CN114622880A - 一种底水稠油油藏压水降粘开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种底水稠油油藏压水降粘开采方法。本发明方法通过注入N2气，利用其与液体密度差形成的超覆作用下压底水，抑制含水上升速度；同时通过注入CO2增溶降粘剂和CO2对原油实施复合降粘，此过程中CO2和N2一样具有压底水作用；实施过程中通过油藏数值模拟技术，对N2、增溶降粘剂和CO2的注入量进行优化，确保经济效益达到最优，从而实现底水稠油油藏的有效开发。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种底水稠油油藏压水降粘开采方法。
背景技术
底水稠油油藏储量大，分布广，平均采出程度低，而含水量高，单井日产油量低，开发效益较差，此类油藏一直是开发中的难题。
中国发明专利CN107091074B公开了一种开采深层底水稠油油藏的方法，该方法包括以下步骤：对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏；在所述目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井或一口直井和一口水平井，两口所述水平井或一口直井和一口水平井满足第一预设条件；向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产；当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件；持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产。
中国专利申请CN110284862A公开了注非凝结气或就地燃烧开采底水稠油油藏中剩余油的方法，包括以下步骤：在现有水平生产井位置与底水层之间的油层里钻新的水平井；对新的水平井进行预热；待水平井的水平段与上面的汽腔取得热连通以后，对水平井进行注汽，将水平井转为连续的生产井；再在未动用油藏区域内钻垂直井；将垂直井和水平井之间的油层形成流动连通，向垂直井注入空气或者氧气；在水平井进入后期，停止注气，并逐渐降低汽腔压力，直到采油结束。本发明将原有水平井下部和脚尖附近的剩余油开采出来，大大提高油藏的最终采收率。
然而现有常规的开发方式对底水稠油油藏的开采效果仍需进行进一步提升，主要因为：天然能量开发，受原油粘度大的影响，原油渗流能力弱且油水粘度比大，单井产能低、后期含水上升快，一般生产表现为初期产能5t/d左右，7个月后含水即升至90％以上、且产能迅速递减至2t/d以下；蒸汽吞吐开发，虽能解决原油粘度的问题，但由于注入过程中蒸汽易于和底水形成窜流通道，造成短时间内即水淹，一般生产表现为初期产能9t/d左右，但4个月左右含水即上升至90％以上，产能迅速递减至2t/d以下。
因此，底水稠油油藏的开发需要一种新的更为有效的开发方式，以解决现有油井生产中含水上升过快的问题和生产成本较高的问题。
发明内容
本发明主要目的在于提供一种底水稠油油藏压水降粘开采方法，本发明方法通过注入N2气，利用其与液体密度差形成的超覆作用下压底水，抑制含水上升速度；然后通过注入CO2增溶降粘剂和CO2对原油实施复合降粘，此过程中CO2和N2一样具有压底水作用；实施过程中通过油藏数值模拟技术，对N2、增溶降粘剂和CO2的注入量进行优化，确保经济效益达到最优，从而实现底水稠油油藏的有效开发。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明主要目的在于提供一种底水稠油油藏压水降粘开采方法，其包括以下步骤：
步骤1，筛选一种和待实施井原油相适应的CO2增溶降粘剂；
步骤2，建立待实施油井油藏数值模拟模型；
步骤3，优化N2注入量、注入N2压底水；
步骤4，优化CO2增溶降粘剂注入量、注入增溶降粘剂降粘；
步骤5，优化CO2注入量、注入CO2再降粘、再压底水；
步骤6，焖井后开井生产。
进一步地，在步骤1中，对待实施井取油样，筛选CO2增溶降粘剂，要求其自身对原油的降粘率达到80％以上，同时要求原油在注入该剂后，CO2在原油中的溶解度提高5倍以上，最终达到降粘剂和CO2复合降粘的目标。
进一步地，在步骤2中，建立三维地质模型，并对模型进行历史拟合，要求各指标拟合误差控制在10％以内。
进一步地，在步骤3中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注N2和不同N2注入量时的生产情况，对不同N2注入量开发效果进行评价。
更进一步地，利用净增油量对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的注N2量作为最优N2注入量；
净增油量＝累产油量-注N2费用油当量-注增溶降粘剂费用油当量-注CO2费用油当量。
进一步地，在步骤4中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注增溶降粘剂和不同增溶降粘剂注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的增溶降粘剂注入量作为最优增溶降粘剂注入量；在注N2压底水结束后再向待实施井中注入优化量的增溶降粘剂，对待实施井周围原油进行降粘。
进一步地，在步骤5中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注CO2和不同CO2注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的CO2注入量作为最优CO2注入量；在注增溶降粘剂降粘后再向待实施井中注入优化的CO2注入量，对待实施井周围原油进行再降粘，并利用CO2的推动作用和气体体积大的性质扩大降粘范围，同时利用其密度差形成的超覆作用进一步压底水。
进一步地，在步骤6中，当N2、增溶降粘剂和CO2气依次注完后，关井使其作用5-10天，然后打开油井进行生产。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
本发明所述方法利用N2和CO2两种气体双重压底水的作用，可以解决底水稠油油藏天然能量和蒸汽吞吐生产过程中含水上升快的问题，利用增溶降粘剂和CO2气体对原油进行双重降粘可以解决原油粘度大、渗流能力差、单井产能低的问题。
本方法为一种非热力采油方式，实施中省掉蒸汽吞吐开采的制蒸汽费用及井筒管柱作业费用，实施费用只有蒸汽吞吐的1/3，与天然能量相比，由于其产量更高，因而显著降低了生产成本，将为油田生产带来巨大的经济效益。
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稠油油藏压水降粘开采方法的流程图；
图2为本发明的一具体实施例采油曲线图
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，所述底水稠油油藏压水降粘开采方法包括：
步骤101，筛选一种和待实施井原油相适应的CO2增溶降粘剂：筛选CO2增溶降粘剂，要求其自身对原油的降粘率达到80％以上，同时要求原油在注入该剂后，CO2的溶解度提高5倍以上，最终达到降粘剂和CO2复合降粘的目标。
步骤102，建立待实施油井油藏数值模拟模型：建立三维地质模型，并对模型进行历史拟合，要求各指标拟合误差控制在10％以内。
步骤103，优化N2注入量、注入N2压底水；
利用油藏数值模拟技术分别计算不注N2和不同N2注入量时的生产情况，利用净增油量对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的注N2量作为最优N2注入量；
净增油量＝累产油量-注N2费用油当量-注增溶降粘剂费用油当量-注CO2费用油当量。
步骤104，优化CO2增溶降粘剂注入量、注入增溶降粘剂降粘：
利用油藏数值模拟技术分别计算不注增溶降粘剂和不同增溶降粘剂注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的增溶降粘剂注入量作为最优增溶降粘剂注入量；在注N2压底水结束后再向待实施井中注入优化量的增溶降粘剂，对待实施井周围原油进行降粘。
步骤105，优化CO2注入量、注入CO2再降粘、再压底水：利用油藏数值模拟技术分别计算不注CO2和不同CO2注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的CO2注入量作为最优CO2注入量；在注增溶降粘剂降粘后再向待实施井中注入优化的CO2注入量，对待实施井周围原油进行再降粘，并利用CO2的推动作用和气体体积大的性质扩大降粘范围，同时利用其密度差形成的超覆作用进一步压底水。
步骤106，焖井后开井生产：当N2、增溶降粘剂和CO2气依次注完后，关井使其作用5天，然后打开油井进行生产。
实施例2
所述底水稠油油藏压水降粘开采方法包括：
步骤1，筛选一种和待实施井原油相适应的CO2增溶降粘剂：筛选CO2增溶降粘剂，要求其自身对原油的降粘率达到80％以上，同时要求原油在注入该剂后，CO2的溶解度提高5倍以上，最终达到降粘剂和CO2复合降粘的目标。
步骤2，建立待实施油井油藏数值模拟模型：建立三维地质模型，并对模型进行历史拟合，要求各指标拟合误差控制在10％以内。
步骤3，优化N2注入量、注入N2压底水；
利用油藏数值模拟技术分别计算不注N2和不同N2注入量时的生产情况，利用净增油量对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的注N2量作为最优N2注入量；
净增油量＝累产油量-注N2费用油当量-注增溶降粘剂费用油当量-注CO2费用油当量。
步骤4，优化CO2增溶降粘剂注入量、注入增溶降粘剂降粘：
利用油藏数值模拟技术分别计算不注增溶降粘剂和不同增溶降粘剂注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的增溶降粘剂注入量作为最优增溶降粘剂注入量；在注N2压底水结束后再向待实施井中注入优化量的增溶降粘剂，对待实施井周围原油进行降粘。
步骤5，优化CO2注入量、注入CO2再降粘、再压底水：利用油藏数值模拟技术分别计算不注CO2和不同CO2注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的CO2注入量作为最优CO2注入量；在注增溶降粘剂降粘后再向待实施井中注入优化的CO2注入量，对待实施井周围原油进行再降粘，并利用CO2的推动作用和气体体积大的性质扩大降粘范围，同时利用其密度差形成的超覆作用进一步压底水。
步骤6，焖井后开井生产：当N2、增溶降粘剂和CO2气依次注完后，关井使其作用10天，然后打开油井进行生产。
实施例3
某油田Z区块，油藏埋深1190m，主要含油层系为馆陶组,储层平均孔隙度为40.9％，平均渗透率2988×10-3μm2，为高孔、特高渗储层；各含油小层边底水发育，纯油区小，以底水为主，水油体积比7以上，属于强边底水油藏；平均原油密度为0.978g/cm3，粘度2175mPa.s，属于稠油油藏。目前该块整体采用水平井生产，开发方式以天然能量生产、部分油井在投产初期进行1～2轮次蒸汽吞吐，受油稠和底水入侵的影响，全区开发效果较差，单井采液量94.5t/d，采油量2.0t/d，含水97.9％，接近经济极限产水率，采出程度仅11.9％。天然能量和蒸汽吞吐开发在此均不适应，经济效益较差，全区生产成本为56美元/桶。面对此类问题，对ZP6井采用实施例1所述方法开展压水降粘开采。
在步骤101，从ZP6井中提取油样，选取油溶性CO2增溶降粘剂A进行适配性实验，该井初始原油粘度为4431mPa.s，加入增溶降粘剂后降粘率达到82.6％，同时CO2气体在原油的溶解度提升8倍，增溶降粘剂和CO2气体同时存在时降粘率达到99.3％。
在步骤102，地质工程师收集ZP6井构造数据、渗透率数据、孔隙度数据、砂厚数据、有效厚度数据，对该井区进行三维地质建模；油藏工程收集相渗数据、生产数据和压力数据，并完成模拟历史拟合，累产油误差5.3％，压力误差0.8％。
在步骤103，利用油藏数值模拟技术分别计算不注N2气和注N2气量分别为1×104Nm3、3×104Nm3、5×104Nm3和7×104Nm3时的5种生产情况，根据表1所示结果，当N2气注入量为3×104Nm3时，净增油量最大，其开发经济效益最好；矿场实施中先向ZP6井注入N2气3×104Nm3。
表1不同N2气注入量下开发效果预测
在步骤104，利用油藏数值模拟技术分别计算不注增溶降粘剂和注增溶降粘剂量分别为8t、10t、12t、14t时的5种生产情况，根据表2所示结果，当增溶降粘剂注入量为10t时其开发经济效益最好，净增油量最高；矿场实施中，在N2气后注入10t增溶降粘剂。
表2不同增溶降粘剂注入量下开发效果预测
在步骤105，利用油藏数值模拟技术分别计算不注CO2气和注CO2气量分别为100t、150t、200t、250t时的5种生产情况，根据表3所示结果，当CO2气注入量为150t时其开发经济效益最好，净增油量最高；矿场实施中，在增溶降粘剂后注入150t CO2气。
表3不同增溶降粘剂注入量下开发效果预测
在步骤106，当N2、增溶降粘剂和CO2依次注完后，关井5天，然后打开油井进行生产。流程结束。
2020年6月3日，ZP6井生产，日产油由实施前的1.6t/d提高到6.1t/d，提高2.8倍，含水由85.9％下降至48.4％，截止目前生产77天，累计增油223t，压水降粘开采方式起到了增油降水作用，效果明显，计算桶油成本为37美元/桶，经济效益可观，具体生产效果如图2所示。
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)
1.一种底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，筛选一种和待实施井原油相适应的CO2增溶降粘剂；
步骤2，建立待实施油井油藏数值模拟模型；
步骤3，优化N2注入量、注入N2压底水；
步骤4，优化CO2增溶降粘剂注入量、注入增溶降粘剂降粘；
步骤5，优化CO2注入量、注入CO2再降粘、再压底水；
步骤6，焖井后开井生产。
2.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤1中，对待实施井取油样，筛选CO2增溶降粘剂，要求其自身对原油的降粘率达到80％以上，同时要求原油在注入该剂后，CO2在原油中的溶解度提高5倍以上，最终达到降粘剂和CO2复合降粘的目标。
3.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤2中，建立三维地质模型，并对模型进行历史拟合，要求各指标拟合误差控制在10％以内。
4.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤3中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注N2和不同N2注入量时的生产情况，对不同N2注入量开发效果进行评价。
5.根据权利要求4所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，利用净增油量对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的注N2量作为最优N2注入量；
净增油量＝累产油量-注N2气费用油当量-注增溶降粘剂费用油当量-注CO2费用油当量。
6.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤4中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注增溶降粘剂和不同增溶降粘剂注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的增溶降粘剂注入量作为最优增溶降粘剂注入量；在注N2压底水结束后再向待实施井中注入优化量的增溶降粘剂，对待实施井周围原油进行降粘。
7.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤5中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注CO2和不同CO2注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的CO2注入量作为最优CO2注入量；在注增溶降粘剂降粘后再向待实施井中注入优化的CO2注入量，对待实施井周围原油进行再降粘，并利用CO2的推动作用和气体体积大的性质扩大降粘范围，同时利用其密度差形成的超覆作用进一步压底水。
8.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤6中，当N2、增溶降粘剂和CO2气依次注完后，关井使其作用5-10天，然后打开油井进行生产。
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| CN202011471831.9A CN114622880A (zh) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | 一种底水稠油油藏压水降粘开采方法 |
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|---|---|---|---|
| CN202011471831.9A CN114622880A (zh) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | 一种底水稠油油藏压水降粘开采方法 |
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| CN114622880A true CN114622880A (zh) | 2022-06-14 |
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|---|---|---|---|
| CN202011471831.9A Pending CN114622880A (zh) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | 一种底水稠油油藏压水降粘开采方法 |
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Citations (5)
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|---|---|---|---|---|
| CN101255788A (zh) * | 2008-04-15 | 2008-09-03 | 中国石化集团胜利石油管理局石油开发中心 | 热化学辅助强化蒸汽驱油方法 |
| CN107729587A (zh) * | 2016-08-12 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 考虑降粘剂注入的数值模拟方法 |
| CN109543206A (zh) * | 2017-09-22 | 2019-03-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油热采水平井储层经济需热量优化方法 |
| CN109538181A (zh) * | 2017-09-22 | 2019-03-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 提高边水稠油油藏热采开发效果的优化方法 |
| CN111911121A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油油藏降粘剂高效注入及降粘方法 |
-
2020
- 2020-12-14 CN CN202011471831.9A patent/CN114622880A/zh active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 刘祖鹏;: "边底水稠油油藏水溶性降黏剂吞吐技术研究", 特种油气藏, no. 03, 25 June 2020 (2020-06-25), pages 3 * |
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