一種低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝的制作方法
【專利摘要】本發(fā)明屬于三次采油技術(shù)領(lǐng)域，具體涉及一種低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，該工藝具體包括以下步驟：油井的篩選；油井的壓裂；油井的單井吞吐處理；油井井筒的處理。本發(fā)明具有工藝簡單和可操作性強的特點，有利于現(xiàn)場推廣應(yīng)用；本發(fā)明的針對性強，本發(fā)明根據(jù)低滲透稠油井的特點有針對性地選擇系列的工藝措施，因此，能大幅度地提高油井的產(chǎn)量和有效期，單井增油量大于1000t，有效期大于3年，投入產(chǎn)出比大于1:5。因此，本發(fā)明可廣泛地應(yīng)用于低滲透稠油井增產(chǎn)的現(xiàn)場試驗中。
【專利說明】
一種低滲透稠油井増產(chǎn)的工藝
技術(shù)領(lǐng)域
[0001]本發(fā)明屬于三次采油技術(shù)領(lǐng)域，具體涉及一種低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝。
【背景技術(shù)】
[0002]低滲透油藏滲透率低于10X 10—3UHi2，進入油田中高含水開發(fā)期后，圍繞如何改善水驅(qū)油效果、提高單井產(chǎn)量、穩(wěn)油控水或增油降水、提高油藏水驅(qū)采收率，一直是油田開發(fā)技術(shù)人員研究攻關(guān)的問題。低滲透注水開發(fā)油藏現(xiàn)有的注水開發(fā)方式，水驅(qū)采收率在25%以下，仍有大量的地質(zhì)儲量無法轉(zhuǎn)化為原油產(chǎn)量，造成石油資源的巨大浪費。
[0003]稠油由于瀝青膠質(zhì)含量高，蠟質(zhì)含量少，因而粘度高，流動困難，開采難度很大，目前，蒸汽吞吐技術(shù)是我國目前稠油開采的主要方法，全國約有80%的稠油產(chǎn)量是靠蒸汽吞吐獲得的。但是，蒸汽吞吐技術(shù)存在以下幾個方面的問題:(I)生成蒸汽成本高，尤其在水資源短缺和水價昂貴的地區(qū)，水處理費用高；(2)由于注蒸汽，油井熱損失、出砂、套管損壞等情況較嚴重，影響到油井利用率和工藝措施的實施；(3)隨著蒸汽吞吐輪次的增加，近井地帶含水上升，消耗掉大部分蒸汽熱量，熱能有效利用程度變差，導(dǎo)致蒸汽吞吐效果變差；
[4]部分非熱采完井的稠油井，無法進行注蒸汽。
[0004]經(jīng)文獻檢索，專利號“ZL201010205368.3”，名稱為“一種低滲透油田表面活性劑驅(qū)油劑”，本發(fā)明涉及一種低滲透油田驅(qū)油增產(chǎn)的非離子-陰離子表面活性劑驅(qū)油劑;按重量百分比為0.1?3%的聚氧乙烯脫水山梨醇單油酸酯，4?7%的十二烷基苯磺酸鈉，3?5%的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸，2?4%有機溶劑，其余為水。本發(fā)明有如下缺點和不足:采用單一的表面活性驅(qū)油劑能提高低滲透油藏的洗油效率，但不能有效地提高油藏的波及體積，因此，在一定程度上影響了提高采收率的程度;化學驅(qū)油劑用量大，且化學驅(qū)油劑價格昂貴，導(dǎo)致化學驅(qū)投資成本較高，因此，投入產(chǎn)出比較低。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0005]本發(fā)明的目的是針對現(xiàn)有技術(shù)的不足而提供一種低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，本發(fā)明首先對低滲透稠油井進行壓裂，提高油井的孔隙性和滲透性能；其次，利用CO2和生物表面活性驅(qū)油劑進行多輪次的單井吞吐處理，大幅度地提高油井的產(chǎn)量;最后，進行油井井筒的降粘處理，防止原油在油井井筒舉升的過程中由于溫度的降低導(dǎo)致原油的粘度降低、流動性降低，從而影響了油井的正常生產(chǎn)。該方法具有工藝簡單、針對性和可操作性強的特點，能有效地提高低滲透稠油井的現(xiàn)場試驗效果。
[0006]—種低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，具體包括以下步驟:
(I)油井的篩選
油井的選擇標準為:油層溫度小于90°C、滲透率小于50 X 10—3μπι2、地面原油粘度<5000mPa.s、油層厚度大于lm。
[0007](2)油井的壓裂
根據(jù)油層的厚度h選擇壓裂的裂縫數(shù)量，裂縫的長度為20?50m，裂縫寬度2?5m，油井壓裂的壓裂液為油基壓裂液。
[0008](3)油井的單井吞吐處理
利用高壓栗車CO2和生物表面活性劑從壓裂后油井的油套環(huán)空中注入，注入方式為分四個段塞，第一段塞注入液態(tài)CO2;第二段塞注入生物表面活性劑;第三段塞注入液態(tài)CO2;第四段塞注入地層水頂替液，第一和第三段塞液態(tài)CO2的注入量分別為6-8m3、3-5m3，生物表面活性劑的質(zhì)量濃度為0.3-0.5%、體積注入量=(0.2-0.3) X裂縫數(shù)量X裂縫長度X裂縫寬度X油層厚度，地層水頂替液的注入量為6-10m3，頂替液注完后燜井20-30d后開井生產(chǎn)，單井吞吐的周期為12-18個月，單井吞吐的次數(shù)為2-3次。
[0009](4)油井井筒的處理
在油井單井吞吐開井生產(chǎn)期間進行油井井筒的處理，利用加藥栗將水溶性降粘劑從油井的油套環(huán)空中注入油井的井筒，水溶性降粘劑的投加周期為20-30d、每輪次的投加量為80_100kgo
[0010]所述的裂縫數(shù)量為h < 2m時壓裂的裂縫數(shù)量I?2個、5m<h<2m時壓裂的裂縫數(shù)量3?5個、h > 5m時壓裂的裂縫數(shù)量6?8個。
[0011]所述的生物表面活性劑為糖脂類、?；s氨酸類和磷脂類中的一種，所述的糖脂類生物表面活性劑為鼠李糖脂、藻蛋白糖脂和槐糖脂中的一種，所述的?；s氨酸類生物表面活性劑為硫放線菌素類和脂氨基酸類中的一種，所述的磷脂類生物表面活性劑為甘油磷脂和鞘氨磷脂中的一種。
[0012]所述的水溶性降粘劑為脂肪醇醚羧酸鹽，質(zhì)量濃度分別為1.0-1.5%。
[0013]本發(fā)明針對低滲透稠油井的特點，首先對低滲透稠油井進行壓裂，提高油井的孔隙性和滲透性能；其次，利用注入⑶2和生物表面活性驅(qū)油劑進行多輪次的單井吞吐處理，大幅度地提高低滲透稠油井的產(chǎn)量;最后，進行油井井筒的降粘處理，防止原油在油井井筒舉升的過程中由于溫度的降低導(dǎo)致原油粘度的降低、流動性降低，從而影響了油井的正常生產(chǎn)。該方法具有工藝簡單、針對性和可操作性強的特點，能有效地提高低滲透稠油井的產(chǎn)量，單井增油量大于1000t，有效期大于3年。
[0014]本發(fā)明有益效果是:
(1)本發(fā)明具有工藝簡單和可操作性強的特點，有利于現(xiàn)場推廣應(yīng)用；
(2)本發(fā)明與注蒸汽熱采的方法具有成本低、風險低和維護成本低，且對管柱不會造成腐蝕。
[0015](3)本發(fā)明的針對性強，本發(fā)明根據(jù)低滲透稠油井的特點有針對性地選擇系列的工藝措施，因此，能大幅度地提高油井的產(chǎn)量和有效期，單井增油量大于1000t，有效期大于3年，投入產(chǎn)出比大于1:5。
【具體實施方式】
[0016]下面結(jié)合具體的實施例，并參照數(shù)據(jù)進一步詳細描述本發(fā)明。應(yīng)理解，這些實施例只是為了舉例說明本發(fā)明，而非以任何方式限制本發(fā)明的范圍。
[0017]實施例1
某油田油井C5，油層溫度83°C、滲透率40 X 10—3μπι2、原油粘度4456mPa.s、油層厚度
5.2m，試驗前該井日產(chǎn)油2.8t，含水96.4%，利用本發(fā)明的方法在油井C5實施現(xiàn)場試驗，具體實施步驟如下:
(I)油井的篩選
油井的選擇標準為:油層溫度小于90°c、滲透率小于50 X 10—3μπι2、地面原油粘度<5000mPa.s、油層厚度大于Im;油井(:5的油層溫度83 °C、滲透率40 X 1^ym2、地面原油粘度4456mPa.S、油層厚度5.2m，符合油井的篩選標準，可以在該井實施本發(fā)明。
[0018](2)油井的壓裂
壓裂液為油基壓裂液，裂縫數(shù)量為6個、裂縫的長度為20m，裂縫寬度2m。
[0019](3)油井的單井吞吐處理
利用高壓栗車CO2和鼠李糖脂類表面活性劑從壓裂后油井的油套環(huán)空中注入，注入方式為分四個段塞，第一段塞注入液態(tài)CO2;第二段塞注入鼠李糖脂類表面活性劑;第三段塞注入液態(tài)CO2;第四段塞注入地層水頂替液，其中，第一和第三段塞液態(tài)CO2的注入量分別為8m3和5m3，鼠李糖脂類表面活性劑的質(zhì)量濃度為0.3%、注入量=0.2X6X20X2X5.2 =249.6m3，地層水頂替液的注入量為1m3，頂替液注完后燜井30d后開井生產(chǎn)，單井吞吐的周期為16個月，單井吞吐的次數(shù)為2次。
[0020](4)油井井筒的處理
在油井單井吞吐開井生產(chǎn)期間進行油井井筒的處理，利用加藥栗將脂肪醇醚羧酸鹽降粘劑從油井的油套環(huán)空中注入油井的井筒，脂肪醇醚羧酸鹽降粘劑的投加周期為25d，每輪次的投加量為100kg，所述的脂肪醇醚羧酸鹽降粘劑質(zhì)量濃度為1.2%。
[0021 ]在油井C5實施本發(fā)明后，油井含水下降了6.7個百分點，有效期為3.5年，平均日增油2.3t，累計增油2938t，投入產(chǎn)出比為1:6.7，現(xiàn)場試驗效果良好。
[0022]實施例2
某油田油井D13，油層溫度75°C、滲透率32 X 1^W、原油粘度4860mPa.s、油層厚度
2.3m，試驗前該井日產(chǎn)油3.1t，含水95.3%，利用本發(fā)明的方法在油井D13實施現(xiàn)場試驗，具體實施步驟如下:
(I)油井的篩選
油井的選擇標準為:油層溫度小于90°C、滲透率小于50 X 10—3μπι2、地面原油粘度<5000mPa.S、油層厚度大于Im;油井D13的油層溫度75°C、滲透率32 X 10—3μπι2、地面原油粘度4860mPa.S、油層厚度2.3m，符合油井的篩選標準，可以在該井實施本發(fā)明。
[0023](2)油井的壓裂
壓裂液為油基壓裂液，裂縫數(shù)量為3個、裂縫的長度為40m，裂縫寬度3m。
[0024](3)油井的單井吞吐處理
利用高壓栗車CO2和脂氨基酸類表面活性劑從壓裂后油井的油套環(huán)空中注入，注入方式為分四個段塞，第一段塞注入液態(tài)CO2;第二段塞注入脂氨基酸類表面活性劑;第三段塞注入液態(tài)犯;第四段塞注入地層水頂替液，其中，第一和第三段塞液態(tài)CO2的注入量分別為6m3和3m3，脂氨基酸類表面活性劑的質(zhì)量濃度為0.5%、注入量=0.25 X3 X40 X3 X 2.3 =207m3，地層水頂替液的注入量為8m3，頂替液注完后燜井25d后開井生產(chǎn)，單井吞吐的周期為12個月，單井吞吐的次數(shù)為2次。
[0025](4)油井井筒的處理
在油井單井吞吐開井生產(chǎn)期間進行油井井筒的處理，利用加藥栗將脂肪醇醚羧酸鹽降粘從油井的油套環(huán)空中注入油井的井筒，脂肪醇醚羧酸鹽降粘的投加周期為30d，每輪次的投加量為90kg，所述的脂肪醇醚羧酸鹽降粘劑質(zhì)量濃度為1.5%。
[0026]在油井D13實施本發(fā)明后，油井含水下降了6.7個百分點，有效期為4.2年，平均日增油2.11，累計增油3219t，投入產(chǎn)出比為1:6.3，現(xiàn)場試驗效果良好。
[0027]實施例3
某油田油井G3，油層溫度56°C、滲透率28 X 10—3μπι2、原油粘度4132mPa.s、油層厚度1.5m，試驗前該井日產(chǎn)油2.7t，含水91.5%，利用本發(fā)明的方法在油井G3實施現(xiàn)場試驗，具體實施步驟如下:
(I)油井的篩選
油井的選擇標準為:油層溫度小于90°C、滲透率小于50 X 10—3μπι2、地面原油粘度<5000mPa.S、油層厚度大于Im;油井G3的油層溫度56°C、滲透率28 X 10—3μιΛ地面原油粘度4132mPa.S、油層厚度1.5m，符合油井的篩選標準，可以在該井實施本發(fā)明。
[0028](2)油井的壓裂
壓裂液為油基壓裂液，裂縫數(shù)量為I個、裂縫的長度為50m，裂縫寬度5m。
[0029](3)油井的單井吞吐處理
利用高壓栗車CO2和甘油磷脂類表面活性劑從壓裂后油井的油套環(huán)空中注入，注入方式為分四個段塞，第一段塞注入液態(tài)CO2;第二段塞注入甘油磷脂類表面活性劑;第三段塞注入液態(tài)CO2;第四段塞注入地層水頂替液，其中，第一和第三段塞液態(tài)CO2的注入量分別為7m3和4m3，甘油磷脂類表面活性劑的質(zhì)量濃度為0.4%、注入量=0.3X1X50X5X1.5 =112.5m3，地層水頂替液的注入量為6m3，頂替液注完后燜井20d后開井生產(chǎn)，單井吞吐的周期為18個月，單井吞吐的次數(shù)為3次。
[0030](4)油井井筒的處理
在油井單井吞吐開井生產(chǎn)期間進行油井井筒的處理，利用加藥栗將脂肪醇醚羧酸鹽降粘從油井的油套環(huán)空中注入油井的井筒，油溶性降粘劑的投加周期為25d，每輪次的投加量為80kg，所述的脂肪醇醚羧酸鹽降粘劑質(zhì)量濃度為1.0%。
[0031 ]在油井G3實施本發(fā)明后，油井含水下降了3.5個百分點，有效期為5年，平均日增油
1.3t，累計增油2373t，投入產(chǎn)出比為1:5.6，現(xiàn)場試驗效果良好。
[0032]對于本領(lǐng)域技術(shù)人員而言，顯然本發(fā)明不限于上述示范性實施例的細節(jié)，而且在不背離本發(fā)明的精神或基本特征的情況下，能夠以其他的具體形式實現(xiàn)本發(fā)明。因此，無論從哪一點來看，均應(yīng)將實施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本發(fā)明的范圍由所附權(quán)利要求而不是上述說明限定，因此旨在將落在權(quán)利要求的等同要件的含義和范圍內(nèi)的所有變化囊括在本發(fā)明內(nèi)。
[0033]此外，應(yīng)當理解，雖然本說明書按照實施方式加以描述，但并非每個實施方式僅包含一個獨立的技術(shù)方案，說明書的這種敘述方式僅僅是為清楚起見，本領(lǐng)域技術(shù)人員應(yīng)當將說明書作為一個整體，各實施例中的技術(shù)方案也可以經(jīng)適當組合，形成本領(lǐng)域技術(shù)人員可以理解的其他實施方式。
【主權(quán)項】
1.一種低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，該工藝具體包括以下步驟: (1)油井的篩選 油井的選擇標準為:油層溫度小于90°c、滲透率小于50 X 10—3μπι2、地面原油粘度<5000mPa.s、油層厚度大于Im ； (2)油井壓裂 根據(jù)油層的厚度h選擇壓裂的裂縫數(shù)量，裂縫的長度為20?50m，裂縫寬度2?5m，油井壓裂的壓裂液為油基壓裂液； (3)油井單井吞吐處理 利用高壓栗車CO2和生物表面活性劑從壓裂后油井的油套環(huán)空中注入，注入方式為分四個段塞，第一段塞注入液態(tài)CO2;第二段塞注入生物表面活性劑;第三段塞注入液態(tài)CO2;第四段塞注入地層水頂替液，第一和第三段塞液態(tài)CO2的注入量分別為6-8m3、3-5m3，生物表面活性劑的質(zhì)量濃度為0.3-0.5%、體積注入量=(0.2-0.3) X裂縫數(shù)量X裂縫長度X裂縫寬度X油層厚度，地層水頂替液的注入量為6-10m3，頂替液注完后燜井20-30d后開井生產(chǎn)，單井吞吐的周期為12-18個月，單井吞吐的次數(shù)為2-3次； (4)油井井筒的處理 在油井單井吞吐開井生產(chǎn)期間進行油井井筒的處理，利用加藥栗將水溶性降粘劑從油井的油套環(huán)空中注入油井的井筒，水溶性降粘劑的投加周期為20-30d、每輪次的投加量為80-100kgo2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，所述的裂縫數(shù)量為h< 2m時壓裂的裂縫數(shù)量I?2個、5m<h<2m時壓裂的裂縫數(shù)量3~5個、h > 5m時壓裂的裂縫數(shù)量6?8個。3.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，所述的生物表面活性劑為糖脂類、?；s氨酸類和磷脂類中的一種。4.根據(jù)權(quán)利要求3所述的低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，所述的糖脂類生物表面活性劑為鼠李糖脂、藻蛋白糖脂和槐糖脂中的一種。5.根據(jù)權(quán)利要求4所述的低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，所述的?；s氨酸類生物表面活性劑為硫放線菌素類和脂氨基酸類中的一種。6.根據(jù)權(quán)利要求5所述的低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，所述的磷脂類生物表面活性劑為甘油磷脂和鞘氨磷脂中的一種。7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的低滲透稠油井增產(chǎn)的工藝，其特征在于，所述的水溶性降粘劑為脂肪醇醚羧酸鹽，質(zhì)量濃度分別為1.0-1.5%。
【文檔編號】C09K8/594GK105863598SQ201610473858
【公開日】2016年8月17日
【申請日】2016年6月27日
【發(fā)明人】劉琴
【申請人】煙臺智本知識產(chǎn)權(quán)運營管理有限公司