本發(fā)明涉及稠油開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域，是一種淺層油藏稠油降粘冷采的方法。
背景技術(shù)：
淺層稠油開發(fā)的傳統(tǒng)方式為蒸汽吞吐或者蒸汽驅(qū)，其技術(shù)核心為加熱油層以達到降低原油粘度、提高原油流動性的目的。經(jīng)過多年的研究及現(xiàn)場實踐，蒸汽吞吐或者蒸汽驅(qū)技術(shù)已日臻成熟，但普遍存在投資高、開發(fā)成本高、開發(fā)后期汽竄及“超覆”現(xiàn)象嚴重、后期注汽利用效率低等問題，由于采用蒸汽驅(qū)等方式進行油藏的開發(fā)，容易發(fā)生鍋爐爆炸、高溫燙傷等安全事故，并且燃氣也容易產(chǎn)生溫室氣體，對環(huán)境也不利。目前粘度小于20000mpa.s的淺層油藏占新疆總油藏的5%，用蒸汽吞吐或者蒸汽驅(qū)技術(shù)開發(fā)這部分油藏成本大，但是目前也沒有人想到用冷采方法開發(fā)這部分油藏。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
本發(fā)明提供了一種淺層油藏稠油降粘冷采的方法，克服了上述現(xiàn)有技術(shù)之不足，其能有效解決蒸汽吞吐或者蒸汽驅(qū)技術(shù)開發(fā)粘度小于20000mpa.s的淺層油藏存在投資高、開發(fā)成本高、開發(fā)后期汽竄及“超覆”現(xiàn)象嚴重、后期注汽利用效率低、開發(fā)過程中安全風(fēng)險高的問題。
本發(fā)明的技術(shù)方案是通過以下措施來實現(xiàn)的：一種淺層油藏稠油降粘冷采的方法，按下述步驟進行：第一步，首先確定油藏具有如下特征：20℃時地面原油粘度為50mpa.s至20000mpa.s，稠油酸值為0.6mgkoh/g至2.3mgkoh/g，油層厚度大于5m，稠油油藏埋藏深度小于800m，油層孔隙度大于15%，滲透率大于50×10-3μm2，油層為反韻律地層，地層傾角為2°至10°，井網(wǎng)井距小于300m，開發(fā)井網(wǎng)為反九點或者反五點井網(wǎng)；第二步，制備適用于具有如第一步中所述油藏特征的油藏的堿性驅(qū)油降粘劑溶液，該堿性驅(qū)油降粘劑溶液包括1%至5%的降粘劑、0.1%至60%的堿性物質(zhì)和余量的水；第三步，利用高壓泵將0.01倍地層孔隙體積至0.5倍地層孔隙體積的堿性驅(qū)油降粘劑溶液注入油層，然后利用高壓泵注入0.05倍地層孔隙體積至1.5倍地層孔隙體積的水進行開發(fā)。
下面是對上述發(fā)明技術(shù)方案的進一步優(yōu)化或/和改進：
上述水為清水或油田污水。
上述堿性物質(zhì)為堿或尿素。
上述當堿性物質(zhì)為堿時，堿為碳酸鈉、碳酸氫鈉、氫氧化鈉中的一種，其用量占堿性驅(qū)油降粘劑溶液的0.1%至3%。
上述當堿性物質(zhì)為尿素時，其用量占堿性驅(qū)油降粘劑溶液的10%至60%。
采用本發(fā)明方法進行淺層油藏的開發(fā)，相比于蒸汽驅(qū)開發(fā)成本降低28%至36%，由于沒有采用蒸汽驅(qū)等方式進行淺層油藏的開發(fā)，因此也不存在開發(fā)后期汽竄及“超覆”現(xiàn)象嚴重、后期注汽利用效率低的問題，同時，由于不需要使用燃氣，也不需要生產(chǎn)高溫的蒸汽，因此，也不會發(fā)生鍋爐爆炸、高溫燙傷等安全事故，也不會產(chǎn)生溫室氣體，并且相比于蒸汽驅(qū)開發(fā)，產(chǎn)量也得到進一步的提高。
具體實施方式
本發(fā)明不受下述實施例的限制，可根據(jù)本發(fā)明的技術(shù)方案與實際情況來確定具體的實施方式。本發(fā)明中所提到各種化學(xué)試劑和化學(xué)用品如無特殊說明，均為現(xiàn)技術(shù)中公知公用的化學(xué)試劑和化學(xué)用品；本發(fā)明中的百分數(shù)如沒有特殊說明，均為質(zhì)量百分數(shù)；本發(fā)明中的溶液若沒有特殊說明，均為溶劑為水的水溶液，例如，鹽酸溶液即為鹽酸水溶液；本發(fā)明中的常溫一般指15℃到25℃的溫度，一般定義為25℃。
下面結(jié)合實施例對本發(fā)明作進一步描述：
實施例1，該淺層油藏稠油降粘冷采的方法按下述步驟進行：第一步，首先確定油藏具有如下特征：20℃時地面原油粘度為50mpa.s至20000mpa.s，稠油酸值為0.6mgkoh/g至2.3mgkoh/g，油層厚度大于5m，稠油油藏埋藏深度小于800m，油層孔隙度大于15%，滲透率大于50×10-3μm2，油層為反韻律地層，地層傾角為2°至10°，井網(wǎng)井距小于300m，開發(fā)井網(wǎng)為反九點或者反五點井網(wǎng)；第二步，制備適用于具有如第一步中所述油藏特征的油藏的堿性驅(qū)油降粘劑溶液，該堿性驅(qū)油降粘劑溶液包括1%至5%的降粘劑、0.1%至60%的堿性物質(zhì)和余量的水；第三步，利用高壓泵將0.01倍地層孔隙體積至0.5倍地層孔隙體積的堿性驅(qū)油降粘劑溶液注入油層，然后利用高壓泵注入0.05倍地層孔隙體積至1.5倍地層孔隙體積的水進行開發(fā)。
若采用蒸汽驅(qū)等方式進行淺層油藏的開發(fā)，在工程前期，必須建設(shè)蒸汽鍋爐房、柱塞泵等，并且在運行過程中會產(chǎn)生燃氣費、電費等費用，而采用本發(fā)明方法進行淺層油藏的開發(fā)，只需投入柱塞泵和電費，相比于蒸汽驅(qū)開發(fā)成本降低28%至36%，由于沒有采用蒸汽驅(qū)等方式進行淺層油藏的開發(fā)，因此也不存在開發(fā)后期汽竄及“超覆”現(xiàn)象嚴重、后期注汽利用效率低的問題；同時，采用本發(fā)明方法進行淺層油藏的開發(fā)，由于不需要使用燃氣，也不需要生產(chǎn)高溫的蒸汽，因此，如鍋爐爆炸、高溫燙傷等這些安全問題均可以避免。
實施例2，水為清水或油田污水。
實施例3，堿性物質(zhì)為堿或尿素。
實施例4，當堿性物質(zhì)為堿時，堿為碳酸鈉、碳酸氫鈉、氫氧化鈉中的一種，其用量占堿性驅(qū)油降粘劑溶液的0.1%至3%。
實施例5，當堿性物質(zhì)為尿素時，其用量占堿性驅(qū)油降粘劑溶液的10%至60%。
本發(fā)明相比于一般稠油降粘技術(shù)區(qū)別在于：一般稠油降粘技術(shù)是將降粘劑作為輔助藥劑采用隨蒸汽注入或直接注入油井，關(guān)井反應(yīng)（燜井）后，油井開井繼續(xù)生產(chǎn)，采用類似蒸汽吞吐的開發(fā)方式，需要多間斷、長間斷注入；而本發(fā)明采用類似稀油注水開發(fā)模式，首先注入持續(xù)、不斷向井內(nèi)注入0.01倍地層孔隙體積至0.5倍地層孔隙體積堿性驅(qū)油降粘劑溶液，然后再注入0.05倍地層孔隙體積至1.5倍地層孔隙體積的清水或油田污水進行開發(fā)，從而完全改變稠油的開發(fā)方式，完全替代蒸汽開發(fā)，降低稠油開發(fā)成本，提高采收率。
本發(fā)明根據(jù)油層及稠油性質(zhì)，有針對性的采用堿性驅(qū)油降粘劑溶液，利用高壓泵將其注入油層，降低稠油粘度，提高稠油在地層中流動性，降低稠油開發(fā)成本，提高油藏采收率。
具體實施例：
以新疆克拉瑪依油田克淺10井區(qū)稠油油藏中試驗為例進行本發(fā)明的實施效果：
克淺10井區(qū)齊古組稠油油藏的特征為：平均埋藏深度340m，地層傾角3°至10°，20℃時地面原油粘度為2000mpa.s至16000mpa.s，油層溫度為25.3℃，原始地層壓力3.42mpa，稠油酸值范圍為0.86mgkoh/g至2.01mgkoh/g，油層平均孔隙度26.7%，平均滲透率1635×10-3μm2，屬于常溫、常壓普通稠油油藏。開采方法如下：
（1）待地層溫度下降至原始地層溫度25℃左右。
（2）利用高壓泵向油層注入3464m3的堿性驅(qū)油降粘劑溶液，其中堿性驅(qū)油降粘劑溶液的組成為2%的碳酸鈉、2.5%降粘劑和余量的水。
（3）利用高壓泵向油層注入3000m3油田污水，驅(qū)替原油。
在采用本發(fā)明的稠油降粘冷采過程中，油井采出液溫度均下降到20℃至30℃，采出原油在井筒中均未出現(xiàn)舉升困難的情況。3個井組試驗2個月累計產(chǎn)油400余噸，相比于蒸汽驅(qū)階段，產(chǎn)油量提高了58.9%。
以上技術(shù)特征構(gòu)成了本發(fā)明的實施例，其具有較強的適應(yīng)性和實施效果，可根據(jù)實際需要增減非必要的技術(shù)特征，來滿足不同情況的需求。