CN109113700A - 一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法。该方法包括：选择蒸汽吞吐后期压力低、低产、低效的稠油油藏并确定实施井；对该蒸汽吞吐后期的油藏停止注入水蒸汽，并向实施井中注入尿素泡沫溶液；接着继续注入水蒸汽进行蒸汽吞吐；焖井后开井生产采油；其中，以所述尿素泡沫溶液重量百分比为100wt％计，所述尿素泡沫溶液包括30wt％‑35wt％的尿素、1wt％‑5wt％的起泡剂和余量的水。本发明的方法能够补充地层能量，增加蒸汽吞吐动用半径、增加波及体积、提高流体返排能力；能够增加蒸汽吞吐周期、提高纵向动用程度、改善蒸汽吞吐开发效果；周期注入蒸汽量不变的条件下，周期产油量和油汽比提高40％以上。
Description
技术领域
本发明属于油田采油技术领域，涉及一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法。
背景技术
常规蒸汽吞吐技术是向稠油油藏注蒸汽，利用蒸汽所携带的热量，加热稠油，稠油在受热后粘度大幅度下降，在地层压力下从油层流向井筒的流量大幅度提高，从而提高产量。具体操作方案是向油层注入定量的蒸汽，然后焖井一段时间，使蒸汽携带的热量向油藏扩散，焖井结束后即开井放喷，油井自喷停止后，利用抽油泵继续采油生产。
目前蒸汽吞吐已进入后期，含水率高、油汽比低，地层压力低，经多年开发油藏呈现“高温、低压”的特点，缺乏足够的生产压差；油藏动用不均，蒸汽热效率低，直井蒸汽吞吐加热半径20-25m；开发成本上升，效益明显变差，高能耗高成本是蒸汽吞吐面临的重大难题，亟待研发、试验和推广应用新的大幅度提高采收率的有效接替技术，为实现稠油高效开发和产量的持续稳定提供强有力的技术支持。
发明内容
基于现有技术中存在的技术问题，本发明的目的在于提供一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法，在稠油高轮次蒸汽吞吐后期加入尿素泡沫溶液，已达到提高蒸汽热能利用率、改善稠油综合开发效益，提高稠油蒸汽吞吐采收率的目的。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
本发明提供一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法，其包括以下步骤：
选择蒸汽吞吐后期的稠油油藏并确定实施井；
对该蒸汽吞吐后期的油藏停止注入水蒸汽，并向实施井中注入尿素泡沫溶液；
接着继续注入水蒸汽进行蒸汽吞吐；
焖井后开井生产采油；
其中，以所述尿素泡沫溶液重量百分比为100wt％计，所述尿素泡沫溶液包括30wt％-35wt％的尿素、1wt％-5wt％的起泡剂和余量的水。
上述的方法中，优选地，选择蒸汽吞吐后期的稠油油藏的具体标准是根据市场经济效益及开采方式选择油藏区域，具体为：
影响直井多介质吞吐开发效果的各因素的主次关系为采出程度＞厚度＞粘度＞渗透率：
(1)当采用直井多介质蒸汽吞吐且油价为≤50美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤15000mPa·s、渗透率≥300mD、厚度≥6m、采出程度≤25％的油藏；
(2)当采用直井多介质蒸汽吞吐且油价为≤60美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤20000mPa·s、渗透率≥300mD、厚度≥4m、采出程度≤25％的油藏；
影响水平井多介质吞吐开发效果的各因素的主次关系为厚度＞采出程度＞粘度＞渗透率：
(1)当采用水平井多介质蒸汽吞吐且油价为≤40美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤10000mPa·s、渗透率≥500mD、油层厚度≥8m、采出程度≤20％的油藏；
(2)当采用水平井多介质蒸汽吞吐且油价为≤50美元条件下的开发界限为原油粘度≤20000mPa·s，渗透率≥300mD，厚度≥4m，采出程度≤25％的油藏。
上述的方法中，优选地，确定实施井应同时满足以下条件：
井口位于同一注汽管汇点内；井况完好，无管外窜；生产趋势明显进入递减阶段；当前采出程度在10％-25％之间。
上述的方法中，优选地，所述起泡剂的性能指标为：耐温＞300℃；耐矿化度＞2000mg/L；起泡体积＞400mL；半衰期＞120min。
上述的方法中，优选地，所述起泡剂为KGF-01。
上述的方法中，优选地，所述起泡剂的浓度为0.5％-0.1％。
上述的方法中，优选地，所述尿素泡沫溶液的制备方法为：
将尿素用40-70℃水充分溶解后，加入起泡剂混合均匀形成尿素溶液。
上述的方法中，优选地，所述尿素泡沫溶液的注入方式为井口段塞式注入。
上述的方法中，优选地，所述尿素泡沫溶液的注入速度为50-500t/d。
上述的方法中，优选地，所述尿素泡沫溶液的注入量为使地层注入压力提升为止。
上述的方法中，优选地，注入尿素泡沫溶液后，继续注入水蒸汽的注入速度为50-500t/d，注入量与注入尿素泡沫溶液前纯蒸汽吞吐时的注入量一致。
上述的方法中，优选地，所述水蒸汽的注入温度为200-300℃，井底蒸汽干度≥40％。
上述的方法中，优选地，所述焖井的时间为3-10天。
上述的方法中，优选地，开井生产采油的时间为2-4个月。
本发明的稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法的效果机理主要体现在以下几个方面：
(1)调剖作用，改善蒸汽波及体积
尿素在地层就地生成的CO2在地层中与泡沫溶液形成丰富、稳定且具有一定强度(阻力因子达到10)的泡沫，使CO2不会很快释放，形成贾敏效应，暂堵高渗透率地层，使蒸汽转向中低渗透层，提高蒸汽波及系数。纵向上调整各小层吸汽量，平面上减少汽窜的发生。
(2)提高驱油效率，降低残余油饱和度
注蒸汽中添加尿素，产生大量的CO2和氨气及增效剂中的泡沫剂都能降低油水与地层岩石间的界面张力，使油层岩石由亲油变成亲水，有效地剥离原油，提高洗油效果；室内研究结果表明：热水中(蒸汽驱过程的热水带)残余油饱和度降低7.6％-9.4％，驱油效率提高10.2％-14.0％，蒸汽带的残余油饱和度也能降低6％左右，驱油效率提高10％以上。
(3)补充地层能量
尿素在地层就地生成的CO2和氨气进入地层后，一部分溶解于原油，与地层原油形成混相，使原油体积膨胀，增加液体的内动能；另一部分充满地层孔隙，扩大蒸汽波及面积，有利于原油回采。当压力降低时，CO2会从原油中析出并连续把油驱入压力更低的井筒，起到了溶解气驱的作用。
(4)降粘助排
尿素在地层就地生成的CO2溶于原油，氨和原油就地生成表面活性物质及增效剂中的泡沫剂综合作用，使原油的粘度大幅度下降，降粘率在95％以上，这非常有利于原油克服毛细管阻力和摩擦力，从而大大提高原油的流动能力。流动性能改善，加入泡沫剂在油水两相转溶过程中，界面张力会逐渐降低，驱替方式接近混相驱。
(5)对油层有一定的酸化解堵作用
尿素在地层就地生成的CO2溶于水后呈酸性并与地层基质发生反应，会溶蚀一部分杂质，尤其是在碳酸岩含量较高的地层中，会反应生成溶解于水的碳酸氢盐，可以提高油层的渗透率。另外CO2在油层条件下迅速气化，在连续注入的压差下，气体对孔隙中的堵塞物有一定的冲刷作用，可有效疏通因二次污染造成的地层堵塞。
(6)当地层亏空不是太大的时候，只用尿素就能达到很好的效果，当地层亏空太大的时候，就要用尿素加泡沫，尿素泡沫在多介质蒸汽吞吐体系中可以形成乳化泡沫，油水发生乳化，在有气体参与情况下，形成油水乳化液泡沫，即在油藏中油气水三相呈拟混相状态，既具有泡沫驱扩大波及体积的作用，又具有大幅度提高驱油效率的作用。在多介质蒸汽吞吐过程中，尿素泡沫具有很强的协同作用效果，会产生1+1>2的倍增效应。
本发明稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法能够补充地层能量，增加蒸汽吞吐动用半径、增加波及体积、提高流体返排能力；能够增加蒸汽吞吐周期、提高纵向动用程度、改善蒸汽吞吐开发效果；周期注入蒸汽量不变的条件下，周期产油量和油汽比提高40％以上。
附图说明
图1为本发明实施例2中纯蒸汽吞吐结束时的二维油藏温度分布示意图；
图2为本发明实施例2中采用多介质蒸汽吞吐开采后的二维油藏温度分布示意图。
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
本实施针对河南某区块油藏进行多介质蒸汽吞吐开采，该油藏概况为：
油藏埋藏浅，储层胶结疏松，在200-900m之间。油层厚度薄，非均质性严重。单层厚度一般在1-4m之间，层系组合厚度一般在3-10m之间，渗透率200-4000md，平均渗透率为1050md。原油粘度高，流动性差。50℃下脱气原油粘度在10000-16000mPa·s之间，采出程度15.78％。油层分布散，热采效益相对较低。绝大部分区块只能组合成一套开发层系，开发层系纯总厚度比0.2-0.8，一般只有0.5左右。
根据该区块油藏地质特征和开发现状，进行油藏粗筛选，按照如下标准对该油藏各区域进行布井和开采：
影响直井多介质吞吐开发效果的各因素的主次关系为采出程度＞厚度＞粘度＞渗透率：
(1)当采用直井多介质蒸汽吞吐且油价为≤50美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤15000mPa·s、渗透率≥300mD、厚度≥6m、采出程度≤25％的油藏；
(2)当采用直井多介质蒸汽吞吐且油价为≤60美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤20000mPa·s、渗透率≥300mD、厚度≥4m、采出程度≤25％的油藏；
影响水平井多介质吞吐开发效果的各因素的主次关系为厚度＞采出程度＞粘度＞渗透率：
(1)当采用水平井多介质蒸汽吞吐且油价为≤40美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤10000mPa·s、渗透率≥500mD、油层厚度≥8m、采出程度≤20％的油藏；
(2)当采用水平井多介质蒸汽吞吐且油价为≤50美元条件下的开发界限为原油粘度≤20000mPa·s，渗透率≥300mD，厚度≥4m，采出程度≤25％的油藏。
该油藏50℃下脱气原油粘度在10000-16000mPa·s之间，平均渗透率为1050md，层系组合厚度一般在3-10m之间，采出程度15.78％。与上面的标准对比当油价小于等于50美元条件下可以采用直井多介质蒸汽吞吐的开发方式对该油藏进行开发。
选择实施井的标准为：井口位于同一注汽管汇点内；井况完好，无管外窜；生产趋势明显进入递减阶段；当前采出程度在10％-25％之间。
由于稠油经过蒸汽吞吐后地下油藏的温度会达到120℃以上，再加上后续还要注入200℃以上的水蒸汽，所以需要耐高温的起泡剂，起泡剂性能指标要达到以下要求：耐温＞300℃；耐矿化度＞2000mg/L；起泡体积＞400mL；半衰期＞120min。根据高温高压物理模拟实验所取得结论，一般使用的起泡剂浓度以0.5％-1％比较合适，本实施采用山东东营奥达石油化工有限责任公司生产的KGF-01起泡剂。
所述尿素泡沫溶液的注入方式为井口段塞式注入，其包括以下步骤：在实施井井口，先停止向井中注入水蒸汽，然后将尿素用70℃的热水充分融化，再加入高温起泡剂KGF-01混合配成尿素泡沫溶液，尿素泡沫溶液中尿素的浓度为30wt％，起泡剂的浓度为5wt％，余量为水(单井是否注入起泡剂与起泡剂用量需要根据轮次注采情况进行调整)。尿素泡沫溶液搅拌均匀后直接从实施井注入井中，注入尿素泡沫的量是使注入压力有提升为止。如果注入的尿素泡沫量过少，则无法起到补充地层能量，提高采收率的效果；如果尿素泡沫量过多，则有可能使井底的水蒸汽干度无法保证。对于注入尿素泡沫的注入总量可根据不同地质状况和井组原油储量来确定。连续24小时向实施井内注入尿素泡沫溶液，尿素泡沫溶液的注入速度为50-500t/d。
尿素泡沫溶液注入完成后，继续注入水蒸汽进行蒸汽吞吐，注入水蒸汽的速度为50-500t/d，注入量与注入尿素泡沫溶液前纯蒸汽吞吐时的注入量一致；水蒸汽为温度在200℃-350℃之间，井底蒸汽干度≥40％。
进行焖井，焖井3-10天。开井生产采油，在生产阶段，生产2-4个月。
采用本实施进行多介质蒸汽吞吐开采后，取得了以下效果：整个区块油汽比平均提高120％，采注比平均提高135％，增油效果和技术指标上升到一个新台阶。经济效益明显，累计增油22067t，净创效益2556.131万元，投入产出比达到1：20.1。
实施例2
本实施针对新疆某井区油藏进行多介质蒸汽吞吐开采，该油藏概况为：
平均吞吐生产10.6周期，已进入吞吐中后期阶段，综合含水90％以上，平均有效厚度10.2m，平均孔隙度24.3％、平均渗透率324mD，油藏50℃平均原油粘度20077mPa·s，油汽比已低于0.08，采出程度10.7％。平均日产油低于1.5t，亟需改善开发效果的措施。
水平井段的油藏参数为三段油层平均厚度10.5m，油层平均孔隙度29.9％，平均水平渗透率1605mD，属于高孔、高渗储集层；平均原油密度为0.962g/cm3，50℃地面脱气油黏度1766-36400mPa·s。油藏中部深度390m(海拔32m)，原始地层温度为21.3℃，原始地层压力为3.85MPa，采出程度16.87％，当前油汽比0.09。该井区大部分常规开发区由于井距偏大、油层物性较差，目前不适合转蒸汽驱，需要探索超稠油蒸汽吞吐中后期有效开发技术。
采用本发明的技术方案对该油藏进行多介质蒸汽吞吐开采，该油藏各区域布井开采的标准、选择实施井的标准、尿素泡沫溶液的配制等同实施例1。
该区块直井段平均有效厚度10.2m，平均孔隙度24.3％、平均渗透率324mD，油藏50℃平均原油粘度20077mPa·s，油汽比已低于0.08，采出程度10.7％。与上面的标准对比当油价小于等于60美元条件下可以采用直井多介质蒸汽吞吐的开发方式对该油藏进行开发。
水平井段的油藏参数为三段油层平均厚度10.5m，平均水平渗透率1605mD，50℃地面脱气油黏度1766-36400mPa·s。采出程度16.87％。与上面的标准对比当油价小于等于40美元的条件下可以采用水平井多介质蒸汽吞吐的开发方式对50℃地面脱气油黏度在1766-10000mPa·s之间的油藏进行开发，当油价小于等于50美元的条件下可以采用水平井多介质蒸汽吞吐的开发方式对50℃地面脱气油黏度在10000-36400mPa·s之间的油藏进行开发。
根据实际油藏非均质性条件，建立多层三维相似比例物理模型进行室内实验，模型尺寸为40cm×30cm×15cm，根据井区油藏实际，模型装填了3个油层和2个隔夹层。
图1为本实施例直井采用纯蒸汽吞吐后的二维油藏温度分布示意图(温度场图)。从纯蒸汽吞吐结束后得到的温度场图可以看出：纯蒸汽吞吐后期出现了3个油层动用不均匀，蒸汽热效率低，蒸汽吞吐加热半径小的问题；根据监测的温度场图可以得知，当第7轮注入蒸汽即进入蒸汽吞吐后期时，蒸汽在模型中的波及效率仅为40％。
图2为本实施例直井采用多介质蒸汽吞吐后的二维油藏温度分布示意图(温度场图)。从多介质蒸汽吞吐结束时的温度场图看出：本实施例提供的多介质蒸汽吞吐技术能够较好的增加波及体积，提高纵向动用程度，改善纯蒸汽吞吐开发效果。从实验过程中温度场发育情况可以看出，3个油层的动用范围明显变大，加热半径也增大，模型中下部油层也得到较好动用，实验结束时，多介质蒸汽吞吐的波及效率达到70％。
通过本实施例的吞吐对比实验可以得知，利用二维物理模型模拟某井区油藏时，纯蒸汽吞吐的波及效率为40％，多介质蒸汽吞吐的波及效率达到70％，本发明的多介质蒸汽吞吐技术使波及效率提高了30％。
综合该井区的现场条件，在油田现场选取了该井区某9口直井，某2口水平井开展多介质蒸汽吞吐现场试验，也取得了如下效果：试验区直井周期注入25t尿素，水平井周期注入尿素55t。预测4周期累计注入尿素1340t，累计增油4780t，尿素增油比为3.56，估算产出投入比1.78。多介质吞吐周期采出程度8.1％，与纯蒸汽对比提高采出程度2.4％，油汽比从0.1提高至0.14。
实施例3
本实施针对新疆某区块油藏进行多介质蒸汽吞吐开采，该油藏概况为：
油层厚度0-34.1m，平均值8.1m；油层分析孔隙度变化在16.0％-34.08％之间，平均21.5％；油层分析水平渗透率变化在20mD-2314mD，平均318mD。克下组原油密度0.8963-0.962g/cm3，平均为0.9198g/cm3；50℃时地面脱气油粘度225-8854mPa·s，平均2423mPa.s；粘温反应敏感，温度每升高10℃，原油粘度降低50％-70％。油层中部深度242m，原始油层压力2.52MPa，压力系数1.04，为构造岩性浅层普通稠油油藏。2005年开始进行蒸汽吞吐，截止目前，累积油汽比0.41，累积采注比0.97，采出程度5.0％。目前油藏平均轮次3-4轮，随注汽轮次增加，含水逐渐升高，日产油逐渐减少。
井网井距：100m×140m，油层平均厚度：S6层2.65m；S7层7.5m，油层平均孔隙度：20％，油层平均渗透率：S6层247.7mD；S7层24.0mD，原油粘度：1372.8mPa·s(20℃)，采出程度：12.9％。
采用本发明的技术方案对该油藏进行多介质蒸汽吞吐开采，该油藏各区域布井开采的标准、选择实施井的标准、尿素泡沫溶液的配制等同实施例1。
该区块油层厚度0-34.1m，平均值8.1m；油层分析水平渗透率变化在20mD-2314mD，平均318mD。50℃时地面脱气油粘度225-8854mPa·s，平均2423mPa.s；采出程度5.0％。与上面的标准对比当油价小于等于40美元的条件下可以采用直井多介质蒸汽吞吐的开发方式对该油藏进行开发。
该区块实施多介质蒸汽吞吐15井次，见效率60％，与前一轮次同期对比，油汽比提高106％，产油量提高102％，采注比提高46.7％。
综上所述，本发明稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法能够补充地层能量，增加蒸汽吞吐动用半径、增加波及体积、提高流体返排能力；能够增加蒸汽吞吐周期、提高纵向动用程度、改善蒸汽吞吐开发效果；周期注入蒸汽量不变的条件下，周期产油量和油汽比提高40％以上。
Claims (10)
1.一种稠油油藏老区多介质蒸汽吞吐采油的方法，其包括以下步骤：
选择蒸汽吞吐后期的稠油油藏并确定实施井；
对该蒸汽吞吐后期的油藏停止注入水蒸汽，并向实施井中注入尿素泡沫溶液；
接着继续注入水蒸汽进行蒸汽吞吐；
焖井后开井生产采油；
其中，以所述尿素泡沫溶液重量百分比为100wt％计，所述尿素泡沫溶液包括30wt％-35wt％的尿素、1wt％-5wt％的起泡剂和余量的水。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，选择蒸汽吞吐后期的稠油油藏的具体标准是根据市场经济效益及开采方式选择油藏区域，具体为：
当采用直井多介质蒸汽吞吐且油价为≤50美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤15000mPa·s、渗透率≥300mD、厚度≥6m、采出程度≤25％的油藏；
当采用直井多介质蒸汽吞吐且油价为≤60美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤20000mPa·s、渗透率≥300mD、厚度≥4m、采出程度≤25％的油藏；
当采用水平井多介质蒸汽吞吐且油价为≤40美元条件下的开发界限时，选择原油粘度≤10000mPa·s、渗透率≥500mD、油层厚度≥8m、采出程度≤20％的油藏；
当采用水平井多介质蒸汽吞吐且油价为≤50美元条件下的开发界限为原油粘度≤20000mPa·s，渗透率≥300mD，厚度≥4m，采出程度≤25％的油藏。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，确定实施井应同时满足以下条件：
井口位于同一注汽管汇点内；井况完好，无管外窜；生产趋势明显进入递减阶段；当前采出程度在10％-25％之间。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述起泡剂的性能指标为：耐温≥300℃；耐矿化度≥2000mg/L；起泡体积≥400mL；半衰期≥120min。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于：所述起泡剂为KGF-01。
6.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于，所述起泡剂的浓度为0.5％-0.1％。
7.根据权利要求1或4-6任一项所述的方法，其特征在于，所述尿素泡沫溶液的制备方法为：
将尿素用40-70℃水充分溶解后，加入起泡剂混合均匀形成尿素溶液。
8.根据权利要求1或7所述的方法，其特征在于：所述尿素泡沫溶液的注入方式为井口段塞式注入；优选地，所述尿素泡沫溶液的注入速度为50-500t/d；优选地，所述尿素泡沫溶液的注入量为使地层注入压力提升为止。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：注入尿素泡沫溶液后，继续注入水蒸汽的注入速度为50-500t/d，注入量与注入尿素泡沫溶液前纯蒸汽吞吐时的注入量一致；
优选地，所述水蒸汽的注入温度为200-300℃，井底蒸汽干度≥40％。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述焖井的时间为3-10天；优选地，开井生产采油的时间为2-4个月。
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