CN113153209A - 稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法。该方法包括：向地层注入高温堵剂；待高温堵剂凝结后注入降粘剂、起泡剂和非凝析气体，或者注入降粘剂、起泡剂和尿素；最后向地层中注入蒸汽。本发明通过在注入蒸汽之前依次向底层中注入高温堵剂、降粘剂、起泡剂和非凝析气体(或尿素)这样的多元介质，实现了提高油层剖面动用程度、降低原油粘度、补充地层能量，达到提高周期产油、油汽比，提高油藏采收率，增加经济效益的目的。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开采技术领域，具体而言，涉及一种稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法。
背景技术
目前稠油热采开发方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等。蒸汽吞吐是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种相对简单和成熟的稠油开发方式。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采，在蒸汽吞吐开发过程中，存在井间汽窜严重、油层剖面动用程度低、原油粘度高有效生产周期短、地层能量低排液能力差等开发矛盾，随着生产时间的延长，开发矛盾愈发剧烈，单一辅助介质无法有效解决生产矛盾，开发效果逐渐变差。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法，以解决现有技术中蒸汽吞吐过程中井间汽窜严重、油层剖面动用程度低、原油粘度高有效生产周期短、地层能量低排液能力差等问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法，其包括：向地层注入高温堵剂；待高温堵剂凝结后注入降粘剂、起泡剂和非凝析气体，或者注入降粘剂、起泡剂和尿素；最后向地层中注入蒸汽。
进一步地，高温堵剂的耐温≥320℃，耐压≥12MPa，固化时间≤1.5d，抗盐粘度＜60mPa·s。
进一步地，高温堵剂包括：前置液，其包括聚合物、交联剂和稳定剂，优选聚合物为聚丙烯酰胺，交联剂为有机铬，稳定剂为粘土；更优选聚合物与交联剂之间的重量比为100:0.5～5；主体液，其包括硅酸盐类无机调剖体系；以及顶替液，顶替液为水；在向地层中注入高温堵剂的步骤包括：依次向地层中注入前置液、主体液和顶替液。
进一步地，高温堵剂的注入体积按主体液的注入体积计算，具体为
其中r为调剖半径，h为调剖高度，
为孔隙度。
进一步地，降粘剂的耐温≥320℃、耐压≥12MPa、室内降粘率≥75％。
进一步地，降粘剂为克拉玛依市三达新技术股份有限公司的表面活性剂类SDCY。
进一步地，起泡剂的耐温≥320℃，耐盐≥2400mg/L，半衰期≥100min，发泡体积≥500ml。
进一步地，起泡剂为磺酸盐类起泡剂，优选为α-烯烃磺酸钠LY-Ⅰ。
进一步地，非凝析气体为N2、CO2或烟道气，优选地，非凝析气体的注入体积为
其中r为调剖半径，h为调剖高度，
为孔隙度。
进一步地，尿素的注入浓度为饱和浓度。
本发明提供了一种稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法，其包括：向地层注入高温堵剂；待高温堵剂凝结后注入降粘剂、起泡剂和非凝析气体，或者注入降粘剂、起泡剂和尿素；最后向地层中注入蒸汽。本发明通过在注入蒸汽之前依次向底层中注入高温堵剂、降粘剂、起泡剂和非凝析气体(或尿素)这样的多元介质，实现了提高油层剖面动用程度、降低原油粘度、补充地层能量，达到提高周期产油、油汽比，提高油藏采收率，增加经济效益的目的。
具体实施方式
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特征可以相互组合。下面将结合实施例来详细说明本发明。
正如背景技术部分所描述的，现有技术中蒸汽吞吐过程中存在井间汽窜严重、油层剖面动用程度低、原油粘度高有效生产周期短、地层能量低排液能力差等问题。
为了解决上述问题，本发明提供了一种稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法，其包括：向地层注入高温堵剂；待高温堵剂凝结后注入降粘剂、起泡剂和非凝析气体，或者注入降粘剂、起泡剂和尿素；最后向地层中注入蒸汽。
本发明通过在注入蒸汽之前依次向底层中注入高温堵剂、降粘剂、起泡剂和非凝析气体(或尿素)这样的多元介质，实现了提高油层剖面动用程度、降低原油粘度、补充地层能量，达到提高周期产油、油汽比，提高油藏采收率，增加经济效益的目的。具体地，多元介质复合吞吐是指向油井中注入蒸汽、尿素、非凝析气、降粘剂、起泡剂、高温堵剂等多相介质，关井一段时间再开井生产的一种开采稠油的开发方式，是在蒸汽吞吐基础上的衍生开发技术。其特性是综合发挥了多种介质热力降粘、化学降粘、扩大蒸汽波及体积、调整油层剖面动用、补充地层能量，提高洗油效率，提高采收率等多重功效，实现稠油油藏经济有效开发。
以下对本发明开发方法的原理进行具体说明：
高温堵剂注入地层能够先后封堵高渗层段(带)或汽窜通道，待凝结后注入降粘剂、非凝析气体(或尿素)、起泡剂等介质。尿素热裂解生成非凝析气体CO2和NH3，CO2气体一部分饱和溶于原油(CO2气体在原油中的溶解度比在水中大3～9倍)，原油粘度大幅度降低，促使原油流动性提高；一部分以游离态存在油层中，压缩后的CO2在回采时由于压力的降低，气体体积膨胀，同时溶解原油中的CO2析出，加速地层中原油的返排，提高采液速度，起到气驱的作用。NH3极易溶于水，与稠油中的长链脂肪酸、环烷酸等发生反应，生成具有表面活性的皂类物质，能很好的降低稠油粘度，同时能降低油水与地层岩石之间的界面张力，改变地层岩石的润湿性，使地层岩石由原来的亲油性变成亲水性，使原油有效地剥离地层，提高洗油效率。起泡剂在非凝析气体搅拌下二次发泡，形成泡沫流体，具有遇油消泡，遇水稳定，堵水层不堵油层，对高渗层具有较强的封堵作用，而对低渗层的封堵作用较弱的特性，在注蒸汽过程中，非凝析气体能有效将降粘剂与原油充分混合，且扩大蒸汽的波及体积。多种介质协同作用的特性，能达到降低原油粘度、补充地层能量，改善油层剖面动用，改善驱油效率，提高油藏采收率的效果。
基于本发明提供的上述稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法，能够达到以下效果：(1)稠油降粘率达到89％以上；(2)吸汽剖面改善率达到73％；(3)生产周期延长30％以上；(4)开发采收率提高至少7个百分点。
在一种优选的实施方式中，高温堵剂的耐温≥320℃，耐压≥12MPa，固化时间≤1.5d，抗盐粘度＜60mPa·s。这样的高温堵剂性能更佳，在高盐高温的稠油油藏地层中能够发挥更好的凝结效果。
更优选地，高温堵剂包括：前置液，其包括聚合物、交联剂和稳定剂，优选聚合物为聚丙烯酰胺，交联剂为有机铬，稳定剂为粘土；更优选聚合物与交联剂之间的重量比为100:0.5～5；主体液，其包括硅酸盐类无机调剖体系(比如和布克赛尔蒙古自治县海鑫膨润土有限公司的GK-01，成分包括硅酸盐和稳定分散剂)；以及顶替液，顶替液为水；在向地层中注入高温堵剂的步骤包括：依次向地层中注入前置液、主体液和顶替液。
为了更好地发挥封堵作用，在一种优选的实施方式中，高温堵剂的注入体积按照主体液的注入体积计算，具体为
其中r为调剖半径，h为调剖高度，
为孔隙度。
在一种优选的实施方式中，降粘剂的耐温≥320℃、耐压≥12MPa、室内降粘率≥75％。更优选地，降粘剂为克拉玛依市三达新技术股份有限公司的表面活性剂类SDCY。该降粘剂具有更好的降粘作用，对于降低原油粘度具有更显著的效果。
在一种优选的实施方式中，起泡剂的耐温≥320℃，耐盐≥2400mg/L，半衰期≥100min，发泡体积≥500ml。更优选地，起泡剂为磺酸盐类起泡剂，优选为α-烯烃磺酸钠LY-Ⅰ。
为了进一步提高非凝析气体的作用效果，同时提高作业过程的安全性，在一种优选的实施方式中，非凝析气体为N2、CO2或烟道气，优选地，非凝析气体的注入体积为
(气体压缩系数是指实际气体性质与理想气体性质偏差的修正值)，其中r为调剖半径，h为调剖高度，
为孔隙度。
在一种优选的实施方式中，尿素的注入浓度为饱和浓度。例如60℃尿素饱和浓度约为71.5％wt。优选地，起泡剂的浓度为2.5～3.0％wt。此处的浓度均是相对于配好溶液后的成分的质量浓度。
以下结合具体实施例对本申请作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本申请所要求保护的范围。
实施例1
以风城稠油油藏为例，具体多元介质复合吞吐开发过程如下：
a1井孔隙度31.3％，油层厚度13米；
待转轮油井先依次挤入10m3前置液(其包括聚合物、交联剂和稳定剂，聚合物为聚丙烯酰胺，交联剂为有机铬，稳定剂为粘土；聚合物与交联剂之间的重量比为100:1；)，主体液319m3(硅酸盐类无机调剖体系GK-01，包括硅酸盐和稳定分散剂)，顶替液清水15m3后扩散压力30分钟，反洗井1周后关井候凝36小时；
再依次挤入14吨降粘剂SDCY(降粘剂与清水质量比1:7.5配液)，1.6吨α-烯烃磺酸钠LY-Ⅰ起泡剂和18吨尿素(起泡剂和尿素提前用60℃热水配好)；
最后再注入高干度蒸汽1940吨，注汽速度130t/d，焖井2～3天后开井生产。
最终经测量，周期产油为409吨、提高318吨，油汽比为0.211，提高0.158。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。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)
1.一种稠油油藏多元介质复合吞吐开发方法，其特征在于，包括：
向地层注入高温堵剂；
待所述高温堵剂凝结后注入降粘剂、起泡剂和非凝析气体，或者注入降粘剂、起泡剂和尿素；
最后向所述地层中注入蒸汽。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述高温堵剂的耐温≥320℃，耐压≥12MPa，固化时间≤1.5d，抗盐粘度＜60mPa·s。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述高温堵剂包括：
前置液，其包括聚合物、交联剂和稳定剂，优选所述聚合物为聚丙烯酰胺，所述交联剂为有机铬，所述稳定剂为粘土；更优选所述聚合物与所述交联剂之间的重量比为100:0.5～5；
主体液，其包括硅酸盐类无机调剖体系；以及
顶替液，所述顶替液为水；
在向所述地层中注入所述高温堵剂的步骤包括：依次向所述地层中注入所述前置液、所述主体液和所述顶替液。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述高温堵剂的注入体积按所述主体液的注入体积计算，具体为
其中r为调剖半径，h为调剖高度，
为孔隙度。
5.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述降粘剂的耐温≥320℃、耐压≥12MPa、室内降粘率≥75％。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述降粘剂为表面活性剂类SDCY。
7.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述起泡剂的耐温≥320℃，耐盐≥2400mg/L，半衰期≥100min，发泡体积≥500ml。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述起泡剂为磺酸盐类起泡剂，优选为α-烯烃磺酸钠LY-Ⅰ。
9.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述非凝析气体为N2、CO2或烟道气，优选地，所述非凝析气体的注入体积为
其中r为调剖半径，h为调剖高度，
为孔隙度。
10.根据权利要求1至4中任一项所述的方法，其特征在于，所述尿素的注入浓度为饱和浓度。
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