CN114086929A - 一种稠油油井的采油工艺方法 - Google Patents
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Abstract
本申请公开了一种稠油油井的采油工艺方法，在本申请提供的采油工艺方法中，所述稠油油藏包括油层1、油层2和油层3，所述油层2位于油层1和油层3之间，所述油层2的渗透率大于油层1，所述油层2的渗透率大于油层3；所述油层2的渗透率至少大于油层1的渗透率1000mD，所述油层2的渗透率至少大于油层3的渗透率1000mD；所述稠油油藏的采油方法包括以下步骤：1)将第一流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中；2)将产液剖面调整剂通过采油井注入油层2中；3)将第二流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中；4)注水井注水，将油层1和油层3中的原油推向采油井，从采油井采出。
Description
技术领域
本文涉及但不限于一种稠油油井采油技术，尤其涉及但不限于一种常规稠油油井降粘堵调复合增效采油技术。
背景技术
截止2019年底，渤海地区稠油油藏三级地质储量占总储量的58.2％，常规稠油占稠油储量的72％，常规稠油为渤海地区油藏的重要组成部分。但常规稠油开发开采现状存在一些问题如下：(1)注水受效不均，油井含水差异大，平面矛盾突出；(2)形成优势渗流通道后，注入水无效循环，增加注水开采成本；(3)水油流度比大，加剧油井含水上升速度，导致稠油水驱效率变差；(4)措施效果单一，无法将多项措施有效结合；(5)从水井端入手，措施见效缓慢，且注入量大，经济成本高。现有堵水技术成功率低，施工风险大；随措施次数增加，措施有效期明显缩短。这些问题不仅在渤海地区普遍存在，也严重制约了常规稠油油藏的开发效果和储量动用程度的提高。
发明内容
以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本申请的保护范围。
本申请提出了一种常规稠油油井降粘堵调复合增效采油技术，包括以下步骤：(1)采用流度改善剂降低原油粘度，同时增加储层渗透性；(2)采用产液剖面调整剂进行高渗透含水层的封堵，调整产液剖面；(3)采用“降粘增渗+堵调+降粘增渗”复合增效体系形成一套适合常规稠油的降粘堵调复合增效冷采技术。
本申请提供了一种稠油油藏的采油方法，所述稠油油藏包括油层1、油层2和油层3，所述油层2位于油层1和油层3之间，所述油层2的渗透率大于油层1，所述油层2的渗透率大于油层3；
所述油层2的渗透率至少大于油层1的渗透率1000mD，所述油层2的渗透率至少大于油层3的渗透率1000mD；
所述稠油油藏的采油方法包括以下步骤：
1)将第一流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中；
2)将产液剖面调整剂通过采油井注入油层2中(使得油层2中的第一流度改善剂被所述产液剖面调整剂推向地层深部)；
3)将第二流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中(使得油层2中近井地带的产液剖面调整剂推向地层深部)；
4)注水井注水，将油层1和油层3中的原油推向采油井，从采油井采出。
在本申请提供的一种实施方式中，步骤1)中第一流度改善剂注入后，使得油层流体的粘度相比注入前降低90％以上；
在本申请提供的一种实施方式中，步骤2)中产液剖面调整剂注入后，使得油层流体的阻力系数相比注入前提高50％以上；
在本申请提供的一种实施方式中，步骤3)中第二流度改善剂注入后，使得油层流体的粘度相比注入前降低90％以上。
在本申请提供的一种实施方式中，所述第一流度改善剂选自阴离子型乳化降黏剂、无机盐型乳化降黏剂、聚硅型乳化降黏剂和生物型乳化降黏剂中的任一种或更多种。
在本申请提供的一种实施方式中，所述第二流度改善剂选自阴离子型乳化降黏剂、无机盐型乳化降黏剂、聚硅型乳化降黏剂和生物型乳化降黏剂中的任一种或更多种。
在本申请提供的一种实施方式中，应用过程中所述第一流度改善剂和所述第二流度改善剂的种类可以是相同的。
在本申请提供的一种实施方式中，所述产液剖面调整剂选自无机盐类封堵剂、聚合物冻胶类封堵剂、树脂类封堵剂和生物高分子类封堵剂中的任一种或更多种。
在本申请提供的一种实施方式中，所述稠油为粘度在300mpa.s至15000mpa.s，或，所述稠油为胶质沥青质相含量在20wt.％至55wt.％。
在本申请提供的一种实施方式中，步骤1中，所述第一流度改善剂在油层1的注入量为0.1PV至5PV，所述第一流度改善剂在油层2的注入量为0.01PV至1PV，所述第一流度改善剂在油层3的注入量为0.1PV至5PV。步骤2)中，述产液剖面调整剂注入油层2的注入量为0.1PV至5PV。步骤3)中所述第二流度改善剂在油层1的注入量为0.1PV至5PV，所述第二流度改善剂在油层2的注入量为0.01PV至1PV所述第二流度改善剂在油层3的注入量为0.1PV至5PV。
在本申请提供的一种实施方式中，步骤1)中所述第一流度改善剂浓度范围为4wt.％至10wt.％；
步骤1)中所述第一流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量使用公式(1)计算得出，
当公式(1)应用在步骤1)时，V为第一流度改善剂的用量，m3；rp为所述第一流度改善剂达到地层的半径，m；H为油层1、油层2和油层3的垂厚，m；
为油层1、油层2和油层3整体的平均孔隙度，％；
所述第一流度改善剂达到地层的半径rp根据中国专利201610575003.7计算得到。
在本申请提供的一种实施方式中，步骤2)中所述产液剖面调整剂浓度范围为0.5wt.％至8wt.％；
步骤2)中所述产液剖面调整剂向油层2中的注入量使用公式(1)计算得出，
当公式(1)应用在步骤2)时，V为产液剖面调整剂的用量，m3；rp为产液剖面调整剂达到地层的半径，m；H为油层2的垂厚，m；
为油层1、油层2和油层3整体的平均孔隙度，％；
当公式(1)应用在步骤2)时，rp使用公式(2)计算得出，
公式(2)中，rw为井筒半径，m；re为泄油半径，m；Fr为阻力系数；e为处理前后注水能力之比，
公式(2)中的泄油半径re根据公式(3)计算得出，
re＝0.564L…………………………(3)
公式(3)中，L为井距，m；
公式(2)中的阻力系数Fr根据公式(4)计算得出，
公式(4)中，kw为水相渗透率，mD；μw为水的粘度，mPa·s；kp为产液剖面调整剂溶液渗透率，mD；μp为产液剖面调整剂溶液粘度，mPa·s。
在本申请提供的一种实施方式中，步骤3)中所述第二流度改善剂浓度范围为1wt.％至10wt.％；
步骤1)中所述第二流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量使用公式(1)计算得出，
当公式(1)应用在步骤3)时，V为第二流度改善剂的用量，m3；rp为第二流度改善剂达到地层的半径，m；H为油层1、油层2和油层3的垂厚，m；
为油层1、油层2和油层3整体的平均孔隙度，％；
所述第二流度改善剂达到地层的半径rp根据中国专利201610575003.7计算得到。
上述第一流度改善剂或第二流度改善剂达到地层的半径rp，使用中国专利一种稠油油藏开展冷采化学降粘最远施工半径的判定方法201610575003.7中提及
进行计算，其中，r0为临界半径，m；Pe为地层压力，MPa；Pp为半径rp对应条件下的地层压力，MPa；η0为启动压力梯度，MPa/m；
其中，启动压力梯度η0的获取方法为结合室内实验，得到计算启动压力梯度的公式：
其中，K为储层渗透率，mD；μ0为原油粘度，mPa.s，该公式根据论文：曹立迎,刘传喜,孙建芳,等.低渗碳酸盐岩稠油油藏启动压力梯度研究[J].科学技术与工程,2015(1):215-219.。
本申请提供的技术方案具有高效堵水、降粘功效，有效期长等技术优势，可解决严重制约油田开发效果的注水受效不均(储层渗透率跨度0.1mD至000mD)、油井含水高(含水>90％)、开发效果差(采出程度<20％)等问题，通过本申请可以提高单井采出程度10％至50％)，技术市场前景广阔。
本申请提供的常规稠油油井降粘堵调复合增效采油技术主要特征：(1)多措并举，疏堵结合；(2)从油井端入手，措施见效快，药剂注入量相对少；(3)药剂封堵性能(成胶时间、强度)可控，堵水风险小；(4)复合增效措施有效期长。
本申请的主要效果：(1)解决常规稠油油藏注水开发油井受效不均、注入水无效循环、水驱效率低的问题，具有高效堵水、降粘功效、有效期长等技术优势；(2)提高常规稠油高含水油田采收率，降低水驱开采成本；可解决严重制约油田开发效果的注水受效不均、油井含水高、开发效果差等问题，技术市场前景广阔；(3)形成一套适合海上常规稠油的降粘堵调复合增效冷采技术。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为现有技术中稠油油井生产示意图；
图2为本申请实施例中将第一流度改善剂通过采油井注入油层，以及将产液剖面调整剂注入油层的示意图；
图3为本申请实施例中将第二流度改善剂通过采油井注入油层的示意图；
图4为本申请注水井注水后的将原油推向采油井的示意图。
附图标记：1、油层1；2、油层2；3、油层3；4、采油井；5、流度调节剂；6、产液剖面调整剂；7、稠油油流；8、注入水流。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
本申请实施例中，井距的定义为注水井与邻近生产井的距离。
本申请实施例中，垂厚的定义为垂厚为测井的目标层顶、底垂深之差。
在本申请实施例中，计算η0中的储层渗透率K为油层1、油层2和油层3的平均值，
其中，h1、h2和h3为每层的垂厚，m；K1、K2和K3为每层的平均渗透率，mD。
实施例第一流度改善剂和第二流度改善剂注入前后的注水能力之比e为使用目标油层的岩心样本实验得出。
实施例1
本实施例中所述油井为一口定向井，该井原油粘度8000mPa.s(按照GB/T265-1988标准)，原油密度0.94g/cm3，胶质沥青质含量为37wt.％，含蜡量为6.68wt.％，油层斜厚46.3m，垂厚23.1m，储层平均孔隙度29.8％，3352.8m至3492.6m的目标地层可视为油层1、油层2和油层3，其中3352.8m至3393m可视为油层1，渗透率为38mD，垂厚9.2m；3402.5m至3418.9m可视为油层2，渗透率为1056mD，垂厚3.1m；3424.7至3492.6m可视为油层3，渗透率为51mD，垂厚10.8m，该井含水94.2％，日产油20m3/d，采出程度15.5％；
本实施例中所述第一流度改善剂为聚硅型乳化降黏剂，购自山东省寿光市昌泰微纳化工厂，牌号：昌泰CT-617，配置成4.5wt.％的溶液；
本实施例中所述第二流度改善剂与第一流度改善剂的种类、浓度相同；
本实施例中使用的产液剖面调整剂是选自聚合物冻胶类封堵剂，购买厂家：陕西省西安市杰瑞石油技术开发有限公司，牌号：SRTP-D1，配置成3％的溶液；
本实施例中稠油油藏的采油方法如下：
首先，将第一流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中，结合公式(1)计算本步骤中第一流度改善剂的用量，在此步骤中，rp为2.5m，H为23.1m，Φ为29.8％，计算出第一流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量共为1.4PV；
rp的计算过程如下：根据
储层渗透率K＝180.8mD，原油粘度μ0＝8000mPa.s，η0计算得到0.113MPa/m，然后将其代入到公式
其中，临界半径r0＝9.6m，地层压力Pe＝10.5MPa，半径rp对应条件下的地层压力Pp＝9.7MPa，rp计算得到2.5m；
第一流度改善剂注入后，使得地层流体的粘度相比注入前降低90％以上；
其次，将产液剖面调整剂通过采油井注入油层2中，结合公式(1)计算本步骤中产液剖面调整剂的注入量，其中，H＝3.1m，Φ＝29.8％，rp由公式(2)计算得到。公式(2)中，re取值为150m(根据公式(3)re＝0.564L计算得出，其中井距为L＝270m)，井筒半径rw取值为0.062m，处理前后注水能力之比e取值为1.65，阻力系数Fr的取值为2.5(根据公式(4)计算得出，其中Δkw/μw＝200，Δkp/μp＝80)，计算出本步骤中的rp为1.8，即注入量为0.2PV；
产液剖面调整剂注入后，使得地层流体的阻力系数相比注入前提高50％以上；
之后，再次将第二流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中，结合公式(1)计算本步骤中第二流度改善剂的用量，在此步骤中，rp为2m，H为23.1m，Φ＝29.8％，计算出第二流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量共为0.86PV；
rp的计算过程如下：根据
储层渗透率K＝180.8mD，原油粘度μ0＝7000mPa.s(为重新探测得到的地层流体的粘度)，η0计算得到0.011MPa/m，然后将其代入到公式
其中，临界半径r0＝11.1m，地层压力Pe＝10.5MPa，半径rp对应条件下的地层压力Pp＝10.4MPa，rp计算得到2m；
第二流度改善剂注入后，使得地层流体的粘度相比注入前降低90％以上；
最后，向注水井注水，将油层1和油层3中的原油推向采油井，从采油井采出。
通过室内实验测试得到，原始阻力系数为1.5，经过此项技术后目前阻力系数2.5，阻力系数提高了66.7％；经过此项技术后原油粘度为700mPa.s，降粘率达到91％；施工3个月累计增油120吨，提高采出程度25％，实现投入产出比1:4(药剂总价与增油总价的比值)。
实施例2
本实施例中所述油井为与实施例1不同的另一口定向井，该井原油粘度9500mPa.s，原油密度0.95g/cm3，胶质沥青质含量为39wt.％，含蜡量为7.68wt.％，与实施例1相比，该井原油粘度、密度、胶质沥青质含量以及含蜡量更高，油层斜厚55.9m，垂厚37.1m，储层平均孔隙度30.5％，3766.2m至3961.9m的目标地层可视为油层1、油层2和油层3，3766.2m至3846.7m可视为油层1，渗透率为60mD，垂厚19.2m；3859.6m至3884.1m可视为油层2，渗透率为1700mD，垂厚3.5m；3888.6至3961.9m可视为油层3，渗透率为79mD，垂厚14.4m，与实施例1井相比，该井原油粘度、密度、胶质沥青质含量以及含蜡量更高，埋藏更深，层间矛盾更加突出，含水93.5％，日产油23m3/d，采出程度17.2％；
本实施例中的第一流度改善剂和第二流度改善剂的组分与实施例1相同，区别仅在于浓度配置成6.5wt.％的溶液；
本实施例中使用的产液剖面调整剂的组分与实施例1相同，区别仅在于浓度配置成4.5wt.％的溶液；
本实施例中稠油油藏的采油方法如下：
首先，将第一流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中，结合公式(1)计算本步骤中第一流度改善剂的用量，在此步骤中，rp为2.7m，H为37.1m，Φ为30.5％，计算出第一流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量共为2.6PV；
rp的计算过程如下：根据
储层渗透率K＝222.1mD，原油粘度μ0为9500mPa.s，η0计算得到0.09MPa/m，然后将其代入到公式
其中，临界半径r0＝10.5m，地层压力Pe＝12.5MPa，半径rp对应条件下的地层压力Pp＝11.8MPa，rp计算得到2.7m。
第一流度改善剂注入后，使得地层流体的粘度相比注入前降低90％以上；
其次，将产液剖面调整剂通过采油井注入油层2中，结合公式(1)计算本步骤中产液剖面调整剂的注入量，其中，H＝3.5m，Φ＝30.5％，rp由公式(2)计算得到。公式(2)中，re取值为169m(根据公式(3)re＝0.564L计算得出，其中井距为L＝300m)，井筒半径rw取值为0.062m，处理前后注水能力之比e取值为1.55，阻力系数Fr的取值为2.36(根据公式(4)计算得出，其中Δkw/μw＝210，Δkp/μp＝89)，计算出本步骤中的rp为2.8，即注入量为1.5PV；
产液剖面调整剂注入后，使得地层流体的阻力系数相比注入前提高50％以上；
之后，再次将第二流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中，结合公式(1)计算本步骤中第二流度改善剂的用量，在此步骤中，rp为2.2m，H为37.1m，Φ为30.5％，计算出第二流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量共为1.72PV；
rp的计算过程如下：根据
当储层渗透率K为222.1mD，μ0为8700mPa.s(为重新探测得到的地层流体的粘度)，η0计算得到0.02MPa/m，然后将其代入到公式
其中，临界半径r0＝12.2m，地层压力Pe＝12.5MPa，半径rp对应条件下的地层压力Pp＝12.3MPa，rp计算得到2.2m。
最后，向注水井注水，将油层1和油层3中的原油推向采油井，从采油井采出。
通过室内实验测试得到，原始阻力系数为1.7，经过此项技术后目前阻力系数2.36，阻力系数提高了82.5％；经过此项技术后原油粘度为600mPa.s，降粘率达到93.7％；施工3个月累计增油150吨，提高采出程度40％，实现投入产出比1:5。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (10)
1.一种稠油油藏的采油方法，所述稠油油藏包括油层1、油层2和油层3，所述油层2位于油层1和油层3之间，所述油层2的渗透率大于油层1，所述油层2的渗透率大于油层3；
所述油层2的渗透率至少大于油层1的渗透率1000mD，所述油层2的渗透率至少大于油层3的渗透率1000mD；
所述稠油油藏的采油方法包括以下步骤：
1)将第一流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中；
2)将产液剖面调整剂通过采油井注入油层2中；
3)将第二流度改善剂通过采油井注入油层1、油层2和油层3中；
4)注水井注水，将油层1和油层3中的原油推向采油井，从采油井采出。
2.根据权利要求1所述的稠油油藏的采油方法，其中，步骤1)中第一流度改善剂注入后，使得油层流体的粘度相比注入前降低90％以上。
3.根据权利要求1所述的稠油油藏的采油方法，其中，步骤2)中产液剖面调整剂注入后，使得油层流体的阻力系数相比注入前提高50％以上。
4.根据权利要求1所述的稠油油藏的采油方法，其中，步骤3)中第二流度改善剂注入后，使得油层流体的粘度相比注入前降低90％以上。
5.根据权利要求或1至4中任一项所述的稠油油藏的采油方法，其中，所述第一流度改善剂选自阴离子型乳化降黏剂、无机盐型乳化降黏剂、聚硅型乳化降黏剂和生物型乳化降黏剂中的任一种或更多种；
所述第二流度改善剂选自阴离子型乳化降黏剂、无机盐型乳化降黏剂、聚硅型乳化降黏剂和生物型乳化降黏剂中的任一种或更多种。
6.根据权利要求1至4中任一项所述的稠油油藏的采油方法，其中，所述产液剖面调整剂选自无机盐类封堵剂、聚合物冻胶类封堵剂、树脂类封堵剂和生物高分子类封堵剂中的任一种或更多种。
7.根据权利要求1至4中任一项所述的稠油油藏的采油方法，其中，所述稠油为粘度在300mpa.s至15000mpa.s，或，所述稠油为胶质沥青质相含量在20wt.％至55wt.％。
8.根据权利要求1至4中任一项所述的稠油油藏的采油方法，其中，步骤1)中所述第一流度改善剂浓度范围为4wt.％至10wt.％；
步骤1)中所述第一流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量使用公式(1)计算得出，
当公式(1)应用在步骤1)时，V为第一流度改善剂的用量，m3；rp为所述第一流度改善剂达到地层的半径，m；H为油层1、油层2和油层3的垂厚，m；
为油层1、油层2和油层3整体的平均孔隙度，％；
所述第一流度改善剂达到地层的半径rp根据公式(5)计算得出：
公式(5)中，r0为临界半径，m；Pe为地层压力，MPa；Pp为半径rp对应条件下的地层压力，MPa；η0为启动压力梯度，MPa/m；
公式(5)中，启动压力梯度η0的根据公式(6)计算得出：
公式(6)中，K为油层1、油层2和油层3的渗透率平均值，mD；μ0为原油粘度，mPa.s。
9.根据权利要求1至4中任一项所述的稠油油藏的采油方法，其中，步骤2)中所述产液剖面调整剂浓度范围为0.5wt.％至8wt.％；
步骤2)中所述产液剖面调整剂向油层2中的注入量使用公式(1)计算得出，
当公式(1)应用在步骤2)时，V为产液剖面调整剂的用量，m3；rp为产液剖面调整剂达到地层的半径，m；H为油层2的垂厚，m；
为油层1、油层2和油层3整体的平均孔隙度，％；
当公式(1)应用在步骤2)时，rp使用公式(2)计算得出，
公式(2)中，rw为井筒半径，m；re为泄油半径，m；Fr为阻力系数；e为处理前后注水能力之比，
公式(2)中的泄油半径re根据公式(3)计算得出，
re＝0.564L…………………………(3)
公式(3)中，L为井距，m；
公式(2)中的阻力系数Fr根据公式(4)计算得出，
公式(4)中，kw为水相渗透率，mD；μw为水的粘度，mPa·s；kp为产液剖面调整剂溶液渗透率，mD；μp为产液剖面调整剂溶液粘度，mPa·s。
10.根据权利要求1至4中任一项所述的稠油油藏的采油方法，其中，步骤3)中所述第二流度改善剂浓度范围为1wt.％至10wt.％；
步骤1)中所述第二流度改善剂向油层1、油层2和油层3中的注入量使用公式(1)计算得出，
当公式(1)应用在步骤3)时，V为第二流度改善剂的用量，m3；rp为第二流度改善剂达到地层的半径，m；H为油层1、油层2和油层3的垂厚，m；
为油层1、油层2和油层3整体的平均孔隙度，％；
所述第二流度改善剂达到地层的半径rp根据公式(5)计算得出：
公式(5)中，r0为临界半径，m；Pe为地层压力，MPa；Pp为半径rp对应条件下的地层压力，MPa；η0为启动压力梯度，MPa/m；
公式(5)中，启动压力梯度η0的根据公式(6)计算得出：
公式(6)中，K为油层1、油层2和油层3的渗透率平均值，mD；μ0为原油粘度，mPa.s。
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2021
- 2021-10-27 CN CN202111258182.9A patent/CN114086929A/zh active Pending
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