CN113803037A - 深层低渗稠油流度调控驱替开发方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，该深层低渗稠油流度调控驱替开发方法包括：步骤1、采用大排量高速流注入方式，突破注入段堆积带、重组分滞留区；步骤2、地面水泵在线持续注入降粘剂溶液；步骤3、反复步骤1、2，不断缩减高粘带滞留区建立有效驱替压差；步骤4、降低原油粘度提高注入溶液粘度，调控流度提高驱替波及体积；步骤5、不断调整注入浓度，达到最佳驱替效果。该深层低渗稠油流度调控驱替开发方法有效解决了深层低渗稠油油藏热采不适应，水驱驱替压差建立难、驱替波及扩大难的问题，提高了采收率，实现了该类储量的高效动用。

Description

深层低渗稠油流度调控驱替开发方法

技术领域

本发明涉及深层低渗稠油油藏开发技术领域，特别是涉及到一种深层低渗稠油流度调控驱替开发方法。

背景技术

深层低渗稠油在目前稠油未开发储量中占有较大比例，目前稠油油藏普遍采用蒸汽吞吐、蒸汽驱等热采方式开发，但因深层低渗稠油油藏受其埋藏深、油稠、渗透率低、敏感性强、地层能量弱等因素影响，热采开发过程中蒸汽注入压力高、沿程热损失大、注入量少、干度低，油井生产过程中能量下降快，液量低，开发效果差。

水驱是一种成熟的开发技术，但稠油油藏驱替存在三方面难点，一是有效驱替压差建立难，受原油粘度的影响，由于原油粘度高、重质组分含量多，导致驱替过程中注入端近井地带会发生“堆积效应”形成堆积带，同时采出端易流动的轻质组分先被采出，重质组分由于“吸附作用”滞留在近井地带形成滞留区，堆积带和滞留带的存在都会阻断驱替压力的传导，同时注采井间高粘度原油在储层渗透率较低的情况下，本身流动能力就较差，最终导致有效驱替压差难以建立。二是驱替波及系数扩大难，不同流度比下，驱替波及系数差异较大，当驱替相与被驱替相流度比达到71.5时，波及系数仅为20％左右，由于原油粘度高，导致油水流度比过大，波及系数低。三是储层渗流能力保持难，深层低渗稠油普遍具有水敏感性，水驱渗透率下降幅度高达80％左右，造成驱替困难。

经检索，目前深层稠油冷采或热采吞吐提高开发效果的方法主要有以下几种：

在申请号：201410049692.9的中国专利申请中，涉及到一种超深层低渗稠油强化降粘方法，该超深层低渗稠油强化降粘方法包括步骤1，向井筒中连续注入油溶性降粘剂；步骤2，油溶性降粘剂注入结束后，继续连续挤入液态二氧化碳；步骤3，进行第一次焖井；步骤4，焖井结束后，向井筒中连续注入高温防膨剂和蒸汽；以及步骤5，进行第二次焖井，焖井结束后，开井生产。该方法是向井筒中连续注入油溶性降粘剂、挤入液态二氧化碳，然后向井筒中连续注入高温防膨剂和蒸汽，开井生产，可以大幅度降低超深层低渗稠油油藏的原油粘度。

在申请号：201210202121.5的中国专利申请中，涉及到一种适用于中深层低渗透稠油油藏化学冷采方法，该方法按如下步骤进行：a.选定油层深度1500～2800m，渗透率≤50×10-3um2，油层总厚度≥3.0m，净总厚度比≥0.3，油层孔隙度≥0.10，渗透率变异系数≤0.8的中深层低渗透稠油油藏；向选定的油层挤注微乳液降粘体系+液态二氧化碳，微乳液降粘体系与液态二氧化碳以段塞的形式交替注入，经过关井焖井、开井防喷后，下泵连续采油。该方法适用于中深层低渗透稠油油藏，交替注入微乳液降粘体系+液态二氧化碳，微乳液将原油剥离成表面亲水的油珠，稠油在体系水溶液表面自发扩散；二氧化碳具有降粘增能作用，并扩大微乳液降粘半径，通过协同作用，提高产量及采收率。

在申请号：201410054208.1的中国专利申请中，涉及到一种用于超深层稠油的水平井热化学采油方法，包括以下步骤：水平井内的油管伸入超深层稠油层的步骤；周期性向上述油管内注入超临界压力蒸汽，最终该蒸汽进入上述油层的步骤，其中超临界压力蒸汽是由超临界压力蒸汽发生器产生；周期性向上述油管内注入催化降粘剂溶液，最终该溶液进入上述油层的步骤；周期性向上述油管内注入二氧化碳，最终二氧化碳进入上述油层的步骤；焖井的步骤，即将注入了所述蒸汽、溶液、二氧化碳的水平井进行密封等待；开井生产的步骤。该方法主要是通过周期性注入蒸汽、降粘剂、二氧化碳，大幅提高油层吸汽能力，扩大蒸汽波及体积，降低原油粘度，将超深层稠油油藏中的原油驱出。

以上几项专利技术对于深层低渗稠油地层能量弱的问题得不到有效改善，油井产液能力不能保持。

目前，稠油驱替开发方式主要有以下几种：

在申请号：201110202510.3的中国专利申请中，涉及到一种稠油油藏的蒸汽驱开采方法，该方法包括以下步骤:在中深层稠油蒸汽驱生产过程中,在注汽井中,按照一定的质量比同时连续地注入蒸汽和空气,使原油和氧气产生低温氧化反应。该方法主要是在蒸汽驱工艺过程中，注入空气通过低温氧化反应作用来辅助蒸汽驱油。

在申请号：201810620146.4的中国专利申请中，涉及到一种粘弹性泡沫驱开发深层稠油油藏的方法，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。该方法主要是在深层稠油水驱至90％含水的情况下，进行高浓度泡沫段塞注入，封堵水窜通道，提高波及系数和洗油效率。

以上专利技术主要采用蒸汽驱、水驱后转泡沫驱等方法提高开发效果，但对于深层低渗稠油，蒸汽驱的注入压力高，注入困难等因素限制了该方式的应用范围，水驱后转泡沫驱主要是水驱窜通后利用泡沫封堵水窜通道，提高波及体积，对于高渗透稠油油藏可以适用，但是对于低渗稠油储层，如何建立驱替压差没有说明，同时封堵后由于储层渗透率低容易造成注入能力的下降，不利于开发效果改善。为此我们发明了一种新的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种集储层保护、高效降粘、能量补充于一体的的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，该深层低渗稠油流度调控驱替开发方法包括：步骤1、采用大排量高速流注入方式，突破注入段堆积带、重组分滞留区；步骤2、地面水泵在线持续注入降粘剂溶液；步骤3、反复步骤1、2，不断缩减高粘带滞留区建立有效驱替压差；步骤4、降低原油粘度提高注入溶液粘度，调控流度提高驱替波及体积；步骤5、不断调整注入浓度，达到最佳驱替效果。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，注入端采用大排量高速流方式注入，将降粘降压驱替药剂体系高流速推入到地层深部，快速突破堆积带，疏通地层，使药剂体系与原油在油藏深部进行充分接触降粘，保障驱替效果；采出端采用大排量高速流方式注入，在采出端近井地带形成高流速流动，快速突破近井重质组分堵塞区，使药剂与吸附的重质组分充分接触反应剥离，焖井结束后通过快速排液将重质组分排出，疏通储层，进而扩大泄油区半径。

在步骤1中，采出端首先注入油层清洗剂，清洗孔喉内稠油，要求注入排量大于30m³/h；然后注入生物酶解堵剂，清洗岩石表面吸附重质组分，要求注入排量大于40m³/h；其次注入冷采吞吐降粘剂，降低油藏深部原油粘度，注入排量大于30m³/h；最后闷井24小时后开井生产；

注入端首先注入粘土稳定剂，保护储层，要求注入排量大于30m³/h；然后注入稠油分散减阻剂，突破堆积带油墙，要求注入排量大于40m³/h；其次注入降压增注表面活性剂，降低后续注水压力，要求注入排量大于30m³/h；最后转地面在线连续注入；其中各阶段注入排量要求根据公式(1)计算：

公式(1)

上述公式中:

qv：表示注入排量，m³/h；

l：表示注入波及的最远范围，m；

R：表示油层的厚度，m；

η：表示注入溶液的粘滞系数；

p₁：表示泵车注入压力，MPa；

p₂：表示目前地层压力，MPa。

在步骤2中，注入端由双泵车注入转为地面水泵在线持续注入，将低浓度降粘剂持续往油藏深部推进，持续降低深部原油粘度；但由于注入压力、注入速度较慢，在油藏深部逐渐形成堆积带；采出端正常生产，经过一段时间后，降粘后的轻质组分被采出，油井附近再次形成重质组分堵塞区，但此次的堵塞区位置距离油井更远。

在步骤2中，注入端由双泵车注入转为地面水泵在线持续注入，将3％浓度降粘剂以30-50m³/d的注入量，持续往油藏深部推进，不断降低深部原油粘度。

在步骤3中，在注入端形成堆积带，采出端重新形成堵塞区后，再次采用大排量高速注入方式，突破注入端堆积带，并对采出端阻塞区进行清理，进一步缩减注采井间高粘度滞留区的距离；根据注入压力变化，重复步骤(1)(2)，3-4轮次，直至最终建立注采井间有效驱替压差。

在步骤4中，持续注入降粘剂，降低地层原油粘度，同时油井见效后，加入蛋白胶连剂，使注入相粘度逐步提升，最终使得油相和注入相流度比达到5:1，波及体积由20％提高到65％以上。

在步骤4中，持续注入降粘剂，降低地层原油粘度，将地层未脱气原油粘度逐步降至100mPa·s；建立驱替压差后，注入溶液中加入浓度为0.1-0.5％的蛋白胶连剂，使注入相粘度逐步提升；

随着溶液粘度增加，沿程磨阻增大，考虑注水量及地面泵压，根据公式(2)(3)(4)(5)计算注入相溶液粘度增加至20mPa·s左右，最终油相和注入相流度比达到5:1，波及体积由20％提高到65％以上；

公式(2)(3)(4)(5)为：

Q＝J_w×H×(P_井口-P_启动-ΔP_摩阻) 式(2)

f＝0.046Re^-0.2 式(4)

上述公式中:

Q：表示水井注入量，m³/d；

Jw：表示地层吸水指数，m³/(d·MPa·m)；

H：表示地层有效吸水厚度，m；

P_井口、P_启动、△P_摩阻：分别表示井口注入压力，地层启动压力，沿程摩阻，MPa；

ρ：表示注入溶液密度，g/cm³；

v：表示注入溶液速度，m/s；

L：表示注入管柱长度，m；

D：表示注入管柱内径，m；

μ：表示注入溶液粘度，mPa·s。

在步骤5中，采油井每年2次吞吐引效，间隔半年，注入井前3年变浓度连续驱替，3年后注入井采用段塞注入，每6个月一个段塞，降粘剂0.5％浓度段塞注入6年，降粘剂0.3％浓度段塞注入6年。

在步骤5中，注入井第1年的浓度为3％，第2年的浓度为1％，第3年的浓度为0.5％。

本发明中的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，通过建立突破“堆积带”“滞留区”、建立驱替压差、调控流度扩大波及、克服水敏保持渗流能力等一系列技术实现深层低渗稠油油藏流度调控驱替，从而提高深层低渗稠油油藏的开发效果。与现有技术相比，本发明的显著效果：有效解决了深层低渗稠油油藏热采不适应，水驱驱替压差建立难、驱替波及扩大难的问题，提高了采收率，实现了该类储量的高效动用。

附图说明

图1为本发明的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实施例中有效驱替压差技术建立模式的示意图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。

如图1所示，图1为本发明的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法的流程图。该深层低渗稠油流度调控驱替开发方法包括了以下步骤：

步骤101、大排量高速流突破注入段堆积带、重组分滞留区；

采出端首先注入油层清洗剂，清洗孔喉内稠油，要求注入排量大于30m³/h；然后注入生物酶解堵剂，清洗岩石表面吸附重质组分，要求注入排量大于40m³/h；其次注入冷采吞吐降粘剂，降低油藏深部原油粘度，注入排量大于30m³/h；最后闷井24小时后开井生产。

注入端首先注入粘土稳定剂，保护储层，要求注入排量大于30m³/h；然后注入稠油分散减阻剂，突破堆积带油墙，要求注入排量大于40m³/h；其次注入降压增注表面活性剂，降低后续注水压力，要求注入排量大于30m³/h；最后转地面在线连续注入。其中各阶段注入排量要求根据公式(1)计算：

公式(1)

上述公式中:

qv：表示注入排量，m³/h；

l：表示注入波及的最远范围，m；

R：表示油层的厚度，m；

η：表示注入溶液的粘滞系数；

p₁：表示泵车注入压力，MPa；

p₂：表示目前地层压力，MPa。

步骤102、地面在线持续注入降粘剂溶液；

注入端由双泵车注入转为地面水泵在线持续注入，将3％浓度降粘剂以30-50m³/d的注入量，持续往油藏深部推进，不断降低深部原油粘度。

但由于注入压力、注入速度较慢，在油藏深部逐渐形成堆积带；采出端正常生产，经过一段时间后，降粘后的轻质组分被采出，油井附近再次形成重质组分堵塞区，但此次的堵塞区位置距离油井更远。

步骤103、根据注入情况，重复步骤101、步骤102，不断缩减高粘带滞留区建立有效驱替压差如图2所示；

在注入端形成堆积带，采出端重新形成堵塞区后，再次采用大排量高速注入方式，突破注入端堆积带，并对采出端阻塞区进行清理，进一步缩减注采井间高粘度滞留区的距离。根据注入压力变化，重复步骤101、步骤102，3-4轮次，直至最终建立注采井间有效驱替压差。

步骤104、降低原油粘度提高注入溶液粘度，调控流度提高驱替波及体积；

持续注入降粘剂，降低地层原油粘度，将地层未脱气原油粘度逐步降至100mPa·s左右。建立驱替压差后，注入溶液中加入浓度为0.1-0.5％的蛋白胶连剂，使注入相粘度逐步提升。

随着溶液粘度增加，沿程磨阻增大，考虑注水量及地面泵压，根据公式(2)(3)(4)(5)计算注入相溶液粘度可增加至20mPa·s左右，最终油相和注入相流度比达到5:1左右，波及体积可由20％提高到65％以上。

公式(2)(3)(4)(5)

Q＝J_w×H×(P_井口-P_启动-ΔP_摩阻) 式(2)

f＝0.046Re^-0.2 式(4)

上述公式中:

Q：表示水井注入量，m³/d；

Jw：表示地层吸水指数，m³/(d·MPa·m)；

H：表示地层有效吸水厚度，m；

P_井口、P_启动、△P_摩阻：分别表示井口注入压力，地层启动压力，沿程摩阻，MPa；

ρ：表示注入溶液密度，g/cm³；

v：表示注入溶液速度，m/s；

L：表示注入管柱长度，m；

D：表示注入管柱内径，m；

μ：表示注入溶液粘度，mPa·s。

步骤105、不断调整注入浓度，达到最佳驱替效果。

采油井每年2次吞吐引效，间隔半年，注入井前3年变浓度(3％1年-1％1年-0.5％1年)连续驱替，3年后注入井采用段塞注入，每6个月一个段塞，降粘剂0.5％浓度段塞注入6年，降粘剂0.3％浓度段塞注入6年。

在应用本发明的一具体实施例中，某深层低渗稠油油藏，埋深1500m，地面脱气原油粘度25000mPa.s，渗透率200mD，直斜井热采投产7口井，受注汽压力高、能量差、局部油稠影响，平均单井产能1.4t/d，阶段产油4.74×10⁴t，阶段采出程度2.19％，平均采油速度0.39％，开发效果不理想。采用该技术后井区日油由11.4t/d升至28.4t/d，单井日油提高至3.2t/d，含水由82.5％降至72.3，取得了显著效果。

Claims (10)

1.深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，该深层低渗稠油流度调控驱替开发方法包括：

步骤1、采用大排量高速流注入方式，突破注入段堆积带、重组分滞留区；

步骤2、地面水泵在线持续注入降粘剂溶液；

步骤3、反复步骤1、2，不断缩减高粘带滞留区建立有效驱替压差；

步骤4、降低原油粘度提高注入溶液粘度，调控流度提高驱替波及体积；

步骤5、不断调整注入浓度，达到最佳驱替效果。

2.根据权利要求1所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤1中，注入端采用大排量高速流方式注入，将降粘降压驱替药剂体系高流速推入到地层深部，快速突破堆积带，疏通地层，使药剂体系与原油在油藏深部进行充分接触降粘，保障驱替效果；采出端采用大排量高速流方式注入，在采出端近井地带形成高流速流动，快速突破近井重质组分堵塞区，使药剂与吸附的重质组分充分接触反应剥离，焖井结束后通过快速排液将重质组分排出，疏通储层，进而扩大泄油区半径。

3.根据权利要求2所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤1中，采出端首先注入油层清洗剂，清洗孔喉内稠油，要求注入排量大于30m³/h；然后注入生物酶解堵剂，清洗岩石表面吸附重质组分，要求注入排量大于40m³/h；其次注入冷采吞吐降粘剂，降低油藏深部原油粘度，注入排量大于30m³/h；最后闷井24小时后开井生产；

注入端首先注入粘土稳定剂，保护储层，要求注入排量大于30m³/h；然后注入稠油分散减阻剂，突破堆积带油墙，要求注入排量大于40m³/h；其次注入降压增注表面活性剂，降低后续注水压力，要求注入排量大于30m³/h；最后转地面在线连续注入；其中各阶段注入排量要求根据公式(1)计算：

公式(1)

上述公式中:

qv：表示注入排量，m³/h；

l：表示注入波及的最远范围，m；

R：表示油层的厚度，m；

η：表示注入溶液的粘滞系数；

p₁：表示泵车注入压力，MPa；

p₂：表示目前地层压力，MPa。

4.根据权利要求1所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤2中，注入端由双泵车注入转为地面水泵在线持续注入，将低浓度降粘剂持续往油藏深部推进，持续降低深部原油粘度；但由于注入压力、注入速度较慢，在油藏深部逐渐形成堆积带；采出端正常生产，经过一段时间后，降粘后的轻质组分被采出，油井附近再次形成重质组分堵塞区，但此次的堵塞区位置距离油井更远。

5.根据权利要求4所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤2中，注入端由双泵车注入转为地面水泵在线持续注入，将3％浓度降粘剂以30-50m³/d的注入量，持续往油藏深部推进，不断降低深部原油粘度。

6.根据权利要求1所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤3中，在注入端形成堆积带，采出端重新形成堵塞区后，再次采用大排量高速注入方式，突破注入端堆积带，并对采出端阻塞区进行清理，进一步缩减注采井间高粘度滞留区的距离；根据注入压力变化，重复步骤(1)(2)，3-4轮次，直至最终建立注采井间有效驱替压差。

7.根据权利要求1所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤4中，持续注入降粘剂，降低地层原油粘度，同时油井见效后，加入蛋白胶连剂，使注入相粘度逐步提升，最终使得油相和注入相流度比达到5:1，波及体积由20％提高到65％以上。

8.根据权利要求7所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤4中，持续注入降粘剂，降低地层原油粘度，将地层未脱气原油粘度逐步降至100mPa·s；建立驱替压差后，注入溶液中加入浓度为0.1-0.5％的蛋白胶连剂，使注入相粘度逐步提升；

随着溶液粘度增加，沿程磨阻增大，考虑注水量及地面泵压，根据公式(2)(3)(4)(5)计算注入相溶液粘度增加至20mPa·s左右，最终油相和注入相流度比达到5:1，波及体积由20％提高到65％以上；

公式(2)(3)(4)(5)为：

Q＝J_w×H×(P_井口-P_启动-ΔP_摩阻) 式(2)

f＝0.046Re^-0.2 式(4)

上述公式中:

Q：表示水井注入量，m³/d；

Jw：表示地层吸水指数，m³/(d·MPa·m)；

H：表示地层有效吸水厚度，m；

P_井口、P_启动、△P_摩阻：分别表示井口注入压力，地层启动压力，沿程摩阻，MPa；

ρ：表示注入溶液密度，g/cm³；

v：表示注入溶液速度，m/s；

L：表示注入管柱长度，m；

D：表示注入管柱内径，m；

μ：表示注入溶液粘度，mPa·s。

9.根据权利要求1所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤5中，采油井每年2次吞吐引效，间隔半年，注入井前3年变浓度连续驱替，3年后注入井采用段塞注入，每6个月一个段塞，降粘剂0.5％浓度段塞注入6年，降粘剂0.3％浓度段塞注入6年。

10.根据权利要求9所述的深层低渗稠油流度调控驱替开发方法，其特征在于，在步骤5中，注入井第1年的浓度为3％，第2年的浓度为1％，第3年的浓度为0.5％。

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