薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法
【專利摘要】本發(fā)明提供一種薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法包括：步驟1，向井內(nèi)注入蒸汽；步驟2，在注入蒸汽的同時，伴注氮氣與微乳液降粘劑；步驟3，燜井；以及步驟4，起注汽管柱，下生產(chǎn)管柱，轉抽生產(chǎn)。該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法針對薄層稠油多輪次吞吐后期周期產(chǎn)量遞減快、含水上升快、能量下降導致開采效果變差的矛盾，在未到達轉蒸汽驅條件前，利用“氮氣+微乳液降粘劑”輔助蒸汽強化熱采，補充油層能量，提高蒸汽波及系數(shù)和熱效率以及驅替效率，從而提高薄層稠油多輪次吞吐開采效果。
【專利說明】薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法
【技術領域】
[0001]本發(fā)明涉及油田采油【技術領域】，特別是涉及到一種薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法。
【背景技術】
[0002]薄層稠油油藏主要采用常規(guī)開采和蒸汽吞吐兩種開發(fā)方式。目前國內(nèi)外在2~6m薄層稠油油藏開發(fā)上，特別是在蒸汽吞吐多輪次后期提高開采效果技術方面基本為空白。注蒸汽吞吐4~5周期后效果變差，且隨著周期數(shù)增加，周期產(chǎn)油量降低。薄層稠油蒸汽吞吐4~5周期后原油流動半徑在40m~50m之間，在井間區(qū)域剩余油飽和度基本在0.49~ 0.56之間。隨著加熱周期的增加，加熱半徑增大，但增加的幅度降低。增加注汽量可以提高周期產(chǎn)油量，但產(chǎn)油量增加幅度有限。因此，很難單純依靠增加注汽量來提高多輪次吞吐的開米效果。
[0003]中國蘊藏著比較豐富的稠油資源，其中儲層有效厚度<6m，純總比>0.4的薄層稠油占據(jù)相當?shù)谋壤?。如某油田薄層稠油儲量達到0.32X 108t。薄層稠油油藏多輪次吞吐后，一方面，周期產(chǎn)量、油汽比遞減快，產(chǎn)油量的遞減25%以上，周期間油汽比的遞減30%以上。另一方面，含水上升快，周期間含水上升速度為3.0%以上。此外，地層虧空，導致壓力降低，能量下降。為此我們發(fā)明了一種新的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，解決了以上技術問題。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0004]本發(fā)明的目的是提供提高蒸汽的熱效率、洗油效率以及波及體系，從而提高薄層稠油多輪次吞吐后期開采效果的方法。
本發(fā)明的目的可通過如下技術措施來實現(xiàn):薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法包括:步驟1，向井內(nèi)注入蒸汽；步驟2，在注入蒸汽的同時，伴注氮氣與微乳液降粘劑；步驟3，燜井；以及步驟4，起注汽管柱，下生產(chǎn)管柱，轉抽生產(chǎn)。
[0005]本發(fā)明的目的還可通過如下技術措施來實現(xiàn):
在步驟2中，伴注的氮氣與注入的蒸汽的摩爾比為0.02~0.05，分段塞注入，微乳液降粘劑的注入量為蒸汽濃度的0.3%~0.5%。
[0006]在步驟2中，根據(jù)油層厚度、原油粘度、注汽量以及油層能量確定伴注的氮氣與微乳液降粘劑的注入量。
[0007]在步驟2中，伴注的氮氣與微乳液降粘劑在蒸汽注入完畢前24h以上注入油層。
[0008]在步驟2中，通過啟動制氮氣設備和高壓伴注設備注入氮氣與微乳液降粘劑。
[0009]該制氮氣設備注入壓力≥25MPa，氮氣排量600 NmVh~1200Nm3/h，該高溫高壓伴注設備注入壓力≥20MPa，排量O~500L/h。
[0010]在步驟3中，根據(jù)油藏地質(zhì)條件、施工工藝參數(shù)、井口壓力確定燜井時間。[0011]應用該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法的油藏滿足以下條件:油藏埋深≤1400m,油層有效厚度≤6.0m,滲透率≥300X 10_3 μ m2，油藏條件下原油粘度≤20000mPa.s,無邊底水的影響。油層傾角≤5°。
[0012]在已有蒸汽吞吐生產(chǎn)直井或水平井中選取應用該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法的試驗井，滿足以下條件:蒸汽吞吐輪次≥ 4，油汽比≤ 0.4，周期平均含水率≥80%，油藏壓力下降≥1.5MPa。
[0013]本發(fā)明中的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，針對薄層稠油多輪次吞吐后期周期產(chǎn)量遞減快、含水上升快、能量下降導致開采效果變差的矛盾，在未到達轉蒸汽驅條件前，利用“氮氣+微乳液降粘劑”輔助蒸汽強化熱采，補充油層能量，提高蒸汽波及系數(shù)和熱效率以及驅替效率，從而提高薄層稠油多輪次吞吐開采效果。氮氣與注入蒸汽的摩爾比為0.02~0.05，微乳液體系的注入量為蒸汽濃度0.3%~0.5%。采用本發(fā)明中的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法在薄層稠油多輪次吞吐后期可以提高薄層稠油近井地帶壓力0.4~1.0Mpa,提高蒸汽的波及系數(shù)10%~20%，當?shù)獨怙柡投冗_到0.36時，巖石綜合導熱系數(shù)下降16%?？梢越档驮驼扯?，提高蒸汽驅替效率20%以上?？梢匝娱L周期生產(chǎn)時間20d以上，周期產(chǎn)油量增加350t以上，投入產(chǎn)出比1:3。
【專利附圖】

【附圖說明】
[0014]圖1為本發(fā)明的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法的一具體實施例的流程圖。
【具體實施方式】
[0015]為使本發(fā)明的上述和其他目的、特征和優(yōu)點能更明顯易懂，下文特舉出較佳實施例，并配合所附圖式，作詳細說明如下。
[0016]如圖1所示，圖1為本發(fā)明的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法的流程圖。在應用本發(fā)明的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法前，應首先根據(jù)稠油油藏的地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀，進行粗篩選，油藏滿足以下條件:油藏埋深≤1400m，油層有效厚度≤6.0m,滲透率≥300Χ10_3μm2，油藏條件下原油粘度≤20000mPa.s，無邊底水的影響。油層傾角≤5°。而在已有蒸汽吞吐生產(chǎn)直井或水平井中選取試驗井，應滿足以下條件:蒸汽吞吐輪次≥4，油汽比≤0.4，周期平均含水率≥80%,油藏壓力下降≥1.5MPa。在選取好試驗井后，利用圖1所示的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采流程在試驗井開展“氮氣+微乳液降粘劑”輔助蒸汽吞吐。
[0017]在步驟101，注入蒸汽。在一實施例中，通過啟動蒸汽發(fā)生器，按設計注入蒸汽。蒸汽發(fā)生器位于地面注汽井口一側，連接于注汽井口，提供蒸汽。流程進入到步驟102。
[0018]在步驟102，在注入蒸汽的同時，注汽過程伴注氮氣與微乳液降粘劑。在一實施例中，啟動制氮氣設備和高壓伴注設備注入氮氣與微乳液降粘劑。制氮氣設備位于地面注汽井口另一側，連接于注汽井口，提供氮氣。高溫高壓伴注設備位于注汽井口 4 一側，連接于注汽井口，為微乳液降粘劑注入設備。制氮氣設備注入壓力> 25MPa，氮氣排量600 Nm3/h~1200Nm3/h，高溫高壓伴注設備注入壓力≥20MPa，排量O~500L/h，可調(diào)。氮氣與注入蒸汽的摩爾比為0.02~0.05，分段塞注入。微乳液降粘劑的注入量為蒸汽濃度的0.3%~0.5%。氮氣與微乳液降粘劑的具體注入量根據(jù)油層厚度、原油粘度、注汽量以及油層能量而定。氮氣與微乳液降粘劑應在蒸汽注入完畢前24h以上注入油層。流程進入到步驟103。
[0019]在步驟103，燜井。燜井時間根據(jù)油藏地質(zhì)條件、施工工藝參數(shù)、井口壓力等確定。流程進入到步驟104。
[0020]在步驟104，起注汽管柱，下生產(chǎn)管柱，轉抽生產(chǎn)。流程結束。
[0021]采用注汽過程伴注氮氣的方式，利用氮氣可壓縮性大、在儲層流體中溶解度低、導熱系數(shù)小且為非凝析氮氣的性質(zhì)，伴蒸汽注入后氮氣高于飽和氣油比后，更多的是以微氣泡狀態(tài)存在于油藏，在地層中能夠形成彈性驅，大幅度增加油藏流體流動性和彈性能，可提高薄層稠油近井地帶壓力，延長周期生產(chǎn)時間，提高蒸汽的波及系數(shù)，這也是改善薄層稠油吞吐開發(fā)效果的關鍵原因。此外，巖石綜合導熱系數(shù)隨著氮氣的加入逐漸降低，且由于重力分異的作用 ，油藏上部含氣飽和度較高，降低了薄層稠油油藏沿上部蓋層熱量的損失。從而提高了蒸汽的熱效率，克服了薄層稠油熱損失大的矛盾。而注汽過程伴注的微乳液降粘劑兼具油溶性降粘劑和耐高溫水溶性表面活性劑的特性，體系可以通過強化蒸餾和降低界面張力兩方面的作用達到提高驅替效率的目標，彌補了薄層稠油因熱損失大溫度場低導致熱水驅油效率低的缺陷。微乳液降粘劑可降低注汽啟動壓力I~2MPa，l%條件下的降粘率達到95%以上，管式模型提高蒸汽驅替效率20%以上。此外，氮氣與微乳液體系協(xié)同作用，可進一步提高蒸汽的驅替效率，達到28%以上。且對改善非均值儲層驅替效率有著顯著的作用，低滲巖心提高驅替效率15%以上，高滲巖心提高幅度達到了 20%以上?？偠灾谩暗獨?微乳液”輔助蒸汽強化熱采，可以有效補充油層能量，提高蒸汽的熱效率、洗油效率以及波及體系，從而提高薄層稠油多輪次吞吐后期開采效果。
[0022]在本發(fā)明的一具體實施例中，具體做法是:
(I)選擇適合的稠油油藏與試驗井號
某稠油油藏埋深1180m~1320m，油層有效厚度單層2~6m，滲透率800~4000 X 10-3 μ m2,孔隙度25%~35%，含油飽和度50%~55%，原油粘度5000~20000mPa.S。至2010年10月底熱采225 口，吞吐4周期以上的井占55%，周期產(chǎn)油量遞減率27.87%，周期間含水上升速度為4.1%，壓降為2.4Mpa。
[0023]選取的試驗井為直井，吞吐5周期，油汽比0.3，含水率85%，壓降1.8MPa。
[0024]⑵安裝設備與流程，主要包括蒸汽發(fā)生器、制氮氣設備與高溫高壓伴注設備，試壓合格，達到相關安全、HSE標準。
[0025]⑶開始從隔熱油管注入蒸汽，共注汽1800t，連續(xù)注入，直至注完設計注汽量，注汽速度10t/h，干度≥75%。
[0026]⑷注汽第一天從隔熱油管注入第一個“氮氣+微乳液降粘劑”段塞，第二個“氮氣+微乳液降粘劑”段塞于第一個段塞注完36h后開始注入。每個段塞注入氮氣30000Nm3，注入速度1000Nm3/h。每個段塞注入微乳液降粘劑3.5t，注入速度0.2t/h。
[0027](5)燜井4d，待井口壓力下降至大氣壓后，起注汽管柱，下生產(chǎn)管柱，轉抽生產(chǎn)。
[0028]現(xiàn)場應用后延長周期生產(chǎn)時間25d以上，周期產(chǎn)油量增加412t，油汽比增加
0.23。
【權利要求】
1.薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法包括: 步驟1，向井內(nèi)注入蒸汽； 步驟2，在注入蒸汽的同時，伴注氮氣與微乳液降粘劑； 步驟3，燜井；以及 步驟4，起注汽管柱，下生產(chǎn)管柱，轉抽生產(chǎn)。
2.根據(jù)權利要求1所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，在步驟2中，伴注的氮氣與注入的蒸汽的摩爾比為0.02~0.05，分段塞注入，微乳液降粘劑的注入量為蒸汽濃度的0.3%~0.5%。
3.根據(jù)權利要求1所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，在步驟2中，根據(jù)油層厚度、原油粘度、注汽量以及油層能量確定伴注的氮氣與微乳液降粘劑的注入量。
4.根據(jù)權利要求1所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，在步驟2中，伴注的氮氣與微乳液降粘劑在蒸汽注入完畢前24h以上注入油層。
5.根據(jù)權利要求1所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，在步驟2中，通過啟動制氮氣設備和高壓伴注設備注入氮氣與微乳液降粘劑。
6.根據(jù)權利要求5所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，該制氮氣設備注入壓力≥25MPa，氮氣排量600 Nm3/h~1200Nm3/h，該高溫高壓伴注設備注入壓力≥20MPa，排量O~500L/h。
7.根據(jù)權利要求1所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，在步驟3中，根據(jù)油藏地質(zhì)條件、施工工藝參數(shù)、井口壓力確定燜井時間。
8.根據(jù)權利要求1所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，應用該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法的油藏滿足以下條件:油藏埋深< 1400m，油層有效厚度≤6.0m，滲透率≥300Χ10_3μπι2，油藏條件下原油粘度≤20000mPa.s，無邊底水的影響，油層傾角≤5°。
9.根據(jù)權利要求8所述的薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法，其特征在于，在已有蒸汽吞吐生產(chǎn)直井或水平井中選取應用該薄層稠油油藏多輪次吞吐后期開采方法的試驗井，滿足以下條件:蒸汽吞吐輪次> 4，油汽比< 0.4，周期平均含水率> 80%，油藏壓力下降≥ 1.5MPa。
【文檔編號】E21B43/24GK103790561SQ201210432484
【公開日】2014年5月14日 申請日期:2012年11月2日 優(yōu)先權日:2012年11月2日
【發(fā)明者】王世虎, 唐培忠, 于田田, 張紫軍, 殷方好, 宋丹, 賀文媛, 王善堂, 劉艷平, 馬愛青, 孟秋玉 申請人:中國石油化工股份有限公司, 中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司采油工藝研究院