CN114352250B - 一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及稠油开采技术领域，具体是一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，具体包括如下步骤：S1.调控烟道气中氮气多于二氧化碳；S2.向地层注入蒸汽和比例一的烟道气，在井下形成稳定的温度场；S3.保持蒸汽和混合物注入的同时，将起泡剂溶液注入地层；S4.调控烟道气中二氧化碳多于氮气；S5.向地层中注入蒸汽和比例二的烟道气。本发明提供的采油方法实现了对烟道气的资源化利用，大幅减少环境污染和碳排放，将回收的烟道气进行比例优化后，在不同驱替阶段进行注入，在有效降低生产成本的同时，强化了蒸汽驱的开发效果，广泛适用于利用热采开发的普通稠油油藏或特/超稠油油藏。
Description
技术领域
本发明涉及稠油开采技术领域，具体是一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法。
背景技术
稠油通常是指粘度较高、密度较大的原油，大致可分为普通稠油、特稠油和超稠油，但国内外具体分类标准不尽相同，根据我国的分类标准，油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s、小于10000mPa·s的原油为普通稠油；粘度大于10000mPa·s、小于50000mPa·s的原油为特稠油；粘度超过50000mPa·s的为超稠油。我国稠油资源丰富，分布广泛，是重要的非常规油气资源，且随着油气供需矛盾的日益突出，稠油的开采占比将会逐渐增加，具有广阔的开发前景。实现安全、经济、高效地开采稠油一直是本领域技术人员的研究目的，也是保证我国能源安全的关键。
稠油具有密度大、粘度高、流动性差的特点，常规的开发方式效果不佳，目前，稠油油藏多采用蒸汽吞吐、SAGD、蒸汽驱等方式进行开发。注蒸汽开发工艺在稠油前期开采的优势较为明显，但随着注汽周期的增加，蒸汽热损失增大，向高渗透层窜流的现象逐渐严重，效益逐渐变差，且注汽锅炉产生的大量烟道气会加剧温室效应，与当今经济、绿色的发展理念相违背。将油田注汽锅炉产生的烟道气用于辅助注蒸汽驱不仅可以提高稠油热采效果、减少蒸汽用量，同时还可以实现烟道气的资源化利用，对于推动稠油的低碳绿色开发和油气生产过程中的碳中和具有重要意义。
烟道气的主要成分为氮气与二氧化碳，与蒸汽驱结合，可有效扩大热播及、提高洗油效率。中国专利文献CN 113738323 A（申请号202111012825.1）公开了一种基于热采锅炉的蒸汽及烟道气的段塞式注气采油工艺，使将烟道气进行处理回收，与蒸汽以段塞形式交替注入；中国专利文献CN 104632161 A（申请号201310569626.X）公开了一种多元热流体复合体系驱油方法，在水驱普通稠油油藏开发后期将烟道气、泡沫、降粘剂、热水按一定顺序注入地层，改善驱油效果；中国专利文献CN 102606121 A（申请号201210068890.0）公开了一种用于稠油油藏的多元热流体生产工艺及热采工艺，多元热流体由分别进行生产的水蒸气、二氧化碳、氮气组成，在油管管口处混合或分不同段塞进入稠油油藏。以上关于烟道气辅助蒸汽注入工艺的专利均为烟道气（氮气和二氧化碳）与蒸汽注入方式的探究和烟道气处理设备的研发，且注入的烟道气成分固定。蒸汽驱过程中以提高采收率为目的时，驱替阶段对气体种类和成分是有一定的选择性的，固定成分的烟道气虽然一定程度上改善了蒸汽驱的开发效果，但不能够完全发挥出烟道气辅助蒸汽驱的优势。因此，在烟道气辅助蒸汽驱技术的应用中，可根据氮气、二氧化碳的性质特点，结合不同驱替阶段来优化烟道气中氮气、二氧化碳比例，进一步提高蒸汽驱的开发效果。
发明内容
本发明的目的是为克服上述现有技术的不足，提供一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，通过对不同阶段内烟道气中氮气和二氧化碳比例进行优化调整，以使烟道气中的氮气和二氧化碳在不同的驱替阶段充分发挥作用，加强烟道气辅助蒸汽驱的洗油效果，提高烟道气辅助蒸汽驱的采收率。
为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：
一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，在蒸汽驱的过程中根据不同阶段对注入的烟道气组分比例进行调整，以实现烟道气组分对蒸汽驱最优的增强效果。
一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，具体包括如下步骤：
S1.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中氮气多于二氧化碳，此比例为比例一；
S2.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和步骤S1中调控至比例一的烟道气的混合物，在井下形成稳定的温度场；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，保持蒸汽和混合物注入的同时，将起泡剂溶液注入地层；
S4.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中二氧化碳多于氮气，此比例为比例二；
S5.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和步骤S4中调控至比例二的烟道气的混合物。
本方法通过在驱替过程中根据驱替阶段对烟道气中氮气和二氧化碳的体积进行调控，充分发挥烟道气中氮气和二氧化碳在驱替过程中的作用；在驱替前、中期保持烟道气中较高的氮气比例，以扩大蒸汽热波及范围，形成较大的温度场，注入起泡剂段塞后，在驱替后期调高烟道气中二氧化碳的比例，以加强波及区域的洗油效果，有效提高油藏的采收率。
优选的，所述采油方法中注入的烟道气和蒸汽温度均为250~350℃，进一步优选的，所述采油方法中注入的烟道气和蒸汽温度均为300~350℃
优选的，所述步骤S1中，比例一中氮气与烟道气总体积之比为M，75%≤M＜100%；进一步优选的，85%≤M＜100%。
优选的，所述步骤S2中，蒸汽的注入速度为100~150t/d；进一步优选的，蒸汽的注入速度为120-150t/d。
优选的，所述步骤S2中，烟道气的注入速度为0.5~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算；进一步优选的，烟道气的注入速度为1.0~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算。烟道气和蒸汽注入地层后，受到温度和压力的影响，体积与注入状态有出入，因此烟道气和蒸汽的注入速度之比按照注入到地层中的体积为准进行计算。
优选的，所述步骤S2中，温度场稳定的判定依据为检测到开采现场中温度采集点的温度不再增加，保持稳定；当现场不具备温度场的温度采集条件时，驱替第一阶段的产液含水率/含油率可作为备用判定依据，含水率达96~98%，或含油率的投入产出比低于现场预定值。
优选的，所述步骤S2中，所述烟道气和蒸汽的注入总体积为0.2~0.3倍地层孔隙体积。
但若在注入过程中，烟道气和蒸汽的注入总体积到达0.3倍地层孔隙体积后温度场仍未稳定，则需继续注入烟道气和蒸汽；若烟道气和蒸汽的注入总体积还不足0.2倍地层孔隙体积时，温度场就已经达到稳定，则可以提前进入步骤S3。
优选的，所述步骤S3中，所述起泡剂溶液的质量浓度范围为0.2~0.5%，且所述起泡剂溶液选自十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠和十八烷基甲苯磺酸钠中的一种或多种。
优选的，所述步骤S3中，所述起泡剂溶液的注入体积为0.1~0.2倍地层孔隙体积。
优选的，所述步骤S3中，所述起泡剂溶液的注入速度为10~120t/d；进一步优选的，所述起泡剂溶液的注入速度为20~100t/d。
优选的，所述步骤S4中，比例二中二氧化碳与烟道气总体积之比为N，60%≤N＜100%；进一步优选的，80%≤N＜100%。
优选的，所述步骤S5中，蒸汽的注入速度为100~150t/d；进一步优选的，蒸汽的注入速度为120~150t/d。
优选的，所述步骤S5中，烟道气的注入速度为0.5~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算；进一步优选的，烟道气的注入速度为1.0~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算。
优选的，所述步骤S5中，所述烟道气和蒸汽的注入总体积为0.2~0.3倍地层孔隙体积。
优选的，所述采油方法中，所述烟道气来自产生蒸汽的注汽锅炉发生器。
本发明还提供了一种实施上述基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法的系统，包括注气模块和注起泡剂模块，所述注气模块包括依次连接的注汽锅炉发生器、烟道气冷凝过滤装置、烟道气储存装置和第一增压装置，所述烟道气冷凝过滤装置和烟道气储存装置之间还通过三通阀连接有膜分离装置，所述注起泡剂模块包括依次连接的起泡剂溶液储存装置和第二增压装置，所述注汽锅炉发生器、第一增压装置和第二增压装置均连接至油藏的注入井。
上述系统中，通过设置膜分离装置来调控不同阶段注入的烟道气中组分含量，在第一注气阶段中，调控烟道气中氮气占主要成分，以协助扩大蒸汽的热波及范围，在第二注气阶段中，调控烟道气中二氧化碳占主要成分，以强化驱替介质的洗油能力，有效提高采收率。
本发明提供了上述方法或系统的适用油藏，为稠油油藏或特/超稠油油藏。
本发明的有益效果为：
本发明将驱替过程分为目的为扩大热波及的第一阶段和增强洗油效果的第二阶段，第一阶段，将以氮气为主的比例一烟道气与蒸汽混注，利用氮气不易压缩、隔热性能良好等特点，补充地层能量、促进蒸汽渗流；第一阶段注气后，注起泡剂进行段塞封堵储层高渗通道，改善流度比、扩大蒸汽的热波及范围；第二阶段开始时，蒸汽腔已发育完全，加上泡沫段塞对高渗通道的封堵作用，有效增加驱替过程中驱替介质与原油的接触面积和反应时间，第二阶段调控烟道气中二氧化碳多于氮气，利用二氧化碳易与原油发生反应的特点，强化驱替介质的洗油能力，提高稠油的采收率。相比现有采用单一比例的烟道气辅助蒸汽驱，本发明在不同驱替阶段调整烟道气中氮气和二氧化碳的比例，结合烟道气泡沫的注入，不仅扩大了热波及范围，而且提高了洗油效率，使烟道气更有效地改善蒸汽驱的开发效果。
本发明提供的采油方法实现了对烟道气的资源化利用，大幅减少环境污染和碳排放，将回收的烟道气进行比例优化后，在不同驱替阶段进行注入，在有效降低生产成本的同时，强化了蒸汽驱的开发效果，广泛适用于利用热采开发的稠油油藏或特/超稠油油藏。
附图说明
图1是本发明提供的系统使用示意图；
其中，1.产出液；2.注入井；3.生产井；4.稠油储层；5.蒸汽；6.蒸汽腔；7.烟道气；8.注汽锅炉发生器；9.烟道气冷凝过滤装置；10.膜分离装置；11.烟道气储存装置；12.第一增压装置；13.起泡剂溶液储存装置；14.三通阀；15.第二增压装置。
具体实施方式
下面结合附图和实施例及实验例对本发明进行进一步介绍。
实施例1
一种实施基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法的系统，如图1所示，包括注气模块和注起泡剂模块，所述注气模块包括依次连接的注汽锅炉发生器8、烟道气冷凝过滤装置9、烟道气储存装置11和第一增压装置12，所述烟道气冷凝过滤装置9和烟道气储存装置11之间还通过三通阀14连接有膜分离装置10，所述注起泡剂模块包括依次连接的起泡剂溶液储存装置13和第二增压装置15，所述注汽锅炉发生器8、第一增压装置12和第二增压装置15均连接至油藏的注入井2。
实施例2
使用上述实施例1的采油方法，具体包括如下步骤
S1.由注汽锅炉发生器8生产蒸汽5时产生的烟道气7经烟道气冷凝过滤装置9处理后，直接经三通阀14进入烟道气储存装置11（或经三通阀14先经过膜分离装置10对烟道气7中氮气和二氧化碳比例进行调整至比例一，比例一中氮气与烟道气7之比为M，75%≤M＜100%），再进入烟道气储存装置11；
S2.沿注入井2向地层中同时注入注汽锅炉发生器8生产的蒸汽5和经第一增压装置12增压的烟道气7的混合物，在稠油储层4中形成稳定的温度场（即蒸汽腔6）；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液沿注入井2注入稠油储层4中；
S4.烟道气7经三通阀14先经过膜分离装置10，对烟道气7中氮气和二氧化碳比例进行调整至比例二，比例二中二氧化碳与烟道气7之比为N，60%≤N＜100%；
S5.将调整比例至比例二的烟道气7经烟道气储存装置11和第一增压装置12与注汽锅炉发生器8生产的蒸汽5一起沿注入井2注入稠油储层4中；
S6.观察生产井3中产出液1的状态，重复上述步骤S1-S5直至驱替完全。
优选的，所述采油方法中注入的烟道气和蒸汽温度均为250~350℃，进一步优选的，所述采油方法中注入的烟道气和蒸汽温度均为300~350℃。
优选的，所述步骤S1中，85%≤M＜100%。
优选的，所述步骤S2中，蒸汽的注入速度为100~150t/d；进一步优选的，蒸汽的注入速度为120~150t/d。
优选的，所述步骤S2中，烟道气的注入速度为0.5~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算；进一步优选的，烟道气的注入速度为1.0~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算。
优选的，所述步骤S2中，温度场稳定的判定依据为检测到开采现场中温度采集点的温度不再增加，保持稳定；当现场不具备温度场的温度采集条件时，驱替第一阶段的产液含水率/含油率可作为备用判定依据，含水率达96~98%，或含油率的投入产出比低于现场预定值。
优选的，所述步骤S2中，所述烟道气和蒸汽的注入总体积为0.2~0.3倍地层孔隙体积。
优选的，所述步骤S3中，所述起泡剂溶液的质量浓度范围为0.2~0.5%，且所述起泡剂溶液选自十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠和十八烷基甲苯磺酸钠中的一种或多种。
优选的，所述步骤S3中，所述起泡剂溶液的注入体积为0.1~0.2倍地层孔隙体积。
优选的，所述步骤S3中，所述起泡剂溶液的注入速度为10~120t/d；进一步优选的，所述起泡剂溶液的注入速度为20~100t/d。
优选的，所述步骤S4中，80%≤N＜100%。
优选的，所述步骤S5中，蒸汽的注入速度为100~150t/d；进一步优选的，蒸汽的注入速度为120~150t/d。
优选的，所述步骤S5中，烟道气的注入速度为0.5~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算；进一步优选的，烟道气的注入速度为1.0~2.0倍的蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算。
优选的，所述步骤S5中，所述烟道气和蒸汽的注入总体积为0.2~0.3倍地层孔隙体积。
实验例1：
在模拟实验条件下，使用本方法对稠油油藏（该油藏模拟普通稠油油藏，油藏温度为56℃，渗透率为2183mD，含油饱和度为93.2%，孔隙度为28.55%，50℃条件下稠油粘度为326mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点）进行驱替，具体操作步骤如下：
S1.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中氮气多于二氧化碳，此比例为比例一，比例一中M=90%；
S2.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和步骤S1中调控至比例一的烟道气的混合物，在井下形成稳定的温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为1ml/min（驱替温度、压力下），蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液注入地层；温度场稳定的判定依据为三处温度探测点的示数稳定不变，起泡剂选用十八烷基甲苯磺酸钠，起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，具体起泡剂溶液的注入速度为1ml/min，注入时长为30min。
S4.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中二氧化碳多于氮气，此比例为比例二；比例二中N=80%；
S5.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和步骤S4中调控至比例二的烟道气的混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃。
总开采时长为270min，产液含水率为98.5%。
实验例2：
在模拟实验条件下，使用烟道气强化蒸汽驱的采油方法对稠油油藏（该油藏模拟普通稠油油藏，油藏温度为56℃，渗透率为2150mD，含油饱和度为91.8%，孔隙度为28.10%，50℃条件下稠油粘度为326mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点）进行驱替，具体操作步骤如下：
S1.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和烟道气（实验模拟烟道气，其中氮气占烟道气总体积的0.8）的混合物，在井下形成温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃；
S2.待步骤S1中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液注入地层；温度场稳定的判定依据为三处温度探测点的示数稳定不变，起泡剂选用十八烷基甲苯磺酸钠，起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，起泡剂溶液的注入速度为1ml/min，注入时长为30min；
S3.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和烟道气（实验模拟烟道气，其中氮气占烟道气总体积的0.8）混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃；
总开采时长为270min，产液含水率为98.2%。
实验例3：
在模拟实验条件下，使用氮气增强蒸汽驱的采油方法对稠油油藏（具体参数为该油藏模拟普通稠油油藏，油藏温度为56℃，渗透率为2200mD，含油饱和度为92.8%，孔隙度为28.90%，50℃条件下稠油粘度为326mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点）进行驱替，具体操作步骤如下：
S1.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和氮气的混合物，在井下形成温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，氮气的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，氮气的注入时长为120min，蒸汽和氮气的注入温度为300℃；
S2.待步骤S1中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液注入地层；温度场稳定的判定依据为三处温度探测点的示数稳定不变，起泡剂选用十八烷基甲苯磺酸钠，起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，具体起泡剂溶液的注入速度为1ml/min，注入时长为30min；
S3.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和氮气混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，氮气的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，氮气的注入时长为120min，蒸汽和氮气的注入温度为300℃；
总开采时长为270min，产液含水率为98.6%。
实验例4：
在模拟实验条件下，使用二氧化碳增强蒸汽驱的采油方法对稠油油藏（具体参数为该油藏模拟普通稠油油藏，油藏温度为56℃，渗透率为2250mD，含油饱和度为93.4%，孔隙度为29.15%，50℃条件下稠油粘度为326mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点）进行驱替，具体操作步骤如下：
S1.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和二氧化碳的混合物，在井下形成温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，二氧化碳的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，二氧化碳的注入时长为120min，蒸汽和二氧化碳的注入温度为300℃；
S2.待步骤S1中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液注入地层；温度场稳定的判定依据为三处温度探测点的示数稳定不变，起泡剂选用十八烷基甲苯磺酸钠，起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，具体起泡剂溶液的注入速度为1ml/min，注入时长为30min；
S3.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和二氧化碳混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，二氧化碳的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，二氧化碳的注入时长为120min，蒸汽和二氧化碳的注入温度为300℃；
总开采时长为270min，产液含水率为98.4%。
实验例5：
在模拟实验条件下，使用本方法对稠油油藏（具体参数为该油藏模拟普通稠油油藏，油藏温度为56℃，渗透率为2176mD，含油饱和度为92.0%，孔隙度为29.04%，50℃条件下稠油粘度为326mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点1、2、3）进行驱替，具体操作步骤如下：
S1.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中氮气多于二氧化碳，此比例为比例一，比例一中M=99%；
S2.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和步骤S1中调控至比例一的烟道气的混合物，在井下形成温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为2ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为350℃；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液注入地层；温度场稳定的判定依据为三处温度探测点的示数稳定不变起泡剂选用十八烷基甲苯磺酸钠，起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，具体起泡剂溶液的注入速度为1ml/min，注入时长为30min；
S4.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中二氧化碳多于氮气，此比例为比例二；比例二中N=99%；
S5.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和步骤S4中调控至比例二的烟道气的混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为2ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为350℃；
总开采时长为270min，产液含水率为98.5%。
实验例6：
在模拟实验条件下，使用本方法对特稠油油藏（具体参数为该油藏模拟特稠油油藏，油藏温度为80℃，渗透率为3176mD，含油饱和度为92.0%，孔隙度为33.54%，50℃条件下稠油粘度为13000mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点）进行蒸汽驱，具体操作步骤如下：
S1.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中氮气多于二氧化碳，此比例为比例一，比例一中M=99%；
S2.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和步骤S1中调控至比例一的烟道气的混合物，在井下形成温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为2ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为350℃；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液注入地层；温度场稳定的判定依据为三处温度探测点的示数稳定不变，起泡剂选用十八烷基甲苯磺酸钠，起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，具体起泡剂溶液的注入速度为1ml/min，注入时长为30min；
S4.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中二氧化碳多于氮气，此比例为比例二；比例二N=99%；
S5.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和步骤S4中调控至比例二的烟道气的混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为2ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为350℃；
总开采时长为270min，产液含水率为98.1%。
实验例7：
在模拟实验条件下，使用本方法对稠油油藏（该油藏模拟普通稠油油藏，油藏温度为56℃，渗透率为2230mD，含油饱和度为91.7%，孔隙度为29.31%，50℃条件下稠油粘度为326mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点）进行驱替，具体操作步骤如下：
S1.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中氮气多于二氧化碳，此比例为比例一，比例一中M=90%；
S2.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和步骤S1中调控至比例一的烟道气的混合物，在井下形成温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为0.4ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，将起泡剂溶液注入地层；温度场稳定的判定依据为三处温度探测点的示数稳定不变起泡剂选用十八烷基甲苯磺酸钠，起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，具体起泡剂溶液的注入速度为1ml/min，注入时长为30min；
S4.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中二氧化碳多于氮气，此比例为比例二；比例二中N=80%；
S5.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和步骤S4中调控至比例二的烟道气的混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为0.4ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃；
总开采时长为270min，产液含水率为99.2%。
实验例8：
在模拟实验条件下，使用本方法对稠油油藏（该油藏模拟普通稠油油藏，油藏温度为56℃，渗透率为2163mD，含油饱和度为91.4%，孔隙度为28.94%，50℃条件下稠油粘度为326mPa·s。模型出口回压设定为1MPa，实验驱油模型内径2.54cm，长度60cm，且在15cm、30cm、45cm三处装有温度探测点）进行驱替，具体操作步骤如下：
S1.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中氮气多于二氧化碳，此比例为比例一，比例一中M=90%；
S2.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和步骤S1中调控至比例一的烟道气的混合物，在井下形成温度场，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为120min，烟道气的注入时长为120min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中二氧化碳多于氮气，此比例为比例二；比例二中N=80%；
S4.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和步骤S3中调控至比例二的烟道气的混合物，其中蒸汽的注入速度为1ml/min，烟道气的注入速度为1ml/min，蒸汽的注入时长为150min，烟道气的注入时长为150min，蒸汽和烟道气的注入温度为300℃；
总开采时长为270min，产液含水率为98.7%。
上述各实验例的实验结果陈列如下：
| 组别/参数 | 采收率 | 温度探测点1 | 温度探测点2 | 温度探测点3 |
| 实验例1 | 70.1% | 183.1℃ | 156.0℃ | 127.9℃ |
| 实验例2 | 62.7% | 181.3℃ | 156.3℃ | 126.4℃ |
| 实验例3 | 61.9% | 180.2℃ | 157.5℃ | 128.0℃ |
| 实验例4 | 65.2% | 179.8℃ | 148.4℃ | 103.2℃ |
| 实验例5 | 73.8% | 201.0℃ | 185.7℃ | 154.6℃ |
| 实验例6 | 66.4% | 192.3℃ | 150.1℃ | 92.5℃ |
| 实验例7 | 54.0% | 178.2℃ | 132.9℃ | 60.0℃ |
| 实验例8 | 55.2% | 182.3℃ | 156.5℃ | 122.7℃ |
实验例1与实验例2的数据比对可知，本发明提供的方法通过在两驱替阶段对烟道气中氮气和二氧化碳的比例进行调控，有效提高了采收率，固定比例的烟道气作为非凝析气体能改善蒸汽驱的驱油效果，但是其中氮气比例较高，在驱替前期蒸汽腔扩展有一定优势，但在洗油效果方面的优势并不突出；烟道气中氮气、二氧化碳比例的调控将烟道气在蒸汽腔扩展、洗油效率两方面的优势均发挥出来。
实验例1与实验例3的数据比对可知，本发明提供的方法通过在两驱替阶段对烟道气中氮气和二氧化碳的比例进行调控，相比单独使用氮气对蒸汽驱进行增强，有效提高了采收率，氮气与固定比例烟道气驱替的效果类似，虽然氮气在扩大蒸汽腔的波及上优势明显，根据表中温度探测数据显示，温度场发育优于实验例1，但在洗油效果方面的优势远不如二氧化碳；实验例1中烟道气中氮气、二氧化碳比例的调控将烟道气在蒸汽腔扩展、洗油效率两方面的优势均发挥出来，故有更高的采收率。
实验例1与实验例4的数据比对可知，本发明提供的方法通过在两驱替阶段对烟道气中氮气和二氧化碳的比例进行调控，相比单独使用二氧化碳对蒸汽驱进行增强，有效提高了采收率，根据表中数据显示，实验例4的温度场发育不如实验例1，这也反映出实验例4蒸汽腔的发育较差，这导致驱替过程中驱替介质与原油的接触面积较小；而实验例1中通过烟道气中氮气、二氧化碳比例的调控，前期的较大蒸汽腔有效地增加了驱替过程中驱替介质与原油的接触面积，从而有着更高的采收率。
实验例1与实验例5的数据比对可知，使用本发明提供的优选数值时，能实现对稠油油藏更有益的开发效果。
实验例1与实验例6的数据比对可知，使用本发明提供的采油方法，对稠油油藏或特稠油油藏的开发具有增益效果。
实验例1与实验例7的数据比对可知，当烟道气比例未选用本发明提供的范围值时，开发效果不及本发明，是因为当使用较小的烟道气比例，对蒸汽的渗流、传热的积极作用程度相对较小，效果受到限制；当使用较大的烟道气比例，气窜严重，蒸汽热损失，难以波及大面积原油，烟道气难以发挥其作用。
实验例1与实验例8的数据比对可知，当不添加泡沫段塞时，开发效果不及本发明，是因为泡沫段塞的存在，可有效控制气窜，扩大波及面积，延长烟道气的反应停留时间，加强了烟道气的洗油效果。
Claims (10)
1.一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，其特征是，具体包括如下步骤：
S1.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中氮气多于二氧化碳，此比例为比例一；
S2.驱替第一阶段，向地层注入蒸汽和步骤S1中调控至比例一的烟道气的混合物，在井下形成稳定的温度场；
S3.待步骤S2中形成的温度场稳定后，保持蒸汽和混合物注入的同时，将起泡剂溶液注入地层；
S4.调控烟道气中氮气与二氧化碳的比例，使烟道气中二氧化碳多于氮气，此比例为比例二；
S5.驱替第二阶段，向地层中注入蒸汽和步骤S4中调控至比例二的烟道气的混合物。
2.如权利要求1所述的基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，其特征是，所述采油方法中注入的烟道气和蒸汽温度均为250~350℃。
3.如权利要求1所述的基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，其特征是，所述步骤S1中，比例一中氮气与烟道气总体积之比为M，75%≤M＜100%。
4.如权利要求1所述的基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，其特征是，所述采油方法中蒸汽的注入速度为100~150t/d，所述烟道气的注入速度是0.5~2.0倍蒸汽注入速度，以地层条件下气体体积和蒸汽的当量水计算。
5.如权利要求1所述的基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，其特征是，所述步骤S2和S5中，烟道气和蒸汽的注入总体积均为0.2~0.3倍地层孔隙体积。
6.如权利要求1所述的基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，其特征是，述步骤S3中，所述起泡剂溶液的质量浓度范围为0.2~0.5%，且所述起泡剂溶液选自十二烷基苯磺酸钠、十二烷基磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠或十八烷基甲苯磺酸钠中的一种或多种；所述起泡剂溶液的注入体积为0.1~0.2倍地层孔隙体积，且所述起泡剂溶液的注入速度为10~120t/d。
7.如权利要求1所述的基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法，其特征是，所述步骤S4中，比例二中二氧化碳与烟道气总体积之比为N，60%≤N＜100%。
8.如权利要求1-7任一项所述的采油方法，其特征是，采油方法所适用油藏为稠油油藏或特/超稠油油藏。
9.一种用于实施权利要求1-7任一项所述的采油方法的系统，其特征是，包括注气模块和注起泡剂模块，所述注气模块包括依次连接的注汽锅炉发生器、烟道气冷凝过滤装置、烟道气储存装置和第一增压装置，所述烟道气冷凝过滤装置和烟道气储存装置之间还通过三通阀连接有膜分离装置，所述注起泡剂模块包括依次连接的起泡剂溶液储存装置和第二增压装置，所述注汽锅炉发生器、第一增压装置和第二增压装置均连接至油藏的注入井。
10.如权利要求9所述的系统，其特征是，系统所适用油藏为稠油油藏或特/超稠油油藏。
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| 烟道气驱提高采收率技术发展现状;马涛等;《石油钻采工艺》;20071015;第29卷(第05期);79-85 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114352250A (zh) | 2022-04-15 |
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