CN113266333B - 一种通过挤入饱和co2盐水改善油砂储层渗透率的方法 - Google Patents
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Abstract
一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，计算渗透率剖面的整体渗透率变异系数，合理选择常规注水、常温下注入饱和CO2盐水、高温下注入CO2饱和盐水；计算渗透率改善系数，绘制初始渗透率‑渗透率改善系数的关系；合理控制井口压力将饱和CO2盐水逐步、缓慢挤入储层；重新计算整体渗透率变异系数，当地层整体变异系数降低为小于0.5时，改造成功；若地层整体渗透率变异系数仍然大于0.5，再次高温注入CO2盐水24小时或将注入时间延长2天。在不影响传统挤液扩容效果的前提下，通过CO2溶液选择性溶蚀泥质成分，在增加储层整体渗透率的同时，削弱沿井眼方向上的渗透率非均质性，从而保证沿井眼方向上蒸汽腔均匀扩展，增加原油产量，提高原油采收率。
Description
技术领域
本发明属于非常规油气储层改造及油气开发技术领域，具体涉及一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法。
背景技术
油砂储集层挤液扩容技术最早应用于加拿大阿尔伯塔地区海相油砂，其砂粒接触结构在冰川作用下形成类似超固结土状态的“互锁结构”。新疆风城油田陆相稠油油藏未经历冰川的压实作用，储集层结构疏松，物性夹层发育，其扩容机理与加拿大海相油砂存在差异。风城油田稠油油藏主要采用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术开采超稠油，该技术的关键在于储集层能否在短时间内通过循环预热形成均匀的蒸汽腔，目前多采用在预热之前向水平井对间的储集层挤入高压地层产出水的方式来提高储层的孔隙度、渗透率和含水饱和度，缩短预热周期。
我国拥有丰富的超稠油油砂资源，但是储层扩容潜力低，原油黏度高，非均质性强，油砂含泥量高，SAGD启动阶段预热周期长，蒸汽消耗量大。目前，基于油砂微压裂注水SAGD快速均匀启动，新疆准噶尔盆地西北缘风城油田进行了先导性勘探开发。其中，井组FHW302在实施注水扩容后，转蒸汽循环25天时其水平段连通程度达到73％，较同区块同期开发的其他13对常规启动井组的预热时间缩短46％，蒸汽消耗量减少55％。另外，风城油田重1井区2对井组和重18井区9对井组扩容施工后的平均预热周期分别缩短80％和71％。然而，新疆油田实施微压裂的大部分井受储层非均质的影响，实际生产效果较常规预热差。
由于油藏非均质性的影响，实际水平井筒方向的储层胶结致密程度不同，导致沿井筒方向不同位置的破裂压力存在差异，从而导致疏松段扩容明显，致密段没有扩容或不明显，从而进一步扩大了储层的非均质性，因此新疆油田实际实施的几十对井仅三分之一有效，大部分井受非均质影响实际生产效果较常规预热差。
室内实验或现场实验证明，CO2注入砂岩储层后，在2～3天之内泥质胶结物在酸性环境中发生溶蚀，渗透率显著增加。因此，可考虑采用CO2酸性溶液溶蚀油砂中的泥质胶结物。一方面，沿井筒方向上，泥质含量高的部位渗透率低，孔隙压力高，CO2溶液酸度高，溶蚀作用强；泥质含量低的部位渗透率低，孔隙压力低，CO2溶液酸度低，溶蚀作用弱——这种选择性的溶蚀特性使沿井筒方向上的渗透率非均质性降低；另一方面，垂直于井筒方向上，CO2溶液能够在微压裂施工时间内与泥质成分发生化学反应并产生溶蚀孔，增加远处地层的渗透率和储层的整体渗透率。
发明内容
为了克服上述现有技术的不足，本发明的目的是提供一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，解决现有油砂挤液技术中沿井眼方向上渗透率非均质性加剧的问题，实现在不影响传统挤液扩容效果的前提下，通过CO2溶液选择性溶蚀泥质成分，在增加储层整体渗透率的同时，削弱沿井眼方向上的渗透率非均质性，从而保证沿井眼方向上蒸汽腔均匀扩展，增加原油产量，提高原油采收率。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1)：通过测井解释获取SAGD井附近储层的渗透率剖面，渗透率剖面为过I井和P井(I井和P井分别指SAGD井中的注汽井和生产井)井眼轴线的剖面；研究I井上方5m到储层底部的范围，垂向上按照每隔1m进行分层，分层数为N，每层内横向上按照每隔1m划分网格；
步骤2)：读取每一个分层内网格的渗透率值，计算每一分层的渗透率变异系数Vm；根据每一分层距离井筒的远近，赋予不同分层以不同的权重系数，各层渗透率变异系数的权重系数之和为1，计算研究范围内的整体渗透率变异系数Vt；
第m层的渗透率变异系数Vm的计算公式为，
式中，m取1～H；H为研究区域内总的分层数；n为每一分层的网格数；Ki为每一分层的网格对应的渗透率值；
为每一分层的网格对应的渗透率的平均值；
整体渗透率变异系数Vt的计算公式为：
Vt＝λ1V1+λ2V2+…λmVm+…+λHVH
式中，λm为第m层的渗透率变异系数的权重系数；
步骤3)：若整体渗透率变异系数小于0.5，采用常规注水扩容；若整体渗透率变异系数大于0.5且小于0.7，则采用常温下注入饱和CO2盐水扩容；若整体渗透率变异系数大于0.7，则采用高温下注入CO2饱和盐水扩容；
所述的步骤3)中常规注水扩容是指，将地下产出液按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；常温下注入饱和CO2盐水扩容是指，按照储层所在地层温度和地层压力，配置饱和CO2盐水，并按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；高温下注入CO2饱和盐水扩容是指，按照地层压力和步骤5)所得的最佳温度T，配置饱和CO2盐水，并按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；
步骤4)：在井底压力Pmax井底下，配置不同温度下的饱和CO2盐水溶液，测试其pH值，分析温度对CO2盐水溶液pH值的影响规律，Pmax井底为挤液施工的最大井底压力，取值为一个比地层破裂压力小0.5MPa的值；
步骤5)：绘制温度-pH曲线，当温度从T增加到T+10℃时，若pH减小值小于0.2时，确定温度T为最佳温度；
步骤6)：现场井下取芯钻头取上来的岩芯柱，在室内将井下岩芯取成标准岩芯柱；测试不同岩芯柱的初始渗透率K0，然后将标准岩芯柱在饱和CO2盐水中在压力Pmax井底下浸泡2.5天，模拟井下储层的实际孔隙压力，使流体充分饱和岩芯，测试浸泡后岩芯柱的渗透率，计算各岩芯的渗透率改善系数I；绘制初始渗透率K0-渗透率改善系数I的关系；
步骤7)：计算P井垂深处的地层破裂压力为Pb、P井垂深处的静液柱压力为Pw；计算挤液施工的最大井底压力比地层破裂压力小0.5MPa，即Pmax井底＝Pb-0.5；计算挤液施工的最大井口压力为最大井底压力与静液柱压力之差，即Pmax井口＝Pmax井底-Pw；
步骤8)：清洗SAGD井，然后同时控制P井、I井的井口压力，并保持两口井的井口压力一致；分四个阶段逐级提压直至达到最大井口压力，每级的提压幅度为ΔP＝Pmax井口/4，每级提压的完成时间是30-60min；前三个阶段提压后维持恒定压力12h，第四个阶段提压后维持恒定压力24h，即改造结束；
步骤9)：按照初始渗透率K0-渗透率改善系数I的关系，将研究区域内初始渗透率剖面中所有网格的渗透率乘以相应的系数I；重新计算研究区域内的整体渗透率变异系数，当地层整体变异系数降低为小于0.5时，改造成功；
步骤10)：若地层整体渗透率变异系数仍然大于0.5，对于已采取注饱和CO2盐水的井，再次高温注入CO2盐水24小时；对于已采取高温注入饱和CO2盐水的井，将注入时间延长2天。
所述的步骤1)中每一分层内，按照从水平井根部到趾部，每隔1m划分网格，当最后一个网格的宽度大于或等于0.5m时，单独化为一个网格；当最后一个网格的宽度小于0.5m时，与上一个网格合并为一个网格；划分网格的区域范围为，垂向上从储层底部到I井上部5m，水平方向上从水平井的根部到水平井的趾部。
所述的步骤2)中影响各层渗透率变异系数的权重系数取决于各层距离井筒距离的远近。
所述的步骤3)中盐水的溶质成分及含量应与地层产出水相匹配。
所述的步骤3)中盐水溶液中的溶质主要包括Na+、K+、Ca+、Mg+等阳离子和Cl-、SO4 2-、HCO3 -、CO3 2-等阴离子。
所述的步骤3)中盐水溶液可以直接使用原油处理后的地层水，也可以使用室内实验配置的盐水。
所述的步骤3)中当常温下注入饱和CO2盐水扩容或高温下注入CO2饱和盐水扩容时，为防止CO2溶液腐蚀泥岩底层，应设计和生产两种类型的筛管，其中I井使用常见的筛管，P井应采用一种特殊的筛管，I井筛管全部割缝，P井筛管仅上部割缝，下部不割缝。
所述的步骤4)中配置饱和CO2盐水溶液的温度范围为储层所在地层温度～80℃。
所述的步骤6)中室内取芯成标准岩芯是指，采用人工或机械方法将取芯钻头取上来的岩芯加工为直径为25mm、长度为50mm的标准圆柱体，需要用密封袋密封，并放置在-20℃的冰箱中保存。
所述的步骤6)中渗透率测试方法可以采用稳态法或瞬态法，可以采用气测或者液测。
本发明的有益效果是：
通过向注-采双水平井循环注入CO2饱和盐水进行微压裂，可以有效促进近井储层微裂缝发育，提高储层孔隙度、渗透率和含水饱和度，快速建立井间水力和热力连通。另外，泥质和方解石矿物在富CO2盐水酸性溶液中发生溶蚀，有利于新孔隙和微裂缝萌生，孔隙度和孔隙连通性改善，渗透率增加。CO2-盐水-岩石相互作用过程中，泥岩溶蚀程度随温度升高而增加。油砂多为泥质胶结，泥质含量高，为CO2-水-岩反应提供天然优势。从时效性上看，室内试验中富CO2盐水注入50小时左右可使泥质胶结砂岩储层渗透率增加10～100倍左右。这说明，若给油砂地层循环注入饱和CO2盐水3～4天左右，可有效提高近井储层渗透率。传统的强酸酸化方法对地层和盖层破坏性强，可控性差，饱和CO2盐水溶液可以弥补上述不足。
本发明涉及的施工顺序位于各种热力采油方法之前，只需要利用现有井型、地面及井下管柱即可顺利完成。该方法可以显著提高油砂储层的渗透率，从而提高储层热对流能力，成本低，见效快，适用于各种热力采油技术。
附图说明
图1为一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法的技术流程图。
图2为一种特殊设计的适用于SAGD井中P井的筛管的割缝区域示意图。
图3为一种适用于SAGD井的平行交错式割缝筛管的割缝位置及尺寸示意图。
图4为SAGD井中I井和P井筛管井下位置及角度的垂直于井眼延伸方向的示意图。
图5为SAGD井中I井和P井筛管井下位置及角度的沿井眼延伸方向的示意图。
图6为一种特殊设计的I井和P井筛管控制出水水流方向的示意图。
图7为近井区域水力-酸蚀复合扩容区及远井区域水力扩容区的垂直于井眼延伸方向的示意图。
图8为近井区域水力-酸蚀复合扩容区及远井区域水力扩容区的平行于井眼延伸方向的示意图。
具体实施方式
以下结合附图及实施例对本发明进一步叙述。
如图1所示，一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1)：通过测井解释获取SAGD井附近储层的渗透率剖面，渗透率剖面为过I井和P井(I井和P井分别指SAGD井中的注汽井和生产井)井眼轴线的剖面；研究I井上方5m到储层底部的范围，垂向上按照每隔1m进行分层，分层数为N，每层内横向上按照每隔1m划分网格；
步骤2)：读取每一个分层内网格的渗透率值，计算每一分层的渗透率变异系数Vm；根据每一分层距离井筒的远近，赋予不同分层以不同的权重系数，各层渗透率变异系数的权重系数之和为1，计算研究范围内的整体渗透率变异系数Vt；
第m层的渗透率变异系数Vm的计算公式为，
式中，m取1～H；H为研究区域内总的分层数；n为每一分层的网格数；Ki为每一分层的网格对应的渗透率值；
为每一分层的网格对应的渗透率的平均值；
整体渗透率变异系数Vt的计算公式为：
Vt＝λ1V1+λ2V2+…λmVm+…+λHVH
式中，λm为第m层的渗透率变异系数的权重系数；
步骤3)：若整体渗透率变异系数小于0.5，采用常规注水扩容；若整体渗透率变异系数大于0.5且小于0.7，则采用常温下注入饱和CO2盐水扩容；若整体渗透率变异系数大于0.7，则采用高温下注入CO2饱和盐水扩容；
所述的步骤3)中常规注水扩容是指，将地下产出液按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；常温下注入饱和CO2盐水扩容是指，按照储层所在地层温度和地层压力，配置饱和CO2盐水，并按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；高温下注入CO2饱和盐水扩容是指，按照地层压力和步骤5)所得的最佳温度T，配置饱和CO2盐水，并按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；
步骤4)：在井底压力Pmax井底下，配置不同温度下的饱和CO2盐水溶液，测试其pH值，分析温度对CO2盐水溶液pH值的影响规律，Pmax井底为挤液施工的最大井底压力，取值为一个比地层破裂压力小0.5MPa的值；
步骤5)：绘制温度-pH曲线，当温度从T增加到T+10℃时，若pH减小值小于0.2时，确定温度T为最佳温度；
步骤6)：现场井下取芯钻头取上来的岩芯柱，在室内将井下岩芯取成标准岩芯柱；测试不同岩芯柱的初始渗透率K0，然后将标准岩芯柱在饱和CO2盐水中在压力Pmax井底下浸泡2.5天，模拟井下储层的实际孔隙压力，使流体充分饱和岩芯，测试浸泡后岩芯柱的渗透率，计算各岩芯的渗透率改善系数I；绘制初始渗透率K0-渗透率改善系数I的关系；
步骤7)：计算P井垂深处的地层破裂压力为Pb、P井垂深处的静液柱压力为Pw；计算挤液施工的最大井底压力比地层破裂压力小0.5MPa，即Pmax井底＝Pb-0.5；计算挤液施工的最大井口压力为最大井底压力与静液柱压力之差，即Pmax井口＝Pmax井底-Pw；
步骤8)：清洗SAGD井，然后同时控制P井、I井的井口压力，并保持两口井的井口压力一致；分四个阶段逐级提压直至达到最大井口压力，每级的提压幅度为ΔP＝Pmax井口/4，每级提压的完成时间是30-60min；前三个阶段提压后维持恒定压力12h，第四个阶段提压后维持恒定压力24h，即改造结束；
步骤9)：按照初始渗透率K0-渗透率改善系数I的关系，将研究区域内初始渗透率剖面中所有网格的渗透率乘以相应的系数I；重新计算研究区域内的整体渗透率变异系数，当地层整体变异系数降低为小于0.5时，改造成功；
步骤10)：若地层整体渗透率变异系数仍然大于0.5，对于已采取注饱和CO2盐水的井，再次高温注入CO2盐水24小时；对于已采取高温注入饱和CO2盐水的井，将注入时间延长2天。
所述的步骤1)中每一分层内，按照从水平井根部到趾部，每隔1m划分网格，当最后一个网格的宽度大于或等于0.5m时，单独化为一个网格；当最后一个网格的宽度小于0.5m时，与上一个网格合并为一个网格；划分网格的区域范围为，垂向上从储层底部到I井上部5m，水平方向上从水平井的根部到水平井的趾部。
所述的步骤2)中影响各层渗透率变异系数的权重系数取决于各层距离井筒距离的远近。
所述的步骤3)中盐水的溶质成分及含量应与地层产出水相匹配。
所述的步骤3)中盐水溶液中的溶质主要包括Na+、K+、Ca+、Mg+等阳离子和Cl-、SO4 2-、HCO3 -、CO3 2-等阴离子。
所述的步骤3)中盐水溶液可以直接使用原油处理后的地层水，也可以使用室内实验配置的盐水。
所述的步骤3)中当常温下注入饱和CO2盐水扩容或高温下注入CO2饱和盐水扩容时，为防止CO2溶液腐蚀泥岩底层，应设计和生产两种类型的筛管，其中I井使用常见的筛管，P井应采用一种特殊的筛管，I井筛管全部割缝，如图2所示，P井筛管仅上部割缝，下部不割缝。
所述的步骤4)中配置饱和CO2盐水溶液的温度范围为储层所在地层温度～80℃。
所述的步骤6)中室内取芯成标准岩芯是指，采用人工或机械方法将取芯钻头取上来的岩芯加工为直径为25mm、长度为50mm的标准圆柱体，需要用密封袋密封，并放置在-20℃的冰箱中保存。
所述的步骤6)中渗透率测试方法可以采用稳态法或瞬态法，可以采用气测或者液测。
本实施例为新疆风城油田某SAGD井，I井垂深372m，P井垂深377m，P井距泥岩底层距离为2m，水平段长度500m，储层地层破裂压力梯度为0.016MPa/m。按照以上参数，研究区域内可以分为12层，每层分为500个网格。经计算，从上往下12层的渗透率变异系数分别为0.33、0.42、0.65、0.76、0.36、0.54、0.78、0.89、0.32、0.56、0.87、0.33。从上往下12层的渗透率变异系数的权重系数分别为1/45、2/45、1/15、4/45、1/9、1/9、4/45、1/15、4/45、1/9、1/9、4/45。计算可得整体渗透率变异系数为0.5822。
因为整体渗透率变异系数大于0.5且小于0.7，所以采用常温下注入饱和CO2盐水扩容。
油田现场钻取储层段井下岩芯，室内获得标准岩芯柱5根，测试标准岩芯的初始渗透率，分别记为k1、k2…k5；将5根标准岩芯柱分别在CO2饱和盐水中浸泡2.5天；通过增压器设置流体压力为Pmax井底＝5.5MPa，测试浸泡后岩芯柱的渗透率，分别记为k'1、k'2…k'5；计算各岩芯柱采用饱和CO2盐水浸泡后的渗透率改善系数I，即岩芯浸泡后与初始渗透率之比，分别记为I1、I2…I20。
5根标准岩芯的初始渗透率K0依次为0.01mD、0.2mD、0.8mD、1.2mD、2.9mD，渗透率改善系数I依次为19.5、8.6、5.6、3.7、1.3。拟合初始渗透率和渗透率改善系数的关系，可得I＝-3.193lnK0+4.426。
本实施例中，饱和CO2盐水的基液采用与地层产出液相匹配的盐水溶液，其中溶质组成为：HCO3 -浓度为1496.15mg/L，Cl-浓度为1950.53mg/L，Ca+浓度为7.33mg/L，Na+和K+浓度为2003.16mg/L，总矿化度为4970.24mg/L。
本实施例中，I井使用常规防砂筛管；如图2所示，P井采用特制筛管，该筛管1/2面积为割缝，1/2面积为不割缝。如图3所示，割缝部分为交错缝，缝宽0.2～0.5mm。如图4～图5所示，控制生产井筛管的割缝区域朝上，下入筛管。如图6所示，这种特殊的筛管只允许CO2饱和盐水向上挤液，可以避免泥岩底层被溶蚀。
本实例中，计算得到挤液施工的最大井口压力Pmax出口＝1.8MPa。I井、P井分四个阶段挤液：第一阶段三个井的井口压力均在60min内从0加载至0.45MPa，维持0.45MPa的压力12小时；第二阶段三个井的井口压力从0.45MPa加载至0.9MPa，并维持0.9MPa的压力12小时；第三阶段三个井的井口压力从0.9MPa加载至1.35MPa，并维持1.35MPa的压力12小时；第四阶段三个井的井口压力从1.35MPa加载至1.8MPa，并维持1.8MPa的压力24小时。
如图7～8所示，本实施例中，向储层挤入饱和CO2盐水溶液后，在近井区域产生水力和酸蚀复合扩容区，在远井区域产生水力扩容区，有效增加储层孔隙度和渗透率。
重新计算每一分层的渗透率变异系数，从上往下12层的渗透率变异系数分别为0.23、0.32、0.45、0.56、0.24、0.45、0.74、0.61、0.22、0.36、0.65、0.25。按照每一分层的渗透率变异系数的权重系数，计算得到整体渗透率变异系数为0.4362，说明改造后效果较好，改造结束。
实施例二：
按照本发明的通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法的另一实施例，其改造步骤、工作原理、有益效果等均与实施例一相同，不同的是12个分层的渗透率变异系数：从上往下12层的渗透率变异系数分别为0.35、0.22、0.35、0.46、0.34、0.24、0.58、0.49、0.38、0.56、0.77、0.43。从上往下12层的渗透率变异系数的权重系数分别为1/45、2/45、1/15、4/45、1/9、1/9、4/45、1/15、4/45、1/9、1/9、4/45。计算可得整体渗透率变异系数为0.4502。
因为整体渗透率变异系数小于0.5，所以采用常规注水扩容。本实施例中，I井和P井使用常规防砂筛管。
实施例三：
按照本发明的通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法的另一实施例，其改造步骤、工作原理、有益效果等均与实施例一相同，不同的是12个分层的渗透率变异系数：从上往下12层的渗透率变异系数分别为0.75、0.82、0.65、0.86、0.64、0.84、0.58、0.79、0.68、0.86、0.77、0.69。从上往下12层的渗透率变异系数的权重系数分别为1/45、2/45、1/15、4/45、1/9、1/9、4/45、1/15、4/45、1/9、1/9、4/45。计算可得整体渗透率变异系数为0.7444。
因为整体渗透率变异系数大于0.7，所以采用高温下注入CO2饱和盐水扩容。
当温度从55增加到65℃时，pH减小值等于0.21；当温度从65增加到75℃时，pH减小值等于0.18，因此确定温度65℃为最佳温度。
重新计算每一分层的渗透率变异系数，从上往下12层的渗透率变异系数分别为0.33、0.42、0.54、0.56、0.44、0.45、0.34、0.61、0.22、0.36、0.65、0.55。按照每一分层的渗透率变异系数的权重系数，计算得到整体渗透率变异系数为0.4622，说明改造后效果较好，改造结束。
实施例四：
按照本发明的通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法的另一实施例，其改造步骤、工作原理、有益效果等均与实施例一相同，不同的是改造步骤中各个参数的匹配关系：
本实施例为新疆风城油田某SAGD井，I井垂深372m，P井垂深377m，储层地层破裂压力梯度为0.017MPa/m。计算得到挤液施工的最大井口压力Pmax出口＝2.2MPa。I井、P井分四个阶段挤液：第一阶段两个井的井口压力均在50min内从0加载至0.55MPa，维持0.55MPa的压力12小时；第二阶段两个井的井口压力从0.55MPa加载至1.1MPa，并维持1.1MPa的压力12小时；第三阶段两个井的井口压力从1.1MPa加载至1.65MPa，并维持1.65MPa的压力12小时；第四阶段两个井的井口压力从1.65MPa加载至2.2MPa，并维持2.2MPa的压力24小时，即改造结束。
Claims (9)
1.一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1)：通过测井解释获取SAGD井附近储层的渗透率剖面，渗透率剖面为过I井和P井井眼轴线的剖面,I井和P井分别指SAGD井中的注汽井和生产井；研究I井上方5m到储层底部的范围，垂向上按照每隔1m进行分层，分层数为N，每层内横向上按照每隔1m划分网格；
所述的每一分层内，按照从水平井根部到趾部，每隔1m划分网格，当最后一个网格的宽度大于或等于0.5m时，单独化为一个网格；当最后一个网格的宽度小于0.5m时，与上一个网格合并为一个网格；划分网格的区域范围为，垂向上从储层底部到I井上部5m，水平方向上从水平井的根部到水平井的趾部；
步骤2)：读取每一个分层内网格的渗透率值，计算每一分层的渗透率变异系数Vm；根据每一分层距离井筒的远近，赋予不同分层以不同的权重系数，各层渗透率变异系数的权重系数之和为1，计算研究范围内的整体渗透率变异系数Vt；
第m层的渗透率变异系数Vm的计算公式为，
式中，m取1～H；H为研究区域内总的分层数；n为每一分层的网格数；Ki为每一分层的网格对应的渗透率值；
为每一分层的网格对应的渗透率的平均值；
整体渗透率变异系数Vt的计算公式为：
Vt＝λ1V1+λ2V2+…λmVm+…+λHVH
式中，λm为第m层的渗透率变异系数的权重系数；
步骤3)：若整体渗透率变异系数小于0.5，采用常规注水扩容；若整体渗透率变异系数大于0.5且小于0.7，则采用常温下注入饱和CO2盐水扩容；若整体渗透率变异系数大于0.7，则采用高温下注入CO2饱和盐水扩容；
所述的步骤3)中常规注水扩容是指，将地下产出液按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；常温下注入饱和CO2盐水扩容是指，按照储层所在地层温度和地层压力，配置饱和CO2盐水，并按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；高温下注入CO2饱和盐水扩容是指，按照地层压力和步骤5)所得的最佳温度T，配置饱和CO2盐水，并按照步骤7)、步骤8)注入地层的方法；
步骤4)：在井底压力Pmax井底下，配置不同温度下的饱和CO2盐水溶液，测试其pH值，分析温度对CO2盐水溶液pH值的影响规律，Pmax井底为挤液施工的最大井底压力，取值为一个比地层破裂压力小0.5MPa的值；
步骤5)：绘制温度-pH曲线，当温度从T增加到T+10℃时，若pH减小值小于0.2时，确定温度T为最佳温度；
步骤6)：现场井下取芯钻头取上来的岩芯柱，在室内将井下岩芯取成标准岩芯柱；测试不同岩芯柱的初始渗透率K0，然后将标准岩芯柱在饱和CO2盐水中在压力Pmax井底下浸泡2.5天，模拟井下储层的实际孔隙压力，使饱和CO2盐水充分饱和岩芯，测试浸泡后岩芯柱的渗透率，计算各岩芯的渗透率改善系数I；绘制初始渗透率K0-渗透率改善系数I的关系；
步骤7)：计算P井垂深处的地层破裂压力为Pb、P井垂深处的静液柱压力为Pw；计算挤液施工的最大井底压力比地层破裂压力小0.5MPa，即Pmax井底＝Pb-0.5；计算挤液施工的最大井口压力为最大井底压力与静液柱压力之差，即Pmax井口＝Pmax井底-Pw；
步骤8)：清洗SAGD井，然后同时控制P井、I井的井口压力，并保持两口井的井口压力一致；分四个阶段逐级提压直至达到最大井口压力，每级的提压幅度为ΔP＝Pmax井口/4，每级提压的完成时间是30-60min；前三个阶段提压后维持恒定压力12h，第四个阶段提压后维持恒定压力24h，即改造结束；
步骤9)：按照初始渗透率K0-渗透率改善系数I的关系，将研究区域内初始渗透率剖面中所有网格的渗透率乘以相应的系数I；重新计算研究区域内的整体渗透率变异系数，当地层整体变异系数降低为小于0.5时，改造成功；
步骤10)：若地层整体渗透率变异系数仍然大于0.5，对于已采取注饱和CO2盐水的井，再次高温注入CO2盐水24小时；对于已采取高温注入饱和CO2盐水的井，将注入时间延长2天。
2.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤2)中影响各层渗透率变异系数的权重系数取决于各层距离井筒距离的远近。
3.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤3)中盐水的溶质成分及含量应与地层产出水相匹配。
4.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤3)中盐水溶液中的溶质主要包括Na+、K+、Ca+、Mg+等阳离子和Cl-、SO4 2-、HCO3 -、CO3 2-等阴离子。
5.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤3)中盐水溶液直接使用原油处理后的地层水，也可以使用室内实验配置的盐水。
6.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤3)中当常温下注入饱和CO2盐水扩容或高温下注入CO2饱和盐水扩容时，为防止CO2溶液腐蚀泥岩底层，应设计和生产两种类型的筛管，其中I井使用常见的筛管，P井应采用一种特殊的筛管，I井筛管全部割缝，P井筛管仅上部割缝，下部不割缝。
7.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤4)中配置饱和CO2盐水溶液的温度范围为储层所在地层温度～80℃。
8.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤6)中室内取芯成标准岩芯是指，采用人工或机械方法将取芯钻头取上来的岩芯加工为直径为25mm、长度为50mm的标准圆柱体，需要用密封袋密封，并放置在-20℃的冰箱中保存。
9.根据权利要求1所述的一种通过挤入饱和CO2盐水改善油砂储层渗透率的方法，其特征在于，所述的步骤6)中渗透率测试方法采用稳态法或瞬态法，可以采用气测或者液测。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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