CN105064962A - 一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，包括下列步骤：1)在采油井注汽前，注入氮气形成前置氮气段塞；2)向采油井注入发泡液，发泡液与前置氮气接触发泡；3)向采油井注入氮气，形成中置氮气段塞；4)向采油井中注入蒸汽。本发明的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，依次进行前置氮气段塞、注入发泡剂、中置氮气段塞、注入蒸汽的工序，前置氮气段塞将边水推至油藏深处，发泡剂与前置氮气充分接触发泡，中置氮气段塞将发泡剂推至油藏深处，并将发泡剂与高温蒸汽隔离开，避免发泡剂高温降解；该采油方法用于稠油油田热采蒸汽吞吐井，有效抑制了边水的推进，扩大了蒸汽波及范围，提高了采油效率，适合推广应用。

Description

一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法

技术领域

本发明属于稠油热采技术领域，具体涉及一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法。

背景技术

稠油亦称重质原油或高粘原油，通常指d₄ ²⁰>0.92的原油。稠油中尤其是直链含蜡烃轻馏分含量少，而胶质、沥青质含量高，且硫、氧、氮等元素化合物和镍、钒等金属含量也较高，因而稠油比重大、粘度高、凝点较低，一般在较宽的温度范围内呈牛顿流体特性。在地层温度条件下，稠油粘度高，在原始地层中难以流动，普通开采存在较大的困难，必须存在热采的开发方式。

注蒸汽是目前最主要的稠油热采方式，主要包括蒸汽吞吐和蒸汽驱。其中，蒸汽吞吐采用是采用周期性或循环性注蒸汽采油方法，对稠油油井注进高温高压湿饱和蒸汽，将油层中一定范围内的原油加热降粘后，回采出来，即吞进蒸汽，吐出原油。蒸汽吞吐是稠油油藏开发的主要技术，但是随着生产周期的增加，油产量下降，边水入侵严重，导致油井含水大幅度上升，造成高含水井增多。由于稠油油藏的非均质性以及热采技术特点，多轮吞吐后胶质、沥青质的沉积，蒸汽、水等密度的差异致重力超覆引起蒸汽在高渗层窜流，发生水窜、汽窜，蒸汽沿高渗透带突进，使得蒸汽波及系数小，大大降低蒸汽有效面积和利用率；多轮吞吐后地层压降增大，受边水、底水侵袭等影响，严重制约了蒸汽吞吐开采的效果，降低了采油效率，使得单井原油产量逐渐衰减。

发明内容

本发明的目的是提供一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，解决现有采用蒸汽吞吐进行稠油热采时，边水入侵严重、蒸汽波及范围小、采油效率低的问题。

为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，包括下列步骤：

1)在采油井注汽前，注入氮气形成前置氮气段塞；

2)向采油井注入发泡液，发泡液与前置氮气接触发泡；

3)向采油井注入氮气，形成中置氮气段塞；

4)向采油井中注入蒸汽。

该采用方法的注入时机为：采油井的周期综合含水率≥90％。

前置氮气段塞与中置氮气段塞的总氮气注入量为蒸汽注入量的40～80倍。

所述前置氮气段塞的氮气注入量为总氮气注入量的1/3～1/2；后置氮气段塞的氮气注入量为总氮气注入量的1/2～2/3。

步骤2)中，所述发泡的气液比为1～2:1。

步骤2)所述发泡液中，发泡剂的质量百分含量为0.4％～0.8％。

所述发泡剂为CN104109523A记载的高温发泡剂。该高温发泡剂由α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱、pH值调节剂组成；α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱与pH值调节剂的质量比为0.75～0.85:0.05:0.10～0.20。其中，所述pH值调节剂为氢氧化钠。

蒸汽吞吐井注入高温氮气泡沫体系可提高注入蒸汽的波及系数和驱替效率，并能显著地封堵边底水，抑制边底水锥进。通过注入耐温350℃高温氮气泡沫，封堵油藏高渗透层或大孔道，有效地抑制蒸汽进入高渗层、高渗段、高渗带并转向低渗层、低渗段、低渗带等未驱替带，提高蒸汽波及面积，同时注入的泡沫在蒸汽推动下也可优先进入边底水锥进的低含油饱和度的水流优势通道，封堵边底水，抑制边底水的锥进，改善油藏开发效果。

本发明的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，依次进行前置氮气段塞、注入发泡剂、中置氮气段塞、注入蒸汽的工序，其中，前置氮气段塞将边水推至油藏深处，发泡剂与前置氮气充分接触发泡，中置氮气段塞将发泡剂推至油藏深处，并将发泡剂与高温蒸汽隔离开，避免发泡剂高温降解；提高了氮气泡沫抑制边水的有效率，能够很好满足稠油热采井调剖的需要；该采油方法用于稠油油田热采蒸汽吞吐井，有效抑制了边水的突进，扩大了蒸汽波及范围，提高了采油效率，较好改善了稠油开发效果，经济实用，具有较好的推广应用价值，适合推广应用。

进一步的，该采用方法的注入时机为：采油井的周期综合含水率≥90％，在周期综合含水较高时注入氮气泡沫能更好的封堵水流通道，抑制边底水的指进；同时高综合含水时注泡沫的累计产油量高于低综合含水时注泡沫的累计产油量，即高综合含水时注泡沫的控水增油能力更好。发泡液中，发泡剂的质量百分含量为0.4％～0.8％，发泡的气液比为1～2:1，所得泡沫的阻力因子大，封堵能力强。总氮气注入量为蒸汽注入量的40～80倍，前置氮气段塞的氮气注入量为总氮气注入量的1/3～1/2，泡沫的封堵性能好，增油效果显著。现场应用该方法实施氮气泡沫抑制边水151井次，措施有效率76.5％，周期综合含水下降2.5个百分点，措施增油8712吨。

附图说明

图1为实验例2中泡沫阻力因子随发泡液中发泡剂浓度变化曲线图；

图2为实验例3中不同发泡液泡沫阻力因子随气液比变化曲线图；

图3为实验例4所用的实验用双管模型的结构示意图；

图4为实验例4中不同注入工艺开发效果比较图。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明作进一步的说明。

实施例1

本实施例的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，包括下列步骤：

1)当采油井的周期综合含水率为95％，在采油井注汽前，注入氮气形成前置氮气段塞，前置氮气的注入量为总氮气设计注入量的1/3，总氮气设计注入量为高温蒸汽设计注入量的40倍；

2)向采油井注入发泡液，发泡液中发泡剂的质量百分含量为0.5％，发泡液与前置氮气接触发泡，气液比为1:1；

3)向采油井注入氮气，形成中置氮气段塞，中置氮气的注入量为总氮气设计注入量的2/3；

4)向采油井中注入设计量的高温蒸汽，关井焖井后开井进行生产。

其中，所述发泡剂为高温发泡剂，由α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱、氢氧化钠混合制成；α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱与氢氧化钠的质量比为0.75:0.05:0.20。

实施例2

本实施例的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，包括下列步骤：

1)在采油井注汽前，当采油井的周期综合含水率为92％，注入氮气形成前置氮气段塞，前置氮气的注入量为总氮气设计注入量的1/2，总氮气设计注入量为高温蒸汽设计注入量的60倍；

2)向采油井注入发泡液，发泡液中发泡剂的质量百分含量为0.4％，发泡液与前置氮气接触发泡，气液比为1.5:1；

3)向采油井注入氮气，形成中置氮气段塞，中置氮气的注入量为总氮气设计注入量的1/2；

4)向采油井中注入设计量的高温蒸汽，关井焖井后开井进行生产。

其中，所述发泡剂为高温发泡剂，由α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱、氢氧化钠混合制成；α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱与氢氧化钠的质量比为0.85:0.05:0.10。

实施例3

本实施例的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，包括下列步骤：

1)在采油井注汽前，当采油井的周期综合含水率为90％，注入氮气形成前置氮气段塞，前置氮气的注入量为总氮气设计注入量的1/3，总氮气设计注入量为高温蒸汽设计注入量的80倍；

2)向采油井注入发泡液，发泡液中发泡剂的质量百分含量为0.6％，发泡液与前置氮气接触发泡，气液比为2:1；

3)向采油井注入氮气，形成中置氮气段塞，中置氮气的注入量为总氮气设计注入量的2/3；

4)向采油井中注入设计量的高温蒸汽，关井焖井后开井进行生产。

其中，所述发泡剂为高温发泡剂，由α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱、氢氧化钠混合制成；α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱与氢氧化钠的质量比为0.80:0.05:0.15。

实施例4

本实施例的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，包括下列步骤：

1)在采油井注汽前，当采油井的周期综合含水率为95％，注入氮气形成前置氮气段塞，前置氮气的注入量为总氮气设计注入量的1/2，总氮气设计注入量为高温蒸汽设计注入量的50倍；

2)向采油井注入发泡液，发泡液中发泡剂的质量百分含量为0.8％，发泡液与前置氮气接触发泡，气液比为1:1；

3)向采油井注入氮气，形成中置氮气段塞，中置氮气的注入量为总氮气设计注入量的1/2；

4)向采油井中注入设计量的高温蒸汽，关井焖井后开井进行生产。

其中，所述发泡剂为高温发泡剂，由α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱、氢氧化钠混合制成；α-烯基磺酸盐、十二烷基二甲基甜菜碱与氢氧化钠的质量比为0.80:0.05:0.15。

实验例1

本实验例对不同注入时机的开发效果进行检测，结果如表1所示。

其中，对比例1为直接注入高温蒸汽进行蒸汽吞吐，未注入氮气和发泡液；对比例2的采油方法的注入时机是采油井的周期综合含水率为85％，其余同实施例1；对比例3的采油方法的注入时机是采油井的周期综合含水率为70％，其余同实施例1。

表1不同注入时机的开发效果对比表

对象	注入时机：周期综合含水率	累计产油量/t	累积产液量/m3
				实施例1	95％	3539	11032
对比例1	95％	2639	10040
				对比例2	85％	3082	10985
对比例3	70％	2887	11042

从表1可以看出，实施例1在周期综合含水率较高时注入氮气泡沫能更好的封堵水流通道，抑制边底水的锥进；同时高综合含水时注泡沫的累计产油量高于低综合含水时注泡沫的累计产油量，即高综合含水时注泡沫的控水增油能力更好。原因在于：原油对泡沫稳定性具有很大的影响，会严重降低泡沫的稳定性，进而影响到泡沫在多孔介质中的封堵性能。周期综合含水率较低时注入氮气泡沫由于原油的存在，泡沫的稳定性较差，不能形成稳定的泡沫，对边水高渗通道的封堵能力较弱，随着地层中原油不断被采出，含油饱和度逐渐降低，泡沫稳定性逐渐增强，封堵性能越来越好。因此注氮气泡沫抑制边水的注入时机不应过早，在周期综合含水率较高时注入氮气泡沫的边水封堵效果较好。

实验例2

本实验例对不同发泡剂含量的发泡液对泡沫阻力因子的影响进行检测。检测方法为：在25℃条件下，分别取GCS3#(实施例1所用发泡剂)、GCS4#(市售常规发泡剂)、GCS5#(实施例3所用发泡剂)配制成质量百分含量为0.3％、0.4％、0.5％、0.6％、1.0％的发泡液并发泡，质量百分含量为0.4％、0.5％、0.6％的发泡液发泡条件分别如实施例2、1、3，其余质量百分含量的操作同实施例1；分别检测泡沫的阻力因子，结果如表2所示。依据发泡液中发泡剂的浓度对阻力因子的影响实验数据，做出阻力因子随发泡液中发泡剂浓度变化曲线图，如图1所示。

表2发泡剂浓度对泡沫阻力因子影响数据

实验结果表明，泡沫的阻力因子随着发泡剂质量浓度的升高而增大，质量浓度由0.3wt％增加到0.5wt％时，阻力因子上升幅度较大，而当质量浓度大于0.5wt％时上升的幅度变小，也就是说当浓度达到一定值以后，泡沫的封堵能力基本稳定，这与泡沫的静态评价结果是一致的。对于GCS3#和GCS5#发泡剂而言，当发泡剂浓度超过0.5wt％后，其阻力因子超过150，封堵能力强；而对于常温条件下的4#发泡剂而言，其最大阻力因子没有超过8，常温条件下封堵能力较差。泡沫具备一定的封堵能力的原因是：较高的发泡剂浓度可以使形成的泡沫液膜强度增大，从而阻止液体从液膜中的排出，控制了气体的溢出速度，泡沫的半衰期变长，泡沫的稳定性增强，封堵压力有更多的积累，因而使阻力因子增幅明显；而当发泡剂浓度达到一定值后，泡沫的半衰期变短，不会产生封堵压力的积累，其阻力因子的增幅较小。所以由实验结果可知，发泡剂浓度选择在0.4wt％～0.8wt％使泡沫具有较好的封堵能力。

实验例3

本实验例对不同气液比对泡沫阻力因子的影响进行检测。检测方法：在25℃条件下，分别取GCS3#(实施例1所用发泡剂)、GCS4#(市售常规发泡剂)、GCS5#(实施例3所用发泡剂)配制成发泡液(发泡剂的质量浓度为0.5％)，按照气液比为1:4、1:2、1:1、2:1、4:1的比例分别进行发泡，检测泡沫的阻力因子，结果如表3所示。依据表3数据绘制不同发泡液泡沫阻力因子随气液比变化曲线图，如图2所示。

表3气液比对泡沫阻力因子影响数据

从表3和图2可以看出，随着气液比增大阻力因子增大，当气液比大于1:1后，阻力因子增大趋势变缓，再从经济方面考虑，蒸汽氮气泡沫抑制边水过程中发泡剂注入时气液比应选择在1:1～2:1。

实验例4

本实验例对实施例3的注入工艺对氮气泡沫抑制边底水的效果进行检测。检测方法：采用如图3所示的实验用双管模型(1-岩芯管，2-氮气储罐，3-发泡剂储罐，4-蒸汽发生器)，在边水压力为4MPa、综合含水为95％时进行实验，评价注入工艺方式开发效果。结果如图4所示。

其中，对比例4(记为：蒸汽吞吐)为直接注入高温蒸汽进行蒸汽吞吐，未注入氮气和发泡液；对比例5(记为：氮气泡沫+N2蒸汽)为先注入发泡剂，后注入氮气进行段塞，再注入高温蒸汽进行蒸汽吞吐；实施例3记为(记为：N2+氮气泡沫+N2蒸汽)。

从图4可以看出，氮气泡沫抑制边水的两种注入方式均能提高原油采出程度，但相比之下，实施例3的注入工艺N₂+0.5％发泡液+N₂蒸汽的原油采收率提高幅度更大，最终采收率更高，抑制边水效果更好。分析其原因为：先注入一段N₂然后再注泡沫时，N₂会在泡沫与地层流体之间形成一个隔离段塞，能显著降低地层水对泡沫剂的稀释作用，延长泡沫在地层中的稳定时间，从而可以更好的使蒸汽转向并抑制边水的指进；同时，后注入的泡沫可以近似活塞式的推进N₂段塞，充分发挥N₂的气驱作用，提高原油采收率。

实验例5

本实验例对前置氮气段塞大小与注泡沫效果的影响进行检测。检测方法为：保持总氮气注入量不变，改变前置氮气段塞大小分别为总氮气注入量的1/12(对比例6)、1/6(对比例7)、1/3(实施例1)、1/2(实施例2)和2/3(对比例8)，对开采效果进行检测，结果如表4所示。

其中，对比例6、7和8中除前置氮气注入量占总氮气注入量如上所述外，其余操作同实施例1。

表4不同前置氮气段塞大小开发效果对比表

对象	对比例6	对比例7	实施例1	实施例2	对比例8
						前置氮气注入量/氮气总注入量	1/12	1/6	1/3	1/2	2/3
累计产油量(t)	3553	3572	3702	3643	3590
						累积产液量(m3)	10070	10014	10443	10280	10223

从表4可以看出，随着前置氮气段塞的增大，累计产油量先增大后减小，分析原因为：前置氮气段塞过小时，对地层水和泡沫剂的隔离作用有限，泡沫剂被地层水稀释降低了泡沫的稳定性，所以随着前置氮气段塞的增大，累计产油量增加；前置氮气段塞过大时，生成泡沫所需的氮气量过小，生成的泡沫量少，封堵性能降低，增油效果降低。因此前置氮气段塞大小为总氮气注入量的1/3-1/2为最优。

Claims (6)

1.一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，其特征在于：包括下列步骤：

1)在采油井注汽前，注入氮气形成前置氮气段塞；

2)向采油井注入发泡液，发泡液与前置氮气接触发泡；

3)向采油井注入氮气，形成中置氮气段塞；

4)向采油井中注入蒸汽。

2.根据权利要求1所述的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，其特征在于：该采用方法的注入时机为：采油井的周期综合含水率≥90％。

3.根据权利要求1所述的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，其特征在于：前置氮气段塞与中置氮气段塞的总氮气注入量为蒸汽注入量的40～80倍。

4.根据权利要求1或3所述的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，其特征在于：所述前置氮气段塞的氮气注入量为总氮气注入量的1/3～1/2；后置氮气段塞的氮气注入量为总氮气注入量的1/2～2/3。

5.根据权利要求1所述的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，其特征在于：步骤2)中，所述发泡的气液比为1～2:1。

6.根据权利要求1或5所述的氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的采油方法，其特征在于：步骤2)所述发泡液中，发泡剂的质量百分含量为0.4％～0.8％。