CN112780238A - 灰岩轻质油藏的开采方法 - Google Patents

Abstract

本公开公开了一种灰岩轻质油藏的开采方法，该方法包括以下步骤：从油管中向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，以封堵灰岩轻质油藏中的大孔道；从油管中向井内注入氮气以推送起泡剂溶液并形成人造气顶；关闭井口装置进行焖井；在焖井之后，井口压力稳定后开井生产。该灰岩轻质油藏的开采方法可以解决灰岩轻质油藏开采后期出现底水锥进导致灰岩轻质油藏中的部分高位原油难以被采出的问题，提高灰岩轻质油藏的采收率。

Description

灰岩轻质油藏的开采方法

技术领域

本公开涉及油气田开发工程领域，特别涉及一种灰岩轻质油藏的开采方法。

背景技术

灰岩轻质油藏具有原油性质以轻质油为主、缝洞连通性好的特点。随着开采的进行，底层能量会降低，需要在地面采取一定措施来提高采收率。目前采用的主要措施是注水驱替。但是由于灰岩轻质油藏连通性好的特点，采用注水驱替的措施开采灰岩轻质油藏仅能提高有限时间内的采收率，在开采后期会出现底水锥进的现象。底水锥进是指水平状态的油水界面变形锥起。底水锥进会造成灰岩轻质油藏中的部分高位原油难以被采出，影响灰岩轻质油藏的采收率。

发明内容

本公开实施例提供了一种灰岩轻质油藏的开采方法，可以避免灰岩轻质油藏开采后期出现底水锥进导致灰岩轻质油藏中的部分高位原油难以被采出的情况。所述技术方案如下：

本公开实施例提供了一种灰岩轻质油藏的开采方法，包括：

从油管中向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，以封堵所述灰岩轻质油层中的大孔道，所述大孔道为孔径大于设定值的孔道；

从所述油管中注入氮气，以推送所述起泡剂溶液并形成人造气顶；

关闭井口装置进行焖井；

在焖井之后，若井口压力稳定，则开井生产。

可选地，

所述从所述油管中向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，包括：

向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，直至井口压力上升至第一压力后停止注入起泡剂溶液；

若所述井口压力在预定时长内下降至第二压力，则再次向灰岩轻质油层中注入起泡剂溶液，直至井口压力上升至第一压力后停止注入起泡剂溶液；

重复注入起泡剂溶液和停止注入起泡剂溶液的操作，直至所述井口压力稳定在所述第一压力；

其中，所述第一压力大于所述第二压力。

可选地，所述起泡剂溶液的注入速度为15m³/h-30m³/h，所述第一压力为15MPa，所述第二压力为13MPa。

可选地，所述从所述油管中向井内注入氮气，以形成人造气顶，包括：

向井内注入氮气直至井口压力持续上升至第三压力后停止注入氮气；

若所述井口压力在预定时长内下降到第四压力，则重新注入氮气，直至所述井口压力上升至所述第三压力后停止注入氮气；

重复注入氮气和停止注入氮气的操作，直至所述井口压力稳定在所述第三压力；

其中，所述第三压力大于所述第四压力，且所述第三压力小于所述地层破裂压力。

可选地，所述第三压力比所述地层破裂压力小1至2MPa。。

可选地，所述焖井的时长为10-25天。

可选地，所述方法还包括：

以设定时间间隔录取井口压力，若井口压力一定时间内保持不变，则表示井口压力稳定。

可选地，所述开采方法还包括：

在向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液之前，确定油井是否符合开采条件，所述的开采条件包括：初期日产量大于日产量阈值、储层发育程度好、底水锥进明显和地层压力系数不小于压力系数阈值。

可选地，所述开采方法还包括：

在向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液之前进行井况排查，以确定套管井筒和杆管状态好、固井质量满足注气时不发生刺漏的要求、井口装置的承压满足要求。

可选地，所述进行井况排查，包括：

将氮气加压至7MPa后，注入套管中；

当井口压力达到3MPa时，稳压15分钟后观察井口是否有刺漏异常；

如果有刺漏，立刻停止注入氮气；

停止注入氮气后，泄压整改套管；

整改后，重新开始注入氮气并观察井口刺漏情况，直至无刺漏。

本公开实施例提供的技术方案带来的有益效果至少包括：向底水锥进明显的灰岩轻质油藏注入起泡剂溶液封堵大孔道，注入氮气下压油水锥面并形成气顶。关井焖井期间，氮气部分溶于原油，原油的体积会一定程度膨胀。原油的体积膨胀有利于剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，一定限度的增加了原油流动性。同时由于重力分异作用，氮气可置换出油藏的部分高位难以开采的剩余油，使剩余油流向井底。待井口压力稳定后开井生产，可以开采出灰岩轻质油藏开采后期底水锥进导致灰岩轻质油藏中的部分高位难以开采出来的原油，提高了灰岩轻质油藏的采收率。

附图说明

为了更清楚地说明本公开实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本公开的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本公开实施例提供的一种应用于灰岩轻质油藏开采方法的系统结构示意图；

图2是本公开实施例提供的一种灰岩轻质油藏开采方法的流程图；

图3是本公开实施例提供的灰岩轻质油藏开采方法的效果图。

具体实施方式

为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本公开实施方式作进一步地详细描述。

为了便于理解本公开实施例，下面先结合图1简单说明本公开实施例的开采方法所使用的系统。图1是本公开实施例提供的一种应用于灰岩轻质油藏开采方法的系统结构示意图。如图1所示，该系统包括注气系统和注液系统。

注气系统包括空压机1、膜组2、增压机3。空压机1用于制出液氮。膜组2的入口与空压机1之间通过第一低压管路4连接，膜组2可以将液态氮转化成气态氮。增压机3的入口与膜组2之间用第二低压管路5连接，增压机3可以对氮气进行增压。增压机3的出口与设置在井口的阀门8通过第一高压管路6连接。第一高压管路6上设置有允许增压后的流体向井口流通的单向阀7，单向阀7与阀门8之间的第一高压管路6上设置有放空口9。在管路憋压时，可以从该放空口9放压，直至管路压力平衡。井口还设置有压力表(图未示)，用于测量井口压力，包括井口油压和井口套压中的至少一个。井口油压是井口处油管内的压力，井口套压是套管与油管之间的环空压力在井口的剩余压力。在本实施例中，由于油井的自喷阶段已经结束，井口油压和井口套压基本相等，因此可以以其中任意一个作为井口压力。

注液系统包括储液罐10和注液装置11。其中，储液罐10用于储存起泡剂溶液。注液装置11用于向油井内注入起泡剂溶液。注液装置11与储液罐10之间通过第三低压管路12连接。注液装置11与井口的阀门8之间通过第二高压管路13连接，注液装置11用于给起泡剂溶液增压，然后通过阀门8从油管注入灰岩轻质油层。注液装置11可以为泵。

本公开实施例尤其适用于开采原油密度低于0.84g/cm³的灰岩轻质油。

图2是本公开实施例提供的一种灰岩轻质油藏开采方法的流程图。如图2所示，本公开实施例提供的方法包括以下步骤：

S1：确定油井是否符合开采条件。

若符合条件，则执行步骤S2，若不符合条件，则表示不适合采用本实施例的方法，不执行后续步骤。

该开采条件可以包括：初期日产量大于日产量阈值、储层发育程度好、底水锥进明显和地层压力系数不小于压力系数阈值。

可选地，初期日产量是指第一年的单井平均日产量。日产量阈值可以根据实际情况确定。示例性地，日产量阈值可以为30吨。储层发育程度好可以根据实际产油量来判断，例如，通过自喷阶段累计产油量占总产油量的比例来判断，当该比例值超过阈值时，认为储层发育程度好。底水锥进明显可以根据没有注水开发的油田中，水淹的油井数量来判断，例如，水淹的油井数量大于设定值，表示底水锥进明显。地层压力系数不小于压力系数阈值，表示地层能量保持状况良好。示例性地，压力系数阈值可以为1。

该步骤S1为可选步骤，对经步骤S1筛选出符合开采条件的油井实施该开采方法可获得更好的增产效果。

S2：在向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液之前进行井况排查，以确定井筒、杆管状态良好，固井质量满足注气时不发生刺漏，井口装置的承压满足要求。

其中，井筒、杆管状态良好是指套管无变形，井筒无出砂。可以通过查阅井史资料确定。

固井质量是否满足注气时发生刺漏可以采用以下方式排查：

第一步、将氮气加压至7MPa后，注入套管中。结合图1，启动空压机1制造液氮，待空压机1运转正常后，打开空压机1的送气阀门。液氮从空压机1送气阀门进入膜组2，膜组2将液态氮转化为气态氮。增压机3先进行增压自检。气态氮从膜组2进入增压机3，保持增压机3进气压力在不低于1.3MPa下运转。增压机3将气态氮输送至第一高压管路6中，第一高压管路6中的压力达到7MPa后，打开井口的阀门8，将氮气注入套管中。

第二步、在将氮气注入套管的过程中，当井口套压达到3MPa时，稳压15分钟后观察井口刺漏异常，如果有刺漏，则立刻停止注气。进一步地，在将氮气注入套管的过程中，可以每30分钟记录一次注气时间、注气量和井口套压，并绘制出井口套压变化曲线。当井口套压达到3MPa时，稳压15分钟进行观察，注意观察井口刺漏情况。如果有刺漏，则立刻停止注入氮气。

第三步、停止注入氮气之后，泄压整改套管，整改后，重新开始将氮气注入套管并观察井口刺漏情况，直至无刺漏，这样可以确保后续作业的有效进行。

可选地，排查时还可以包括：第四步、对固井质量满足注气时不发生刺漏的油井继续注气，注入氮气时平稳加压注气，直至井口压力稳定在预定值，关闭井口的阀门。该预定值小于地层破裂压力，也即是注气过程在地层破裂压力之下进行，可避免压漏地层，压漏地层会损失注入的气体，也会给底水锥进提供通道。示例性地，地层破裂压力可以根据不同地层不同井的生产状况判断，例如可以为26MPa，预定值可以为25MPa。

可选地，井口装置的承压满足井口套压的安全要求，即井口装置能够承受的压力大于安全压力阈值。在本实施例中，井口装置能满足承受35MPa的压力，该压力可以满足大多数油井的要求。

步骤S2为可选步骤，实施井况排查步骤可以避免在油井在注气增产的过程中由于井况不符合施工需求而出现刺漏，最终导致增产措施失败。

S3：从油管中向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，以封堵灰岩轻质油层中的大孔道，大孔道为孔径大于设定值的孔道。

在本实施例中，大孔道可以为孔径大于15μm的孔道。当油层中存在大孔道时，直接注气，将会形成气窜现象，即气体从大孔道进入目标油层，导致油井气油比上升。通过注入起泡剂溶液，可以封堵地层大孔道，推抵近井地带的水界面。

示例性地，该步骤S3可以包括：

第一步、向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，直至井口压力上升至第一压力后停止注入起泡剂溶液；示例性地，在该第一步中，在向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液的过程中，当井口压力上升到第一压力后下调注入起泡剂溶液的速度，继续注入起泡剂溶液直到井口压力上升到第二压力后停止注入起泡剂溶液。

第二步、若所述井口压力在预定时长内下降至第二压力，则再次向灰岩轻质油层中注入起泡剂溶液，直至井口压力上升至第一压力后停止注入起泡剂溶液。在第一步停止注入起泡剂溶液之后，等待一段时间，若在等待过程中，即在这段时间内，井口压力下降至第二压力，则再次向灰岩轻质油层中注入起泡剂溶液直至井口压力上升至第一压力后停止注入起泡剂溶液。

重复第一步和第二步，直至所述井口压力稳定在所述第一压力，其中，所述第一压力大于所述第二压力。

示例性地，井口压力稳定在第一压力，可以是指经过预定时长后，井口压力与第一压力的差值为0或者小于设定值，也即是在经过预定时长后，井口压力基本无下降。

示例性地，第一压力可以为15MPa，所述第二压力可以为13MPa。根据井口压力来确保起泡剂溶液推进情况合理，以保证后续采收效果。

可选地，起泡剂溶液的注入速度可以为15m³/h-30m³/h。起泡剂溶液的注入速度在该范围内变化，可以在保证注入效率的同时，避免井口压力变化过快。

可选地，注入起泡剂溶液的浓度为3％。

可选地，在初期可以按照地层情况做预测起泡剂溶液的注入体积，例如，起泡剂溶液的注入体积为110m³，以便于保证开采过程中起泡剂溶液的预备量充足。

需要说明的是，第一压力、第二压力、注入速度、注入起泡剂的总体积和预定时长均可以根据实际情况调整。例如，可根据周围没有注水开发的油田中，水淹的油井数量来适当调整注入起泡剂的量，被水淹的油井数量越多需要注入的起泡剂的量就越大。

可选地，起泡剂溶液可以为烷基、烷芳基磺酸钠、磺化脂肪酸或者烷基硫酸醋类的任一种，本公开对此不作限制，只要能够起泡并达到封堵大孔道的目的即可。

S4：从油管向井内注入氮气，以推送起泡剂溶液形成人造气顶。

注入大量的氮气可以推动起泡剂溶液深入地层，深入地层的起泡剂溶液可封堵大孔道并降低油水界面高度，即起到压锥作用，从而形成更大的驱替空间。同时，氮气逐步在地层形成人造气顶(即次生气顶)，通过重力分异作用驱替阁楼油。其中，人造气顶为注入的氮气在油藏顶部形成的气体空间，可为后续的焖井步骤中置换阁楼油提供条件。阁楼油为油藏顶部溶洞内储存的难以采出的剩余油。

氮气为中性气体，中性气体不会腐蚀管柱，所以氮气注入可以降低注入气体对油井管柱的伤害。氮气与原油的反映消耗最小，因此氮气注入也可以降低剩余油的反映损耗，保存油藏的能量。

可选地，向井内注入氮气直至井口压力持续上升至第三压力后停止注入氮气。当井口压力下降到第四压力后重新开始注入氮气，直至井口压力上升至第一压力后停止注入氮气。重复注入氮气和停止注入氮气的操作，直至井口压力稳定在所述第三压力。其中，第三压力大于第四压力，且第三压力小于地层破裂压力。间断性地注入氮气直至井口压力达到稳定，可使向目标地层的注气量达到最大。这里，地层破裂压力为使地层岩石破裂的压力。

可选地，第三压力比地层破裂压力小1至2MPa。可见，在注入氮气时，始终保持井口压力小于地层破裂压力，以避免在注气时压漏地层，同时保证第三压力接近地层压力，可以保证注入氮气量达到最大。示例性地，地层破裂压力为26MPa，第三压力可以为25MPa，第四压力可以为23MPa。

可选地，氮气的注入量可以按照地层情况(例如地层压力的变化等等)做预测，例如，氮气的注入体积为50×10⁴Nm³，以便于保证开采过程中氮气的预备量充足，同时，可以在氮气的注入过程中，根据氮气的已注入量判断井口压力是否大致正常。

S5：关闭井口装置进行焖井。

关井焖井期间，氮气部分溶于原油，原油的体积会有一定程度膨胀。原油的体积膨胀有利于剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，增加了原油流动性。另外，氮气向油藏顶部运移形成人造气顶，通过重力分异作用置换出阁楼油。

可选地，焖井的时长为10-25天。示例性地，焖井时间为12天，可使注入的氮气充分地溶于原油，更好地增加原油的流动性。

可选地，该方法还包括：在焖井期间详细记录井口油压和井口套压的变化过程，焖井初期每小时记录一次井口压力，井口压力的变化值小于设定值之后可以每3天录取一次。

S6：在焖井之后，若井口压力稳定，则开井生产。

可选地，井口压力是否稳定可以采用以下方式确定：以设定时间间隔录取井口压力(包括井口油压值和井口套压值)，若井口压力一定时间内保持不变则表示井口压力稳定。井口压力稳定时即氮气融入原油已达到饱和，由于氮气融入原油增加了原油流动性，氮气融入原油达到饱和时流动性达到最大，开井生产增产效果最好。开井生产后，随着开采的进行地层压力降低，压缩储存在地层的氮气体积会膨胀。由于氮气的压缩系数大，地层压力降低使压缩的氮气膨胀补充大量的地层能量，补充的能量可以驱动地层中的流体返排至井口。

图3是本公开实施例提供的灰岩轻质油藏开采方法的效果图。如图3所示，油井应用该开采方法后，油井的日产液量由原来的1m³增大到5.9m³。油井的日产油量由原来的1.4t增大到5t。油井的含水略微降低，由原来的23％下降到17％。日产气量由原来的290m³到1390m³。此可见应用该灰岩轻质油藏的开采方法后提高了油井的采收率。

本公开实施例提供的灰岩轻质油藏的开采方法，通过向底水锥进明显的灰岩轻质油藏注入起泡剂溶液封堵大孔道，随后注入氮气下压油水锥面并形成气顶。关井焖井期间，氮气部分溶于原油，原油的体积会一定程度膨胀。原油的体积膨胀有利于剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，一定限度的增加了原油流动性。同时由于重力分异作用，氮气可置换出灰岩轻质油藏的部分高位难以开采的剩余油至井底，待井口压力稳定后开井生产。从而可以开采出灰岩轻质油藏开采后期底水锥进导致灰岩轻质油藏中的部分高位难以开采出来的原油，提高了灰岩轻质油藏的采收率。

以上所述仅为本公开的可选实施例，并不用以限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述开采方法包括：

从油管中向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，以封堵所述灰岩轻质油层中的大孔道，所述大孔道为孔径大于设定值的孔道；

从所述油管中注入氮气，以推送所述起泡剂溶液并形成人造气顶；

关闭井口装置进行焖井；

在焖井之后，若井口压力稳定，则开井生产。

2.如权利要求1所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述从所述油管中向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，包括：

向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液，直至井口压力上升至第一压力后停止注入起泡剂溶液；

若所述井口压力在预定时长内下降至第二压力，则再次向灰岩轻质油层中注入起泡剂溶液，直至井口压力上升至第一压力后停止注入起泡剂溶液；

重复注入起泡剂溶液和停止注入起泡剂溶液的操作，直至所述井口压力稳定在所述第一压力；

其中，所述第一压力大于所述第二压力。

3.如权利要求2所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述起泡剂溶液的注入速度为15m³/h-30m³/h，所述第一压力为15MPa，所述第二压力为13MPa。

4.如权利要求1所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述从所述油管中向井内注入氮气，以形成人造气顶，包括：

向井内注入氮气直至井口压力持续上升至第三压力后停止注入氮气；

若所述井口压力在预定时长内下降到第四压力，则重新注入氮气，直至所述井口压力上升至所述第三压力后停止注入氮气；

重复注入氮气和停止注入氮气的操作，直至所述井口压力稳定在所述第三压力；

其中，所述第三压力大于所述第四压力，且所述第三压力小于所述地层破裂压力。

5.如权利要求4所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述第三压力比所述地层破裂压力小1至2MPa。

6.如权利要求1至5任一项所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述焖井的时长为10-25天。

7.如权利要求1至5任一项所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述开采方法还包括：

以设定时间间隔录取井口压力，若井口压力一定时间内保持不变，则表示井口压力稳定。

8.根据权利要求1至5任一项所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述开采方法还包括：

在向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液之前，确定油井是否符合开采条件，所述的开采条件包括：初期日产量大于日产量阈值、储层发育程度好、底水锥进明显和地层压力系数不小于压力系数阈值。

9.根据权利要求1至5任一项所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述开采方法还包括：

在向灰岩轻质油层注入起泡剂溶液之前进行井况排查，以确定井筒和杆管状态好、固井质量满足注气时不发生刺漏、井口装置的承压满足要求。

10.根据权利要求9所述的灰岩轻质油藏的开采方法，其特征在于，所述进行井况排查，包括：

将氮气加压至7MPa后，注入套管中；

当井口压力达到3MPa时，稳压15分钟后观察井口是否有刺漏异常；

如果有刺漏，立刻停止注入氮气；

停止注入氮气后，泄压整改套管；

整改后，重新开始注入氮气并观察井口刺漏情况，直至无刺漏。

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