CN117603670A - 一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系及其制备方法与应用 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系及其制备方法与应用，所述泡沫油体系包括包括0.7wt％～1.0wt％的起泡剂，0.5wt％～0.7wt％的降黏剂，其余为注入水；所述起泡剂为阴离子表面活性剂，所述降黏剂为水溶性降黏剂。采用双填砂管模型模拟吞吐采油过程时，具体包括以下步骤：S1：向所述填砂管注入地层水，测得渗透率；S2：在模拟地层温度条件下建立原始含油饱和度；在模拟地层条件下进行一次水驱开发稠油油藏至产液含水率；S3：配制所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系，将所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系与氮气从所述填砂管的输出端反向进行两次交替注入；S4：焖井后模拟地层条件下吞吐井“吐”泡沫油过程。本发明能够大幅度提高深层非均质稠油油藏采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，特别涉及一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系及其制备方法与应用。
背景技术
全球稠油油藏资源丰富，我国探明和控制储量已达16×108t，是世界第四大稠油生产国。由于深层稠油油藏埋藏深，在储层中黏度高、流动阻力大，采用常规技术如注水或常规化学驱的开采效率较低；且传统的热采方式如蒸汽驱、火烧油层等，在井筒和上下覆盖岩层上的热损失严重，导致采收率增幅较低，因此一些深层稠油油藏需要采用高效的冷采方式进行开采。
“泡沫油”这项技术最早在加拿大和委内瑞拉部分稠油油藏开采过程中发现，即油藏在溶解气驱过程中，随着溶解气的不断析出，气泡并未析出形成自由气体，而是以小气泡的形式存在原油当中，形成以油相连续的泡沫形态，这些含有气泡的原油十分稳定，能在空气中保存几十个小时之久，且油相中存在的大量气泡起到了原油膨胀降黏的效果。然而，现有的泡沫油体系存在产液端含油饱和度较高，耐油性较差，发泡能力较弱，形成的泡沫油质量较差，不能起到堵水效果等缺点。
发明内容
针对上述问题，本发明旨在提供一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系及其制备方法与应用。
本发明的技术方案如下：
一方面，提供一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系，包括0.7wt％～1.0wt％的起泡剂，0.5wt％～0.7wt％的降黏剂，其余为注入水；所述起泡剂为阴离子表面活性剂，所述降黏剂为水溶性降黏剂。
作为优选，所述起泡剂为阴离子表面活性剂XHY-4。
作为优选，所述降黏剂为水溶性降黏剂CDJN2。
另一方面，还提供一种上述任意一项所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系的制备方法，包括以下步骤：按质量百分比依次将所述起泡剂和所述降黏剂加入到注入水中，然后搅拌混合均匀，获得所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系。
再一方面，还提供一种上述任意一项所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用。
作为优选，采用双填砂管模型模拟吞吐采油过程，所述双填砂管模型包括依次相连的注入系统、填砂管和输出系统，所述填砂管包括并联设置的填砂管一和填砂管二，所述填砂管一和所述填砂管二内填充有不同质量的砂体使之渗透率不同，从而模拟非均质稠油油藏。
作为优选，所述填砂管一的渗透率为300mD，所述填砂管二的渗透率为900mD。
作为优选，采用双填砂管模型模拟吞吐采油过程具体包括以下步骤：
S1：向所述填砂管注入地层水，测得所述填砂管一和所述填砂管二的渗透率；
S2：在模拟地层温度条件下进行油驱水，建立原始含油饱和度；在模拟地层温度和模拟地层压力条件下进行一次水驱开发稠油油藏至产液含水率；
S3：配制所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系，将所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系与氮气从所述填砂管的输出端反向进行两次交替注入；
S4：焖井后模拟地层条件下吞吐井“吐”泡沫油过程。
作为优选，步骤S3中，先注入泡沫油体系段塞，然后再注入等量的氮气段塞。
作为优选，步骤S4中，焖井时间为6h。
本发明的有益效果是：
本发明的泡沫油体系具有较强的发泡性能及稳泡性能，具有较强的耐油性，且体系中的降黏剂发挥原油降黏效果，形成的泡沫油质量较好，可以有效的在高渗层形成较好的堵水屏障，提高油藏整体采收率；本发明能够研究泡沫油吞吐过程中对于高渗层及低渗层区域的采油效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明双填砂管模型的结构示意图；
图2为一个具体实施例采用本发明泡沫油体系的高渗层和低渗层累积采收率、含水率及压力变化曲线结果示意图；
图3为一个具体实施例采用常规泡沫油体系的高渗层和低渗层累积采收率、含水率及压力变化曲线结果示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的技术特征可以相互结合。需要指出的是，除非另有指明，本申请使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。本发明公开使用的“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。
一方面，本发明提供一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系，包括0.7wt％～1.0wt％的起泡剂，0.5wt％～0.7wt％的降黏剂，其余为注入水；所述起泡剂为阴离子表面活性剂，所述降黏剂为水溶性降黏剂。
在一个具体的实施例中，所述起泡剂为阴离子表面活性剂XHY-4，所述降黏剂为水溶性降黏剂CDJN2。
另一方面，本发明还提供一种上述任意一项所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系的制备方法，包括以下步骤：按质量百分比依次将所述起泡剂和所述降黏剂加入到注入水中，然后搅拌混合均匀，获得所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系。
再一方面，本发明还提供一种上述任意一项所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用。
在一个具体的实施例中，如图1所示，采用双填砂管模型模拟吞吐采油过程，所述双填砂管模型包括依次相连的注入系统、填砂管和输出系统，所述填砂管包括并联设置的填砂管一和填砂管二，所述填砂管一和所述填砂管二内填充有不同质量的砂体使之渗透率不同，从而模拟非均质稠油油藏。
在一个具体的实施例中，所述填砂管一的渗透率为300mD，所述填砂管二的渗透率为900mD。
在一个具体的实施例中，采用双填砂管模型模拟吞吐采油过程具体包括以下步骤：
S1：向所述填砂管注入地层水，测得所述填砂管一和所述填砂管二的渗透率；
S2：在模拟地层温度条件下进行油驱水，建立原始含油饱和度；在模拟地层温度和模拟地层压力条件下进行一次水驱开发稠油油藏至产液含水率；
S3：配制所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系，将所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系与氮气从所述填砂管的输出端反向进行两次交替注入；
S4：焖井后模拟地层条件下吞吐井“吐”泡沫油过程。
在一个具体的实施例中，步骤S3中，先注入泡沫油体系段塞，然后再注入等量的氮气段塞；步骤S4中，焖井时间为6h。
在一个具体的实施例中，配制如下组分的深层非均质稠油油藏泡沫油体系：
起泡剂：0.7wt％阴离子表面活性剂XHY-4
降黏剂：0.7wt％水溶性降黏剂CDJN2
注入水：98.6wt％，采用去离子水和NaCl配置而成，且浓度为112000ppm。
上述深层非均质稠油油藏泡沫油体系在80℃条件下测得的原油黏度为225mPa·s。然后采用双填砂管模型模拟非均质稠油油藏高低渗层的采收率，所述双填砂管模型的基本参数如表1所示：
表1双填砂管模型的基本参数
模拟过程具体包括以下步骤：
(1)在室内采用双填砂管模型模拟地层非均质性，级差为3左右。为了模拟油藏的岩石特性，采用60-80目的石英砂对填砂管进行充填，模拟不同渗透率的地层。
(2)在室温条件下对所述填砂管分别饱和注入水，多次重复试验确保低渗液测渗透率在300mD左右，高渗液测渗透率在900mD左右；饱和完全后，计算填砂管孔隙体积。
(3)在80℃条件下，打开阀门3、4、9、10，对两根不同渗透率的填砂管进行油驱水建立原始含油饱和度，待出口端稳定出油后关闭阀门3、4、9、10。
(4)使用手摇泵将出口端回压阀压力调节至模拟地层压力15Mpa，打开阀门1、2、9、10，使用注入水模拟一次水驱开发稠油油藏至产液含水率80％后停止一次水驱，记录过程中高低渗产出液采收率及产液含水率变化情况；关闭入口端阀门1、2和填砂管出口端回压阀出液阀门9、10，结束一次水驱。
(5)打开阀门5、6、7、8、13，由填砂管出口端将0.1PV所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系和0.1PV氮气从出口端反向进行两次交替注入，注入顺序为先注0.1PV泡沫油体系段塞再注氮气段塞；
(6)将填砂管入口端回压阀压力调节为地层压力15MPa，打开回压阀出液阀门；关闭所有阀门，关停注入泵，焖井6h；
(7)打开出口端阀门9、10，使用手摇泵控制出口端回压阀压力，保持生产压差为2MPa，模拟地层条件下吞吐井“吐”泡沫油过程，直至回压阀压力降为0MPa，出口不再产液时，记录“吞”阶段阀门11、12及“吐”阶段阀门9、10高低渗各自产出液采收率；
(8)打开注入泵和阀门1、2、9、10，出口端回压阀压力重新调整为地层压力15MPa，继续水驱至含水达到98％以上，记录过程中高低渗产出液采收率及产液含水率变化情况。
实验结果如图2和表2所示：
表2双填砂管模型的采收率
从图2和表2可以看出，吞吐阶段，注入的泡沫油体系和氮气优先进入水驱阶段形成主流通道的高渗层(填砂管二)。泡沫油体系吞吐阶段焖井完成后，高渗层的放喷产出液含水率明显降低，采收率上升，这主要是由于泡沫油体系和氮气优先进入高渗层，发挥泡沫油作用，提高高渗层含水率，低渗层由于级差较小的原因，也有部分泡沫油体系和氮气进入，在吞吐阶段也得到一定开发，采收率也有一定幅度的上升，而低渗层(填砂管一)在水驱阶段未见水但吞吐产出液含水率上升的主要原因是吞吐产出液中有少量返吐出的泡沫油体系液。具体的，后续水驱阶段，由于高渗层残留泡沫发挥堵水作用，优先进入高渗层的注入水受到阻碍，因此部分注入水发生液流转向进入低渗层，使得低渗层得到一定开发，起到调整产液剖面的效果。
从图2中的压力关系曲线看以看出，水驱阶段当注水压力高于地层压力后，高低渗层开始产液，当注入量达到0.125PV后，注入水在高渗层中形成主流通道；后续水驱阶段注入压力高于水驱阶段结束时的注入压力，说明此阶段高渗层残留泡沫起到了泡沫堵水的作用。
为了验证本发明的效果，采用常规泡沫体系(0.1PV0.7浓度AOS+0.1PV氮气)进行模拟实验，其余实验具体操作步骤同上述实施例。对比例的双填砂管模型的基本参数如表3所示：
表3双填砂管模型的基本参数
对比例的实验结果如图3和表4所示：
表4双填砂管模型的采收率
从图3和表4可以看出，常规泡沫体系吞吐阶段由于体系耐油性较差，无法形成稳定的泡沫油，只有氮气发挥对稠油膨胀降黏和补充地层能量的作用，多数起泡液返吐产出，吞吐产出液含水率较高，采收率上升幅度较小。
从图3中的注入压力变化曲线可知，吞吐阶段，高渗层和低渗层都有一定量的体系进入，在注入过程中形成的少量泡沫阻碍后续体系和氮气进入，使得注入压力一直上升。后续水驱阶段，由于常规泡沫体系耐油性较差，在产出端遇油消泡现象严重，不能起到调整产液剖面的效果，仅剩少量残余泡沫起到泡沫堵水效果。
对比表2与表4可知，常规泡沫体系在各阶段的采收率增幅以及累计采收率均比本发明所述泡沫油体系的低。本发明泡沫油体系比常规泡沫体系对深层非均质稠油储层具有更好的开发效果，主要是由于常规泡沫体系耐油性较差，发泡能力减弱，形成泡沫油质量差，采收率低；在后续水驱阶段由于高渗层中残余泡沫量较少，不能起到堵水效果；而本发明泡沫油体系具有较强的耐油性，且体系中的降黏剂发挥原油降黏效果，形成的泡沫油质量较好，因此对高渗层的开发效果较好。而在后续水驱阶段，残留在高渗层中的泡沫形成堵水屏障，阻碍高渗层中注入水的流动，使注入水开始流向低渗层，低渗层采收率上升幅度较大。
综上所述，本发明提供的深层非均质稠油油藏泡沫油体系可以有效的优先进入高渗层区域的地层深部，在油水界面上形成堵水屏障，从而在后续水驱过程启动低渗层和扩大波及系数，进而大幅度提高油藏采收率。与现有技术相比，本发明具有显著的进步。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (10)
1.一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系，其特征在于，包括0.7wt％～1.0wt％的起泡剂，0.5wt％～0.7wt％的降黏剂，其余为注入水；所述起泡剂为阴离子表面活性剂，所述降黏剂为水溶性降黏剂。
2.根据权利要求1所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系，其特征在于，所述起泡剂为阴离子表面活性剂XHY-4。
3.根据权利要求1所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系，其特征在于，所述降黏剂为水溶性降黏剂CDJN2。
4.如权利要求1-3中任意一项所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：按质量百分比依次将所述起泡剂和所述降黏剂加入到注入水中，然后搅拌混合均匀，获得所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系。
5.如权利要求1-3中任意一项所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用。
6.根据权利要求5所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用，其特征在于，采用双填砂管模型模拟吞吐采油过程，所述双填砂管模型包括依次相连的注入系统、填砂管和输出系统，所述填砂管包括并联设置的填砂管一和填砂管二，所述填砂管一和所述填砂管二内填充有不同质量的砂体使之渗透率不同，从而模拟非均质稠油油藏。
7.根据权利要求6所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用，其特征在于，所述填砂管一的渗透率为300mD，所述填砂管二的渗透率为900mD。
8.根据权利要求6或7所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用，其特征在于，采用双填砂管模型模拟吞吐采油过程具体包括以下步骤：
S1：向所述填砂管注入地层水，测得所述填砂管一和所述填砂管二的渗透率；
S2：在模拟地层温度条件下进行油驱水，建立原始含油饱和度；在模拟地层温度和模拟地层压力条件下进行一次水驱开发稠油油藏至产液含水率；
S3：配制所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系，将所述深层非均质稠油油藏泡沫油体系与氮气从所述填砂管的输出端反向进行两次交替注入；
S4：焖井后模拟地层条件下吞吐井“吐”泡沫油过程。
9.根据权利要求8所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用，其特征在于，步骤S3中，先注入泡沫油体系段塞，然后再注入等量的氮气段塞。
10.根据权利要求8所述的深层非均质稠油油藏泡沫油体系在吞吐采油中的应用，其特征在于，步骤S4中，焖井时间为6h。
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| CN202311555357.1A CN117603670A (zh) | 2023-11-21 | 2023-11-21 | 一种深层非均质稠油油藏泡沫油体系及其制备方法与应用 |
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