CN114427377B - 一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及高含水敏感性稠油油藏开发领域，具体涉及一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法。该方法包括：(1)目标区块的筛选；(2)注入粘土稳定剂；(3)注入堵调剂；(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂；(5)注入液态CO2；(6)焖井3～5d后开井生产。该方法可以有效动用多薄层高含水敏感性稠油油藏，提高油层动用程度，降低油藏水敏，降水增油，提高采收率，从而大幅度改善多薄层高含水敏感性稠油油藏开发效果。基于现场试验数据，采用该方法后，多薄层高含水敏感性稠油油藏实现高效开发，含水率降低10％以上，单井平均日增油5吨以上，投入产出比高于1:5。

Description

一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法
技术领域
本发明涉及高含水敏感性稠油油藏开发技术领域，特别涉及一种粘土稳定剂、堵调剂、CO2增溶降粘剂和高效洗油剂、注液态CO2组合开发技术在多薄层高含水敏感性稠油油藏开发中的应用，具体涉及一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法。
背景技术
随着常规油气资源的大量消耗和石油需求的不断攀升，稠油资源以其分布范围广、储量巨大、储量动用率低等特点成为下步开发的主力。国内稠油资源非常丰富，预测可探明储量80亿吨，在目前已探明的20.6亿吨稠油储量中，未动用地质储量7.01亿吨。目前胜利油田探明稠油地质储量6.4亿吨，其中东部油区探明稠油地质储量5.89亿吨，目前已动用4.69亿吨。其中多薄层高含水敏感性稠油油藏占未动用稠油储量的30％左右，该部分储量开发中存在以下突出矛盾：
(1)油层薄且多，注汽热损失大，蒸汽吞吐效果差。
由于油层薄且多，注入油层的蒸汽热损失增大，在油层横向波及体积变小，热利用率降低；另外，净总比也是影响热利用率的一个重要因素，由于有泥质薄夹层的存在，油层中热损失增大，部分热量消耗在夹层。在油层有效厚度和注汽量相同的情况下，随着夹层厚度增大，即净总比降低，油汽比明显变低，主要是因为油层加热半径变小，热利用率低，吞吐效果变差。
(2)储层边底水活跃，强水敏，油层保护难度大
储层边底水活跃导致水侵高含水，从一部分先期投产的井来看，因储层强水敏，粘土膨胀、运移造成的微粒堵塞，出泥砂严重，拔出的绕丝管均被油泥、粉细砂堵死，严重影响了正常生产。
(3)原油粘度高，天然能量不足，油井供液能力差
原油粘度高，渗流能力差，再加上油藏天然能量不足，导致油井的供液能力严重不足，影响了油井的产能。
综上所述，多薄层高含水敏感性稠油油藏存在层多、层薄、呈条带状发育，注汽热损失大，蒸汽吞吐效果差、边底水活跃且储层强水敏，油层保护难度大，原油粘度高，天然能量不足，采出程度较低等多重问题。对于多薄层高含水敏感性稠油油藏目前还无有效的开发方式。目前提高薄层稠油开采效果的主要技术是通过蒸汽+油溶性降粘剂+CO2复合吞吐技术，但是该技术主要适用于含水率低于95％的稠油油藏，对于高含水、敏感性油藏，蒸汽热采开发效率低。
为此我们发明了一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法，解决了以上技术问题。
发明内容
本发明的目的是针对现有技术的不足而提供一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法，该方法可以有效动用多薄层高含水敏感性稠油油藏，提高油层动用程度，降低油藏水敏，降水增油，大幅提高降粘率，从而大幅度改善多薄层高含水敏感性稠油油藏开发效果。
为了实现上述目的，本发明公开了一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法，该方法包括：
(1)目标区块的筛选；
(2)注入粘土稳定剂；
(3)注入堵调剂；
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂；
(5)注入液态CO2；
(6)焖井3～5d后开井生产。
步骤(1)中，所述目标区块的筛选标准为：油藏埋深≤1500m，储层泥质含量为8～18％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为4～9m，平均孔隙度28～40％，剩余油饱和度35-61％，地面原油粘度(50℃)为1000～50000mPa·s，区块油井平均含水95％以上。
步骤(2)中，所述注入粘土稳定剂的具体步骤如下：取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为5～10％后注入井内，注入速度不超过30t/h。
步骤(3)中，所述注入堵调剂的具体步骤如下：将堵调剂用加热油田水配制质量浓度10～12％的堵调剂工作液，正挤入地层，排量6～10m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井扩散压力。
步骤(4)中，所述注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂的具体步骤如下：CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以低排量、低泵压注入。
步骤(5)中，所述的液态CO2的注入量是根据物理模拟实验结果，并通过油藏数值模拟方法确定出，直斜井60-80t，水平井80-120t。
步骤(6)中，所述开井生产的具体步骤如下：换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
本发明提供了一种多薄层高含水敏感性稠油油藏的组合开发方法，该方法可以有效动用多薄层高含水敏感性稠油油藏，提高油层动用程度，降低油藏水敏，降水增油，提高采收率，从而大幅度改善多薄层高含水敏感性稠油油藏开发效果。基于现场试验数据，采用该方法后，多薄层高含水敏感性稠油油藏实现高效开发，含水率降低10％以上，单井平均日增油5吨以上，投入产出比高于1:5。
附图说明
图1为本发明多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发的流程图。
图2为本发明的粘土稳定剂、堵调剂、CO2增溶降粘剂和高效洗油剂用量计算模型示意图。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
参见附图1-2所示，本发明公开了一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法，该方法包括：
(1)目标区块的筛选；
(2)注入粘土稳定剂；
(3)注入堵调剂；
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂；
(5)注入液态CO2；
(6)焖井3～5d后开井生产。
步骤(1)中，所述目标区块的筛选标准为：油藏埋深≤1500m，储层泥质含量为8～18％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为4～9m，平均孔隙度28～40％，剩余油饱和度35-61％，地面原油粘度(50℃)为1000～50000mPa·s，区块油井平均含水95％以上。
在本发明的实施例中，步骤(1)中所述的筛选标准还包括：区块的油井为直斜井布井，井网采用排状井网，以防止边底水的侵入。
步骤(2)中，所述注入粘土稳定剂的具体步骤如下：取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为5～10％后注入井内，注入速度不超过30t/h。
在本发明的实施例中，步骤(2)中所述粘土稳定剂是含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量60～95％的混合物，更优选地，含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量为75～90％。
在本发明的实施例中，步骤(2)中所述粘土稳定剂的用量Q1按照下式进行计算：
Q1＝kπr1 2hφ
式中：Q1—粘土稳定剂用量，t；
k—注入量校正系数，无量纲，取值范围0.2～0.5；
r1—粘土稳定剂处理半径，m；
h—储层总有效厚度，m；
φ—油层平均孔隙度，％。
所述粘土稳定剂用量Q1的计算模型见图2。
优选情况下，所述处理半径r1，其大小与剩余油饱和度有关，具体关系方法如下：当剩余油饱和度大于50％时取3～5m，剩余油饱和度低于50％时取5～7m。
步骤(3)中，所述注入堵调剂的具体步骤如下：将堵调剂用加热油田水配制质量浓度10～12％的堵调剂工作液，正挤入地层，排量6～10m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井扩散压力。
在本发明的实施例中，步骤(3)中所述堵调剂是凝胶类堵调剂。
优选地，所述的凝胶类堵调剂由无机交联剂、有机交联剂和聚丙烯酰胺聚合物复配而成。所述的复配比例为无机交联剂：有机交联剂：聚丙烯酰胺聚合物＝1：3～10：3～8。
其中，所述的无机交联剂是铬类交联剂、铝类交联剂、锆类交联剂中的一种，优选为铬类交联剂；所述的有机类交联剂为多异氰酸酯或聚碳化二亚胺类交联剂，优选为聚碳化二亚胺类交联剂；所述的聚丙烯酰胺聚合物为阴离子型，水解度1～5％，分子量为1000万～8000万。
优选情况下，所述堵调剂的用量Q2按照下式进行计算：
Q2＝kπr2 2hφ
式中：Q2—堵调剂用量，t；
k—注入量校正系数，无量纲，取值范围0.2～0.5；
r2—封堵半径，m；
h—储层总有效厚度，m；
φ—油层平均孔隙度，％。
所述堵调剂用量Q2的计算模型见图2。
优选情况下，所述封堵半径r2，其大小与剩余油饱和度有关，具体关系方法如下：当剩余油饱和度大于50％时取4～6m，剩余油饱和度低于50％时取6～8m。
步骤(4)中，所述注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂的具体步骤如下：CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以低排量、低泵压注入。所述的低排量是指速度小于2m3/h，低泵压是指压力低于5MPa。
在本发明的实施例中，所述的CO2增溶降粘剂和高效洗油剂的配比为1:0.5～8，更优选的，配比为1:4。
在本发明的实施例中，所述的CO2增溶降粘剂为甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂和混苯的复合物，其中甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为68～95％，其余混苯。优选地，所述甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为76～90％。
优选情况下，所述的高效洗油剂为聚氧乙烯醚表面活性剂、磺酸盐类表面活性剂和水的复合物，其中聚氧乙烯醚类表面活性剂质量占比20～45％，磺酸盐类表面活性剂占比15～36％，其余为水。
优选地，所述的聚氧乙烯醚表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸铵中的一种；所述的磺酸盐类表面活性剂为木质素磺酸盐、重烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐中的一种。
优选情况下，所述的CO2增溶降粘剂和高效洗油剂的用量Q3按照下式进算：
Q3＝kπr3 2hφ
式中：Q3—CO2增溶降粘剂和高效洗油剂用量，t；
k—注入量校正系数，无量纲，取值范围0.2～0.5；
r3—处理半径，m；
h—储层总有效厚度，m；
φ—油层平均孔隙度，％。
所述CO2增溶降粘剂和高效洗油剂Q3的计算模型见图2。
优选地，所述处理半径r3，其大小与剩余油饱和度有关，具体关系方法如下：当剩余油饱和度大于50％时取3～5m，剩余油饱和度低于50％时取5～7m。
步骤(5)中，所述的液态CO2的注入量是根据物理模拟实验结果，并通过油藏数值模拟方法确定出，直斜井60-80t，水平井80-120t。
在本发明的实施例中，所述的液态CO2的注入速度控制在8～15t/h。
步骤(6)中，所述开井生产的具体步骤如下：换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
在步骤(2)、(3)、(4)、(5)中，所有的注入速度均需要满足以下条件：低于地层破裂压力；低于设备最高注入能力；低于地层最大吸入能力。
本发明首先利用粘土稳定剂对油层进行作业全过程防膨保护，然后注入堵调剂封堵出水大孔道，降低含水率，然后注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂，破坏原油胶质和沥青质的结构，通过渗透、分散作用进入胶质、沥青质片状分子之间，增加CO2溶解性，降低原油粘度，增强流动性。然后注入液态CO2，在地层温度下，液态CO2快速气化，且极易溶于原油，原油溶解液态CO2后，发生膨胀，大幅度降低稠油粘度，提高地层原油的流动能力。然后经过关井焖井，在井内下入泵进行连续采油。
本发明将油层保护工艺、堵调降水工艺、CO2增溶洗油工艺、气体增能助排工艺及进行合理组合，协同作用实现多薄层敏感性稠油油藏高效开发，主要作用机理如下：采用“粘土稳定剂+堵调剂+CO2增溶降粘剂、高效洗油剂+注液态CO2”降粘复合吞吐开发方式，粘土稳定剂用来防止外来流体对储层的水敏伤害；堵调剂封堵窜流通道，调整油藏的非均质性，减缓边底水水侵，封堵出水大孔道。CO2增溶油溶性降粘剂可以促进CO2在油里面的溶解性，复合增效降粘。高效洗油剂可以洗油剥离油膜；CO2与冷油带相遇后，部分溶解，可以降低原油粘度，提高原油流动性；并且使原油膨胀，补充油层能量，扩大波及体积形成非混相驱，大幅提高了多薄层高含水敏感性稠油油藏开发效果。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。
下面将结合具体实施例对本发明作进一步的说明。
实施例1
某油田某区块D21含油面积7.1km2，探明石油地质储量3.1×104吨，主力层系下馆陶，为砂岩储层。储层泥质含量8％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为4m，平均孔隙度30.4％，油藏埋深1300m，剩余油饱和度35％，地面原油粘度(50℃)为5000mPa.s，试验前区块油井平均含水95.3％。区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网。针对油藏地质特点、原油性质及开发矛盾，利用本发明的方法在该区块开展现场试验，具体步骤如下：
(1)目标区块的筛选
区块D21为中强水敏，夹层发育强，有多薄层油藏，油藏埋深1300m，储层泥质含量为8％，储层总有效厚度4m，平均孔隙度28.4％，地面原油粘度(50℃)为5000mPa.s，剩余油饱和度35％，试验前区块油井平均含水95.3％，区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网，符合本发明的筛选标准。
(2)注入粘土稳定剂
取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为5％后注入井内，注入速度为25t/h。
粘土稳定剂是含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量60％的混合物，注入量Q1＝27.5t(r1＝6m，k＝0.2)。
(3)注入堵调剂
将堵调剂用热油田水配制质量浓度10％的堵调剂工作液，正挤入地层，排量6m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井3d扩散压力。
所述堵调剂由无机交联剂铬类交联剂、有机交联剂聚碳化二亚胺类交联剂和阴离子型聚丙烯酰胺聚合物(水解度1％，分子量1200万)复配而成，复配比例为无机交联剂：有机交联剂：聚丙烯酰胺聚合物＝1：3：3。
所述堵调剂用量Q2＝37.4t(r2＝7m、系数k＝0.2)。
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂
将CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以1.5m3/h排量、4.5MPa泵压注入。
所述的CO2增溶降粘剂为甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂和混苯的复合物，其中甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为76％，其余混苯。所述的高效洗油剂为聚氧乙烯醚表面活性剂、磺酸盐类表面活性剂和水的复合物，其中聚氧乙烯醚类表面活性剂质量占比20％，磺酸盐类表面活性剂占比15％，其余为水。所述的聚氧乙烯醚表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)；所述的磺酸盐类表面活性剂为木质素磺酸盐。
所述CO2增溶降粘剂和高效洗油剂用量Q3＝27.5t(r3＝6m，k＝0.2)，其中CO2增溶降粘剂18.3t，高效洗油剂9.2t。
(5)注入液态CO2
采用直斜井布井方式，所述的液态CO2注入量为60t，从油管正挤入地层，注入速度控制在8t/h，然后焖井3d扩散压力。
(6)焖井3～5d后开井生产
换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
实施本发明的方法后，该区块D21油井开井生产平均含水率降低11.5％，日增油量达到5.8t，投入产出比1:5.7，取得较好的开发效果。
实施例2
某油田某区块D25含油面积8.2km2，探明石油地质储量3.9×104吨，主力层系下馆陶，为砂岩储层。储层泥质含量9％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为5.9m，平均孔隙度30.5％，油藏埋深1300m，剩余油饱和度41％，地面原油粘度(50℃)为9000mPa.s，试验前区块油井平均含水96.2％。区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网。针对油藏地质特点、原油性质及开发矛盾，利用本发明的方法在该区块开展现场试验，具体步骤如下：
(1)目标区块的筛选
区块D25为中强水敏，夹层发育强，有多薄层，油藏埋深1350m，储层泥质含量为9％，储层总有效厚度5.9m，平均孔隙度30.5％，地面原油粘度(50℃)为9000mPa.s，剩余油饱和度41％，试验前区块油井平均含水96.2％，区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网，符合本发明的筛选标准。
(2)注入粘土稳定剂
取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为6％后注入井内，注入速度为20t/h。
粘土稳定剂是含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量68％的混合物，注入量Q1＝51.3t(r1＝5.5m，k＝0.3)。
(3)注入堵调剂
将堵调剂用热油田水配制质量浓度10％的堵调剂工作液，正挤入地层，排量8m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井3d扩散压力。
所述的凝胶类堵调剂由无机交联剂铬类交联剂、有机交联剂聚碳化二亚胺类交联剂和阴离子型聚丙烯酰胺聚合物(水解度2％，分子量1500万)复配而成，复配比例为无机交联剂：有机交联剂：聚丙烯酰胺聚合物＝1：4：3。
所述堵调剂用量Q2＝71.6t(r2＝6.5m，k＝0.3)。
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂
将CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以1.8m3/h排量、4.0MPa泵压注入。
所述的CO2增溶降粘剂为甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂和混苯的复合物，其中甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为78％，其余混苯。所述的高效洗油剂为聚氧乙烯醚表面活性剂、磺酸盐类表面活性剂和水的复合物，其中聚氧乙烯醚类表面活性剂质量占比22％，磺酸盐类表面活性剂占比16％，其余为水。所述的聚氧乙烯醚表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸铵；所述的磺酸盐类表面活性剂为重烷基苯磺酸盐。
所述CO2增溶降粘剂和高效洗油剂用量Q3＝51.3t(r3＝5.5m，k＝0.3)，其中CO2增溶降粘剂25.6t，高效洗油剂25.7t。
(5)注入液态CO2
采用直斜井布井方式，所述的液态CO2注入量为65t，从油管正挤入地层，注入速度控制在8t/h，然后焖井3d扩散压力。
(6)焖井3～5d后开井生产
换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
实施本发明的方法后，该区块D25油井开井生产平均含水率降低10.6％，日增油量达到6.3t，投入产出比1:5.2，取得较好的开发效果。
实施例3
某油田某区块D52含油面积8.9Km2，探明石油地质储量4.4×104吨，主力层系下馆陶，为砂岩储层。储层泥质含量9.5％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为6.8m，平均孔隙度32.4％，油藏埋深1360m，剩余油饱和度51％，地面原油粘度(50℃)为12000mPa.s，试验前区块油井平均含水96.8％。区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网。针对油藏地质特点、原油性质及开发矛盾，利用本发明的方法在该区块开展现场试验，具体步骤如下：
(1)目标区块的筛选
区块D52为中强水敏，夹层发育强，有多薄层，油藏埋深1360m，储层泥质含量为9.5％，储层总有效厚度6.8m，平均孔隙度32.4％，地面原油粘度(50℃)为12000mPa.s，剩余油饱和度51％，试验前区块油井平均含水96.8％，区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网，符合本发明的筛选标准。
(2)注入粘土稳定剂
取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为8％后注入井内，注入速度为15t/h。
粘土稳定剂是含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量82％的混合物，注入量Q1＝44.28t(r1＝4m，k＝0.4)。
(3)注入堵调剂
将堵调剂用热油田水配制质量浓度11％的堵调剂工作液，正挤入地层，排量7m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井4d扩散压力。
所述的凝胶类堵调剂由无机交联剂铬类交联剂、有机交联剂聚碳化二亚胺类交联剂和阴离子型聚丙烯酰胺聚合物(水解度3％，分子量5000万)复配而成，复配比例为无机交联剂：有机交联剂：聚丙烯酰胺聚合物＝1：6：6。
所述堵调剂用量Q2＝51.9t(r2＝5m、系数k＝0.3)。
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂
将CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以1.6m3/h排量、4.7MPa泵压注入。
所述的CO2增溶降粘剂为甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂和混苯的复合物，其中甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为83％，其余混苯。所述的高效洗油剂为聚氧乙烯醚表面活性剂、磺酸盐类表面活性剂和水的复合物，其中聚氧乙烯醚类表面活性剂质量占比32％，磺酸盐类表面活性剂占比25％，其余为水。所述的聚氧乙烯醚表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)；所述的磺酸盐类表面活性剂为木质素磺酸盐。
所述CO2增溶降粘剂和高效洗油剂用量Q3＝44.3t(r3＝4m，k＝0.4)，其中CO2增溶降粘剂8.9t，高效洗油剂35.4t。
(5)注入液态CO2
采用直斜井布井方式，所述的液态CO2注入量为70t，从油管正挤入地层，注入速度控制在8t/h，然后焖井4d扩散压力。
(6)焖井3～5d后开井生产
换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
实施本发明的方法后，该区块D52油井开井生产平均含水率降低13.2％，日增油量达到7.8t，投入产出比1:6.2，取得较好的开发效果。
实施例4
某油田某区块D37含油面积6.5Km2，探明石油地质储量3.7×104吨，主力层系下馆陶，为砂岩储层。储层泥质含量12％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为7.4m，平均孔隙度33.1％，油藏埋深1360m，剩余油饱和度55％，地面原油粘度(50℃)为22000mPa.s，试验前区块油井平均含水97.1％。区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网。针对油藏地质特点、原油性质及开发矛盾，利用本发明的方法在该区块开展现场试验，具体步骤如下：
(1)目标区块的筛选
区块D37为中强水敏，夹层发育强，有多薄层，油藏埋深1410m，储层粘土含量为12％，储层总有效厚度7.4m，平均孔隙度33.1％，地面原油粘度(50℃)为22000mPa.s，剩余油饱和度55％，试验前区块油井平均含水97.1％，区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网，符合本发明的筛选标准。
(2)注入粘土稳定剂
取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为9％后注入井内，注入速度为18t/h。
粘土稳定剂是含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量85％的混合物，注入量Q1＝62.3t(r1＝4.5m，k＝0.4)。
(3)注入堵调剂
将堵调剂用热油田水配制质量浓度10％的堵调剂工作液，正挤入地层，排量7m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井4d扩散压力。
所述的凝胶类堵调剂由无机交联剂铬类交联剂、有机交联剂聚碳化二亚胺类交联剂和阴离子型聚丙烯酰胺聚合物(水解度3.5％，分子量为6000万)复配而成，复配比例为无机交联剂：有机交联剂：聚丙烯酰胺聚合物＝1：7：5。
所述堵调剂用量Q2＝46.5t(r2＝5.5m、系数k＝0.2)。
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂
将CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以1.8m3/h排量、4.2MPa泵压注入。
所述的CO2增溶降粘剂为甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂和混苯的复合物，其中甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为85％，其余混苯。所述的高效洗油剂为聚氧乙烯醚表面活性剂、磺酸盐类表面活性剂和水的复合物，其中聚氧乙烯醚类表面活性剂质量占比35％，磺酸盐类表面活性剂占比30％，其余为水。所述的聚氧乙烯醚表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)；所述的磺酸盐类表面活性剂为石油磺酸盐。
所述CO2增溶降粘剂和高效洗油剂用量Q3＝46.7t(r3＝4.5m，k＝0.3)，其中CO2增溶降粘剂7.8t，高效洗油剂38.9t。
(5)注入液态CO2
采用直斜井布井方式，所述的液态CO2注入量为75t，从油管正挤入地层，注入速度控制在8t/h，然后焖井4d扩散压力。
(6)焖井3～5d后开井生产
换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
实施本发明的方法后，该区块D37油井开井生产平均含水率降低17.5％，日增油量达到9.8t，投入产出比1:8.6，取得较好的开发效果。
实施例5
某油田某区块D32含油面积10.3Km2，探明石油地质储量5.8×104吨，主力层系下馆陶，为砂岩储层。储层泥质含量14％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为7.5m，平均孔隙度32.9％，油藏埋深1390m。剩余油饱和度58％，地面原油粘度(50℃)为45000mPa.s，试验前区块油井平均含水98.8％。区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网。针对油藏地质特点、原油性质及开发矛盾，利用本发明的方法在该区块开展现场试验，具体步骤如下：
(1)目标区块的筛选
区块D32为中强水敏，夹层发育强，有多薄层，油藏埋深1390m，储层粘土含量为14％，储层总有效厚度7.5m，平均孔隙度32.9％，地面原油粘度(50℃)为45000mPa.s，剩余油饱和度58％，试验前区块油井平均含水98.8％，区块的油井采用直斜井布井，井网采用排状井网，符合本发明的筛选标准。
(2)注入粘土稳定剂
取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为10％后注入井内，注入速度为30t/h。
粘土稳定剂是含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量82％的混合物，注入量Q1＝40.8t(r1＝4.5m，k＝0.26)。
(3)注入堵调剂
将堵调剂用热油田水配制质量浓度12％的堵调剂工作液，正挤入地层，排量9m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井5d扩散压力。
所述的凝胶类堵调剂由无机交联剂铬类交联剂、有机交联剂聚碳化二亚胺类交联剂和阴离子型聚丙烯酰胺聚合物(水解度5％，分子量为8000万)复配而成，复配比例为无机交联剂：有机交联剂：聚丙烯酰胺聚合物＝1：9：8。
所述堵调剂用量Q2＝46.9t(r2＝5.5m，k＝0.2)。
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂
将CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以1.3m3/h排量、4.0MPa泵压注入。
所述的CO2增溶降粘剂为甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂和混苯的复合物，其中甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为90％，其余混苯。所述的高效洗油剂为聚氧乙烯醚表面活性剂、磺酸盐类表面活性剂和水的复合物，其中聚氧乙烯醚类表面活性剂质量占比45％，磺酸盐类表面活性剂占比35％，其余为水。所述的聚氧乙烯醚表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸铵；所述的磺酸盐类表面活性剂为木质素磺酸盐。
所述CO2增溶降粘剂和高效洗油剂用量Q3＝43.9t(r3＝4.5m，k＝0.28)，其中CO2增溶降粘剂6.3t，高效洗油剂37.7t。
(5)注入液态CO2
采用直斜井布井方式，所述的液态CO2注入量为80t，从油管正挤入地层，注入速度控制在8t/h，然后焖井3d扩散压力。
(6)焖井3～5d后开井生产
换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
实施本发明的方法后，该区块D32油井开井生产平均含水率降低12.6％，日增油量达到6.3t，投入产出比1:7.0，取得较好的开发效果。
本发明提供了一种多薄层高含水敏感性稠油油藏的组合开发方法，该方法可以有效动用多薄层高含水敏感性稠油油藏，提高油层动用程度，降低油藏水敏，降水增油，提高采收率，从而大幅度改善多薄层高含水敏感性稠油油藏开发效果。基于现场试验数据，采用该方法后，多薄层高含水敏感性稠油油藏实现高效开发，含水率降低10％以上，单井平均日增油5吨以上，投入产出比高于1:5。因此，本发明推广与应用前景广阔。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (18)

1.一种多薄层高含水敏感性稠油油藏组合开发方法，其特征在于，所述方法包括：
(1)目标区块的筛选；
(2)注入粘土稳定剂；
(3)注入堵调剂；
(4)注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂；
(5)注入液态CO2；
(6)焖井3～5d后开井生产；
步骤(1)中，所述目标区块的筛选标准为：油藏埋深≤1500m，储层泥质含量为8～18％，中强水敏，夹层发育强，有多薄层，储层总有效厚度为4～9m，平均孔隙度28～40％，剩余油饱和度35-61％，50℃地面原油粘度为1000～50000mPa·s，区块油井平均含水95％以上；
步骤(2)中，所述注入粘土稳定剂的具体步骤如下：取粘土稳定剂加水稀释至质量浓度为5～10％后注入井内；
步骤(3)中，所述注入堵调剂的具体步骤如下：将堵调剂用加热油田水配制质量浓度10～12％的堵调剂工作液，正挤入地层；
步骤(4)中，所述注入CO2增溶降粘剂和高效洗油剂的具体步骤如下：CO2增溶降粘剂和高效洗油剂以低排量、低泵压注入。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤(2)中，所述注入粘土稳定剂的具体步骤如下：粘土稳定剂的注入速度不超过30t/h。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤(3)中，所述注入堵调剂的具体步骤如下：堵调剂的排量为6～10m3/h，正顶替油田水20m3，反顶替油田水30m3，关井扩散压力。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤(5)中，所述的液态CO2的注入量是根据物理模拟实验结果，并通过油藏数值模拟方法确定出，直斜井60-80t，水平井80-120t。
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤(6)中，所述开井生产的具体步骤如下：换油嘴放喷，速度控制在50m3/d以内，待压力降为0MPa后，井内下泵进行连续生产。
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤(1)中所述的筛选标准还包括：区块的油井为直斜井布井，井网采用排状井网，以防止边底水的侵入。
7.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤(2)中所述粘土稳定剂是含氮的有机聚阳离子聚合物质量含量60～95％的混合物。
8.根据权利要求1所述方法，其特征在于，步骤(3)中所述堵调剂是凝胶类堵调剂。
9.根据权利要求8所述方法，其特征在于，所述的凝胶类堵调剂由无机交联剂、有机交联剂和聚丙烯酰胺聚合物复配而成，复配比例为无机交联剂：有机交联剂：聚丙烯酰胺聚合物＝1：3～10：3～8。
10.根据权利要求9所述方法，其特征在于，所述的无机交联剂是铬类交联剂、铝类交联剂、锆类交联剂中的一种。
11.根据权利要求9所述方法，其特征在于，所述的有机交联剂为多异氰酸酯或聚碳化二亚胺类交联剂。
12.根据权利要求9所述方法，其特征在于，所述的聚丙烯酰胺聚合物为阴离子型，水解度1～5％，分子量为1000万～8000万。
13.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述的CO2增溶降粘剂和高效洗油剂的配比为1:0.5～8。
14.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述的CO2增溶降粘剂为甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂和混苯的复合物，其中甲基丙烯酸酯类油溶性降粘剂质量含量为68～95％，其余混苯。
15.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述的高效洗油剂为聚氧乙烯醚表面活性剂、磺酸盐类表面活性剂和水的复合物，其中聚氧乙烯醚类表面活性剂质量占比20～45％，磺酸盐类表面活性剂占比15～36％，其余为水。
16.根据权利要求15所述方法，其特征在于，所述的聚氧乙烯醚表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸铵中的一种。
17.根据权利要求15所述方法，其特征在于，所述的磺酸盐类表面活性剂为木质素磺酸盐、重烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐中的一种。
18.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述的液态CO2的注入速度为8～15t/h。
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