CN114059978A - 一种强水敏稠油油藏的化学冷采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种强水敏稠油油藏的化学冷采方法，该化学冷采方法包括：(1)将黏土稳定剂水溶液注入目标油藏，形成储层保护段塞；(2)将降黏驱油剂水溶液注入目标油藏，形成驱油段塞，待降黏驱油剂的驱替达到设计时间后结束注入。本发明首先利用黏土稳定剂水溶液对储层进行保护，接着在注入井注入具有自乳化能力的降黏驱油剂水溶液进行驱替，实现了强水敏稠油油藏的有效动用。
Description
技术领域
本发明属于石油开发领域，更具体地，涉及一种强水敏稠油油藏的化学冷采方法。
背景技术
世界经济快速增长，对石油的需求也急速增加，在常规石油资源越来越少的情况下，非常规石油资源的有效开发就成为关注的焦点。其中，稠油就是一种储量非常丰富的非常规资源。
稠油黏度高、比重大，导致其流动性差，使稠油从油层流入井筒，或从井筒举升到地面都非常困难，单纯依靠地层天然能量难以有效开发。利用加热降黏是最直接、有效的开发技术。稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油采收率工程项目之一，经过多年发展，形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热等技术，部分取得显著效果。在这些开发技术中，注蒸汽热采是主体技术。然而，随着开发时间延长、汽窜、水窜及“超覆”现象严重、后期注汽效果大幅降低。
因此，稠油冷采技术已得到研究人员的关注。稠油冷采是指区别于传统的利用热的介质加热油层原油的技术，其利用某种技术手段，在不加热条件下解决了稠油在地层和井筒的流动性难题，从而实现对稠油油藏开发的方法。其核心是通过各种手段降低原油的黏度，改善稠油的流动性能，提高稠油油藏的采收率。
中国专利申请CN 109214016 A报道了一种特稠油油藏化学冷采优化方法，其通过数值模拟软件对注采井型、化学剂段塞浓度、化学剂注入顺序、交替注入方式、化学剂段塞大小对采收率的影响进行数值模拟计算。
中国专利申请CN 109308358 A报道了一种稠油油藏化学驱数值模拟方法，通过建立室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，将地质模型与生产数据导入其中，从而建立矿场规模三维稠油化学复合驱数值模拟模型。
中国专利CN 101328798 B报道了一种稠油冷采的吞吐开采方法，主要应用于稠油油藏常温常压的开采，针对不同黏度的稠油，采取不同类型的降黏剂进行降黏，实现了地层及井筒中稠油黏度的降低，提高了稠油开采效果。
中国专利申请CN 107143319 A报道了一种浅层稠油降黏冷采的方法，针对浅层、酸值大于0.6mg KOH/g、20℃时地面原油黏度小于20000mPa.s的稠油油藏，通过注入碱性驱油剂实现了不加热开采。
目前，常用的稠油冷采降黏的方法，如掺稀法降黏、稠油改质降黏、稠油微波辐射法降黏，其在应用上均存在一定的局限性。稀油资源本身就存在短缺，且稀油价格高于稠油价格，掺稀法降黏在实际应用上并不普遍；稠油改质降黏需要的反应条件较为苛刻，应用的范围较窄；微波辐射法降黏，受制于微波装置的限制，矿场难以规模化应用。而化学降黏方法工艺较为简单，易于实现，使用范围较广。在化学降黏方法中，油溶性降黏剂易与稠油中的胶质、沥青质作用，降黏速度快且效果明显，但成本较高、易于发生危险、且环境危害大，仅在单井吞吐中得到应用；水溶性降黏剂成本低、工艺简单，但与稠油直接接触乳化效果差，对地层条件下流动性较差的稠油效果更差。因此，针对地层条件下流动性差的稠油、特稠油、甚至超稠油，水溶性降黏剂是向着无需搅拌即可以将稠油实现自乳化达到降黏的目的方向发展。
对于含有黏土矿物较多的稠油储层、特别是蒙脱石含量或蒙脱石/伊利石含量高的这类储层，遇到水或水基物质就会产生膨胀，进一步运移分散成细小微粒，再加上稠油的携带能力强，更加强了黏土矿物的运移，从而导致储层渗透率大幅降低，严重降低了油井产量，最终使得油田开发效果变差。而热采的开发方式存在投资大、成本高的问题，常规热采方式难以适应该类油藏开发，亟需探索新的开发方式。
由此可见，针对强水敏稠油油藏需要提供一种用于新的油藏开采方法，以解决目前该类油藏难以有效动用的问题。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种强水敏稠油油藏的化学冷采方法。该方法在使用过程中，解决了由于黏土矿物膨胀、运移对地层渗透率造成伤害的问题，并通过具有较强自乳化能力的降黏驱油剂在地层条件下实现稠油的乳化，降低原油黏度，显著增加了原油在地层中的流动能力、降低驱替压力，实现强水敏稠油油藏的有效动用。
为了实现上述目的，本发明提供一种强水敏稠油油藏的化学冷采方法，该化学冷采方法包括：
(1)将黏土稳定剂水溶液注入目标油藏，形成储层保护段塞；
(2)将降黏驱油剂水溶液注入目标油藏，形成驱油段塞，待降黏驱油剂的驱替达到设计时间后结束注入；
黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物。
作为优选方案，以目标油藏孔隙体积为1PV计，所述黏土稳定剂水溶液的单次注入量为0.1～0.5PV。
作为优选方案，以目标油藏孔隙体积为1PV计，所述降黏驱油剂水溶液的单次注入量为1.0～6.5PV。
作为优选方案，步骤(1)中，所述黏土稳定剂水溶液以正注方式注入目标油藏，注入压力≤目标油藏储层破裂压力的85％。
作为优选方案，步骤(2)中，所述降黏驱油剂水溶液以正注方式注入目标油藏，注入压力≤目标油藏储层破裂压力的85％。
作为优选方案，所述黏土稳定剂水溶液中，黏土稳定剂的质量百分含量为0.6～35％。
作为优选方案，所述降黏驱油剂水溶液中，降黏驱油剂的质量百分含量为0.1～10％。
作为优选方案，所述无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物。
作为优选方案所述有机物质为有机阳离子聚合物；
所述有机阳离子聚合物优选为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。
作为优选方案，所述黏土稳定剂水溶液中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0。
作为优选方案，所述无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，硅酸钾与氢氧化钾的重量比为0.5～15：1～20，优选为2.0～5.0:5～15；或者，
所述无机盐为硅酸钾，硅酸钾和有机物质的重量比为0.5～25：0.3～1.0，优选为0.5-3：0.5。
作为优选方案，所述有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。
作为优选方案，降黏驱油剂为鼠李糖脂类表面活性剂。
作为优选方案，所述强水敏稠油油藏的储层黏土含量为10％～25％，水敏指数为70％～90％，油层有效厚度＞2m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，30℃下地面脱气原油黏度＜20000mPa·s。
本发明的有益效果：
本发明首先利用黏土稳定剂水溶液对储层进行保护，接着在注入井注入具有自乳化能力的降黏驱油剂水溶液进行驱替，实现了强水敏稠油油藏的有效动用。
本发明技术方案带来的有益效果在于实现了强水敏稠油油藏的储层保护和乳化降黏驱油协同作用。通过注入无机和有机黏土稳定剂复配溶液对油藏进行保护，该复配体系既能增强与砂粒间的固结作用，防止砂粒运移造成伤害，又能增强与黏土间的胶结能力，从而防止黏土水化膨胀；通过注入降黏驱油剂，在储层条件下通过自动乳化，显著降低了稠油的黏度，增加了其流动能力，同时体系也降低了油水界面张力，提高了驱油效率。黏土稳定剂与降黏驱油剂协同作用，解决了强水敏稠油油藏的动用难题，从根本上改善了其开发效果。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本发明提供一种强水敏稠油油藏的化学冷采方法，该化学冷采方法包括：
(1)将黏土稳定剂水溶液注入目标油藏，形成储层保护段塞；
(2)将降黏驱油剂水溶液注入目标油藏，形成驱油段塞，待降黏驱油剂的驱替达到设计时间后结束注入；
黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物。
根据本发明，驱替达到的设计时间可以根据所选定的目标油藏性质和储层物性确定，为本领域常规技术手段。
根据本发明，上述化学冷采方法中，首先利用黏土稳定剂水溶液对储层进行保护，接着在注入井注入具有自乳化能力的降黏驱油剂水溶液进行驱替，实现了强水敏稠油油藏的有效动用。黏土稳定剂与降黏驱油剂协同作用，解决了强水敏稠油油藏的动用难题，从根本上改善了其开发效果。
作为优选方案，以目标油藏孔隙体积为1PV计，所述黏土稳定剂水溶液的单次注入量为0.1～0.5PV。控制上述注入量的有益之处在于：保证黏土稳定剂水溶液能覆盖到大部分岩心孔隙，起到防膨、防运移的作用。
作为优选方案，以目标油藏孔隙体积为1PV计，所述降黏驱油剂水溶液的单次注入量为1.0～6.5PV。控制上述注入量的有益之处在于：充分发挥降黏驱油剂水溶液的经济性，太少起不到降黏驱油效果，太多经济性能变差。
作为优选方案，步骤(1)中，所述黏土稳定剂水溶液以正注方式注入目标油藏，注入压力≤目标油藏储层破裂压力的85％。
作为优选方案，步骤(2)中，所述降黏驱油剂水溶液以正注方式注入目标油藏，注入压力≤目标油藏储层破裂压力的85％。
根据本发明，步骤(1)中，所述黏土稳定剂水溶液也可以以反注、合注的方式注入目标油藏，但此时不能存在套管漏失的情况。
根据本发明，步骤(2)中，所述降黏驱油剂水溶液也可以以反注、合注的方式注入目标油藏，但此时不能存在套管漏失的情况。
作为优选方案，所述黏土稳定剂水溶液中，黏土稳定剂的质量百分含量为0.6～35％。
作为优选方案，所述降黏驱油剂水溶液中，降黏驱油剂的质量百分含量为0.1～10％。
根据本发明，黏土稳定剂由无机盐和有机物质复配溶解在水中制成。通过注入无机和有机黏土稳定剂复配溶液对油藏进行保护，该复配体系既能增强与砂粒间的固结作用，防止砂粒运移造成伤害，又能增强与黏土间的胶结能力，从而防止黏土水化膨胀。
作为优选方案，所述无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物。注入硅酸钾可以有效地长期稳定黏土，从而基本上防止由于储层渗透率降低而采油量减少。硅酸钾水溶液主要含有水、水溶性硅酸钾和氢氧化钾。
作为优选方案，所述有机物质为有机阳离子聚合物。
所述有机阳离子聚合物优选为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。季铵根离子是一种强吸附性基团离子，可以强烈吸附于带负电的黏土表面，同时含有疏水长链，可有效地排斥出黏土层间水，从而起到抑制黏土水化膨胀的效果。
作为优选方案，所述黏土稳定剂水溶液中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0。
作为优选方案，所述无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，硅酸钾与氢氧化钾的重量比为0.5～15：1～20，优选为2.0～5.0:5～15；或者，
所述无机盐为硅酸钾，硅酸钾和有机物质的重量比为0.5～25：0.3～1.0，优选为0.5-3：0.5。
作为优选方案，所述有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。
作为优选方案，所述有机阳离子聚合物优选选自选自阳离子位于聚合物的骨架上，包括丙烯酰胺-环氧氯丙烷-二甲胺的共聚物；阳离子位于聚合物的侧链上，包括以甲基丙烯酸、环氧氯丙烷和三甲胺为原料的共聚物；以及聚合物的骨架上含有一个环状结构，且阳离子位于环上，包括多烯多铵-丙烯酰胺共聚物中的至少一种。
作为优选方案，降黏驱油剂为鼠李糖脂类表面活性剂。鼠李糖脂主要由一系列同系物构成，分别包含1～2个鼠李糖分子和1～2个碳链长度为8～12的脂肪酸分子(可能含有不饱和脂肪酸)。通过注入降黏驱油剂，在储层条件下通过自动乳化，显著降低了稠油的黏度，增加了其流动能力，同时体系也降低了油水界面张力，提高了驱油效率。如采用申请号为201910124300.3的中国专利申请中记载的鼠李糖脂类表面活性剂。该鼠李糖脂类表面活性剂由铜绿假单胞菌的菌株发酵制得。发酵工艺包括以下步骤：(1)将假单胞菌属的菌株活化后接种于LB液体培养基中，培养至第一预设时间，得到种子液；(2)将种子液接种至发酵培养基中，发酵至第二预设时间，即得到含鼠李糖脂的发酵液。
作为优选方案，所述强水敏稠油油藏的储层黏土含量为10％～25％，水敏指数为70％～90％，油层有效厚度＞2m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，30℃下地面脱气原油黏度＜20000mPa·s。
本发明实施例中，采用申请号为201910124300.3的中国专利申请中记载的鼠李糖脂类表面活性剂作为降黏驱油剂。
实施例1
油藏条件：储层黏土含量为12％，水敏指数为70％，油层有效厚度3m，油藏埋深500m，渗透率550mD，油藏温度28℃，30℃脱气原油黏度为2500mPa·s。
用油田注入水配制质量含量为0.6％的黏土稳定剂水溶液，该黏土稳定剂由水溶性硅酸钾(购自北京华瑞新成公司)与小分子阳离子聚合物(分子量为10000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司)构成，二者混合比例为质量比5:1。将0.6％的黏土稳定剂水溶液注入模拟油藏0.2PV(以目标油藏孔隙体积为1PV计)后，注入油田注入水配制的质量浓度为0.1％的降黏驱油剂溶液，注入1.0PV后，原油采收率结果见表1。
实施例2
油藏条件：储层黏土含量为15％，水敏指数为75％，油层有效厚度3m，油藏埋深700m，渗透率1100mD，油藏温度29℃，30℃脱气原油黏度为4500mPa·s。
用油田注入水配制质量含量为5.0％的黏土稳定剂水溶液，该黏土稳定剂由水溶性硅酸钾(购自北京华瑞新成公司)与小分子阳离子聚合物(分子量为15000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司)构成，二者混合比例为质量比4:1。将2.0％的黏土稳定剂水溶液注入模拟油藏0.5PV后，注入油田注入水配制的质量浓度为0.5％的降黏驱油剂溶液，注入2.0PV后，原油采收率结果见表1。
实施例3
油藏条件：储层黏土含量为15％，水敏指数为80％，油层有效厚度5m，油藏埋深720m，渗透率5500mD，油藏温度40℃，30℃脱气原油黏度为5500mPa·s。
用油田注入水配制质量含量为10％的黏土稳定剂水溶液，该黏土稳定剂由水溶性硅酸钾(购自北京华瑞新成公司)与小分子阳离子聚合物(分子量为10000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司)构成，二者混合比例为质量比3:2。将10％的黏土稳定剂水溶液注入模拟油藏0.5PV后，注入油田注入水配制的质量浓度为1.0％的降黏驱油剂溶液，注入4.0PV后，原油采收率结果见表1。
实施例4
油藏条件：储层黏土含量为25％，水敏指数为85％，油层有效厚度4.6m，油藏埋深850m，渗透率1850mD，油藏温度46℃，30℃脱气原油黏度为8000mPa·s。
用油田注入水配制质量含量为15％的黏土稳定剂水溶液，该黏土稳定剂由水溶性硅酸钾(购自北京华瑞新成公司)与小分子阳离子聚合物(分子量为10000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司)构成，二者混合比例为质量比1:1。将15％的黏土稳定剂水溶液注入模拟油藏0.5PV后，注入油田注入水配制的质量浓度为1.5％的降黏驱油剂溶液，注入5.0PV后，原油采收率结果见表1。
实施例5
油藏条件：储层黏土含量为25％，水敏指数为90％，油层有效厚度5.5m，油藏埋深930m，渗透率1260mD，油藏温度45℃，30℃脱气原油黏度为8200mPa·s。
用油田注入水配制质量含量为35％的黏土稳定剂水溶液，该黏土稳定剂由水溶性硅酸钾(购自北京华瑞新成公司)与小分子阳离子聚合物(分子量为15000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司)构成，二者混合比例为质量比1:1。将35％的黏土稳定剂水溶液注入模拟油藏0.5PV后，注入油田注入水配制的质量浓度为2.0％的降黏驱油剂溶液，注入6.5PV后，原油采收率结果见表1。
实施例6
油藏条件：储层黏土含量为25％，水敏指数为70％，油层有效厚度6.5m，油藏埋深1200m，渗透率2010mD，油藏温度45℃，30℃脱气原油黏度为15000mPa·s。
用油田注入水配制质量含量为35％的黏土稳定剂水溶液，该黏土稳定剂由水溶性硅酸钾(购自北京华瑞新成公司)与小分子阳离子聚合物(分子量为15000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司)构成，二者混合比例为质量比1:1。将35％的黏土稳定剂水溶液注入模拟油藏0.5PV后，注入油田注入水配制的质量浓度为2.0％的降黏驱油剂溶液，注入6.5PV后，原油采收率结果见表1。
实施例7
油藏条件：储层黏土含量为25％，水敏指数为75％，油层有效厚度6.5m，油藏埋深1500m，渗透率1450mD，油藏温度50℃，30℃脱气原油黏度为20000mPa·s。
用油田注入水配制质量含量为35％的黏土稳定剂水溶液，该黏土稳定剂由水溶性硅酸钾(购自北京华瑞新成公司)与小分子阳离子聚合物(分子量为15000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司)构成，二者混合比例为质量比1:1。将35％的黏土稳定剂水溶液注入模拟油藏0.5PV后，注入油田注入水配制的质量浓度为2.0％的降黏驱油剂溶液，注入6.5PV后，原油采收率结果见表1。
对比例1
按照实施例1的方法，不同的是，不注入黏土稳定剂水溶液，直接采用降黏驱油剂驱替，结果如表1所示。
对比例2
按照实施例1的方法，不同的是，黏土稳定剂水溶液为20％的氯化钾溶液。
表1原油采收率结果
从以上实验数据可看出，随着黏土稳定剂与降黏驱油剂的浓度及用量的增大，原油采收率不断提高；复合体系的协同作用，有利于强水敏稠油动用并大幅提高了采收率。通过对比例1和实施例1的对比可知，在实施降黏驱油剂驱替之前，如果不进行储层保护，由于水敏性黏土矿物造成的储层伤害，使得原油采出程度大幅下降。通过对比例2和实施例1的对比可知，单纯地采用氯化钾作为黏土稳定剂，由于后期驱替液的反复冲刷，没有起到长久有效的防膨作用，造成该方案采收率较低。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (10)
1.一种强水敏稠油油藏的化学冷采方法，其特征在于，该化学冷采方法包括：
(1)将黏土稳定剂水溶液注入目标油藏，形成储层保护段塞；
(2)将降黏驱油剂水溶液注入目标油藏，形成驱油段塞，待降黏驱油剂的驱替达到设计时间后结束注入；
黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物。
2.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，
以目标油藏孔隙体积为1PV计，所述黏土稳定剂水溶液的单次注入量为0.1～0.5PV；
以目标油藏孔隙体积为1PV计，所述降黏驱油剂水溶液的单次注入量为1.0～6.5PV。
3.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，
步骤(1)中，所述黏土稳定剂水溶液以正注方式注入目标油藏，注入压力≤目标油藏储层破裂压力的85％；
步骤(2)中，所述降黏驱油剂水溶液以正注方式注入目标油藏，注入压力≤目标油藏储层破裂压力的85％。
4.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，
所述黏土稳定剂水溶液中，黏土稳定剂的质量百分含量为0.6～35％；
所述降黏驱油剂水溶液中，降黏驱油剂的质量百分含量为0.1～10％。
5.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，
所述无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物；
所述有机物质为有机阳离子聚合物；
所述有机阳离子聚合物优选为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。
6.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，所述黏土稳定剂水溶液中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0。
7.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，
所述无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，硅酸钾与氢氧化钾的重量比为0.5～15：1～20，优选为2.0～5.0：5～15；或者，
所述无机盐为硅酸钾，硅酸钾和有机物质的重量比为0.5～25：0.3～1.0，优选为0.5-3：0.5。
8.根据权利要求5所述的化学冷采方法，其中，
所述有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。
9.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，降黏驱油剂为鼠李糖脂类表面活性剂。
10.根据权利要求1所述的化学冷采方法，其中，所述强水敏稠油油藏的储层黏土含量为10％～25％，水敏指数为70％～90％，油层有效厚度＞2m，油藏埋深≤1500m，渗透率＞500mD，30℃下地面脱气原油黏度＜20000mPa·s。
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| Date | Code | Title | Description |
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |