CN110905460A - 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到稠油油藏开发过程中一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法。所述方法包括以下步骤：步骤1.化学剂与油藏适配性评价与筛选；步骤2.注入井脉冲注入化学剂溶液；步骤3.油井均衡配液生产采油；步骤4.记录井组累计采液量，注入井开始下一脉冲注入；步骤5.注入井连续注入化学剂溶液，同时注氮气在地层起泡，封堵窜流通道。该方法在不增加水相粘度的条件下降低原油粘度，解决了中低渗稠油油藏注聚合物困难的问题；同时通过在后期注氮气起泡，解决了化学剂随水窜通道流失的，造成波及系数小的问题。

Description

一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到稠油油藏开发过程中一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法。

背景技术

化学驱是向油藏中注入化学剂改油藏中岩石和流体性质的一种开采方法。目前对于稠油油藏主要以注聚合物和降粘剂为主，但目前这两种方法存在一定缺点：聚合物会增加水的粘度，造成注入能力下降，聚合物驱主要适应于高孔高渗储层，当储层渗透率低时，无法建立有效的注采压差，不能形成驱替；而一般降粘剂驱在驱替后期，降粘剂易随水窜通道流失，造成波及体积小，最终采收率低。

中国专利(CN105505364B)公开了一种高温高盐中低渗油藏提高采收率的驱油组合物，以重量份数计，包含以下组分：a)0.01～1份抗吸附剂；b)0.05～3份疏水缔合聚合物；c)0.2～5份驱油用表面活性剂；d)91～99.8份的水。其中，所述的抗吸附剂选自非离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂中的一种或两种以上；所述驱油用表面活性剂为烷醇酰胺型非离子表面活性剂、脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐阴离子型表面活性剂、甜菜碱型两性离子表面活性剂中的至少一种；所述疏水缔合聚合物的分子量在200-2000万之间，由包括的以下组分在复合引发剂的存在下反应制得，以重量份数计：a)5～99.9份的非离子水溶性单体；b)0～50份阴离子单体或/和阳离子单体；c)0.1～10份的具有表面活性的疏水单体；d)200～2000份的合成用水；其中，所述复合引发剂，以上述全部单体重量百分比计，包含以下组分：(a)0.003～0.5％的水溶性氧化剂；(b)0.003～0.5％的水溶性还原剂；(c)0.003～1％的含氨基的脂肪族化合物，所述氨基为伯胺基、仲胺基、叔胺基、季铵基中的至少一种；(d)0.005～1％的水溶性偶氮类化合物；(e)0.01～10％的尿素、硫脲；(f)0.03～0.5％的氨羧络合剂；(g)0.03～0.5％的分子量调节剂。上述技术方案中，所述非离子型表面活性剂优选自烷基酚与环氧乙烷加成物、脂肪醇与环氧乙烷加成物、聚乙二醇中的至少一种或两种以上的混合物，其中，所述烷基酚与环氧乙烷加成物、脂肪醇与环氧乙烷加成物中环氧乙烷加成数优选为4～30；所述阴离子型表面活性剂优选自C8-C16烷基硫酸钠、C8-C16烷基苯磺酸钠中的至少一种或两种以上的混合物；聚乙二醇优选自分子量4000～20000。

虽然该组合物解决了由于疏水缔合聚合物在砂岩地层孔吼处较易造成堵塞、近井地带注入性差、只能用于中高渗油藏，以及疏水缔合聚合物容易与驱油用表面活性剂产生色谱分离的问题，可用于高温高盐中低渗油藏提高采收率现场注入驱油应用。但是该组合物成分复杂，且在油田采油生产中大规模应用，会大大提高采油成本，影响油田经济效益。

泡沫驱目前已在不同类型油藏开展了应用，并且取得了一定的开发效果，但是目前泡沫驱存在泡沫稳定性差的问题，特别是在油藏条件下，泡沫遇到原油后不稳定，无法形成稳定的泡沫驱，而是产生明显的气体窜流，从而影响了泡沫驱的开发。

中国专利(CN108678715B)公开了一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法，所述方法包括以下步骤：(1)深层稠油油藏进行水驱开发；(2)注高浓度牺牲剂段塞；(3)氮气与起泡剂溶液段塞交替注入阶段；(4)氮气与起泡剂溶液段塞同时注入阶段；(5)固相颗粒强化氮气泡沫驱替阶段；(6)氮气与生产交替进行阶段；所述深层稠油油藏为油层埋深大于1500m；50℃地面原油粘度大于100mPa.s，小于20000mPa.s；原油中胶质、沥青质含量大于5％；含油饱和度>0.50，油层厚度>15.0m，水平渗透率>1000md，垂直与水平渗透率比值>0.1，油层孔隙度>0.25。该粘弹性泡沫驱可以有效改善深层稠油油藏水驱后开发效果，提高波及系数和洗油效率，提高采收率8.0％-15.0％。该方法仅是针对深层稠油油藏。

因此，针对中低渗普通稠油油藏，提供一种有效降粘开采的方法，是行业迫切需要的。

发明内容

本发明主要目的是提供一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法。该方法在不增加水相粘度的条件下降低原油粘度，解决了中低渗稠油油藏注聚合物困难的问题；同时通过在后期注氮气起泡，解决了化学剂随水窜通道流失的，造成波及系数小的问题。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法，所述方法包括以下步骤：

步骤1.化学剂与油藏适配性评价与筛选；

步骤2.注入井脉冲注入化学剂溶液；

步骤3.油井均衡配液生产采油；

步骤4.记录井组累计采液量，注入井开始下一脉冲注入；

步骤5.注入井连续注入化学剂溶液，同时注氮气在地层起泡，封堵窜流通道。

优选地，所用化学剂溶液满足以下参数要求：降粘率>80％，洗油效率≥20％，注氮气后起泡体积≥100，阻力因子≥400。

优选地，步骤2中，一个脉冲注入量为0.02PV，注入浓度为0.8％。在该条件下，向普通稠油油藏中注入此剂，可更好地利用其降粘功能，降低油水粘度比，更进一步地提高开发效果。

优选地，注采厚度对应率≥80％。在该参数范围内，可提高化学剂纵向上波及系数。

优选地，注入速度根据其吸水能力和地层破裂压力确定的最大注入速度进行，目的是在不伤害油藏的条件下，提高注入速度，提高其降粘率。

优选地，步骤3中，按计算所得单井日产液量进行采油，目的确保化学剂平面驱替均匀，注入期间采注比为0.7，快注慢采，预防化学剂过早窜流。

优选地，单井日产液量计算公式如下：

Q＝υ×0.7×(V1÷V2)

式中，υ—最大注入速度，V1—单井驱替孔隙体积，V2—井组孔隙体积。

优选地，在步骤4中，井组累计采液量达到0.02PV时，注入井开始下一脉冲注入，该步骤可保证整体注采平衡。

优选地，在步骤5中，当井组含水量大于80％时，注入井连续注入化学剂溶液，同时注入氮气，封堵窜流通道，目的为在化学剂驱开发后期，注入氮气，利用化学剂起泡功能，对窜流通道进行封堵、扩大波及系数。

进一步优选地，氮气注入量与地下气液比为1.0-1.5:1。

优选地，所述方法还包括以下步骤：

步骤6.封堵后停注氮气，目的为封堵窜流通道后，驱替液进入非窜流通道，重新利用其降粘功能，提高原油流动性。

步骤7.循环步骤5和步骤6直至开发结束，目的为循环利用其降粘功能和起泡功能。

优选地，在步骤6中，当注入压力比注入氮气前升高3.0-3.5MPa时，停止注氮气。

优选地，在步骤7中，当注入井压力下降且达到稳定时，再次注入氮气，循环步骤5和步骤6。

本发明原油开采方法，首先提供一种与油藏适配化学剂的筛选标准，通过筛选符合该标准的化学剂，利用其降粘性增强原油流动性，利用其起泡性扩大波及系数，从而提高原油采收率。

为确保化学剂在开采中充分发挥降粘和起泡的功能，本发明优化了原油开采过程中各项工艺参数。本发明方法各步骤相互协同，使原油采收率可提高13.5％以上，采油产量增加1.57倍。

附图说明

图1为本发明的普通稠油油藏降粘起泡开采方法一具体实施例的流程图。

具体实施方式

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。

为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。

如图1所示，图1为本发明的普通稠油油藏降粘起泡开采方法一具体实施例的流程图。

在步骤101中，化学剂为阴离子及非离子复合型表面活性剂，其具有降粘原油粘度和界面张力的性能，针对不同的原油要筛选不同的型号的化学剂，本方法对化学剂的具体要求如下：降粘率大于80％，洗油效率≥20％，注氮气后起泡体积≥100，阻力因子≥400。

在步骤102中，建立完善注采井网，注采厚度对应率超80％，注入井先脉冲注入化学剂，注入速度根据其吸水能力和地层破裂压力确定的最大注入速度进行，一个脉冲注入量为0.02PV，注入浓度为0.8％。

在步骤103中，计算生产井对应的驱替孔隙体积和整个井组孔隙体积，单井日产液量＝最大注入速度×0.7×(单井驱替孔隙体积/井组孔隙体积)，油井按上述公式计算的日产液量进行生产。

在步骤104中，当井组产液量达到0.02PV时，注入井开始下一个脉冲注水，按步骤102要求进行注入。

在步骤105中，井组含水80％以后，在注入井连续注入化学剂的同时注入氮气，封堵窜流通道，氮气注入量为地下气液比为1.2。

在步骤106中，在步骤105中当注入压力比注氮气前升高3MPa时，停止注氮气。

在步骤107中，停注氮气后，当注入井注入压力下降且达到稳定时，再次注入氮气，循环步骤105和106直至油藏开发结束。

依据以上标准，普通稠油油藏降粘起泡开采方法流程结束。

在应用本发明的一具体实施例中，胜利油田C4块沙河阶组为普通稠油油藏，油藏埋深1100m，原油粘度(50℃)1036mPa.s,渗透率为248mD。该油藏目前采用水驱开发，开发效果较差，主要表现为含水上升快，且增油量低。针对以上情况，选取两试验井组，进行降粘起泡驱开发，包括以下步骤：

在步骤1中，在试验井组上选取C6-X325井，从该井提取原油和地层水样品，在地层水中加入筛选标准的降粘起泡剂，浓度为0.8％，按化学剂溶液与原油体积比7：3配制，并测试降粘率、洗油效率、泡沫体积和阻力因子等参数。第一次测试降粘率小于70％，后调整化学剂官能团，重新合成新的化学剂；第二次测试阻力因子小于100，重新调整合成新的化学剂；经过8次测试评价后，产品满足筛选标准。

在步骤2中，在试验井组C6-X324和C7-X325注入化学剂溶液，油藏埋深1100m，根据B.B威廉斯算法，地层破裂压力17MPa，注水井极限井度流压13.6MPa，目前地层压力5.1MPa，吸水强度1.45m³/(d.MPa.m),两井组平均有效厚度7m，单井最大注入速度86m³/d，注入浓度为0.8％，两试验井组井注采井距200m，孔隙度0.3，一个井组控制孔隙体积16.5×104m³，连续注0.02PV，需注入体积3293m³，则一个脉冲要连续注入38天，之后停注。

在步骤3中，计算各生产井在井组中对应的驱替体积，确定各生产井产液量。在本实例中，C6-X324井组对应4口注入井，计算整个井组孔隙体积和各对应油井的驱替体积，然后计算各油井驱替体积占其所在井组的体积比，单井日产液量＝最大注入速度×0.7×(单井驱替孔隙体积/井组孔隙体积)，C7-X324和C6-X325同时位于两个注采井组上，其实际采液量应为两注采井组所对应的采液量之和，分别为，28.2t/d和32.4t/d，具体计算结果如下表1。采液量为0.02PV时，需生产55天。

在步骤4中，两井组在采液量达到0.02PV，即生产55天后再次打开注入井，并重复步骤2和步骤3两过程，进行下一个脉冲。

表1降粘起泡开采试验井组单井配液量

在步骤5中，当上述脉冲注入5次后，C6-X324井组含水达到84.3％，C6-X325达到83.7％。两试验井组开始连续注入化学剂，注入浓度保持不变，注入速度为最大注入速度的0.7倍，即60m³/d维持不变，同时加注氮气，根据气体状态方程，要达到地下气液比1.2，那么平均单井地面氮气注入速度5400标方/天，注水井C6-X324和C7-X325初始油压分别为4.3MPa和3.7MPa，生产井按步骤3设计液量一直保持生产。

在步骤6中，当连续注氮气后，氮气和化学剂在油藏中生成气泡，并对高渗条带进行封堵，水流转向到非主流通道，波及体积变大，同时油藏流动能力变差，注水井注入压力升高。当连续注氮气27天后，注水井C6-X324油压由4.3MPa上升到7.5MPa，C7-X325井油压由3.7MPa上升到6.9MPa，井组停止注入氮气，只注化学剂。

在步骤7中，停注氮气后，注入井压力开始回落，62天后C6-X324和C7-X325注入压力维持在4.6MPa和3.7M不再变化，开始重复进行上述步骤5和步骤6，截止目前两试验井组共进行了4次注氮气，由于注氮气后形成的封堵作用，试验井区含水上升缓慢。根据试验井组管理方财务部门计算，试验井组经济极限含水为95％，目前含水85.1％，降粘起泡开采方式目前仍旧处理经济有效期内，维持该方法一直生产至经济极限含水。

表2试验井组采用降粘起泡开采方法前后生产效果对表统计表

由上表2可知，将两试验井组前后生产效果进行对比，采用本方法后，采收率提高13.5％，井组日产油峰值提高32.0t/d，产量增加1.57倍。本方法实际生产效果与提出的目标一致，对普通稠油油藏采收率有较大的提升作用。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1.化学剂与油藏适配性评价与筛选；

步骤2.注入井脉冲注入化学剂溶液；

步骤3.油井均衡配液生产采油；

步骤4.记录井组累计采液量，注入井开始下一脉冲注入；

步骤5.注入井连续注入化学剂溶液，同时注氮气在地层起泡，封堵窜流通道。

2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所用化学剂溶液满足以下参数要求：降粘剂率>80％，洗油效率≥20％，注氮气后起泡体积≥100，阻力因子≥400。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤2中，一个脉冲注入量为0.02PV，注入浓度为0.8％。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，注采厚度对应率≥80％；

优选地，注入速度根据其吸水能力和地层破裂压力确定的最大注入速度进行。

5.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤3中，按计算所得单井日产液量进行采油；

优选地，单井日产液量计算公式如下：

Q＝υ×0.7×(V1÷V2)

式中，υ—最大注入速度，V1—单井驱替孔隙体积，V2—井组孔隙体积。

6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤4中，井组累计采液量达到0.02PV时，注入井开始下一脉冲注入。

7.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤5中，当井组含水量大于80％时，注入井连续注入化学剂溶液，同时注入氮气，封堵窜流通道；

优选地，氮气注入量与地下气液比为1.0-1.5:1。

8.根据权利要求1所述方法，其特征在于，还包括以下步骤：

步骤6.封堵后停注氮气；

步骤7.循环步骤5和步骤6直至开发结束。

9.根据权利要求8所述方法，其特征在于，在步骤6中，当注入压力比注入氮气前升高3.0-3.5MPa时，停止注氮气。

10.根据权利要求8所述方法，其特征在于，在步骤7中，当注入井压力下降且达到稳定时，再次注入氮气，循环步骤5和步骤6。

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