CN112746829A - 一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及稠油开发技术领域，具体涉及一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法。所述方法包括以下步骤：对堵剂、降解剂和降粘剂进行优选；根据设计半径确定堵剂用量V₁；注入V₁体积的堵剂，注入降粘剂；开采生产，直至没有经济产量；注入降解剂，实现快速降解循环权以上所述步骤，并扩大封堵半径，实现更大范围内的稠油冷采。本发明方法适用于含水大于90%的高含水期稠油油田，克服了注气开发成本高，降粘冷采产油量低的缺陷，显著提高了高含水期稠油开采的经济效益。本方法在胜利油田石油开发中心已经实施了3井次，取得较高的经济效益。此外，本发明方法操作简单，实施成本低，适用于各类高含水期稠油井的开采，便于推广应用。

Description

一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法

技术领域

本发明涉及稠油开发技术领域，具体涉及一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法。

背景技术

油田进入高含水期生产后，联合站的原油处理难度越来越大，普遍存在系统效率低、能耗大的问题。

为提高采油效率，滨南采油厂从整体进行改进，包括应用新型高效的油气水三相分离器，对加药系统进行改造，对加热炉系统自动化改造，应用PLC等先进的监测控制技术。通过对多种节能降耗新设备、新技术的应用，取得了显著的经济效益。但是该方法在提高效益的同时，也大大增加了投入成本。

王汝广等人通过对60余种药剂进行大量的单剂筛选与复配试验，分别开发出了适合于各类型原油的QW系列固体防蜡降粘剂。将不同配方的降粘防蜡剂与构架支撑剂、溶解速度调整剂及部分表面活性剂充分混合，经粉碎干燥铸塑成型。再装于特制的井下工作筒中，形成便于下井使用的固体降粘防蜡器。由于采用先进的成型工艺，因此降粘防蜡块具有较高的强度，下井后受剪切力及溶胀力影响不会产生破碎现象。通过调整溶解速度调整剂用量可得到不同井温、流量、含水下的主剂溶出速率，从而最终达到降粘防蜡周期与效率的最优。由于其未公开主剂的具体成分，该方法无法得到推广应用。

目前油井堵水和稠油降粘冷采都有大量应用，堵水的目的是降低油井含水，降粘的目的是降低原油粘度，而这两种施工往往是单独使用的。单独堵水再注汽生产的缺陷是增加了注汽费用，投入产出比往往大于1；而单独降粘再冷采的缺陷是产出液的含水较高，产油量低。

通过室内试验，对比研究了6种常规及非常规稠油降粘法，提出了利用降粘剂吞吐与油井堵水结合的新方法开采稠油。研究了降粘剂种类、降粘剂质量浓度、油水比、温度、矿化度等因素对稠油乳化效果的影响。试验结果表明：降粘剂质量浓度越高，形成的乳状液粘度越小，但降粘剂质量浓度高到一定程度后，稠油所形成的乳状液粘度基本不再变化。降粘剂质量浓度越高，所形成的乳状液越稳定。油水比越大，所形成的乳状液粘度越高。对于阴离子型乳化降粘剂，矿化度越大，降粘剂对稠油的降粘效果越差，乳状液稳定性越弱。对于非离子型乳化降粘剂，当温度高于其浊点后，其乳化降粘性和乳状液稳定性都变差。质量浓度125～2000mg·L^-1的OP-15，可使被研究稿油的降粘率大于95％，所形成的乳状液的脱水率大于90％，满足降粘剂吞吐与油井堵水结合技术对降粘剂的要求。

通过室内试验，优化出适合沾5-8井地层条件的油井堵剂配方为0.30％YGl00+0.30％YGl07(成冻时间为2d)，破胶剂配方为0.50％～1.00％的(NH₄)₂S₂O₈(4～8h破胶)，过顶替液配方为0.35％YGl00。在太平油田沾5-8井实施了降粘剂吞吐和油井堵水的结合技术开采稠油。施工后油井不但原油粘度降低而且取得了增油效果，进一步证实了降粘剂吞吐与油井堵水技术结合的可行性。

发明内容

本发明主要目的是提供一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法，本方法能够实现更大半径范围内的稠油冷采。

为实现上述目的，本发明采用以下步骤：

本发明目的之一，提供一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法，所述方法包括以下步骤：对堵剂、降解剂和降粘剂进行优选；根据设计半径确定堵剂用量V₁；注入V₁体积的堵剂，注入降粘剂；开采生产，直至没有经济产量；注入降解剂，实现快速降解。

根据本发明所述方法，优选地，堵剂、降解剂和降粘剂的优选方法为：堵剂的承压强度≥1MPa/m，堵水率≥80％；降解剂的降解率≥95％；降粘剂60℃条件下的无剪切静态降粘率≥95％。

根据本发明所述方法，优选地，堵剂用量V₁的计算方法为：

V₁＝πR₁ ²×H×Φ×K (1)

其中：V₁--堵剂用量，m³；R₁--封堵半径，m；H--油层有效厚度，m；Φ--地层孔隙度，％；K--高渗透条带比例，％。

根据本发明所述方法，优选地，所述方法还包括循环权利要求1所述步骤，并扩大封堵半径，实现更大范围内的稠油冷采。

根据本发明所述方法，优选地，当稠油井含水量在70-80％，则R₁取值10m；当稠油井含水量在80-90％，则R₁取值15m；当稠油井含水量在90-99％，则R₁取值20m。

根据本发明所述方法，优选地，进行第n次循环后，堵剂用量的计算方法为：

V_n+1＝π(R_n+1 ²-R_n ²)×H×Φ×K (2)

其中：V_n+1—进行第n次循环堵剂用量，R_n+1为第n次循环扩大封堵半径，R_n为第n次循环上一轮封堵半径；n为大于等于1的正整数。

根据本发明所述方法，优选地，循环第n次时，Rn+1比在相同稠油含水量下Rn扩大5m。

本发明目的之二，提供以上任一项所述方法在高含水期稠油油田开采中的应用。

根据本发明以上所述应用，优选地，所述高含水期稠油油田含水＞90％。

与现有技术相比，本发明具有以下优势：

本发明通过对堵剂、降解剂和降粘剂的优选，可有效实现堵水和降粘的双重目的。

本发明先通过堵剂进行近井地带的堵水，实现近井地带设计半径油藏与外围高含水的隔离，然后再通过挤注降粘剂进行洗油或者原油剥离的方式，实现设计半径范围内的稠油冷采，达到稠油冷采的目的。开采完后该堵剂可以通过降解剂快速降解，然后可以再次循环此堵水和降粘的过程，实现更大半径范围内的稠油冷采。

本发明方法适用于含水大于90％的高含水期稠油油田，克服了注气开发成本高，降粘冷采产油量低的缺陷，显著提高了高含水期稠油开采的经济效益。本方法在胜利油田石油开发中心已经实施了3井次，取得较高的经济效益。

此外，本发明方法操作简单，实施成本低，适用于各类高含水期稠油井的开采，便于推广应用并可产生巨大的商业价值。

附图说明

图1为本发明方法循环示意图；

图2为本发明方法扩大半径封堵示意图；

图3为本发明实施例所用油井Z32区块顶面构造图；

图4为采用本发明实施例所述方法开采Z32-P14井日度生产曲线。

具体实施方式

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。

针对背景技术所述述及的问题，本发明提供一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法，所述方法包括以下步骤：对堵剂、降解剂和降粘剂进行优选；根据设计半径确定堵剂用量V₁；注入V₁体积的堵剂，注入降粘剂；开采生产，直至没有经济产量；注入降解剂，实现快速降解。

根据本发明所述方法，优选地，堵剂、降解剂和降粘剂的优选方法为：堵剂的承压强度≥1MPa/m，堵水率≥80％；降解剂的降解率≥95％；降粘剂60℃条件下的无剪切静态降粘率≥95％。

根据本发明所述方法，优选地，堵剂用量V₁的计算方法为：

V₁＝πR₁ ²×H×Φ×K (1)

降粘剂、降解剂用量为：

V_降粘剂＝πR₁ ²×H×(1-Φ)×K×25％ (3)

V_降解剂＝πR₁ ²×H×(1-Φ)×K×25％×10％ (4)

其中：V₁--堵剂用量，m³；R₁--封堵半径，m；H--油层有效厚度，m；Φ--地层孔隙度，％；K--高渗透条带比例，％。

根据本发明所述方法，优选地，当稠油井含水量在70-80％，则R₁取值10m；当稠油井含水量在80-90％，则R₁取值15m；当稠油井含水量在90-99％，则R₁取值20m。

根据本发明所述方法，优选地，所述方法还包括循环权利要求1所述步骤，并扩大封堵半径，实现更大范围内的稠油冷采。

根据本发明所述方法，优选地，进行第n次循环后，堵剂用量的计算方法为：

V_n+1＝π(R_n+1 ²-R_n ²)×H×Φ×K (2)

其中：V_n+1为进行第n次循环堵剂用量，R_n+1为第n次循环扩大封堵半径，R_n为第n次循环上一轮封堵半径；n为大于等于1的正整数。

优选地，循环第n次时，R_n+1比在相同稠油含水量下R_n扩大5m。

本发明目的之二，提供以上任一项所述方法在高含水期稠油油田开采中的应用。

根据本发明以上所述应用，优选地，所述高含水期稠油油田含水＞90％。

为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。

下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。

实施例

本实施例以Z32-P14井为试验对象。

郑32块东区受到了高含水、粘度高等因素的影响，Z32-P14就是一口吞吐效果、生产效益差的井。

Z32-P14在实施该技术前的含水量达到了98.6％，粘度为12057mPa.s，封堵半径15m,油层有效厚度4m,地层孔隙度25.3％,高渗透条带比例27.9％。

所述方法包括以下步骤：

步骤1.对堵剂、降解剂和降粘剂进行优选；

通过筛选，所得堵剂为F-HPAM，具体成分为：HPAM0.6％～1.0％，CH₂O 0.6％～1.1％，间苯二酚0.03％～0.06％；所用堵剂承压强度为1.2MPa/m，堵水率为70％～80％。

通过筛选，所得降解剂为过硫酸铵，降解率70-85％；

通过筛选，所得降粘剂的具体成分：三乙醇胺0.6％～1.0％、短链醇2.5％～4％、黄原胶20％～40％和丙三醇5％～15％，无剪切静态降粘率>90％。

步骤2.根据设计半径确定堵剂用量V₁；

堵剂用量V₁的计算方法为：

V₁＝πR₁ ²×H×Φ×K (1)

其中：V₁--堵剂用量，m³；R₁--封堵半径，m；H--油层有效厚度，m；Φ--地层孔隙度，％；K--高渗透条带比例，％。

R₁＝20m；H＝4m；Φ＝25.3％；K＝30％；计算V₁＝381m³

步骤3.注入V₁体积的堵剂，注入降粘剂，注入量为381m³

步骤4.开采生产，直至没有经济产量；

步骤5.注入降解剂，注入量38m³，实现快速降解。

步骤6.循环上述步骤1-5，并扩大封堵半径，

第n次循环堵剂用量的计算方法为：

V_n+1＝π(R_n+1 ²-R_n ²)×H×Φ×K (2)

一般循环3次还有经济效益，通常情况下最大循环次数为5次，循环5次以上由于堵剂、降粘剂和降解剂的用量巨大，就失去了经济效益。

采用本发明实施例所述方法开采Z32-P14井日度生产曲线如图4所示。Z32-P14井累计投入39万元，生产297天，累计产油921吨，价值230万元，投入产出比为1:5.9。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种高含水期稠油的堵水降粘开采方法，其特征在于，包括以下步骤：对堵剂、降解剂和降粘剂进行优选；根据设计半径确定堵剂用量V₁；注入V₁体积的堵剂，注入降粘剂；开采生产，直至没有经济产量；注入降解剂，实现快速降解。

2.根据权利要求1所述开采方法，其特征在于，堵剂、降解剂和降粘剂的优选方法为：堵剂的承压强度≥1MPa/m，堵水率≥80％；降解剂的降解率≥95％；降粘剂60℃条件下的无剪切静态降粘率≥95％。

3.根据权利要求1所述开采方法，其特征在于，堵剂用量V₁的计算方法为：

V₁＝πR₁ ²×H×Φ×K (1)

其中：V₁--堵剂用量，m³；R₁--封堵半径，m；H--油层有效厚度，m；Φ--地层孔隙度，％；K--高渗透条带比例，％。

4.根据权利要求3所述开采方法，其特征在于，当稠油井含水量在70-80％，则R₁取值10m；当稠油井含水量在80-90％，则R₁取值15m；当稠油井含水量在90-99％，则R₁取值20m。

5.根据权利要求1所述开采方法，其特征在于，所述方法还包括循环权利要求1所述步骤，并扩大封堵半径，实现更大范围内的稠油冷采。

6.根据权利要求1所述开采方法，其特征在于，进行第n次循环后，堵剂用量的计算方法为：

V_n+1＝π(R_n+1 ²-R_n ²)×H×Φ×K (2)

其中：V_n+1-进行第n次循环堵剂用量，R_n+1为第n次循环扩大封堵半径，R_n为第n次循环上一轮封堵半径；n为大于等于1的正整数。

7.根据权利要求6所述开采方法，其特征在于，循环第n次时，R_n+1比在相同稠油含水量下R_n扩大5m。

8.权利要求1-7任一项所述方法在高含水期稠油油田开采中的应用。

9.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，所述高含水期稠油油田含水＞90％。

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