CN114427428A

CN114427428A - 底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法

Info

Publication number: CN114427428A
Application number: CN202011099862.6A
Authority: CN
Inventors: 张紫军; 汪庐山; 刘明; 谢志勤; 刘岩; 王飞; 王志敏; 尚跃强; 郑万刚; 陈连喜
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Shengli Co
Priority date: 2020-10-14
Filing date: 2020-10-14
Publication date: 2022-05-03

Abstract

本发明属于化学方法开采稠油油藏领域，涉及一种底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法。所述方法包括：对油藏进行判断；沿着选定的底水油藏的中下部布置水平井；依次向油层中注入降粘剂、二氧化碳、氮气；注入结束后进行焖井；开井生产；重复上述步骤。本发明方法可以有效动用底水稠油油藏，抑制底水的侵入，可经济、高效的开发底水稠油油藏，提高原油采收率。

Description

底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法

技术领域

本发明属于化学方法开采稠油油藏领域，涉及一种底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法。

背景技术

我国面临着石油短缺与大量石油资源未能有效开发的突出问题，全国剩余石油资源量885亿吨，其中稠油239亿吨(占27％)，稠油平均采收率为33％，约有2/3石油资源滞留在地下有待开发。因此，稠油油藏将是今后油田开发的重要阵地。

目前稠油油藏开发方式主要有水驱和蒸汽热采吞吐两种方式，水驱开发方式主要用于地层能量不足的稠油油藏，蒸汽热采吞吐方式主要用于有一定的天然能量的稠油油藏，特别是有底水的稠油油藏，仅胜利油田的热采稠油油藏地质储量近3亿吨以上，其中依靠底水能量开采、原油粘度在50-500mPa·s的热采稠油油藏占到40％以上。稠油油藏普遍具有边底水，一般按照水体大小划分，又可为弱边底水稠油油藏(水油体积比≤1.5)、中等强弱边底水稠油油藏(1.5＜水油体积比＜5)和强边底水稠油油藏(水油体积比≥5)。而其中底水稠油油藏占比在50％左右。

目前，针对底水油藏开发作用表现为两种：一种是，当底水整体推进时，对油气生产的促进作用；另一种情况是，底水以底水锥或脊进沿高渗层浸入油层，造成油层水淹，生产井含水上升、产油量下降，生产受到严重影响，甚至大面积油气井不得不关停。另外，稠油油藏原油粘度高、油水流度比大，多采用蒸汽吞吐方式开采，蒸汽吞吐产量占稠油产量70％以上，但是对于含有底水的稠油油藏，随着蒸汽吞吐轮次的增加，稠油油藏内地层能量逐渐下降，在没有外来能量补充的情况下，吞吐井井底会产生压力亏空，底水在压差作用下侵入油层内部，从而造成油层内水淹，含水率迅速上升，影响开发效果；同时在油层内部，随着吞吐轮次的增加，吞吐井之间产生蒸汽窜流通道，也会影响蒸汽吞吐开发效果。因此底水稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后，水侵和汽窜严重，蒸汽吞吐效果变差。底水稠油油藏由于原油粘度高、水体强度大易造成底水锥进是目前底水稠油油藏的开发矛盾。因此目前该类油藏处于低采出程度、高含水、低采油速度的开发状态，迫切需要转换开发方式，改善开发效果。

生产中，为预防底水的浸入，多是采用避底水的方法，即通过避射一定厚度或是一定距离的优质油层来预防底水的过早浸入，这导致一定量的优质石油地质储量不能动用。而当避射不成功时，生产中多是采用机械或化学方法找水、堵水。

中国发明专利CN110159237B，公开了一种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法。该种整体调堵边底水稠油油藏水侵和汽窜的方法，采取整体调堵技术，通过油藏内不同位置处的井排分别注入高强度氮气泡沫体系和氮气泡沫体系，在距离边底水不同位置均形成有效封堵墙，减缓水侵和汽窜。这些方法的时效性大多是短暂的，有的干脆是无效的，即便找、堵水成功的生产井，新的出水点很快又会出现，其最终的结果往往是大面积的生产井关停。因此，找堵水工作复杂而又艰难，浪费巨量资源。而另一方面，为弥补地层能量亏空，一种常用的方法是利用宝贵的地面水资源进行注水/汽，热采油藏注汽前期是为升温降黏，后期注汽也有弥补地层能量亏空的作用。这样做的结果是，一边注水/汽成本居高不下，一边油气藏的采出程度提高有限，目前，油气藏的平均采出程度平均20％左右，标定采收率不到35％，大部分油气藏储量难以动用。

中国专利申请CN106062304A和中国专利申请CN110905470A都提出一种利用加热油藏边底水层的热采方法，即通过加热油藏边底水层上部的方法给整个油藏提供热能，解决浅-中深层超稠油油藏热能注不进、深-超深层油藏蒸汽热效低的问题但是限于现有工艺技术，热能转换效率低，经济可行性低。另外，考虑水油体积比大，大量的热能散失到水中，无法有效加热原油。

中国专利申请CN106285584A公开了一种活跃边底水稠油油藏转驱的多元化利用开发方法，在选定的活跃边底水稠油油藏区块进行油藏降压后转汽驱的方法。中国专利申请CN110080734A，公开了一种浅薄层底水稠油驱泄复合开发方法，该方法在底水层和纯油层分别布置2口水平井，底水层内水平井注蒸汽,纯油层内水平井生产，初期底水层内水平井连续注汽，阻止外部水体侵入的同时，加热水层，油层内生产井吞吐生产，加热油层，油水层加热到一定程度后，在底水层内连续注入蒸汽，油层内油井连续采油。以上思路都是基于热采开发理念，无法避免热损失大，经济效益低的客观实际问题。

发明内容

针对底水稠油油藏水油体积大，热损失大，注汽后易发生底水锥进等难题，本发明提供一种底水稠油油藏高效开发的方法。本发明方法可以有效动用底水稠油油藏，抑制底水的侵入，可经济、高效的开发底水稠油油藏，提高原油采收率。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：

本发明提供一种底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法，所述方法包括：对油藏进行判断；沿着选定的底水油藏的中下部布置水平井；向油层中注入降粘剂、二氧化碳、氮气；注入结束后进行焖井；开井生产；重复上述步骤。

优选地，当油藏满足以下条件时，为适宜油藏：油藏为底水稠油油藏，50℃下地面脱气原油粘度＜10000mPa·s，油藏埋深＜2000m，有效厚度大于4m，初始含油饱和度＞0.5，渗透率＞500mD，水体体积与油层体积比小于100。

优选地，沿着底水油藏的中下部1/4-1/3处布置水平井。

优选地，所述降粘剂为油溶性降粘剂，降粘率需在80％以上。

进一步优选地，所述油溶性降粘剂选用单体为吡啶类、脂类的共聚物体系，浓度为5～10％，降粘率80-95％。所述二氧化碳为油田用液化二氧化碳，本发明CO₂溶胀增能、溶解降粘作用：CO₂的溶解气油比为24.9sm³/m³，饱和压力4.4MPa。CO₂对稠油具有高效降粘作用，当溶解量达>30sm³/m³时，对稠油的降粘率大于90％。

所述氮气为油田氮气车制备，本发明氮气压水作用：氮气溶解度小，为可压缩气体，在10MPa油藏压力下密度约为125千克/米³，浮于油藏上方形成气顶，减缓底水锥进。

优选地，根据不同的油藏条件、水平井的水平段长度、降粘剂的降粘率、CO₂的溶解气油比饱和压力、N₂的当量密度等因素综合计算得出降粘剂、二氧化碳、氮气的用量。

优选地，降粘剂、二氧化碳、氮气的注入顺序为：氮气、降粘剂、二氧化碳、氮气；注入时，可采用从油套环空的方式注入，也可以采用从油管中注入的方式。

优选地，焖井7-15天。

优选地，开井生产时，确保吞吐井产出液量总量小于注入降粘剂、氮气和二氧化碳的地下体积总量。

本发明方法依次向油层大量注入油溶性降粘剂、二氧化碳、氮气，注入油溶性降粘剂对稠油有很强的降粘作用，油溶性降粘剂的密度小于稠油，有利于向水平井筒上部对流扩散，但扩散速度较低，随后注入二氧化碳对稠油也有很强的降粘作用与油溶性降粘剂加合增效降粘效果更佳，降粘率可达98％以上，且二氧化碳的密度小于油溶性降粘剂的密度，更有利于“降粘剂+二氧化碳”降粘体系向上向稠油油藏中对流扩散，且二氧化碳具有较高的渗透性和扩散系数，可大幅提高扩散速度，增加降粘体系的波及范围和降粘效果。二氧化碳溶于原油后明显增加原油体积，提高油藏能量，降低残余油饱和度，增加可动油提高原油采收率。注入氮气能进一步将井筒附近高浓度“降粘剂+二氧化碳”降粘体系向油层深部驱动，提高波及和效率，同时氮气的密度仅为二氧化碳的60％，在注入及焖井过程中氮气上浮有助于整个“降粘剂+二氧化碳”降粘体系向油层上部对流扩散，浮动顶升作用明显，“降粘剂+二氧化碳+氮气”体系所到之处，起到明显的降粘、溶胀、压驱效应，最终氮气浮于油藏顶部，形成气顶，变为向下压驱动力源头，而“降粘剂+二氧化碳”降粘体系大部分溶于稠油如图6所示，从而降低原油粘度，在井筒上部形成大量相对较稀的原油。开井生产，在井筒内形成的大量相对较稀的原油随着泵抽产生的生产压差从油层内流出并被举升到地面。

与现有技术比，本发明具有以下优势：

本发明利用底水稠油化学助剂冷采稳压控水方法，通过平衡油藏内部压力系统，实现抑制底水侵入，内部形成有效泄油腔，实现降粘采油与重力泄油的双重作用。因此整个开采过程由原来的底水驱动水平井筒下部较稠的稠油形成高含水现象，改变为由油层顶部的气顶向下压驱水平井筒上部已处理过的相对较稀的稠油进入水平井筒，从而降低产出液的含水，提高采油产量，减少采出水量及相应的污水处理工作，从而提高开采速度和开采效益。

附图说明

构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。

图1为本发明一具体实施例所述底水油藏冷采工艺示意图；

图2为本发明一具体实施例所述水平井布井位置图；

图3为本发明一具体实施例所述CO₂溶解量随溶解压力的变化图；

图4为本发明一具体实施例所述“油+CO₂”混合物体积系数随溶解压力的变化图；

图5为本发明一具体实施例所述降粘率随CO₂溶解量的变化图；

图6为本发明一具体实施例所述不同浓度油溶降粘剂增加CO₂溶解量对比图；

图7为本发明一具体实施例所述不同降粘方式降粘效果对比图；

图8为本发明一具体实施例所述现场实施油藏及布井位置图；

图9为本发明一具体实施例所述现场实施增油曲线图。

具体实施方式

应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。

需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。

为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。

实施例1

如图1所示，所述一种底水稠油油藏高效开发的方法，包括以下步骤：

步骤1.对油藏进行判断：若所述油藏满足以下条件，则适用于采用本方法进行开发，进行下一步：油藏为底水稠油油藏，50℃下地面脱气原油粘度＜10000mPa·s，油藏埋深＜2000m，有效厚度大于4m，初始含油饱和度＞0.5，渗透率＞500mD，水体体积与油层体积比小于100。

步骤2.布置井型：沿着底水油藏的中下部布置水平井，提高底水油藏单井有效控制储量。

步骤3.注入工艺：依次向油层中注入氮气、油溶性降粘剂、二氧化碳、氮气。

注入油溶性降粘剂对稠油有很强的降粘作用，5％的降粘剂降粘率可达80％以上，油溶性降粘剂的密度小于稠油，有利于向水平井筒上部对流扩散，但扩散速度较低。

随后注入二氧化碳对稠油也有很强的降粘作用，降粘率可达90％以上，与油溶性降粘剂加合增效降粘效果更佳，降粘率可达98％以上，且二氧化碳的密度小于油溶性降粘剂的密度，更有利于“降粘剂+二氧化碳”降粘体系向上向稠油油藏中对流扩散，且二氧化碳具有较高的渗透性和扩散系数，可大幅提高扩散速度，增加降粘体系的波及范围和降粘效果。二氧化碳溶于原油后明显增加原油体积，如图4所示可提高油藏能量，降低残余油饱和度，增加可动油提高原油采收率。

注入氮气能进一步将井筒附近高浓度“降粘剂+二氧化碳”降粘体系向油层深部驱动，提高波及和效率，同时氮气的密度仅为二氧化碳的60％。

步骤4.注入结束后进行焖井，焖井7～15天，该过程中氮气上浮有助于整个“降粘剂+二氧化碳”降粘体系向油层上部对流扩散，浮动顶升作用明显，“降粘剂+二氧化碳+氮气”体系所到之处，起到明显的降粘、溶胀、压驱效应，最终氮气浮于油藏顶部，形成气顶，变为向下压驱动力源头，而“降粘剂+二氧化碳”降粘体系大部分溶于稠油从而降低原油粘度，在井筒上部形成大量相对较稀的原油。

步骤5.开井生产，在井筒内形成的大量相对较稀的原油随着泵抽产生的生产压差从油层内流出并被举升到地面。

步骤6.循环步骤1-5，氮气逐渐向油层上部富集，并补充地层能量，保持地层压力微微超过原始地层油藏压力，将水平井筒上部原油持续向下压入水平井筒，并保持油水界面相对稳定，实现底水稠油油藏高速效益开发。

因此整个开采过程由原来的底水驱动水平井筒下部较稠的稠油形成高含水现象，改变为由油层顶部的气顶向下压驱水平井筒上部已处理过的相对较稀的稠油进入水平井筒，从而降低产出液的含水，提高采油产量，减少采出水量及相应的污水处理工作，从而提高开采速度和开采效益。

实施例2

一种底水稠油油藏高效开发的方法，包括以下步骤：

根据不同的油藏条件、水平井的水平段长度、降粘剂的降粘率、CO₂的溶解气油比饱和压力、N₂的当量密度等因素综合计算得出降粘剂、二氧化碳、氮气的用量。

以一埋深1200m、地层压力接近12MPa的底水普通稠油油藏为例，根据实验分析，二氧化碳在二氧化碳的饱和气油比接近50(图3)，此情况下二氧化碳降粘率大于90％(图5)，1吨液态二氧化碳约为500Nm³气体，理想状态下，100吨液态二氧化碳能饱和1000吨原油，但考虑到地层水及地层矿物的影响，100-200吨液态二氧化碳约能处理500-1000吨原油，使其粘度大幅下降。图7，5％的油溶性降粘剂(增效剂)可大幅度降低原油粘度，降粘幅度为84.7％，这种使用浓度在矿场上是不经济的，油溶性降粘剂与二氧化碳加合增效后，原油粘度巨幅下降达98.52％(图7)，同时油溶性降粘剂的使用浓度也下降为2％左右。因此处理处理500-1000吨原油需用油溶性降粘剂10-20吨，大幅降低措施成本。为使这些降低粘度的稠油高效泄入井筒，根据公式P*V＝N*R*T计算，大约需要氮气50000-1000000标方，对其进行置换并形成具备弹性势能的气顶，进一步将已降粘稠油向下压驱入生产井筒。因此，若计划增产500-1000吨原油，设计注入油溶性降粘剂10-20吨，液态二氧化碳100-200吨，氮气50000-100000Nm³气体。

步骤4.注入结束后进行焖井，焖井7～15天。

实施例3

以某区块油井为例，采用实施例2所述方法进行开发，包括以下步骤：

(1)对目标油藏进行判定：某区块油井为底水稠油油藏，含油面积1.98km²，50℃下地面脱气原油粘度3065mPa·s，油藏埋深1190m，有效厚度9m，初始含油饱和度0.65，平均孔隙度36％，渗透率1850mD，油藏压力11.9MPa，压力系数0.999，地层温度63℃，测算地温梯度为3.6℃/100m，水体体积与油层体积比85；所述油藏符合本方法的要求。

(2)布置井型：沿着底水油藏的中下部布置水平井，具体见图8；

(3)注入工艺：根据油藏压力11.9MPa，压力系数0.999，地层温度63℃，平均孔隙度36％，水平井的水平段长度140m，油溶性降粘剂(所述油溶性降粘剂为三元共聚物型油溶性降粘剂，采用丙烯酸十八碳醇酯、不饱和酸酐和不饱和酸酯共聚反应形成的聚合物)的降粘率89.5％，CO₂的溶解气油比为31.5sm³/m³，油藏压力下密度约为148.8kg/m³，计算出该井实施此工艺需注入油溶性降粘剂9.5t，氮气50000Nm³，二氧化碳200t。注入方式采取先注入氮气30000Nm³，再注入油溶性降粘剂9.5t，接着注入二氧化碳200t，最后注入氮气20000Nm³，以上工艺均采用有套环空注入。

(4)注入结束后，焖井10天。

采用实施例2所述方法的开发效果：正常开井后，日产油最高5.5吨/天，平均日油在4吨/天，与措施前相比，平均日增油2.5吨/天，含水降低了23％，预计有效期半年以上。现场实施增油曲线见图9。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims

1.底水稠油油藏稳压控水提高采收率方法，其特征在于，所述方法包括：对油藏进行判断；沿着选定的底水油藏的中下部布置水平井；向油层中注入降粘剂、二氧化碳、氮气；注入结束后进行焖井；开井生产；重复上述步骤。

2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，当油藏满足以下条件时，为适宜油藏：油藏为底水稠油油藏，50℃下地面脱气原油粘度＜10000mPa·s，油藏埋深＜2000m，有效厚度大于4m，初始含油饱和度＞0.5，渗透率＞500mD，水体体积与油层体积比小于100。

3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，沿着底水油藏的中下部1/4-1/3处布置水平井。

4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述降粘剂为油溶性降粘剂，降粘率需在80％以上。

5.根据权利要求4所述方法，其特征在于，所述油溶性降粘剂选用单体为吡啶类、脂类的共聚物体系，浓度为5～10％，降粘率80-95％。

6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，根据不同的油藏条件、水平井的水平段长度、降粘剂的降粘率、CO₂的溶解气油比饱和压力、N₂的当量密度等因素综合计算得出降粘剂、二氧化碳、氮气的用量。

7.根据权利要求1所述方法，其特征在于，降粘剂、二氧化碳、氮气的注入顺序为：氮气、降粘剂、二氧化碳、氮气；采用从油套环空的方式注入或采用从油管中注入的方式。

8.根据权利要求1所述方法，其特征在于，焖井7-15天。

9.根据权利要求1所述方法，其特征在于，开井生产时，确保吞吐井产出液量总量小于注入降粘剂、氮气和二氧化碳的地下体积总量。