CN102606117B - 中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明为一种中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，平行于主裂缝方向部署空气氮气交替驱注采井网，向注采井网中的注气井连续注入一个段塞的空气，接着连续转注一个段塞的氮气，如此反复切换注气进行交替驱替；由注采井网中的生产井连续产油。本发明提出的中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，可以对埋深1000米以下、渗透率小于20mD的压裂水驱低渗透储层进行接替开采，使采收率在水驱基础上提高10％以上；也可以对不适合水驱的中深层水敏性低渗透储层进行有效开采，采收率可达到40％以上。
Description
技术领域
本发明是关于一种石油开采领域中稀油油藏的注空气开采方法，尤其涉及一种中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法。
背景技术
低渗透稀油油藏广泛分布于我国长庆油田、大庆油田、吉林油田等各个油田，储量规模巨大，据不完全统计，目前低我国渗透稀油油田动用地质储量已达到22亿吨以上。目前所发现的低渗透稀油油藏以中、深埋藏深度为主，埋深普遍大于1000米以上。
低渗透稀油油藏具有油层孔隙度小、渗透率低、孔喉细小、非均质性严重等特征，由于多孔介质空间流体渗流阻力大，开采过程中流动困难，因此通常采取压裂投产。水驱是低渗透稀油油藏主要的开发方式，80％以上的非水敏的低渗透稀油油藏实现了水驱开发。
但对于水敏尤其是强水敏的低渗透稀油油藏，由于注水过程中，注入水造成油层粘土矿物发生膨胀而堵塞渗流通道，因此不适用水驱开发。这类油藏目前还未有工业化规模应用的有效开发方式。
而对于压裂水驱的低渗透稀油油藏，在生产过程中，由于注入水容易沿着裂缝窜流，因此沿主裂缝方向的生产井见水早，水淹快，而垂直于主裂缝方向的生产井受效慢，产量低。因此压裂水驱的低渗透稀油油藏采收率普遍较低(30％以下)。
CN101737029公布了一种使特低渗透储层有效动用的开采原油方法。其技术要点是采用压裂直井组成面积井网，在人工裂缝和面积井网协同作用下，确定压裂直井单井动用半径、控制面积和面积井网的启动系数，形成有效合理的动用开发系统，开采特低渗透储层原油。但CN101737029所描述的仪仪是注水开发的特低渗透储层，未针对水敏性低渗透储层(水驱不能有效开发)提出有效的开发方法。
CN1888381公布了一种深层低渗透稀油油藏火驱采油点火方法。其技术要点是利用火烧驱油原理，采用高压注空气向油井单一层位注入38MPa高压空气，驱动油层进行预热，形成一个燃烧区和燃烧墙，由此使油层含量中的氮气、二氧化碳和水进行混相燃烧，从而产生焦炭裂化烃以及蒸汽、轻质烃，形成一个低温油水带，随着燃烧温度下降，位于减压带内的原油在生产井中采出。该发明的优点是：解决了2000米以下的渗透率低于30mD的深层稀油油藏开采难题，并可使在高含水条件下的低渗透油层采收率提高15～20％以上。但CN1888381未详细描述如何控制生产井来避免沿主裂缝方向的气窜和火线窜进，也未能说明如何有效控制和避免火线窜进过程中高含氧空气与原油混合发生爆炸的安全隐患问题。
由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，以克服现有技术的缺陷。
发明内容
本发明的目的在于提供一种中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，可以对埋深1000米以下、渗透率小于20mD的压裂水驱低渗透储层进行接替开采，使采收率在水驱基础上提高10％以上；也可以对不适合水驱的中深层水敏性低渗透储层进行有效开采，采收率可达到40％以上。
本发明的目的是这样实现的，一种中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，平行于主裂缝方向部署空气氮气交替驱注采井网，向注采井网中的注气井连续注入一个段塞的空气，接着连续转注一个段塞的氮气，如此反复切换注气进行交替驱替；由注采井网中的生产井连续产油。
在本发明的一较佳实施方式中，所述开采方法包括以下步骤：
(1)筛选中深层低渗透稀油油藏；
(2)部署空气氮气交替驱注采井网；
(3)地面注气设备安装；
(4)实施空气氮气交替驱注。
在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(1)中包括筛选压裂水驱过的非水敏性中深层低渗透稀油油藏和/或筛选水敏性中深层低渗透稀油油藏。
在本发明的一较佳实施方式中，筛选压裂水驱过的非水敏性中深层低渗透稀油油藏的筛选标准为：油藏埋深大于1000米；压裂水驱开发过程中，水驱波及范围小于30％，水驱储量有效控制百分比小于50％，生产井平均含水小于90％，采出程度低于25％。
在本发明的一较佳实施方式中，筛选水敏性中深层低渗透稀油油藏的筛选标准为：油藏埋深大于1000米；油层水敏指数＞0.5，压裂水驱过程中粘土矿物堵塞造成注水井注入能力小于20m3/d。
在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(2)中根据所选择的目标油藏现有的注采井井位分布来部署空气氮气交替驱注采井网；所部署的空气氮气交替驱注采井网为矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网，所述矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网的长轴方向与选择的目标油藏压裂主裂缝方向平行。
在本发明的一较佳实施方式中，当选择的目标油藏现有的注采井井位分布不满足部署矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网时，在充分利用现有老井的同时再设置新井，对于目标油藏部署的空气氮气交替驱注采井网中的新井，采取水力压裂措施，压裂产生的主裂缝方向与压裂老井的主裂缝方向相同。
在本发明的一较佳实施方式中，所述步骤(3)包括：在地面部署氮气压缩机组和空气压缩机组，氮气压缩机组与注采井网中注气井之间设置高压注氮气管线，空气压缩机组与注采井网中注气井之间设置高压注空气管线；所述氮气压缩机组和空气压缩机组最高工作压力30MPa以上，最高注气速度2000m3/小时以上。
在本发明的一较佳实施方式中，所述步骤(4)包括：
首先向注采井网中的注气井连续注入空气段塞，生产井连续生产；连续注入一段时间的空气段塞后，停止注入空气；接着开始向注采井网中的注气井连续注入氮气段塞，生产井连续生产；连续注入一段时间的氮气段塞后，停止注入氮气；再接着向注采井网中的注气井连续注入空气段塞，如此循环切换注气进行交替驱替。
在本发明的一较佳实施方式中，所述的空气段塞和氮气段塞的大小以及注入速度，根据油藏的地质特征和原油的耗氧速度确定。
由上所述，本发明提出的中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，可以对埋深1000米以下、渗透率小于20mD的压裂水驱低渗透储层进行接替开采，使采收率在水驱基础上提高10％以上；也可以对不适合水驱的中深层水敏性低渗透储层进行有效开采，采收率可达到40％以上。
附图说明
以下附图仪旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：
图1：为本发明中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法的工艺原理图。
图2：为本发明空气氮气交替驱的矩形五点直井井网示意图。
图3：为本发明空气氮气交替驱的菱形反九点直井井网示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。
如图1所示，本发明提出一种中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，首先选择适合空气氮气交替驱开采的低渗透稀油油藏1，根据所选择的目标油藏现有的注采井井位分布，平行于主裂缝方向部署空气氮气交替驱注采井网，如图1、图2所示，在本实施方式中，所部署的空气氮气交替驱注采井网为矩形五点直井井网，该注采井网中，矩形的中间位置为注气井2，注气井中设有注气井管柱3，矩形的四角位置为生产井4，生产井中设有生产井管柱5；所述矩形五点直井井网的长轴方向与选择的目标油藏压裂主裂缝方向平行；在地面部署一氮气压缩机组9和一空气压缩机组7，氮气压缩机组9与注采井网中注气井2之间设置高压注氮气管线8，注氮气管线8上设有控制阀门11；空气压缩机组7与注采井网中注气井2之间设置高压注空气管线6，注空气管线6上设有控制阀门10；所述氮气压缩机组和空气压缩机组最高工作压力30MPa以上，最高注气速度2000m3/小时以上；向注采井网中的注气井2连续注入一个段塞的空气，接着连续转注一个段塞的氮气，如此反复切换注气进行交替驱替；由注采井网中的多个生产井4连续产油。
在所述选择适合空气氮气交替驱开采的低渗透稀油油藏1的步骤中，包括筛选压裂水驱过的非水敏性中深层低渗透稀油油藏和/或筛选水敏性中深层低渗透稀油油藏。
作为本实施方式中的另一种实施例，所述空气氮气交替驱注采井网也可为菱形反九点直井井网(如图3所示)，菱形的中间位置为注气井2，注气井中设有注气井管柱3，菱形的四角和边线位置为生产井4，生产井中设有生产井管柱5；所述菱形反九点直井井网的长轴方向与选择的目标油藏压裂主裂缝方向平行。
由上所述，本发明提出的中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，可以对埋深1000米以下、渗透率小于20mD的压裂水驱低渗透储层进行接替开采，使采收率在水驱基础上提高10％以上；也可以对不适合水驱的中深层水敏性低渗透储层进行有效开采，采收率可达到40％以上。
进一步，在本实施方式中，筛选压裂水驱过的非水敏性中深层低渗透稀油油藏的筛选标准为：油藏埋深大于1000米；压裂水驱开发过程中，水驱波及范围小于30％，水驱储量有效控制百分比小于50％，生产井平均含水小于90％，采出程度低于25％。
筛选水敏性中深层低渗透稀油油藏的筛选标准为：油藏埋深大于1000米；油层水敏指数＞0.5，压裂水驱过程中粘土矿物堵塞造成注水井注入能力小于20m3/d，压裂水驱未能有效开发的低渗透稀油油藏。
进一步，在本实施方式中，空气氮气交替驱注采井网部署原则是：考虑压裂主裂缝方向，充分利用现有老井。若压裂水驱阶段的井网为沿主裂缝方向部署的矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网，转为空气氮气驱开采时只需要将注水井改为注气井，不需要新钻直井；若压裂水驱阶段为不规则井网，即：当选择的目标油藏现有的注采井井位分布不满足部署矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网时，需要在充分利用老井的基础上，沿主裂缝方向部署规则的矩形五点直井井网或者菱形反九点直井井网，在缺大的井点上钻设新直井，对于目标油藏部署的空气氮气交替驱注采井网中的新井，采取水力压裂措施，压裂产生的主裂缝方向与压裂老井的主裂缝方向相同。选择矩形五点直井井网还是菱形反九点直井井网，需要根据生产井老井利用率来优选。
在实施空气氮气交替驱注时，首先向注采井网中的注气井连续注入空气段塞，生产井连续生产；连续注入一段时间的空气段塞后，停止注入空气；接着开始向注采井网中的注气井连续注入氮气段塞，生产井连续生产；连续注入一段时间的氮气段塞后，停止注入氮气；再接着向注采井网中的注气井连续注入空气段塞，如此循环切换注气进行交替驱替。严格控制生产井产出流体速度，对于矩形五点井网，一个井组内每口生产井产出流体(油、气、水)速度与中心注气井注入速度比值控制在1～1.3∶1；对于菱形反九点井网，一个井组内每口生产井产出流体(油、气、水)速度与中心注气井注入速度比值控制在1～1.3∶3；对于空气氮气交替驱之前主裂缝线上的生产井，在空气氮气交替驱过程中，严格控制其单井产出流体速度为其它生产井单井产出流体速度的0.5～0.75，以抑制注入空气/氮气沿着裂缝方向的窜进。
空气氮气交替驱过程中，每天对生产井井口产出气进行化验分析，适时监测产出气中氧气的含量。
在本发明的一较佳实施方式中，所述的空气段塞和氮气段塞的大小以及注入速度，根据油藏的地质特征和原油的耗氧速度确定。一般地，空气段塞的注入速度为200～500m3/小时；氮气段塞的注入速度为200～500m3/小时。具体地，在空气段塞注入过程中，当井口产出气监测结果显示产出气中氧气浓度上升到3％时开始准备转注氮气段塞，当氧气浓度达到5％时立即转注氮气段塞；当氧气浓度下降到0.1％后继续注氮气10天，然后转注空气段塞，按照以上原则交替注入，当井组内平均单井日产油量小于0.3吨/天时，停止注气，空气氮气交替驱结束。
本发明具有以下有益技术效果：
1、对于中深层压裂水驱低渗透稀油油藏，采用空气氮气交替驱开采方法，由于气体流动阻力远远小于水，因此在微孔隙和毛细管的吸渗作用下，能驱替水驱波及不到的微细孔隙、毛细管和裂缝中剩余油，扩大波及体积和储量动用程度，提高这类已开发油藏的采收率；
2、对于尚未有效开发的中深层水敏性低渗透稀油油藏，采用空气氮气交替驱开采方法，有效避免了水驱过程中油层内粘土矿物遇水膨胀堵塞渗流通道，造成难采难注等问题，实现中深层水敏性低渗透稀油油藏的有效开发；
3、注空气段塞过程中，空气中氧气与原油发生低温氧化生热和二氧化碳，产生的热量及部分二氧化碳溶解在原油中，有效降低原油粘度，提高原油流动能力，未溶解在原油中的二氧化碳与空气一道，形成烟道气驱；
4、在低渗透稀油油藏连续注入空气(氧气浓度21％)过程中，由于原油低温氧化反应过程中耗氧速度慢，因此空气中氧气含量高，产出气体中氧气浓度大于10％的时候即存在爆炸危险，因此连续注入空气具有很大的安全隐患。而注入氮气段塞则能有效降低空气段塞中剩余氧气的浓度，避免注空气过程中的安全隐患问题。以空气段塞中剩余氧气浓度为12％(高于安全极限值)为例，若注入等量段塞的氮气，则产出混合气中氧气的浓度下降到6％，避免了安全隐患问题。
5、利用该方法对中深层压裂水驱低渗透储层进行接替开采，采收率可在水驱基础上提高10个百分点以上；对不适合水驱的中深层水敏性低渗透储层进行开采，采收率可达到40％以上。
下面通过在某中深层低渗透稀油油由进行试用的一具体实例，来进一步说明本方法的具体做法及效果。
A、选择适合空气氮气交替驱开采的油藏
该油田某油藏2004年投入压裂水驱开发，油藏埋深1700米，孔隙度24％，渗透率19mD，主裂缝方向为北东79度，根据主裂缝方向部署200米×100米的矩形五点直井井网。截至2010年初，综合含水83％，水驱波及范围27％，水驱储量有效控制百分比48％，采出程度11％，目前处于“注入水沿主裂缝方向快速突破生产井、垂直于主裂缝方向生产井不见效、注入水波及差、产油量小、采油速度低”的开采阶段。大量剩余油主要分布在垂直于主裂缝方向的注采井间非主流线位置，满足空气氮气交替驱的油藏条件。
B、部署空气氮气交替驱注采井网
该油藏现有的注采井井位分布为沿着油藏主裂缝方向部署的矩形五点直井井网。因此该井网满足空气氮气交替驱的注采井网条件，可充分利用水驱老井，不需要部署新井。为评价空气氮气交替驱的开发效果，选择4个井组进行空气氮气交替驱先导试验。
C、地面注气设备安装
根据空气氮气交替驱对地面注入设备的要求，在地面部署一套氮气压缩机组和一套空气压缩机组，氮气压缩机组与4个井组注气井之间部署高压注氮气管线，空气压缩机组与4个井组注气井之间部署高压注空气管线。氮气压缩机组和空气压缩机组最高工作压力30MPa以上，最高注气速度2000m3/小时。
D、实施空气氮气交替驱
向4个井组的注气井首先连续注入空气段塞，注入速度300m3/小时，最高注入压力15MPa；生产井连续生产。
连续注入1个月空气段塞后，关闭注空气高压管线上的控制阀门，打开注氮气高压管线上的控制阀门，从第二个月开始向4个井组的注气井连续注入氮气段塞，注入速度300m3/小时，最高注入压力15MPa；生产井连续生产。
空气氮气交替驱过程中，每天对生产井井口产出气进行化验分析，适时监测产出气中氧气的含量。
该4个井组实施注空气一个月+注氮气一个月的交替气驱两年，截至2012年初，平均含水下降到27％，单井平均日产油15.6t/d(比转驱前的水驱日产油提高3倍)，气驱储量有效控制百分比达到80％以上，阶段采出程度达到7.1％；同时，产出气中氧气的浓度一直保持在5％以下，大大低于爆炸极限氧气浓度(10％)，生产过程中无安全隐患。预计最终采收率可(在水驱采出程度11％的基础上提高26％)达到37％。
以上所述仪为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。
Claims (4)
1.一种中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，平行于主裂缝方向部署空气氮气交替驱注采井网，向注采井网中的注气井连续注入一个段塞的空气，接着连续转注一个段塞的氮气，如此反复切换注气进行交替驱替；由注采井网中的生产井连续产油；
所述开采方法包括以下步骤：
(1)筛选中深层低渗透稀油油藏；
(2)部署空气氮气交替驱注采井网；
(3)地面注气设备安装；
(4)实施空气氮气交替驱注；
在步骤(1)中包括筛选压裂水驱过的非水敏性中深层低渗透稀油油藏和/或筛选水敏性中深层低渗透稀油油藏；其中，筛选压裂水驱过的非水敏性中深层低渗透稀油油藏的筛选标准为：油藏埋深大于1000米；压裂水驱开发过程中，水驱波及范围小于30％，水驱储量有效控制百分比小于50％，生产井平均含水小于90％，采出程度低于25％；
筛选水敏性中深层低渗透稀油油藏的筛选标准为：油藏埋深大于1000米；油层水敏指数>0.5，压裂水驱过程中粘土矿物堵塞造成注水井注入能力小于20m3/d；
所述步骤(4)包括：首先向注采井网中的注气井连续注入空气段塞，生产井连续生产；连续注入一段时间的空气段塞后，停止注入空气；接着开始向注采井网中的注气井连续注入氮气段塞，生产井连续生产；连续注入一段时间的氮气段塞后，停止注入氮气；再接着向注采井网中的注气井连续注入空气段塞，如此循环切换注气进行交替驱替；
所述的空气段塞和氮气段塞的大小以及注入速度，根据油藏的地质特征和原油的耗氧速度确定；空气段塞的注入速度为200～500m3/小时；氮气段塞的注入速度为200～500m3/小时；在空气段塞注入过程中，当井口产出气监测结果显示产出气中氧气浓度上升到3％时开始准备转注氮气段塞，当氧气浓度达到5％时立即转注氮气段塞；当氧气浓度下降到0.1％后继续注氮气10天，然后转注空气段塞，按照以上原则交替注入。
2.如权利要求1所述的中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，其特征在于：在步骤(2)中根据所选择的目标油藏现有的注采井井位分布来部署空气氮气交替驱注采井网；所部署的空气氮气交替驱注采井网为矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网，所述矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网的长轴方向与选择的目标油藏压裂主裂缝方向平行。
3.如权利要求2所述的中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，其特征在于：当选择的目标油藏现有的注采井井位分布不满足部署矩形五点直井井网或菱形反九点直井井网时，在充分利用现有老井的同时再设置新井，对于目标油藏部署的空气氮气交替驱注采井网中的新井，采取水力压裂措施，压裂产生的主裂缝方向与压裂老井的主裂缝方向相同。
4.如权利要求1所述的中深层低渗透稀油油藏的空气氮气交替驱开采方法，其特征在于：所述步骤(3)包括：在地面部署氮气压缩机组和空气压缩机组，氮气压缩机组与注采井网中注气井之间设置高压注氮气管线，空气压缩机组与注采井网中注气井之间设置高压注空气管线；所述氮气压缩机组和空气压缩机组最高工作压力30MPa以上，最高注气速度2000m3/小时以上。
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