CN105587301A - 一种稠油热采提高采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种稠油热采提高采收率的方法，属增加地层能量、提高稠油采收率的稠油热采工艺领域。其工艺步骤为：第一阶段，注汽前正挤入二氧化碳或者氮气；第二阶段，正顶替本地区热污水后焖井；第三阶段，注入氮气或者二氧化碳；第四阶段，注入蒸汽。该方法根据油层特点调整氮气和二氧化碳的注入量和注入顺序，主要应用于稠油封闭断块增能，以及超稠油区块热采井辅助蒸汽吞吐。
Description
技术领域
本发明涉及稠油热采技术领域，具体涉及一种增加地层能量、提高稠油热采采收率的方法。
背景技术
由于稠油具有粘度大、流动性差等特点，制约着稠油油藏的开采，而且随着开发进入中后期，原油粘度高、供液能力较差的问题显得尤为突出，采出程度也越来越低。目前现场主要应用注氮气或者注二氧化碳的方式补充地层能量，提高采收率。因为二氧化碳溶解于原油和水中，一方面使发生严重乳化的原油破乳，大幅度降低粘度，改善近井地带原油的流动性；另一方面，溶解在油和水中二氧化碳的脱出，能形成泡沫油，进一步降低油的粘度，并增加弹性驱能量。而氮气由于饱和汽油比较低，更多的是以游离状态存在于油藏，大幅度增加油藏流体弹性系数延长周期生产时间。在吞吐过程中注入氮气可以增加近井地带压力0.8MPa左右，有效的增加了浅层超稠油油藏的地层能量。而且近期在现场也利用以二氧化碳、氮气、水蒸气/热水等为主要成分的多元热流体来扩大蒸汽的波及体积，提高洗油效率，提高多轮次吞吐稠油油藏的开发效果。它主要是利用火箭发动机的高压燃烧喷射机理，将注入的燃料(柴油)和氧化剂(空气)在燃烧室中密闭燃烧，依靠产生的高温高压气体(体积系数二氧化碳15.27％、氮气84.19％、氧气0.54％)将混合掺入的水气化产生的混合气体，添加化学剂(起泡剂或防腐蚀剂等)后一同注入油井中。但是通过近年矿场实践结果表明：1、二氧化碳在超稠油区块辅助化学驱油剂降粘作用显著，单纯增能效果不理想；2、单纯注氮气时，只发挥增能作用，降粘作用不明显；3、注入多元热流体需要专业的多元热流体发生器，而且注入过程需要伴注缓蚀剂等化工药剂，施工成本较高，同时由于混合气体一次性注入井中，不能针对油藏特点及问题调整气体用量及施工方式。
发明内容
为了弥补现有技术中的不足，本发明提供一种稠油热采提高采收率的方法，主要是发挥CO2和N2协同增能和降粘效应，实现提高采收率的目的。
为了达成上述目的，本发明采用的技术方案为：
一种稠油热采提高采收率的方法，按如下步骤进行：
第一阶段，注汽前正挤入二氧化碳；
第二阶段，正顶替本地区热污水后焖井；
第三阶段，注入氮气；
第四阶段，注入蒸汽。
本发明目的还可通过如下技术措施实现：
所述二氧化碳和氮气注入顺序互换。
所述二氧化碳和氮气注入过程采用液态或气态形式。
所述二氧化碳的液态挤入量按井段长度计算为1-5t/m；气态用量为500-2500m3/m。
所述氮气注入量为油层采出液的20-50％折算出的地面体积，注入压力12-20Mpa，注入速度为600-1200N·m3/h。
第二阶段所述热污水温度为70-100℃；第二阶段所述焖井时间为8-16h。
第四阶段所述蒸汽注入量为1000-3000t，注入压力12-20MPa，注入速度7-10t/h。
本发明是在单纯注氮气或者二氧化碳的基础上，实施注二氧化碳和氮气的复合工艺手段，一是在注汽前正挤入二氧化碳，利用二氧化碳对原油的破乳性，降低原油粘度。同时由于二氧化碳溶于水后呈弱酸性，具有一定的解堵作用，可有效疏通因二次污染造成的地层堵塞。二是在二氧化碳注入后正顶替一定温度的本地区热污水后焖井一段时间，然后正注氮气，利用游离状态的氮气形成弹性驱，增加地层驱动能量，而且氮气导热系数低，在油套环空中起隔热作用，可以降低井筒中的热损失，提高井底蒸汽干度。而且由于CO2和N2具有可交替注入、段塞式注入的特征，可以根据不同油藏特点调整CO2和N2的注入顺序以及注入量。本发明主要应用于稠油封闭断块增能，以及超稠油区块热采井辅助蒸汽吞吐，发挥了CO2和N2协同增能和降粘效应，实现了提高采收率的目的。
具体实施方式
本发明是根据不同油藏和流体特点，优化气体注入方式，在注汽前先后注入一定量的二氧化碳和氮气后再注汽实施吞吐,二氧化碳和氮气注入顺序可变。下面结合具体实施方式对本发明作进一步详细说明。
某井为含砾砂岩，胶结成分泥质为主，岩性胶结疏松-松散，而且储层厚度较薄，厚度20m，渗透率263.2×10-3μm2，泥质含量10.1％，地面原油密度0.9915g/cm3，50℃温度条件下，地面原油粘度35409mPa.s，地层压力为7.42-7.59MPa，压力系数为1.0，地层温度为40-46℃，地温梯度则为3.4-4.0℃/100m。属于常温常压、高渗、构造-岩性特、超稠油油藏，地层产出液为0.0529万方，该井原油粘度高，措施侧重降粘作用，所以方案设计优先注入二氧化碳，具体实施方式如下：
实施例1
第一阶段，注汽前正挤入液态二氧化碳50t；
第二阶段，正顶替70℃的本地区热污水30m3后焖井16h；
第三阶段，注汽前首先预注氮气30000N·m3，采取正注方式；注入压力20Mpa，注入速度为600N·m3/h。
第四阶段，以10t/h的注汽速度注入3000t蒸汽，注入压力18Mpa，焖井6天后放喷、转抽生产。
应用该工艺后，该井生产时间延长39天，累增油162吨，油汽比提高0.04；而某注多元热流体井，生产时间缩短134天，累增油414吨，但其注入期间与3口井发生汽窜，导致3口生产井先后关井，影响产量432吨。通过对比发现，注入多元热流体有较好的增油效果，但因注入排量大，容易发生汽窜，而影响邻井的生产效果，故本发明具有更好的现场适应性。
实施例2
第一阶段，注汽前正挤入液态二氧化碳10t；
第二阶段，正顶替100℃的本地区热污水20m3后焖井8h；
第三阶段，注汽前首先预注氮气12000N·m3，采取正注方式；注入压力15Mpa，注入速度为1200N·m3/h。
第四阶段，以7t/h的注汽速度注入1000t蒸汽，注入压力18Mpa，焖井4天后放喷、转抽生产。
实施例3
第一阶段，注汽前正挤入气态二氧化碳500m3/m；
第二阶段，正顶替80℃的本地区热污水30m3后焖井12h；
第三阶段，注汽前首先预注氮气15000N·m3，采取正注方式；注入压力16Mpa，注入速度为800N·m3/h。
第四阶段，以8t/h的注汽速度注入1000t蒸汽，注入压力20Mpa，焖井5天后放喷、转抽生产。
实施例4
第一阶段，注汽前正挤入气态二氧化碳2500m3/m；
第二阶段，正顶替100℃的本地区热污水25m3后焖井15h；
第三阶段，注汽前首先预注氮气20000N·m3，采取正注方式；注入压力12Mpa，注入速度为800N·m3/h。
第四阶段，以9t/h的注汽速度注入2000t蒸汽，注入压力20Mpa，焖井6天后放喷、转抽生产。
某井所处断块四周被石村断层及其伴生断层切割，地层向北倾没，向南抬高。地层倾角都在4°左右，各小层顶面构造形态在纵向上具有继承性，具独立的油水系统。渗透率756×10-3μm2，泥质含量5.9％，地面原油密度0.9557g/cm3，50℃温度条件下，地面原油粘度4839mPa.s，压力系数为1.0，地层温度为52.7-61.0℃，地温梯度则为3.4-4.0℃/100m。属构造岩性普通稠油油藏。本井处于封闭块，无能量补充，所以方案设计优先注入氮气增能，具体实施方式如下：
实施例5
第一阶段，注汽前正挤入氮气12000N·m3，注入速度为800N·m3/h，采取正注方式；注入压力12Mpa；
第二阶段，正顶替100℃的本地区热污水30m3后焖井10h；
第三阶段，注汽前首先预注气态CO22500m3/m。
第四阶段，以9t/h的注汽速度注入2000t蒸汽，注入压力20Mpa，焖井6天后放喷、转抽生产。
实施例6
第一阶段，注汽前正挤入氮气30000N·m3，注入速度为1200N·m3/h，采取正注方式；注入压力16Mpa；
第二阶段，正顶替100℃的本地区热污水25m3后焖井8h；
第三阶段，注汽前首先预注液态CO250t。
第四阶段，以10t/h的注汽速度注入3000t蒸汽，注入压力20Mpa，焖井5天后放喷、转抽生产。
Claims (7)
1.一种稠油热采提高采收率的方法，其特征在于，按如下步骤进行：
第一阶段，注汽前正挤入二氧化碳；
第二阶段，正顶替本地区热污水后焖井；
第三阶段，注入氮气；
第四阶段，注入蒸汽。
2.如权利要求1所述一种稠油热采提高采收率的方法，其特征在于，所述二氧化碳和氮气注入顺序互换。
3.如权利要求1或2所述一种稠油热采提高采收率的方法，其特征在于，所述二氧化碳和氮气注入过程采用液态或气态形式。
4.如权利要求3所述一种稠油热采提高采收率的方法，其特征在于，所述二氧化碳的液态挤入量按井段长度计算为1-5t/m；气态用量为500-2500m3/m。
5.如权利要求3所述一种稠油热采提高采收率的方法，其特征在于，所述氮气注入量为油层采出液的20-50%折算出的地面体积，注入压力12-20Mpa，注入速度为600-1200N·m3/h。
6.如权利要求1或2所述一种稠油热采提高采收率的方法，其特征在于，第二阶段所述焖井时间为8-16h。
7.如权利要求1或2所述一种稠油热采提高采收率的方法，其特征在于，第四阶段所述蒸汽注入量为1000-3000t，注入压力12-20Mpa，注入速度7-10t/h。
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