本发明属于油田开发
技术领域：
，特别是涉及一种利用碱性电解水驱油的采油方法。
背景技术：
：石油开采经过一次采油和二次采油后，还有约三分之二的原油滞留在油层中，由于毛细管力的作用，这部分油陷留在较细的毛管孔道中，要把这部分油驱替出来，单靠增加压差是很难办到的。三次采油技术中化学驱是重要的采油技术之一，包括聚合物驱，表面活性剂驱，碱水驱以及三种配套使用的三元复合驱。然而，各类化学驱均存在一定的技术局限性。表面活性剂驱油存在着活性剂波及系数低、驱油效率差、吸附损失较为严重、活性剂用量大、成本高、污染环境等缺点。在碱驱发展过程中出现碱驱破坏地下岩石成分，易形成事故和遇见弱酸性原油时碱性残留过多破坏设备等因素，很快碱水驱就被淘汰了。聚合物驱也存在这后续产出液难处理、污染等问题。三元复合驱进入结垢高峰期后，机采井由于结垢，导致频繁卡泵，作业成本增加；注入液中的碱与地层中的矿石及地层中的流体发生反应，产生大量的无机垢，在地层累积，在中和反应过程中产生的酸性气体会腐蚀管道材料；添加表面活性剂时不考虑酸碱生成的表面活性剂，就会造成工艺程序重复，而增加了成本；这些都严重影响三元复合驱开采效益。然而在三次采油方法中化学复合驱无论是提高采油率幅度，还是降低成本都有很大的发展潜力，因此，研制出高效、廉价、无环境污染的表面活性剂和驱油体系迫在眉睫，以适应注水后期老油田进一步提高采收率的形势。技术实现要素：本发明的目的是提供一种绿色环保、高效、低廉的利用碱性电解水驱油的采油工艺方法，该方法具有活性强，洗油效率高；绿色环保，无二次污染；原材料易得，成本低廉；工艺简单，易于施工等优点。本发明通过如下技术方案实现：一种利用碱性电解水驱油的方法，采用碱性电解水驱：将碱性电解水与注水混合得到驱油液直接注入注水井进行水驱。一种利用碱性电解水驱油的方法，采用碱性电解水单井吞吐：将碱性电解水与注水混合得到吞吐液注入生产井，注入后关井闷井，然后再开井生产，闷井时间因原油的粘度不同而不同，需要参考岩心物理模拟驱油实验确定吞吐时间，一般关井闷井时间为1h-6d。以上两种驱油的方法中，所述驱油液或吞吐液中碱性电解水的添加浓度需要根据驱油液与地层水矿化度配伍实验确定，以不产生碱性沉淀为基准，以岩心物理模拟驱油实验为参考依据，选择最适浓度，一般驱油液或吞吐液的pH大于等于8。所述闷井时间根据岩心物理模拟驱油实验结果确定，所述闷井时间为一般1h-6d。所述的注入量以剩余油分布半径作为参考。所述碱性电解水的制备方法，包括如下步骤：水经过电解设备进行电解后，透过渗透膜分离得到强碱性电解水溶液，碱性电解水pH值在10-14。电解水活性较强，运输时需要密封或密闭保存，功效基本不会受到影响的。或者在施工现场进行制备，以保证其活性功效。电解水是将水在电解作用下，用隔膜分离而生成的酸性电解水和碱性电解水的总称。碱性电解水是水经电解而生成的电解水，由5-6个分子团组成，而正常水由13个分子团组成，这种水活性大、表面张力很小，渗透力强、溶解度高，具较高负的氧化还原电位，既是一种绿色的酸碱溶剂，又是一种反应助溶剂。因此，碱性电解水可以增大其在地层的渗透扩散速率，降低界面张力乳化原油，增强原油流动性，提高洗油效果，与传统表面活性剂驱和三元复合驱相比，驱油效率更高；虽然碱性电解水呈碱性，但并没有像火碱存在反离子，具有较强的腐蚀和结垢隐患，反而具有较强的防锈作用，保护设备和管道，耐碱性沉淀能力强；另外，该水对油藏和环境没有污染，最终会恢复成常规水，没有化学污染和后续二次处理成本。本发明具有的优点和积极效果是：(1)碱性电解水活性高，渗透性强，在油藏扩散速率大，洗油驱油程度高。(2)碱性电解水能有效降低原油表面张力低，乳化效果好。(3)碱性电解水呈强碱性，但不同于常规碱性溶液，没有安全和腐蚀隐患，作用后恢复成常规水，没有化学污染，绿色环保。(4)电解水来源普遍，成本低廉。(5)工艺简单，易于施工。具体实施方式下面将详细描述本发明的具体实施方式，这仅用于解释本发明，而不能解释为对本发明的限制。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，均可从普通商业途径得到。实施例1：A油田采用注水开发，因长年水驱生产井产液含水率为99％，地层水矿化度为5160mg/L，原油粘度为110mPa.s。1)配伍实验：碱性电解水pH为13.3，将碱性电解水与注水混合得到驱油液，对比相同pH值的NaOH溶液，与地层水配伍性实验如下：表1不同浓度驱油液与地层水的配伍现象序号碱性电解水浓度pH值配伍现象NaOH溶液配伍现象120％10无沉淀产生20％有沉淀产生240％12.5无沉淀产生40％有沉淀产生360％12.8无沉淀产生60％有沉淀产生480％13无沉淀产生80％有沉淀产生可见，碱性电解水的抗沉淀性能比较强，与强碱不同。pH值范围均≥8满足水驱条件，具体浓度由岩心物理模拟驱油实验效果考察筛选。2)岩心物理模拟驱油实验：采用碱性电解水进行水驱，将平行岩心进行水驱，驱替至含水达99％，再进行下述驱油液的驱替实验，实验结果如下：表2不同驱油液的驱油效果序号驱油液提高采收率1地层水02表面活性剂2％320％碱性电解水4％440％碱性电解水10％560％碱性电解水15％680％碱性电解水26％从上述实验结果可见，相对表面活性剂驱，采用碱性电解水的驱油液洗油效率更高。综合考虑驱油效率，采用80％的碱性电解水进行水驱，效果更好。施工1个月，现场试验效果非常明显，生产井含水平均降低8％，累计增油1.4万m3。实施例2：B油田采用注水开发，生产井产液含水率为65％，地层水矿化度为10160mg/L，原油粘度为20mPa.s。1)配伍实验：碱性电解水pH为13.9，将碱性电解水与注水混合得到驱油液，与地层水配伍性实验如下：表3不同浓度碱性电解水与地层水的配伍现象序号碱性电解水浓度pH值配伍现象120％12.8无沉淀产生240％13无沉淀产生360％13.2无沉淀产生480％13.6无沉淀产生可见，碱性电解水添加浓度范围均满足无沉淀和pH≥8的水驱条件，具体浓度由岩心物理模拟驱油实验效果考察筛选。2)岩心物理模拟驱油实验：采用碱性电解水进行水驱，将平行岩心进行水驱，驱替至含水达65％，再进行下述驱油液的驱替实验，实验结果如下：表4不同驱油液的驱油效果序号驱油液提高采收率1地层水1.8％220％碱性电解水18％340％碱性电解水20％460％碱性电解水28％580％碱性电解水30％从上述实验结果可见，综合考虑成本和驱油效率，采用20％的碱性电解水进行水驱，效果更好。施工1个月，现场试验效果非常明显，生产井含水平均降低6％，累计增油2.8万m3。实施例3：C油田，无注水，生产井产液含水率为98％，地层水矿化度为10000mg/L，原油粘度为40mPa.s。1)配伍实验：碱性电解水pH为11.8，将碱性电解水与注水混合得到吞吐液，与地层水配伍性实验如下：表5不同浓度碱性电解水与地层水的配伍实验可见，碱性电解水添加浓度范围均满足无沉淀和pH≥8的水驱条件，具体浓度由岩心物理模拟驱油实验效果考察筛选。2)吞吐液浓度实验：采用碱性电解水进行单井吞吐物模实验，现将不同浓度吞吐液注入含水达98％的平行岩心中，暂定模拟关井闷井8h，再进行反向驱替，考察吞吐的洗油效果，碱性电解水浓度选取20％，详细实验结果如下：表6不同浓度吞吐液的提高采收率效果序号注入半径吞吐液浓度提高采收率11/2岩心20％3.6％21/2岩心40％4％31/2岩心60％5.2％41/2岩心80％5.5％3)关井闷井时间实验：选用20％的吞吐液进行岩心实验，不同闷井时间实验结果如下，通过效果比较，确定12h为最佳闷井时间。表7不同闷井时间的提高采收率效果序号闷井时间提高采收率14h2.3％28h3.6％312h4.6％416h3.4％综上实验结果，选择20％的碱性电解水吞吐液注入生产井，注入量为5000m3，关井闷井12h(0.5d)，开井后，含水为80％，累计增油4890m3。实施例4：D油田，生产井产液含水率为99％，地层水矿化度为3200mg/L，原油粘度为113mPa.s。1)配伍实验：碱性电解水pH为13.9，与地层水配伍性实验如下：表8不同浓度碱性电解水与地层水的配伍实验序号碱性电解水浓度pH值配伍现象120％12.5无沉淀产生240％12.9无沉淀产生360％13.4无沉淀产生480％13.8无沉淀产生5100％13.9无沉淀产生可见，碱性电解水添加浓度范围均满足无沉淀和pH≥8的水驱条件，具体浓度由岩心物理模拟驱油实验效果考察筛选。2)吞吐液浓度实验：采用电解水进行单井吞吐物模实验，现将不同浓度吞吐液注入含水达99％的平行岩心中，暂定模拟关井闷井2d，再进行反向驱替，考察吞吐的洗油效果，详细实验结果如下：表9不同浓度吞吐液的提高采收率效果序号注入半径吞吐液浓度提高采收率11/2岩心20％1.1％21/2岩心40％1.3％31/2岩心60％1.8％41/2岩心80％3.6％51/2岩心100％7.2％3)关井闷井时间实验：选用100％的吞吐液进行岩心实验，不同闷井时间实验结果如下，通过效果比较，确定4d为最佳关键时间。表10不同闷井时间的提高采收率效果序号闷井时间提高采收率11d2.6％22d7.2％34d8.9％46d7.8％综上实验结果，选择100％的碱性电解水的吞吐液注入生产井，注入量为3340m3，关井闷井4d，开井后，含水为84％，累计增油6260m3。当前第1页1 2 3