CN114909114A - 一种表面活性剂吞吐工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种表面活性剂吞吐工艺。该工艺包括以下步骤：S1)根据填砂管模拟的岩心驱替装置模拟地层环境，进行表面活性剂吞吐物理模拟，确定吞吐工艺的最优施工参数；S2)根据数值模拟确定间歇排液周期和焖井时长；S3)根据生产压力梯度和和注采比、地层渗透率，设计活性水的中注入速度和注入量；S4)向待增效油井的地层中循环进行依次为注入活性水、焖井、采油组成的吞吐周期。本发明提供的表面活剂性吞吐工艺通过单井注表面活性剂吞吐采油技术，当油层的压力很低时，向油层中注活性水，使得地层压力能够升高，接着焖井，过一段时间重新开井生产，提高低效油井的增油效果。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种表面活性剂吞吐工艺。
背景技术
塔河油田薄互层岩性油藏地质储量809×104吨，累产油110×104吨，采出程度13.7%，塔河薄互层具有埋藏超深（4800-5500m）、低孔、中低渗、油层厚度3-8m的特点，属于构造-岩性复合圈闭油藏。目前薄互层岩性油藏多数井已低产低效，但缺乏有效的治理手段和措施。注活性水吞吐采油技术是一项油田开发新技术，主要针对油田后期开发。它是当地层能量不足，液量低时，向油井注活性水，使油层压力升高，然后焖井，在毛细管力的自吸作用下，置换原油，然后开井生产，采出原油和注入水混合液的一种采油方法。它对于无能量补充的小型油藏的开发十分有效。
表活剂吞吐作为注入活入吞吐采油技术的一种，其于其利用表活剂超低界面张力，在补充地层能量的同时，提高原油洗油效率，实现剩余油有效动用，已被广泛用于油田开采中。例如中国石化西北油田分公司在TK249CH井进行的“表活剂吞吐”试验过程中，TK249CH井中低孔、中低渗，前期累计产液2.9万吨，累计产油2.7万吨，作业前日产液2吨，供液不足关井。2016年11月对该井进行“表活剂吞吐”试验，措施后供液有所恢复，日产液14吨，含水99%，排液190天见油，截至2018年，TK249CH井持续见效200天以上，日均增油12吨，含水降至2%。
另有吉林油田也采用表面活性剂吞吐增产的报道（石油化工应用.2015年，第9期，第85页）。该文献指出，科研人员以磺酸盐与有机添加剂复配为主，共完成室内复配及性能评价实验 65 样次，初步确定了复合表活剂基本配方。 2014年10月，他们选取红 90-1区块致密油储层实施4井次，储层平均黏度下降42.5%。
专利CN105909221 A报道了一种稠油井单井吞吐采油的方法，该方法是利用微生物及表活性进行单井吞吐采油的方法，该发明针对稠油油井的特点选择单井吞吐的工艺，首先进行第一轮次单井吞吐试验：利用CO2流动性强的特点提高降粘剂的波及体积，同时利用CO2在原油中溶解性强的特点与降粘剂综合大幅度地降低原油的粘度；其次，进行第2轮次的吞吐试验，第两轮次分3个段塞从油井的油套环空中依次注入微生物及其营养物、泡沫剂、空气和地层水顶替液，一方面注入空气为微生物提供氧气，另一方面能提高微生物及其营养物的波及体积，利用注入微生物的代谢产物以及泡沫剂的综合作用进一步降低原油的粘度；利用上述单井吞吐工艺能显著地降低稠油井的油水流度比，从而大幅度地提高油井的产量，同时作用的有效期长和投入产比高。
文献（低效井增能技术在A油井的应用，化学工程与装备[J]2018(3):172-176）报道了引用二氧化碳增能吞吐技术和渗析剂增能吞吐技术，通过泵注增能物质，增加地层能量，置换剩余油，恢复低效井产能。并报道了在现场应用二氧化碳增能能吞吐10口井，初期日增油0.8t，累计增油432t。应用渗析剂增能吞吐2口井，初期日增油0.7t，累计增油120t的应用效果，取得了较好的增油效果。
但上述方法均无法适用于薄互层岩性油藏。
发明内容
为解决现有技术存在的缺少针对薄互层岩性油藏低产低效的治理手段和措施的问题，本发明的目的在于提供一种适用于薄互层岩性油藏的表面活性剂吞吐工艺。
为了实现上述发明目的，本发明提供了如下技术方案：
一种表面活性剂吞吐工艺，其包括以下步骤：
S1采用填砂管模拟岩心驱替装置模拟地层环境，进行活性水吞吐物理模拟，根据实验过程中活性水注入浓度、注入速度、注入量、焖井时间及吞吐周期与采收率的变化关系确定吞吐工艺中的最优施工参数；
S2根据步骤S1中得到的最优注入量和最优注入浓度向填砂管中注入活性水，将其放入恒温箱中模拟焖井，再进行反向水驱；根据模拟焖井的时间不同后的采收率变化，确定最优焖井时间；同时根据不同的间歇排液周期和模拟排液次数得到的采收率不同，确定最优吞吐周期时间；
S3根据生产压力梯度和注采比、地层渗透率，设计活性水的注入速度和注入量；
S4向待增效油井的地层中循环进行注入活性水-焖井-采油组成的吞吐周期。
优选地，所注入的活性水包括表面活性剂HeZ12-3-12和HMQ101329。
优选地，所述表面活性剂HeZ12-3-12和HMQ101329的质量比为1-3：1。
优选地，所述活性水中表面活性剂的浓度为0.3-0.6%，进一步优选为0.4-0.5%。
优选地，步骤S4中，所述焖井时间为12-14d。
优选地，所述活性水的注入速度20-50m3/d，进一步优选为30-40m3/d，在此速度注入时，能够充分发挥毛管力的渗吸作用，且表面活性剂能有效降低残余油饱和度，增油效果较好。
优选地，向油层中注入活性水的最佳施工参数的确定，包括如下步骤：
最优注入浓度确定步骤:选择一系列不同浓度的活性水注入到模似岩心驱替装置中，根据不同活性水注入后的采收率变化确定最优注入活性水注入浓度；
最优注入量确定步骤：
选择一系列不同注入量最优浓度的活性水，根据不同注入量的活性水注入后的采收率变化幅度、驱替压力和流动能力变化，确定活性水的最优注入量。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明提供的一种适用于薄互层岩性油藏的表面活性剂吞吐工艺通过单井注表面活性剂吞吐采油技术，即当油层的压力很低时，向油层中注活性水，使得地层压力能够升高，接着焖井，过一段时间重新开井生产，提高低效油井的增油效果。
附图说明
图1为提高采收率比例与注入浓度关系物理模拟曲线
图2为提高采收率比例与注入浓度关系数值模拟曲线
图3为提高采收率比例与注入量关系物理模拟曲线
图4为提高采收率比例与注入量关系数值模拟曲线
图5为提高采收率比例与焖井时间关系物理模拟曲线
图6为提高采收率比例与焖井时间关系数值模拟曲线
图7为提高采收率比例与排液次数关系物理模拟曲线
图8为提高采收率比例与排液周期关系数值模拟曲线
图9为提高采收率比例与注入速度关系物理模拟曲线
图10为提高采收率比例与注入速度关系数值模拟曲线
具体实施方式
以下结合对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明如下实施例以塔河油田薄互层油藏油井TK249CH井于开展表面活性剂吞吐技术现场试验。
实施例1
如图1-10所示，一种表面活性剂吞吐工艺，其包括以下步骤：
（1）活性水的配制
称取若干份质量比为2:1的表面活性剂HeZ12-3-12和HMQ101329（购于山东大易化工），并分别加入塔河油田地层水中，配制成表面活性剂总浓度分别为0.1%、0.2%、0.3%、0.35%、0.4%、0.45%、0.5%、0.6%、0.8%的活性水。本实施例中所述地层水即为塔河油田水，本领域技术人员可采用常规方法从油井生产出的油水混合物中分离得到。
（2）吞吐工艺
其具体包括以下步骤：
S1）根据填砂管模拟的岩心驱替装置模拟地层环境，进行表面活性剂吞吐物理模拟，确定吞吐工艺的最优施工参数；
其具体操作为：
通过建立填砂管模拟的岩心驱替装置，以塔河油田地层原油、地层水等为实验材料，在实验室模拟地层环境，进行表活剂吞吐物理模拟，对吞吐过程的注入浓度、注入速度、注入量、焖井时间、吞吐周期及油水产出量进行实验测试；同时采用CMG数值模拟软件进行数值模拟，进行表面活性剂吞吐数值模拟研究，从而综合物模数模结果，确定吞吐工艺的最优施工参数。在数值模拟研究过程中，表面活性剂的用量升高与增油幅度的关系曲线出现拐点时对应的用量即为最优用量；
S11）浓度优选
选择不同浓度的活性水注入到岩心驱替装置中，根据不同活性水注入后的采收率变化来确定活性水最优注入浓度；在前期，采收率随着活性水的注入浓度增加而增加，但当活性水浓度继续增大，但采收率增加速率明显平缓，形成的曲线拐点即为活性水最优注入浓度；如图1、2所示，分别为提高采收率比例与注入浓度关系物理模拟曲线和数值模拟曲线。结合图1、2中曲线变化趋势可以看出，当表面活性剂浓度为0.4%时采收率增幅出现拐点，即本实施例中表面活性剂的最优浓度为0.4%。
S12）用量优化
选择不同注入量注入最优浓度的活性水，根据不同注入量的活性水注入后的采收率变化幅度、驱替压力和流动能力变化，确定活性水的最优注入量；本实施例中，活性水注入量为0,0.2,0.3,0.5,0.8,1PV；如图3、4所示，分别为提高采收率比例与注入量关系物理模拟曲线和数值模拟曲线。结合图3、4中曲线变化趋势可以看出，当表面活性剂注入量为0.5PV时采收率增幅出现拐点，即本实施例中表面活性剂的最优浓度为0.5PV。
S2）根据数值模拟确定间歇排液周期和焖井时长；其具体为：
S21）焖井时长优化
在填砂管内填充渗透率与实际地层相近的渗透率的岩心，并以步骤S1）中得到的最优注入量和注入浓度向填砂管中注入活性水，将其放入恒温箱中模拟焖井，再进行反向水驱；根据模拟焖井的时间不同后的采收率变化，确定最优焖井时间；如图5-6所示，为提高采收率比例与焖井时间关系物理模拟曲线和数值模拟曲线，结合图5、6中曲线变化趋势可以看出，当焖井时间为12-14d时采收率增幅趋近最大值，即本实施例中焖井时间的最优值为12-14d。
S22）吞吐周期优化
根据不同的间歇排液周期和模拟排液次数得到的采收率不同，确定最优吞吐周期时间。如图7、8所示，分别为排液次数及排液周期与采收率增幅关系曲线。从图7可以看出，当排液次数是3次、排液周期为50d时，采收率增幅出现拐点。也即，本实施例中最优的排液次数为3次，排液周期为50d。
S3）根据生产压力梯度和注采比、地层渗透率，设计活性水的注入速度和注入量；其具体包括：
S31)选择不同的活性水注入速率注入填砂管，根据不同注入速度下的采收率，确定活性水的最优注入速度；如图9、10所示，物模中，活性水注入速度取值范围为0.5-3mL/min；数模中，当活性水的注入速度为注入速度为30m3/d时采收率出现拐点。
S32）根据待增量的油井中待注入的油层孔隙体积、含水量和增量前的产量，确定实际生产中活性水的注入量；根据数模与物模结果（见附图3、4提高采收率比例与注入量的关系），确定注入量应小于等于0.5PV；
S4）向待增效油井的地层中循环进行依次为注入活性水、焖井、采油组成的吞吐周期。
其中，所述活性水的注入浓度为0.4%、用量为0.5PV、焖井时间为12-14d，吞吐周期为50d、注入速度为30m3/d。
实际应用实施例
塔河油田薄互层油藏油井TK249CH井于开展了表面活性剂吞吐技术现场试验，其中油井TK249CH的油藏参数为：油藏深4861-4864m，油层孔隙度12%-13%。油层有效厚度3m，原油粘度6.91-7.31mm2/s。
利用实施例1的工艺步骤确定吞吐工艺的最优施工参数：活性水的注入浓度为0.4%、用量为0.5PV、焖井时间为14d，吞吐周期为50d、注入速度为30m3/d。
共注入1000方左右的活性水，复产排液后，见油生产，含水快速下降，开始增油见效。
该井措施前日产液10.2方，日产油1.1方，含水89%。措施后，排液结束开始见油生产，含水由92%起快速下降，后期长期保持在10%以下，累计增油5733吨，有效期724天。
最后应说明的是：以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，包括以下步骤：
S1采用填砂管模拟岩心驱替装置模拟地层环境，进行活性水吞吐物理模拟，根据实验过程中活性水注入浓度、注入速度、注入量、焖井时间及吞吐周期与采收率的变化关系确定吞吐工艺中的最优施工参数；
S2根据步骤S1中得到的最优注入量和最优注入浓度向填砂管中注入活性水，将其放入恒温箱中模拟焖井，再进行反向水驱；根据模拟焖井的时间不同后的采收率变化，确定最优焖井时间；同时根据不同的间歇排液周期和模拟排液次数得到的采收率不同，确定最优吞吐周期时间；
S3根据生产压力梯度和注采比、地层渗透率，设计活性水的注入速度和注入量；
S4向待增效油井的地层中循环进行注入活性水-焖井-采油组成的吞吐周期。
2.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，
向油层中注入活性水的最佳施工参数的确定，包括如下步骤：
最优注入浓度确定步骤:选择一系列不同浓度的活性水注入到模似岩心驱替装置中，根据不同活性水注入后的采收率变化确定最优注入活性水注入浓度；
最优注入量确定步骤：
选择一系列不同注入量最优浓度的活性水，根据不同注入量的活性水注入后的采收率变化幅度、驱替压力和流动能力变化，确定活性水的最优注入量。
3.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，
所注入的活性水包括表面活性剂HeZ12-3-12和HMQ101329。
4.根据权利要求3所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，
所述表面活性剂HeZ12-3-12和HMQ101329的质量比为1-3：1。
5.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，所述活性水中表面活性剂的浓度为0.3-0.6％。
6.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，
步骤S4中，所述焖井时间为12-14d。
7.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，
所述活性水的注入速度20-50m3/d。
8.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，
所述活性水的注入速度30m3/d。
9.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，所述吞吐工艺适用的油藏：油藏深4800-5500m，油层孔隙度3-15％，油层有效厚度3-8m，油层温度110-120℃，渗透率73-237x10-3μm2，原油粘度6.91-7.31mm2/s。
10.根据权利要求1所述的表面活性剂吞吐工艺，其特征在于，步骤S1的具体操作为：
通过建立填砂管模拟的岩心驱替装置，以塔河油田地层原油、地层水等为实验材料，在实验室模拟地层环境，进行表活剂吞吐物理模拟，对吞吐过程的注入浓度、注入速度、注入量、焖井时间、吞吐周期及油水产出量进行实验测试；同时采用CMG数值模拟软件进行数值模拟，进行表面活性剂吞吐数值模拟研究，综合物模数模结果，确定吞吐工艺的最优施工参数；在数值模拟研究过程中，表面活性剂的用量升高与增油幅度的关系曲线出现拐点时对应的用量即为最优用量。
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| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110177375.5A Pending CN114909114A (zh) | 2021-02-07 | 2021-02-07 | 一种表面活性剂吞吐工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114909114A (zh) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103305202A (zh) * | 2013-06-09 | 2013-09-18 | 中国海洋石油总公司 | 一种多功能润湿反转剂及其制备方法 |
| CN104879102A (zh) * | 2015-06-25 | 2015-09-02 | 西南石油大学 | 一种薄互层碳酸盐岩底水油藏co2吞吐实验测试方法 |
| CN106089166A (zh) * | 2016-06-17 | 2016-11-09 | 中国石油大学(华东) | 一种致密油储层co2泡沫吞吐提高采收率的方法 |
| CN111927412A (zh) * | 2020-07-17 | 2020-11-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种空气泡沫驱试验动态优化调整的方法 |
-
2021
- 2021-02-07 CN CN202110177375.5A patent/CN114909114A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103305202A (zh) * | 2013-06-09 | 2013-09-18 | 中国海洋石油总公司 | 一种多功能润湿反转剂及其制备方法 |
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Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 张俨彬;江铭;孙树强;: "王庄油田注活性水开采的可行性研究", 中国石油大学胜利学院学报, no. 04, 15 December 2007 (2007-12-15), pages 8 - 11 * |
| 张艳玉;吴晓东;李洪君;王康月;: "复杂小断块油藏氮气吞吐数值模拟", 中国石油大学学报(自然科学版), no. 01, 20 February 2009 (2009-02-20), pages 83 - 86 * |
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