CN101161988A

CN101161988A - 火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法

Info

Publication number: CN101161988A
Application number: CNA2007101615535A
Authority: CN
Inventors: 张锐; 朴晶明
Original assignee: BEIJING LIANZHONG YISHENG NEW TECHNOLOGY OF PETROLEUM EXPLOITATION DEVELOPMENT C
Current assignee: Rich elephant Gas Technology Service Co., Ltd.
Priority date: 2006-10-09
Filing date: 2007-09-29
Publication date: 2008-04-16
Anticipated expiration: 2027-09-29
Also published as: CN101161988B

Abstract

本发明是适用于稠油油藏开采的一种采用火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法。本发明是在稠油油藏蒸汽吞吐后，转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层段塞式开采，应用点火技术，点燃油层使其燃烧，使用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气，待开采约0.3～0.8年时间后，改为通过注汽井向油层注蒸汽，进行蒸汽驱方式开采。本发明可以在火烧油层段塞燃烧带产生400～800℃高温，有利于蒸汽吞吐后的单井存水汽化为高干度蒸汽；提高注入井井底温度，提高后续蒸汽驱注入蒸汽干度；提高地层压力，建立较大的生产压差，有利于提高油井排液量；有利于缩短蒸汽驱初期的低产期，有利于提高蒸汽驱开发效果及原油采收率。

Description

火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法

技术领域

本发明涉及一种稠油油藏的开采技术，特别是涉及一种稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层开采的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法。

背景技术

石油开采中常用的一种方法是注蒸汽热采，仅用于其粘度高、流动性差的稠油油藏，即在油层温度及原油含溶解气条件下原油粘度大于50mPa.s的油藏。蒸汽吞吐热采是向一口生产井短期内连续注入一定数量的蒸汽，关井数天后，再开井生产。由于蒸汽吞吐注汽时间短、见效快、经济效益好，目前国内外常作为蒸汽驱前的一种开采方式而应用。蒸汽热采的另一种方式是蒸汽驱，即按优选的开发系统-开发层系、井网(井距)、射孔层段等，蒸汽从注入井注入，油从生产井采出的一种驱替开采方式。

火烧油层开采技术是稠油热采的另一种重要的开采方法。该技术通过注气井(又称火井)点燃油层后，向油层连续注入空气(或富氧)助燃，形成移动燃烧带(又称火线)。火线前方原油受热降粘、蒸馏，蒸馏后的轻质油、蒸汽及燃烧所产生CO2等烟气在热力作用下向生产井运动，未被蒸馏的重质成分在高温条件下产生裂化、分解作用，最终成为焦炭，成为维持油层继续向前燃烧的燃料；高温作用下，油层束缚水及燃烧生成的水成为水蒸汽，携带大量热量向前运动，再次驱替原油，形成一个多种驱动的复杂过程，把原油驱向生产井。被燃烧掉的裂解残渣仅为原油储量的10％～15％。较其他采油方式具有驱油效率高的优点，平均采收率可高达50％以上，但其驱油机理复杂，操作较困难，油藏若有裂缝则不利。

目前所用的单独实施火烧油层和蒸汽驱开采时，各自都存在优缺点，火烧油层在实施的初期阶段前缘发展均匀，驱油效率高，中后期会出现空气注入量不足、灭火、气窜、油井出砂、结垢以及环保等问题。蒸汽驱的优势在于驱油效率高、驱替前缘稳定，而实际操作中由于干度不够高，油井高速排液困难，蒸汽腔发育受到影响，大量冷凝水进入下游造成指进并形成窜流通道，影响汽驱效果。

针对单独实施蒸汽驱开采或是火烧油层的方式开采存在的缺陷，中国专利申请号为02123778.6公开了一种“采用先火烧油层后蒸汽驱方式开采原油”的方法，其是首先在一个五点或七点或九点井组通过中心注入井向油层注空气并点燃油层，进行火烧油层方式开采，在确定火烧油层的时间达到要求后，改为通过中心注入井注蒸汽，开始蒸汽驱开发过程直到结束。该专利技术是属于火烧油层、蒸汽驱两种方式的开采技术。该专利仅仅是一种设想，没有技术方案的支持，此外，需要为火烧油层开采方式建立专门的地面注采管网、注汽站和增压站等设施，投资费用高，且火烧油层时间为1-2年，可能存在着硫化氢、二氧化碳和一氧化碳等气体对环境的污染。

发明内容

本发明的主要目的在于，克服现有的实施蒸汽吞吐开采后的单井存水量大、原油采收率低的缺陷，而提供一种新的蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层段塞开采而后转蒸汽驱开采原油的方法，属于三种方式开采原油的方法即组合式开采方法，所要解决的技术问题是火烧油层段塞燃烧带可产生400℃～800℃高温有利于汽化蒸汽吞吐开采存水，有利于提高注汽井井底温度，有利于转蒸汽驱后提高井底蒸汽干度，有利于提高油层压力，建立较大的生产压差，提高油井排量，有利于提高蒸汽驱开采期采注比，缩短蒸汽驱初期低产期，提高蒸汽驱效果。

本发明的目的及解决其技术问题是采用以下技术方案来实现的。依据本发明提出的一种火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其包括以下步骤：

1)选定稠油油藏满足以下条件：油层深度＜2000m，剩余油饱和度＞0.50，油层总厚度＞10.0m，净总厚度比＞0.5，油层孔隙度＞0.2，渗透变异系数＜0.8，油层渗透率＞200md，油层条件下原油粘度＜10000mPa.s；

2)首先是蒸汽吞吐开采油藏，井网选用正方形井网，井距在105～150m，按照80～120t/m的注汽强度，向井内连续注入蒸汽，焖井5～7天，然后开井生产，当单井日产量低于经济极限产量后，进行下一轮的注汽、焖井、采油，蒸汽吞吐开采共计5～10个周期，阶段采出程度达10.0～20.0％；

3)转入火烧油层段塞式开采，井网选用5点井网或反9点井网，于经过蒸汽吞吐开采后的生产井中选定注气井，应用点火技术点燃油层，通过在生产井内测量CO₂、N₂、CO等气体含量来判断油层是否点燃，应用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气，生产井连续生产，直到开采时间达到要求；

4)转入蒸汽驱开采，注汽井注入蒸汽，生产井连续生产，注汽强度大于1.5t/d.hm².m，井底蒸汽干度大于40％，采注比保持在1.2以上，油井排空生产，实施降压开采。

本发明的目的及解决其技术问题还可采用以下技术措施进一步实现。

前述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其中所述的点火技术为天然气点火、电热器电火或自燃点火中的一种。

前述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其中所述的自燃点火是指首先向油井内注入温度为300～350℃、干度为60％的蒸汽，注入压力达2～5MPa，之后注空气，使得油层自燃。

前述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其中所述的火烧油层段塞式开采的开采时间为0.3～0.8年。

前述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其中蒸汽驱开采的开采时间为5～10年。

借由上述技术方案，本发明火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法至少具有下列优点：

1)本发明蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层段塞式开采是短期的、临时性的，针对蒸汽吞吐开采后的油井存水率高、油层压力低转蒸汽驱开采则低产期较长、汽驱效果较差而为之设计的一种短期火烧油层的开采方式，不需要为该开采方式建立专用地面管网系统，只需临时性、活动式的管网注气站，一个井组使用后可转为下一个井组应用，这样可节省大量的投资费用；

2)本发明属于0.3～0.8年的段塞式开采，时间短，不存在有硫化氢、二氧化碳和一氧化碳等气体对环境的污染；

3)蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层开采，可以在火烧油层段塞燃烧带产生400℃～800℃高温，有利于蒸汽吞吐后的单井存水汽化为高干度蒸汽，提高注汽井井底温度，有利于转蒸汽驱后提高井底蒸汽干度，提高油层压力，建立较大的生产压差，从而缩短蒸汽驱初期的低产期，使蒸汽驱开采早日见到效果；有利于提高单井日产油量，提高原油采收率。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其他目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举较佳实施例，并配合附图，详细说明如下。

附图说明

图1是本发明火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法的流程图。

图2a是本发明一实施例的火烧油层段塞式开采的井网布置示意图。

图2b是本发明另一实施例的火烧油层段塞式开采的井网布置示意图。

图3是本发明火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法的示意图。

具体实施方式

为更进一步阐述本发明为达到预定发明目的所采取的技术手段及功效，以下结合附图及较佳实施例，对依据本发明提出的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法其具体实施方式、方法、步骤、特征及其功效，详细说明如后。

请参阅图1所示，图1是本发明火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法的流程图。本发明是在提供稠油油藏经蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层段塞式开采，其包括以下步骤：1)首先是蒸汽吞吐开采油藏，进行注汽、焖井、采油为一个周期，周期循环，蒸汽吞吐开采共计5～10个周期；2)转入火烧油层段塞式开采，选定火井，应用点火技术点燃油层，应用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气，生产井连续生产，根据不同油藏状况开采0.3～0.8年；3)转入蒸汽驱开采，注汽井注入蒸汽，生产井连续生产，油井排空生产，实施降压开采约5～10年，之后，可再转其他开采方式：如注(热、冷)水或火烧油层等。另外，本发明还根据油藏的地质、开发状况，确定注蒸汽开发的层系、井网、井距及注采等操作参数。

请参阅图2a、2b所示，图2a、2b分别是本发明不同实施例的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采的井网布置示意图。其中，图2a是火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采所采用的5点井网形式；图2b是火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采所采用的反9点井网形式；现说明如下：

①图2a、2b属正方形井网，是蒸汽吞吐、火烧油层段塞、蒸汽驱三种开采方式所统一采用的井网类型。

②蒸汽吞吐后，火烧油层段塞开采如选用图2a(5点井网)，蒸汽驱则采用图2a(5点井网)；如火烧油层段塞开采选用图2b(反9点井网)，蒸汽驱则采用图2b(反9点井网)，两者统一。

请参阅图3所示，图3是本发明火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法的示意图。根据油藏的实际状况，首先进行蒸汽吞吐开采(I)5～10周期后，时间约5～15年，阶段采出程度大于10.0～20.0％，累积采出程度达10.0～20.0％；而后进行火烧油层段塞式开采(II)，时间为0.3～0.8年的时间，阶段采出程度1.0～3.0％，累积采出程度11.0～23.0％；后转入蒸汽驱或不稳定蒸汽驱开采(III)，时间5～10年，阶段采出程度为30.0～40.0％，原油采收率41.0～63.0％。另外，需要说明的是，火烧油层段塞式开采(II)的时间仅占整个开采期的5％～10％，火烧油层段塞式开采(II)的过程中的采出油量约占开采期采油量的4％～8％。

而且，火烧油层段塞式开采方法还具有以下优点：①火烧段塞尺寸小，时间短，不存在超覆、气窜问题；②火烧段塞对空气压缩机要求不高，设备容易达到设计要求；③不存在油井出砂、结垢、腐蚀和环境污染问题。

本发明是蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采之前，进行火烧油层开采的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，与现有技术的蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采方法的效果相比，请见表1所示，以辽河油田高3块蒸汽吞吐后的油井为例来说明蒸汽吞吐后不同开采方式效果对比。

表1 辽河油田高3块蒸汽吞吐后不同开采方式效果对比

开采方式	生产时间/d	采油速度/％	阶段采收率/％	油汽比	气油比m³/t
开采方式	生产时间/d	采油速度/％	阶段采收率/％	油汽比	气油比m³/t	火烧油层段塞加蒸汽驱	1980	5.47	36.13	0.203	1501
蒸汽驱	2010	3.71	24.85	0.145	/	火烧油层段塞加蒸汽驱	1980	5.47	36.13	0.203	1501

由表1不难看出，稠油油藏蒸汽吞吐后进行火烧油层加蒸汽驱组合式开采与蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采，其采收率提高11.28％，油汽比提高0.058，开发效果好。另外，蒸汽吞吐开采后，加火烧油层段塞比蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采方式，其时间少30天，采油速度高1.76％，经济效益好。

实施例1

油田1油藏埋深在600-1000m，油层有效厚度为20.0m，净总厚度比为0.5，平均孔隙度为25％，平均渗透率500md，渗透率变异系数0.8，油层条件下原油粘度为120mPa.s。

1)根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜2000m，剩余油饱和度＞0.50，油层总厚度＞10.0m，净总厚度比＞0.5，油层孔隙度＞0.2，渗透变异系数＜0.8，油层渗透率＞200md，油层条件下原油粘度＜20000mPa.s；

2)首先是蒸汽吞吐开采油藏，井网选用正方形井网，井距可在150m，按照100t/m的注汽强度向井内连续注入蒸汽，焖井5天后使热量得以扩散，然后开井生产，持续采油一段时间，当单井产量低于经济极限产量后，进行下一轮的注汽、焖井、采油，蒸汽吞吐开采共计10个周期，阶段采出程度达15.0％，如此反复，周期循环，直至油井增产油量经济无效；

3)转入火烧油层段塞式开采，选用5点井网，于经过蒸汽吞吐开采后的生产井中选定注气井(火井)，应用电热器点火技术点燃油层，通过在生产井内测量CO₂、N₂、CO气体含量来判断油层是否点燃，应用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气，通风强度为8.0m³/h.m²，生产井连续生产，火烧油层开采的开采时间为0.5年；

4)转入蒸汽驱开采，选用反9点井网，注汽井连续注汽，生产井连续生产，注汽强度为大于1.5t/d.hm².m，井底蒸汽干度大于40％。采注比达到1.2以上，油井排空生产，实施降压开采，蒸汽驱开采的开采时间为8年，阶段采出程度为30.0％，原油采收率49.0％。

实施例2

油田2油藏埋深在1500-1600m，油层有效厚度为60.0m，净总厚度比为0.8，平均孔隙度为25％，平均渗透率1200md，油层条件下原油粘度为510mPa.s。

2)首先是蒸汽吞吐开采油藏，井网选用正方形井网，井距可在105m，按照100t/m的注汽强度向井内连续注入蒸汽，焖井7天后，使热量得以扩散，然后开井生产，持续采油一段时间，当单井产量低于经济极限产量后，进行下一轮的注汽、焖井、采油，蒸汽吞吐开采共计8个周期，阶段采出程度达23.0％，如此反复，周期循环，直至油井增产油量经济无效；

3)转入火烧油层段塞式开采，选用反9点井网，于经过蒸汽吞吐开采后的生产井内，应用天然气点火技术点燃油层，通过在生产井内测量CO₂、N₂、CO气体含量来判断油层是否点燃，应用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气(也可加注助燃剂)，通风强度为1.2m³/h.m²，生产井连续生产，火烧油层开采的开采时间为0.3年；

4)转入蒸汽驱开采，注汽井连续注汽，生产井连续生产，注汽强度大于1.5t/d.hm².m，井底蒸汽干度大于40％，采注比达到1.2以上，油井排空生产，实施降压开采，蒸汽驱开采的开采时间约为5年，阶段采出程度为36.0％，原油采收率60.0％。

实施例3

油田3油藏埋深在1000-1500m，油层有效厚度为40.0m，净总厚度比为0.46，平均孔隙度为23％，平均渗透率400md，渗透率变异系数0.7，油层条件下原油粘度为2000mPa.s。

1)根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜2000m，剩余油饱和度＞0.50，油层总厚度＞10.0m，净总厚度比＞0.5，油层孔隙度＞0.2，渗透变异系数＜0.8，油层渗透率＞200md，油层条件下原油粘度＜10000mPa.s；

2)首先是蒸汽吞吐开采油藏，井网选用正方形井网，井距可在120m，按照120t/m的注汽强度向井内连续注入蒸汽，焖井6天后，使热量得以扩散，然后开井生产，持续采油一段时间，当单井产量低于经济极限产量后，进行下一轮的注汽、焖井、采油，蒸汽吞吐开采共计5个周期，阶段采出程度达16.0％，如此反复，周期循环，直至油井增产油量经济无效；

3)转入火烧油层段塞式开采，选用反9点井网，于经过蒸汽吞吐开采后的生产井中选定注气井(火井)，应用自燃点火技术点燃油层，即通过向生产井内注入温度达300～350℃的蒸汽、干度为60％的蒸汽，注入压力达2～5MPa，进行预热，而后加入适量助燃剂，使油层自燃，可通过测量CO₂、N₂、CO气体含量来判断油层是否点燃，应用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气，通风强度为3.0m³/h.m²，生产井连续生产，火烧油层开采的开采时间为0.6年；

4)转入蒸汽驱，注汽井连续注汽，生产井连续生产，注汽强度为大于1.5t/d.hm².m，井底蒸汽干度大于40％。采注比达到1.2以上，油井排空生产，实施降压开采，蒸汽驱开采的开采时间为10年，阶段采出程度为35.0％，原油采收率54.0％。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims

1.一种火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其特征在于其包括以下步骤：

1)选定稠油油藏满足以下条件：油层深度＜2000m，剩余油饱和度＞0.50，油层总厚度＞10.0m，净总厚度比＞0.5，油层孔隙度＞0.2，渗透变异系数＜0.6～0.8，油层渗透率＞200md，原油粘度＜20000.00mPa.s；

3)转入火烧油层段塞式开采，井网选用5点井网或反9点井网，于经过蒸汽吞吐开采后的生产井内中选定注气井，应用点火技术点燃油层，通过在生产井内测量CO₂、N₂、CO等气体含量来判断油层是否点燃，应用空气压缩机由中心注入井向油层连续注入空气，生产井连续生产，直到开采时间达到要求；

2.根据权利要求1所述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其特征在于所述的点火技术为天然气点火、电热器电火或自燃点火中的一种。

3.根据权利要求2所述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其特征在于所述的自燃点火是指首先向生产井内注入温度为300～350℃、干度为60％的蒸汽，注入压力达2～5MPa，之后注空气，使得油层自燃。

4.根据权利要求1所述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其特征在于所述的火烧油层段塞式开采的开采时间为0.3～0.8年。

5.根据权利要求1所述的火烧油层段塞加蒸汽驱组合式开采原油的方法，其特征在于所述的蒸汽驱开采的开采时间为5～10年。