本发明涉及稠油开发技术领域，是一种浅层油藏稠油降粘冷采的方法。
背景技术：
浅层稠油开发的传统方式为蒸汽吞吐或者蒸汽驱，其技术核心为加热油层以达到降低原油粘度、提高原油流动性的目的。经过多年的研究及现场实践，蒸汽吞吐或者蒸汽驱技术已日臻成熟，但普遍存在投资高、开发成本高、开发后期汽窜及“超覆”现象严重、后期注汽利用效率低等问题，由于采用蒸汽驱等方式进行油藏的开发，容易发生锅炉爆炸、高温烫伤等安全事故，并且燃气也容易产生温室气体，对环境也不利。目前粘度小于20000mpa.s的浅层油藏占新疆总油藏的5%，用蒸汽吞吐或者蒸汽驱技术开发这部分油藏成本大，但是目前也没有人想到用冷采方法开发这部分油藏。
技术实现要素：
本发明提供了一种浅层油藏稠油降粘冷采的方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决蒸汽吞吐或者蒸汽驱技术开发粘度小于20000mpa.s的浅层油藏存在投资高、开发成本高、开发后期汽窜及“超覆”现象严重、后期注汽利用效率低、开发过程中安全风险高的问题。
本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种浅层油藏稠油降粘冷采的方法，按下述步骤进行：第一步，首先确定油藏具有如下特征：20℃时地面原油粘度为50mpa.s至20000mpa.s，稠油酸值为0.6mgkoh/g至2.3mgkoh/g，油层厚度大于5m，稠油油藏埋藏深度小于800m，油层孔隙度大于15%，渗透率大于50×10-3μm2，油层为反韵律地层，地层倾角为2°至10°，井网井距小于300m，开发井网为反九点或者反五点井网；第二步，制备适用于具有如第一步中所述油藏特征的油藏的碱性驱油降粘剂溶液，该碱性驱油降粘剂溶液包括1%至5%的降粘剂、0.1%至60%的碱性物质和余量的水；第三步，利用高压泵将0.01倍地层孔隙体积至0.5倍地层孔隙体积的碱性驱油降粘剂溶液注入油层，然后利用高压泵注入0.05倍地层孔隙体积至1.5倍地层孔隙体积的水进行开发。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：
上述水为清水或油田污水。
上述碱性物质为碱或尿素。
上述当碱性物质为碱时，碱为碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠中的一种，其用量占碱性驱油降粘剂溶液的0.1%至3%。
上述当碱性物质为尿素时，其用量占碱性驱油降粘剂溶液的10%至60%。
采用本发明方法进行浅层油藏的开发，相比于蒸汽驱开发成本降低28%至36%，由于没有采用蒸汽驱等方式进行浅层油藏的开发，因此也不存在开发后期汽窜及“超覆”现象严重、后期注汽利用效率低的问题，同时，由于不需要使用燃气，也不需要生产高温的蒸汽，因此，也不会发生锅炉爆炸、高温烫伤等安全事故，也不会产生温室气体，并且相比于蒸汽驱开发，产量也得到进一步的提高。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本发明中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数；本发明中的溶液若没有特殊说明，均为溶剂为水的水溶液，例如，盐酸溶液即为盐酸水溶液；本发明中的常温一般指15℃到25℃的温度，一般定义为25℃。
下面结合实施例对本发明作进一步描述：
实施例1，该浅层油藏稠油降粘冷采的方法按下述步骤进行：第一步，首先确定油藏具有如下特征：20℃时地面原油粘度为50mpa.s至20000mpa.s，稠油酸值为0.6mgkoh/g至2.3mgkoh/g，油层厚度大于5m，稠油油藏埋藏深度小于800m，油层孔隙度大于15%，渗透率大于50×10-3μm2，油层为反韵律地层，地层倾角为2°至10°，井网井距小于300m，开发井网为反九点或者反五点井网；第二步，制备适用于具有如第一步中所述油藏特征的油藏的碱性驱油降粘剂溶液，该碱性驱油降粘剂溶液包括1%至5%的降粘剂、0.1%至60%的碱性物质和余量的水；第三步，利用高压泵将0.01倍地层孔隙体积至0.5倍地层孔隙体积的碱性驱油降粘剂溶液注入油层，然后利用高压泵注入0.05倍地层孔隙体积至1.5倍地层孔隙体积的水进行开发。
若采用蒸汽驱等方式进行浅层油藏的开发，在工程前期，必须建设蒸汽锅炉房、柱塞泵等，并且在运行过程中会产生燃气费、电费等费用，而采用本发明方法进行浅层油藏的开发，只需投入柱塞泵和电费，相比于蒸汽驱开发成本降低28%至36%，由于没有采用蒸汽驱等方式进行浅层油藏的开发，因此也不存在开发后期汽窜及“超覆”现象严重、后期注汽利用效率低的问题；同时，采用本发明方法进行浅层油藏的开发，由于不需要使用燃气，也不需要生产高温的蒸汽，因此，如锅炉爆炸、高温烫伤等这些安全问题均可以避免。
实施例2，水为清水或油田污水。
实施例3，碱性物质为碱或尿素。
实施例4，当碱性物质为碱时，碱为碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠中的一种，其用量占碱性驱油降粘剂溶液的0.1%至3%。
实施例5，当碱性物质为尿素时，其用量占碱性驱油降粘剂溶液的10%至60%。
本发明相比于一般稠油降粘技术区别在于：一般稠油降粘技术是将降粘剂作为辅助药剂采用随蒸汽注入或直接注入油井，关井反应（焖井）后，油井开井继续生产，采用类似蒸汽吞吐的开发方式，需要多间断、长间断注入；而本发明采用类似稀油注水开发模式，首先注入持续、不断向井内注入0.01倍地层孔隙体积至0.5倍地层孔隙体积碱性驱油降粘剂溶液，然后再注入0.05倍地层孔隙体积至1.5倍地层孔隙体积的清水或油田污水进行开发，从而完全改变稠油的开发方式，完全替代蒸汽开发，降低稠油开发成本，提高采收率。
本发明根据油层及稠油性质，有针对性的采用碱性驱油降粘剂溶液，利用高压泵将其注入油层，降低稠油粘度，提高稠油在地层中流动性，降低稠油开发成本，提高油藏采收率。
具体实施例：
以新疆克拉玛依油田克浅10井区稠油油藏中试验为例进行本发明的实施效果：
克浅10井区齐古组稠油油藏的特征为：平均埋藏深度340m，地层倾角3°至10°，20℃时地面原油粘度为2000mpa.s至16000mpa.s，油层温度为25.3℃，原始地层压力3.42mpa，稠油酸值范围为0.86mgkoh/g至2.01mgkoh/g，油层平均孔隙度26.7%，平均渗透率1635×10-3μm2，属于常温、常压普通稠油油藏。开采方法如下：
（1）待地层温度下降至原始地层温度25℃左右。
（2）利用高压泵向油层注入3464m³的碱性驱油降粘剂溶液，其中碱性驱油降粘剂溶液的组成为2%的碳酸钠、2.5%降粘剂和余量的水。
（3）利用高压泵向油层注入3000m³油田污水，驱替原油。
在采用本发明的稠油降粘冷采过程中，油井采出液温度均下降到20℃至30℃，采出原油在井筒中均未出现举升困难的情况。3个井组试验2个月累计产油400余吨，相比于蒸汽驱阶段，产油量提高了58.9%。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。