CN114439440A - 一种深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，涉及一种深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法。该方法包括以下步骤：步骤1，筛选评价确定降粘驱替体系；步骤2，优化确定油藏降粘压驱的井网井距；步骤3，注入井高压高速大排量注入降粘体系驱替段塞、焖井；进行降粘剂注入量和注入浓度优化；步骤4，生产井降粘吞吐引效后焖井；确定最优降粘吞吐引效方案；步骤5，生产井开井生产；步骤6，循环步骤3‑5直至开发结束。本发明方法提高了注采井之间的生产压差，形成大量三维立体缝网，改善了地层的孔渗结构；降粘剂溶液的波及系数及驱油效率大幅提高，油相粘度大幅降低，地层中液体流动能力大幅提升，进而大幅提升油井产能，最终提高油藏采收率，达到高效开发。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，涉及一种深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法。
背景技术
目前胜利油田东部深层低渗稠油(深度大于900m且渗透率小于300毫达西)共有39个单元，覆盖地质储量9629万吨，占胜利油田东部未动用稠油资源量的30％，是胜利油区未开发的最大稠油储量阵地。
油稠、渗透率低、埋藏深，几个不利因素“绑”在一起，成为挡在该类油藏实现效益开发前的“连环阵”。埋藏深，热焓利用率低，蒸汽热损失大；油稠及低渗导致油藏启动压力高，地层流体渗流能力差，波及范围有限，开发效果差。
对于低渗透油藏采用的压裂改造技术，投产短期见效后产量迅速降低，而且投入资金较大，经济效益差。单一的降粘剂吞吐虽然有一定的初产，但对于封闭的油藏，能量补充不足，后期产量递减较快。
目前胜利油田采用的降粘引驱开发方式现场初步见到效果，把深层低渗稠油油藏的“未动用”变为“有效动用”。其中降粘引驱开发方式是指生产井通过降粘剂吞吐开发引效，注入井按照常规注入压力(低于地层破裂压力)和常规注入速度(≤100m3/d)，注入降粘剂段塞，建立有效驱替压差，从而进行驱替的一种开发方式。如，中国专利申请CN104847320A公开了一种超深层低渗稠油强化降粘方法，该超深层低渗稠油强化降粘方法包括步骤1，向井筒中连续注入油溶性降粘剂；步骤2，油溶性降粘剂注入结束后，继续连续挤入液态二氧化碳；步骤3，进行第一次焖井；步骤4，焖井结束后，向井筒中连续注入高温防膨剂和蒸汽；以及步骤5，进行第二次焖井，焖井结束后，开井生产。该超深层低渗稠油强化降粘方法可以大幅度降低超深层低渗稠油油藏的原油粘度，提高周期开发效果，可以实现超深层低渗稠油油藏的经济有效动用，提高提高储量动用程度和采收率。
中国专利申请CN110905460A公开了稠油油藏降粘起泡开采方法。所述方法包括以下步骤：步骤1.化学剂与油藏适配性评价与筛选；步骤2.注入井脉冲注入化学剂溶液；步骤3.油井均衡配液生产采油；步骤4.记录井组累计采液量，注入井开始下一脉冲注入；步骤5.注入井连续注入化学剂溶液，同时注氮气在地层起泡，封堵窜流通道。该方法在不增加水相粘度的条件下降低原油粘度，解决了中低渗稠油油藏注聚合物困难的问题；同时通过在后期注氮气起泡，解决了化学剂随水窜通道流失的，造成波及系数小的问题。
为进一步提高单井产能和油藏采收率，急需一种更为高效的方法，彻底解放深层低渗稠油油藏产能，实现深层低渗稠油储量的“高效动用”。
深层低渗稠油的高效动用，对实现石油后续产能接替和保障国民经济的发展，具有重大的战略意义。为此我们在降粘引驱研究的基础上，发明了一种降粘压驱的方法，该方法具有较好的操作性，成本低廉、利于推广，解决了深层低渗稠油的高效开发动用问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法。本发明方法要求注入井高压(高于地层破裂压力2-3MPa)、高速注入降粘剂体系，促使地层压裂形成大量微裂缝发育的三维立体缝网，从而改善地层的孔渗结构，提升地层的渗流能力，实现深层低渗稠油储量的“高效开发”。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法，包括以下步骤：
步骤1，筛选评价确定降粘驱替体系；
步骤2，优化确定油藏降粘压驱的井网井距；
步骤3，注入井高压高速大排量注入降粘体系驱替段塞、焖井；进行降粘剂注入量和注入浓度优化；
步骤4，生产井降粘吞吐引效后焖井；确定最优降粘吞吐引效方案；
步骤5，生产井开井生产；
步骤6，循环步骤3、步骤4和步骤5直至开发结束。
进一步地，在步骤1中，以降粘率和降低油/水界面张力为主要筛选评价指标；确定的降粘驱替体系满足以下条件：有机氯含量0.0％，外观看属于均匀液体，无杂质，无刺激性气味，PH值在6.0-9.0之间；
降粘剂与油藏流体进行配伍实验，配伍后降粘率不小于90％，界面张力1×10-1mN/m以下。根据稠油油藏原油组分及粘度特征，针对性地选取的降粘剂体系，实现地层原油的持久降粘。降粘同时降低油/水界面张力，防止原油聚并，避免粘度反弹。
进一步地，在步骤2中，根据油藏地质条件及开发现状，利用油藏工程方法及数值模拟方法，确定降粘压驱开发后低渗透稠油油藏的极限泄油半径，确定技术井距；同时考虑经济技术指标，确保注采井网井距具有经济效益，最终优化出低渗稠油油藏降粘压驱的合理井网井距；
进一步地，步骤2中，所述井网井距要求注采井之间既要建立驱替关系，又要考虑储层岩石力学特征及油藏非均值性，保证井距足够大，防止水窜发生。
进一步地，在步骤3中，注入井采用压裂泵车注入降粘剂体系，注入压力高于地层破裂压力2-3MPa，促使地层压裂形成大量微裂缝发育的三维立体缝网，从而改善地层的孔渗结构，提升地层的渗流能力；其中当注入压力低于或略高于地层破裂压力0-2Mpa时，储层岩石不容易发生破裂，不能形成三维立体缝网，无法达到改善地层孔渗结构的目的；当注入压力高于地层破裂压力3MPa以上时，容易形成常规水力压裂裂缝，裂缝容易沿着地层应力较弱的某一方向发育，形成半缝长较长的大型压裂缝，不能发育成较为均质的网状缝，注入液体容易沿着裂缝方向发生水窜，影响开发效果；同时开展注入井的注入量及降粘剂的注入浓度优化；段塞注入结束后，注入井焖井，优化确定最佳焖井时间。
进一步地，在步骤3中，注入速度为1000-2000m3/d。
以上所述注入方式，一方面通过注入井能够快速增加地层能量，提高生产压差；另一方面可以快速提高油藏中降粘剂溶液的波及系数及驱油效率，进而大幅提升油井产能，最终提高油藏采收率，达到高效开发。
进一步地，在步骤4中，焖井时间在5-10d。注入结束后生产井关井憋压，迫使溶剂充分扩散，扩大波及面积。
进一步地，在步骤6中，当油藏压力下降到原始地层压时，开始循环，进入下一轮降粘压驱生产。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
本发明方法提高了注采井之间的生产压差，形成大量三维立体缝网，进一步改善了地层的孔渗结构；降粘剂溶液的波及系数及驱油效率大幅提高，油相粘度大幅降低，地层中液体流动能力大幅提升，进而大幅提升油井产能，最终提高油藏采收率，达到高效开发。本发明方法实现了深层低渗稠油油藏产能的提升，解决了深层低渗稠油难以进一步高效开发动用的难题。
本发明方法操作简单，成本低廉，利于推广应用。
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深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法的流程图；
图2为本发明一具体实施例所述降粘压驱井网图。
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，所述深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法，包括以下步骤：
步骤1，筛选评价确定降粘驱替体系：以降粘率和降低油/水界面张力为主要筛选评价指标；确定的降粘驱替体系满足以下条件：有机氯含量0.0％，外观看属于均匀液体，无杂质，无刺激性气味，pH值在6.0-9.0之间；降粘剂与油藏流体进行配伍实验，配伍后降粘率不小于90％，界面张力1×10-1mN/m以下。
步骤2，优化确定油藏降粘压驱的井网井距：根据油藏地质条件及开发现状，利用油藏工程方法及数值模拟方法，确定降粘压驱开发后低渗透稠油油藏的极限泄油半径，确定技术井距；同时考虑经济技术指标，确保注采井网井距具有经济效益，最终优化出低渗稠油油藏降粘压驱的合理井网井距。
所述井网井距要求注采井之间既要建立驱替关系，又要考虑储层岩石力学特征及油藏非均值性，保证井距足够大，防止水窜发生。
步骤3，注入井高压高速大排量注入降粘体系驱替段塞、焖井；进行降粘剂注入量和注入浓度优化，优化确定最佳焖井时间。
注入井采用压裂泵车注入降粘剂体系，注入压力高于地层破裂压力2-3MPa，注入速度为10003/d。
步骤4，生产井降粘吞吐引效后焖井；确定最优降粘吞吐引效方案。焖井时间在5-10d。
步骤5，生产井开井生产；
步骤6，当油藏压力下降到原始地层压时，开始循环，进入下一轮降粘压驱生产，循环步骤3、步骤4和步骤5直至开发结束。
实施例2
所述深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法，包括以下步骤：
步骤1，筛选评价确定降粘驱替体系：以降粘率和降低油/水界面张力为主要筛选评价指标；确定的降粘驱替体系满足以下条件：有机氯含量0.0％，外观看属于均匀液体，无杂质，无刺激性气味，pH值在6.0-9.0之间；降粘剂与油藏流体进行配伍实验，配伍后降粘率不小于90％，界面张力1×10-1mN/m以下。
步骤2，优化确定油藏降粘压驱的井网井距：根据油藏地质条件及开发现状，利用油藏工程方法及数值模拟方法，确定降粘压驱开发后低渗透稠油油藏的极限泄油半径，确定技术井距；同时考虑经济技术指标，确保注采井网井距具有经济效益，最终优化出低渗稠油油藏降粘压驱的合理井网井距。
所述井网井距要求注采井之间既要建立驱替关系，又要考虑储层岩石力学特征及油藏非均值性，保证井距足够大，防止水窜发生。
步骤3，注入井高压高速大排量注入降粘体系驱替段塞、焖井；进行降粘剂注入量和注入浓度优化，优化确定最佳焖井时间。
注入井采用压裂泵车注入降粘剂体系，注入压力高于地层破裂压力2-3MPa，注入速度为2000m3/d。
步骤4，生产井降粘吞吐引效后焖井；确定最优降粘吞吐引效方案。焖井时间在5-10d。
步骤5，生产井开井生产；
步骤6，当油藏压力下降到原始地层压时，开始循环，进入下一轮降粘压驱生产，循环步骤3、步骤4和步骤5直至开发结束。
实施例3
王家岗油田王152块沙四纯下3砂组为深层低渗稠油，工区内探井王152于2011年4月完钻，热试获得工业油流，随后部署完钻6口评价井，为突破产能关，试采过程中先后采用多种开采方式：常规注汽热采、压裂改造+注汽热采和降粘冷采吞吐均未实现产能突破。2020年4月王152-X6井组开展降粘引驱试验，突破产能关，井组平均单井日产油3.3t/d，是措施前3倍，生产效果明显改善。为了进一步高效动用王152块，对王152块4个井组开展降粘压驱试验，包括了以下步骤：
在步骤101，对王152块地层原油组分特点及粘温特征进行分析，按以下要求：有机氯含量0.0％，外观看属于均匀液体，无杂质，无刺激性气味，pH值在6.0-9.0之间；降粘剂与油藏流体进行配伍实验，配伍后降粘率不小于90％，界面张力1×10-1mN/m以下。选取LPA降粘体系。流程进入到步骤102。
在步骤102，根据油藏区块形态、断层走向和老井分布等实际特点，考虑充分利用老井，并能形成较为完善的驱替井网。利用油藏工程方法及数值模拟技术，进行技术井距及经济井距研究，推荐采用反九点注采井网，合理注采井距不大于325m。全区共部署4个注采井组，其中新钻井13口。如图2所示。
在步骤103，四口注入井王152-X4、王152-X6、王152-X10和王152-X21井高压高速大排量注入降粘体系驱替段塞后焖井。注入井采用压裂泵车注入LPA降粘体系，王152块地层破裂压力为27.3MPa，注入压力高于破裂压力2-3Mpa，注入速度在1000m3/d，注入浓度为1％，4口注入井段塞注入量分别为1.5万方、1.6万方、0.5万方、1.0万方时，生产效果最佳。段塞注入结束后，注入井焖井时间为30d。
在步骤104，生产井开始进行周期性的降粘吞吐引效。周期注入浓度为3％的降粘剂溶液量为600t，即注入降粘剂18t，注入速度600t/d。注入结束后生产井关井憋压，迫使溶剂充分扩散，扩大波及，焖井时间为7d。
在步骤105，所有生产井开井生产。由于注采井之间提高了生产压差，三维立体缝网改善地层的孔渗结构，降粘剂溶液的波及系数及驱油效率大幅提高，地层中液体流动能力大幅提升，依照注采平衡的原则，尽可能提高生产井日产液能力，单井配液为15-25t/d，高效开发低渗稠油油藏。
在步骤106，当油藏压力下降到原始地层压力附近时，开始下一轮降粘压驱生产，即循环步骤3、步骤4和步骤5，直至开发结束，高效动用低渗稠油油藏。流程结束。
对比王152块采用本方法前后的效果，采用本方法后初期产能和采出程度均大幅提高，具体结果如下表1所示。
表1王152块沙四纯下3砂组使用降粘压驱方法效果对比表
由上述表1可知，采用实施例3所述方法后，采收率提高8.3％，单井日产油提高2.6t/d；本发明所述降粘压驱方法为深层低渗稠油的高效开发提供了方向。
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 (8)
1.一种深层低渗稠油油藏的降粘压驱方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，筛选评价确定降粘驱替体系；
步骤2，优化确定油藏降粘压驱的井网井距；
步骤3，注入井高压高速大排量注入降粘体系驱替段塞、焖井；进行降粘剂注入量和注入浓度优化；
步骤4，生产井降粘吞吐引效后焖井；确定最优降粘吞吐引效方案；
步骤5，生产井开井生产；
步骤6，循环步骤3、步骤4和步骤5直至开发结束。
2.根据权利要求1所述降粘压驱方法，其特征在于，在步骤1中，以降粘率和降低油/水界面张力为主要筛选评价指标；确定的降粘驱替体系满足以下条件：有机氯含量0.0％，外观看属于均匀液体，无杂质，无刺激性气味，PH值在6.0-9.0之间；
降粘剂与油藏流体进行配伍实验，配伍后降粘率不小于90％，界面张力1×10-1mN/m以下。
3.根据权利要求1所述降粘压驱方法，其特征在于，在步骤2中，根据油藏地质条件及开发现状，利用油藏工程方法及数值模拟方法，确定降粘压驱开发后低渗透稠油油藏的极限泄油半径，确定技术井距；同时考虑经济技术指标，确保注采井网井距具有经济效益，最终优化出低渗稠油油藏降粘压驱的合理井网井距。
4.根据权利要求1或3所述降粘压驱方法，其特征在于，步骤2中，井网井距要求注采井之间既要建立驱替关系，又要考虑储层岩石力学特征及油藏非均值性，保证井距足够大，防止水窜发生。
5.根据权利要求1所述降粘压驱方法，其特征在于，在步骤3中，注入井采用压裂泵车注入降粘剂体系，注入压力高于地层破裂压力2-3MPa，促使地层压裂形成大量微裂缝发育的三维立体缝网，从而改善地层的孔渗结构，提升地层的渗流能力；同时开展注入井的注入量及降粘剂的注入浓度优化；段塞注入结束后，注入井焖井，优化确定最佳焖井时间。
6.根据权利要求1所述降粘压驱方法，其特征在于，在步骤3中，注入速度为1000-2000m3/d。
7.根据权利要求1所述降粘压驱方法，其特征在于，在步骤4中，焖井时间在5-10d。
8.根据权利要求1所述降粘压驱方法，其特征在于，在步骤6中，当油藏压力下降到原始地层压时，开始循环，进入下一轮降粘压驱生产。
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