CN103541704B - 一种提高深层特超稠油油藏采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种可以提高深层特超稠油油藏采收率的新方法，该方法是在蒸汽吞吐和蒸汽驱过程中，注入水溶性纳米催化剂，使特超稠油在油藏条件下粘度大幅度降低，改善特超稠油在油藏条件下的流动性，有效弥补深层特超稠油油藏注汽压力高、井底蒸汽干度低的不足，而且又能减少蒸汽注入量，从而达到经济高效开发深层特超稠油油藏的目的。该方法是在蒸汽吞吐或蒸汽驱的基础上，能够降低原油粘度80%以上，提高采出程度15%左右，提高吞吐井周期油汽比0.15。
Description
技术领域
本发明涉及一种用于提高深层特超稠油油藏采收率的新方法，特别涉及采用向地层中注入水溶性纳米催化剂进行深层特超稠油开采的新方法，属于采油技术类。
背景技术
目前特超稠油开采主要通过注入蒸汽的方式，通过加热特超稠油来改善其流动性，实现特超稠油的有效动用。然而，对于深层特超稠油，由于原油粘度高，在地层中就如同于一面厚厚的稠油墙，使蒸汽很难侵入进去，注蒸汽的热波及体积十分有限，也就是仅能加热很小地下体积的稠油；储层埋藏深(大于1800m)，注汽压力高，注汽干度基本为0，周期油汽比低，热采效果不理想；同时，随着注蒸汽轮次的增加，地层中的冷凝水不断增加，不利于特超稠油油藏的开发和采收率的提高。运用现有技术难以动用该类油藏，目前国内外还没有行之有效的理论和现场实验经验可供借鉴，其开发难度相当大。
针对特超稠油开展的所有新技术，基本都是围绕有效降低特超稠油粘度进行，因此降低特超稠油的粘度成为有效开发稠油油藏的关键。关于稠油在地层中的改性降粘开采，90年代初国内外开始了初步的研究工作，但现场应用比较少。国外，加拿大冷湖油田、委内瑞拉的稠油油田都有利用催化减粘开采稠油的先例，并且雪弗龙公司和联合稠油油砂研究中心将地层中利用化学反应进行稠油的降粘开采技术作为着重发展的战略技术储备；国内，大庆石油学院刘永建、范洪富等在辽河6个中浅层区块进行了稠油井的水热裂解试验，取得一定效果；山东大学朱建等在胜利油田单56中浅层区块进行了现场试验，生产情况没有明显改善。关于水溶性纳米催化剂提高深层特超稠油油藏采收率的方法未见报道。
发明内容
本发明的目的在于提供一种可以提高深层特超稠油油藏采收率的新方法，使特超稠油在油藏条件下粘度大幅度降低，改善特超稠油在油藏条件下的流动性，有效弥补深层特超稠油油藏注汽压力高、井底蒸汽干度基本为0的不足，而且又能减少蒸汽注入量，从而达到经济高效开发该类稠油油藏的目的。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：
此种向地层中注入水溶性纳米催化剂提高深层特超稠油油藏采收率的方法实际上是采用化学剂增强注蒸汽热采，是在稠油蒸汽吞吐和蒸汽驱过程中，注入水溶性纳米催化剂，在焖井或者蒸汽驱过程中在地层内发生化学反应，使特超稠油轻质化降粘，从而达到提高深层特超稠油油藏采收率的目的。
技术措施之一：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度大于100000mPa.s，注汽压力小于18Mpa，按照伴随注入蒸汽中含水溶性催化剂浓度为580-620g/m3注入水溶性催化剂；
c.施工完成后焖井反应5-8天，然后开井生产。
技术措施之二：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度小于500000mPa.s，注汽压力大于18MPa，预热油层后按照伴随注入蒸汽中含水溶性催化剂浓度为580-620g/m3注入水溶性催化剂；所述的预热油层：是指利用注入蒸汽降低近井地带原油粘度，蒸汽预热至近井地带3-5m温度达到200℃以上即可。
c.施工完成后焖井反应5-8天，然后开井生产。
技术措施之三：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度大于500000mPa.s，注汽压力大于18Mpa，前置油溶性降粘剂，预热油层后按照伴随注入蒸汽中含水溶性催化剂浓度为580-620g/m3注入水溶性催化剂；所述的前置油溶性降粘剂是指在注入其他介质前，先向地层中注入油溶性降粘剂，用来降低近井地带原油粘度，注入的量为能够处理近井2-3m储层范围即可。
c.施工完成后焖井反应5-8天，然后开井生产。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
所述的水溶性催化剂是水溶性纳米催化剂；所述的水溶性纳米催化剂是水溶性纳米镍催化剂、水溶性纳米铁催化剂、水溶性纳米钴催化剂或水溶性纳米加氢催化剂；
所述的油溶性降粘剂是稠油油溶性降粘剂。
本发明具有如下积极效果：
1、水溶性纳米镍催化降粘体系与稠油重质组分之间具有更好的接触能力，具有良好的催化降粘效果，可显著降低注汽压力，提高蒸汽的波及范围。
2、通过向油层加入适当的催化剂及助剂，使稠油在热采条件下发生的催化裂解反应，不可逆地降低稠油粘度，提高注入蒸汽的驱替效率。
3、在催化剂的作用下，原油中轻质组分含量升高，原油粘度大幅减小，显著降低油水流度比，进而改善深层特超稠油开发效果，提高采油速度。
通过注入水溶性纳米催化剂，能有效弥补深层特超稠油油藏注汽压力高、井底蒸汽干度低的不足、减少蒸汽注入量，又促进水蒸汽与高温原油发生化学反应，大幅度降低特超稠油在油藏中的粘度，显著提深层特超稠油油藏的开发效果。
该方法是在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，注入水溶性纳米催化剂，在焖井或者蒸汽驱过程中在地层内发生化学反应，使特超稠油轻质化，粘度大幅度降低，改善特超稠油在油藏条件下的流动性，有效弥补深层特超稠油油藏注汽压力高、井底蒸汽干度基本为0的不足，而且又能减少蒸汽注入量，从而达到经济高效开发该类稠油油藏的目的。该方法实施步骤和技术要点如下：
具体实施方式（一）：
某油田，油层深度为1850m，地面脱气原油粘度350000mPa.s(50℃)，油层厚度10-15m，净总比0.42，剩余油饱和度0.46，油层平均孔隙度0.35。已经进行过蒸汽吞吐生产。在蒸汽吞吐生产后油层压力为16.5MPa，鉴于油藏条件下原油粘度高、注汽压力高、常规开发效果差，决定利用水溶性纳米镍催化剂提高特超稠油蒸汽驱采收率。
所述的水溶性纳米镍催化剂可采用如下方案制备：
该催化剂是由纳米级硫酸镍和纳米级十四烷基苯磺酸组成的溶质、水和120号芳烃溶剂油及异戊醇组成的溶剂混合而成的混合液，各组分的重量份配比如下：水 100、氢氧化钠 14-17、硫酸80-130、十四烷基苯磺酸100-150、120号芳烃溶剂油120-160、异戊醇 60-70。该制备方法按如下步骤进行：a.向反应釜中加入水、氢氧化钠、硫酸镍，控制温度为55-65℃，搅拌35-45min；b.缓慢加入十四烷基苯磺酸，控制温度为60-70℃，加入苯磺酸调PH＝7-9，搅拌120-150min；c.依次加入120号芳烃溶剂油、异戊醇，搅拌50-70min，得产品。
实施例1：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度大于100000mPa.s，注汽压力小于18Mpa，按照伴随注入蒸汽中含水溶性纳米镍催化剂浓度为620g/m3注入水溶性纳米镍催化剂；
c.施工完成后焖井反应5天，然后开井生产。
实施例2：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度大于100000mPa.s，注汽压力小于18Mpa，按照伴随注入蒸汽中含水溶性纳米镍催化剂浓度为580g/m3注入水溶性纳米镍催化剂；
c.施工完成后焖井反应8天，然后开井生产。
实施例3：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度小于500000mPa.s，注汽压力大于18MPa，根据油层地层参数和生产情况，确定注入蒸汽量为1000m3，预热油层后按照伴随注入蒸汽中含水溶性纳米镍催化剂浓度为580g/m3注入水溶性纳米镍催化剂0.8m3；所述的预热油层：是指利用注入蒸汽降低近井地带原油粘度，蒸汽预热至近井地带3m温度达到200℃以上即可。
c.施工完成后焖井反应8天，然后开井生产。
实施例4：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度小于500000mPa.s，注汽压力大于18MPa，根据油层地层参数和生产情况，确定注入蒸汽量为1000m3，预热油层后按照伴随注入蒸汽中含水溶性纳米镍催化剂浓度为620g/m3注入水溶性纳米镍催化剂0.8m3；所述的预热油层：是指利用注入蒸汽降低近井地带原油粘度，蒸汽预热至近井地带5m温度达到200℃以上即可。
c.施工完成后焖井反应5天，然后开井生产。
对实施例3和实施例4的措施井进行效果跟踪分析，取产出液进行粘温测试，地面脱气油粘度(50℃)降至31080mPa.s，周期产油4350t，获得良好开发效果。
实施例5：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度大于500000mPa.s，注汽压力大于18Mpa，根据油层地层参数和生产情况，前置稠油油溶性降粘剂，预热油层后按照伴随注入蒸汽1500m3中含水溶性纳米镍催化剂浓度为580g/m3注入水溶性纳米镍催化剂1.2m3；所述的前置稠油油溶性降粘剂是指在注入其他介质前，先向地层中注入稠油油溶性降粘剂，用来降低近井地带原油粘度，注入的量为能够处理近井3m储层范围即可。
c.施工完成后焖井反应5天，然后开井生产。
实施例6：
该方法按如下步骤进行：
a.油藏条件选择：根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
b.在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度大于500000mPa.s，注汽压力大于18Mpa，根据油层地层参数和生产情况，前置稠油油溶性降粘剂，预热油层后按照伴随注入蒸汽1500m3中含水溶性纳米镍催化剂浓度为620g/m3注入水溶性纳米镍催化剂1.2m3；所述的前置稠油油溶性降粘剂是指在注入其他介质前，先向地层中注入稠油油溶性降粘剂，用来降低近井地带原油粘度，注入的量为能够处理近井2m储层范围即可。
c.施工完成后焖井反应8天，然后开井生产。
对实施例5和实施例6的措施井进行效果跟踪分析，取产出液进行粘温测试，地面脱气油粘度(50℃)降至51040mPa.s，周期产油3380t，获得良好开发效果。
具体实施方式（二）：
某油田，油层深度为2180m，地面脱气原油粘度680000mPa.s(50℃)，油层厚度12-18m，净总比0.45，剩余油饱和度0.5，油层平均孔隙度0.33。已经进行过蒸汽吞吐生产。在蒸汽吞吐生产后油层压力为19.6MPa，鉴于油藏条件下原油粘度高、注汽压力高、常规开发效果差，决定利用水溶性纳米铁催化剂提高特超稠油蒸汽驱采收率。
实施例7：
分别同实施例1-6，不同的是用水溶性纳米铁催化剂代替水溶性纳米镍催化剂。
实施例8：
分别同实施例1-6，不同的是用水溶性纳米钴催化剂代替水溶性纳米镍催化剂。
实施例9：
分别同实施例1-6，不同的是用水溶性纳米加氢催化剂代替水溶性纳米镍催化剂。
Claims (1)
1.一种提高深层特超稠油油藏采收率的方法，其特征在于该方法按如下步骤进行：
该方法按如下步骤进行：
（1）.油藏条件选择：
油层深度小于3000m，油层厚度大于5米，净总比大于0.3，剩余油饱和度大于0.3，油层平均孔隙度大于0.25，地面脱气原油粘度小于1000000mPa.s；
（2）.在稠油蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中，当地面脱气原油粘度小于500000mPa.s，注汽压力大于18MPa，根据油层地层参数和生产情况，确定注入蒸汽量为1000m3，预热油层后按照伴随注入蒸汽中含水溶性纳米镍催化剂浓度为620g/m3注入水溶性纳米镍催化剂0.8m3；所述的预热油层：是指利用注入蒸汽降低近井地带原油粘度，蒸汽预热至近井地带5m温度达到200℃以上；
所述水溶性纳米镍催化剂采用如下方案制备：
该水溶性纳米催化剂由纳米级原料的重量份配比为水 100、氢氧化钠 14-17、硫酸80-130、十四烷基苯磺酸100-150、120号芳烃溶剂油120-160、异戊醇 60-70；制备方法为：a.向反应釜中加入水、氢氧化钠、硫酸镍，控制温度为55-65℃，搅拌35-45min；b.缓慢加入十四烷基苯磺酸，控制温度为60-70℃，加入苯磺酸调PH＝7-9，搅拌120-150min；c.依次加入120号芳烃溶剂油、异戊醇，搅拌50-70min，得产品；
（3）.施工完成后焖井反应5天，然后开井生产。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| EXSB | Decision made by sipo to initiate substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| CB02 | Change of applicant information | ||
| CB02 | Change of applicant information |
Address after: 100728 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 22, No. Applicant after: Sinopec Corp. Applicant after: Petroleum works Institute for Research and Technology of Shengli Oil Field branch company of Sinopec Group Address before: 100728 Beijing, Chaoyangmen, North Street, No. 22, No. Applicant before: Sinopec Corp. Applicant before: SINOPEC Shengli Oilfield Drilling Technology Institute |
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| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Gai Pingyuan Inventor after: Hao Tingting Inventor after: Xie Zhiqin Inventor after: Lin Jisheng Inventor after: Wu Jihui Inventor after: He Shaoqun Inventor after: He Wenyuan Inventor after: Di Yong Inventor after: Zhao Xiaohong Inventor after: Bai Yanli Inventor before: Gai Pingyuan Inventor before: Bai Yanli Inventor before: Hao Tingting Inventor before: Lin Jisheng Inventor before: He Wenyuan Inventor before: Zhang Zhongping Inventor before: Shang Yueqiang Inventor before: Luan Zhiyong Inventor before: Wang Qiuxia Inventor before: Di Yong Inventor before: Zhao Xiaohong |
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| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |