CN107893648B - 稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种应用于稠油油藏的二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，包括利用向稠油油藏注入二氧化碳为地层蓄积能量并对原油进行初始降粘、然后利用高效冷采降粘剂在二氧化碳低温效应环境下实现对稠油进一步降粘、降低界面张力、溶解稠油中析出的胶质和沥青质、从而改善地下稠油流动性的同时增加原油驱动能量、提高稠油油藏开采程度的采油方法。本发明方法实现了对稠油油藏储层能量的提高、地下原油流动性的提升，并降低了稠油冷采过程中低温效应导致的胶质及沥青质析出造成的冷伤害效应，从而极大地提高了稠油油藏的储量动用程度。

Description

稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法
技术领域
本发明涉及稠油油藏开发技术领域，特别是涉及一种稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法。
背景技术
稠油是指粘度较大的原油，多含胶质、蜡质和沥青质等重质、长链烃类组分。胶质主要是含有杂原子的碳杂环结构，它们之间靠π-π作用以及静电吸引形成了的超强的交联缠绕作用，导致原油粘度高；沥青质主要是由多苯环共轭形成的大分子结构，分子量在700～1000左右。由于稠油粘度较大，在地下储层中流动能力较差、流动压差大、流度较低，往往导致稠油油藏在开发过程中地层能量衰减过快、采出程度较低。所以，提高稠油油藏开发程度的核心在于降低原油粘度并提高地层能量。通常的稠油开采工艺，分为“热采”和“冷采”。热采是指通过加热手段，如电加热、火烧油层、蒸汽吞吐、SAGD等技术，通过热量溶解、分解稠油中的重质组分从而降低原油粘度，提高原油的流动性，但是热采往往耗能大、成本较高；冷采是指利用稠油降粘剂，在保持地层原油温度的条件下对原油进行降粘，增强原油的流动性，从而提高稠油采出程度的方法。
常规稠油冷采技术，可采用油基或水基稠油降粘剂。油基稠油降粘剂降粘效果好，但是成本高、降粘波及范围有限、不能重复使用，并且由于降粘剂本身吸埋于稠油中，无法将其分离，为后期稠油处理增加了困难；水基稠油降粘剂成本低，在外部剪切及较高温度下，降粘效果较好且不影响后续处理，但是无外部剪切力时无法实现降粘，并且由于稠油的聚并作用，在无外部剪切及搅拌时，降粘后的稠油会在较短的时间内恢复到原来的粘度。此外，不论油基还是水基稠油降粘剂，均无法提高储层的能量、为稠油的地下流动提供额外的驱动能量。故亟需一种新型的高效、低成本的稠油冷采方法，在满足稠油有效降粘的同时为稠油开采提供足够的地层能量，并且可以克服稠油在温度降低的过程中由于胶质、沥青质析出或无剪切条件下导致的聚并效应，从而可以有效地提高稠油油藏的采出程度。
发明内容
本发明的目的是针对稠油油藏冷采开发采出程度低的问题，提供一种通过二氧化碳前置蓄能并结合在低温冷却效应下可有效对稠油降粘且可以克服聚并效应的稠油降粘剂，从而实现提高稠油油藏冷采效果的二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法。
本发明方法的技术方案如下：
第一方面，考虑稠油粘度较大、在地下流动所需求的驱动压力较大，采用前置二氧化碳注入地下，利用二氧化碳高气液膨胀比和降粘的特性，一方面在后期采油过程中通过膨胀为地下稠油流动提供压力补充，缓解地层能量的衰减，提高整体可动原油的比例；另一方面，利用二氧化碳溶解于原油并其降粘的特性，增强地下稠油的流动性。
第二方面，考虑稠油粘度大，利用稠油冷采降粘剂对稠油进行降粘，利用其降粘活性聚合物镀水化膜的特殊结构，将水膜切入稠油的长分子链中，实现分散和拉直稠油大分子链，从而提高稠油的流动性；
其中，所述的稠油降粘剂具有三层的包裹结构，由外至内依次为水化膜、降粘活性聚合物、油相核。其中，水化膜为由水分子聚集成的多分子水层，油相核为碳原子数为5-8的低碳烯烃，降粘活性聚合物是由苯甲基、羰氧化钠基、羰苯基、羰氧化12碳烷基和苯氧化钠基与正癸烷的聚合体。
第三方面，考虑二氧化碳的低温冷却效应和在原有向地面流动过程中温度降低可能引发稠油中胶质、沥青质的析出、再次使稠油变粘的聚并效应，采用稠油冷采降粘剂，利用其乳化特性，分解析出的胶质、沥青质，避免稠油降粘后的聚并效应导致的粘度反弹。
第四方面，考虑使降粘剂波及的范围更大，在注入降粘剂时同时注入二氧化碳，利用二氧化碳较强的流动性携带降粘剂尽可能的波及更大范围的地下体积，提高降粘剂的作用范围和降粘效率。
第五方面，考虑二氧化碳和降粘剂与地下原油的充分作用、提高蓄能和稠油降粘的效果，在注入施工结束后，关井5-10天，待二氧化碳与降粘剂与地下稠油充分作用后再开井放喷、测试、投产。
同现有技术相比，本发明的有益效果在于：
利用二氧化碳混前置蓄能结合具有由外至内水化膜包裹降粘活性聚合物再包裹油相核的三层结构的稠油降粘剂对稠油降粘，实现了有效提升地下原油驱动能量、增强地下原油流动和流动性、提高稠油油藏整体开发程度的目的，在实现稠油油藏开发过程中提高增加储层能量和稠油流动能力需求的同时，克服了稠油在低温冷却效应作用下由于胶质、沥青质析出发生聚并、粘度反弹的劣势，提高了稠油油藏的整体采出程度和开发效果。
下面结合附图说明和具体实施例对本发明所述的稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法作进一步说明。
附图说明
图1为本发明方法整体流程；
图2为本发明方法工艺实施设备连接流程示意图；
图3为在L1断块稠油油藏Ⅲ-2砂层组原油粘温曲线；
图4为在L1断块稠油油藏Ⅲ-3砂层组原油粘温曲线；
图5为在L1断块稠油油藏Ⅲ-2砂层组本发明方法应用L1-46井与常规降粘冷采应用的邻井L1-44井入地液量和降粘剂用量对比；
图6为在L1断块稠油油藏Ⅲ-2砂层组L1-46井应用本发明方法产量与邻井L1-44井应用常规降粘冷采产量对比；
图7为在L1断块稠油油藏Ⅲ-3砂层组本发明方法应用L1-52井与常规降粘冷采应用的邻井L1-50井入地液量和降粘剂用量对比；
图8为在L1断块稠油油藏Ⅲ-3砂层组L1-52井应用本发明方法产量与邻井L1-50井应用常规降粘冷采产量对比。
具体实施方式
实施例
一种应用于稠油油藏开发的二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，该稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，是由施工准备、泵注流程试压及循环预冷、前置二氧化碳泵注施工、液态二氧化碳与降粘剂混注、顶替泵注，闷井、放喷测试七个步骤组成(如图1所示)。
其中：
(1)施工准备：准备相应的施工设备与施工材料；
(2)泵注流程试压及循环预冷：按照图2所示将连接流程并对地面流程部分进行试压，若地面试压不合格需整改，试压合格之后对泵注液态二氧化碳的地面流程进行循环预冷；
(3)前置二氧化碳泵注施工：按照设计排量向井内注入液态二氧化碳，泵注过程中监测施工压力，若压力超过施工限压，则需降低泵注排量；
(4)液态二氧化碳与降粘剂混注：前置二氧化碳泵注施工结束后，根据设计调整二氧化碳泵注排量，并同时从降粘剂泵注端地面流程开始泵注降粘剂溶液；
(5)顶替泵注：在泵注施工结束之后，利用降粘剂泵注端里面流程泵注滑溜水顶替，将井筒内残留的二氧化碳和降粘剂全部顶入地层，一般顶替用滑溜水用量为1-1.5倍泵注管柱的内容积；
(6)闷井：顶替泵注结束后，关井进行闷井，时间5-10天，在闷井期间严格监测井口压力降落速率，若井口压力降落速率过大可提前终止闷井；
(7)放喷测试：闷井结束后，开井放喷测试，放喷测试过程中严格控制排液流量。
上述步骤(1)具体包括：
(1)现场准备液态二氧化碳、稠油降粘剂、滑溜水、水；
其中，所述的稠油降粘剂具有三层的包裹结构，由外至内依次为水化膜、降粘活性聚合物、油相核；其中，所述水化膜为由水分子聚集成的多分子水层；降粘活性聚合物是由苯甲基、羰氧化钠基、羰苯基、羰氧化12碳烷基和苯氧化钠基与正癸烷的聚合体；油相核为碳原子数为5-8的低碳烯烃；
(2)将稠油降粘剂与水按照2-10％的体积浓度比例配置成降粘剂溶液；
(3)现场配备的设备中，用于泵注液态二氧化碳的地面设备要求为液态二氧化碳储罐、二氧化碳增压泵、二氧化碳压裂泵车或满足水马力要求的高压二氧化碳注入泵，用于泵注降粘剂的地面设备要求为降粘剂储罐、泵注降粘剂用的注入设备；
上述步骤(2)具体包括：
(1)液态二氧化碳泵注流程试压所用的介质是液态二氧化碳或是乙二醇水溶液；
(2)降粘剂泵注流程试压所用的介质为清水；
(3)泵注二氧化碳流程的循环预冷包括所有二氧化碳泵注端的低压端管线、二氧化碳增压泵、二氧化碳压裂泵车和高压管线，以增压泵分离器液面不低于分离器罐高的2/3作为循环预冷结束的标志；
上述步骤(4)具体包括：
(1)泵注的液态二氧化碳和降粘剂溶液的排量比例一般在1:1-2:1之间；
(2)泵注降粘剂溶液采用的泵注设备可以为400型、700型水力泵车或柱塞注入泵。
对比例
常规的降粘冷采方法，其具体步骤为：
(1)高排量泵注前置滑溜水制造通道；
(2)滑溜水与水基降粘剂混合注入或交替注入；
(3)胍胶压裂液加砂铺置主通道导流；
(4)关井进行焖井；
(5)返排、测试、投产。
实施例和对比例的效果评价：
L1断块稠油油藏属于构造岩性断块油藏，该油藏是一个背斜构造，背斜形态明显背斜轴向近南北向，沉积相为扇三角洲沉积砂体，含油层位Ⅲ2-3层位，油藏埋深2700-3100米，原始地层压力28.0MPa。采用注水开发，已动用地质储量124.4万吨。储层孔隙度为4-25％，平均16.1％；渗透率为1-898mD，平均50.0mD，属于中孔中低渗储层。油藏温度在93-105℃之间，平均温度为98.2℃。柳1断块Ⅲ油组油藏中深约为2915m，地温梯度为3.25℃/100m，地层温度为94.7℃。由粘温曲线可以看出，当温度高于90℃时，原油粘度已经下降到100mpa·s左右，地层原油具有一定的流动性，但在地面50℃，Ⅲ-2砂组，平均粘度299mpa·s(图3)；Ⅲ-3砂组平均粘度770mpa·s(图4)。从井筒举升到地面，原油粘度增大，流动性较差。
选取III-2砂层组两口井：L1-46和L1-44井。其中，L1-44井作为对比井，采用大规模滑溜水结合胍胶加砂体积压裂改造并注入常规水基降粘剂，使用滑溜水1000方、胍胶压裂液260m3、20/40目规格石英砂支撑剂42.7m3，并使用常规水基降粘剂750m3；在L1-46井上应用本发明方法，前置阶段泵注300m3液态二氧化碳，混注阶段注入500m3液态二氧化碳和500m3稠油降粘剂，并以50m3滑溜水进行顶替。入地液量和增粘剂对比如图5所示，措施后相同生产时间两口井的产量对比如图6所示。通过两口井的措施与措施后效果对比，采用本发明方法进行稠油冷采的L1-46井，所使用的措施液量和降粘剂用量仅为使用常规稠油冷采方法进行措施的L1-44井的60％，但是在措施后相同时间内其累计产油量是L1-44井的2.88倍，本发明办法措施后开采效果优势明显。
选取III-3砂层组两口井：L1-52和L1-50井。其中，L1-50井作为对比井，采用大规模滑溜水结合胍胶加砂体积压裂改造并注入常规水基降粘剂，使用滑溜水1350方、胍胶压裂液390m3、20/40目规格石英砂支撑剂62.4m3，并使用常规水基降粘剂1000m3；在L1-52井上应用本发明方法，前置阶段泵注450m3液态二氧化碳，混注阶段注入600m3液态二氧化碳和600m3新型稠油降粘剂，并以65m3滑溜水进行顶替。入地液量和增粘剂对比如图7所示，措施后相同生产时间两口井的产量对比如图8所示。通过两口井的措施与措施后效果对比，采用本发明方法进行稠油冷采的L1-52井，所使用的措施液量仅为使用常规稠油冷采方法进行措施的L1-50井的57.4％，降粘剂用量仅为邻井的53.8％，但是在措施后相同时间内其累计产油量是L1-50井的3.48倍，本发明办法措施后开采效果优势明显。
以上所述的实施例仅仅是对本发明的优选实施方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案作出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。

Claims (6)

1.一种稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，其特征在于，包括以下步骤：
采用二氧化碳对地层前置蓄能并对地下稠油进行初步降粘；
然后混注液态二氧化碳和稠油降粘剂，所泵注的稠油降粘剂为体积浓度2-10％的稠油降粘剂水溶液，液态二氧化碳和稠油降粘剂水溶液的排量比例控制在1:1至2:1之间；
泵注顶替液；施工结束后关井闷井；再开井放喷测试；
其中，所述的稠油降粘剂具有三层的包裹结构，由外至内依次为水化膜、降粘活性聚合物、油相核；所述水化膜为由水分子聚集成的多分子水层；降粘活性聚合物是由苯甲基、羰氧化钠基、羰苯基、羰氧化12碳烷基和苯氧化钠基与正癸烷的聚合体；油相核为碳原子数为5-8的低碳烯烃。
2.根据权利要求1所述的稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，其特征在于：在前置二氧化碳泵注阶段，利用二氧化碳增压泵和二氧化碳压裂泵车以高排量注入。
3.根据权利要求1所述的稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，其特征在于：在混注液态二氧化碳和稠油降粘剂时，降粘剂溶液需在施工准备阶段进行配置；用于配置稠油降粘剂水溶液所用的水为清水或地层水。
4.根据权利要求1-3任一所述的稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，其特征在于：稠油降粘剂在对稠油进行降粘后，当温度不低于40℃时，降粘后的油体不会发生聚并反应、粘度不会反弹。
5.根据权利要求1-3任一所述的稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，其特征在于：泵注顶替液采用的流体介质为滑溜水，泵注量为泵注施工管柱内容积的1-1.5倍。
6.根据权利要求1-3任一所述的稠油油藏二氧化碳蓄能高压降粘冷采方法，其特征在于：施工结束后，关井闷井时间5-10天，在闷井期间通过观察井口压力下降速率进行确认是否提前结束关井。
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Address after: 124010 Drilling and Production Institute Committee, Zhenxing Street, Xinglongtai District, Panjin, Liaoning Province

Patentee after: ENGINEERING TECHNOLOGY INSTITUTE OF GREAT WALL DRILLING COMPANY, CNPC

Patentee after: Beijing Yuancarbon Environment Co.,Ltd.

Patentee after: Songyuan Zhonglian Petroleum Technology Service Co.,Ltd.

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