深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法与流程

本发明涉及油气开采的，尤其涉及一种深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法。

背景技术：

1、深层超低流度稠油油藏埋藏深度大于2000m，平均流度小于1.0μm2/mpa·s，渗透率平均渗透率低于50μm2，地下基本没有自然产能，目前缺少有效动用的手段。超低地层流度储层渗流条件差，注采井难以建立有效的注采压差，孔隙间的泥质填隙物总含量在8％-13％之间，泥质成份中蒙脱石含量超过60％，为强水敏性储层，注水开发效果差，开发过程中主要采用衰竭式开发。由于地层能量充足，衰竭式开发可以获得一定产量，生产特征表现为：日产液量低、有效生产期短、地层出砂难以携出，一般采收率不超过15％，整体看该类储层目前缺少有效开发手段。

2、为改善深层稠油的开发效果，可以开展注天然气吞吐试验，注气吞吐工艺是通过向地层里注入气体以补充能量，气体溶解于油藏中原油后实现降粘，通过地层压力下降开采原油。但是，受多种因素制约，一方面受天然气气源限制，另一方面受制于天然气稠油中溶解能力，近井地带易形成过饱和区，回采过程中气体快速脱出，以致技术难以规模实施。

3、cn104314539公开了一种注入氮气与泡沫剂促发剂体系在地下产生泡沫油的开采方法；cn103244086公开了一种注入轻质烷烃溶剂与天然气形成泡沫油流回采的方法，通过注入气体、溶剂或泡沫剂可以产生人工的泡沫油，但受地下储层与高压流体分布限制，注入气体分布产生的泡沫油流范围有限，主要集中在近井地带10-15m以内，储层难以实现最大程度的增压降粘，导致生产有效时间短。

4、综上，深层超低流度稠油油藏的吞吐开采中，气体降粘效果与降粘影响范围较差，注水过程中黏土矿物易发生膨胀并运移，不利于储层渗透率，开发效果较差。

技术实现思路

1、本发明的目的是提供一种深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，以提高深层稠油的开发效果。

2、本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现：

3、本发明提供一种深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，包括：

4、步骤s1，通过直井注入第一气体段塞；

5、步骤s2，使用助推剂将第一气体段塞推入地层深部；

6、步骤s3，实施直井压裂改造，注入压裂液前置液与携砂液制造垂直缝；

7、步骤s4，向直井中注入第二气体段塞；

8、步骤s5，使用助推剂将第二气体段塞推入地层深部；

9、步骤s6，焖井后吞吐开采。

10、在优选的实施方式中，所述步骤s1包括：

11、注入二氧化碳，在地下形成第一二氧化碳气体降粘段塞；

12、停注二氧化碳，再向储层中注入氮气气体，形成第一氮气增能段塞。

13、在优选的实施方式中，所述步骤s1中，二氧化碳加热至15～20℃。

14、在优选的实施方式中，所述步骤s4包括：

15、注入二氧化碳，在地下形成第二二氧化碳气体降粘段塞；

16、停注二氧化碳，再向储层中注入氮气气体，形成第二氮气增能段塞。

17、在优选的实施方式中，所述助推剂包括：水、nh4cl、丙烯酰胺、丙烯酰胺乙脂三甲基氯化钠和乙二胺混合物。

18、在优选的实施方式中，所述助推剂中水的质量比例范围为97～98％，所述助推剂中nh4cl的质量比例范围为0.5～1％，所述助推剂中丙烯酰胺的质量比例范围为0.5～1％，所述助推剂中丙烯酰胺乙脂三甲基氯化钠的质量比例范围为0.5～1％，所述助推剂中乙二胺混合物的质量比例范围为0.5％～2％。

19、在优选的实施方式中，所述步骤s2和所述步骤s5中，单次助推剂使用量控制在10～15m3之间。

20、在优选的实施方式中，所述步骤s6中，生产井井底流压控制在拟泡点之上生产。

21、在优选的实施方式中，所述步骤s6中，焖井20～30天。

22、在优选的实施方式中，所述直井开采井网的井距范围控制在150m～180m。

23、本发明的特点及优点是：

24、该深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法中，首先在直井近井地带注气聚能，后利用压裂产生深部地层裂缝，气体通过垂直缝实现再次注气聚能，有利于增加气体与油藏稠油最大范围接触，以最大程度的提高了储层能量并实现深部降粘，充分利用气体能量采油，实现了降粘、聚能、改造储层组合，可大幅度提高深层稠油初始开采的产量，并使吞吐开采后转水驱开采难度降低，可产生良好的经济效益。

技术特征：

1.一种深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，包括：

2.根据权利要求1所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述步骤s1包括：

3.根据权利要求2所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述步骤s1中，二氧化碳加热至15～20℃。

4.根据权利要求1所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述步骤s4包括：

5.根据权利要求1所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述助推剂包括：水、nh4cl、丙烯酰胺、丙烯酰胺乙脂三甲基氯化钠和乙二胺混合物。

6.根据权利要求5所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述助推剂中水的质量比例范围为97～98％，所述助推剂中nh4cl的质量比例范围为0.5～1％，所述助推剂中丙烯酰胺的质量比例范围为0.5～1％，所述助推剂中丙烯酰胺乙脂三甲基氯化钠的质量比例范围为0.5～1％，所述助推剂中乙二胺混合物的质量比例范围为0.5％～2％。

7.根据权利要求4所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述步骤s2和所述步骤s5中，单次助推剂使用量控制在10～15m3之间。

8.根据权利要求1所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述步骤s6中，生产井井底流压控制在拟泡点之上生产。

9.根据权利要求8所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，所述步骤s6中，焖井20～30天。

10.根据权利要求1-9中任一项所述的深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，其特征在于，直井开采井网的井距范围控制在150m～180m。

技术总结本发明提供了一种深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，该深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法包括：步骤S1，通过直井注入第一气体段塞；步骤S2，使用助推剂将第一气体段塞推入地层深部；步骤S3，实施直井压裂改造，注入压裂液前置液与携砂液制造垂直缝；步骤S4，向直井中注入第二气体段塞；步骤S5，使用助推剂将第二气体段塞推入地层深部；步骤S6，焖井后吞吐开采，通过该深层超低流度稠油油藏注气聚能吞吐开采方法，提高了深层稠油的开发效果。技术研发人员：周游,齐宗耀,席长丰,王伯军,石兰香,杜宣,刘彤,赵芳,蒋有伟受保护的技术使用者：中国石油天然气股份有限公司技术研发日：技术公布日：2024/6/30