CN106761627B - 一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法，其包括以下步骤：向稠油油井中注入固相颗粒堵水段塞，以对油层进行封堵；待注入压力上升1.0MPa以上时，向油井中依次注入泡沫段塞和氮气段塞，以封堵油层中的高渗透孔道；当泡沫段塞注入量达到设计量时，停注泡沫段塞，只向油井中注入氮气段塞；当氮气注入量达到设计量时，再向油井中注入封口段塞，以将所注入的氮气以及泡沫封闭于油层中，最后进行注蒸汽吞吐生产。本发明提供的方法可有效补充地层能量，防止施工过程气窜，调整油层吸汽剖面，扩大波及体积，达到改善高轮次低效蒸汽吞吐井恢复产能，提高稠油油藏采收率，延长生产周期，提高生产水平，提升油汽比的目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法，具体涉及一种利用氮气及其他油田化学剂改善稠油蒸汽吞吐开发效果的方法，属于稠油油藏开发技术领域。
背景技术
目前蒸汽吞吐热采技术是国内外稠油油藏开发的主要技术，其具有工艺简单，适用范围广、开发效率高等特点。蒸汽注入地层后，释放的热量能够有效降低原油粘度，提高原油流动能力，同时蒸汽能够提高地层压力，为驱动原油提供能量，但随着开发过程的深入，吞吐轮次升高，蒸汽吞吐效率下降，主要表现出以下几个方面的问题：
一是，蒸汽吞吐开发属于衰竭式开采，随着原油与地下水被不断采出，地层亏空严重，压力不断下降，导致开发能量不足；
二是，部分油藏非均质性较强，层内层间渗透率差异较大，油藏纵向动用不均，各层吸汽强度差异大，甚至出现蒸汽超覆或汽窜问题；
三是，吞吐开发中后期，油藏剩余油分散，边底水不断侵入，水淹情况严重，周期油汽比逐渐下降。
因此，需要通过利用辅助技术配合蒸汽吞吐施工，以期既能补充地层能量，又能够调整注汽剖面，扩大蒸汽波及体积，同时还能降低边底水水淹问题的影响，整体上提高蒸汽吞吐开发油气比，延长蒸汽吞吐周期。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法。
为达到上述目的，本发明提供一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法，其包括以下步骤：
步骤(1)、向稠油油井中注入固相颗粒堵水段塞，以对油层进行封堵；
步骤(2)、待注入压力上升1.0MPa以上时，向油井中依次注入泡沫段塞和氮气段塞，以封堵油层中的高渗透孔道；
步骤(3)、当泡沫段塞注入量达到设计量时，停注泡沫段塞，只向油井中注入氮气段塞；
步骤(4)、当氮气注入量达到设计量时，再向油井中注入封口段塞，以将所注入的氮气以及泡沫封闭于油层中，最后进行注蒸汽吞吐生产。
根据本发明的具体实施方案，在该方法的步骤(1)中向稠油油井中注入固相颗粒堵水段塞对油层进行封堵，以降低后续注入流体(气、液)窜流的可能性。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法的步骤(1)中采用水泥车将所述固相颗粒堵水段塞正注入油井中，其注入速度为10-30m3/h。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法的步骤(1)中所述固相颗粒堵水段塞包括质量浓度为0.5-0.8％的耐温木质素颗粒、质量浓度为0.1-0.2％的聚合物及余量为水，且所述质量浓度是以固相颗粒堵水段塞的总体积为基准计算得到的。
本发明所述固相颗粒堵水段塞使用的聚合物为本领域使用的常规聚合物，在本发明具体实施方案中，该聚合物为阴离子型聚丙烯酰胺。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法中根据油层渗透率及注入压力情况合理选择步骤(1)中所用耐温木质素颗粒的粒径及配比：
当油层渗透率为2.5-3μm2时，所用耐温木质素颗粒为100目木质素颗粒与200目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为2:8-4:6；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至1:1-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.0MPa以上，优选注入压力上升1.5-2.5MPa；
当油层渗透率为1.5-2.5μm2时，所用耐温木质素颗粒为200目木质素颗粒与300目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为2:8-4:6；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至1:1-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.0MPa以上，更优选注入压力上升1.5-2.0MPa；
当油层渗透率为0.8-1.5μm2时，所用耐温木质素颗粒为200目木质素颗粒与300目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为1:9-3:7；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至4:6-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.0MPa以上，更优选注入压力上升1-1.5MPa。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法的步骤(2)中所述氮气段塞和泡沫段塞的气液体积比为0.5:1-2:1。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法的步骤(2)中所述泡沫段塞包括质量浓度为0.2-0.5％的起泡剂、质量浓度为0.05-0.1％的聚合物及余量为水，且所述质量浓度是以泡沫段塞的总体积为基准计算得到的。
本发明所述泡沫段塞使用的起泡剂及聚合物分别为本领域使用的常规起泡剂及聚合物，在本发明具体实施方案中，所用起泡剂及聚合物分别为α-烯烃磺酸钠及阴离子型聚丙烯酰胺。
根据本发明的具体实施方案，在该方法的步骤(2)中向稠油油井中注入泡沫段塞，利用耐温(发泡剂α-烯烃磺酸钠本身具有耐温性，耐温达300℃)泡沫封堵油层中的高渗透孔道，预防后续注气气窜，扩大纵向油层注气波及体积。
本发明注入氮气可以补充地层能量，提高地层压力，提高回采水率。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法的步骤(3)中，当累计注氮气量达到设计量的30％以上，且注气压力下降0.5MPa或者周围井明显气窜时，则需要重复步骤(2)向油井依次注入泡沫段塞和氮气段塞，至气窜消失，再继续步骤(4)操作。
其中，当累计注气量达到设计量的30％以上，且注气压力下降0.5MPa或者周围井明显气窜，说明注气过程中，气窜已经形成，此时并非注气到设计量，而是因为气窜已经发生，需要重新将注氮气改为注氮气泡沫，即氮气和泡沫液形成的泡沫，注泡沫是利用泡沫粘度大、流速慢的特性降低气窜影响，当注入一定量泡沫后，气窜问题得到控制，则改为注氮气，当氮气量注到设计量，停止注氮气，改为注封口段塞。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法的步骤(4)中所述封口段塞的用量根据以下公式计算得到：
V＝πr2hФ；
式中：r为处理半径，h为油层厚度，Ф为孔隙度。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法的步骤(4)中所述封口段塞包括质量浓度为30-50％的水玻璃、质量浓度为7.5-12.5％的尿素、质量浓度为0.15-0.25％的聚合物、质量浓度为1-5％的温固型复合封口剂及余量为水，且所述质量浓度是以封口段塞的总体积为基准计算得到的。
本发明所述封口段塞使用的聚合物为本领域使用的常规聚合物，在本发明优选的实施方式中，所用聚合物为阴离子型聚丙烯酰胺。
根据本发明的具体实施方案，优选地，该方法所用的封口段塞的制备包括以下步骤：
将所述水玻璃、尿素、聚合物依次加入温度为30-60℃的水中，再进行搅拌，待混合物粘度达到100mPa·s以上时，加入温固型复合封口剂，再经搅拌得到所述封口段塞；
更优选地，将水玻璃、尿素及聚合物混合后进行搅拌1-2h；
还更优选地，加入温固型复合封口剂后搅拌时间为5-20min。
根据本发明的具体实施方案，优选地，该方法所用的温固型复合封口剂包括低熔点聚酯纤维，该低熔点聚酯纤维的熔点为110-120℃，长度为0.5-5mm，直径为0.05-0.1mm。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在该方法中，所述氮气为以700-900m3/h的速率匀速注入。
根据本发明的具体实施方案，在该方法的步骤(4)中采用水泥车将所述封口段塞正注入油井井口内，侯凝36-72h后，开始注入蒸汽。
根据本发明的具体实施方案，步骤(4)中向稠油油井中注入封口段塞，利用温固型复合封口剂(如低熔点聚酯纤维)将注入的氮气以及泡沫封闭在油层中，避免注入的气体过快回吐；同时利用低熔点聚酯纤维遇高温水化的特性，使封口剂固化后保留一部分孔隙，保留一定渗流能力，保证“堵而不死”。
根据本发明的具体实施方案，其中，泡沫液设计量及氮气设计量均是本领域技术人员可以根据现场作业需要合理设计得到的。
具体地，封口剂中的水玻璃与尿素在地层温度(80℃以上)下发生固化反应48h后，形成固相物质，该固相物质耐温高于300℃，封堵率高于95％，且该固相物质将低熔点聚酯纤维包裹在其中，当注蒸汽后，温度达到200℃以上，由于固相物质的耐温性高于300℃，所以该固相物质并不会降解，而其中的聚酯纤维，由于其熔点低，在高温条件下会水化降解，水化后留下一定的空隙，这些空隙使封口剂固化后，保留一定的渗透率，不会使油层完全堵死，只是使其渗透率降低。
为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清晰，下面将对本发明做进一步地详细描述。
本发明提供了一种改善稠油蒸汽吞吐开发效果的方法，包括前置堵水段塞的配方选择、配制以及注入方式选择；注氮气段塞过程中发生气窜问题后的注气方式调整(即若周围井气窜，则重新注入泡沫段塞)；封口段塞配方选择、注入量控制、注入方式控制等关键技术。
具体的注入流程及控制思路见图1-2所示。
前置段塞(固相颗粒堵水段塞)配方选择包括，根据油层渗透率情况，渗透率为2.5-3.5μm2的油层，应用质量浓度为0.5％的木质素颗粒(木质素粒径100目：200目质量比为3:7)+质量浓度为0.2％的聚合物(阴离子型聚丙烯酰胺)配制堵水段塞，注入50m3至300m3固相颗粒堵水段塞(水溶液)后，压力升高1.5MPa以上，停止注入；若压力没有上升，将两种木质素质量比调整至1:1，继续注入50-150m3，确保注入压力上升1.5-2.5MPa；
地层渗透率与木质素配方设计，详见下表1所示。注入方式为采用水泥车正注，注入速度30m3/h。
表1
泡沫段塞配方为起泡剂(AOS)质量浓度0.5％及聚合物(阴离子型聚丙烯酰胺HPAM)质量浓度0.1％，配制及注入方式为：将储于储水罐1中的水注入配药罐2中，加入质量浓度0.5％的起泡剂，搅拌10min后，加入质量浓度0.1％的聚合物，搅拌30min后，通过柱塞泵3并经三通5与氮气(制氮车4提供)同时注入(因为只有发泡液与氮气同时注入才能生成泡沫，当泡沫液注入量达到设计量，则停注泡沫液，只注氮气至设计量)井6内，注入流程见图3所示。
封口段塞配方及配制方法为：先加入质量浓度为40％的水玻璃(NaSiO3·2H2O)、质量浓度为10％的尿素、质量浓度为0.15％的聚丙烯酰胺(增粘悬浮剂)搅拌1h后，粘度达到100-300mPa·s，再加入质量浓度为3％的低熔点聚酯纤维(材料聚酯，熔点110℃，长度2mm，直径0.1mm)，搅拌20min后，利用水泥车正注入井口内，侯凝48h后，开始注入蒸汽。
本发明主要针对稠油油藏在经过高轮次吞吐开发后，周期产量下降，开发效率降低的问题，综合利用氮气、发泡剂、堵水剂等油田化学剂进行辅助蒸汽吞吐的方法。
本发明所提供的技术方案带来的有益效果是：
本发明综合多项油田化学剂及氮气，提供了一种可以明显改善低效稠油吞吐井生产效果的方法，既利用氮气压缩系数高、比重低、不易溶于油和水等特性，补充地层能量，提高回采水率，改善蒸汽波及效果，又综合利用了木质素颗粒堵剂、泡沫防止低压高渗透性油层易气窜的问题，还利用了温固性封口剂有效防止注气回吐，延长了注氮气辅助蒸汽吞吐开发的有效期。
本发明所提供的方法综合发挥了木质素固相颗粒封窜、泡沫调剖、氮气补能助排、封口剂控制气体返排的作用，可有效补充地层能量，防止施工过程气窜，调整油层吸汽剖面，扩大波及体积，达到改善高轮次低效蒸汽吞吐井恢复产能，提高稠油油藏采收率，延长生产周期，提高生产水平，提升油汽比的目的。
附图说明
图1为本发明所提供的调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法工艺流程图；
图2为本发明所提供的调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法具体的注入流程及控制思路图；
图3为本发明提供的调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法中注入泡沫段塞示意图。
主要附图标号说明：
1、储水罐；
2、配药罐；
3、柱塞泵；
4、制氮车；
5、三通；
6、井口。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例及说明书附图对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种调堵助排双效辅助稠油吞吐开发方法，其包括以下步骤：
洼31-30井为小洼油田一口生产井，地下原油粘度为32000mPa.s，采油常规蒸汽吞吐20轮后，生产周期缩短，产量下降明显，地层压力由7.5MPa下降至3.1MPa。
于2015年7月对该油井进行本实施例所提供的调堵助排双效辅助稠油吞吐技术施工，因此注入固相颗粒堵水段塞200m3，该固相颗粒堵水段塞中，以该固相颗粒堵水段塞的总体积计算，木质素颗粒的质量浓度为0.5％，聚合物(阴离子型聚丙烯酰胺)的质量浓度为0.2％，其中，该木质素颗粒由粒径为100目及200目的木质素以质量比3:7组成，注入压力升高1.5MPa；
随后注入氮气泡沫段塞(即依次注入泡沫段塞及氮气段塞)600m3(该泡沫段塞含有质量浓度为0.5％的α-烯烃磺酸钠发泡剂，质量浓度为0.1％的阴离子型聚丙烯酰胺及余量为水)，其中，发泡液体积200m3，氮气地下体积为400m3，气液体积比按照地下体积气液比2:1设计)；
后续注入氮气150000m3；
最后注入封口段塞80m3(水玻璃质量浓度为40％、尿素质量浓度为10％、熔点为110℃，长度为2mm，直径为0.1mm的聚酯纤维质量浓度为3％及阴离子型聚丙烯酰胺质量浓度为0.15％，且封口段塞的用量根据公式V＝πr2hФ计算得到，式中：r为处理半径，本实施例中为2m；h为油层厚度；Ф为孔隙度)，侯凝48h后，注蒸汽1500t，焖井2d后开井生产，目前日产油5.3t，含水67.4％，已累计生产270d，同比上周期增油437t，平均含水下降15.3％，增油效果显著。
Claims (12)
1.一种稠油吞吐开发方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤(1)、向稠油油井中注入固相颗粒堵水段塞，以对油层进行封堵；
步骤(1)中所述固相颗粒堵水段塞包括质量浓度为0.5-0.8％的耐温木质素颗粒、质量浓度为0.1-0.2％的聚合物及余量为水，且所述质量浓度是以固相颗粒堵水段塞的总体积为基准计算得到的；
所述聚合物包括阴离子型聚丙烯酰胺；
步骤(2)、待注入压力上升1.0MPa以上时，向油井中依次注入泡沫段塞和氮气段塞，以封堵油层中的高渗透孔道；
步骤(3)、当泡沫段塞注入量达到设计量时，停注泡沫段塞，只向油井中注入氮气段塞；
步骤(3)中当累计注氮气量达到设计量的30％以上，且注气压力下降0.5MPa或者周围井明显气窜时，则需要重复步骤(2)向油井依次注入泡沫段塞和氮气段塞，至气窜消失，再继续步骤(4)操作；
步骤(4)、当氮气注入量达到设计量时，再向油井中注入封口段塞，以将所注入的氮气以及泡沫封闭于油层中，最后进行注蒸汽吞吐生产；
步骤(4)所述封口段塞包括质量浓度为30-50％的水玻璃、质量浓度为7.5-12.5％的尿素、质量浓度为0.15-0.25％的聚合物、质量浓度为1-5％的温固型复合封口剂及余量为水，且所述质量浓度是以封口段塞的总体积为基准计算得到的；
所述聚合物包括阴离子型聚丙烯酰胺；
所述温固型复合封口剂包括低熔点聚酯纤维；
该低熔点聚酯纤维的熔点为110-120℃，长度为0.5-5mm，直径为0.05-0.1mm。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(1)中采用水泥车将所述固相颗粒堵水段塞正注入油井中，其注入速度为10-30m3/h。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据油层渗透率及注入压力情况合理选择步骤(1)中所用耐温木质素颗粒的粒径及配比：
当油层渗透率为2.5-3μm2时，所用耐温木质素颗粒为100目木质素颗粒与200目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为2:8-4:6；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至1:1-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.0MPa以上；
当油层渗透率为1.5-2.5μm2时，所用耐温木质素颗粒为200目木质素颗粒与300目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为2:8-4:6；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至1:1-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.0MPa以上；
当油层渗透率为0.8-1.5μm2时，所用耐温木质素颗粒为200目木质素颗粒与300目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为1:9-3:7；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至4:6-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.0MPa以上。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，根据油层渗透率及注入压力情况合理选择步骤(1)中所用耐温木质素颗粒的粒径及配比：
当油层渗透率为2.5-3μm2时，所用耐温木质素颗粒为100目木质素颗粒与200目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为2:8-4:6；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至1:1-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.5-2.5MPa；
当油层渗透率为1.5-2.5μm2时，所用耐温木质素颗粒为200目木质素颗粒与300目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为2:8-4:6；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至1:1-7:3，继续注入以保证注入压力上升1.5-2.0MPa；
当油层渗透率为0.8-1.5μm2时，所用耐温木质素颗粒为200目木质素颗粒与300目木质素颗粒的混合物，其中二者的质量比为1:9-3:7；若注入压力升高1.0MPa以上，则停止注入；若注入压力没有上升，则将两种木质素颗粒质量比调整至4:6-7:3，继续注入以保证注入压力上升1-1.5MPa。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(2)所述泡沫段塞包括质量浓度为0.2-0.5％的起泡剂、质量浓度为0.05-0.1％的聚合物及余量为水，且所述质量浓度是以泡沫段塞的总体积为基准计算得到的。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述起泡剂包括α-烯烃磺酸钠。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述聚合物包括阴离子型聚丙烯酰胺。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(2)中所述氮气段塞和泡沫段塞的气液体积比为0.5:1-2:1。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(4)所述封口段塞的用量根据以下公式计算得到：
V＝πr2hФ；
式中：r为处理半径，h为油层厚度，Ф为孔隙度。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述封口段塞的制备包括以下步骤：
将所述水玻璃、尿素、聚合物依次加入温度为30-60℃的水中，再进行搅拌，待混合物粘度达到100mPa·s以上时，加入温固型复合封口剂，再经搅拌得到所述封口段塞。
11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，将水玻璃、尿素及聚合物混合后进行搅拌1-2h。
12.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，加入温固型复合封口剂后搅拌时间为5-20min。
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