CN111779470B - 一种稠油井的氮气抑水增油方法、开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种稠油井的氮气抑水增油方法、开采方法。该抑水增油方法包括以下步骤：稠油井水窜后，注入氮气进行抑水，氮气的注入量按下式进行确定：
其中，
为氮气注入量，单位Nm3；Qs为蒸汽注入量，单位Nm3；ρ为产出液密度，单位kg/m3；g为重力加速度，单位N/kg；H1为油层垂深，单位m；H2为正常产状下油井动液面，单位m；P0为标准大气压，取0.1MPa；as/l为地层条件下气液体积比，取1:1.5‑1:3.0，Qa为附加量，取值0‑3000Nm3。本发明通过氮气对水窜通道封堵，对地层水、边水驱替，对底水“压水锥”，抑制原油含水，提高油田开发效益。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，具体涉及一种稠油井的氮气抑水增油方法、开采方法。
背景技术
超稠油是指粘度大于50000mPa·s的原油。对于注蒸汽热采开发的稠油油田，由于边底水的存在，使得注蒸汽吞吐开采的效率降低。同时，对于超稠油，由于原油粘度高，原油与地层水的流度比大，一旦油井因边底水或者是与下部水层窜等原因见水，会导致油井含水迅速升高，从而使得油井的产油量迅速下降，蒸汽吞吐周期的油汽比大幅度降低，周期吞吐效益变差，采收率降低，稠油资源得不到充分开采利用。
目前常用的治理油井高含水的措施主要有氮气泡沫堵水、凝胶堵水等，如庞占喜等采用氮气泡沫进行压锥堵水，虽然注入氮气泡沫后措施有效期长，但是注氮时间长，采用600m3/h、900m3/h的注氮设备分别需要注氮20d、15d才能满足压水锥的要求(“常规稠油底水油藏氮气泡沫控制水锥技术研究”，石油学报，2007年9月，第28卷第5期)。现有的稠油井抑水治理措施时间长，影响采油时率，治理成本较高，整体措施效益较差，不利于推广。
氮气抑水增油措施具有较好的抑水增油效果，但是需要对氮气的注入量进行优化控制，否则注入量过低无法达到预期的抑水效果，注入量过高会增加开发成本，降低措施效益。
发明内容
本发明的目的是提供一种稠油井的氮气抑水增油方法，准确控制氮气注入量，对高含水油井进行有效封堵，提高油田开发效益。
本发明的另一个目的是提供一种稠油井的开采方法，以提高油田开发效益。
为实现上述目的，本发明的稠油井的氮气抑水方法的具体技术方案为：
一种稠油井的氮气抑水增油方法，包括以下步骤：稠油井水窜后，注入氮气进行抑水，氮气的注入量按下式进行确定：
其中，
为氮气注入量，单位Nm3；Qs为蒸汽注入量，单位Nm3；ρ为产出液密度，单位kg/m3；g为重力加速度，取9.8N/kg；H1为油层垂深，单位m；H2为正常产状下油井动液面，单位m；P0为标准大气压，取0.1MPa；as/l为地层条件下气液体积比，取1:1.5-1:3.0；Qa为附加量，取值0-3000Nm3，其值取决于水窜原因和油层与上下部水层距离。
本发明的稠油井的氮气抑水增油方法，通过确定合适的氮气注入量，将氮气注入高含水井，利用油气水流度比的差异造成的氮气优先进入水窜通道的特点，使得氮气在水窜通道中指进并驻留，通过“贾敏效应”对水窜通道起到封堵作用；同时氮气的注入会对近井地带地层水、边水有驱替的作用，对于底水具有“压水锥”的作用。
上述气液体积比根据生产经验确定，对高含水的稠油井具有一定的普适性，为更准确地控制氮气注入量，优选的，所述气液体积比由包括以下步骤的方法确定：对岩心进行气水驱替实验，测量气相相对渗透率、水相相对渗透率，选择气相相对渗透率、水相相对渗透率之和达到下限时(亦即气水两相渗透率曲线的等渗点)对应的气液体积比。可以理解的是，所谓的下限是指在该气液体积比范围内，注入氮气能够有效抑水，达到治理成功的标准，即下限是气相相对渗透率、水相相对渗透率之和最小时(亦即气水两相渗透率曲线的等渗点)对应的气液体积比附近的一个范围值。在一定的气液体积比范围内，相渗曲线中的气相和液相的相渗之和不断下降，渗流能力降低，两相的相渗之和在等渗点达到最低，气液两相流动能力最差，即在此气液体积比条件下，氮气的驻留对地层水的抑制作用最强(即相渗最低原则)，在实际应用中所确定的气液体积比，考虑到地层存水等因素，依据等渗点对应的气液体积比适当调整。
具体的，附加量Qa的确定方法为：①水窜原因为油层与上下部水层窜和底水锥进时，其值取决于油层与上下部水层距离L，L≤1m，取值为3000Nm3；1＜L≤2，取值为2000Nm3；2＜L≤3，取值为1000Nm3；L>3，取值为0Nm3；②水窜原因为边水侵时，取值为3000Nm3。
所述水窜为在一个吞吐轮次内产出液的含水率增加10％以上或者油井动液面上升300m以上，并且产出液中氯离子浓度变化在10％以上。
本发明的稠油井的开采方法的具体技术方案为：
一种稠油井的开采方法，包括注蒸汽阶段以及采油阶段，所述采油阶段包括采用上述稠油井的氮气抑水方法进行堵水，然后转抽生产。
本发明的稠油井的开采方法，适用于油层与上下部水窜及边底水侵导致的超稠油高含水井的采油过程，利用氮气对水窜通道的封堵、对近井地带地层水、边水的驱替作用、对底水的“压水锥”作用，抑制产出液中原油含水，提高采油时率，提高油田开发效益。
可以理解的是，对于蒸汽吞吐井，一个吞吐轮次包括注蒸汽阶段、焖井阶段、采油阶段，油井含水的高低根据采油阶段产出液的含水率进行判断。一般的，产出液含水率在2％以下为无水阶段，含水率在2-40％之间为低含水阶段，含水率在40-80％之间为中含水阶段，含水率在80％以上为高含水阶段。本发明所说的“高含水”确切的讲是油井因边底水入侵或者与上下部水层窜引起油井含水升高，只要出现上述原因导致油井含水升高就应该实施氮气抑水措施进行治理。
在采油阶段的初期或者中期，由于地层温度高，产出液的温度大于60℃，此时原油在地层中的流动性相对较好，若此时油井出现水窜特征导致产出液出现高含水的情况，可以直接注入氮气，封堵水窜通道，降低产出液中原油含水率。
在采油阶段的末期，若此时油井出现水窜特征导致产出液高含水且产出液温度小于40℃，则先注入氮气段塞封堵水窜通道，再注入蒸汽段塞补充地层热量，然后转抽生产。
可以理解的是，蒸汽吞吐轮次末期对应的地层温度一般为60℃左右。当地层温度低于60℃时原油粘度较高，流动性较差，进泵能力下降或无法进泵；考虑到产出液在井筒内的热量损失，一般井口产出液的温度为40℃左右时，可以判断，油井此时处于或者接近轮次末期，这个时候只注氮气生产很短的时间就会转轮注蒸汽，所以需要采取氮气和蒸汽同时注入的方式进行开采。
优选的，氮气段塞的注入速度为550-650m3/h。在此注入速度下，生产周期内产油量相对较高。
优选的，产出液的含水率为70-80％时注入所述氮气段塞，原因在于，若稠油井在产出液含水率较低时注入氮气，由于含油饱和度较高，氮气封堵在近井地带，会减小生产压差；在含水率很高时注入氮气，会错过最佳治理时机，导致水窜通道逐渐变大，氮气“贾敏效应”减弱，措施效果变差。
附图说明
图1为本发明实施例1中的气水驱替相渗曲线；
图2为本发明实施例2中的氮气的注入时机优化实验结果；
图3为本发明实施例2中的氮气的注入速度优化实验结果。
具体实施方式
下面结合具体实施例具体说明本发明所述方法的应用。特别需要指出的是，本发明说明书所举实施例只是为了帮助理解本发明，它们不具任何限制作用，即本发明除说明书所举实施例外，还可以有其他实施方式。因此，凡是采用等同替换或等效变换形式形成的任何技术方案，均落在本发明要求的保护范围中。
一、本发明的稠油井的氮气抑水增油方法的具体实施例
实施例1
本实施例的超稠油高含水井的氮气抑水增油方法，应用于春光油田春10Ⅱ3-13-10H井，措施前产出液含水率为98％，产出液温度为64℃，产出液密度为930kg/m3，油层垂深951m，正常产状下油井动液面540m，该氮气抑水增油方法包括以下步骤：稠油井水窜后，注入氮气进行抑水，氮气的注入量按下式进行确定：
其中，
为氮气注入量，单位Nm3；
Qs为蒸汽注入量，单位Nm3；
ρ为产出液密度，单位kg/m3；
g为重力加速度，单位N/kg；
H1为油层垂深，单位m；
H2为正常产状下油井动液面，单位m；
P0为标准大气压，取0.1MPa；
as/l为为地层条件下气液体积比，取1:3；
Qa为附加量，本实施例中取值为0Nm3；
具体的，蒸汽注入量为本吞吐轮次开始时注蒸汽阶段的蒸汽注入量，其确定方法属于现有技术，在此不再赘述，本实施例中为1597Nm3。地层条件下气液体积比根据气水驱替相渗曲线确定。气水驱替相渗曲线的确定参考SY/T 5345-2007中的方法进行实验，根据上述实验得到的残余油条件下水气相对渗透率曲线如图1所示。由图可知，水气相对渗透率曲线可分为三部分，即：仅有气相流动区域(残余油饱和度点至束缚液饱和度点)，气相流动能力大幅降低而水相流动能力缓慢增加区域(束缚液饱和度至共渗点)，水相流动能力大幅度增加而气相流动能力缓慢降低区域(共渗点至残余气饱和度点)。从图中可以看出，在气水两相均存在的条件下，气相和水相的相渗之和低于单一介质的渗透率，处于气水两相等渗点时，相渗之和最小，气水两相流动能力最差，氮气封堵的能力达到最高，氮气抑水的作用最强，此时水相饱和度为0.72，则气液体积比为1:2.57。考虑到地层存水等因素，气液体积比(as/l)控制在1:1.5-1:3之间。将各参数带入公式，计算得本实施例的稠油井的氮气抑水方法中氮气注入量为19940Nm3。
实施例2
本实施例的超稠油高含水井的氮气抑水增油方法，应用于春光油田春10Ⅱ2-9-6H井，措施前产出液含水率为98％，产出液温度为37℃，产出液密度为940kg/m3，油层垂深964m，正常产状下油井动液面347m，Qa取值为0Nm3，并且设计的蒸汽注入量为887m3，气液体积比取1:2，根据实施例1中的公式确定氮气注入量为25208Nm3。
二、本发明的稠油井的开采方法的具体实施例
实施例3
本实施例的稠油井的开采方法，包括注蒸汽阶段以及采油阶段，应用于实施例1中的油井，在采油阶段的初期，产出液出现高含水，此时产出液的温度大于60℃，直接注入氮气对水窜通道进行封堵，注氮气后，焖井1天，然后起注汽管柱，下生产管柱，转抽生产，其中氮气注入量与实施例1中的相同。氮气抑水措施前后产状对比如表1所示。
表1春10Ⅱ3-13-10H井氮气抑水措施前后产状对比表
由表1数据结合生产曲线可知，氮气抑水措施日增油9.8t/d，含水降低了57.6％，起到了较好的抑水增油效果。
此外，通过数值实验，根据产出液的含水率的不同对应的周期采油量的变化对氮气的注入时机进行优选。实验结果如图2所示，由图可知，随含水率的增加，氮气压水锥提高采收率的幅度先升高后降低。在含水率较低时注入氮气，由于含油饱和度较高，氮气封堵在近井地带，减小了生产压差；在含水率很高时注入氮气，会错过最佳治理时机，导致水窜通道逐渐变大，氮气“贾敏效应”减弱，措施效果变差。因此选取合理的注氮时机为含水率在75％左右。
另外，通过数值实验，对氮气的注入速度进行优化，具体的，优化实验设计如下：氮气的注入速度设置为400m3/h、500m3/h、600m3/h、700m3/h、800m3/h。分别测定不同的氮气注入速度对应的周期采油量，结果如图3所示。由图可知，氮气的注入速度为600m3/h时，周期产油量最高，因此最佳注氮速度为600m3/h，因此确定本实施例中氮气的注入速度为600m3/h。
实施例4
本实施例的稠油井的开采方法，包括注蒸汽阶段以及采油阶段，应用于实施例2中的油井，在采油阶段的末期，产出液高含水且产出液温度小于40℃，先注入氮气段塞封堵水窜通道，再注入蒸汽段塞补充地层热量，闷井3天，然后起注汽管柱，下生产管柱，转抽生产。其中，氮气注入量的计算方法与实施例1中相同。氮气抑水措施前后产状对比如表2所示。
表2春10Ⅱ2-9-6H井氮气抑水措施前后产状对比表
由表2数据可知，氮气抑水措施日增油4.2t/d，含水降低了22.8％，起到了较好的抑水增油效果。
Claims (7)
1.一种稠油井的氮气抑水增油方法，其特征在于，包括以下步骤：稠油井水窜后，注入氮气进行抑水，氮气的注入量按下式进行确定：
其中，
为氮气注入量，单位Nm3；
Qs为蒸汽注入量，单位Nm3；
ρ为产出液密度，单位kg/m3；
g为重力加速度，取9.8N/kg；
H1为油层垂深，单位m；
H2为正常产状下油井动液面，单位m；
P0为标准大气压，取0.1MPa；
as/l为地层条件下气液体积比，取1:1.5-1:3.0；
Qa为附加量，取值0-3000Nm3，其值取决于水窜原因和油层与上下部水层距离。
2.根据权利要求1所述的稠油井的氮气抑水增油 方法，其特征在于，所述气液体积比由包括以下步骤的方法确定：对岩心进行气水驱替实验，测量气相相对渗透率、水相相对渗透率，选择气相相对渗透率、水相相对渗透率之和达到下限时对应的气液体积比。
3.一种稠油井的开采方法，其特征在于，包括注蒸汽阶段以及采油阶段，所述采油阶段包括采用如权利要求1或2所述的稠油井的氮气抑水增油方法进行堵水，然后转抽生产。
4.根据权利要求3所述的稠油井的开采方法，其特征在于，产出液温度大于60℃，注入氮气段塞封堵水窜通道。
5.根据权利要求3所述的稠油井的开采方法，其特征在于，产出液温度小于40℃，先注入氮气段塞封堵水窜通道，再注入蒸汽段塞补充地层热量。
6.根据权利要求4或5所述的稠油井的开采方法，其特征在于，所述氮气段塞的注入速度为550-650m3/h。
7.根据权利要求4或5所述的稠油井的开采方法，其特征在于，在产出液的含水率为70-80％时注入所述氮气段塞。
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