CN114622881A - 一种低渗稠油油藏降粘压驱开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种低渗稠油油藏降粘压驱开采方法。本发明所述方法通过注入降粘剂，降低原油粘度；通过超高压力快速注入，在油藏形成裂缝、提高储层的渗流动力；通过短时间大量注入、升高地层压力，提高油藏的驱动力，从而实现采油量的大幅提升，有效解决了低渗稠油油藏开采难度大的问题。
Description
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种低渗稠油油藏降粘压驱开采方法。
背景技术
在我国渗透率低(<300mD)、原油粘度大(>200mPa.s)的低渗稠油油藏储量较大，受其渗透率低和原油粘度大的影响，地层中原油渗流能力差，油井生产产量低。因此，该类油藏一直无法有效动用。
中国专利申请CN108442908A公开了一种提高超深层低渗稠油油藏单井产能的方法包括以下步骤：选择合适油藏的步骤，该油藏为超深层低渗稠油油藏；向超深层低渗稠油油藏中注入200t-1000t的浓度为1.5wt％的泡沫油促发剂的水溶液；然后注入标准状况下15万m-50万m的氮气；在上述油藏的油层内部署长水平井的步骤，对长水平井进行至少3级分段压裂，形成多裂缝的步骤，该裂缝为由长水平井径向向外压裂延伸至油层的裂缝，这种裂缝变径向流为线性流和拟径向流，改善近井地带的油气渗流条件，解除近井地带污染，提高单井产能。
中国发明专利CN105041282B公开了一种中低渗稠油油藏水平井分段压裂蒸汽吞吐方法，通过水平井分段压裂，形成多条垂直于水平井筒的径向裂缝，利用裂缝将蒸汽注入地层，增大了注入蒸汽与稠油地层的接触面积，降低了注汽压力，增加了注汽量，从而增大蒸汽的波及体积；水平井分段压裂裂缝的存在使得油藏整体受热均匀，两个裂缝之间的原油受到来自两侧蒸汽的双向加热作用，蒸汽的热量得到充分利用，蒸汽对原油的加热效率得到提高，原油粘度降低幅度更大；在开井生产阶段，由于压裂裂缝的存在，原油的过流面积增加，流动阻力大幅度降低，提高了原油的流动能力，同时泄油面积增加，大幅度提高了中低渗稠油油藏的原油产量和开发效果。
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。
但目前对此类油藏进行开采的方法，并未取得很好的开发效果：天然能量开发，单井日产油仅1t/d左右，无法取得经济有效初产；蒸汽吞吐开发，初期峰值日产油4.5t/d左右，但递减快、一个月后跌至不足1t/d；采用降粘剂驱，日产油可以提升到3t/d，但仍达不到经济初产。
发明内容
本发明主要目的是提供一种低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，本发明所述方法通过注入降粘剂，降低原油粘度；通过超高压力快速注入，在油藏形成裂缝、提高储层的渗流动力；通过短时间大量注入、升高地层压力，提高油藏的驱动力，从而实现采油量的大幅提升，有效解决了低渗稠油油藏开采难度大的问题。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，该方法包括以下步骤：
步骤1，井组及降粘体系筛选；
步骤2，生产井实施降粘压驱吞吐；
步骤3，井组实施降粘压驱驱替，注入井高速、大量注入；
步骤4，优化采液量，生产井生产；
步骤5，预判下一降粘压驱驱替阶段收益；
步骤6，根据计算所得收益，判断结束生产或重复步聚3-5。
进一步地，在步骤1中，井组及降粘体系筛选，要求井组油藏渗透率<300mD、原油粘度>200mPa.s，井组中有1口注入井和4口及以上生产井，对待实施井组取油样，筛选降粘剂，要求降粘率达到85％以上，自然沉降脱水率达到80％以上。
进一步地，在步骤2中，对井组上生产井实施降粘压驱吞吐，计算生产井控制储层孔隙体积，改油田生产的常规注水装置为压裂装置对生产井注入降粘剂溶液，注入量为0.1PV，注入速度为0.5～1.5m3/min，该步骤的目的是在生产井形成裂缝，增加生产井附近储量渗流能力，同时采出油井周围原油，注入后关井7-15天，促使降粘剂溶液在储层充分扩散和与原油作用，之后打开生产井进行生产，直至生产井采出量为0.1PV，结束关井。
进一步地，在步骤3中，井组实施降粘压驱驱替，计算整个井组控制储层孔隙体积，井组上注入井高速、大量注入降粘剂溶液，同样采用压裂装置注入，注入量为0.1-0.2PV，注入速度为0.5～1.5m3/min，注入结束后关井。
进一步地，在步骤4中，利用油藏数值模拟技术，对井组各生产井日产液量进行优化，确保驱替均衡，注入井关井10-20天、井底压力稳定后，打开生产井按优化结果进行生产，直至井组采出量与注入量相等时关闭生产井。
进一步地，在步骤5中，根据井组生产数据预判下一阶段降粘压驱收益E：
E＝Q×(1-D)×P-CB-CC
式中：E为降粘压驱阶段性收益；Q为实际降粘压驱阶段性产油量，即步聚3到步聚4期间的累产油量；D为下阶段递减率，采用数值模拟方法预测；P为油价；CB为步聚3施工费用；CC为步聚3降粘剂费用。
进一步地，在步骤6中，根据步聚5计算的降粘压驱阶段性收益E，如果E<0，降粘压驱生产结束；如果E>0，重复步聚3-5，直至E<0。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
本发明采用降粘压驱方法，进行降粘压驱吞吐和降粘压驱驱替，在降低原油粘度的同时，将降粘剂溶液利用压裂装置高速注入，使储层形成裂缝，提高储层渗透性，从而实现低渗稠油油藏的有效开发。
本发明方法可大幅提升采油量，经济效益显著。
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低渗稠油油藏降粘压驱开采方法的流程图。
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，所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，包括以下步骤：
步骤1，井组及降粘体系筛选：要求井组油藏渗透率<300mD、原油粘度>200mPa.s，井组中有1口注入井和4口及以上生产井，对待实施井组取油样，筛选降粘剂，要求降粘率达到85％以上，自然沉降脱水率达到80％以上。
步骤2，生产井实施降粘压驱吞吐：对井组上生产井实施降粘压驱吞吐，计算生产井控制储层孔隙体积，改油田生产的常规注水装置为压裂装置对生产井注入降粘剂溶液，注入量为0.1PV，注入速度为1.5m3/min，注入后关井15天，促使降粘溶液在储层充分扩散和与原油作用，之后打开生产井进行生产，直至生产井采出量为0.1PV，结束关井。
步骤3，井组实施降粘压驱驱替，注入井高速、大量注入：采用压裂装置注入，注入量为0.2PV，注入速度为1.5m3/min，注入结束后关井。
步骤4，优化采液量，生产井生产：利用油藏数值模拟技术，对井组各生产井日产液量进行优化，确保驱替均衡，注入井关井20天、井底压力稳定后，打开生产井按优化结果进行生产，直至井组采出量与注入量相等时关闭生产井。
步骤5，采用以下公式预判下一降粘压驱驱替阶段收益：
E＝Q×(1-D)×P-CB-CC
式中：E为降粘压驱阶段性收益；Q为实际降粘压驱阶段性产油量，即步聚3到步聚4期间的累产油量；D为下阶段递减率，采用数值模拟方法预测；P为油价；CB为步聚3施工费用；CC为步聚3降粘剂费用。
步骤6，根据计算所得收益E，如果E<0，降粘压驱生产结束；如果E>0，重复步聚3-5，直至E<0。
实施例2
所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，包括以下步骤：
步骤1，井组及降粘体系筛选：要求井组油藏渗透率<300mD、原油粘度>200mPa.s，井组中有1口注入井和4口及以上生产井，对待实施井组取油样，筛选降粘剂，要求降粘率达到85％以上，自然沉降脱水率达到80％以上。
步骤2，生产井实施降粘压驱吞吐：对井组上生产井实施降粘压驱吞吐，计算生产井控制储层孔隙体积，改油田生产的常规注水装置为压裂装置对生产井注入降粘剂溶液，注入量为0.1PV，注入速度为0.5m3/min，注入后关井7天，促使降粘溶液在储层充分扩散和与原油作用，之后打开生产井进行生产，直至生产井采出量为0.1PV，结束关井。
步骤3，井组实施降粘压驱驱替，注入井高速、大量注入：采用压裂装置注入，注入量为0.1PV，注入速度为0.5m3/min，注入结束后关井。
步骤4，优化采液量，生产井生产：利用油藏数值模拟技术，对井组各生产井日产液量进行优化，确保驱替均衡，注入井关井10天、井底压力稳定后，打开生产井按优化结果进行生产，直至井组采出量与注入量相等时关闭生产井。
步骤5，采用以下公式预判下一降粘压驱驱替阶段收益：
E＝Q×(1-D)×P-CB-CC
式中：E为降粘压驱阶段性收益；Q为实际降粘压驱阶段性产油量，即步聚3到步聚4期间的累产油量；D为下阶段递减率，采用数值模拟方法预测；P为油价；CB为步聚3施工费用；CC为步聚3降粘剂费用。
步骤6，根据计算所得收益E，如果E<0，降粘压驱生产结束；如果E>0，重复步聚3-5，直至E<0。
实施例3
W区块油藏埋深1550m，主要含油层系为沙四段，储层平均孔隙度为25.3％，平均渗透率135×10-3μm2，地层原油粘度为768mPa.s，为低渗稠油油藏。
该块储量于2008年发现并建产，因产能低完钻7口井后停止产能建设，后采用超临界注汽、DCS、水力径向射流、压裂防砂、二氧化碳吞吐等措施，效果均不理想，产能仅1-2t/d，储量十年未动。面对此类问题，决定对Z1井组开展降粘压驱开发。该井组共有四口油井分别为W1、W2、W3、W4和一口注入井Z1。以W区块为例，采用所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法进行开采，具体步骤如下：
在步骤101，从W3井中提取油样，在市面上选取四家降粘剂生产厂家提供降粘剂试样，按其降粘率和脱水率要求，筛选出最优降粘剂C1,该剂在0.3％条件下降粘率为95％，2小时自然沉降脱水率86％，满足要求。
在步骤102，该井组共4口生产井，平均单井控制储层孔隙体积9.9×104m3，设计降粘压驱吞吐时单井注入0.1PV，即单井注入0.99×104m3降粘剂溶液，注入速度0.8m3/min，需要注入8.6d；注入结束后，关井让压力扩散及降粘剂与原油充分作用。8天后开井生产，平均单井日产液25m3/d，400天后采液量1×104m3，即达到0.1PV，之后结束关井，完成降粘压驱开采阶段。
在步骤103，Z1井组为反五点井网，井距300m，井组控制储层孔隙体积23.5×104m3，设计降粘压驱驱替时注入井注入量为0.15PV，即需累计注入3.5×104m3降粘剂溶液，注入速度1.5m3/min，需注入16天；注入结束后关闭注入井。
在步骤104，建立井组油藏数值模拟模型，在考虑储层非均质性的条件下，计算不同单井采油量条件下的生产情况，当W1、W2、W3、W4采液量分别为20t/d、25t/d、25t/d、15t/d时累产油量最高，生产井按此采油量生产414天后采液量达到0.15PV，即停止生产。
在步骤105，在步聚104中累计生产原油14072t，数模计算下一阶段递减率23％，原油价格40美元/桶，原油密度0.973×103Kg/m3,降粘剂9800元/吨，注入一次施工费用379.9万元，降粘剂共用105.5吨，费用103.4万元，计算下一阶段降粘压驱收益E＝1477.9万元。
在步骤106，根据步聚104计算降粘压驱收益E＝1477.9万元>0，即重复步聚103、步聚104和步聚105。
2020年6月，胜利油区W区块开展降粘压驱试验，经室内实验和数值模拟研究表明，第8个阶段的降粘压驱收益小于0，该块可以进行1个降粘压驱吞吐和7个阶段的降粘压驱驱替，井组累计产原油5.34×104t，最终采收率将达到37.9％，实现了低渗稠油油藏经济有效动用，比单纯降粘驱采收率提高15.3％，具体见表1。
表1 W区块降粘压驱开发效果预测表
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)
1.一种低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤1，井组及降粘体系筛选；
步骤2，生产井实施降粘压驱吞吐；
步骤3，井组实施降粘压驱驱替，注入井高速、大量注入；
步骤4，优化采液量，生产井生产；
步骤5，预判下一降粘压驱驱替阶段收益；
步骤6，根据计算所得收益，判断结束生产或重复步聚3-5。
2.根据权利要求1所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，在步骤1中，井组筛选，要求井组油藏渗透率<300mD、原油粘度>200mPa.s，井组中有1口注入井和4口及以上生产井，对待实施井组取油样。
3.根据权利要求1所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，在步骤1中，降粘体系筛选，要求降粘率达到85％以上，自然沉降脱水率达到80％以上。
4.根据权利要求1所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，在步骤2中，对井组上生产井实施降粘压驱吞吐，计算生产井控制储层孔隙体积，改油田生产的常规注水装置为压裂装置对生产井注入降粘剂溶液，注入量为0.1PV，注入速度为0.5～1.5m3/min，注入后关井7-15天，促使降粘溶液在储层充分扩散和与原油作用，之后打开生产井进行生产，直至生产井采出量为0.1PV，结束关井。
5.根据权利要求1所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，在步骤3中，井组实施降粘压驱驱替，计算整个井组控制储层孔隙体积，井组上注入井高速、大量注入降粘剂溶液，采用压裂装置注入，注入量为0.1-0.2PV，注入速度为0.5～1.5m3/min，注入结束后关井。
6.根据权利要求1所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，在步骤4中，利用油藏数值模拟技术，对井组各生产井日产液量进行优化，确保驱替均衡，注入井关井10-20天、井底压力稳定后，打开生产井按优化结果进行生产，直至井组采出量与注入量相等时关闭生产井。
7.根据权利要求1所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，在步骤5中，根据井组生产数据预判下一阶段降粘压驱收益E：
E＝Q×(1-D)×P-CB-CC
式中：E为降粘压驱阶段性收益；Q为实际降粘压驱阶段性产油量，即步聚3到步聚4期间的累产油量；D为下阶段递减率，采用数值模拟方法预测；P为油价；CB为步聚3施工费用；CC为步聚3降粘剂费用。
8.根据权利要求1所述低渗稠油油藏降粘压驱开采方法，其特征在于，在步骤6中，根据步聚5计算的降粘压驱阶段性收益E，如果E<0，降粘压驱生产结束；如果E>0，重复步聚3-5，直至E<0。
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