CN102410007A - 一种稠油油田保压热采工艺 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种稠油油田保压热采工艺，该工艺是：a、首先，向地层注入保压流体，所述保压流体在地层的裂缝或水驱高渗透带运移，使沿程形成一定的流体阻力，从而使后续流体在油层深部转向驱替到更多的可波及孔隙；b、然后，采用热流体吞吐法进行热采。本发明通过保压流体的注入，可以有效改善注水效果，较好地保持井组油藏压力。

Description

一种稠油油田保压热采工艺

技术领域

本发明属于油田采油工艺技术，主要应用于稠油油藏开采，特别涉及一种稠油油田保压热采的工艺技术。

背景技术

近年来，稠油热采技术逐步在海上油田开展应用。但海上油田的特殊作业环境，与国内陆地油田相比较，海上油田具有勘探开发费用高、平台空间狭小和使用寿命短等特点，客观上要求在较短时间内取得较高原油采收率。

海上稠油油田面具有储量大、流体性质复杂、原油黏度大、密度高、含硫低等特点，部分稠油油田冷采有产能，但采出程度低，这部分储量的采收率都在18％以下，至开发年限后，有大量剩余油不能采出；部分稠油油田地质储量很大，但因油稠未能有效开发；部分稠油油田由于原油粘度高，部分油井产液低，甚至不能正常生产，油水流度比大，油井含水上升快，严重影响油田的产量。这些稠油油田的采油速度过低，无法满足经济效益，如何有效动用这类稠油油藏并提高采收率和采油速度是稠油开发面临的主要问题。

稠油热采技术是改善稠油油田的开发效果最有效的技术，通过在一部分油井上实施了注热流体吞吐试验，取得了较好的热采增油效果。但由于蒸汽吞吐和热流体吞吐是一个能量消耗过程，随着吞吐次数增加，地层压力明显降低，生产压差逐渐减小，油井产量逐渐降低，单独热采技术不能达到海上高速高效开发稠油油田的目的。

发明内容

本发明的目的是提供一种海上稠油油田高效高速开发的保压热采工艺，能够保持地层压力，提高采油效率。

本发明的一种稠油油田保压热采工艺是：

a、首先，向地层注入保压流体，所述保压流体在地层的裂缝或水驱高渗透带运移，使沿程形成一定的流体阻力，从而使后续流体在油层深部转向驱替到更多的可波及孔隙；

b、然后，采用热流体吞吐法进行热采。

优选地，在所述步骤a中，通过注水井向地层注入所述保压流体，注入的速度是250m³/d～350m³/d。

优选地，所述保压流体包括：弱凝胶、稠化水、氮气泡沫等流体中的一种或一种以上的混合流体。

优选地，所述热流体吞吐法是：采用多元热流体进行吞吐热采，所述多元热流体为蒸汽、氮气、二氧化碳的混合热流体。

优选地，所述多元热流体的注入速度为150m³/d～270m³/d。

本发明的保压热采是一项非常有潜力的海上稠油热采技术，可用于海上油田的高速高效开发。本发明具有如下的优点：

1、海上稠油油田的开发面临着经济、高效、高速的问题，海上平台特殊的作业环境对热采工艺提出了很高的要求，常规衰竭开采的方式难以满足海上热采的要求，而保压热采技术能较好地满足海上热采的要求。

2、注蒸汽吞吐主要靠油层的弹性能量及油层压力衰竭过程的天然驱动压力采油，而保压热采方法主要靠气体、热、化学的综合作用，可解决稠油热采衰竭式开采的问题，确保热采油田的持续、高效开发。

3、保压流体的注入，可以有效改善注水效果，较好地保持井组油藏压力；

4、多元热流体中大量氮气和二氧化碳被注入地层，扩大了多元热流体的波及体积，增加了在油层中的加热带，气体与热协同作用。气体加速了蒸汽的扩散速度，扩大了加热范围，并在油层顶部捕集形成气顶，起到保持压力的作用。

5、保压热采技术延长了热采吞吐周期，提高稠油热采效果及采收率。

附图说明

图1为本发明保压热采的技术原理图。

图1中11为1口注入水井(注入设计量的保压流体)，12、13为2口多元热流体吞吐油井，14为注入的保压流体(包含水)，15为热采后回吐的流体(包括原油、水、氮气、二氧化碳等)。

图2为本发明方案中多元热流体工艺流程图。

在油井注多元热流体过程中，由油管注入多元热流体，由环空注入氮气，多元热流体与氮气同时注入油层，在连续注完预计多元热流体量后，停注，焖井后开井回采。

图中1-泥浆池，2-冷却系统，3-离心泵，4-水处理系统，5-药剂仓，6-主机仓，7-空气压缩机和增压机，8-空气压缩机，9-膜组，10-增压机。

图3为本发明在保持不同压力下的累产油曲线图。

图中曲线21、22、23和24分别为保持不同油藏压力下的井组的累产油关系曲线。

具体实施方式

本发明的关键作用在于保持油藏的压力进行热力开采。注入保压流体及大量气体，可以将油藏压力保持在一定水平，为热采井提供地层能量，同时气体和热作用能较好地降低原油粘度，增加原油的流动性，方便地采出，保证稠油油藏的高速高效开发。在保压流体和多元热流体作用下，油藏的岩石孔隙压缩系数和流体压力都产生影响，进而影响到整个油藏压力系统。如图3所示，图中曲线21、22、23和24分别为保持不同油藏压力下的井组的累产油关系曲线，其中压力关系为曲线22＞曲线21＞曲线24＞曲线23。

对于一种流体进入油藏，由岩石的压缩系数可以求得其流体波及油藏孔隙平均流体压力。

$C_{\mathrm{rp}}=\frac{\frac{\mathrm{dV}}{\mathrm{dP}}}{V_1}=\frac{\frac{V_r-V_{r1}}{V_{r1}}}{P-P_1}---\left(1\right)$

$P=P_1+\frac{V_r-V_{r1}}{V_{r1}{C}_{\mathrm{rp}}}---\left(2\right)$

式中C_rp为岩石的压缩系数，V为孔隙体积，P为孔隙平均流体压力。对于注入多元热流体，注入多元流体时会使岩石孔隙膨胀，岩石内孔隙体积由V_r1变为V_r，在一定岩石压缩系数C_rp下，会使孔隙内流体压力由原来的P₁升高到P，若认为油藏中油水是不可压缩的，

则

$P=P_1+\frac{V_r-V_{r1}}{V_{r1}{C}_{\mathrm{rp}}}=P_1+\frac{V_s+V_{N_2}+V_{V_{{\mathrm{CO}}_2}}}{V_{r1}{C}_{\mathrm{rp}}}---\left(3\right)$

$V_s=\frac{Z_s{P}_0{V}_{s0}}{P},---\left(4\right)$

$V_{N_2}=\frac{Z_{N_2}{P}_0{V}_{N_{2}0}}{P},---\left(5\right)$

$V_{{\mathrm{CO}}_2}=\frac{Z_{{\mathrm{CO}}_2}{P}_0{V}_{{\mathrm{CO}}_{2}0}}{P},---\left(6\right)$

式中V_s为蒸汽的孔隙体积，V_N2为氮气的孔隙体积，

为二氧化碳的孔隙体积，Z_s为蒸汽的气体压缩系数，

为氮气的气体压缩系数，

为二氧化碳的气体压缩系数，P₀为多元热流体注入压力，P为孔隙平均流体压力，V_s0为注入蒸汽的地面体积，

为注入氮气的地面体积，

为注入二氧化碳的地面体积。因此根据注入蒸汽、CO₂和N₂的量，就可以计算气体波及油藏孔隙平均流体压力，可以得到保压流体及多元热流体的增压作用及气腔平均压力增高值。

依据经济高效开发的原则，结合水平井的产能公式(7)，水平井注多元流体热采的产能与油藏渗透率、原油粘度、密度、地层压力、油相相对渗透率、泄油腔的厚度及与油藏底面的夹角等参数有关，当保持其它参数不变，保持地层压力时，就可实现高速高效开采。

$\frac{q_o}{L}=\frac{2k_o}{{\mathrm{\μ}}_o}[144.0\frac{{\mathrm{\ρ}}_o-{\mathrm{\ρ}}_s}{{\mathrm{\ρ}}_o}(P_s-P_{\mathrm{wf}})\frac{1}{\tan \left(\frac{\mathrm{\θ}}{2}\right)}+({\mathrm{\ρ}}_o-{\mathrm{\ρ}}_s)g{h}_{\mathrm{st}}(\mathrm{\π}-2\mathrm{\θ})]---\left(7\right)$

式中，q_o为水平井吞吐产能，L为水平井水平段长度，k为油藏绝对渗透率，k_ro为油相相对渗透率，μ_o为地下原油粘度，ρ_o为地下原油密度，ρ_s为地下气体(蒸汽与烟气混合气)或水相的密度，P_s为平均油藏压力，P_wf为水平井井底平均流压，θ为泄油蒸汽(气腔)与油藏底面的夹角，反映了多元流体波及油藏的宽度；h_st为泄油区厚度，g为重力加速度。

本发明使用的水源可以是油田注入水或者是水源井井水，在注入水井根据工艺设计的配方用这类水来配制保压流体，在油井多元热流体吞吐中，使用这类水来供给多元热流体设备实施热采。本发明的实施方案中选择控制保压流体，同时在油井中选择控制多元热流体吞吐。

本发明通过注水井注入保压流体，保压流体包括：弱凝胶、稠化水、氮气泡沫等流体中的一种或一种以上的混合流体，通常注入速度为250m³/d～350m³/d，通过水井的油管正挤注入，设计用量通常根据油藏地质特点和经济成本来确定。通过保压流体在储层中的作用，调整吸水剖面，提高注水效果，达到为地层补充能量的目的。在油井中进行多元热流体吞吐，大量的气体的注入，通常注入速度为150m³/d～270m³/d，可携带部分热量在油藏内扩散、形成气体与热协同作用下的气腔和加热体积，在回采阶段可以使原油粘度大幅度降低，提高原油采收率，气体进入油藏可以有效地补充地层能量，如图1所示，图1中11为1口注入水井(注入设计量的保压流体)，12、13为2口多元热流体吞吐油井，14为注入的保压流体(包含水)，15为热采后回吐的流体(包括原油、水、氮气、二氧化碳等)。

油井实施多元热流体吞吐，根据多元热流体发生设备对水质的要求，选用的水源水质必选满足表1中的指标要求，如果不能达到则需使用膜制淡水处理设备，经过处理后达到要求。

表1多元热流体注入水控制指标

序号	项目	单位	指标	备注
					1	溶解氧	mg/L	≤0.05
2	总硬度	mg/L	≤0.5	(以CaCO3计)
					3	总铁	mg/L	≤0.05
4	二氧化硅	mg/L	≤50
					5	悬浮物	mg/L	≤2
6	总碱度	mg/L	≤2000
					7	油和脂	mg/L	≤2	宜不含溶解油
8	矿化度	mg/L	≤500
					9	pH值	mg/L	7.5-11

以注入25℃水产生200℃多元流体方案，计算了一口水平段长300m水平井在注入多元流体后油藏压力增大情况，岩石压缩系数取2.0×10^-6/Pa，油藏孔隙度为0.35，驱替后注入流体饱和度为0.50，共注多元流体20天，采用上面方法计算得到和10MPa(模拟开发初期油藏)油藏注入多元流体后，不同流体组分的增压作用及气腔平均压力增高值见表2。

表2不同流体组分的增压作用及气腔平均压力增高

保压流体的注入量一般与储层的渗透率、非均质性相关，一般保压流体的注入量根据储层的特点在0.05-0.15PV。以弱凝胶保压流体为例，在水井中部分水解聚丙烯酰胺、有机铬与地层水形成弱凝胶保压流体，通过油管正挤笼统注入，施工排量12-15m³/h，通过保压流体的作用扩大波及体积。

如图2所示，在油井多元热流体吞吐中，水源水进入泥浆池1，泥浆池作为暂时存储和输送水源水的载体，并同时在泥浆池内脱气和进行初步杂质沉淀，水源水在冷却系统2中进行冷却，经过冷却系统处理后水源水的水温在40℃以下；冷却后的水源水通过离心泵3将其送入水处理系统4，在水处理系统内通过三级处理将其处理为合格的水质，能够满足热采多元热流体吞吐工艺要求，处理后的合格水进入多元热流体设备的药剂仓5中的水仓；药剂仓5中包括3个小的分仓：水仓、燃油仓、化学药剂仓；通过药剂仓5中水仓将处理后的水输送进入主机仓6；空气经过空气压缩机和增压机7后，增压后的压缩空气进入主机仓6；同时通过药剂仓5中燃油仓送入柴油，在主机仓6中燃烧反应生成多元热流体；空气进入空气压缩机8后，压缩的空气进入膜组9，通过膜组分离后的氮气再经过增压机10后成为高压高纯度的氮气。

产生的多元热流体通过采油树翼阀进入油管正注进地层；产生的氮气通过采油树翼阀进入油套环空内(起到环空隔热，同时补充地层能量)；根据油藏条件确定每一轮吞吐注入的热量，注入多元热流体达到工艺要求后，关闭采油树翼阀，进行焖井；根据油藏的不同条件确定不同焖井时间，达到焖井时间后，开井，根据油井的实际情况自喷或下入生产管柱，从采油树油嘴返排进入流程。

Claims (5)

1.一种稠油油田保压热采工艺，该工艺是：

a、首先，向地层注入保压流体，所述保压流体在地层的裂缝或水驱高渗透带运移，使沿程形成一定的流体阻力，从而使后续流体在油层深部转向驱替到更多的可波及孔隙；

b、然后，采用热流体吞吐法进行热采。

2.如权利要求1所述的工艺，其特征在于，在所述步骤a中，通过注水井向地层注入所述保压流体，注入的速度是250m³/d～350m³/d。

3.如权利要求1或2所述的工艺，其特征在于，所述保压流体包括：弱凝胶、稠化水、氮气泡沫等流体中的一种或一种以上的混合流体。

4.如强烈要求1所述的工艺，其特征在于，所述热流体吞吐法是：采用多元热流体进行吞吐热采，所述多元热流体为蒸汽、氮气、二氧化碳的混合热流体。

5.如权利要求4所述的工艺，其特征在于，所述多元热流体的注入速度为150m³/d～270m³/d。

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