CN105089590A

CN105089590A - 一种提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法

Info

Publication number: CN105089590A
Application number: CN201410194080.9A
Authority: CN
Inventors: 赵红雨; 吴光焕; 刘祖鹏; 李伟忠; 唐亮; 杨艳霞; 韦涛; 牛丽娟; 刘西雷; 魏超平; 曹秋颖; 于建梅
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shengli Geological Scientific Reserch Institute
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Shengli Geological Scientific Reserch Institute
Priority date: 2014-05-08
Filing date: 2014-05-08
Publication date: 2015-11-25

Abstract

本发明公开了一种提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法。该方法是在热水驱过程中，周期性向注汽井中注入油溶性降粘剂和烟道气段塞。该方法步骤为：a.注入0.15～0.2倍地层孔隙体积的热水和烟道气混合物；b.将油溶性降粘剂溶液注入注水井5～10d；c.注热水和烟道气混合物60～80d；d.重复步骤b、c。该发明采用耐高温油溶性降粘剂，可显著降低原油粘度，增加原油流动性，提高原油采收率，同时由锅炉燃烧产生的烟道气直接注入地下，可提高热效率，减少环境污染。

Description

一种提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法

技术领域

本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种利用烟道气和降粘剂辅助热水驱以提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法。

背景技术

稠油在世界油气资源中占有较大的比例。据统计，世界稠油、超稠油和天然沥青的储量约为1000×108t。中国稠油资源分布广泛，已在12个盆地发现了70多个稠油油田。稠油的开采具有很大的潜力，而且随着轻质油开采储量的减少，21世纪开采稠油所占的比重将会不断增大。

国内具有丰富的普通稠油资源(地层条件粘度>50mPa·s)，仅胜利油田地质储量10.5×108t。胜利油田水驱开发普通稠油油藏，受原油粘度的影响，开发效果差别很大。地下原油粘度小于100mPa·s一般采收率高于20％，采油速度大于1％；地下原油粘度大于100mPa·s采收率一般低于20％，采油速度小于1％。油层中含有大量的剩余可采储量，因此迫切需要转换开发方式来提高该类油藏的采收率。

蒸汽吞吐是目前普遍使用的传统提高稠油采收率技术，但是蒸汽吞吐加热半径有限，一般仅30-40m，原油采收率低，一般只有10％-15％，最大约20％左右。蒸汽驱是蒸汽吞吐后期最有效的接替技术，但是蒸汽驱开采耗气量大，操作成本高，油藏地质条件严格。胜利水驱稠油属蒸汽驱边际油藏，油藏埋藏1200-1600m，难以保证井底高干度注汽，同时普遍存在较为活跃的边底水，能量补充充足，难以降压，而地层压力高不利于蒸汽带扩散，汽驱效果差。所以对于已采取蒸汽吞吐开发的油藏中一些不适宜蒸汽驱开发的油藏，推荐采用热水驱。

稠油中固态烃、沥青质和胶质的含量及组成是决定其流动性的主要因素，而稠油中沥青质及胶质含量特别高，而且它们的结构复杂，分子量大。通过加入油溶性稠油降粘剂，降低胶质和沥青质之间的氢键作用，使其结构变得松散，从而达到降低稠油粘度、改善稠油流动性、解决稠油的开采和集输问题的目的。

本发明通过复合稠油化学降粘、蒸汽降粘以及烟道气保温隔热作用三种机理，可以充分发挥两种技术的加效作用，有效提高水驱后普通稠油油藏的采收率。

发明内容

本发明的目的是提供一种在烟道气伴热水驱过程中，周期性向注水井注入油溶性降粘剂段塞，提高水驱后普通稠油油藏采收率的驱油方法。

为了达成上述目的，本发明可通过如下技术措施实现：

一种提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，按如下步骤进行：

a.注入0.15～0.2倍地层孔隙体积的热水和烟道气的混合物；

b.将油溶性降粘剂溶液注入注水井5～10d；

c.注热水和烟道气混合物60～80d；

d.重复步骤b、c。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

所述的热水温度为100～150℃，注入速度为120～150t/d；

所述烟道气注入速度为1.0～2.0(地下体积)的热水注入速度；

所述油溶性降粘剂是多芳环分子结构的磺酸盐和羧酸盐的复合体系；

所述油溶性降粘剂是SLS-5或CR-1或由0.35wt.％主剂石油磺酸盐PS-4和0.2wt.％助剂酰胺类非离子表面活性剂CMA制备所得的降粘剂或由0.3％阴离子表面活性剂和0.2％非离子表面活性剂OP-10制备所得的降粘剂。

所述油溶性降粘剂溶液的注入速度为0.5％～1.0％(质量)的热水注入速度；

所述油溶性降粘剂溶液的质量浓度为300000～600000mg/L。

本发明可以为水驱后普通稠油油藏开发后期提供一种经济有效的提高原油采收率的新方法，适用于具有较为活跃的边底水，适用于油层综合含水高于90％，油层采出程度低于30％，原油粘度范围介于150～1000mPa·s，水油体积比大于10的油藏。

本发明是针对原油粘度高、边底水活跃，化学驱与蒸汽驱均不适应的水驱后普通稠油油藏，是在目前的技术背景下开发的能够大幅度提高水驱后普通稠油油藏原油采收率的新型技术。热水驱过程中，注入烟道气和耐高温油溶性降粘剂，有效降低原油粘度，提高驱油效率。由热水、烟道气、降粘剂组成的提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法是通过热、气体、化学复合作用降低原油粘度，扩大波及面积，将油藏中常规水驱不能采出的大量剩余油驱出，从而大幅度提高水驱后稠油油藏采收率26.4％，油藏最终采收率可达48.8％。同时燃烧产生的烟道气直接注入地下，可提高热效率10％以上，减少环境污染。

附图说明

图1是油溶性降粘剂降粘过程示意图；

图2是油溶性降粘剂降粘特征示意图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例作进一步详细说明如下。

实施例1：

a.以150t/d的速度注入0.2倍地层孔隙体积的热水和烟道气的混合物，其中热水温度为150℃；

b.将油溶性降粘剂SLS-5(0.35wt.％主剂石油磺酸盐PS-4+0.2wt.％助剂酰胺类非离子表面活性剂CMA)配制成500000mg/L的溶液，以0.6t/d的注入速度伴a中热水和烟道气混合物注入注水井5d；

c.以150t/d的速度注入热水和烟道气混合物60d。

d.重复步骤b、c。

实施例2：

a.注入0.2倍地层孔隙体积的热水和烟道气的混合物，其中热水注入速度为150t/d，温度100℃，烟道气注入速度为300t/d；

b.将油溶性降粘剂(0.3％阴离子表面活性剂+0.2％非离子表面活性剂OP-10)配制成600000mg/L的溶液，以1.5t/d的注入速度伴a中热水和烟道气混合物注入注水井5d；

c.以150t/d的速度注入热水和烟道气混合物60d。

d.重复步骤b、c。

实施例3：

a.以120t/d的速度注入0.15倍地层孔隙体积的热水和烟道气的混合物；

b.将油溶性降粘剂CR-1(非离子表面活性剂+碱+助剂)配制成300000mg/L的溶液，以1.2t/d的注入速度伴a中热水和烟道气混合物注入注水井10d；

c.以120t/d的热水注入速度和240t/d的烟道气注入速度注入热水和烟道气混合物80d。

d.重复步骤b、c。

Claims

1.一种提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于按如下步骤进行：

a.注入0.15～0.2倍地层孔隙体积的热水和烟道气的混合物；

b.将油溶性降粘剂溶液注入注水井5～10d；

c.注热水和烟道气混合物60～80d；

d.重复步骤b、c。

2.根据权利要求1所述的提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述热水温度为100～150℃，注入速度为120～150t/d。

3.根据权利要求1所述的提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述烟道气注入速度为1.0～2.0(地下体积)热水注入速度。

4.根据权利要求1所述的提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤b所述油溶性降粘剂是多芳环分子结构的磺酸盐和羧酸盐的复合体系。

5.根据权利要求4所述的提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述油溶性降粘剂是SLS-5或CR-1或由0.35wt.％主剂石油磺酸盐PS-4和0.2wt.％助剂酰胺类非离子表面活性剂CMA制备所得的降粘剂或由0.3％阴离子表面活性剂和0.2％非离子表面活性剂OP-10制备所得的降粘剂。

6.根据权利要求1所述的提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤b所述油溶性降粘剂溶液的注入速度为0.5％～1.0％(质量)热水注入速度。

7.根据权利要求1所述的提高水驱后普通稠油油藏采收率的方法，其特征在于，步骤b所述油溶性降粘剂溶液的质量浓度为300000～600000mg/L。

8.根据权利要求1-7任一权利要求所述的复合热载体提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，所述方法适用于油层综合含水高于90％，油层采出程度低于30％，原油粘度范围介于150～1000mPa·s，具有较为活跃的边底水，水油体积比大于10的油藏。