一种底水稠油油藏压水降粘开采方法技术

本发明专利技术涉及油田开发技术领域，具体涉及一种底水稠油油藏压水降粘开采方法。本发明专利技术方法通过注入N2气，利用其与液体密度差形成的超覆作用下压底水，抑制含水上升速度；同时通过注入CO2增溶降粘剂和CO2对原油实施复合降粘，此过程中CO2和N2一样具有压底水作用；实施过程中通过油藏数值模拟技术，对N2、增溶降粘剂和CO2的注入量进行优化，确保经济效益达到最优，从而实现底水稠油油藏的有效开发。从而实现底水稠油油藏的有效开发。从而实现底水稠油油藏的有效开发。

【技术实现步骤摘要】
一种底水稠油油藏压水降粘开采方法


[0001]本专利技术涉及油田开发
，具体涉及一种底水稠油油藏压水降粘开采方法。

技术介绍

[0002]底水稠油油藏储量大，分布广，平均采出程度低，而含水量高，单井日产油量低，开发效益较差，此类油藏一直是开发中的难题。
[0003]中国专利技术专利CN107091074B公开了一种开采深层底水稠油油藏的方法，该方法包括以下步骤：对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏；在所述目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井或一口直井和一口水平井，两口所述水平井或一口直井和一口水平井满足第一预设条件；向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产；当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件；持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产。
[0004]中国专利申请CN110284862A公开了注非凝结气或就地燃烧开采底水稠油油藏中剩余油的方法，包括以下步骤：在现有水平生产井位置与底水层之间的油层里钻新的水平井；对新的水平井进行预热；待水平井的水平段与上面的汽腔取得热连通以后，对水平井进行注汽，将水平井转为连续的生产井；再在未动用油藏区域内钻垂直井；将垂直井和水平井之间的油层形成流动连通，向垂直井注入空气或者氧气；在水平井进入后期，停止注气，并逐渐降低汽腔压力，直到采油结束。本专利技术将原有水平井下部和脚尖附近的剩余油开采出来，大大提高油藏的最终采收率。
[0005]然而现有常规的开发方式对底水稠油油藏的开采效果仍需进行进一步提升，主要因为：天然能量开发，受原油粘度大的影响，原油渗流能力弱且油水粘度比大，单井产能低、后期含水上升快，一般生产表现为初期产能5t/d左右，7个月后含水即升至90％以上、且产能迅速递减至2t/d以下；蒸汽吞吐开发，虽能解决原油粘度的问题，但由于注入过程中蒸汽易于和底水形成窜流通道，造成短时间内即水淹，一般生产表现为初期产能9t/d左右，但4个月左右含水即上升至90％以上，产能迅速递减至2t/d以下。
[0006]因此，底水稠油油藏的开发需要一种新的更为有效的开发方式，以解决现有油井生产中含水上升过快的问题和生产成本较高的问题。

技术实现思路

[0007]本专利技术主要目的在于提供一种底水稠油油藏压水降粘开采方法，本专利技术方法通过注入N2气，利用其与液体密度差形成的超覆作用下压底水，抑制含水上升速度；然后通过注入CO2增溶降粘剂和CO2对原油实施复合降粘，此过程中CO2和N2一样具有压底水作用；实施过程中通过油藏数值模拟技术，对N2、增溶降粘剂和CO2的注入量进行优化，确保经济效益达到最优，从而实现底水稠油油藏的有效开发。
[0008]为实现上述目的，本专利技术采用以下技术方案：
[0009]本专利技术主要目的在于提供一种底水稠油油藏压水降粘开采方法，其包括以下步骤：
[0010]步骤1，筛选一种和待实施井原油相适应的CO2增溶降粘剂；
[0011]步骤2，建立待实施油井油藏数值模拟模型；
[0012]步骤3，优化N2注入量、注入N2压底水；
[0013]步骤4，优化CO2增溶降粘剂注入量、注入增溶降粘剂降粘；
[0014]步骤5，优化CO2注入量、注入CO2再降粘、再压底水；
[0015]步骤6，焖井后开井生产。
[0016]进一步地，在步骤1中，对待实施井取油样，筛选CO2增溶降粘剂，要求其自身对原油的降粘率达到80％以上，同时要求原油在注入该剂后，CO2在原油中的溶解度提高5倍以上，最终达到降粘剂和CO2复合降粘的目标。
[0017]进一步地，在步骤2中，建立三维地质模型，并对模型进行历史拟合，要求各指标拟合误差控制在10％以内。
[0018]进一步地，在步骤3中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注N2和不同N2注入量时的生产情况，对不同N2注入量开发效果进行评价。
[0019]更进一步地，利用净增油量对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的注N2量作为最优N2注入量；
[0020]净增油量＝累产油量
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注N2费用油当量
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注增溶降粘剂费用油当量
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注CO2费用油当量。
[0021]进一步地，在步骤4中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注增溶降粘剂和不同增溶降粘剂注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的增溶降粘剂注入量作为最优增溶降粘剂注入量；在注N2压底水结束后再向待实施井中注入优化量的增溶降粘剂，对待实施井周围原油进行降粘。
[0022]进一步地，在步骤5中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注CO2和不同CO2注入量时的生产情况，并对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的CO2注入量作为最优CO2注入量；在注增溶降粘剂降粘后再向待实施井中注入优化的CO2注入量，对待实施井周围原油进行再降粘，并利用CO2的推动作用和气体体积大的性质扩大降粘范围，同时利用其密度差形成的超覆作用进一步压底水。
[0023]进一步地，在步骤6中，当N2、增溶降粘剂和CO2气依次注完后，关井使其作用5
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10天，然后打开油井进行生产。
[0024]与现有技术相比，本专利技术具有以下优势：
[0025]本专利技术所述方法利用N2和CO2两种气体双重压底水的作用，可以解决底水稠油油藏天然能量和蒸汽吞吐生产过程中含水上升快的问题，利用增溶降粘剂和CO2气体对原油进行双重降粘可以解决原油粘度大、渗流能力差、单井产能低的问题。
[0026]本方法为一种非热力采油方式，实施中省掉蒸汽吞吐开采的制蒸汽费用及井筒管柱作业费用，实施费用只有蒸汽吞吐的1/3，与天然能量相比，由于其产量更高，因而显著降低了生产成本，将为油田生产带来巨大的经济效益。
附图说明
[0027]构成本专利技术的一部分的说明书附图用来提供对本专利技术的进一步理解，本专利技术的示意性实施例及其说明用于解释本专利技术，并不构成对本专利技术的不当限定。
[0028]图1为本专利技术一具体实施例所述底水稠油油藏压水降粘开采方法的流程图；
[0029]图2为本专利技术的一具体实施例采油曲线图
具体实施方式
[0030]应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本专利技术提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本专利技术所属
的普通技术人员通常理解的相同含义。
[0031]需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本专利技术的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1，筛选一种和待实施井原油相适应的CO2增溶降粘剂；步骤2，建立待实施油井油藏数值模拟模型；步骤3，优化N2注入量、注入N2压底水；步骤4，优化CO2增溶降粘剂注入量、注入增溶降粘剂降粘；步骤5，优化CO2注入量、注入CO2再降粘、再压底水；步骤6，焖井后开井生产。2.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤1中，对待实施井取油样，筛选CO2增溶降粘剂，要求其自身对原油的降粘率达到80％以上，同时要求原油在注入该剂后，CO2在原油中的溶解度提高5倍以上，最终达到降粘剂和CO2复合降粘的目标。3.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤2中，建立三维地质模型，并对模型进行历史拟合，要求各指标拟合误差控制在10％以内。4.根据权利要求1所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，在步骤3中，利用油藏数值模拟技术分别计算不注N2和不同N2注入量时的生产情况，对不同N2注入量开发效果进行评价。5.根据权利要求4所述底水稠油油藏压水降粘开采方法，其特征在于，利用净增油量对其开发效果进行评价，选取净增油量最大时对应的注N2量作为最优N2注入量；净增油量＝累产油量

【专利技术属性】
技术研发人员：魏超平，孙焕泉，邴绍献，孙业恒，吴光焕，邓宏伟，赵红雨，韦涛，唐亮，李伟，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院，
类型：发明
国别省市：