CN104989353A - Sagd双水平井的采油方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种SAGD双水平井的采油方法，双水平井包括注汽井和生产井，采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，分散剂注入步骤和注气步骤在循环预热步骤之后依次进行，分散剂注入步骤包括向注汽井和生产井注入分散剂，注气步骤包括向注汽井和生产井均注入氮气和水蒸汽。本发明的技术方案解决了现有技术中的SAGD双水平井连通性差，油藏开采效率低的问题。

Description

SAGD双水平井的采油方法
技术领域
本发明涉及SAGD石油开采技术领域，具体而言，涉及一种SAGD双水平井的采油方法。
背景技术
SAGD石油开采技术用于石油开采领域中超稠油的开采。使用SAGD开采技术要想取得较好的开采效果需保证双水平井的水平井段有较高的连通程度，以及降低石油的粘稠度。针对上述问题，现有技术中有使用HDCS采油技术改善水平井段的连通程度，以及降低石油的粘稠度。HDCS为水平井、油溶性分散剂、二氧化碳以及蒸汽的缩写。HDCS强化采油技术是一种采用高效油溶性复合分散剂和CO2辅助水平井段蒸汽吞吐，能够起到降低注汽压力，预防前缘乳化以及扩大热波及范围的技术效果，能够实现中深层，特超稠油藏有效开发的技术。但是，HDCS技术只适用于高压低渗，地层破裂压力高的普通水平井以及直井，难以在地层破裂压力低的油藏带进行开采。
现有技术使用HDNS开采技术来克服HDCS技术的缺陷，能够实现在浅层地层破裂压力较低的油藏带进行超稠油开采。但是目前使用的HDNS因缺乏具体工艺步骤和注入参数，在实际应用时仍存在双水平井连通性差，油藏降粘效果差的问题，进而影响石油产量。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种SAGD双水平井的采油方法，以解决现有技术中的SAGD双水平井连通性差，油藏开采效率低的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种SAGD双水平井的采油方法，双水平井包括注汽井和生产井，采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，分散剂注入步骤和注气步骤在循环预热步骤之后依次进行，分散剂注入步骤包括向注汽井和生产井注入分散剂，注气步骤包括向注汽井和生产井均注入氮气和水蒸汽。
进一步地，注汽步骤依次包括：向注汽井和生产井注入氮气；向注汽井和生产井注入水蒸汽。
进一步地，注汽步骤还包括：注入参数获取步骤，根据注入参数向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽。
进一步地，注入参数获取步骤包括：获取水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度，根据水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度以及双水平井的水平段长度确定水蒸汽和氮气的注入量。
进一步地，水蒸汽注入预设强度在10.5至12m3/m的范围内，氮气注入预设强度小于225m3/m。
进一步地，向生产井和注汽井注入氮气的速率在800至1000m3/h的范围内。
进一步地，向生产井和注汽井注入水蒸汽的速率在160至180t/天的范围内。
进一步地，注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向注汽井注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率的之比为6:4。
进一步地，在向注汽井和生产井注入水蒸汽和氮气的过程中，注汽井和生产井的井口压力小于限定压力，限定压力为地层破裂压力。
进一步地，采油方法还包括：排液步骤，排液步骤包括：使注汽井和生产井的排液速度在80至150t/天的范围内。
应用本发明的技术方案，在采油技术中包括分散剂注入步骤和注汽步骤。分散剂注入步骤中向注汽井和生产井注入分散剂以增加石油的流动性。注汽步骤中向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽。通过分散剂降低油藏粘度，在注入氮气与底层被加热的原油形成泡沫，进而提高注汽热效率，使氮气和水蒸汽更有效到达未动用的油藏，改善双水平井水平段的连通程度，从而提高双水平井的油藏开采能力。因此本发明的技术方案能够解决SAGD双水平井组中存在连通性差，油藏开采效率低的问题。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本发明的SAGD双水平井的采油方法的实施例的流程示意图。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
如图1所示，本实施例的SAGD双水平井包括注汽井和生产井。SAGD双水平井的采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，分散剂注入步骤和注气步骤在循环预热步骤之后依次进行，分散剂注入步骤包括向注汽井和生产井注入分散剂，注气步骤包括向注汽井和生产井分别注入氮气和水蒸汽。
应用本实施例的技术方案，在采油技术中包括分散剂注入步骤和注汽步骤。分散剂注入步骤中向注汽井和生产井注入分散剂以增加石油的流动性。注汽步骤中向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽。通过分散剂降低油藏粘度，在注入氮气与底层被加热的原油形成泡沫，增加气窜封堵剂，同时提高注汽热效率，使氮气和水蒸汽更有效到达未动用的油藏，改善双水平井水平段的连通程度，从而提高双水平井的油藏开采能力。因此本实施例的技术方案能够解决SAGD双水平井组中存在连通性差，油藏开采效率低的问题。
本实施例中的分散剂为高温分散剂，高温分散剂可以在市场中购买到。优选地，可以采用以下方法制备的高温分散剂：
其中，反应式左边的弱亲水单体和强亲油单体为本实施例中的分散剂的主要成分。上述高温分散剂相比于普通的分散剂具有更强的高温耐受能力，具体能够承受350℃的高温。此外，高温分散剂具有较高的分子量，其成膜性、分散性和稳定性较好。强亲油单体牢固吸附在超稠油的颗粒表面，弱亲水单体与水形成亲水膜，亲水膜包裹的超稠油颗粒之间电性排斥，使得其不易发生聚并。超稠油颗粒在水中呈分散状态，从而使超稠油年度大幅度下降。
在本实施例的技术方案中，注汽步骤依次包括：向注汽井和生产井注入氮气；向注汽井和生产井水蒸汽。本实施例中注汽步骤工艺为依次向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽，具体为先向注汽井和生产井注入氮气，待氮气注入完毕后向注汽井和生产井注入水蒸汽。
在注汽步骤中，向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽也可以采用混合注汽方法，具体为同时向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽。但考虑到在开采浅层油藏时底层破裂压力较低，同时注入氮气和水蒸汽可能会导致井下压力升高，进而造成安全事故，本实施例中不采用混合注汽方法。同时，在SAGD双水平井中，采用混合注汽方法对水平井段的连通性改善效果劣于依次注汽方法。
在本实施例的技术方案中，注汽步骤还包括：注入参数获取步骤，根据注入参数向注汽井和生产井注入氮气和水蒸汽。其中，注入参数包括水蒸汽注入预设强度以及氮气注入预设强度。
注入参数获取步骤包括：获取水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度，根据水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度以及双水平井的水平段长度确定水蒸汽和氮气的注入量。将水蒸汽注入预设强度和水平井段长度相乘即可得到需注入蒸汽的总量。将氮气注入预设强度和水平井段长度相乘即可得到需注入氮气的总量。
具体的，水蒸汽注入预设强度在10.5至12m3/m的范围内，氮气注入预设强度小于225m3/m。经发明人对水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度对生产效果影响的研究总结，上述水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度为最优选值。
在本实施例的技术方案中，以800至1000m3/h的范围内的速率向生产井和注汽井注入氮气。
在本实施例的技术方案中，以160至180t/天的范围内的速率向生产井和注汽井注入水蒸汽。水蒸汽的注汽速率越高，越有利于水蒸汽进入油层，提高水蒸汽的加热效果。但是水蒸汽的注汽速率过高，会导致井底注汽压力超过油藏破裂压力，进而导致油藏盖层产生裂缝。经过发明人的模拟结果表明，水蒸汽的注汽速率在200t/天时具有较好的加热效果。考虑到在实际工作中水蒸汽为高干度蒸汽，根据不同干度下蒸汽的比容和热焓计算，水蒸汽的注汽速率最终选择在160至180t/天的范围内。
在本实施例的技术方案中，注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向注汽井的注入水蒸汽的速率为长注汽管的水蒸汽注入速率与短注汽管的水蒸汽注入速率之和，根据发明人的经验归纳，长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率的之比为6:4较为合理。具体为：长注汽管水蒸汽注入速率为96至108t/天的范围内；短注汽管水蒸汽注入速率为64至72t/天的范围内。
在本实施例的技术方案中，在向注汽井和生产井注入水蒸汽和氮气的过程中注汽井和生产井的井口压力小于限定压力，限定压力为地层破裂压力。地层破裂压力为时油层发生破裂的最小压力，在应用本实施例的采油方法时，要确保不使油层中产生水平裂缝。根据发明人对注汽压力诱发油藏裂缝的研究表明，当井口压力在地层破裂压力以下0.5MPa时，可以确保油层不产生裂缝，又能获得较高的注汽压力。因此本实施例中，注汽井和生产井的井口压力小于限定压力0.5MPa。
在本实施例的技术方案中，使注汽井和生产井的排液速度在80至150t/天的范围内。双水平井的排液速度和井口压力、水平井段压力以及油管的尺寸有关。在注入氮气和水蒸汽的速率一定的情况下，排液速度越高，则注入蒸汽冷凝水的回采速度越快，井底泥质成分越容易被高速携带出来。
但是当排液速度过快，井口压力低于采出液对应温度条件下的饱和压力时，则容易在井筒的垂直段发生闪蒸现象。闪蒸现象为：当高压的饱和液体进入比较低压的容器中时，由于压力的突然降低使这些饱和液体变成一部分的容器压力下的饱和蒸汽和饱和液。闪蒸现象形成的大量水蒸汽将影响液体的回采速度，对整体采油方法操作产生不利影响。
经过发明人的模拟实验分析，为了尽量避免双水平井中出现闪蒸现象，控制注汽井和生产井的排液速度在80至150t/天的范围内较为合理。此外，在进行双水平井的尺寸设计时，油管的尺寸也应满足上述排液速度。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种SAGD双水平井的采油方法，所述双水平井包括注汽井和生产井，其特征在于，所述采油方法包括分散剂注入步骤以及注气步骤，所述分散剂注入步骤和注气步骤在循环预热步骤之后依次进行，所述分散剂注入步骤包括向所述注汽井和所述生产井注入分散剂，所述注气步骤包括向所述注汽井和所述生产井均注入氮气和水蒸汽。
2.根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，所述注汽步骤依次包括：
向所述注汽井和所述生产井注入所述氮气；
向所述注汽井和所述生产井注入所述水蒸汽。
3.根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，所述注汽步骤还包括：
注入参数获取步骤，根据所述注入参数向所述注汽井和所述生产井注入所述氮气和所述水蒸汽。
4.根据权利要求3所述的采油方法，其特征在于，所述注入参数获取步骤包括：
获取水蒸汽注入预设强度和氮气注入预设强度，根据所述水蒸汽注入预设强度和所述氮气注入预设强度以及所述双水平井的水平段长度确定所述水蒸汽和所述氮气的注入量。
5.根据权利要求4所述的采油方法，其特征在于，所述水蒸汽注入预设强度在10.5至12m3/m的范围内，所述氮气注入预设强度小于225m3/m。
6.根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，向所述生产井和所述注汽井注入所述氮气的速率在800至1000m3/h的范围内。
7.根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，向所述生产井和所述注汽井注入所述水蒸汽的速率在160至180t/天的范围内。
8.根据权利要求7所述的采油方法，其特征在于，所述注汽井还包括长注汽管和短注汽管，向所述注汽井注入所述水蒸汽的速率为所述长注汽管的水蒸汽注入速率与所述短注汽管的水蒸汽注入速率之和，所述长注汽管水蒸汽注入速率和短注汽管水蒸汽注入速率的之比为6:4。
9.根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，在向所述注汽井和所述生产井注入所述水蒸汽和所述氮气的过程中，所述注汽井和所述生产井的井口压力小于限定压力，所述限定压力为地层破裂压力。
10.根据权利要求1所述的采油方法，其特征在于，所述采油方法还包括：排液步骤，所述排液步骤包括：
使所述注汽井和所述生产井的排液速度在80至150t/天的范围内。
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