CN114033345A

CN114033345A - 一种针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法

Info

Publication number: CN114033345A
Application number: CN202111318163.0A
Authority: CN
Inventors: 陶磊; 袁潇; 白佳佳; 史文洋; 王春浩; 陈炎; 许礼龙; 朱庆杰; 张娜
Original assignee: Changzhou University
Current assignee: Changzhou University
Priority date: 2021-11-09
Filing date: 2021-11-09
Publication date: 2022-02-11
Anticipated expiration: 2041-11-09
Also published as: CN114033345B

Abstract

本发明涉及一种针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，S1、在高含水带中布置两口高度一致的水平井，一口为注入井，一口为生产井；S2、两口水平井分别进行预热并加热两口水平井周围及中间的油层；S3、向注入井内同时连续注入高温蒸汽和耐高温的水溶性复合多效助剂溶液，利用高含水带的天然连续水相环境形成输送原油的高渗通道，生产井保持地层原始压力进行生产。本发明结合了蒸汽+水溶性复合多效助剂和蒸汽辅助重力泄油，将油藏底部的高含水带从劣势转化为优势，充分发挥了高含水带连续水相环境和辅助输送原油的作用；水溶性复合多效助剂使原油流动性增强，可抑制含水率的增长，增大蒸汽的波及面积，促进蒸汽腔的发育，产油速度更快。

Description

一种针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法

技术领域

本发明涉及薄层油砂提采技术领域，尤其是一种针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法。

背景技术

常规轻质油藏的开发时间已经超过了数十年，大部分常规轻质油田开始步入枯竭阶段，为了满足能源需求，油砂资源受到了全世界的青睐，逐步成为开发热点。而油砂富含天然沥青，粘度一般大于1000mPs，流动性较差。根据粘温曲线可知，随着温度的升高，原油粘度迅速下降，因此热采技术可以很大程度上地降低粘度，改善油砂中原油的流动性，有效地提高油砂开采的采收率。

目前采用开采油砂的热采技术主要包括：蒸汽辅助重力泄油法(SAGD)，其机理是采用双水平井模式，将蒸汽从位于正上方的水平注入井注入油藏，随着高干度蒸汽的注入，蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧向扩展与原油发生热交换形成泄油通道，被加热的原油粘度降低，流动性增强，与蒸汽冷凝水在重力作用下一道向下流动从底部水平井采出；蒸汽驱，其机理主要是降低油砂油粘度，提高原油的流度，驱替开采原油，蒸汽驱是目前应用较多的稠油热采技术，它在相当程度上克服了蒸汽吞吐加热半径有限的弱点，能够持续加热油层。

但由于部分储层的底部存在厚度为1～3m的高含水带(油层中含水率超过50％)，采用一般的热采技术很难高效地对其进行开采，蒸汽注入该油层后原油会形成油包水乳状液，粘度大幅度上升，原油流动性变差，生产井含水率快速上升，同时也会导致压力上升，影响蒸汽的扩展以及蒸汽腔的发育。因此如何将储层中存在高含水带这一劣势转变为优势，从而高效利用高含水带来提高该储层采收率成为关键。

发明内容

本发明要解决的技术问题是：为了克服现有技术中之不足，本发明提供一种可降低原油粘度以提高原油流动性的针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，所述油藏的含水率为50％～60％，油层厚度为15～20m，高含水带的高度不超过油层厚度的1/5，高含水带中的平均渗透率为700～800md，平均孔隙度为0.3～0.35，含油饱和度30％～50％，油层的平均渗透率为600～700md、平均孔隙度为0.2～0.3、含油饱和度为70～80％、50℃下原油粘度均超过10000mPa·s，所述采油方法具有以下步骤：

S1、在薄层油砂油藏底部的高含水带中布置两口左右并排、高度一致的水平井，所述两口水平井分别为一口注入井，一口生产井；

S2、对两口水平井分别进行预热，同时加热两口水平井周围及中间的油层，使两口水平井之间形成初步的热连通；

S3、向所述的注入井内同时连续注入高温高干度蒸汽和耐高温的水溶性复合多效助剂溶液，利用底部高含水带提供的天然连续水相环境形成输送原油的高渗通道，生产井保持地层原始压力进行生产。

利用底部高含水带具体是指：一方面利用底部高含水带中的原生水提供天然的连续水相环境，使油水能够充分接触，在注入水溶性复合多效助剂后，能够形成水包油乳状液，使原油粘度大幅度降低，同时消耗原生水抑制含水率；另一方面利用高含水带作为高渗通道辅助输送原油，被加热的原油乳状液在前期注采压差作用下的沿着这些高渗通道被迅速采出，后期随着蒸汽超覆形成蒸汽腔后原油沿着汽液界面流入高含水带中的高渗透通道后被采出，使得原油流动流动性得到极大的提高。

具体说，步骤1中，所述的水平井距油藏底部距离为1～2m，所述注入井和生产井的长度均为200～400m，所述注入井与生产井之间的水平距离为20～40m。

所述的步骤2中，采用电加热的方式对两口水平井分别进行加热，并预热两口水平井之间的油层使水平井周围以及两水平井间的油层温度上升，预热时间为30～60天。

步骤3中，所述高干度蒸汽的干度大于0.8，注汽压力为3～5MPa，注汽温度为235～263℃，蒸汽的日注入量为300～600m³。

进一步地，所述的步骤3中，所述的水溶性复合多效助剂由两种或两种以上水溶性表面活性剂复配而成，所选水溶性表面活性剂分别选自脂型、醚型、胺型、酰胺型、酯醚混合型非离子表面活性剂中的至少一种。

优选地，所述的水溶性复合多效助剂溶液是由水溶性复合多效助剂按照一定比例复配后先溶于少量水中，得到一定浓度的溶液，然后再将所述溶液注入生产井，水溶性复合多效助剂溶液的日用量与蒸汽日用量之比为1：100。

本发明开采机理如下：

开采初期，在高干度蒸汽和水溶性复合多效助剂的双重降粘作用下，形成的水包油乳状液在驱替的作用下会优先沿着高含水带被输送至生产井；随着开采的进行，生产井注入的蒸汽会向上超覆，形成蒸汽腔加热原油，转入重力辅助泄油，并在重力的作用下沿气液界面流在高含水带中，同时多效助剂会与蒸汽冷凝液和原油发生反应生成水包油乳状液，进一步降低原油粘度，利用高含水带中的高渗通道，产油速度变快。该方法利用高含水带提供的天然连续水相环境使油水充分接触，为多效助剂溶液与原生水、原油接触形成水包油乳状液创造了有利条件，消耗高含水带中的原生水以及蒸汽冷凝液，抑制含水率的上升，并将油包水乳状液转化为水包油乳状液，大大降低粘度，提高流动性，同时利用高含水带使原油更快地被产出。

本发明的有益效果是：本发明很好地结合了蒸汽+水溶性复合多效助剂驱替和蒸汽辅助重力泄油，将油藏底部中存在高含水带这一劣势转化为优势，充分发挥了高含水带连续水相环境和辅助输送原油的作用；耐高温的水溶性复合多效助剂的加入也使原油流动性大大增强，可抑制含水率的增长，增大蒸汽的波及面积，促进蒸汽腔的发育，产油速度更快。

附图说明

下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。

图1是本发明的流程示意图。

图2是本发明中的井位布置示意图。

具体实施方式

现在结合附图对本发明作进一步详细的说明。这些附图均为简化的示意图，仅以示意方式说明本发明的基本结构，因此其仅显示与本发明有关的构成。

一种针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，主要应用于底部具有含水率为50％～60％的高含水带的薄层油砂油藏，其油层厚度为15m～20m，高含水带的高度一般不超过油层厚度的1/5；高含水带中的平均渗透率为700～800md，平均孔隙度为0.30～0.35，含油饱和度30％～50％；其余油层的平均渗透率为600md～700md，平均孔隙度为0.2～0.3，含油饱和度为70～80％，50℃下原油粘度都超过10000mPa·s。

如图1所示的为一种针对底部高含水带薄层油砂采油方法的具体实施流程图，包括以下步骤：

101、首先设置在同一水平线上的两口水平井，其中一口为注入井，另一口为生产井，两口水平井位置处在油层底部的高含水带中，且保持一定的水平井间距，如图2所示；

102、分别在注入井和生产井外部设置电阻加热系统，采用电加热的方式对两口水平井进行预热，预热时间为30-60天，使井点周围以及两井间的油层温度上升达到初步热连通；

103、向注入井内同时连续注入蒸汽和耐高温高效的水溶性复合多效助剂，生产井保持地层初始压力生产，其中蒸汽的干度超过0.8，注汽压力为3～5MPa，注汽温度为235～263℃，蒸汽的日注入量为300～600m³；其中水溶性复合多效助剂采用两种水溶性表面活性剂复配而成，由两种或两种以上水溶性表面活性剂复配而成，所用水溶性表面活性剂分别选自脂型、醚型、胺型、酰胺型、酯醚混合型非离子表面活性剂中的至少一种；将复配后多效助剂先溶于少量水中，得到一定浓度的溶液，然后再将水溶性复合多效助剂溶液注入注入井内，该溶液日用量与蒸汽日用量之比为1：100。

蒸汽和降粘剂从注入井注入后，在高温蒸汽加热和降粘剂的作用下，注入井与生产井之间的原油与高含水带中的原生水、耐高温高效水溶性复合多效助剂接触形成水包油乳状液，粘度显著降低，流动性增强，含水率逐渐下降；由于注入井与生产井之间存在注采压差，并在蒸汽驱替的作用下，利用高含水带中的高渗通道被迅速采出，产油速度较高，此时蒸汽的波及区域主要在注入井与生产井的中间位置。随着蒸汽的持续注入，蒸汽超覆，开始突破高含水带向上加热油层，蒸汽腔向上扩展，逐渐转入重力泄油阶段，被加热的原油和蒸汽冷凝液沿着汽液界面流入高含水带中被产出。

应用本发明的具体实施例一：

针对加拿大麦凯河油砂矿场某区块的底部高含水带薄层油砂油藏，该油藏的油藏参数为油层厚度为15m，且底部具有高含水带(含水率在50％～60％)，其高度为3m；高含水带中的平均渗透率为800md，平均孔隙度为0.3，含油饱和度30％；其余油层的平均渗透率为600md，平均孔隙度为0.25，含油饱和度为70％；50℃下原油粘度都超过10000mPa·s。

所述采油方法包括以下步骤：

布井阶段：在油藏底部高含水带中部署两口水平井，一左一右，一口为注入井，一口为生产井，两口井距油藏底部均为1.5m，且两口水平井保持一定的水平井间距，水平距离为20m，而垂向距离为0m(两口井在同一直线上)；注入井和生产井的长度均为200m，两口水平井都采用筛管完井方式进行部署；

预热阶段：在两口水平井中设置电阻加热系统进行电加热，并连续追踪监测井点周围的温度变化，保持温度在230℃左右，预热时间为30～60天，使两口井之间形成初步热连通。

连续注入生产阶段的参数：向注入井中同时连续注入高干度的蒸汽和耐高温的水溶性复合多效助剂，其中蒸汽的干度为0.9，注汽压力为3MPa，注汽温度为235℃，注入蒸汽的日用量为300m³。其中耐高温的水溶性复合多效助剂是由两种水溶性表面活性剂复配而成，所用的水溶性表面活性剂分别选自脂型、醚型、胺型、酰胺型、酯醚混合型非离子表面活性剂中的至少一种，复配比例为2：3，配备质量分数为2％的多效助剂溶液，注入日用量为3m³。由于注入蒸汽后，注入井端的压力会略微上升，生产井与注入井的压差在0.4MPa左右，由于存在生产压差，因此生产前期主要依靠蒸汽+耐高温高效水溶性多效助剂复合驱替。高温蒸汽使原油粘度降低流入高含水带中后形成油包水乳状液，粘度增加后流动阻力变大会导致压力上升，造成开采困难，而加入水溶性多效助剂复合后会形成水包油乳状液，油相被分散，粘度大大降低，同时消耗原生水，抑制含水率上升，并利用高含水带中的高渗通道被迅速采出。随着持续注入蒸汽后会突破底部的高含水带向上超覆，加热油层形成蒸汽腔，此时生产以重力泄油为主，注采压差逐渐稳定在0.2MPa左右。原油沿着气液界面流入高含水带中的高渗透道后也会与耐高温高效水溶性多效助剂蒸汽冷凝液反应生成水包油乳状液被迅速产出，流动性大大增强，并降低了含水率，减少了蒸汽的热损耗和蒸汽用量。

应用本发明的具体实施例二：

针对加拿大麦凯河油砂矿场某区块的底部高含水带薄层油砂油藏，该油藏的油藏参数为油层厚度为15m，且底部具有高含水带(含水率超过50％)，其高度为3m；高含水带中的平均渗透率为800md，平均孔隙度为0.3，含油饱和度30％；其余油层的平均渗透率为600md，平均孔隙度为0.25，含油饱和度为70％；50℃下原油粘度都超过10000mP·s。

所述采油方法包括以下步骤：

布井阶段：在油藏底部高含水带中部署两口水平井，一左一右，一口注入井，一口生产井，两口井距油藏底部均为1.5m，且两口水平井保持一定的水平井间距，水平距离为40m，而垂向距离为0m(两口井在同一水平线上)；注入井和生产井的长度均为200m，两口水平井都采用筛管完井方式进行部署；

预热阶段：在两口水平井中设置电阻加热系统进行电加热，并连续追踪监测井点周围的温度变化，保持温度在260℃左右，预热时间为30～60天，使两口井之间形成初步热连通。

连续注入生产阶段的参数：向注入井中同时连续注入高干度的蒸汽和耐高温的水溶性复合多效助剂，其中蒸汽的干度为0.9，注汽压力为5MPa，注汽温度为265℃，注入蒸汽的日用量为600m³，其中水溶性复合多效助剂是由两种水溶性表面活性剂复配而成，两种水溶性表面活性剂分别选自脂型、醚型、胺型、酰胺型、酯醚混合型非离子表面活性剂中的至少一种，复配比例为2：3，配备质量分数为2％的多效助剂溶液，注入日用量为6m³。由于注入蒸汽后，注入井端的压力会略微上升，生产井与注入井的压差在0.4MPa左右，由于存在生产压差，因此生产前期主要依靠蒸汽+耐高温高效水溶性多效助剂复合驱替，利用底部高含水带的高渗透道，原油流动阻力减小，从而被迅速产出。随着持续注入蒸汽后会突破底部的高含水带向上超覆，形成蒸汽腔以重力泄油为主，注采压差逐渐下降并稳定在0.2MPa左右。原油沿着气液界面流入高含水带中的高渗透道后也会与耐高温高效水溶性多效助剂蒸汽冷凝液反应生成水包油乳状液被迅速产出，流动性大大增强，并降低了含水率，减少了蒸汽的热损耗和蒸汽用量。

本发明提供针对底部高含水带薄层油砂油藏的采油方法，一方面充分利用蒸汽的热力降粘和水溶性多效助剂的化学降粘的优势，并在生产过程中发挥驱替和重力泄油的双重作用，利用底部高含水带中的原生水提供天然的连续水相环境，使油水能够充分接触，并通过注入水溶性复合多效助剂，为形成水包油乳状液创造了有利条件，使得原油粘度大幅度降低，同时消耗原生水抑制含水率；另一方面利用高含水带作为高渗通道辅助输送原油，被加热的原油乳状液在前期注采压差作用下的沿着这些高渗通道被迅速采出，后期随着蒸汽超覆形成蒸汽腔后，原油可沿着汽液界面流入高含水带中的高渗透通道后被采出，原油流动流动性大大提高，从而将高含水带的劣势转化为优势，使原油能够被迅速产出，降低含水率，延长生产时间，提高蒸汽的热利用率，高效地对底部高含水油藏进行开采。

以上述依据本发明的理想实施例为启示，通过上述的说明内容，相关工作人员完全可以在不偏离本项发明技术思想的范围内，进行多样的变更以及修改。本项发明的技术性范围并不局限于说明书上的内容，必须要根据权利要求范围来确定其技术性范围。

Claims

1.一种针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，所述油藏的含水率为50％～60％，油层厚度为15～20m，高含水带的高度不超过油层厚度的1/5，高含水带中的平均渗透率为700～800md，平均孔隙度为0.3～0.35，含油饱和度30％～50％，油层的平均渗透率为600～700md、平均孔隙度为0.2～0.3、含油饱和度为70～80％、50℃下原油粘度均超过10000mPa·s，其特征是：具有以下步骤：

2.如权利要求1所述的针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，其特征是：步骤1中，所述的水平井距油藏底部距离为1～2m，所述注入井和生产井的长度均为200～400m，所述注入井与生产井之间的水平距离为20～40m。

3.如权利要求1所述的针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，其特征是：所述的步骤2中，采用电加热的方式对两口水平井分别进行加热，并预热两口水平井之间的油层使水平井周围以及两水平井间的油层温度上升，预热时间为30～60天。

4.如权利要求1所述的针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，其特征是：步骤3中，所述高干度蒸汽的干度大于0.8，注汽压力为3～5MPa，注汽温度为235～263℃，蒸汽的日注入量为300～600m³。

5.如权利要求4所述的针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，其特征是：所述的步骤3中，所述的水溶性复合多效助剂由两种或两种以上水溶性表面活性剂复配而成，所选水溶性表面活性剂分别选自脂型、醚型、胺型、酰胺型、酯醚混合型非离子表面活性剂中的至少一种。

6.如权利要求5所述的针对底部高含水带薄层油砂油藏采油方法，其特征是：所述的水溶性复合多效助剂溶液是由水溶性复合多效助剂按照一定比例复配后先溶于少量水中，得到一定浓度的溶液，然后再将所述溶液注入生产井，水溶性复合多效助剂溶液的日用量与蒸汽日用量之比为1：100。