CN109386260A - 一种提高稠油油藏采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种提高稠油油藏采收率的方法，包括如下顺序进行的步骤：1)对稠油油藏进行压裂，随后注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑；2)将气溶性表面活性剂、超临界CO2和助溶剂混合均匀，得到超临界CO2混合流体；3)向稠油油藏依次注入蒸汽他所述超临界CO2混合流体；4)向稠油油藏注入水或含有表面活性剂的水溶液；5)关井进行焖井，随后开井进行开采。本发明的方法能够实现对含水层的有效封堵，并且大幅提高了稠油油藏的采收率。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发工程技术领域，具体涉及一种提高稠油油藏采收率的方法。
背景技术
稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油，通常把地面密度大于0.943、地下粘度大于50厘泊的原油称为稠油。稠油油藏的开发技术主要包括冷采技术和热采技术，由于稠油的粘度较大，冷采技术的采收率普遍较低。蒸汽吞吐是稠油热采技术的主要方式之一，其将一定量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产。
公开号为CN 105041282 A的中国专利公开了一种中低渗稠油油藏水平井分段压裂蒸汽吞吐方法，通过水平井分段压裂增大注入蒸汽与稠油地层的接触面积，增大了蒸汽的波及体积，更有利于稠油粘度的降低。然而，该方法仅通过纯蒸汽对稠油油藏的降粘作用来提高稠油油藏的采收率，作用手段比较单一，效果不够明显，并且无法对含水层和高渗层形成有效封堵。
发明内容
本发明提供一种提高稠油油藏采收率的方法，其能够实现对含水层的有效封堵，并且大幅提高了稠油油藏的采收率。
本发明提供一种提高稠油油藏采收率的方法，包括如下顺序进行的步骤：
1)对稠油油藏进行压裂，随后注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑；
2)将气溶性表面活性剂、超临界CO2和助溶剂混合均匀，得到超临界CO2混合流体；
3)向稠油油藏依次注入蒸汽和所述超临界CO2混合流体；
4)向稠油油藏注入水或含有表面活性剂的水溶液；
5)关井进行焖井，随后开井进行开采。
在本发明的超临界CO2混合流体中，CO2处于超临界状态(温度和压力分别处于31.1℃和7.38MPa以上)，CO2的密度接近液体密度，此时CO2-气溶性表面活性剂的混合体系为液-液分散体系，其为乳状液范畴(简称为CO2乳液)，向稠油油藏中注入该超临界CO2混合流体不仅可以有效补充地层能量，还能防止CO2气窜，此外可以大幅提高波及体积和洗油效率。
具体地，本发明的方法先向压裂后的稠油油藏压裂水平井注入蒸汽段塞，蒸汽进入压裂水平井后沿着油层上下边界，同时沿着平行压裂水平井方向流动，加热稠油油藏内的原油，使其粘度降低，体积膨胀，增加了原油的流动性；随后向稠油油藏压裂水平井注入超临界CO2混合流体和水/水溶液，超临界CO2混合流体与被蒸汽加热的稠油相遇从而溶于地层稠油，导致地层稠油的密度下降，溶解降粘，体积膨胀，增加了稠油在地层条件下的可流动性，降低了水油流度比，并且CO2在原油中的溶解度随着地层压力的增加而不断增大；此外，超临界CO2混合流体与水层相遇时在储层介质的剪切等作用下可以在地层中形成CO2乳液，从而实现了对水层的封堵，使超临界CO2混合流体与更多的稠油接触。由于超临界CO2混合流体的扩散性及可流动性均与气体相当，流动阻力小，开井生产后会与水溶液段塞在地层渗流作用下形成CO2乳液，水溶液段塞在注入过程中均沿着稠油饱和度低和渗流阻力小的通道流动，开井后这些位置均形成CO2乳液，从而能够对这些区域形成有效封堵，既可以有效控制超临界CO2混合流体的流度，又可以使超临界CO2混合流体向稠油饱和度高的位置运移，从而提高了稠油油藏的采收率。
在本发明中，可以采用常规方式对稠油油藏进行压裂；此外，可以采用常规支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑，支撑剂只要能够对压裂形成的裂缝形成良好的支撑作用。
在本发明中，可以理解的是，气溶性表面活性剂应当在超临界CO2中具有一定的溶解度，从而使超临界CO2流体遇水后形成CO2乳液，该CO2乳液在运移过程中破灭后，溶解有气溶性表面活性剂的超临界CO2在与地层水接触后会再次乳化，从而提高了CO2乳液的破灭再生性能。
优选地，所述气溶性表面活性剂可以为二(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠(简写为AOT)和/或月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(简写为C12E9P3；其中E代表聚氧乙烯基，P代表聚氧丙烯基)，其在超临界CO2中具有良好的溶解度，质量浓度可达2.0％以上。
在本发明中，助溶剂用于增加气溶性表面活性剂在超临界CO2中的溶解度，对其不作严格限定，例如可以为乙醇、戊醇等。
进一步地，在混合时，可以控制所述气溶性表面活性剂与超临界CO2的质量配比为(0.2-3)：100。
进一步地，在混合时，可以控制所述助溶剂与超临界CO2的质量配比为(0.1-10)：100。
此外，可以理解的是，在混合气溶性表面活性剂与超临界CO2时，应当在使CO2处于超临界状态的条件下进行混合；具体地，可以在温度为32℃以上、绝对压力为7.4MPa以上的条件下进行混合。
在本发明中，所述蒸汽可以为饱和蒸汽；特别是，所述蒸汽的干度大于75％。在注入蒸汽时，蒸汽的注入量可以为0.2-0.8PV。
进一步地，所述超临界CO2混合流体的注入量可以为0.1-0.5PV。
在本发明中，所述水溶液含有的表面活性剂可以为二(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠和/或月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，所述表面活性剂在所述水溶液中的质量含量可以为0.05-0.5％。
进一步地，所述水或水溶液的注入量为0.1-0.5PV。
此外，可以控制焖井时的温度为50-150℃，绝对压力为20-120MPa。
本发明的实施，至少具有以下优势：
1、本发明的方法，先向稠油油藏压裂水平井注入蒸汽段塞，蒸汽进入压裂水平井后沿着油层上下边界，同时沿着平行压裂水平井方向流动，加热稠油油藏内的原油，使其粘度降低，体积膨胀，增加了原油的流动性；随后注入超临界CO2混合流体和水溶液，超临界CO2混合流体与被蒸汽加热的稠油相遇后会溶于地层稠油，导致地层稠油的密度下降，溶解降粘，体积膨胀，增加了稠油在地层条件下的可流动性，降低了水油流度比；特别是，超临界CO2混合流体与水层相遇时可以在地层中形成CO2乳液，从而实现了对水层的封堵，使超临界CO2混合流体与更多的稠油接触，大幅提高了稠油油藏的采收率。
2、本发明的方法，在焖井结束后的开井生产过程中，超临界CO2混合流体的扩散性及可流动性均与气体相当，流动阻力小，开井生产后会与水溶液段塞在地层渗流作用下形成CO2乳液，水溶液段塞在注入过程中均沿着稠油饱和度低和渗流阻力小的通道流动，开井后这些位置均形成CO2乳液，从而对这些区域形成有效封堵，既可以有效控制超临界CO2混合流体的流度，又可以使超临界CO2混合流体向稠油饱和度高的位置运移，从而提高了稠油油藏的采收率。
3、本发明的超临界CO2流体遇水后形成CO2乳液，该CO2乳液在运移过程中破灭后，溶解有气溶性表面活性剂的超临界CO2在与地层水接触后会再次乳化，从而提高了CO2乳液的破灭再生性能。
附图说明
图1为本发明一实施方式的提高稠油油藏采收率方法的注入过程示意图；
图2为本发明一实施方式的提高稠油油藏采收率方法的开采过程示意图。
附图标记说明：
1：混合装置；2：注入装置；3：井口装置；4：井筒；5：压裂水平井；6：稠油油藏；7、压裂裂缝。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的实施例和附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
将稠油岩心置于岩心夹持器内，先注入饱和水，然后注入饱和油，得到模拟稠油油藏；其中，模拟稠油油藏的温度为80℃，实验压力为50MPa。
将超临界CO2、月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(C12E9P3)和助溶剂戊醇以质量比为100：1：4混合均匀，得到超临界CO2混合流体。
首先，对上述模拟稠油油藏进行压裂，形成裂缝；随后，注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑。
向压裂后的模拟稠油油藏注入干度为80％左右的蒸汽，蒸汽的注入量为0.5PV；随后，向模拟稠油油藏注入上述超临界CO2混合流体，超临界CO2混合流体的注入量为0.3PV；再向模拟稠油油藏注入水，水的注入量为0.3PV；关井，在温度为80℃、绝对压力为50MPa的条件下焖井24h，随后开井进行开采。
经检测，上述模拟稠油油藏的采收率为17.2％。
实施例2
将稠油岩心置于岩心夹持器内，先注入饱和水，然后注入饱和油，得到模拟稠油油藏；其中，模拟稠油油藏的温度为90℃，实验压力为50MPa。
将超临界CO2、二(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠和助溶剂乙醇以质量比为100:0.8:2混合均匀，得到超临界CO2混合流体。
首先，对上述模拟稠油油藏进行压裂，形成裂缝；随后，注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑。
向压裂后的模拟稠油油藏注入干度为80％左右的蒸汽，蒸汽的注入量为0.4PV；随后，向模拟稠油油藏注入上述超临界CO2混合流体，超临界CO2混合流体的注入量为0.15PV；再向模拟稠油油藏注入水，水的注入量为0.2PV；关井，在温度为90℃、绝对压力为50MPa的条件下焖井24h，随后开井进行开采。
经检测，上述模拟稠油油藏的采收率为18.5％。
实施例3
将稠油岩心置于岩心夹持器内，先注入饱和水，然后注入饱和油，得到模拟稠油油藏；其中，模拟稠油油藏的温度为85℃，实验压力为55MPa。
将超临界CO2、月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(C12E9P3)和助溶剂戊醇以质量比为100：1：3混合均匀，得到超临界CO2混合流体。
将月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚溶于水，得到含有月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚的水溶液，该水溶液中月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚的质量含量为0.05％。
首先，对上述模拟稠油油藏进行压裂，形成裂缝；随后，注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑。
向压裂后的模拟稠油油藏注入干度为80％左右的蒸汽，蒸汽的注入量为0.5PV；随后，向模拟稠油油藏注入上述超临界CO2混合流体，超临界CO2混合流体的注入量为0.2PV；再向模拟稠油油藏注入上述水溶液，水溶液的注入量为0.3PV；关井，在温度为85℃、绝对压力为55MPa的条件下焖井24h，随后开井进行开采。
经检测，上述模拟稠油油藏的采收率为16.9％。
结合图1和图2所示，上述实施例1-3的提高稠油油藏采收率的方法，可以通过如下系统进行，该系统包括：用于将气溶性表面活性剂、超临界CO2和助溶剂混匀的混合装置1；用于注入超临界CO2混合流体的注入装置2，其与混合装置1连通；用于将超临界CO2混合流体导入稠油油藏的注入井，其与注入装置2连通。具体地，注入井包括井口装置3、与井口装置3连通的井筒4和与井筒4连通的压裂水平井5。
对稠油油藏6进行压裂后，形成压裂裂缝7，注入支撑剂对裂缝7进行支撑；随后，将气溶性表面活性剂、超临界CO2和助溶剂在混合装置1中混匀后，得到超临界CO2混合流体；向稠油油藏6依次注入蒸汽、超临界CO2混合流体和水/水溶液后，关井进行焖井，随后开井进行开采。
对照例1
将稠油岩心置于岩心夹持器内，先注入饱和水，然后注入饱和油，得到模拟稠油油藏；其中，模拟稠油油藏的温度为80℃，实验压力为50MPa。
将超临界CO2、月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(C12E9P3)以质量比为100:1混合均匀，得到超临界CO2混合流体。
首先，对上述模拟稠油油藏进行压裂，形成裂缝；随后，注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑。
向压裂后的模拟稠油油藏注入干度为80％左右的蒸汽，蒸汽的注入量为0.5PV；随后，向模拟稠油油藏注入上述超临界CO2混合流体，超临界CO2混合流体的注入量为0.3PV；再向模拟稠油油藏注入上述水，水的注入量为0.3PV；关井，在温度为80℃、绝对压力为50MPa的条件下焖井24h，随后开井进行开采。
经检测，上述模拟稠油油藏的采收率为13.0％。
对照例2
将稠油岩心置于岩心夹持器内，先注入饱和水，然后注入饱和油，得到模拟稠油油藏；其中，模拟稠油油藏的温度为85℃，实验压力为55MPa。
将超临界CO2、月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚(C12E9P3)以质量比为100:1混合均匀，得到超临界CO2混合流体。
将月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚溶于水，得到含有月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚的水溶液，该水溶液中月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚的质量含量为0.05％。
首先，对上述模拟稠油油藏进行压裂，形成裂缝；随后，注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑。
向压裂后的模拟稠油油藏注入干度为80％左右的蒸汽，蒸汽的注入量为0.5PV；随后，向模拟稠油油藏注入上述超临界CO2混合流体，超临界CO2混合流体的注入量为0.2PV；再向模拟稠油油藏注入上述水溶液，水溶液的注入量为0.3PV；关井，在温度为85℃、绝对压力为55MPa的条件下焖井24h，随后开井进行开采。
经检测，上述模拟稠油油藏的采收率为12.1％。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.一种提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，包括如下顺序进行的步骤：
1)对稠油油藏进行压裂，随后注入支撑剂对压裂形成的裂缝进行支撑；
2)将气溶性表面活性剂、超临界CO2和助溶剂混合均匀，得到超临界CO2混合流体；
3)向稠油油藏依次注入蒸汽和所述超临界CO2混合流体；
4)向稠油油藏注入水或含有表面活性剂的水溶液；
5)关井进行焖井，随后开井进行开采。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述气溶性表面活性剂为二(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠和/或月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述助溶剂为乙醇或戊醇。
4.根据权利要求1至3任一所述的方法，其特征在于，在混合时，控制所述气溶性表面活性剂与超临界CO2的质量配比为(0.2-3)：100。
5.根据权利要求1至3任一所述的方法，其特征在于，在混合时，控制所述助溶剂与超临界CO2的质量配比为(0.1-10)：100。
6.根据权利要求1至3任一所述的方法，其特征在于，所述蒸汽的注入量为0.2-0.8PV。
7.根据权利要求1至3任一所述的方法，其特征在于，所述超临界CO2混合流体的注入量为0.1-0.5PV。
8.根据权利要求1至3任一所述的方法，其特征在于，所述水溶液含有的表面活性剂为二(2-乙基己基)磺基琥珀酸钠和/或月桂醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，所述表面活性剂在所述水溶液中的质量含量为0.05-0.5％。
9.根据权利要求1至3任一所述的方法，其特征在于，所述水或水溶液的注入量为0.1-0.5PV。
10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，控制焖井时的温度为50-150℃，绝对压力为20-120MPa。
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