CN101592028B - 一种气体辅助sagd开采超稠油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种气体辅助SAGD开采超稠油的方法，选油层为530m，剩余油饱和度＞0.50，油层厚度＞10.0m，水平渗透率＞250md，垂直与水平渗透率比值＞0.1，油层孔隙度＞0.20，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层油藏；在吞吐直井间钻水平井，井距在35米或在油层底部钻一对水平井，垂向距离6米；吞吐3周期，井间形成热连通后，用直井连续注蒸汽，水平井生产3年，用直井注氮气和蒸汽，地下体积比为0.5，氮气的总注入量达到0.10PV后停住，继续注蒸汽，注汽速度为1.4m3/d.ha.m，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2；提高采出程度6.0～9.0％，提高油汽比0.02～0.05。
Description
技术领域
本发明涉及一种超稠油开采技术领域，是一种提高蒸汽热效率、增大蒸汽波及体积、提高油汽比的稠油油藏开采方法。
背景技术
常规SAGD技术作为超稠油开采技术，可以通过注汽井注入高干度蒸汽来实现。注汽井可以是水平井也可以是直井，位于水平生产井的正上方或侧上方。在重力作用下，注入的蒸汽向上超覆，形成蒸汽室，被加热降粘的原油和凝结水向下流动到生产井(图1)。随着原油的采出，蒸汽室逐渐扩大。国内外理论研究和现场实践表明，成功的SAGD有两个标志，一是实际采收率接近油藏条件应有的采收率，二是要实现经济指标—油汽比最大化。要实现上述指标，不仅要保证蒸汽干度大于70％，提高热效率，而且还要保证实现最大的蒸汽波及体积，同时在工艺上生产井排液速度与蒸汽室的自然泄油速度相匹配，保证蒸汽洗油效率和热效率都最高。
我国稠油油田大约占18.2％地质储量的稠油油藏属于超稠油油藏，油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa.s，原油相对密度大于1.00，地层条件下不能流动，只有依靠注蒸汽加热降粘开采。在这种注汽方式下，一方面，高干度蒸汽的超覆作用使得蒸汽室向上部发展迅速，到达油层顶部后会加热上覆岩层，造成热量的无效浪费；另一方面，由于油藏的非均质性，使得蒸汽室扩展不均匀，减小了蒸汽的波及体积，从而降低采油量。
发明内容
本发明的目的是提供一种提高SAGD热效率、增大蒸汽波及体积，进一步提高油汽比的超稠油油藏有效开发技术。
本发明所述的一种气体辅助SAGD开采超稠油的方法，其特征在于：
1)根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选油藏满足以下条件：油层较浅为530m，剩余油饱和度＞0.50，油层厚度＞10.0m，水平渗透率＞250md，垂直与水平渗透率比值＞0.1，油层孔隙度＞0.20，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层；
2)在已有蒸汽吞吐直井间新钻水平井作为生产井，注采井井间平面距离为30～50m；或在靠近油层底部钻一对水平井，注采井垂向距离4～6m；
3)新钻水平井吞吐3周期，井间形成热连通后，首先采用注汽直井连续注纯蒸汽，水平井连续生产的方式3年后，转换为注汽直井连续注氮气和蒸汽的方式，注入过程中，氮气与蒸汽冷水当量的地下体积比为0.5，氮气的总注入量达到0.10PV后停住，但继续注蒸汽，直到生产结束，单井组注汽速度为1.4m3/d.ha.m，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2。
采用注蒸汽过程中添加气体的方式，利用气体导热系数小并且为非凝析气体的性质，在与蒸汽一起注入油层的过程中，逐渐分布在蒸汽室上部，形成隔热层，减小蒸汽向上覆岩层的传热速度，降低热损失，提高热效率。同时分布在蒸汽室上部的非凝析气体能够维持系统压力，不仅对原油起到向下的推动作用，还缓解了蒸汽向上的超覆速度，加强了蒸汽腔的侧向扩展能力，增大蒸汽横向波及体积；根据分压的作用原理，降低蒸汽腔上部温度，而注入井附近的区域为饱和蒸汽温度，保持与纯蒸汽SAGD相当的产油能力。由于加入的非凝析气体具有以上作用，因此，在开发过程中，可以适量减少蒸汽注入量而使得采油量稳定不变，从而提高整个开采过程的油汽比和经济效益。图2是蒸汽SAGD与气体(N2、CO2、烟道气)辅助蒸汽SAGD采油机理示意图。
发明效果
采用本发明方式开发超稠油油藏可以取得以下效果：
(1)有效减缓蒸汽向上覆岩层的传热速度，蒸汽向上覆岩层的传热速度是纯蒸汽SAGD的70％；
(2)有利于蒸汽的均匀扩展，增加蒸汽室波及体积20％～30％。；
(3)延长SAGD生产时间2～3年，提高采出程度6.0％～9.0，提高油汽比0.02～0.05。
附图说明
图1a.水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)示意图。
图1b.垂直井与水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)示意图。
图2a.水平井气体辅助SAGD机理示意图。
图2b.垂直井与水平井气体辅助SAGD机理示意图。
具体实施方式
本发明提供超稠油油藏提高SAGD热效率、增大蒸汽波及体积、进一步提高油汽比的有效开发技术。超稠油在原始油藏条件下不能流动，通过井筒蒸汽循环或蒸汽吞吐方式预热油层，在注采井间形成热连通后，采用上部水平井或直井连续注汽/氮气，下部水平井连续生产的氮气辅助SAGD开发方式。
实施例1
油田1油藏埋深在530m，油层有效厚度为106.0m，净总厚度比为0.92，平均孔隙度36.5％，平均水平渗透率5540md，水平渗透率与垂向渗透率的比值为0.7，油层内部无纯泥岩隔夹层，油层条件下原油粘度为23.2×104cp。油田已采用直井蒸汽吞吐开发5年，阶段采出程度为10.7％，产量递减率23.4％，地层压力2～3MPa。
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：油层较浅为530m，剩余油饱和度＞0.50，油层厚度＞10.0m，水平渗透率＞250md，垂直与水平渗透率比值＞0.1，油层孔隙度＞0.20，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层。
2)在已有吞吐直井间新钻水平井作为生产井，注采井井距可在35米。
3)新钻水平井吞吐3周期，井间形成热连通后，首先采用注汽直井连续注纯蒸汽，水平井连续生产的方式3年后，转换为注汽直井连续注氮气和蒸汽的方式。注入过程中，氮气与蒸汽(冷水当量)的地下体积比为0.5，氮气的总注入量达到0.10PV后停住，但继续注蒸汽，直到生产结束。单井组注汽速度为1.4m3/d.ha.m，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2以上。
在蒸汽吞吐的基础上，可提高采出程度41.3％，油汽比可达到0.307，加上吞吐阶段的采出程度，总采收率可达到52.0％。
实施例2
油田2油藏埋深300m，油层有效厚度为32.0m，净总厚度比为0.82，平均孔隙度26.0％，平均水平渗透率1250md，水平渗透率与垂向渗透率的比值为0.60，油层内部无纯泥岩隔夹层，油层条件下原油粘度为12.0×104cp。油田是新开发区块，原始含油饱和度70％，原始油藏压力3.0MPa。
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：油层较浅为300m，原始含油饱和度＞0.50，油层厚度＞10.0m，水平渗透率＞250md，垂直与水平渗透率比值＞0.1，油层孔隙度＞0.20，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层。
2)在靠近油层底部钻一对水平井，注采井垂向距离6米。
3)一对水平井同时采用井筒蒸汽循环的方式预热油层3个月，当井间形成热连通后，首先采用上部水平井连续注纯蒸汽，水平井连续生产的方式4年后，转换为注汽井连续注烟道气和蒸汽的方式。注入过程中，烟道气与蒸汽(冷水当量)的地下体积比为0.4，烟道气的总注入量达到0.10PV后停住，但继续注蒸汽，直到生产结束。单井组注汽速度为1.3m3/d.ha.m，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2以上。
该开发方式下原油采收率为58.7％，油汽比0.336。
Claims (1)
1.一种气体辅助SAGD开采超稠油的方法，其特征在于：
1)根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选油藏满足以下条件：油层较浅为530m，剩余油饱和度＞0.50，油层厚度＞10.0m，水平渗透率＞250md，垂直与水平渗透率比值＞0.1，油层孔隙度＞0.20，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层；
2)在已有蒸汽吞吐直井间新钻水平井作为生产井，注采井井间平面距离为30～50m；
3)新钻水平井吞吐3周期，井间形成热连通后，首先采用注汽直井连续注纯蒸汽，水平井连续生产的方式3年后，转换为注汽直井连续注氮气和蒸汽的方式，注入过程中，氮气与蒸汽冷水当量的地下体积比为0.5，氮气的总注入量达到0.10PV后停住，但继续注蒸汽，直到生产结束，单井组注汽速度为1.4m3/d.ha.m，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2。
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| GR01 | Patent grant |