CN107869336A - 超稠油化学辅助热采提高采收率方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种超稠油化学辅助热采提高采收率方法，包括：对HDCS吞吐不同周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量进行优化，建立降粘剂、CO2和蒸汽注入量优化图版；开展多个周期HDCS吞吐，分析HDCS吞吐后期产油量低的原因；通过分析HDCS吞吐后期产油量降低的原因，得出HDCS吞吐后期油藏条件下应选择的最佳开采方式，并优化开采方式转变时机；对HDCS吞吐后期转变开采方式后各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量进行优化，建立各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量优化图版。该超稠油化学辅助热采提高采收率方法实现组合方式优化、注入量优化、转化时机优化，达到应用化学辅助热采技术提高采收率和经济效益的目的。

Description

超稠油化学辅助热采提高采收率方法
技术领域
本发明涉及油田开采技术领域，特别是涉及到一种超稠油化学辅助热采提高采收率方法。
背景技术
近年来，超稠油开发日益引起石油界的重视，我国在超稠油开发方面取得了显著的进展，包括超临界注汽、SAGD、HDCS等技术在某些特殊超稠油油藏的开发中发挥了重要作用。在已探明稠油储量中，有近1/3的储量未实现有效动用，这部分储量大多以中深层特超稠油油藏为主。该类油藏的开发难点主要是油藏埋藏深，原油粘度高，油水关系复杂，导致常规开发注汽压力高，热损失大，蒸汽波及范围小，开发效益差。
目前HDCS(HDNS)等化学辅助热采技术开发投入成本高，特别是在目前低油价环境下，稠油提质提效与成本投入之间的矛盾日益突出。并且目前的化学辅助热采技术主要是参考同类油藏借鉴论证，借鉴前期试验效果对比论证，来优化配套HDCS、HDNS、HCS、HCNS，优化化学药剂用量，优化施工段塞。对于不同生产周期，不同采出程度、不同原油粘度、不同含水情况下，油溶性降粘剂、CO2、N2化学工艺的组合方式、用量、施工段塞和注汽量的匹配关系，目前还缺少系统的认识和研究，在效益上还有优化提升的空间。为此我们发明了一种新的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种在超稠油流变特性研究基础上，通过物理模拟、数值模拟研究，实现“三个优化”：组合方式优化、注入量优化、转化时机优化的超稠油化学辅助热采提高采收率方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：超稠油化学辅助热采提高采收率方法，该超稠油化学辅助热采提高采收率方法包括：步骤1，对HDCS吞吐不同周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量进行优化，建立降粘剂、CO2和蒸汽注入量优化图版；步骤2，开展多个周期HDCS吞吐，并分析HDCS吞吐后期产油量低的原因；步骤3，通过分析HDCS吞吐后期产油量降低的原因，得出HDCS吞吐后期油藏条件下应选择的最佳开采方式，并优化开采方式转变时机；步骤4，对HDCS吞吐后期转变开采方式后各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量进行优化研究，建立各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量优化图版。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，通过典型区块油藏数值模拟开展HDCS技术研究，对HDCS吞吐不同周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量进行优化，HDCS各个周期的降粘剂、CO2和蒸汽注入量分别从两个角度进行优化，第一是从提高周期产油量的角度得到技术优化值，第二是从提高周期利润的角度得到经济优化值。
在步骤1中，在优化降粘剂注入量时，在典型井组模型的基础上，模拟计算不同降粘剂注入量下的HDCS开发效果，其中CO2和蒸汽的注入量保持不变，分别得到降粘剂注入量技术优化值和经济优化值。
在步骤1中，在优化CO2注入量优化时，在降粘剂注入量优化的基础上，模拟计算不同CO2注入量下的HDCS开发效果，其中降粘剂和蒸汽的注入量保持不变，分别得到CO2注入量技术优化值和经济优化值。
在步骤1中，在优化蒸汽注入量优化时，在降粘剂和CO2注入量优化的基础上，模拟计算不同蒸汽注入量下的HDCS开发效果，其中降粘剂和二氧化碳的注入量保持不变，分别得到蒸汽注入量技术优化值和经济优化值。
在步骤1中，建立降粘剂、CO2和蒸汽注入量优化图版时，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值。
在步骤2中，针对HDCS吞吐后期产油量低的情况，在模拟典型区块建立的概念模型的基础上，首先开展多个周期HDCS吞吐，降粘剂、CO2和蒸汽注入量均为经济优化值；通过比较HDCS吞吐各周期产油量、近井地带温度、近井地带原油粘度、降粘作用距离和综合降粘指数这些参数分析HDCS吞吐后期产油量低的原因。
在步骤3中，通过分析HDCS吞吐后期产油量降低的原因，得出HDCS吞吐后期油藏条件下应选择的最佳开采方式，包括HDNS、HCNS、HNS；通过数值模拟研究比较HDCS吞吐和HDCS吞吐不同周期后再转变开采方式的产油量变化，优化开采方式转变时机。
在步骤4中，在建立各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量优化图版时，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值。
本发明中的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，涉及一种超稠油油藏HDC(N)S吞吐开采后期转变开采方式的开采方法，首先通过对典型区块油藏数值模拟优化了HDCS吞吐各个周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量，给出了各周期D、C、S注入量优化图版。针对HDCS吞吐后期产油量下降等问题，通过分析其原因，提出HDCS吞吐若干周期后转变开采方式以改善开发效果，并对开采方式转变后的注入参数进行优化。最终得到典型超稠油油藏开发各阶段相应开采方式的注入参数优化图版。在超稠油流变特性研究基础上，通过物理模拟、数值模拟研究，实现“三个优化”：组合方式优化、注入量优化、转化时机优化；组合方式优化主要是通过物理模拟研究不同开发方式下的注汽压力、吞吐效果等；注入量优化指开展HDCS数值模拟研究，优化不同开发阶段降粘剂、CO2、N2和蒸汽最优注入量；转化时机优化主要是通过数值模拟研究HDC(N)S吞吐开采后期转变开采方式的技术可行性、转化条件和转化时机，从而进一步提高采收率和稠油开发经济效益。
附图说明
图1为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS第1周期产油量与降粘剂用量优化的示意图；
图2为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS第1周期利润与降粘剂用量优化的示意图；
图3为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS第1周期产油量与二氧化碳用量优化的示意图；
图4为本发明的一具体实施例中广9区HDCS第1周期利润与二氧化碳用量优化的示意图；
图5为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS第1周期产油与蒸汽量优化的示意图；
图6为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS第1周期利润与蒸汽量优化的示意图；
图7为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS吞吐周期降粘剂周期注入量的示意图；
图8为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS吞吐周期CO2周期注入量的示意图；
图9为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS吞吐周期蒸汽周期注入量的示意图；
图10为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS周期产油的示意图；
图11为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS周期近井地带温度的示意图；
图12为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS周期近井地带原油粘度的示意图；
图13为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS周期降粘作用距离的示意图；
图14为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS周期综合降粘指数的示意图；
图15为本发明的一具体实施例中广9区块HDCS周期近井地带压力的示意图；
图16为本发明的一具体实施例中广9区块优化HDCS转HNS时机的示意图；
图17为本发明的一具体实施例中广9区块优化转HNS后近井地带压力变化的示意图；
图18为本发明的一具体实施例中广9区块HNS后氮气用量优化的示意图；
图19为本发明的超稠油化学辅助热采提高采收率方法的一具体实施例的流程图。
具体实施方式
为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。
如图19所示，图19为本发明的超稠油化学辅助热采提高采收率方法的流程图。
在步骤101，HDCS吞吐不同因素注入量优化。
首先通过典型区块油藏数值模拟开展HDCS技术研究，对HDCS吞吐不同周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量进行优化。HDCS各个周期的D、C、S注入量分别从两个角度进行优化，第一是从提高周期产油量的角度得到技术优化值，第二是从提高周期利润的角度得到经济优化值。
(1)降粘剂注入量优化。在典型井组模型的基础上，模拟计算不同降粘剂注入量下的HDCS开发效果，其中CO2和蒸汽的注入量保持不变，分别得到降粘剂注入量技术优化值和经济优化值。
(2)CO2注入量优化。在降粘剂注入量优化的基础上，模拟计算不同CO2注入量下的HDCS开发效果，其中降粘剂和蒸汽的注入量保持不变，分别得到CO2注入量技术优化值和经济优化值。
(3)蒸汽注入量优化。在降粘剂和CO2注入量优化的基础上，模拟计算不同蒸汽注入量下的HDCS开发效果，其中降粘剂和二氧化碳的注入量保持不变，分别得到蒸汽注入量技术优化值和经济优化值。
在步骤102，基于步骤101优化的多个HDCS吞吐周期D、C、S注入量，建立D、C、S注入量优化图版，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值。
在步骤103，针对HDCS吞吐后期产油量低的情况，在模拟典型区块建立的概念模型的基础上，首先开展多个周期HDCS吞吐，D、C、S注入量均为经济优化值。
在步骤104，通过比较HDCS吞吐各周期产油量、近井地带温度、近井地带原油粘度、降粘作用距离和综合降粘指数等参数分析HDCS吞吐后期产油量低的原因。
在步骤105，通过分析HDCS吞吐后期产油量降低的原因，得出HDCS吞吐后期油藏条件下应选择的最佳开采方式，HDNS、HCNS、HNS等。
在步骤106，通过数值模拟研究比较HDCS吞吐和HDCS吞吐不同周期后再转变开采方式的产油量变化，优化开采方式转变时机。
在步骤107，基于上述研究，对HDCS吞吐后期转变开采方式后各周期D、C、N、S注入量进行优化研究，分别得到各周期D、C、N、S注入量优化图版，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值。
在应用本发明的一具体实施例中，乐安油田广9井区地理位置处于山东省东营市广饶县颜徐乡，北临王家岗油田，西为博兴油田，南靠鲁西隆起，东接广饶凸起，目的层系馆陶组。构造位置位于东营凹陷南斜坡，草桥－纯化镇断鼻带东部，博兴洼陷的东斜坡，乐安油田南区南部。广9井区馆陶组储层岩性主要为：砾岩、砂质砾岩夹薄层砾状砂岩、含砾砂岩的粗碎屑岩储层。馆陶组储层岩石不均匀，分选极差，胶结成分泥质，岩性胶结疏松-松散。砾岩成分为碳酸盐岩，砾石本身不含油，砾石最大为110×120mm，一般砾石直径10-50mm，砾间由小于5mm的砾石、砂质及少量泥质充填。
选取广9区块基本油藏参数建立概念模型，如表1所示。模型油藏埋深为840m，有效厚度为10m，孔隙度为33％，渗透率为5000×10-3μm2，初始含油饱和度为0.70，油藏温度为50℃，原始地层压力为8.4MPa。概念模型包含一口吞吐水平井，长度为200m。
表1 广9区块概念模型基础参数表
在概念模型上首先开展了HDCS技术研究，蒸汽注入温度为350℃，蒸汽干度为0.5，注入方式为依次向地层注入降粘剂段塞、二氧化碳段塞，然后进行蒸汽吞吐对HDCS吞吐不同周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量进行优化。
1、广9区块HDCS吞吐各周期不同因素注入量优化(以第一周期为例)
(1)降粘剂注入量优化。在典型井组模型的基础上，模拟计算了降粘剂注入量分别为3、5、8、10、15t时HDCS开发效果，其中CO2和蒸汽的注入量保持不变，均为100t和2000t，模拟结果如表2所示。
表2 不同降粘剂注入量对HDCS开发效果影响表(第1周期)
通过对表2中的降粘剂注入量对周期产油量作图，得到周期产油量随降粘剂注入量变化图，见图1所示，周期产油量随着降粘剂的增大而增大，当降粘剂注入量超过10t后，产油量增加幅度缓慢，因此从提高周期产油的角度，推荐降粘剂注入量为10t。但降粘剂注入量越大，投入成本越高，通过对表2中的降粘剂注入量对总利润作图，得到总利润随降粘剂注入量变化图，见图2所示，总利润先是随着降粘剂注入量的增大而增大，然后逐渐降低，当降粘剂注入量为8t时，总利润最高，因此从追求利润最大化的角度，推荐降粘剂注入量为8t。
(2)CO2注入量优化。在典型井组模型的基础上，模拟计算了二氧化碳注入量分别为50、80、100、120、150t时HDCS开发效果，其中降粘剂和蒸汽的注入量保持不变，均为10t和2000t，模拟结果如表3所示。
表3 不同二氧化碳注入量对HDCS开发效果影响表(第1周期)
通过对中CO2注入量对周期产油量作图，得到周期产油量随CO2注入量变化图，见图3所示，周期产油量随着二氧化碳的增大而增大，当注入量超过150t后，产油量增加幅度缓慢，因此从提高周期产油的角度，推荐二氧化碳注入量为150t。但二氧化碳注入量越大，投入成本越高，通过对表3中CO2注入量对总利润作图，得到总利润随CO2注入量变化图，见图4所示，总利润先是随着二氧化碳注入量的增大而增大，然后逐渐降低，当二氧化碳注入量为120t时，总利润最高，因此从追求利润最大化的角度，推荐降粘剂注入量为120t。
(3)蒸汽注入量优化。在典型井组模型的基础上，模拟计算了蒸汽注入量分别为1500、1800、2000、2200、2500t时HDCS开发效果，其中降粘剂和二氧化碳的注入量保持不变，均为10t和150t，模拟结果如表4所示。
表4 不同蒸汽注入量对HDCS开发效果影响表(第1周期)
通过对表4中蒸汽注入量对周期产油量作图，得到周期产油量随蒸汽注入量变化图，见图5所示，周期产油量随着蒸汽注入量的增大而增大，当注入量超过2200t后，产油量增加幅度缓慢，因此从提高周期产油的角度，推荐蒸汽注入量为2200t。但蒸汽注入量越大，投入成本越高，通过对表4中蒸汽注入量对总利润作图，得到总利润随蒸汽注入量变化图，见图6所示，总利润先是随着蒸汽注入量的增大而增大，然后逐渐降低，当蒸汽注入量为2000t时，总利润最高，因此从追求利润最大化的角度，推荐蒸汽注入量为2000t。
(5)基于上述研究，整理得到HDCS第一周期的D、C、S注入量从两个角度进行优化的方案，如表5所示。
表5 HDCS第1周期不同因素注入量优化值表
因素 技术优化注入量，t 经济优化注入量，t
降粘剂 10 8
二氧化碳 150 120
蒸汽 2200 2000
(6)参照HDCS第一周期D、C、S注入量优化方案，优化了12个HDCS吞吐周期DCS注入量，建立了表6所示的DCS注入量优化图版，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值。
表6 DCS注入量优化图版表
通过对表6中DCS优化注入量分别作图，得到HDCS吞吐不同周期D、C、S注入量变化图，见图7-图9所示，可以看出降粘剂和CO2的注入量均随着吞吐周期的增加而降低，从增油的角度出发，HDCS吞吐6周期时，不推荐注降粘剂，转入HCS开发；吞吐8周期时，不推荐注CO2，转蒸汽吞吐开发；从提高生产利润出发，HDCS吞吐4周期时，不推荐注入降粘剂，转入HCS开发，吞吐7周期时，不推荐注入CO2，转入蒸汽吞吐开发。
2、广9区块HDCS吞吐后期转变开采方式技术研究
(1)针对广9区块HDCS吞吐后期产油量低的情况，在概念模型的基础上，开展了12个周期HDCS吞吐模拟，DCS注入量均为经济优化值。
(2)根据数值模拟结果，通过对HDCS吞吐各周期产油量作图，得到各周期产油量变化图，见图10所示，可以看出HDCS前8个吞吐周期产油量较高，但是吞吐8周期后产量递减较快。
(3)通过对HDCS吞吐各周期近井地带温度和近井地带原油粘度作图，得到各周期近井地带温度和原油粘度变化图，见图11、图12所示，可以看出近井地带温度随着吞吐轮次的增大而逐渐增大，近井地带的原油粘度随着吞吐周期的增大而明显降低。
(4)通过对HDCS吞吐各周期降粘作用距离和综合降粘指数作图，得到各周期降粘作用距离和综合降粘指数变化图，见图13、图14所示。
(5)通过对HDCS吞吐各周期近井地带压力作图，得到各周期近井地带压力变化图，见图15所示，可以看出吞吐后期近井地带压力逐渐降低。
(6)通过分析数值模拟结果可以看出HDCS吞吐后期产油量低的原因主要有：
①由于HDCS吞吐后期原油粘度已经很低，因此DCS的降粘效果不明显，虽然降粘作用距离(图13)随着吞吐周期逐渐增大，但是综合降粘指数(图14)却逐渐减小。综合上面的分析，HDCS吞吐后期近井地带的原油粘度已经很低，HDCS吞吐后期降粘效果不明显，从而造成了产油量的迅速下降，也就是说降低原油粘度已经不是制约该区块开发的核心问题。
②从近井地带压力变化(图15)，可以看出HDCS吞吐后期地层压力较低，压力越低，回采能量越少，从而造成产油量下降较快，因此补充地层能量成为HDCS吞吐后期制约该区块开发的关键。HNS技术中的氮气可以起到补充地层能量的作用，因此可以考虑HDCS吞吐后期转HNS技术。
3、广9区块HDCS转HNS技术研究
通过数值模拟研究比较了HDCS吞吐和HDCS吞吐不同周期(4、6、8、10)后再转HNS(氮气60000m3,蒸汽1900t)的产油量变化。由图16可以看出HDCS吞吐8周期后转4个周期HNS总产油量最高，因此优化转HNS时机为HDCS吞吐8周期。
从图17近井地带压力变化曲线可以看出，HDCS转HNS后，近井地带压力逐渐增大，说明HNS起到了补充地层能量的作用，从而改善了开发效果。
基于上述研究，对HDCS转HNS后各周期N2注入量进行优化研究，分别得到各周期N2注入量的技术优化值和经济优化值，填写成表7。
表7 NS注入量优化图版表
通过对表7中N、S注入量优化图版作图，得到HNS吞吐不同周期N2注入量变化图，见图18所示，随着HNS吞吐轮次的增加，氮气注入量逐渐增大，这是由于随着吞吐轮次的增加，地层能量逐渐衰竭，需要增大氮气注入量补充能量；蒸汽的注入量基本保持不变。
针对超稠油开发的难度和HDC(N)S技术面临的不足，本发明通过开展典型超稠油区块化学辅助热采技术数值模拟研究，优化D、C、N、S在不同开发阶段的段塞组合方式、注入量，给出D、C、N的最优段塞注入量和蒸汽注入量，在此基础上制作适用于矿场应用的D、C、N、S最优组合方式和注入量的图版，从而达到HDC(N)S技术的优化配置，为提高化学辅助热采技术的经济效益提供理论基础。

Claims (9)

1.超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，该超稠油化学辅助热采提高采收率方法包括：
步骤1，对HDCS吞吐不同周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量进行优化，建立降粘剂、CO2和蒸汽注入量优化图版；
步骤2，开展多个周期HDCS吞吐，并分析HDCS吞吐后期产油量低的原因；
步骤3，通过分析HDCS吞吐后期产油量降低的原因，得出HDCS吞吐后期油藏条件下应选择的最佳开采方式，并优化开采方式转变时机；
步骤4，对HDCS吞吐后期转变开采方式后各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量进行优化，建立各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量优化图版。
2.根据权利要求1所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤1中，通过典型区块油藏数值模拟开展HDCS技术研究，对HDCS吞吐不同周期降粘剂、CO2和蒸汽注入量进行优化，HDCS各个周期的降粘剂、CO2和蒸汽注入量分别从两个角度进行优化，第一是从提高周期产油量的角度得到技术优化值，第二是从提高周期利润的角度得到经济优化值。
3.根据权利要求2所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤1中，在优化降粘剂注入量时，在典型井组模型的基础上，模拟计算不同降粘剂注入量下的HDCS开发效果，其中CO2和蒸汽的注入量保持不变，分别得到降粘剂注入量技术优化值和经济优化值。
4.根据权利要求2所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤1中，在优化CO2注入量优化时，在降粘剂注入量优化的基础上，模拟计算不同CO2注入量下的HDCS开发效果，其中降粘剂和蒸汽的注入量保持不变，分别得到CO2注入量技术优化值和经济优化值。
5.根据权利要求2所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤1中，在优化蒸汽注入量优化时，在降粘剂和CO2注入量优化的基础上，模拟计算不同蒸汽注入量下的HDCS开发效果，其中降粘剂和二氧化碳的注入量保持不变，分别得到蒸汽注入量技术优化值和经济优化值。
6.根据权利要求1所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤1中，建立降粘剂、CO2和蒸汽注入量优化图版时，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值。
7.根据权利要求1所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤2中，针对HDCS吞吐后期产油量低的情况，在模拟典型区块建立的概念模型的基础上，首先开展多个周期HDCS吞吐，降粘剂、CO2和蒸汽注入量均为经济优化值；通过比较HDCS吞吐各周期产油量、近井地带温度、近井地带原油粘度、降粘作用距离和综合降粘指数这些参数分析HDCS吞吐后期产油量低的原因。
8.根据权利要求1所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤3中，通过分析HDCS吞吐后期产油量降低的原因，得出HDCS吞吐后期油藏条件下应选择的最佳开采方式，包括HDNS、HCNS、HNS；通过数值模拟研究比较HDCS吞吐和HDCS吞吐不同周期后再转变开采方式的产油量变化，优化开采方式转变时机。
9.根据权利要求1所述的超稠油化学辅助热采提高采收率方法，其特征在于，在步骤4中，在建立各周期降粘剂、CO2、N2和蒸汽注入量优化图版时，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值。
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