[发明专利]一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法

说明书

本发明公开一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，包括以下步骤：分析稠油样品的胶质和沥青质含量，并通过实验确定目标油田的乳化机理；根据注热‑焖井‑自喷‑下泵生产不同阶段的热损失速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；根据注入温度、周期注汽量评价地层原油流动半径，并以目标油田的出砂临界速度V_c作为排液量的最高值；焖井结束后自喷，逐步放开油嘴，尽可能让日产液速度Q_L最大(要求Q_LV_c)；自喷结束后下入电潜泵，启泵后及时逐步增大泵频率，以最大日产液能力Q_Lmax返排高温液体(要求Q_LmaxV_c)；根据CMG数模软件，定量评价不同排液速度Q_L对周期累产油的影响，并预测不同排液速度的井底流动温度T_BHP，并选择耐高温电潜泵(电泵耐温T_maxT_BHP)。

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，特别是涉及一种通过对注蒸汽热采井在最佳的时间窗口，根据地层有效自由流动半径和临界出砂速率进行电潜泵频率和油嘴大小的调整，在不增加出砂风险的情况下，提高油井日产液速度，从而实现降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。

背景技术

热力采油技术(如蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等)是一项可以大幅度提高稠油油田采收率的有效技术，是目前陆上稠油开发的有效手段。渤海稠油储量规模大，稠油粘度范围广(地层条件原油粘度从50mPa·s到50000mPa·s均有分布)，目前渤海正在进行海上稠油蒸汽吞吐的矿场实践。目前渤海蒸汽吞吐开发的区块地层条件下原油粘度从南堡35-2油田的450mPa·s提升到旅大27-2油田的2330mPa·s，井底注热温度从180℃提升到340℃。随着原油粘度的增加，原油微观组成在不断发生变化；随着注入温度的提升，高温过程中的乳化风险加剧。乳状液的高粘度特性使得油田的开采难度增大，乳化后日产油量急剧降低，直接影响稠油油藏注蒸汽热采的效果，从而影响最终采收率。因此，如何避免和减少油水乳状液在地层中的产生，从而保证蒸汽吞吐效果，是后续海上稠油热采进一步扩大规模必须解决的问题。

现有专利和科技文献的报道主要围绕稠油冷采开发过程中的乳化机理和乳化后的治理，解决的是稠油乳化后在井筒中破乳的问题，而对于地层乳化的问题尚不能有效解决。而蒸汽吞吐过程由于注入流体温度高(通常300℃左右)，且操作过程频繁(先注汽，再放喷，然后下泵生产)，加速了稠油乳化的风险，现有的关于冷采过程的乳化机理难以解决稠油油藏蒸汽吞吐井乳化的问题。

发明内容

本发明的目的是为了克服现有技术中的不足，提供一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。本发明从原油组成成分的角度出发，研究了温度、含水率等热采关键参数对乳化的作用机理，在此基础上首次提出了通过对注蒸汽热采井在最佳的时间窗口，进行电潜泵频率和油嘴大小的调整，在不增加出砂风险的情况下，提高油井日产液速度，可实现降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的：

一种降低蒸汽吞吐过程中稠油乳化风险的方法，包括以下步骤：

根据油藏特点和地层流体特性，分析稠油样品胶质和沥青质的含量，并通过实验数据确定目标油田的乳化机理和乳化模式；

根据注热-焖井-自喷-下泵生产不同阶段的顶底盖层热损失速率、产液携热速率指标，确定提高油井产液速度的最佳时机；

根据不同油藏注入蒸汽的温度、周期注入量、注入速度评价注入蒸汽后的地层原油可自由流动半径，并以目标油田的出砂临界速度V_c作为排液量的最高值；

焖井结束后自喷，逐步放开油嘴，使自喷日产液速度Q_L最大，同时控制自喷速度小于临界速度V_c；