CN116255119A - 浅薄层稠油油藏提高采收率的方法 - Google Patents
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Abstract
本申请涉及油田采油技术领域的一种浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，包括对目标油藏的措施井依次进行：注入氮气的前置段塞；注入油溶降粘剂的降粘剂段塞；注入液态二氧化碳的二氧化碳段塞；注入氮气的顶替段塞；注入蒸汽的蒸汽段塞。本申请可以提高蒸汽利用效能，增强对井间剩余油的动用，改善开发效果，提高原油采收率。
Description
技术领域
本申请涉及油田采油技术领域，尤其是涉及一种浅薄层稠油油藏提高采收率的方法。
背景技术
稠油油藏一般是指在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s的油藏，目前常应用的开发方式包括有蒸汽辅助重力泄油、蒸汽吞吐、蒸汽驱等技术；浅薄层稠油油藏具有油层埋深浅、地层压力低、地层温度低以及原油粘度高的特点，例如红山嘴油田红浅1井区齐古组、八道湾组油藏便属浅薄层特稠油、普通稠油油藏，采用注蒸汽吞吐方式开发，投产后随着吞吐轮次增加，会产生周期产油量下降，油汽比下降，含水上升的趋势，蒸汽利用效能低，井间剩余油难以动用，开发效果逐渐变差的问题，因此，亟需一种浅薄层稠油油藏开采的方法能够有效的提高蒸汽利用效能、增强对井间剩余油的动用，提高原油采收率。
发明内容
鉴于背景技术中存在的问题，本申请提供一种浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，可以提高蒸汽利用效能，增强对井间剩余油的动用，改善开发效果，提高原油采收率。
根据本发明的一个方面，提供一种浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，包括对目标油藏的措施井依次进行：注入氮气的前置段塞；注入油溶降粘剂的降粘剂段塞；注入液态二氧化碳的二氧化碳段塞；注入氮气的顶替段塞；注入蒸汽的蒸汽段塞。
通过使用本技术方案中的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，蒸汽段塞配合前置段塞、降粘剂段塞、二氧化碳段塞和顶替段塞，实现了顶部隔热、协同降粘、保压扩腔、增能助排，配套二氧化碳+油溶降粘剂复合降粘、增能，提高了蒸汽热利用率，二氧化碳和蒸汽的混合传质作用，扩大了蒸汽波及体积，改善流度比，增强对井间剩余油的动用，改善单井吞吐效果，开发效果得到改善。
在本发明的一些实施方式中，所述液态二氧化碳注入按椭圆柱体模型设计，液态二氧化碳注入量为：
其中，
式中：QCO2是CO2注入量，t；Vp是孔隙体积，m3；So是含油饱和度，f；ρo是原油密度，t/m3；Ro是气油比，m3/t；Rw是气水比，m3/t；a-油层厚度，m；b-处理半径，m；H-井段长度，m；Φ是油层孔隙度，f；Eswp是波及系数，f。
在本发明的一些实施方式中，所述液态二氧化碳的注入速度为2-5t/h。
在本发明的一些实施方式中，所述油溶降粘剂注入量为：V＝π(R2-r2)hΦS0fa，式中：V是降粘剂注入量；r是套管半径；R是注入半径；h是油层厚度；Φ是油层孔隙度；S0是含油饱和度；a是降粘剂浓度；f是波及系数。
在本发明的一些实施方式中，所述油溶降粘剂的注入速度≤3t/h。
在本发明的一些实施方式中，所述目标油藏的埋深为140-700m，油藏温度为15-30℃，压力为2.5-4.5MPa，油藏厚度为3-15m，油藏温度下原油粘度为10-100×104mP.s。
在本发明的一些实施方式中，所述前置段塞、所述降粘剂段塞、所述二氧化碳段塞和所述蒸汽段塞采用正注的注入方式，所述顶替段塞采用正注和/或反注的注入方式。
在本发明的一些实施方式中，所述顶替段塞采用正注和反注的注入方式时，所述顶替段塞首先进行正注然后进行反注，且氮气正注的注入量小于反注的注入量；
优选地，所述顶替段塞的正注的注入量为反注的注入量的二分之一。
在本发明的一些实施方式中，所述的各个段塞的介质的注入压力不大于所述目标油藏的地层破裂压力。
与现有技术相比，本发明达到了以下技术效果：
1.二氧化碳+油溶降粘剂复合降粘，提高降粘效果，改善原油流动能力；二氧化碳在原油中的溶解度越高，降粘效果越好，而二氧化碳在原油中的溶解能力随压力增大而增大；浅层稠油地层压力低(压力在2.5-4.5MPa之间)，溶解能力有限，降粘效果较差；二氧化碳与油溶降粘剂协同降粘，降粘效果大幅度改善，有效降粘改善油水流度比；同时，二氧化碳具有较低的界面张力，在地层中能够提高洗油效率。
2.地层存水多，二氧化碳在原油和水中都有良好的溶解能力，二氧化碳在地层水中的溶解度约为原油中的三分之一，相当于这三分之一的二氧化碳未能有效降粘；在注二氧化碳段塞前先注入一定体积的氮气，将地层水驱走，提高二氧化碳和蒸汽的利用率。
3.在油藏条件下二氧化碳以气体形式存在，二氧化碳气体比氮气有更低的导热系数，在地层保温效果更好；气体密度低，二氧化碳超覆在油藏顶部，具有补能扩腔、超覆隔热的功能；浅层二氧化碳地下占比高，优先进入地层亏空区域，有利于蒸汽向未动用区域扩展，二氧化碳导热系数低，超覆在油层顶部，提高了蒸汽热利用率；二氧化碳和蒸汽的混合传质作用，扩大蒸汽的波及范围。
4.二氧化碳进入地层，在地层水环境下能够溶解方解石、白云石，溶蚀长石等，改善地层渗流能力；前置二氧化碳段塞，对蒸汽前缘存在的原油乳化带进行破乳降粘；二氧化碳气体的压缩系数较大，生产过程中可以加快流体的反排速度；在生产阶段，前期注入的氮气有助于反排，改善低渗、低能环境下的原油渗流能力。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本申请的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：
图1是不同物质导热系数对比图；
图2是二氧化碳导热系数变化规律图；
图3是二氧化碳注入量椭圆柱体模型设计图；
图4是车513井油样饱和二氧化碳和不饱和二氧化碳的粘温曲线图；
图5是饱和二氧化碳相渗关系曲线图；
图6是饱和二氧化碳原油体积系数变化曲线图；
图7是地层条件下二氧化碳比容变化曲线图；
图8是100吨二氧化碳不同地层压力、200℃体积占比图；
图9是典型油-气系统界面张力曲线图；
图10是hT2174井月度生产曲线图；
图11是红浅1加密区2018年二氧化碳措施井月度数据拉齐曲线图；
图12是红一5八道湾组2021年二氧化碳措施井上轮本轮油量对比曲线图；
图13是哈浅21-平2第1-2周期注汽情况对比图。
具体实施方式
应当明确，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本申请保护的范围。
下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本申请相一致的所有实施方式。相反，它们仅是如所附权利要求书中所详述的、本申请的一些方面相一致的装置和方法的例子。
在本申请的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。此外，在本申请的描述中，除非另有说明，“多个”是指两个或两个以上。“和/或”，描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。字符“/”一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。
红山嘴油田红浅1井区位于准噶尔盆地西北缘红山嘴油田北部，距克拉玛依市西南约20km处。该区主要为断裂格局，由三条边界大断裂控制，北东为克—乌断裂，北西为克拉玛依西侧断裂，西为红浅8井断裂，内部发育了多条断至八道湾组底部的次级断裂，齐古组只有边界断裂和区内红浅2井断裂断开底面。区内八道湾组和齐古组总体构造格局均为南东缓倾的单斜，倾角地层倾角4°-10°。
红山嘴油田红浅1井区的八道湾组、齐古组为本区的主力开发单元，1996年至2007年上报探明含油面积37.3km2，地质储量4805.3×104t，共分为红一1—红一6六个开发井区。
齐古组属弱氧化环境下的辫状河流相沉积，油藏埋深140m-480m，平均340m，储层沉积厚度70m-190m，平均130m，平面上由西北向东南变厚。剖面上自上而下可划分为三个正韵律层，即J3q1、J3q2和J3q3层,其中J3q3为本区主力层，含油砂体主要分布在J3q3砂层中。油层岩性主要为含砾砂岩、中-细砂岩、粗砂岩，储集空间类型主要为原生粒间孔，其次为粒内溶孔和少量界面孔，油层孔隙度变化范围21.0％-36.6％，平均27.6％，油层渗透率64.92mD-9859.30mD，平均849.84mD，属于高孔、高渗储层。红浅1井区齐古组地面脱气原油密度0.901g/cm3-0.964g/cm3，平均0.949g/cm3；50℃地面脱气原油粘度平均3200mPa·s，折算到油藏温度(17.4℃)下的原油粘度平均35000mPa·s；属超稠油油藏。
八道湾组属半干旱弱氧化山麓环境下的辫状河流相沉积，物源来自于西北方向，砂层横向连续性好。油藏埋深412m-677m，平均550m，储层沉积厚度45m-66m，平均56m。剖面上自上而下分为J1b1、J1b2、J1b3、J1b4四个砂层组，主力砂层为J1b2、J1b4。储层岩性主要为砂砾岩，其次为砂岩储层孔隙类型以原生粒间孔和剩余粒间孔为主，其次为粒内溶孔、粒间溶孔，杂基溶孔及少量界面孔和微裂缝，油层孔隙度19.2％-31.5％，平均25.1％，渗透率为103.6×10-3μm2-9298.78×10-3μm2，平均676.23×10-3μm2，属高孔隙度、高渗透率的油层。红浅1井区八道湾组地面原油密度平均为0.939g/cm3，50℃下脱气油粘度为160.0mPa·s-5664.3mPa·s，平均为750.2mPa·s。
本申请实施例公开一种浅薄层稠油油藏提高采收率的方法。浅薄层稠油油藏提高采收率的方法包括：
1)前置段塞
首先使用氮气以正注的方式对目标油藏的措施井进行前置段塞，正注是指从油管向地层注入段塞介质，前置段塞的氮气注入压力不大于目标油藏的地层破裂压力；通过注入一定体积的氮气进行前置段塞，可以将地层水驱走，提高后续的二氧化碳和蒸汽的利用率；具体地，可根据目标油藏的吞吐轮次的增加，对前置段塞中氮气的注入体积进行调整，具体地，例如当新开井时，由于还未进行过任何蒸汽段塞，使得地层水较少，此时前置段塞可以相应的设置少量甚至是为0的氮气注入，之后的生产中，随着目标油藏的吞吐轮次的增加，地层水增多，二氧化碳在原油和水中都有良好的溶解能力，二氧化碳在地层水中的溶解度约为原油中的三分之一，相当于这三分之一的二氧化碳未能有效降粘，从而可以相应的增加前置段塞的氮气注入量，以将地层水驱走，提高后续的二氧化碳和蒸汽的利用率，另外，在生产阶段，前期注入的氮气还有助于反排，改善低渗、低能环境下的原油渗流能力，并起到增能的作用。
具体地，本实施方式中的目标油藏的埋深为140-700m，油藏温度为15-30℃，压力为2.5-4.5MPa，油藏厚度为3-15m，油藏温度下原油粘度为10-100×104mP.s。
2)降粘剂段塞
目标油藏的措施井在完成前置段塞后，使用油溶降粘剂继续以正注的方式进行降粘剂段塞，油溶降粘剂由多种聚合度不同的高分子聚合物组成，它们的支链上具不同类型的强极性基团；而稠油则富含胶质、沥青质、分子量大，具有多环芳核，烷基侧支链强极性的复杂结构，其含有大量的氧、氮、硫原子，分别以羟基、酯基、氨基、羧基、巯基等基团相互形成氢键，产生很大的内聚力，使多个胶质、沥青质分子形成片层状，三维体状堆积体，从而表现出很高的原油粘度；加入油溶降粘剂后，油溶降粘剂分子会穿插分布在稠油的胶质、沥青质分子之间，油溶降粘剂的强极性基团和稠油的极性基团相互作用形成新的氢键，从而相对破坏原来稠油分子间氢键，削弱了内聚力，胶质和沥青质就形不成或形成较小的堆积体，从而降低了原油的粘度；具体地，油溶降粘剂可根据目标油藏的原油属性进行调配，以实现优异的降粘效果。
油溶降粘剂注入压力同样不大于目标油藏的地层破裂压力，通过注入一定体积的油溶降粘剂进行降粘剂段塞，不仅可以实现对原油进行降粘，而且配合后续的二氧化碳段塞进一步可以实现复合降粘，提高降粘效果，改善原油流动能力；具体地，可根据目标油藏的吞吐轮次的增加，对降粘剂段塞中油溶降粘剂的注入体积进行调整，具体地，例如当新开井时，降粘剂段塞可以相应的设置少量甚至是为0的油溶降粘剂注入，之后的生产中，随着目标油藏的吞吐轮次的增加，此时降粘剂段塞可以相应的增加油溶降粘剂的注入量，配合后续二氧化碳段塞进行复合降粘，提高降粘效果，改善原油流动能力。
具体地，本实施方式中的油溶降粘剂的注入速度≤3t/h；油溶降粘剂注入量为，
V＝π(R2-r2)hΦS0fa (1)
式中：V是降粘剂注入量，单位m3；r是套管半径，单位m；R是注入半径，单位m；h是油层厚度，单位m；Φ是油层孔隙度，单位％；S0是含油饱和度，单位％；f是波及系数；a是降粘剂浓度，单位％。
3)二氧化碳段塞
目标油藏的措施井在完成前置段塞和降粘剂段塞后，使用二氧化碳继续以正注的方式进行二氧化碳段塞；通过注入一定量的二氧化碳进行二氧化碳段塞，不仅可以配合油溶降粘剂实现对原油的复合降粘，提高降粘效果，改善原油流动能力，而且在油藏条件下二氧化碳以气体形式存在，如图1和图2所示，二氧化碳气体比氮气有更低的导热系数，在地层保温效果更好，二氧化碳气体密度低，二氧化碳超覆在油藏顶部，具有补能扩腔、超覆隔热的功能，二氧化碳气体的压缩系数较大，生产过程中可以加快流体的反排速度，再者二氧化碳进入地层，在地层水环境下能够溶解方解石、白云石，溶蚀长石等，能够改善地层渗流能力，最后二氧化碳气体可以对蒸汽前缘存在的原油乳化带进行破乳降粘。
稠油油藏注二氧化碳辅助蒸汽吞吐措施，能够使二氧化碳更好地溶于原油，使原油体积膨胀，大幅度降低稠油粘度，改善油水流度比，恢复地层压力，增加原油流动能力，同时降低油水界面张力，减少残余油饱和度，从而加强油层剩余油动用，提高原油采收率，进一步改善开发效果。
二氧化碳在原油中的溶解度越高，降粘效果越好，而二氧化碳在原油中的溶解能力随压力增大而增大。浅层稠油地层压力低(压力在2.5-4.5MPa之间)，溶解能力有限，降粘效果较差。二氧化碳与油溶降粘剂协同降粘，降粘效果大幅度改善，有效降粘改善油水流度比。同时，二氧化碳具有较低的界面张力，在地层中能够提高洗油效率。
具体地，本实施方式中的二氧化碳的注入量按椭圆柱体模型设计，如图3所示，具体地，液态二氧化碳注入量为，
其中，Vp为孔隙体积，孔隙体积为，
式中：QCO2是CO2注入量，单位t；Vp是孔隙体积，单位m3；So是含油饱和度，单位f；ρo是原油密度，单位t/m3；Ro是气油比，单位m3/t；Rw是气水比，单位m3/t；a是油层厚度，单位m；b是处理半径，单位m；H是井段长度，单位m；Φ是油层孔隙度，单位f；Eswp是波及系数，单位f。
具体地，本实施方式中的二氧化碳的注入速度为2-5吨/小时，具体地，在刚开始注入时，二氧化碳可控制排量1-2吨/小时，稳定后再提高二氧化碳注入速度至2-5吨/小时；另外，本实施方式中的二氧化碳的注入压力同样不大于目标油藏的地层破裂压力。
二氧化碳改善原油流动性
降低原油粘度；以车排子油田车513井油样为例，如图4所示的车513井油样饱和二氧化碳和不饱和二氧化碳的粘温曲线，二氧化碳溶于原油，能够大幅度降低稠油粘度，增加原油流动能力，从而提高了原油产量；二氧化碳在中低温条件下，降粘率较高，是蒸汽降粘的重要补充；车510井区车513井油样饱和二氧化碳和不饱和二氧化碳的粘温曲线来看，原油饱和二氧化碳后，在温度40℃时，粘度降到1000mPa·s左右，具有较好的流动性；与不饱和二氧化碳相比，温度在20-40℃时二氧化碳降粘率较高。
改善油水流度比；蒸汽注入到地层后，随着温度降低，冷凝为水；二氧化碳既溶于原油，又溶于水；原油溶入二氧化碳后，其粘度降低，流度增加；水溶入二氧化碳后，粘度提高20％以上，流度降低；二氧化碳与原油和水互溶后，改善了油与水流度比，原油流动性增加。如表1所示，不同温度下相渗实验，在饱和二氧化碳后，油相渗透率增加，如图5所示的饱和二氧化碳相渗关系曲线，其中，Swi是原始含水饱和度，Soi是原始含油饱和度，Sor是剩余油饱和度。
表1不同温度下相渗实验数据表
二氧化碳增加地层能量
原油溶解二氧化碳后体积膨胀；如图6所示的饱和二氧化碳原油体积系数变化曲线，原油中充分溶解二氧化碳后，原油体积膨胀10％-40％，其结果不仅增加了原油的内动能，而且也大大减少了原油流动过程中的毛管阻力，从而提高原油的流动能力，达到增能、增产、提高采收率的目的。例如新疆油田重油公司929099井油样在饱和二氧化碳后，原油体积系数增加14％。
二氧化碳地下占比高；新疆油田浅层稠油埋深一般在200-600m，压力在2.5-4.5MPa之间，在此条件下，二氧化碳地下占比高，1t液态二氧化碳可以占据22.8-13.3m3的体积，液态25t二氧化碳，可以占据地下332.5m3的空间，二氧化碳优先进入地层亏空区域，有利于蒸汽向未动用区域扩展，可用二氧化碳补充地层能量，如图7和图8所示。
降低界面张力
在驱油过程中，大量的二氧化碳与轻烃混合，可大幅度降低油水界面张力，减少残余油饱和度，从而提高原油采收率；如图9所示，二氧化碳摩尔含量越大时，界面张力就越小。
4)顶替段塞
目标油藏的措施井在完成二氧化碳段塞后，在进行蒸汽段塞之前，首先继续使用氮气以正注和/或反注的方式进行顶替段塞，反注是指从套管向地层注入段塞介质，顶替段塞的氮气注入压力同样不大于目标油藏的地层破裂压力；通过注入一定体积的氮气进行顶替段塞，顶替实现隔热，并有助于反排，改善低渗、低能环境下的原油渗流能力。
具体地，本实施方式中的顶替段塞采用正注和反注的注入方式时，顶替段塞首先进行正注然后进行反注，且氮气正注的注入量小于反注的注入量；优选地，顶替段塞的正注的注入量为反注的注入量的二分之一。
5)蒸汽段塞
在顶替段塞完成之后，即可使用蒸汽以正注的方式进行蒸汽段塞，配合前置段塞、降粘剂段塞、二氧化碳段塞和顶替段塞，实现顶部隔热、协同降粘、保压扩腔、增能助排，配套二氧化碳+油溶降粘剂复合降粘、增能，提高蒸汽热利用率，二氧化碳和蒸汽的混合传质作用，扩大蒸汽波及体积，改善流度比，改善单井吞吐效果，开发效果得到改善。
实施例1
以红浅1井区红一1加密区进行展开说明。
如表2所示，2016年红浅1井区红一1加密区共实施二氧化碳辅助蒸汽吞吐15口，平均注碳时轮次3.1次，以本(邻)区同层位、同轮次、物性相近的未措施井为对比基数井，将基数井的分轮逐月产油量的平均值为月基数，逐月对比。有效14口井，有效率93.3％，累计增油3905.8t，平均单井累计增油260.4t。从措施效果来看，二氧化碳辅助蒸汽吞吐在该区适应性好。
表2红浅1加密区注碳效果统计表
典型注碳措施井为hT2174井，hT2174井为2014年的红一1加密井，射孔厚度13.5m，孔隙度26.08％，渗透率678.88mD，含油饱和度52.95％，如图10所示，措施前含水高达98.29％，日产油0.1t。转3轮注二氧化碳35t辅助蒸汽吞吐，含水下降至24.4％，日产油6.5t，累计增油856t，注碳效果显著。
实施例2
以红浅1井区红一1加密区进行展开说明。
2018年红浅1井区红一1加密区措施初期二氧化碳辅助蒸汽吞吐55口井，平均轮次5轮，如图11所示，措施后排液速度提高，日产油明显高于前、后轮次。
实施例3
以红浅1井区红一5区八道湾组进行展开说明。
如表3所示，2021年在红浅1井区红一5区八道湾组分别在三个区域实施二氧化碳辅助吞吐措施共33口井，注碳时平均轮次6轮，截至目前累计增油量1188t，平均单井增油量36t，目前该措施未结束。措施井本轮和上一轮油量进行效果对比，措施效果来看，二氧化碳辅助蒸汽吞吐在该区适应性好。如图12所示，通过对比发现，注二氧化碳前和注二氧化碳后的周期产油量明显增加。
表3 2021年红一5二氧化碳辅助蒸汽吞吐效果对比表
实施例4
以胜利阿拉德油田超稠油井进行展开说明。
如表4所示，2022年在胜利阿拉德油田超稠油井应用了降粘剂、氮气和二氧化碳，表4为第1周期和第2周期的生产情况统计表，其中第1周期未注入二氧化碳，第2周期注入二氧化碳，第1-2周期注汽情况对比如图13所示。经过对比发现，第2周期的累计采油量远大于第1周期的累计采油量，综合含水下降18.9个百分点，油汽比由0.03提高至0.11，日产油水平由0.9t提高至4.5t，取得了较好的生产效果，浅层稠油油藏得到有效动用。
表4哈浅21-平2第1-2周期生产情况统计表
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (9)
1.一种浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，包括对目标油藏的措施井依次进行：
注入氮气的前置段塞；
注入油溶降粘剂的降粘剂段塞；
注入液态二氧化碳的二氧化碳段塞；
注入氮气的顶替段塞；
注入蒸汽的蒸汽段塞。
2.根据权利要求1所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述液态二氧化碳注入按椭圆柱体模型设计，液态二氧化碳注入量为：
其中，/>
式中：
QCO2是CO2注入量；Vp是孔隙体积；So是含油饱和度；ρo是原油密度；Ro是气油比；Rw是气水比；a-油层厚度；b-处理半径；H-井段长度；Φ是油层孔隙度；Eswp是波及系数。
3.根据权利要求1或2所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述液态二氧化碳的注入速度为2-5t/h。
4.根据权利要求1所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述油溶降粘剂注入量为：V＝π(R2-r2)hΦS0fa，式中：
V是降粘剂注入量；r是套管半径；R是注入半径；h是油层厚度；Φ是油层孔隙度；S0是含油饱和度；f是波及系数；a是降粘剂浓度。
5.根据权利要求1或4所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述油溶降粘剂的注入速度≤3t/h。
6.根据权利要求1所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述目标油藏的埋深为140-700m，油藏温度为15-30℃，压力为2.5-4.5MPa，油藏厚度为3-15m，油藏温度下原油粘度为10-100×104mP.s。
7.根据权利要求1所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述前置段塞、所述降粘剂段塞、所述二氧化碳段塞和所述蒸汽段塞采用正注的注入方式，所述顶替段塞采用正注和/或反注的注入方式。
8.根据权利要求7所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述顶替段塞采用正注和反注的注入方式时，所述顶替段塞首先进行正注然后进行反注，且氮气正注的注入量小于反注的注入量。
9.根据权利要求1所述的浅薄层稠油油藏提高采收率的方法，其特征在于，所述的各个段塞的介质的注入压力不大于所述目标油藏的地层破裂压力。
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|---|---|---|---|---|
| CN117409877A (zh) * | 2023-12-14 | 2024-01-16 | 中国石油大学(华东) | 一种稠油热采技术碳利用效率评价方法 |
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2023
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