。(5)注入0.2PV聚表二元體系段塞，注入速度為1.0mL/min，聚表二元體系中表面活性劑為石油磺酸鹽SYH-1(大慶煉化公司)，濃度為1250mg/L，聚表二元體系中聚合物為聚丙烯酰胺SNF3830，濃度為1500mg/L，記錄產(chǎn)液量、出水量和出油量、壓力，并計(jì)算聚合物驅(qū)出原油總量，計(jì)算采收率；(6)以1.0ml/min的流速注入水進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，每5min換一次集液試管，并分別記錄產(chǎn)液量、出水量、出油量、壓力，計(jì)算含水率，直到連續(xù)3個(gè)點(diǎn)時(shí)的含水率為95％左右時(shí)停止注水，計(jì)算后續(xù)水驅(qū)的采收率。圖2為該實(shí)驗(yàn)條件下注入體積與采收率、含水率之間的變化曲線，圖3為該實(shí)驗(yàn)條件下注入體積與注入壓力變化曲線。實(shí)施例2、利用圖1所示的實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行多層非均質(zhì)油藏聚表二元/凝膠體系交替注入實(shí)驗(yàn)。(1)-(3)的具體步驟和條件與實(shí)施例1中相同。(4)注入0.15PV凝膠體系段塞，注入速度為1.0mL/min，所述實(shí)驗(yàn)用凝膠體系為0.2％FH100+0.2％FH107，濃度固定。(5)注入0.15PV聚表二元體系段塞，注入速度為1.0mL/min，聚表二元體系中表面活性劑為石油磺酸鹽SYH-1，濃度為1250mg/L，聚表二元體系中聚合物為聚丙烯酰胺SNF3830，濃度為1500mg/L，記錄產(chǎn)液量、出水量和出油量、壓力，并計(jì)算聚合物驅(qū)出原油總量，計(jì)算采收率。(6)以1.0ml/min的流速注入水進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，每5min換一次集液試管，并分別記錄產(chǎn)液量、出水量、出油量、壓力，計(jì)算含水率，直到連續(xù)3個(gè)點(diǎn)瞬時(shí)含水率為95％左右時(shí)停止注水，計(jì)算后續(xù)水驅(qū)的采收率。圖4為該實(shí)驗(yàn)條件下注入體積與采收率、含水率之間的變化曲線，圖5為該實(shí)驗(yàn)條件下注入體積與注入壓力變化曲線。實(shí)施例3、利用圖1所示的實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行多層非均質(zhì)油藏聚表二元/凝膠體系交替注入實(shí)驗(yàn)。(1)-(3)的具體步驟和條件與實(shí)施例1中相同。(4)注入0.2PV凝膠體系段塞，注入速度為1.0mL/min，所述實(shí)驗(yàn)用凝膠體系為0.2％FH100+0.2％FH107，濃度固定。(5)注入0.1PV聚表二元體系段塞，注入速度為1.0mL/min，聚表二元體系中表面活性劑為石油磺酸鹽SYH-1，濃度為1250mg/L，聚表二元體系中聚合物為聚丙烯酰胺SNF3830，濃度為1500mg/L，記錄產(chǎn)液量、出水量和出油量、壓力，并計(jì)算聚合物驅(qū)出原油總量，計(jì)算采收率。(6)以1.0ml/min的流速注入水進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，每5min換一次集液試管，并分別記錄產(chǎn)液量、出水量、出油量、壓力，計(jì)算含水率，直到連續(xù)3個(gè)點(diǎn)時(shí)的含水率為95％左右時(shí)停止注水，計(jì)算后續(xù)水驅(qū)的采收率。圖6為該實(shí)驗(yàn)條件下注入體積與采收率、含水率之間的變化曲線，圖7為該實(shí)驗(yàn)條件下注入體積與注入壓力變化曲線。對(duì)比例1、按照實(shí)施例1～3的實(shí)驗(yàn)方法，在注入體系PV數(shù)相同的條件下，不采用凝膠體系+聚表二元體系交替注入的方式，分別只注入聚表二元體系或凝膠體系，分析其提高采收率效果，結(jié)果如表3所示。表3聚表二元/凝膠體系的驅(qū)油效果比較從聚表二元/凝膠體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)來(lái)看(圖2、圖4和圖6)，聚表二元/凝膠體系能夠顯著的提高石油采收率。在注入聚合物/表面活性劑二元驅(qū)油體系和凝膠體系的過(guò)程中，含水率均出現(xiàn)了顯著的下降。表明凝膠體系對(duì)于非均質(zhì)巖心吸水剖面的調(diào)整至關(guān)重要，在此基礎(chǔ)上，聚合物/表面活性劑二元體系充分發(fā)揮調(diào)節(jié)流度比、提高微觀驅(qū)油效率的作用，多種作用的協(xié)同作用，使得聚表二元/凝膠體系的驅(qū)油效果出現(xiàn)了明顯的增加。對(duì)比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)(表3)可以發(fā)現(xiàn)，使用凝膠0.2PV+聚表0.1PV體系段塞驅(qū)替，提高采收率效果最好，其次是單獨(dú)使用0.3PV的凝膠體系驅(qū)替。相對(duì)而言，單獨(dú)使用聚表二元體系驅(qū)替，其采收率差于其它的聚表二元/凝膠體系。因此，對(duì)于非均質(zhì)油層，調(diào)整吸水剖面，改善層間的非均質(zhì)性顯得更加重要。當(dāng)前第1頁(yè)1 2 3