一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法技术

本发明专利技术公开一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，包括以下步骤：分析稠油样品的胶质和沥青质含量，并通过实验确定目标油田的乳化机理；根据注热‑焖井‑自喷‑下泵生产不同阶段的热损失速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；根据注入温度、周期注汽量评价地层原油流动半径，并以目标油田的出砂临界速度V

A method to reduce the risk of heavy oil emulsification in the process of steam huff and puff

【技术实现步骤摘要】
一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法
本专利技术属于石油开采
，特别是涉及一种通过对注蒸汽热采井在最佳的时间窗口，根据地层有效自由流动半径和临界出砂速率进行电潜泵频率和油嘴大小的调整，在不增加出砂风险的情况下，提高油井日产液速度，从而实现降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。
技术介绍
热力采油技术(如蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等)是一项可以大幅度提高稠油油田采收率的有效技术，是目前陆上稠油开发的有效手段。渤海稠油储量规模大，稠油粘度范围广(地层条件原油粘度从50mPa·s到50000mPa·s均有分布)，目前渤海正在进行海上稠油蒸汽吞吐的矿场实践。目前渤海蒸汽吞吐开发的区块地层条件下原油粘度从南堡35-2油田的450mPa·s提升到旅大27-2油田的2330mPa·s，井底注热温度从180℃提升到340℃。随着原油粘度的增加，原油微观组成在不断发生变化；随着注入温度的提升，高温过程中的乳化风险加剧。乳状液的高粘度特性使得油田的开采难度增大，乳化后日产油量急剧降低，直接影响稠油油藏注蒸汽热采的效果，从而影响最终采收率。因此，如何避免和减少油水乳状液在地层中的产生，从而保证蒸汽吞吐效果，是后续海上稠油热采进一步扩大规模必须解决的问题。现有专利和科技文献的报道主要围绕稠油冷采开发过程中的乳化机理和乳化后的治理，解决的是稠油乳化后在井筒中破乳的问题，而对于地层乳化的问题尚不能有效解决。而蒸汽吞吐过程由于注入流体温度高(通常300℃左右)，且操作过程频繁(先注汽，再放喷，然后下泵生产)，加速了稠油乳化的风险，现有的关于冷采过程的乳化机理难以解决稠油油藏蒸汽吞吐井乳化的问题。
技术实现思路
本专利技术的目的是为了克服现有技术中的不足，提供一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。本专利技术从原油组成成分的角度出发，研究了温度、含水率等热采关键参数对乳化的作用机理，在此基础上首次提出了通过对注蒸汽热采井在最佳的时间窗口，进行电潜泵频率和油嘴大小的调整，在不增加出砂风险的情况下，提高油井日产液速度，可实现降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。本专利技术的目的是通过以下技术方案实现的：一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，包括以下步骤：根据油藏特点和地层流体特性，分析稠油样品胶质和沥青质的含量，并通过实验数据确定目标油田的乳化机理和乳化模式；根据注热-焖井-自喷-下泵生产不同阶段的顶底盖层热损失速率、产液携热速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；根据不同油藏注入蒸汽的温度、周期注入量、注入速度评价注入蒸汽后的地层原油可自由流动半径，并以目标油田的出砂临界速度Vc作为排液量的最高值；焖井结束后自喷，逐步放开油嘴，使自喷日产液速度QL最大，同时控制自喷速度小于临界速度Vc；自喷结束后下入电潜泵，启泵后及时逐步增大泵频率，为降低地层出砂风险，在保证QLmax<Vc的前提下，以最大日产液能力QLmax返排高温液体；根据CMG数值模拟软件STARS模块，定量评价不同返排速度对周期累产油、周期增油量的影响；用CMG数值模拟软件STARS模块预测不同日产液QL条件下的井底流动温度TBHP，根据井底流动温度有针对性地选择耐高温电泵Tmax，并确保Tmax>TBHP。进一步的，确定目标油田的乳化机理、乳化模式，具体包括以下步骤：室内测定不同含水率情况不同温度下乳化的稠油乳状液在50℃下的粘度；确定稠油乳状液乳化的反相点；确定油水混合液粘度随温度变化的模式。进一步的，确定乳化反相点的具体操作如下：将目标油田的典型井地层水与原油混合后，搅拌速度500转/分，搅拌时间为10分钟，乳化温度50℃，制备形成乳状液；实验温度范围为：10至90℃，实验点间的温度差为10℃；原油含水率范围：0.0％、10％、20％、30％、40％、50％、60％、70％、80％、90％，实验点间的含水率差小于等于10％；粘度测定时剪切速率实验取50s-1；得到目标油田不同温度条件下随着含水率变化的粘度曲线；得出在反相点之前，随着含水率的增加，乳状液的粘度呈现指数形式的增加；在反相点之后，随着含水率的增加，乳状液的粘度明显下降。与现有技术相比，本专利技术的技术方案所带来的有益效果是：1.通过优化的最佳时间窗口，在不增加出砂风险的情况下，调整泵频率和油嘴大小，提高初期油井日产液速度，改变了油井近井地带在注蒸汽、焖井结束后的高温、高含水饱和度环境(实验表明，高温、高含水环境能够加剧稠油和水形成油包水乳状液，从而导致乳化后的原油比未乳化的原油粘度升高2-3倍)，从而降低了稠油地层乳化风险，改善了蒸汽吞吐效果。2.已经被旅大21-2油田A22H井第三轮蒸汽吞吐矿场实例证明的有益效果是：一个蒸汽吞吐周期内，热采有效期延长300天(从300天提升到637天)，周期累产油提高1.2万方(从1.04万方提升到2.24万方)，周期增油量提高0.53万方(从0.65万方提升到1.18万方)，周期油汽比提升2.0(从3.5提升到5.5)，极大地改善了热采吞吐井的效果。3.本专利技术从热采乳状液形成的机理(沥青质组分、高温、高含水有助于形成油包水乳状液)出发，首次提出的一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，具有操作性强等优点。附图说明图1是油田产出液的两种基本形态油包水和水包油乳状液示意图。图2是不同温度下乳化的乳状液在50℃下的粘度随含水率的变化曲线。图3(a)是渤海典型稠油油田油水乳状液在10℃-40℃时粘度随含水率的变化曲线。图3(b)是渤海典型稠油油田油水乳状液在50℃-80℃时粘度随含水率的变化曲线。图4是渤海典型稠油油田油水乳状液无因次粘度随含水率的变化曲线。图5(a)至图5(c)是不同含水率的油水混合液粘度随温度变化的模式；图5(a)至图5(c)分别表示单调递减型模式、“倒V”型模式和“台阶”型模式。图6是旅大27-2油田明化镇组A22H和A23H井生产过程中稠油乳化后的粘度曲线。图7是旅大27-2油田典型稠油流变曲线。图8是典型蒸汽吞吐周期内产液速度、产液携热速率、顶底盖层热损失速率关系图。图9是典型蒸汽吞吐周期内不同产液速度下顶底盖层热损失速率。图10是典型蒸汽吞吐周期内不同产液速度下携带热量速率。图11是一个蒸汽吞吐周期内不同排液速度对周期增油量对比图。图12旅大27-2油田两口蒸汽吞吐井井位图(纯油区，地层原油粘度2330mPa·s)图13(a)至图13(d)是旅大27-2油田A23H井生产曲线；图13(a)表示日产油与含水率曲线，图13(b)表示井底流动温度，图13(c)表示比采油指数，图13(d)表示不同蒸汽吞吐周期日产油对比图。图14是旅大27-2油田A22H井不同吞吐轮次生产曲线。图15(a)和图15(b)是旅大27-2油田明化镇组A22H井生产曲线及不同生产阶段的指标对比；图15本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，其特征在于，包括以下步骤：/n根据油藏特点和地层流体特性，分析稠油样品胶质和沥青质的含量，并通过实验数据确定目标油田的乳化机理和乳化模式；/n根据注热-焖井-自喷-下泵生产不同阶段的顶底盖层热损失速率、产液携热速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；/n根据不同油藏注入蒸汽的温度、周期注入量和注入速度评价注入蒸汽后的地层原油可自由流动半径，并以目标油田的出砂临界速度V

【技术特征摘要】
1.一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，其特征在于，包括以下步骤：
根据油藏特点和地层流体特性，分析稠油样品胶质和沥青质的含量，并通过实验数据确定目标油田的乳化机理和乳化模式；
根据注热-焖井-自喷-下泵生产不同阶段的顶底盖层热损失速率、产液携热速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；
根据不同油藏注入蒸汽的温度、周期注入量和注入速度评价注入蒸汽后的地层原油可自由流动半径，并以目标油田的出砂临界速度Vc作为排液量的最高值；
焖井结束后自喷，逐步放开油嘴，使自喷日产液速度QL最大，同时控制自喷速度小于临界速度Vc；
自喷结束后下入电潜泵，启泵后及时逐步增大泵频率，为降低地层出砂风险，在保证QLmax<Vc的前提下，以最大日产液能力QLmax返排高温液体；
根据数值模拟软件，定量评价不同返排速度对周期累产油、周期增油量的影响；
用数值模拟软件预测不同日产液QL条件下的井底流动温度TBHP，根据井底流动温度有针对性地选择耐高温电泵Tmax，并确保Tmax>TBHP。


2.根据权利要求1所述一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，其特征在于...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘东，朱琴，苏彦春，马奎前，刘宗宾，蔡晖，葛丽珍，张风义，胡廷惠，王树涛，
申请(专利权)人：中国海洋石油集团有限公司，中海石油中国有限公司天津分公司，
类型：发明
国别省市：北京;11