一种稠油的多段开采方法与流程

1.本发明属于油藏开发和采油工程技术领域，特别是涉及一种稠油的多段开采方法。

背景技术：

2.我国稠油资源极为丰富，已在渤海湾盆地、松辽盆地、南襄盆地、准噶尔盆地、二连盆地等12个大中型含油盆地和凹陷发现70多个稠油油田，储量超过80
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108t。稠油受自身粘度的影响，在储层中持续渗流的阻力很高，对于大多数稠油油田，除了蒸汽吞吐和蒸汽驱等热采方法外，其他采油方法的采收率非常低，不足原始储量的5％。但热采过高的前期投资与运行成本导致稠油生产难以实现盈利，继而无法达到效益开发，极大地限制了稠油的开采程度。此外，作为目前稠油主力采油技术的蒸汽吞吐，经过多轮次注汽，储层汽窜严重，含水骤升，甚者出现暴性水淹，导致区块储量整体浪费。热采之外的其他采油技术，难以维持稠油油藏的长期正常生产，且随着稠油粘度的上升，稠油开发愈加困难，特超稠油、深层稠油、敏感性稠油和薄层稠油高达1.3亿吨的探明储量处于难动用状态。
3.稠油受自身高粘度的影响，在储层的渗流机制中运移非常困难。对于原油饱和度较高的储层，岩心所测数据并不代表实际的储层渗透率。因为稠油流经孔隙时会吸附于岩石表面，令渗流通道变窄，造成相对渗透率的下降，继而不利于稠油的持续生产。鉴于热采成本过高，稠油有效开采方法匮乏的现状，化学降黏凭借开发成本低、措施便捷、有效生产周期长、储层损伤程度低等特点成为稠油开采最具潜力的接替方法。
4.然而，鉴于油藏条件较为复杂，化学降黏在目前的现场应用中尚有诸多问题亟待解决：1.仅以降黏率作为药剂筛选指标，未考虑储层对药剂本身的吸附，目前药剂多数不具备普适性；2.仅以室内降粘结果设计现场药剂使用浓度，未考虑储层采出程度与含水的影响，造成药剂注入浓度偏低无效或过高浪费；3. 仅采用统一的渗透率和孔隙度设计注入液量，忽略了储层非均质性的问题，导致现场施工高压难注或波及范围不足；4.现场施工采用固定的注剂速度和段塞浓度，对现场注剂中出现的压力变化无应对措施，导致注剂效果严重受限；5. 施工结束后的关井扩散时间过长，且依经验而定，缺乏有效的参数进行判断和优化。
5.中国专利申请cn104265254a公开了一种深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法，其注油溶性降粘剂和液态co2分四段塞式注入，油溶性降粘剂注入强度2～3t/m，co2注入强度15～20t/m，油溶性降粘剂和co2注入比例1:6～12，油溶性降粘剂注入速度8～12m3/h，液态co2注入速度 10～15t/h。第一段塞注入占油溶性降粘剂总注入量40％的油溶性降粘剂，注入速度8～12m3/h；第二段塞注入占液态co2总注入量33％的液态co2，注入速度 10～15t/h，注入20％油溶性降粘剂，注入速度8～12m3/h；第三段塞注入33％的液态co2，注入速度10～15t/h，注入20％油溶性降粘剂，注入速度8～12m3/h；第四段塞注入33％的液态co2，注入速度10～15t/h，注入20％油溶性降粘剂，注入速度8～12m3/h，采用正注，高温防膨剂溶液顶替，关井焖井10～15天开井生产。该方法虽然采用多段注入，但
每一段塞均采用相同浓度的降粘剂。
6.对于稠油的开采，目前仍需要提高采收率更为有效的开采方法。

技术实现要素：

7.本发明的目的在于提供一种稠油的多段开采方法。本发明所述方法步骤简单，实施成本低、作用效果显著，有效作用时间长、周期累油高。
8.为了达到上述的目的，本发明采取以下技术方案：
9.一种稠油的多段开采方法，采用多段塞的方式将降粘剂注入储层，每一段塞注入的降粘剂采用不同的浓度、注入液量和注入排量；每一段塞降粘剂的浓度为有效浓度的1-10倍；每一段塞注入排量为10-60m3/h；各段塞注入液量之和为总注入液量。
10.进一步地，上述稠油的多段开采方法中，所述有效浓度为降粘剂在50-70℃ 条件下，针对脱气脱水粘度》30000mpa
·
s的稠油，降粘率》95％时的药剂浓度。
11.进一步地，上述稠油多段开采方法中，对于直斜井，所述总注入液量根据公式q＝πr2lφ计算得出，其中，l：油层有效厚度，单位m；r：预处理半径，单位m；φ：孔隙度；q：总注入液量，单位m3。
12.对于水平井，所述总注入液量根据公式q＝hlwφ计算得出，其中，h：油层有效厚度，单位m；l：水平井段长，单位m；w：预计处理距离，单位 m；φ：孔隙度；q：总注入液量，单位m3。
13.进一步地，对于直斜井，所述多段开采方法优选采用三段塞的方式将降粘剂注入储层。
14.更进一步地，所述三段塞的方式具体为：第一段塞，注入液量为总注入液量的20-30％，浓度为有效浓度的3～10倍，注入排量为10～20m3/h；第二段塞，注入液量为总注入液量的20～50％，浓度为有效浓度的1～6倍，注入排量为 40～60m3/h；第三段塞，注入液量为总注入液量的20-30％，浓度为有效浓度的 1～2倍，注入排量为20～40m3/h。
15.上述三段塞方式的液量浓度和排量是根据所筛选降粘剂的降粘率确定的，具体来说，在第一塞段，对于采出程度《5％的储层，近井区域原油动用差，低排量注入高浓度药剂，可令降粘剂充分与原油接触，实现快速降粘，避免注剂高压，对于含水》50％的储层，可有效避免后续注剂被过度稀释造成药剂浪费；第二段塞，高排量注入可令药剂向远端持续推进，避免形成稠油环导致储层堵塞；第三段塞，降低注入排量并提高注入浓度，进一步提升第二段塞高速注入下产生的注剂空间内稠油的流度，提高储层出液能力。
16.进一步地，对于水平井，所述多段开采方法优选采用四段塞的方式将降粘剂注入储层。
17.更进一步地，所述四段塞的方式具体为：第一段塞，注入液量为总注入液量的10-20％，浓度为有效浓度的3～10倍，注入排量为10～20m3/h；第二段塞，注入液量为总注入液量的20～60％，浓度为有效浓度的1-2倍，注入排量为 30～50m3/h；第三段塞，注入液量为总注入液量的20-30％，浓度为有效浓度的 1～2倍，注入排量为40～60m3/h；第四段塞，注入液量为总注入液量的10～20％，浓度为有效浓度的0.5～1倍，注入排量为20～30m3/h。
18.上述四段塞开采方法，第一段塞避免注剂高压，或提高近井积液的药剂浓度；第
二段塞高排量注入可以增加注剂对水平井水平段未动用区域稠油的波及效率，提高水平段的整体动用率；第三段塞高排量注入较高浓度药剂以维持套管区域的药剂浓度，提高近井储层的渗透率，增加后续生产的出液能力；第四段塞以最低有效浓度作为顶替液，增加前置注剂的作用范围，令更多稠油的流度得到提升。
19.进一步地，所述方法还包括：将降粘剂注入储层后，套管安装压力表，当压力《1mpa时，开井生产。
20.进一步地，所述方法适用于稠油粘度《10000mpa
·
s，采出程度《25％，含水《90％，岩心测渗透率》100md，孔隙度》10％，泥质含量《15％的储层条件。
21.本发明所述方法基于储层稠油流度，通过多浓度多段塞的方式将降粘剂注入储层，同时根据实际压力的变化调整注入参数以增加注剂波及范围，大幅度降低稠油黏度的同时提高储层相对渗透率，以此改善储层中稠油的流度(流度＝渗透率/黏度)，达到提高稠油采收率的目的。
22.与现有技术相比，本发明具有以下优势：
23.1)本发明通过多段开采稠油的方法，合理设置各段注入降粘剂的参数，能够大幅度降低稠油粘度的同时提高储层相对渗透率，改善了储层中稠油的流度，能够有效提高稠油采收率。
24.2)本发明管注剂无需作业大幅度节约成本，间歇注剂避免疲劳施工，施工周期短(《3天)，闷井时间短(《1天)有效提高生产周期，开井反排液易破乳，不增加额外水处理的负担。
25.3)本发明相对于不分段的开采方法能够提高持续增油时间100％和增油量 200％以上。
具体实施方式
26.为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整的描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员在无需创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明的保护范围。
27.除非另作定义，本公开所使用的技术术语或者科学术语应当为本发明所属领域内有一般技能的人士所理解的通常意义。
28.以下实施例所用降粘剂的制备方法为：
29.向1500ml的三口圆底烧瓶中加入300g去离子水和100g煤油，加磁子搅拌，随后加入丙烯酰胺(am)60g，丙烯酸钠(aa)10g，1-丁烯苯基(pb) 20g和丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(amps)5g，搅拌至完全溶解并形成白乳液。随后加入催化剂四甲基乙二胺(temed)0.15g，搅拌均匀后加入na2co3将ph 值调至8。加热升温到70℃，并通入氮气除氧30min。随后加入异丙醇5g，过硫酸胺0.15g和偶氮异(aibn)0.15g，反应至溶液变粘磁子停止转动时，关闭搅拌并停止氮气，反应8h。取出烧瓶中的凝胶块，剪碎后置于烘箱中80℃ 加热脱水6h，研磨造粒，收率75.2％，所得降粘剂简称am-sa-pb-ampsna (具体如中国专利cn109679639b实施例1所述)。
30.根据中石化胜利管理局企业标准《q/sh1020 1519-2013稠油降粘剂通用技术条
件》，50℃条件下，针对脱气脱水粘度》30000mpa
·
s的稠油，降粘率》99％时的am-sa-pb-ampsna的有效浓度为0.5wt％。以下实施例2-5均采用上述降粘剂。
31.实施例1
32.某油田直井，原油粘度6630mpa
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s(储层温度下脱气脱水粘度)，采出程度 14.5％，含水85.5％，岩心测渗透率1300md，孔隙度31.8％，油层有效厚度3.8m，泥质含量6.4％。
33.处理半径r为10米，采用公式q＝πr2lφ(l：油层有效厚度；r：处理半径； φ：孔隙度；q：总注入液量)计算总注入液量q约为380m3。
34.采用三段塞浓度注入法：第一段塞，注入液量100m3(26.3％q)，降粘剂浓度为4wt％，注入排量10m3/h，近井区域原油动用差，低排量注入高浓度药剂，可有效避免后续注剂被过度稀释造成药剂浪费；第二段塞，注入液量180m
3 (47.4％q)，降粘剂浓度为2wt％，注入排量60m3/h，高排量注入可令药剂向远端持续推进，避免形成稠油环导致储层堵塞；第三段塞，注入液量100m
3 (26.3％q)，降粘剂浓度0.5wt％，注入排量40m3/h，降低注入排量并提高注入浓度，进一步提升第二段塞高速注入下产生的注剂空间内稠油的流度，提高储层出液能力。
35.施工结束后，安装套管压力表，压力为0.1mpa，直接开井生产。
36.效果：持续增油时间8个月，措施周期累计增油715t，周期内峰值产量 9.8t/d，峰值持续时间33天。
37.实施例2
38.某油田斜井，原油粘度6887mpa
·
s(储层温度下脱气脱水粘度)，采出程度 21％，含水50.7％，岩心测渗透率589md，孔隙度28.5％，油层有效厚度8.2m，泥质含量10.5％。
39.处理半径r为10米，采用公式q＝πr2lφ(l：油层有效厚度；r：处理半径； φ：孔隙度；q：总注入液量)计算总注入液量q约为730m3。
40.采用三段塞浓度注入法：第一段塞，注入液量200m3(27.4％q)，降粘剂浓度3wt％，注入排量20m3/h，近井区域原油动用差，低排量注入高浓度药剂，可令降粘剂充分与原油接触，实现快速降粘，避免注剂高压；第二段塞，注入液量350m3(48％q)，降粘剂浓度1wt％，注入排量50m3/h，高排量注入可令药剂向远端持续推进，避免形成稠油环导致储层堵塞；第三段塞，注入液量 180m3(24％q)，降粘剂浓度0.5wt％，注入排量30m3/h，降低注入排量并提高注入浓度，进一步提升第二段塞高速注入下产生的注剂空间内稠油的流度，提高储层出液能力。
41.施工结束后，安装套管压力表，压力为6mpa，闷井6h后压力降为1mpa，直接开井生产。
42.效果：持续增油时间12个月，措施周期累计增油1585t，周期内峰值产量 15.8t/d，峰值持续时间61天。
43.实施例3
44.某油田水平井，原油粘度7700mpa
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s(储层温度下脱气脱水粘度)，采出程度23.3％，含水87.7％，岩心测渗透率2100md，孔隙度32.3％，油层有效厚度 4.2m，泥质含量4.2％，水平段长105.8m。
45.处理距离w为5米，采用公式q＝hlwφ(h：油层有效厚度；l：水平井段长；w：预计处
理距离；φ：孔隙度；q：总注入液量)计算总注入液量q 约为720m3。
46.采用四段塞浓度注入法：第一段塞，注入液量100m3(13.8％q)，降粘剂浓度5wt％，注入排量10m3/h，提高近井积液的药剂浓度；第二段塞，注入液量400m3(55.7％q)，降粘剂浓度1wt％，注入排量40m3/h，高排量注入增加注剂对未动用区域的波及效率，增加水平段的整体动用率；第三段塞，注入液量100m3(13.8％q)，降粘剂浓度3wt％，注入排量60m3/h，低排量注入高浓度药剂以维持套管区域的药剂浓度，提高近井储层的渗透率，增加后续生产的出液能力；第四段塞，注入液量120m3(16.7％q)，降粘剂浓度0.5wt％，注入排量25m3/h，以最低有效浓度作为顶替液，增加前置注剂的作用范围，令更多稠油的流度得到提升。
47.施工结束后，安装套管压力表，压力为4mpa，闷井2h，压力下降至0.5mpa，直接开井生产。
48.效果：持续增油时间12个月，措施周期累计增油2891t，周期内峰值产量 21.3t/d，峰值持续时间83天。
49.实施例4
50.某油田水平井，原油粘度8910mpa
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s(储层温度下脱气脱水粘度)，采出程度8.9％，含水21.6％，岩心测渗透率1500md，孔隙度30.3％，油层有效厚度 8.9m，泥质含量10.3％，水平段长82m。
51.处理距离w为5米，采用公式q＝hlwφ(h：油层有效厚度；l：水平井段长；w：预计处理距离；φ：孔隙度；q：总注入液量)计算总注入液量q 约为1080m3。
52.采用四段塞浓度注入法：第一段塞，注入液量150m3(13.9％q)，降粘剂浓度5wt％，注入排量10m3/h，避免注剂高压；第二段塞，注入液量550m
3 (51％q)，降粘剂浓度1wt％，注入排量40m3/h，高排量注入增加注剂对未动用区域的波及效率，提高水平段的整体动用率；第三段塞，注入液量200m
3 (18.5％q)，降粘剂浓度2wt％，注入排量50m3/h，低排量注入高浓度药剂以维持套管区域的药剂浓度，提高近井储层的渗透率，增加后续生产的出液能力；第四段塞，注入液量180m3(16.7％q)，降粘剂浓度0.5wt％，注入排量25m3/h，以最低有效浓度作为顶替液，增加前置注剂的作用范围，令更多稠油的流度得到提升。
53.施工结束后，安装套管压力表，压力为6.8mpa，闷井6h，压力降为1.2mpa，直接开井生产。
54.效果：持续增油时间12个月，措施周期累计增油3490t，周期内峰值产量 16.3t/d，峰值持续时间100天。
55.对比例
56.某油田直井，原油粘度5630mpa
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s(储层温度下脱气脱水粘度)，采出程度 12.5％，含水80.5％，岩心测渗透率1000md，孔隙度30.3％，油层有效厚度4.5m，泥质含量5.4％。
57.处理半径r为10米，采用公式q＝πr2lφ(l：油层有效厚度；r：处理半径；φ：孔隙度；q：总注入液量)计算总注入液量q约为430m3， am-sa-pb-ampsna使用浓度0.5wt％。
58.采用单一段塞均一浓度注入法：浓度2.0wt％，注入排量20m3/h，总计注入 200m3，配液水温56℃。施工结束后，安装套管压力表，压力为0.2mpa，直接开井生产。
59.效果：持续增油时间仅3个月，措施周期累计增油215t，周期内峰值产量 3.6t/d，
峰值持续时间14天。
60.实施例1-4与对比例相比，多段塞多浓度注入方式增油效果明显超过单段塞均一浓度的注入方式。此外，低含水的措施效果优于高含水，水平井的措施效果明显超过直斜井。
61.以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明方法及其核心思想。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求保护范围内。

技术特征：

1.一种稠油的多段开采方法，其特征在于，包括以下步骤：采用多段塞的方式将降粘剂注入储层，每一段塞注入的降粘剂采用不同的浓度、注入液量和注入排量；每一段塞降粘剂的浓度范围为有效浓度的1-10倍；每一段塞注入排量为10-60m3/h；各段塞注入液量之和为总注入液量。2.根据权利要求1所述稠油的多段开采方法，其特征在于，所述有效浓度为降粘剂在50-70℃条件下，针对脱气脱水粘度>30000mpa
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s的稠油，降粘率>95％时的药剂浓度。3.根据权利要求1所述稠油的多段开采方法，其特征在于，对于直斜井，所述总注入液量根据公式q＝πr2lφ计算得出，其中，l：油层有效厚度，单位m；r：预处理半径，单位m；φ：孔隙度；q：总注入液量，单位m3；对于水平井，所述总注入液量根据公式q＝hlwφ计算得出，其中，h：油层有效厚度，单位m；l：水平井段长，单位m；w：预计处理距离，单位m；φ：孔隙度；q：总注入液量，单位m3。4.根据权利要求3所述稠油的多段开采方法，其特征在于，对于直斜井，所述多段开采方法优选采用三段塞的方式将降粘剂注入储层。5.根据权利要求4所述稠油的多段开采方法，其特征在于，所述三段塞的方式具体为：第一段塞，注入液量为总注入液量的20-30％，浓度为有效浓度的3～10倍，注入排量为10～20m3/h；第二段塞，注入液量为总注入液量的20～50％，浓度为有效浓度的1～6倍，注入排量为40～60m3/h；第三段塞，注入液量为总注入液量的20-30％，浓度为有效浓度的1～2倍，注入排量为20～40m3/h。6.根据权利要求3所述稠油的多段开采方法，其特征在于，对于水平井，所述多段开采方法优选采用四段塞的方式将降粘剂注入储层。7.根据权利要求6所述稠油的多段开采方法，其特征在于，所述四段塞的方式具体为：第一段塞，注入液量为总注入液量的10-20％，浓度为有效浓度的3～10倍，注入排量为10～20m3/h；第二段塞，注入液量为总注入液量的20～60％，浓度为有效浓度的1-2倍，注入排量为30～50m3/h；第三段塞，注入液量为总注入液量的20-30％，浓度为有效浓度的1～2倍，注入排量为40～60m3/h；第四段塞，注入液量为总注入液量的10～20％，浓度为有效浓度的0.5～1倍，注入排量为20～30m3/h。8.根据权利要求1所述稠油的多段开采方法，其特征在于，所述方法还包括：将降粘剂注入储层后，套管安装压力表，当压力<1mpa时，开井生产。9.根据权利要求1-8任一项所述稠油的多段开采方法，其特征在于，所述方法适用于稠油粘度<10000mpa
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s，采出程度<25％，含水<90％，岩心测渗透率>100md，孔隙度>10％，泥质含量<15％的储层条件。

技术总结

本发明属于油藏开发和采油工程技术领域，特别是涉及一种稠油的多段开采方法。本发明采用多段塞的方式将降粘剂注入储层，每一段塞注入的降粘剂采用不同的浓度、注入液量和注入排量；每一段塞降粘剂的浓度范围为有效浓度1-10倍范围内，所述注入液量之和为总注入液量，所述注入排量为10-60 m3/h。本发明具有措施成本低、有效时间长、周期累油高等优点。有效时间长、周期累油高等优点。