CN1081288C - 一种开采稠油的方法 - Google Patents

Abstract

一种开采超稠油的方法，它由注入、焖井、采油三个步骤组成，注入步骤由预热阶段、前置液注入段塞、前导蒸汽注入段塞、乳化剂注入段塞和后处理蒸汽空注阶段组成，前置液注入段塞和乳化剂注入段塞中注入的前置液和乳化剂由高温水蒸汽携带进入地层，焖井时间为2天以上，然后进行采油。本发明的优点是使油层内的温度分布得到改善，使热损失减少，生产周期缩短，提高了对超稠油的采油量。

Description

一种开采超稠油的方法

本发明涉及一种开采超稠油的方法，它是利用蒸汽吞吐和表面活性剂驱相结合的蒸汽化学吞吐法，适合应用与超稠油的工业化开采。

在油田开采史上，利用油层自身所具有的天然能量，如溶解气，气顶等将原油采出地面的方法，被称为一次采油；利用维持地层压力的方法，向油层注水，注气补充能量，将原油采出地面的方法，称为二次采油；在二次采油之后，通过向油层注入非常规物质进行开采原油的方法，称为三次采油，也叫做提高采收率或强化采油(Enhanced Oil Recovery)，简称EOR技术。

目前，已经应用的三次采油技术主要可以分为三大类：1、热驱

(1).蒸汽采油，包括蒸汽吞吐和蒸汽驱；

(2).火烧油层(注入空气，使油层燃烧)。2、气驱

(1).CO₂多级接触混相驱或非混相驱；

(2).轻烃驱；

(3).氮气或烟道气驱。3、化学驱

(1).聚合物驱；

(2).表面活性剂驱；

(3).碱驱；

(4).复合驱(由以上三种方法，聚合物、表面活性剂、碱驱组合而成的

    二元或三元复合体系驱油方法)；

(5).泡沫驱。

稠油，特别是超稠油，它具有密度高(接近于1000Kg/m³)，粘度高(在50℃时，几万至数十万Mpa.S)，初馏点高(在150-350℃的范畴)，凝固点高(30℃以上)，胶质和沥青质含量高等特点，常规的一次或二次采油方法，无法将原油开采出来，必须使用强化采油方法，例如采用注入蒸汽或火烧油层的办法，降低稠油的粘度，增加它的流动性，这就是热驱，这二个方法都使油层温度升高，改善了稠油的流动性，热油被气体和热水冲洗，气体和热水也产生了一定的压力梯度，使热油到达生产井。但是，稠油的粘度对温度特别敏感，例如，中国辽宁的杜-84区块的超稠油，其粘流活化能高达100kj/mol(见图1)，所以在稠油或特稠油的开采中，为了保证稠油的流动性，井筒也必须维持一定的温度，通常采用电加热，这无疑使热采的成本再次提高，目前，每口井的吨油变动成本高达400-500元(人民币)，这在原油价格和国际接轨后，势必使开采超稠油在经济上不可行。

注蒸汽热力采油，在我国及国外各稠油油田已经得到广泛的应用，在我国，仍处于热采的第一阶段，蒸汽吞吐阶段。蒸汽吞吐不论在理论方面或矿场应用方面都积累了大量经验。1959年Marx和Langeheim就建立和提出了蒸汽吞吐的热平衡方程并给出了方程的解，根据方程可以求出加热带面积，油层中的温度分布，油层的热损失等，1966年Boberg和Lantz又发表了蒸汽吞吐井生产能力计算方面的文章(J.P.T.Dec.1966)，多年来国内外大量稠油的蒸汽吞吐开采，使蒸汽吞吐已经成为一项成熟的技术。但是，蒸汽吞吐几个周期以后，地层压力下降，周期回采水率低，井底附近的含水饱和度增加，排水期随吞吐轮次的增加而延长，产油量下降。因此，依靠周期吞吐增加最终采收率是有限的。在国外，都是适时地转入蒸汽驱。而国内由于蒸汽吞吐的采收率不高，使蒸汽驱难于实现。

蒸汽吞吐对于一般的稠油开采虽说是一项比较成功的技术，但是，将其应用于特稠油的开发时，开采程度进一步降低，经济效益大步下滑，这在客观上决定了热采技术必须进一步更新和完善。

本发明的目的是提供一种新的开采超稠油的方法，它可以克服现有技术中所存在的缺点，提高对于超稠油的开采率，降低开采成本。

本发明的目的是这样实现的：它由注入、焖井、采油三个步骤组成，其特征在于注入步骤由用蒸汽对生产井的预热阶段、前置液注入段塞、前导蒸汽注入段塞、乳化剂注入段塞和后处理蒸汽空注阶段组成，前置液注入段塞和乳化剂注入段塞中注入的前置液和乳化剂由高温水蒸汽携带进入地层，焖井时间为2天以上，然后进行采油。

前置液和表面活性剂均由蒸汽携带进入地层，在井口附近设置两条独立的管线，即注汽管线和注溶剂(前置液和乳化剂)管线，前置液段塞是将前置液与蒸汽一同注入井内，对地层进行预处理，防止粘土膨胀，提高蒸汽扩展速度和扩展面，降低注汽压力，从而提高表面活性剂阶段的乳化效果。前导蒸汽段塞主要作用是对冷油带进一步加热，为下一步的乳化创造必要条件。乳化剂注入段塞是第三个阶段，在这个阶段中将乳化剂随同蒸汽注入井内，其主要目的是降低油水的界面张力，以便形成稳定的O/W乳状液，乳化剂的浓度必须适量，以便满足油藏中的消耗反应需要，表面活性剂的另一个主要作用是作为蒸汽的流度控制剂，使蒸汽的粘度增加。由于地层随吞吐轮次的增加，近井地带含油饱和度逐渐降低，可以减少或不用乳化剂，以便更经济的使用此工艺，所以采用后处理蒸汽空注阶段，它可以推进前面的乳化剂，同时也可以指示乳化剂推进的位置。

上述采油方法中使用的蒸汽温度为300-400℃之间。

在通常的蒸汽吞吐过程中，能量平衡方程可以表达为：

注入能量-流出能量+内部产生能量＝内能的增加其中，内部产生的能量是qdxdydzdt。q是微元体内部的热源，由于微元体内没有热源，故q＝0。但是，在蒸汽化学吞吐中，使用了乳化剂，在注入时，乳化剂由蒸汽携带，它的温度和蒸汽温度相等，在油层中迅速形成了水包油型的乳状液，油滴的直径大约在0.5-4μm，所以热水带的加热面积和Marx和Langeheim的理论有明显的区别，在Marx和Langeheim的理论中，只考虑热水带的外表面的面积即可，但是，在蒸汽化学吞吐中增加了内表面，而且内表面的面积远远大于外表面。我们以1公斤原油为例，假设原油的密度是1000Kg/m³，体积为立方体，那么，它的表面积是0.06m²，如果油滴是平均直径为2μm的球形，那么它们的表面积将增加到3000m²，表面积增加了50000倍！可见Marx和Langeheim理论中，对加热带面积的考虑完全不适应于现在的蒸汽化学吞吐。由于加热带面积的变化，也引起原油驱替速度等一系列的变化。

在本发明的蒸汽化学吞吐过程中，由于初始原油已经乳化为直径约0.5～4μm的油滴，在乳化体系里，宏观热力学函数，已经不能正确描述体系的势力学特征，换句话说，应当使用表面热力学函数，这时，体系的内能是

u＝u^b+u^σ其中，u^b是体相内能，u^σ是表面相内能，蒸汽吞吐时的能量方程，在建立时没有必要考虑这个问题，但是在蒸汽化学吞吐中，这个问题却非常重要，体系在乳化时，按我们上面的例子，表面积增加了50000部，达3000平方米，按水油的介面张力是50×10-3J/m²计算，对1kg原油来说，增加内能150J，对原油驱替来讲，这个数值将大的惊人，这也意味着，除潜热外，表面能得热的另一个储源。所以，在蒸汽化学吞吐中，内部能量为

nγdAdt这里，γ是油水界面的表面张力，或者说表面能，当温度和压力恒定时，它是一个常数，n是微元体内乳滴的个数，A是表面积，体系的总表面能是 $U^{\mathrm{\σ}}=n\∫\∫\mathrm{niAdt}=\mathrm{ny}\underset{o}{\overset{8}{\∫}}\mathrm{Adt}$ 由于热传递和表面能产生的能量，使微元体内能的增加为

α/α_t[_φ(ρ_oV_oH_o+ρ_wV_wH_w+ρ_sV_sH_sγ)+nγA+(1-_φ)(ρC)_RT)]那么，能量平衡方程为，(KT)-(ρ_oV_oH_o+ρ_wV_wH_w+ρ_sV_sH_s)+(nγA)＝

α/α_t[φ(ρ_oV_oH_o+ρ_wV_wH_w+ρ_sV_sH_s)+nγA+(1-_φ)(ρC)_RT]式中，K，地层导热系数，KJ/md℃ρ_o，ρ_w，ρ_s，油、水、蒸汽的密度。V_o，V_w，V_s，油、水、蒸汽的体积流速，Kg/m³。H_o，H_w，H_s，油、水、蒸汽的热焓。(ρ_c)_R，地层岩石的热容，kj/m³℃。_φ，油层孔隙度。T，温度，℃。T，时间，d(day)。

从以上的能量平衡方程的导出可以看出，它与蒸汽吞吐的能量平衡方程有了很大的区别，所以可以看出本发明的优点在于，它使油层内加热带面积大大增加，它和蒸汽吞叶不同，焖井结束时只形成热的O/W乳液带和冷油带，乳液带的温度接近于注入蒸汽或热水带温度，比蒸汽吞吐时形成热油带的温度高得多，层内的温度分布大大改善，热损失大大减少。

本发明的另一个优点是，原油的O/W乳液的粘度又大大低于热原油的粘度，井口温度较高，开井后井筒不必电加热保温，排液正常，甚至在温度低至50℃时，抽油机的负荷仍很正常。由于加热带面积的增加，乳液的温度较高，乳滴的表面又具有痕量的表面活性剂，尽管痕量甚微，不会显著改变流体的物理性质，却能消除内循环，使阻力显著增加，急剧降低传热速率，再加上乳液的粘度又很低，所以生产周期大大延长。

在蒸汽吞吐中，由于蒸汽的粘度很低，它很容易导致蒸汽窜流，或发生蒸汽和凝聚水的重力分离，引起蒸汽向油层顶部超履，在蒸汽化学吞吐中，乳化剂和蒸汽同时注入，使蒸汽的密度与粘度增加，这在很大程度上避免了窜流和超履。同时，蒸汽携带了乳化剂液体，可以使传热流体在冷油带的壁面上形成液膜，在较低壁面温度下形成水膜，构成内外边界，这样，使汽-液雾状流的传热膜系数比气体有很大提高，最高可达30倍，这也是本发明的优点之一。

下面结合实施例及其附图对发明作进一步详细的说明。

图1是中国辽河油田杜-84区块三口井的原油粘温曲线。

图2是本发明的蒸汽化学吞吐法与原蒸汽吞吐法的各生产数据的对比。

图3是本发明的蒸汽化学吞吐法与原蒸汽吞吐法的产量之对比。

本发明在中国辽宁省的辽河油田杜-84区块作了大规模的矿场试验，共选取了十三口生产井作了试验。该区块为单斜构造，构造高点位于杜84-33-54井至杜84-37-44井附近，由北西向南东倾没，构造平缓，形态简单，地层倾角2.5-30，杜-84块兴隆台油层岩性以砂砾岩为主，中粗砂岩次之，岩石矿物成分主要为石英和长石，胶结类型为孔隙式，接触式，胶结物为泥质，平均泥质含量15.8％，粘土矿物以蒙脱石，伊利石为主。是高孔、高渗储层。储层物性数据见下表。

                           表1

区块	最大孔径um	平均孔径um	孔隙划分	最大喉道半径um	均值孔隙度	孔隙结构类型	喉道划分
								杜84	288.3	100.9	大孔	12.7	8.520	大孔细喉	细喉

杜-84区块的原油粘度大，对温度特别敏感，图1是三口井的粘度-温度曲线。其粘-温关系可以近似表达为 $\mathrm{Ln\η}=-25+\frac{99\mathrm{kJ}}{\mathrm{RT}}$ 式中，T是绝对温度，(是粘度。

所选择的十三口井，位于杜-84区块兴隆台油层的不同层系，具有不同的特点，其中有2口高效井，有2口属于低渗透井，其他井基本上属于低产井，因此，具有一定的代表性。

实施例一：

58-58井，这是一口低效汽窜井，已经进行过三轮蒸汽吞吐，油层深度在

678-718.3米，位于兴隆台I和II组，油层厚度29.6米。采用本发明的蒸汽化学吞吐法，自1998年11月24日开始注汽，当年11月29日停止。注汽总量1927m³，蒸汽干度76％，蒸汽温度332℃，泵排量15m³/h，压力为13.6MPa。注入步骤为首先打开注汽管线向井内注入50m³蒸汽进行预热，然后开通注入剂管线，在注入100m³蒸汽的同时携带前置液一同注入，该过程为前置液注入段塞，前置液采用阳离子表面活性剂的双十八烷基甲基氯化铵或十八烷基3甲基氯化铵或十六烷基3甲基溴化铵，其浓度约千分之四，然后关闭注溶剂管线，向井内打入约520m³蒸汽为前导蒸汽段塞，随之开启注溶剂管线开始随蒸汽同时注入乳化剂即乳化剂注入段塞，乳化剂由十二烷基苯磺酸钠和op-10或者采用十二烷基硫酸钠与OP-12或采用十二烷基苯磺酸钠与NP10-15配制而成，配制时重量之比为2∶1，乳化剂的浓度约千分之三，同时注入的蒸汽量为1677m³，后处理空注蒸汽阶段注入蒸汽100m³。闷井17天，1998年12月16日开井，1999年3月10日结束本轮次生产。对58-58井三个周期的蒸汽吞吐，和一个周期的蒸汽化学吞吐的生产情况对比见下表。

             表2.58-58井生产情况统计

轮次	层位	周期注汽量m3	周期产液量m3	周期产油量m3	周期产水量m3	油汽比	回采水率
								1	I和II	1174	1503	926	577	0.79	0.49
2	1912	1739	1424	315	0.74	0.17
							3	1482		1227	454	773	0.31	0.52
4	1927	3510	2388	1122	1.24	0.58

前三个周期是蒸汽吞吐，第四个周期是蒸汽化学吞吐，可以明显看出，蒸汽化学吞吐优于蒸汽吞吐，其油气比高达1.24。

实施例2.

57-53井，这是一口出砂比较严重的中效井，已经进行了三个周期的蒸汽吞吐生产。油层深度702.2-749.2m，位于兴II和兴V层，油层厚度22.1m，蒸汽化学吞吐从1998年7月2日开始，注汽1700m³，用时4.5天，蒸汽干度74-76％，温度328-334℃。泵排量15m³/h，压力12.7-15.6MPa。注入步骤和用量基本同实施例1，焖井3天，1998年7月12日开井生产，当日排液量102m³，当年10月19日结束生产，三个周期的蒸汽吞吐，和一个周期的蒸汽化学吞吐的累计生产情况见下表。

                 表3.57-53井生产情况统计

轮次	层位	周期注汽量m3	周期产液量m3	周期产油量m3	周期产水量m3	油汽比	回采水率
								1	II和IV	1197	1464	1102	362	0.92	0.31
2	1478	1585	959	529	0.65	0.43
							3	1622		1644	1112	536	0.68	0.33
4	1700	4557	2564	1993	1.51	1.17

这口井前三轮的油气比尚可，但是由于出砂严重，回采水很低，改为蒸汽化学吞吐后，油气比高达1.51，回采水率达1.17。

实施例3.

平-11井，这是一口水平井，属前期试验工作井，已经进行了二个周期的蒸汽吞吐生产。油层在地下944-1164.85m，位于兴VI层，油层厚度193.85m，1998年11月5日开始蒸汽化学吞吐试验，注汽11.4天，注汽量2021m³，蒸汽干度74％，温度324℃，泵排量7.5m³/h，压力12.3MPa。注入步骤基本同实施例1。焖井7天，11月30日开井，当日排液82m³，1999年2月25日结束生产，二个周期的蒸汽吞吐，和一个周期的蒸汽化学吞吐的累计生产统计见下表。

Claims (4)

1、一种开采超稠油的方法，它由注入、焖井、采油三个步骤组成，其特在于注入步骤由用蒸汽对生产井的预热阶段、前置液注入段塞、前导蒸汽注入段塞、乳化剂注入段塞和后处理蒸汽空注阶段组成，前置液注入段塞和乳化剂注入段塞中注入的前置液和乳化剂由高温水蒸汽携带进入地层，焖井时间为2天以上，然后进行采油。

2、根据权利要求1所说的方法，其特征在于高温水蒸汽是由水蒸汽发生炉产生，其温度在300-400℃之间。

3、根据权利要求1所说的方法，其特征在于前置液和乳化剂在注入前处于环境温度，在由高温水蒸汽携带进入地层的同时被水蒸汽加热。

4、根据权利要求1所说的方法，其特征在于在井口附近设置有注汽管线和注溶剂管线，两个管线分别装有截断和泄放装置。

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