一种多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的系统及方法与流程

本发明涉及稠油热采
技术领域：
，具体涉及一种多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的系统及方法。
背景技术：
：随着全球经济的日益发展，世界对石油的需求量迅速增长。目前世界上稠油的地质储量约为6.3×1012bbl，在世界油气资源中占有较大的比例。稠油，即高粘度重质原油，通常称其为沥青或重油，其突出特点是胶质和沥青质含量高，蜡含量较少，因而稠油粘度很高。在油藏条件下，稠油渗流阻力大，流动困难，开发难度较大。而我国稠油资源分布广泛，陆上稠油资源约占石油资源总量的20％以上，预测最终可探明的地质储量为79.5×108t，可采资源量为19.1×108t，提高稠油采收率可大幅提升石油产量。传统的稠油采油一般分为“冷采”和“热采”两大类。然而有相当数量的稠油油藏达不到冷采的筛选标准，故难以有效地开发利用。热采技术为包括蒸汽吞吐、蒸汽驱和火烧油层等多种方法的综合性技术，其中以蒸汽吞吐方法为主，以此种方法采油得到的稠油产量约占稠油总产量的80％。但蒸汽吞吐方法的缺点是经过多轮次的连续吞吐后，注汽过程中的沿程热损失较大，蒸汽波及范围较小，且由于地层的非均质性，蒸汽沿高渗透层窜流，含水饱和度的增加降低了热能利用效率，地层能量下降快，因而蒸汽吞吐的采出程度一般低于25％，可见蒸汽吞吐的采收率仍有较大的提升空间。氮气、二氧化碳和烟道气等非凝析气体能够溶解于原油，进而使原油增能膨胀，故常被用于辅助稠油蒸汽吞吐，以补充地层能量，提高原油采收率。cn106640006a公开了一种注空气及二氧化碳辅助蒸汽吞吐采油方法。该方法能够在线测定注产井和相邻井的套管气含氧量，操作步骤依次为先注入空气及二氧化碳的混合气段塞，接着注入蒸汽段塞，再连续循环交替注入混合气段塞和蒸汽段塞，直至混合气段塞注入总量达到设计量为止。由于空气的主要成分是氮气和氧气，在线测定套管气含氧量虽能够减小事故的产生概率，但操作流程复杂且存在一定的安全隐患，可能会危及现场施工安全。而且该方法提到在产生气窜时，加入调剖剂进行封堵，但并未具体说明该调剖剂是否耐高温以及具体的注入方法，且油层中的大部分水不能被返排出来，地层热损失大，采油效果不佳。cn103742114a公开了一种同炉蒸汽烟气混注热力采油装置与方法。该方法为了降低油井腐蚀速率，将注汽锅炉所产的酸性烟气经烟气净化装置处理后，通过烟气压缩机加压汇入偏碱性的高压蒸汽管，再由混合气管一同注入油井。但该方法装置复杂，进化分离处理提高了投资成本，并且不能够完全避免油井腐蚀问题，且注入过程中蒸汽冷凝与烟气混合所带来的腐蚀问题，严重时还会危及现场施工安全。且对于非均质性渗透率较高的油藏，并没有采取相应的调剖封堵措施，而烟气的主要成分是氮气和二氧化碳，烟气和蒸汽均容易产生气窜，不能够发挥封堵调剖的作用，采油效果不明显，进而限制了该方法在稠油热采领域的推广应用。除了上述问题，在注气体辅助蒸汽吞吐过程中，普遍存在注入气体所带来的冷伤害，即气体注入过程中，由于气体自身温度较低，导致注入过程中显著降低前序蒸汽段塞温度，从而影响近井地带蒸汽条带的发育，带来较大程度的热损失，进而影响蒸汽吞吐的采油效果。针对类似问题，cn105134151a公开了一种热氮气增能降粘增产工艺。该工艺采用热氮气和降粘剂段塞注入的氮气增产工艺，分4个段塞注入。该工艺中没有用到蒸汽，而是主要靠热氮气以及注入热水的热量进行降粘。温度为300℃的饱和蒸汽的焓值为2741kj/kg，而对应300℃饱和蒸汽的压力下，热氮气的焓值仅为598kj/kg。可见，蒸汽的焓值远大于热氮气的焓值。因此蒸汽能够向地层传递的热量远大于热氮气，其降粘能力也高于热氮气。技术实现要素：本发明的目的是为了克服现有技术中存在的缺陷和不足，提供了一种多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的系统及方法。为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的系统，该系统包括氮气供给单元、起泡剂水溶液供给单元、蒸汽供给单元、注入井和直井。所述氮气供给单元包括沿氮气输送方向依次设置的制氮装置、加压注入装置、加热装置和第一地面注入装置。所述直井的一端插入油藏中，另一端与所述注入井连接，所述注入井设有第一注入口、第二注入口和第三注入口。所述氮气供给单元中的第一地面注入装置的出料口与所述注入井的第一注入口连通，所述起泡剂水溶液供给单元与所述注入井的第二注入口连通，所述蒸汽供给单元与所述注入井的第三注入口连通。优选地，所述起泡剂水溶液供给单元包括沿起泡剂水溶液输送方向依次设置的起泡剂水溶液储存装置和第二地面注入装置，所述第二地面注入装置的出料口与所述注入井的第二注入口连通。优选地，所述蒸汽供给单元包括沿蒸汽输送方向依次设置的蒸汽产生装置和第三地面注入装置，所述第三地面注入装置的出料口与所述注入井的第三注入口连通。本发明还提供了一种多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：(1)预处理段塞：将加压、加热的氮气注入地层；(2)泡沫溶液段塞：将起泡剂水溶液注入地层；(3)蒸汽热氮气段塞：将热氮气与蒸汽混合注入地层，其中热氮气与蒸汽的体积比为(20-50)：1；(4)焖井：步骤(3)注入结束后，焖井2-4天；(5)开井生产：步骤(4)结束后开井生产。优选地，所述热氮气的温度为300～350℃。优选地，所述热氮气的浓度为95-99％。优选地，以体积计，在步骤(1)中，所述热氮气的注入量占步骤(1)和步骤(3)中所述热氮气的总注入量的25-35％。优选地，在步骤(2)中，所述起泡剂为十六烷基苯磺酸钠和/或十八烷基甲苯磺酸钠。优选地，在步骤(2)中，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.2～0.5％，所述起泡剂水溶液的注入体积为0.1～0.2pv。优选地，所述方法使用前述的系统实施，具体的操作过程包括：(1)预处理段塞：开启所述注入井的所述第一注入口，并与所述氮气供给单元中的所述第一地面注入装置的出料口连通，关闭所述第二注入口和所述第三注入口，将来自所述氮气供给单元的热氮气经由所述注入井，进而通过所述直井注入地层；(2)泡沫溶液段塞：开启所述注入井的所述第二注入口，并与所述起泡剂水溶液供给单元连通，关闭所述第一注入口和所述第三注入口，将来自所述起泡剂水溶液供给单元的起泡剂水溶液经由所述注入井，进而通过所述直井注入地层；(3)蒸汽热氮气段塞：开启所述注入井的所述第一注入口，并与所述第一地面注入装置的出料口连通，开启所述注入井的所述第三注入口，并与所述蒸汽供给单元连通，关闭所述第二注入口，将热氮气与蒸汽经由所述注入井，进而通过所述直井注入地层，其中热氮气与蒸汽的体积比为(20-50)：1；(4)焖井：步骤(3)注入结束后，焖井2-4天；(5)开井生产：步骤(4)结束后开井生产。在本发明所述方法中，采用段塞注入，首先预处理段塞注入热氮气，通过热氮气传热汽化油层中未被返排出的水，降低排水期；其次泡沫溶液段塞注入起泡剂水溶液，所述起泡剂水溶液注入油层后生成的泡沫对高渗透油层进行封堵，起到防止汽窜发生的作用；最后蒸汽热氮气段塞将热氮气与蒸汽混合注入油层，对油层起到增能降粘的作用，同时热氮气携热减少了蒸汽的热损失，扩大了蒸汽的波及体积，有效地解决了高轮次蒸汽吞吐后期采油量迅速下降的问题。在一种优选的实施方式中，所述热氮气的温度为300～350℃，因而可以有效地增加地层压力，进而增加地层能量，实现对地层原油的增能动用，同时还能汽化油层中未被返排出的水，减少油层的含水饱和度，降低排水周期，从而提高多轮次蒸汽吞吐后期的采油量。进一步地，在步骤(4)中，注入的起泡剂水溶液能够封堵调剖非均质性地层，使蒸汽向地层深处扩散，提高蒸汽的波及体积，使得距离井口较远处的地层中的原油也能被采出。此外，针对底水锥进油藏，所述起泡剂水溶液生成的泡沫可以将水锥压回原始油水界面，从而提高多轮次蒸汽吞吐后期的采油量。附图说明图1是本发明所述多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的系统的结构示意图。附图标记说明1制氮装置2加压注入装置3加热装置4起泡剂水溶液储存装置5第一地面注入装置6蒸汽产生装置7注入井8直井9油藏10氮气供给单元40起泡剂水溶液供给单元60蒸汽供给单元71第一注入口72第二注入口73第三注入口具体实施方式以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。图1是本发明所述多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的系统的结构示意图。参见图1，该系统包括氮气供给单元10、起泡剂水溶液供给单元40、蒸汽供给单元60、注入井7和直井8。所述氮气供给单元10包括沿氮气输送方向依次设置的制氮装置1、加压注入装置2、加热装置3和第一地面注入装置5。所述直井8的一端插入油藏9中，另一端与所述注入井7连接，所述注入井7设有第一注入口71、第二注入口72和第三注入口73。所述氮气供给单元10中的第一地面注入装置5的出料口与所述注入井7的第一注入口71连通，所述起泡剂水溶液供给单元40与所述注入井7的第二注入口72连通，所述蒸汽供给单元60与所述注入井7的第三注入口73连通。在本发明所述系统中，所述注入井7设有所述第一注入口71、所述第二注入口72和所述第三注入口73，分别与所述氮气供给单元10中的第一地面注入装置5的出料口、所述起泡剂水溶液供给单元40和所述蒸汽供给单元60连通。通过控制所述第一注入口71、所述第二注入口72和所述第三注入口73的通断，实现热氮气、起泡剂水溶液和热氮气蒸汽段塞注入，从而使得油层在经过多轮次蒸汽吞吐后仍能保持较高的采油量。在优选情况下，所述起泡剂水溶液供给单元40包括沿起泡剂水溶液输送方向依次设置的起泡剂水溶液储存装置4和第二地面注入装置10，所述第二地面注入装置10的出料口与所述注入井7的第二注入口72连通。在优选情况下，所述蒸汽供给单元60包括沿蒸汽输送方向依次设置的蒸汽产生装置6和第三地面注入装置11，所述第三地面注入装置11的出料口与所述注入井7的第三注入口73连通。本发明还提供了一种多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的方法，该方法包括以下步骤：(1)预处理段塞：将加压、加热的氮气注入地层；(2)泡沫溶液段塞：将起泡剂水溶液注入地层；(3)蒸汽热氮气段塞：将热氮气与蒸汽混合注入地层，其中热氮气与蒸汽的体积比为(20-50)：1；(4)焖井：步骤(3)注入结束后，焖井2-4天；(5)开井生产：步骤(4)结束后开井生产。在本发明所述方法中，采用段塞注入，首先预处理段塞注入热氮气，通过热氮气传热汽化油层中未被返排出的水，降低排水期；其次泡沫溶液段塞注入起泡剂水溶液，所述起泡剂水溶液注入油层后生成的泡沫对高渗透油层进行封堵，起到防止汽窜发生的作用；最后蒸汽热氮气段塞将热氮气与蒸汽混合注入油层，对油层起到增能降粘的作用，同时热氮气携热减少了蒸汽的热损失，扩大了蒸汽的波及体积，有效地解决了高轮次蒸汽吞吐后期采油量迅速下降的问题。进一步地，在步骤(4)中，注入的起泡剂水溶液能够封堵调剖非均质性地层，使蒸汽向地层深处扩散，提高蒸汽的波及体积，使得距离井口较远处的地层中的原油也能被采出。此外，针对底水锥进油藏，所述起泡剂水溶液生成的泡沫可以将水锥压回原始油水界面，从而提高多轮次蒸汽吞吐后期的采油量。在优选情况下，待一个轮次的热氮气泡沫辅助蒸汽吞吐结束后，重复步骤(1)-(5)，进行3-6轮次吞吐，可进一步提高多轮次蒸汽吞吐后期油井采油量。在优选情况下，所述热氮气的温度为300～350℃，浓度为95-99％。具有足够高温度的热氮气可以增加地层能量，降低原油粘度，同时还能汽化油层中未被返排出的水，减少油层的含水饱和度，降低排水周期，从而提高多轮次蒸汽吞吐后期的采油量。在一种优选的实施方式中，所述热氮气的温度为300℃，浓度为99％。在优选情况下，以体积计，在步骤(1)中，所述热氮气的注入量占步骤(1)和步骤(3)中所述热氮气的总注入量的25-35％。在步骤(1)预处理段塞中，热氮气的作用主要是降低原油粘度，并且通过传热汽化油层中未被返排出的水，减少油层的含水饱和度，降低油井排水期。在步骤(3)蒸汽热氮气段塞中，热氮气的主要作用是增加地层能量、降低原油粘度以及减少蒸汽流动过程中的热损失，因而注入比例较大。在一种具体实施方式中，以体积计，在步骤(1)中，所述热氮气的注入量占步骤(1)和步骤(3)中所述热氮气的总注入量的30％。在优选情况下，在步骤(2)中，所述起泡剂为十六烷基苯磺酸钠和/或十八烷基甲苯磺酸钠。所述起泡剂水溶液可耐温300℃，且能够封堵调剖非均质性地层，因而能应用于稠油热采过程中。在优选情况下，在步骤(2)中，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.2～0.5％，所述起泡剂水溶液的注入体积为0.1～0.2pv。在本文中，“pv”是指地层的孔隙体积。在一种具体实施方式中，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，注入的所述起泡剂水溶液的体积为0.1pv。在优选情况下，所述方法使用前述的系统实施，具体的操作过程包括：(1)预处理段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述氮气供给单元10中的所述第一地面注入装置5的出料口连通，关闭所述第二注入口72和所述第三注入口73，将来自所述氮气供给单元10的热氮气经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层；(2)泡沫溶液段塞：开启所述注入井7的所述第二注入口72，并与所述起泡剂水溶液供给单元40连通，关闭所述第一注入口71和所述第三注入口73，将来自所述起泡剂水溶液供给单元40的起泡剂水溶液经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层；(3)蒸汽热氮气段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述第一地面注入装置5的出料口连通，开启所述注入井7的所述第三注入口73，并与所述蒸汽供给单元60连通，关闭所述第二注入口72，将热氮气与蒸汽经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层，其中热氮气与蒸汽的体积比为(20-50)：1；(4)焖井：步骤(3)注入结束后，焖井2-4天；(5)开井生产：步骤(4)结束后开井生产。在优选情况下，待一个轮次的热氮气泡沫辅助蒸汽吞吐结束后，重复步骤(1)-(5)，进行3-6轮次吞吐，可进一步提高多轮次蒸汽吞吐后期油井采油量。具体地，在步骤(1)预处理段塞中，注入的热氮气通过传热汽化油层中未被返排出的水，降低排水期；在步骤(2)泡沫溶液段塞注入中，将起泡剂水溶液通过井筒注入地层，起到防止汽窜发生的作用；在步骤(3)蒸汽热氮气段塞注入中，热氮气与蒸汽混合注入地层，起到增能降粘、减少蒸汽流动过程中的热损失以及扩大蒸汽波及体积的作用。在步骤(4)焖井过程中，所述起泡剂水溶液大幅度封堵高渗透油层，热氮气与蒸汽的热量传到油层深处进行对原油进行降粘。因此通过本发明所述的系统和方法可以克服现有的蒸汽吞吐采油过程中排水期长、吞吐周期递减大、油层含水饱和度高的缺点，能够增加地层能量，减少由于地层非均质性产生的汽窜，降低原油粘度，提高稠油油藏采收率。以下通过实施例对本发明做进一步阐述，但本发明的保护范围并不局限于此。以下实施例为本发明所述方法使用以下多轮次蒸汽吞吐后期热氮气泡沫提高稠油油藏采收率的系统实施：参见图1，所述系统系统包括氮气供给单元10、起泡剂水溶液供给单元40、蒸汽供给单元60、注入井7和直井8。所述氮气供给单元10包括沿氮气输送方向依次设置的制氮装置1、加压注入装置2、加热装置3和第一地面注入装置5。所述直井8的一端插入油藏9中，另一端与所述注入井7连接，所述注入井7设有第一注入口71、第二注入口72和第三注入口73。所述氮气供给单元10中的第一地面注入装置5的出料口与所述注入井7的第一注入口71连通；所述起泡剂水溶液供给单元40包括沿起泡剂水溶液输送方向依次设置的起泡剂水溶液储存装置4和第二地面注入装置10，所述第二地面注入装置10的出料口与所述注入井7的第二注入口72连通；所述蒸汽供给单元60包括沿蒸汽输送方向依次设置的蒸汽产生装置6和第三地面注入装置11，所述第三地面注入装置11的出料口与所述注入井7的第三注入口73连通。实施例1开采多轮次蒸汽吞吐后期稠油油藏，具体开采步骤如下：(1)预处理段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述氮气供给单元10中的所述第一地面注入装置5的出料口连通，关闭所述第二注入口72和所述第三注入口73，将来自所述第一地面注入装置5的经增压处理的热氮气经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层，其中所述热氮气的温度为300℃，浓度为99％。(2)泡沫溶液段塞：开启所述注入井7的所述第二注入口72，并与所述起泡剂水溶液供给单元40连通，关闭所述第一注入口71和所述第三注入口73，将来自所述第二地面注入装置10的起泡剂水溶液经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层；其中所述起泡剂为十八烷基甲苯磺酸钠，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.5％，注入体积为0.1pv。(3)蒸汽热氮气段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述第一地面注入装置5的出料口连通，开启所述注入井7的所述第三注入口73，并与所述第三地面注入装置11连通，关闭所述第二注入口72，将热氮气与蒸汽经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层，其中热氮气与蒸汽的体积比为50：1；其中，在步骤(1)中，所述热氮气的注入量占步骤(1)和步骤(3)中所述热氮气的总注入量的30％。(4)焖井：步骤(3)注入结束后，焖井3天；(5)开井生产：步骤(4)结束后开井生产。待一个轮次的热氮气泡沫辅助蒸汽吞吐结束后，重复步骤(1)-(5)，进行6轮次吞吐。实施例2开采多轮次蒸汽吞吐后期稠油油藏，具体开采步骤如下：(1)预处理段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述氮气供给单元10中的所述第一地面注入装置5的出料口连通，关闭所述第二注入口72和所述第三注入口73，将来自所述第一地面注入装置5的经增压处理的热氮气经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层，其中所述热氮气的温度为320℃，浓度为97％。(2)泡沫溶液段塞：开启所述注入井7的所述第二注入口72，并与所述起泡剂水溶液供给单元40连通，关闭所述第一注入口71和所述第三注入口73，将来自所述第二地面注入装置10的起泡剂水溶液经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层；其中所述起泡剂为十八烷基甲苯磺酸钠，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.3％，注入体积为0.15pv。(3)蒸汽热氮气段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述第一地面注入装置5的出料口连通，开启所述注入井7的所述第三注入口73，并与所述第三地面注入装置11连通，关闭所述第二注入口72，将热氮气与蒸汽经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层，其中热氮气与蒸汽的体积比为40：1；其中，在步骤(1)中，所述热氮气的注入量占步骤(1)和步骤(3)中所述热氮气的总注入量的35％。(4)焖井：步骤(3)注入结束后，焖井4天；(5)开井生产：步骤(4)结束后开井生产。待一个轮次的热氮气泡沫辅助蒸汽吞吐结束后，重复步骤(1)-(5)，进行5轮次吞吐。实施例3开采多轮次蒸汽吞吐后期稠油油藏，具体开采步骤如下：(1)预处理段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述氮气供给单元10中的所述第一地面注入装置5的出料口连通，关闭所述第二注入口72和所述第三注入口73，将来自所述第一地面注入装置5的经增压处理的热氮气经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层，其中所述热氮气的温度为350℃，浓度为95％。(2)泡沫溶液段塞：开启所述注入井7的所述第二注入口72，并与所述起泡剂水溶液供给单元40连通，关闭所述第一注入口71和所述第三注入口73，将来自所述第二地面注入装置10的起泡剂水溶液经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层；其中所述起泡剂为十八烷基甲苯磺酸钠，所述起泡剂水溶液的质量浓度为0.2％，注入体积为0.2pv。(3)蒸汽热氮气段塞：开启所述注入井7的所述第一注入口71，并与所述第一地面注入装置5的出料口连通，开启所述注入井7的所述第三注入口73，并与所述第三地面注入装置11连通，关闭所述第二注入口72，将热氮气与蒸汽经由所述注入井7，进而通过所述直井8注入地层，其中热氮气与蒸汽的体积比为20：1；其中，在步骤(1)中，所述热氮气的注入量占步骤(1)和步骤(3)中所述热氮气的总注入量的25％。(4)焖井：步骤(3)注入结束后，焖井2天；(5)开井生产：步骤(4)结束后开井生产。待一个轮次的热氮气泡沫辅助蒸汽吞吐结束后，重复步骤(1)-(5)，进行4轮次吞吐。测试例稠油油藏开采结束后，计算实施例1-3的稠油油藏采收率，结果如表1所示：表1项目实施例1实施例2实施例3采收率40％35％32％通过本发明所述的系统和方法能够降低原油粘度，减少由于地层非均质性产生的汽窜，提高稠油油藏采收率。以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。当前第1页12