CN102606123B - 蒸汽驱辅助重力泄油采油方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种蒸汽驱辅助重力泄油采油方法，该方法包括：钻直井和水平井；给直井与水平井同时注汽；直井与水平井同时采油；判断是否转入下个采油阶段；直井以第一注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至注采压差达到预定值；直井以第二注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至水平井日产液量下降到达预定值；直井停止注汽，水平井连续采油，直至符合停止采油条件。本发明提供的蒸汽驱辅助重力泄油采油方法可以提高驱油效率，增大泄油速度，提高稠油开发的采收率，增加可采储量。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采，尤其涉及一种蒸汽驱辅助重力泄油采油方法，是一种中深层超稠油蒸汽吞吐后期提高采收率的方法。
背景技术
超稠油投入开发以来主要采用蒸汽吞吐方式开采。蒸汽吞吐(CSS)就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采稠油的方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。超稠油经过多年的蒸汽吞吐开发，经历了上升-稳产-下降三个阶段，特别是进入高周期后，开发效果和经济效益逐渐变差，逐渐暴露出周期生产时间短、周期产油量低、油汽比低等诸多问题。蒸汽吞吐后期采油成本相对较高；油层动用程度不均，产量递减快、采收率低，仅为25％左右。
针对现有技术中深层油藏蒸汽吞吐后期提高采收率存在油藏埋藏深、原始地层压力高等热力采油提高采收率的不利因素，本发明提出了利用蒸汽吞吐降压、预热，加强井筒隔热，再进行重力泄油的技术方案。
发明内容
本发明的目的在于提供一种蒸汽驱辅助重力泄油采油方法，以解决现有稠油开采技术落后、采收率低的缺点。
本发明实施例提供一种蒸汽驱辅助重力泄油采油方法，该方法包括：钻直井和水平井；给直井与水平井同时注汽；直井与水平井同时采油；判断是否转入下个采油阶段；直井以第一注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至注采压差达到预定值；直井以第二注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至水平井日产液量下降到达预定值；直井停止注汽，水平井连续采油，直至符合停止采油条件。
本发明提供的蒸汽驱辅助重力泄油采油方法可以提高驱油效率，增大泄油速度，提高稠油开发的采收率，增加可采储量。
附图说明
此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：
图1为本发明一实施例的蒸汽驱辅助重力泄油采油方法的流程图；
图2为本发明一具体实施例的流程图；
图3为本发明一实施例的布井示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面结合附图对本发明的具体实施例进行详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。
如图1所示，本实施例提供的蒸汽驱辅助重力泄油采油方法包括：
步骤110：钻直井和水平井；
在该步骤中，钻直井和水平井具体如图3所示，在油层底部钻一口水平井，在其上方或斜上方钻一口或几口直井，直井与水平井井距为35m，直井射孔底界高于水平井垂直距离5-7m，射孔厚度5-10m，水平井长度在350-400m。由直井注入蒸汽，注入的蒸汽向上及侧面形成一个饱和蒸汽腔，蒸汽在蒸汽腔周边冷凝，释放出的热量传导给周围油层，形成蒸汽与油层的热交换，被加热的原油及冷凝水在重力作用下流到生产井，随着原油的采出，蒸汽腔逐渐扩大。
本实施例所举各种参数只为详细说明之用，并不成为本发明保护范围的限制，实际施工当中可根据工作需要设置不同的参数，只要使用本发明方法应当都视为在本发明保护范围之内。
步骤120：给直井与水平井同时注汽；
步骤130：直井与水平井同时采油；
在步骤120和130中，直井与水平井高温温场连接，形成热连通，所谓热连通是指注采井间的地层温度达到稠油流动温度。该阶段采出程度15.3％。此为转入注汽井连续注汽、水平生产井连续生产的标志。
步骤140：判断是否转入下个采油阶段；
在一较佳实施例中，判断是否转入下个采油阶段的标准是：地层压力降低到3MPa(兆帕斯卡)、水平段温度达到80℃及注采井间达到热连通。
以上步骤110至140，可以归类为吞吐预热阶段，如图2所示，这一阶段是重力泄油的准备阶段。
步骤150：直井以第一注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至注采压差达到预定值；
这一步骤可以归类为驱替阶段，如图2所示，在一较佳实施例中，随着直井的连续注汽，例如单井日注汽110t/d(吨/天)，水平井连续采油，日产液逐渐上升，一般小于200t/d，注采井压差在2-3MPa。当注汽井蒸汽腔形成后，蒸汽腔向上及侧面移动，受热的原油在驱替力及重力双重作用下向水平井流动，注采压力差逐渐减小至1MPa以下，最终达到预定值0.5MPa。该阶段以驱替为主，重力泄油为辅，阶段采出程度14.1％，当注采压力差逐渐减小至0.5MPa以下，进入稳定泄油为主的阶段。
步骤160：直井以第二注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至水平井日产液量下降到达预定值；
这一阶段可以归类为稳定泄油阶段，如图2所示，在一较佳实施例中，在该阶段，直井以第二注汽量：单井日注汽120t/d，水平井连续采油，日产液在200-500t/d，注采井间形成持续扩展的连续蒸汽腔，蒸汽腔向油藏上部和横向发展，温度稳定在230℃，被加热的原油及凝结水在以重力为主要驱动力作用下沿着垂向和斜面泄入到水平井，该阶段采出程度34.2％。
步骤170：直井停止注汽，水平井连续采油，直至符合停止采油条件。
这一阶段是衰竭开采阶段，如图2所示，在一较佳实施例中，随着蒸汽的不断注入，冷油区越来越小，蒸汽腔全部连通，到达相邻井组边界，直井停止注汽，水平井继续采油，以蒸汽融化剥蚀斜面原油为主，当达到停止采油的条件时停止采油，这一停止条件例如是产出液中含水逐渐上升到95％以上，这时候重力泄油生产结束，阶段采出程度为7.6％。
经过四个阶段的开发采油，在本发明一个实际室内实验中，可以达到驱油效率90％，采收率达到71.2％。现场试验18个月蒸汽腔内岩心驱油效率达到83％，采收率达到55％-60％。该开发模式不仅适合于中深层稠油油藏热采大幅度提高采收率，还适用于浅层稠油油藏蒸汽吞吐后期进一步提高采收率。
实施例二
本实施例是利用本发明提供的蒸汽驱辅助重力泄油采油方法进行施工布井的详细举例，如图3所示，是一布井示意图。由于中深层超稠油由于原始压力低，需要先用直井进行蒸汽吞吐，蒸汽吞吐阶段第一周期注汽强度为70-80t/m(吨/米)，此后每周期递增10％。蒸汽吞吐的目的是降低地层压力，待压力降低到3-4MPa时，在直井井间钻入水平井生产井。
水平井完钻后，开始直井与水平井共同吞吐预热，直井注汽强度仍按10％增加，水平井第一周期注汽强度为20-25t/m，此后每周期递增10-15％，共同吞吐的目的建立注采井热连通，热连通标志是注采井间温度达到80℃以上，压力下降到3MPa以下。
当形成热连通后，开始进行直井连续注汽、水平井连续采油的开发过程，直井注汽参数为井口注汽压力为4-6MPa，单井注汽速度大于100t/d，井口蒸汽干度＞90％，井底蒸汽干度＞70％；水平生产井生产参数为单井日产液300-450t/d，采注比达到1.2，井口压力大于饱和蒸汽压力。
经过论证分析，2005年2月23日在辽河油田实施了保密的蒸汽驱辅助重力泄油先导试验，初期实施8个井组，截至2009年年底，已累积生产原油60万吨，日产油由实施初期的270吨上升到440吨。若不实施该技术，继续吞吐预测目前日产油仅为90吨。
蒸汽吞吐标定采收率23％，实施该技术后，目前采出程度已达到33％，预计最终采收率达到60％。
先导试验也取得较好的经济效益，截至2009年年底，8个井组投资与操作成本投入6.56亿元，实现销售净收入10.53亿元，投入产出比为1∶1.52。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种蒸汽驱辅助重力泄油采油方法，其特征在于，该方法包括：
钻直井和水平井；
给直井与水平井同时注汽；
直井与水平井同时采油；
判断是否转入下个采油阶段；
直井以第一注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至注采压差达到预定值；所述注采压差的预定值是0.5MPa；
直井以第二注汽量连续注汽，水平井连续采油，直至水平井日产液量下降到达预定值；
直井停止注汽，水平井连续采油，直至符合停止采油条件。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，判断是否转入下个采油阶段的条件是同时满足：
地层压力降低到3MPa、水平段温度达到80℃及注采井间达到热连通。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一注汽量是单井日注汽110吨/天。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二注汽量是单井日注汽120吨/天。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述水平井日产液量下降到达的预定值是200-500吨/天。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述停止采油条件是：采出液体的含水量大于95%。
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