一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法

摘要

本发明公开了一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。该化学冷采方法包括：(1)油井压裂；(2)油井单井吞吐处理。本发明实现了中低渗透强水敏稠油油藏的储层保护和乳化降黏开采协同作用。通过注入无机和有机黏土稳定剂复配溶液对油藏进行保护，该复配体系既能增强与砂粒间的固结作用，防止砂粒运移造成伤害，又能增强与黏土间的胶结能力，从而防止黏土水化膨胀；通过注入自乳化降黏剂，在储层条件下通过自动乳化，显著降低了稠油的黏度，增加了其流动能力，同时体系也降低了油水界面张力，提高了洗油能力。黏土稳定剂与降黏驱油剂协同作用，解决了该类油藏的动用难题，从根本上改善了其开发效果。

说明书

技术领域

本发明属于石油开发领域，更具体地，涉及一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。

背景技术

世界经济快速增长，对石油的需求也急速增加，在常规石油资源越来越少的情况下，非常规石油资源的有效开发就成为关注的焦点。其中，稠油就是一种储量非常丰富的非常规资源。

稠油黏度高、比重大，导致其流动性差，使稠油从油层流入井筒，或从井筒举升到地面都非常困难，单纯依靠地层天然能量难以有效开发。利用加热降黏是最直接、有效的开发技术。稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油采收率工程项目之一，经过多年发展，形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热等技术，部分取得显著效果。在这些开发技术中，注蒸汽热采是主体技术。然而，随着开发时间延长、汽窜、水窜及“超覆”现象严重、后期注汽效果大幅降低。

因此，稠油冷采技术已得到研究人员的关注。稠油冷采是指区别于传统的利用热的介质加热油层原油的技术，其利用某种技术手段，在不加热条件下解决了稠油在地层和井筒的流动性难题，从而实现对稠油油藏开发的方法。其核心是通过各种手段降低原油的黏度，改善稠油的流动性能，提高稠油油藏的采收率。

中国发明专利申请CN 109214016 A报道了一种特稠油油藏化学冷采优化方法，其通过数值模拟软件对注采井型、化学剂段塞浓度、化学剂注入顺序、交替注入方式、化学剂段塞大小对采收率的影响进行数值模拟计算。

中国发明专利申请CN 109308358 A报道了一种稠油油藏化学驱数值模拟方法，通过建立室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，将地质模型与生产数据导入其中，从而建立矿场规模三维稠油化学复合驱数值模拟模型。

中国发明专利CN 101328798 B报道了一种稠油冷采的吞吐开采方法，主要应用于稠油油藏常温常压的开采，针对不同黏度的稠油，采取不同类型的降黏剂进行降黏，实现了地层及井筒中稠油黏度的降低，提高了稠油开采效果。

中国发明专利申请CN 107143319 A报道了一种浅层稠油降黏冷采的方法，针对浅层、酸值大于0.6mg KOH/g、20℃时地面原油黏度小于20000mPa.s的稠油油藏，通过注入碱性驱油剂实现了不加热开采。

目前，常用的稠油冷采降黏方法，如掺稀法降黏、稠油改质降黏、稠油微波辐射法降黏，其在应用上均存在一定的局限性。稀油资源本身就存在短缺，且稀油价格高于稠油价格，掺稀法降黏在实际应用上并不普遍；稠油改质降黏需要的反应条件较为苛刻，应用的范围较窄；微波辐射法降黏，受制于微波装置的限制，矿场难以规模化应用。而化学降黏方法工艺较为简单，易于实现，使用范围较广。在化学降黏方法中，油溶性降黏剂易与稠油中的胶质、沥青质作用，降黏速度快且效果明显，但成本较高、易于发生危险、且环境危害大，仅在单井吞吐中得到应用；水溶性降黏剂成本低、工艺简单，但与稠油直接接触乳化效果差，对地层条件下流动性较差的稠油效果更差。因此，针对地层条件下流动性差的稠油、特稠油、甚至超稠油，水溶性降黏剂是向着无需搅拌即可以将稠油实现自乳化达到降黏目标的方向发展。

对于中低渗透稠油油藏，由于地层渗透率较低，原油黏度又较高，流度极低，原油在原始地层条件下很难流动，很难直接通过化学降黏实现有效开发。水力压裂技术是一种有效的储层改造技术。但对稠油来讲，即使通过压裂改造增加了稠油在地下导流通道，增加了泄油面积，然受制于黏度大，其在地层条件下仍很难流动。因此，对稠油储层进行直接压裂改造开发的报道较少。

而对于含有黏土矿物较多的中低渗透强水敏稠油储层、特别是蒙脱石含量或蒙脱石/伊利石混层含量高的这类储层，遇到水或水基物质就会产生膨胀，进一步运移分散成细小微粒，再加上稠油的携带能力强，更加强了黏土矿物的运移，从而导致储层渗透率大幅降低，造成地层伤害。如果不采取其他措施，直接通过压裂改造，很难实现该类油藏经济有效的开发。

由此可见，针对中低渗透强水敏稠油油藏需要提供一种用于新的油藏开采方法，以解决目前该类油藏难以有效动用的问题。

发明内容

本发明旨在克服现有技术的不足，提供了一种适用于中低渗透稠油油藏的化学冷采方法。该方法在使用过程中，首先通过添加高效黏土稳定剂的压裂液，建立了储层高导流通道，解决了由于黏土矿物膨胀、运移对地层渗透率造成伤害的问题，同时又提供了稠油在储层中流动所需的高导流通道，此外增加了泄油面积以及与降黏剂的接触面积，通过具有较强自乳化能力的降黏剂的作用，在地层条件下实现稠油的自乳化，降低原油黏度，显著增加了原油在地层中的流动能力，实现了中低渗透强水敏稠油油藏的经济有效开发。

本发明的目的在于针对现有技术的不足，提供一种适用于中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。

为了实现上述目的，本发明提供一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法，该化学冷采方法包括：

(1)油井压裂：

采用水基压裂液对所述油藏进行油井压裂，所述水基压裂液含有5wt％～35wt％的黏土稳定剂；

(2)油井单井吞吐处理：

段塞式注入自乳化降黏剂水溶液和顶替液，包括：第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，第二段塞注入顶替液，然后焖井-开井生产；

所述顶替液为黏土稳定剂水溶液，所述黏土稳定剂水溶液中黏土稳定剂的浓度为0.6wt％～35wt％；

所述黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物；

所述无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物；

所述有机物质为有机阳离子聚合物，在黏土稳定剂水溶液中的浓度为0.3wt％～1.0wt％；

所述有机阳离子聚合物为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。

作为优选方案，步骤(1)中，所述油井为水平井。

作为优选方案，所述油井的水平段的长度≥100m。

作为优选方案，步骤(1)中，油井压裂的裂缝半长为55～95m，裂缝高度为2～10m。

作为优选方案，步骤(2)中，自乳化降黏剂水溶液的注入量为200m

作为优选方案，步骤(2)中，焖井的时间为3d-5d。

作为优选方案，所述黏土稳定剂中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0，更优选为5.0～15：0.5～1.0。

作为优选方案，无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，氢氧化钾与硅酸钾的重量比为0.5～15：1～20，更优选为2.0～5.0：5～15。

作为优选方案，所述有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。

作为优选方案，所述自乳化降黏剂水溶液中自乳化降黏剂的浓度为0.1wt％～1.0wt％。

作为优选方案，所述中低渗透强水敏稠油油藏的储层黏土含量为10％～25％，水敏指数为70％～90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度＜20000mPa·s。

本发明的有益效果：

本发明具有工艺简单和可操作性强的特点，本发明针对中低渗透强水敏稠油油藏的特点，首先对选定的中低渗透稠油井进行压裂，增加了泄油面积，建立了储层高导流通道，提高了储层的导流能力，也扩大了降黏剂与原油的接触面积；利用高效的黏土稳定剂溶液对储层进行了长期保护，解决了由于黏土矿物膨胀、运移对地层渗透率造成伤害的问题。其次，注入自乳化降黏剂进行单井吞吐处理，在地层条件下实现稠油的乳化，降低原油黏度，显著增加了原油在地层中的流动能力，黏土稳定剂与自乳化降黏剂结合起来实现功能互补，实现了中低渗透强水敏稠油油藏的经济有效开发。

本发明实现了中低渗透强水敏稠油油藏的储层保护和乳化降黏开采协同作用。通过注入无机和有机黏土稳定剂复配溶液对油藏进行保护，该复配体系既能增强与砂粒间的固结作用，防止砂粒运移造成伤害，又能增强与黏土间的胶结能力，从而防止黏土水化膨胀；通过注入自乳化降黏剂，在储层条件下通过自动乳化，显著降低了稠油的黏度，增加了其流动能力，同时体系也降低了油水界面张力，提高了洗油能力。黏土稳定剂与降黏驱油剂协同作用，解决了该类油藏的动用难题，从根本上改善了其开发效果。

本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

通过结合附图对本发明示例性实施方式进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显。

图1示出了根据本发明的一个实施例的一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法的简易流程图。

具体实施方式

下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。

图1示出了根据本发明的一个实施例的一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法的简易流程图。首先对油藏进行筛选，本发明针对的是中低渗透强水敏稠油油藏；然后进行油井的压裂，最后进行油井单井吞吐处理。

本发明提供一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法，该化学冷采方法包括：

(1)油井压裂：

采用水基压裂液对油藏进行油井压裂，水基压裂液含有5wt％～35wt％的黏土稳定剂；

(2)油井单井吞吐处理：

段塞式注入自乳化降黏剂水溶液和顶替液，包括：第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，第二段塞注入顶替液，然后焖井-开井生产；

顶替液为黏土稳定剂水溶液，黏土稳定剂水溶液中黏土稳定剂的浓度为0.6wt％～35wt％；

黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物；

无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物；

有机物质为有机阳离子聚合物，在黏土稳定剂水溶液中的浓度为0.3wt％～1.0wt％；

有机阳离子聚合物为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。

根据本发明，水基压裂液中的其他组分为本领域技术人员常规添加的组分。作为优选方案，水基压裂液包括：

5wt％～35wt％的黏土稳定剂、0.3wt％～0.6wt％香豆胶、0.1wt％杀菌剂、0.3wt％～0.5wt％破乳助排剂、0.1wt％pH调节剂、0.3wt％～0.7wt％有机硼交联剂。

根据本发明，在一个具体的实施方式中，水基压裂液的原料组成为：

5wt％～35wt％的黏土稳定剂、0.5wt％香豆胶、0.1wt％杀菌剂、0.4wt％破乳助排剂、0.1wt％pH调节剂、0.5wt％有机硼交联剂。

根据本发明，步骤(2)中，自乳化降黏剂水溶液是指溶解了自乳化降黏剂的水溶液。本发明中，自乳化降黏剂水溶液可使用本领域技术人员常规采用的自乳化降黏剂水溶液，如质量浓度为0.3-1.0％的合成聚合物水溶液体系。合成聚合物是以丙烯酰胺、丙烯酸钠等单体为主体，引入两亲性功能单体，采用过硫酸钾/亚硫酸氢钠类氧化-还原引发体系聚合而成，并干燥脱水得到的合成聚合物。的两亲性功能单体，是由具有界面活性单体与极性基团共聚后得到的。其组成主要是聚胺类(分子中既含有极性含氧基团，又含有侧链非极性基团)。这些自乳化降黏剂材料可以固体粉末、颗粒形式存在，也可以悬浮分散在油相或水相中的形式存在。市场上可以购买到该类产品。

根据本发明，在一个具体的实施方式中，自乳化降黏剂为购自北京华瑞新成公司，HR-VR-100S，第一段塞注入的自乳化降黏剂水溶液的浓度为0.5％。

根据本发明，无机盐和有机物质协同使用可带来的有益效果是：由于无机盐的阳离子部分粒径较小，可以进入黏土层间空位，起到补充电荷作用，防膨效果较好。但环境发生变化后，容易发生粒子交换，使黏土恢复到原先水敏状态，因此它只能暂时稳定黏土颗粒作用。而有机物质的分子量较大，正电荷密度高，解离生成高正电价的阳离子，通过静电作用、氢键及分子间力牢固的吸附在黏土颗粒的表面，形成一层吸附保护膜，有效解决了黏土颗粒的水化膨胀和分散运移。二者协同使用，也大幅降低成本。

根据本发明，无机盐选用硅酸钾，或选用氢氧化钾与硅酸钾的混合物的原因在于，本发明中，硅酸钾溶液(硅酸钾水溶液主要含有水、水溶性硅酸钾和氢氧化钾)可以有效地长期稳定黏土，从而防止由于淡水渗透率降低而导致的采油量减少问题。

本发明中，季铵盐基团(季铵根离子)作为一种强吸附性基团离子，可以强烈吸附于带负电的黏土表面，同时含有疏水长链，可有效地排斥出黏土层间水，从而起到抑制黏土水化膨胀的效果。

作为优选方案，步骤(1)中，油井为水平井。

作为优选方案，油井的水平段的长度≥100m，以保证冷采效果。

作为优选方案，步骤(1)中，油井压裂的裂缝半长为55～95m，裂缝高度为2～10m，以保证足够的泄油面积，同时又不至于沟通水层或造成井间干扰。

作为优选方案，步骤(2)中，自乳化降黏剂水溶液的注入量为200m

作为优选方案，步骤(2)中，焖井的时间为3d-5d，以充分发挥降黏剂的自乳化能力，起到良好的降黏效果。

作为优选方案，黏土稳定剂中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0，更优选为5.0～15：0.5～1.0。

作为优选方案，无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，氢氧化钾与硅酸钾的重量比为0.5～15：1～20，更优选为2.0～5.0：5～15。

在较大的pH条件下，硅酸钾以亚稳态的单体或低聚物的形式存在，当进入地层以后，由于地层孔隙流体pH接近于中性，硅酸钾通过自聚凝聚成凝胶状物质或与地层中的多价离子形成沉淀，覆盖在岩石表面起到防止外来水进入的作用。

作为优选方案，有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。有机阳离子聚合物的分子量介于合适范围，分子量太小，正电荷密度不够高，水解生产的阳离子少，与黏土颗粒表面作用力若，起不到保护作用；太大，溶解困难。

作为优选方案，有机阳离子聚合物选自阳离子位于聚合物的骨架上，包括丙烯酰胺-环氧氯丙烷-二甲胺的共聚物；阳离子位于聚合物的侧链上，包括以甲基丙烯酸、环氧氯丙烷和三甲胺为原料的共聚物；以及聚合物的骨架上含有一个环状结构，且阳离子位于环上，包括多烯多铵-丙烯酰胺共聚物中的至少一种。

作为优选方案，自乳化降黏剂水溶液中自乳化降黏剂的浓度为0.1wt％～1.0wt％。

作为优选方案，中低渗透强水敏稠油油藏的储层黏土含量为10％～25％，水敏指数为70％～90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度＜20000mPa·s。

本发明实施例中，自乳化降黏剂为购自北京华瑞新成公司，HR-VR-100S。

本发明实施例中，水基压裂液包括：0.3wt％香豆胶、0.1wt％甲醛、0.3wt％醚类破乳助排剂、0.1wt％碳酸铵、0.3wt％有机硼交联剂以及各实施例相应浓度的黏土稳定剂，该黏土稳定剂含有氢氧化钾和硅酸钾(氢氧化钾和硅酸钾的质量比为2:5)、含有0.5wt％的有机阳离子聚合物，其中，氢氧化钾和硅酸钾的总浓度＝顶替液中黏土稳定剂水溶液的浓度-0.5wt％。

本发明实施例中，含黏土稳定剂的顶替液为含有氢氧化钾和硅酸钾(氢氧化钾和硅酸钾的质量比为2:5)、含有0.5wt％的有机阳离子聚合物的注入水溶液，其中，氢氧化钾和硅酸钾的总浓度＝顶替液中黏土稳定剂水溶液的浓度-0.5wt％。

本发明实施例中，有机阳离子聚合物为分子量为15000的三甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司。

实施例1

本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。

(1)油藏的筛选

油藏条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜20000mPa·s。其中，目标油井的储层黏土含量为10％、水敏指数为70％、渗透率为65mD、地面原油粘度3400mPa·s、油层厚度大于1.5m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。

(2)油井的压裂

该油井为水平井，水平段长度为120m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为55m，裂缝高度2m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为10％。

(3)油井单井吞吐处理

利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分两个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.5％，注入量为230m

在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油5吨/天，累产油1500吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。

实施例2

本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。

(1)油藏的筛选

油藏条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜20000mPa·s。其中，所选的目标油井的储层黏土含量为15％、水敏指数为75％、渗透率为100mD、地面原油粘度4500mPa·s、油层厚度为1.5m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。

(2)油井的压裂

该油井为水平井，水平段长度为150m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为65m，裂缝高度3m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为12％。

(3)油井单井吞吐处理

利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分两个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.7％，注入量为350m

在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油6吨/天，累产油1800吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。

实施例3

本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。

(1)油藏的筛选

油藏条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜20000mPa·s。其中，目标油井的储层黏土含量为20％、水敏指数为79％、渗透率为260mD、地面原油粘度7370mPa·s、油层厚度为6m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。

(2)油井的压裂

该油井为水平井，水平段长度为230m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为75m，裂缝的高度为5m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为20％。

(3)油井单井吞吐处理

利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分两个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.5％，注入量为400m

在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油9吨/天，累产油2300吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。

实施例4

本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。

(1)油藏的筛选

油藏条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜20000mPa·s。其中，目标油井的储层黏土含量为25％、水敏指数为90％、渗透率为490mD、地面原油粘度18700mPa·s、油层厚度为8m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。

(2)油井的压裂

该油井为水平井，水平段长度为350m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为85m，裂缝高度8m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为25％。

(3)油井单井吞吐处理

利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分两个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为1.0％，注入量为1000m

在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油10吨/天，累产油2800吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。

对比例1

油藏条件为，目标油井的储层黏土含量为26％、水敏指数为90％、渗透率为470mD、地面原油粘度18000mPa·s、油层厚度为8.5m。

该井仅通过常规压裂后，未实施降黏剂吞吐，无产液能力。

对比例2

油藏条件为，目标油井的储层黏土含量为25％、水敏指数为90％、渗透率为485mD、地面原油粘度18100mPa·s、油层厚度为8.5m。

该井仅通过常规压裂后，实施降黏剂吞吐，初期日产油1吨/天，生产5天后，无产液能力，累产油仅为5吨。

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。