CN101255788A - 热化学辅助强化蒸汽驱油方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种利用油溶性复合降粘剂和二氧化碳辅助水平井热采开发的热化学辅助强化蒸汽驱油方法。其技术方案是：在稠油油藏油层下部钻水平井，周期性地将油溶性复合降粘剂、液态二氧化碳和蒸汽以段塞形式顺序注入水平井中，经过关井焖井、开井放喷后，在水平井内下泵连续采油。本发明的有益效果是：能大幅降低中深层特超稠油油藏原油粘度，大幅降低蒸汽注入压力，提高蒸汽热波及范围，提高周期开发效果。经现场试验表明，水平井平均周期油汽比达到0.75，平均周期产油量1800t，室内实验表明，在中深层特超稠油油藏吞吐后期开展热化学辅助强化蒸汽驱，油藏最终采收率可达40％左右。

Description

热化学辅助强化蒸汽驱油方法

一、技术领域：

本发明涉及一种油田开采技术，特别涉及一种利用油溶性复合降粘剂和二氧化碳辅助水平井热采开发的热化学辅助强化蒸汽驱油方法。

二、背景技术：

随着常规油气资源的大量消耗和石油需求的不断攀升，稠油资源以其分布范围广、储量巨大、储量动用率低等特点成为下步开发的主要潜力。

国内稠油资源非常丰富，预测可探明储量80×10⁸吨。在目前已探明的20.6×10⁸吨稠油储量中，未动用地质储量7.01×10⁸吨。这部分储量大多是由于：

1、原油粘度高，尤其是50℃时原油粘度大于10×10⁴mPa.s的特超稠油油藏，注汽过程渗流阻力大、注汽压力高、注汽质量差，现有热采技术无法突破产能关。

2、油层埋藏深(大于1000m)、厚度薄(小于10m)，导致井筒、地层热损失增大、注汽干度低、蒸汽热波及范围小、吞吐效果差。

3、隔层薄、具有较强的边底水，导致注汽过程极易管外窜，且随着采出程度的增加，边底水内侵严重，极大地影响了开采效果。

对该类稠油油藏，尤其是中深层特超稠油油藏，历史上曾试验过井筒降粘辅助蒸汽吞吐、N₂辅助蒸汽吞吐、降粘剂辅助亚临界锅炉注汽等多种开采技术，但均由于原油粘度高、油层埋藏深，开发效果差而长期无法有效动用。调研国内外成熟的超稠油油藏开采技术，主要有蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、化学辅助蒸汽吞吐和露天开采等技术。其中SAGD技术主要是由注汽井连续不断地向油层注入高干度蒸汽，使其在油层中形成蒸汽腔，通过蒸汽腔向上及侧面移动，并与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水依靠重力作用泄流至下部的生产井产出。由于SAGD技术要求在井底形成蒸汽腔，且依靠原油的重力作用泄油，因此，虽然对原油粘度的限制较小，但油藏埋深要求小于1000m，储层厚度大于20m，且无强边底水影响，从而使SAGD技术无法适用于中深层特超稠油油藏。

化学辅助蒸汽吞吐技术主要是利用防膨剂、常规降粘剂、空气、N₂或CO₂等单一物质辅助蒸汽吞吐。由于此前所用的常规药剂性能较差，作用范围小，无法实现特超稠油油藏在油层条件下的大幅降粘；同时，单一的类似CO₂气体辅助蒸汽吞吐技术也由于作用范围小而无法克服特超稠油因原油粘度高而导致的注汽压力高、干度低、热波及范围小的矛盾。因此，目前国内外成功的化学辅助蒸汽吞吐技术仅限于原油粘度小于10×10⁴mPa.s的稠油油藏，而对中深层特超稠油油藏的成功开发尚属空白。如专利号为CN101139923A的二氧化碳辅助蒸汽驱开发深层稠油油方法，此类方法主要用于蒸汽吞吐后期的蒸汽驱采油，适用的油藏条件必须原油粘度低，采用常规蒸汽吞吐即能取得理想效果，这一点对于目前技术下无产能突破的中深层特超稠油油藏来说是无法实现的。

露天开采技术不言而喻是指油层埋藏浅(一般小于200m)，可实施露天开采的油藏，该类技术同样也不适用于中深层特超稠油油藏。

因此，在目前上述未动用稠油储量，尤其是原油粘度大于10×10⁴mPa.s、油层埋深大于1000m的中深层特超稠油无成熟配套的开采技术下，探索该类油藏的经济有效开发模式，提高其储量动用程度和采收率，对于减缓原油需求形势，保障国民经济发展具有重要的现实意义。

三、发明内容：

本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种热化学辅助强化蒸汽驱油方法，能大幅降低中深层特超稠油油藏注汽压力，提高周期开发效果。

其技术方案是：在稠油油藏油层下部钻水平井，周期性地将油溶性复合降粘剂、液态二氧化碳和蒸汽以段塞形式顺序注入水平井中，经过关井焖井、开井放喷后，在水平井内下泵连续采油；其中一个周期内热化学辅助强化蒸汽驱油方法采用如下步骤：

1)向水平井内连续挤入油溶性复合降粘剂；

2)向已注入油溶性复合降粘剂的水平井内，继续连续挤入液态二氧化碳；

3)第一次焖井；

4)焖井一段时间后，向水平井内连续注入蒸汽；

5)第二次焖井；

6)焖井一段时间后，下泵采油生产。

其中，优选的技术方案是：稠油油藏条件为，油层埋藏深度可以达到1500m，油层有效厚度不小于4m，油藏可具有边水或底水。油层温度下脱气原油粘度可大于10.0×10⁴mPa.s，相对密度可大于0.98g/cm³。

进一步优选的方案是：水平井位于油层中下部。

另外，水平井在第二次焖井后，先开井放喷，停喷后，转为机械采油生产。

本方法不仅能有效开采特超稠油油藏，同样也适用于油层温度下原油粘度小于10.0×10⁴mPa.s的稠油油藏。同时，对于蒸汽吞吐后转蒸汽驱，以及常规蒸汽驱后的稠油油藏，采用热化学辅助强化蒸汽驱油方法也可以大幅度提高油藏采收率。

经数值模拟及现场试验优化后，本发明在中深层特超稠油油藏应用的较佳技术参数为：

1)水平井水平段长度在150～200m。水平井位置位于油层中下部，纵向位置在油层厚度的2/3处。

2)油溶性复合降粘剂闪点高于60℃，在油层条件下脱水原油降粘率大于80％。随含水上升，原油降粘率逐步增加，含水50％时，原油降粘率大于99％。

3)油溶性复合降粘剂注入量在0.2-0.3t/m，注入速度在20～30m3/h。

4)液态二氧化碳注入量在0.75t/m及以上，注入速度在15～20m³/h。

5)第一次焖井时间3d左右，以进行压力扩散和确保油层恢复到起始地层温度。

6)水平井蒸汽注入量在12.5-15t/m，井口注汽干度大于70％。

7)第二次焖井时间在5～7d，以进行压力扩散和热量充分交换。

该方法主要是利用水平井能大幅度提高油溶性复合降粘剂、二氧化碳和蒸汽的波及范围，有效利用二氧化碳气顶和油层上部的混合汽能量，提高热利用率。同时，利用油溶性复合降粘剂解聚降粘、乳化降粘和闪点高的特点，对特超稠油中的胶质、沥青质聚集体高度拆散，并有效防止了冷凝水前缘高粘乳化带的形成，由于其降粘作用不可逆，从而更加有利于原油回采；此外，利用二氧化碳溶解降粘、增能助排的特性，开发过程中与油溶性复合降粘剂、蒸汽发生协同降粘、混合传质和增能助排作用，进一步扩大油溶性复合降粘剂、蒸汽的作用范围。

其中，协同降粘表现在注入蒸汽前，油溶性复合降粘剂和二氧化碳共同作用，大幅度降低了近井地带的原油粘度，有效降低了蒸汽启动压力；其次，注入蒸汽过程中，在蒸汽波及范围内热降粘发挥主导作用的同时，油溶性复合降粘剂和二氧化碳因溶解析出和混合传质又继续到注汽前缘低温区发挥降粘作用；开井生产期间，二氧化碳和油溶性复合降粘剂继续起到回采原油的降粘作用，同时，油溶性复合降粘剂还能有效消除二氧化碳萃取过程中的重组分残留。

混合传质是指蒸汽注入过程中，随着温度、压力等因素的变化，溶解在原油中的二氧化碳不断析出、膨胀和扩散，并与蒸汽、原油和降粘剂之间发生质量、动量和热量的相间传递。

增能助排是指在水平井上方、油层顶部形成的二氧化碳气顶所具有的驱动能量和在水平井开井生产过程中随着地层压力的下降，因溶解于原油中的二氧化碳逐步析出所具有的驱动能量，两者共同作用增加原油在油层和水平井中的流动能量，提高生产效果。

该方法的主要机理是：先顺序挤入油溶性复合降粘剂和二氧化碳，利用二者的高效降粘作用，降低水平井近井地带原油粘度，以降低蒸汽注入启动压力。注汽过程中，随着地层温度的提高，二氧化碳的溶解度急剧下降，由于近井地带范围内均为二氧化碳饱和区，所以，析出的二氧化碳与油溶性复合降粘剂继续向注入前缘的二氧化碳不饱和区扩散。由于二氧化碳与油溶性复合降粘剂本身所具有的降粘和携带热量性质，使得注入前缘带的原油温度上升，粘度下降。随着注汽量的增加，热波及范围逐步扩大，二氧化碳与油溶性复合降粘剂的扩散、降粘范围也相应增大，从而形成了热降粘与二氧化碳、油溶性复合降粘剂协同降粘的依次接替和梯次推进，在注入剖面上也就形成了高温蒸汽区----高温热水区----低温水+饱和二氧化碳+少量降粘剂低粘区----不饱和二氧化碳区----原始含油区共五个相带。CO₂在向外扩散的同时，也在井筒上方的油层顶部聚集，形成气顶。由于CO₂的热传导系数远低于泥岩，所以，起到了良好的隔热作用，降低了热损耗。

结合附图1进一步解释热化学辅助强化蒸汽驱油方法。从驱替剖面看，热化学辅助强化蒸汽驱油方法与常规蒸汽吞吐存在明显不同。常规蒸汽吞吐的驱替剖面从井筒到油层深处仅存在热水区、低温水区(含反相乳化高粘区)和高粘度地层冷油区，由于该方法未实现注汽前大幅度降粘，因此，注汽压力高，干度低，注汽质量差，热波及范围小，可流动原油范围小。热化学辅助强化蒸汽驱油方法的驱替剖面从井筒到油层深处，依次为高温蒸汽区、高温热水区、低温水+饱和二氧化碳+少量降粘剂低粘区、不饱和二氧化碳区和原始含油区五个相带，由于该方法实现了大幅度降粘，因此注汽质量高，热波及范围大，可流动原油范围大。

附图2为热化学辅助强化蒸汽驱油方法的注汽剖面图，其中：蒸汽区A为蒸汽+饱和CO₂热油+油溶性复合降粘剂；高温水区B为热水+饱和CO₂热油+油溶性复合降粘剂；低温水区C为低温水+饱和CO₂低温油+油溶性复合降粘剂；不饱和CO₂区D为不饱和CO₂冷油+少量油溶性复合降粘剂；原始含油冷油区E为原始条件下的特超稠油。

在水平井开井生产期间，结合附图3，由于二氧化碳气顶驱动力a、二氧化碳溶解气驱动力b和原油重力c共同作用，原油流动能量增加；由于油溶性复合降粘剂能有效疏通因CO₂析出而引起的重质成分沉积堵塞，原油产出量增加。

本发明的有益效果是：本发明能大幅降低中深层特超稠油油藏原油粘度，大幅降低蒸汽注入压力，提高蒸汽热波及范围，提高周期开发效果。经现场试验表明，水平井平均周期油汽比达到0.75，平均周期产油量1800t，应用本发明能实现中深层特超稠油油藏经济有效动用，提高储量动用程度和采收率；室内实验表明，在中深层特超稠油油藏吞吐后期开展热化学辅助强化蒸汽驱，油藏最终采收率可达40％左右。

四、附图说明：

附图1是常规蒸汽吞吐与热化学辅助强化蒸汽驱油方法的驱替剖面对比示意图；

附图2是热化学辅助强化蒸汽驱油方法的注汽模型示意图；

附图3是热化学辅助强化蒸汽驱油方法的回采模型示意图；

附图4是特超稠油油藏不同开采方式生产效果对比柱状图；

其中，S：直井+蒸汽吞吐，NS：直井+氮气辅助蒸汽吞吐，CS：直井+CO₂辅助蒸汽吞吐，DCS：直井+油溶性复合降粘剂+CO₂辅助蒸汽吞吐，HDCS：水平井+油溶性复合降粘剂+CO₂辅助蒸汽吞叶，即热化学辅助强化蒸汽驱油方法。

五、具体实施方式：

实施例1：某区块含油面积5.2km²，探明石油地质储量1825×10⁴吨。主力含油层系沙三上，油层埋深1280-1425m，油层厚度4-12m，孔隙度32.8～34.4％，渗透率4913～7280×10^-3μm²。80℃时原油粘度在9024～60987mPa.s(50℃原油粘度大于20×10⁴mPa.s，最高100×10⁴mPa.s)，为强边、底水作用的中深特超稠油油藏。该区块自1984年发现到2004年的20年间，共完钻直井10口，水平井1口，先后开展冷采试油、常规热试、氮气辅助蒸汽吞吐、CO₂辅助蒸汽吞吐、SAGD先导试验等工作，由于原油粘度高、油层埋藏深和边底水影响，周期开发效果差，储量一直无法动用。

针对油藏地质特点、原油性质和开发矛盾，2006年初，该区块在前期试验的基础上采用热化学辅助强化蒸汽驱油方法试验。

A、优化部署水平井

新钻水平井2口，水平段长度200m，水平井纵向位置距井底1/3处。

B、注入油溶性复合降粘剂

油溶性复合降粘剂可以采用中国专利文献，公开号为CN101007939的降粘剂，注入量为0.25t/m，总注入量50吨，注入速度30m³/h。

C、注入液态二氧化碳

此时的液态二氧化碳温度在-18℃，注入量0.75t/m，总注入量150吨，注入速度17m³/h。

D、一次焖井

焖井3d(天)，确保油层恢复到起始时的地层温度，并密切观察井口压力、温度。

E、注入高干度蒸汽

蒸汽注入量在13t/m，井口蒸汽注入干度一直大于70％。

F、二次焖井

焖井7d，井口压力在焖井末期达到5MPa以下，以确保注入热量在地层中充分扩散。

G、放喷

放喷初期由于井底压力高，CO₂气体含量高，为保护防砂管柱，初期液量保持在50方/天左右，同时密切观察井口油压、液量与含水变化，适时调整放喷液量，以缩短放喷时间。

H、转抽

采用长冲程、慢冲次的注采一体化管柱生产，初期液量保持在50t/d左右，含水降低到正常含水后，适当提高排液量，增加高温期采油量。

上述2口水平井经试验已完成三个周期生产，其中：

一周期注汽2353吨，周期采油1755吨，周期平均单井日油19.7t/d，周期油汽比0.75。

二周期注汽2357吨，周期采油1870吨，周期平均单井日油13.8t/d，周期油汽比0.79。

三周期注汽2250吨，周期采油1470吨，周期平均单井日油11.3t/d，周期油汽比0.65。

从生产情况看，不论是注汽质量还是生产效果均远好于先前的开采技术，实现了中深层特超稠油油藏的有效开发。

实施例2：某区块含油面积3.4km²，探明地质储量1977×10⁴t，主力含油层系沙三上，油藏埋深1300～1500m，孔隙度24～31％，渗透率600～1000×10^-3μm²，50℃地面脱气原油粘度15×10⁴～20×10⁴mPa.s，为具有强边、底水的中深层特超稠油油藏。该区块自1982年发现至2005年的23年间，共钻探直井5口，水平井1口，且先后采取过降粘剂辅助亚临界锅炉注汽、高压充填防砂、压裂防砂等多种开采方式，但终因油层埋藏深，注汽压力高、注汽质量差，开采效果差，区块无法进行工业化开发。

针对油藏地质特点、原油性质和开发矛盾，在该区块进行热化学辅助强化蒸汽驱油方法试验。

A、优化部署水平井

利用已完钻待投的水平井1口，水平段长度200m，水平井纵向位置距井底1/3处。

B、注入油溶性复合降粘剂

油溶性复合降粘剂可以采用中国专利文献，公开号为CN101007939的降粘剂，注入量在0.3t/m，总注入量60吨，注入速度25m³/h。

C、注入液态二氧化碳

使用二氧化碳注入泵注入150吨，注入速度20m³/h。

D、注汽前焖井

焖井2d，确保油层恢复到起始时的地层温度，必要时可下入压力、温度计进行井底压力、温度测量。

E、注入高干度蒸汽

水平井蒸汽注入量在15t/m，井口蒸汽注入干度大于70％。

F、注汽后焖井

焖井5d，并确保井口压力在焖井末达到5MPa以下。

G、放喷

放喷初期由于井底压力高，压力释放后CO₂气体量大，对防砂管柱的冲击力较强，因此初期液量应保持在50方/天左右，同时密切观察井口油压、液量与含水变化，以确保放喷过程保持足够的排液量，缩短放喷时间。

H、转抽

采用长冲程、慢冲次的注采一体化管柱生产，初期排液量保持在50t/d左右，待含水降到正常含水后，可适当增大排液量，以加快高温期采油量。

该井第一周期注汽1651t，平均注汽压力18.3MPa，周期生产123d，产油2128t，周期油汽比1.29。第二周期注汽1509t，周期生产184d，产油2668t，周期油汽比1.77。结合附图4说明，从现场试验情况看，该方法与常规注蒸汽、氮气辅助蒸汽吞吐、二氧化碳辅助蒸汽吞吐、直井降粘剂和二氧化碳辅助蒸汽吞吐等方法相比，开发效果明显变好。

目前，该方法已在三个油田完成19口井的31个吞吐周期，累计注汽67170t，累计采油50320t，累计油汽比0.75，累计回采水率0.95。平均周期生产时间151d，平均单井周期产油1623t，周期内平均单井日液24.4t，日油10.7t。

典型区块已完成周期油井生产效果统计表

区块	完成周期数	累计注汽量t	累计采液量t	累计采油量t	累计油汽比	累计回采水率	平均周期生产时间d	平均周期采油量t	平均单井日产液t	平均单井日产油t
											区块1	19	43244	84341	31771	0.73	1.22	156	1672	28.5	10.7
区块2	11	22275	27324	16467	0.74	0.49	144	1497	17.3	10.4
											区块3	1	1651	2578	2082	1.26	0.30	134	2082	19.2	15.5
合计	31	67170	114243	50320	0.75	0.95	151	1623	24.4	10.7

Claims (6)

1、一种热化学辅助强化蒸汽驱油方法，其特征是：在稠油油藏油层下部钻水平井，周期性地将油溶性复合降粘剂、液态二氧化碳和蒸汽以段塞形式顺序注入水平井中，经过关井焖井、开井放喷后，在水平井内下泵连续采油；

其中一个周期内热化学辅助强化蒸汽驱油方法采用如下步骤：

1)向水平井内连续挤入油溶性复合降粘剂；

2)向已注入油溶性复合降粘剂的水平井内，继续连续挤入液态二氧化碳；

3)第一次焖井；

4)焖井一段时间后，向水平井内连续注入蒸汽；

5)第二次焖井；

6)焖井一段时间后，下泵采油生产。

2、根据权利要求1所述的热化学辅助强化蒸汽驱油方法，其特征是：稠油油藏油层埋深可达到1500m，油层有效厚度不小于4m。

3、根据权利要求2所述的热化学辅助强化蒸汽驱油方法，其特征是：稠油油藏可具有边水或底水。

4、根据权利要求1所述的热化学辅助强化蒸汽驱油方法，其特征是：原油在油层温度下脱气原油粘度可大于10.0×10⁴mPa.s，相对密度可大于0.98g/cm³。

5、根据权利要求1所述的热化学辅助强化蒸汽驱油方法，其特征是：水平井位于油层中下部。

6、根据权利要求1、2、3、4或5所述的热化学辅助强化蒸汽驱油方法，其特征是：水平井第二次焖井后，先开井放喷，停喷后，转为机械采油生产。

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