CN102678096B - 一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法。该热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法包括以下步骤：在高凝油油藏的油层底部完钻一口水平生产井；在高凝油油藏的油层顶部完钻两口水平注入井；对水平注入井与水平生产井实施人工压裂造缝；通过水平注入井与水平生产井同时进行热水吞吐循环预热；循环预热完毕后，开始连续注采，通过水平注入井连续注入100℃的热水，通过水平生产井进行连续生产。上述热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法能在有效厚度大于10米的高凝油油藏中规模应用，提高油井产量和采收率。
Description
技术领域
本发明涉及一种热水辅助重力泄油方法，尤其涉及一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏方法，属于油田开采技术领域。
背景技术
高凝油油藏即为具有“两高一低”(地层原油含蜡量高、析蜡点高、产量低)特点的油藏，在我国大庆油田、胜利油田、辽河油田、华北油田等地均有分布，地质储量规模2亿吨以上，具有广阔的开发前景。
当高凝油油藏原油处于析蜡温度点以上时，蜡全部溶解在原油中随原油一起流动，原油粘度低，流动能力高，开发效果好。当原油温度低于析蜡点温度时，原油中的蜡晶大量析出，造成原油粘度急剧增加，析出的蜡在储层孔隙内壁不断沉积，堵塞流体渗流通道，开发效果急剧下降。针对高凝油油藏的流体特点，为了提高油井的产能和开发效果，普通高凝油油藏一般采用初期常规降压生产，中后期实施注水的开发模式；低渗透高凝油油藏则通常采用初期常规降压生产，中期整体压裂改造，后期实施注水的开发模式。同时，在生产井井筒内通常采用井下电加热的方式，升温井筒内采出的原油，防止井筒内析蜡堵塞。
然而以上高凝油油藏的常规水驱开发面临诸多问题：
(1)、由于目前80％以上的高凝油油藏都是常规注冷水开发，随着油田的不断开发，注入水量不断增加，地层温度逐渐下降，原油大量析蜡，储层冷伤害和堵塞现象越来越严重，油藏注水井吸水指数迅速下降，采用常规解堵措施只能缓解近井地带堵塞，不能明显提高油层远处的渗流能力，造成解堵效果越来越差；采用压裂解堵则使得注入水容易沿着主裂缝方向窜流，造成主裂缝方向生产井见水早，水驱波及差，因此用常规注冷水的方法开采高凝油，存在着产量递减快、采出液含水过高、水驱波及差、采出程度低等突出问题。
(2)、由于原油析蜡点高，当井底温度下降到析蜡点时，蜡晶析出并附着在井筒壁上，从而使得井筒结蜡严重。实际生产过程中，油井的“卡、断、脱、堵”等事故频频发生，造成多次作业，油井开井时率低，经济效益差。
CN1814987A公开了一种变质岩潜山高凝油油藏火驱采油点火方法。该方法主要对地层进行人工压裂后再往垂直注入井注入高温空气，然后将岩压裂缝中高凝油升温至400℃以上发生燃烧，使原油处于高温流动状态，再将原油从水平生产井中开采出地面，油层燃烧时通过采气井将燃烧层空气排出，使整个油层处于稳定燃烧状态，有利于提高采收率。该方法的不足之处在于，由于垂直注气井与水平生产井的垂向距离仅为5-10米，现场实施过程中高温空气及燃烧前缘极易窜入注气井底部的水平生产井内，从而产生严重的爆炸隐患问题，该申请未提到采取何种操作措施来规避该安全隐患问题。
针对上述原因，为动用已探明的2亿吨以上地质储量的高凝油油藏，研发一种能够实现高凝油油藏安全有效开采的方法是本领域亟待解决的问题之一。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种开采高凝油油藏的方法，其是一种通过热力辅助重力泄油开采的方法，采用该方法可以提高油井产量和采收率。
为达到上述目的，本发明提供了一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法，其包括以下步骤：
在高凝油油藏的油层底部完钻一口水平生产井；
在高凝油油藏的油层顶部完钻两口水平注入井；
对水平注入井与水平生产井实施人工压裂造缝；
通过水平注入井与水平生产井同时进行热水吞吐循环预热；
循环预热完毕后，开始连续注采，通过水平注入井连续注入100℃的热水，通过水平生产井进行连续生产。
在采用本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法之前，可以先对油藏进行判断，选择适合的高凝油油藏，优选地，本发明所提供的方法所适用的高凝油油藏为单个油层有效厚度大于10米的高凝油油藏。
在石油油井开采领域中，水平生产井和水平注入井是常用的油井，二者都包括垂直段和水平段两个部分，钻井方式可以根据常规方式进行。在本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，优选地，水平生产井的水平段距油层底界的垂直距离可以控制为约1米，每个水平注入井的水平段距油层顶界的垂直距离可以控制为约1米。
在本发明的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，优选地，水平注入井的水平段设置为平行于水平生产井的水平段，两口水平注入井对称分布于水平生产井的两侧，并且，水平注入井的水平段与水平生产井的水平段的距离可以控制为约50米。
在本发明的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，优选地，水平注入井与水平生产井的水平段长度可以相同，均可以控制为400-600米。
在本发明的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，优选地，水平注入井与水平生产井均可以采用预应力套管完井方式，均采用直径11英寸的套管，套管以下用筛管悬挂器接直径9英寸绕丝筛管完井，由此可以增大筛管和油层的接触面积。
在本发明的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，优选地，水平注入井和水平生产井均可以下入一长一短两根连续隔热油管(即长油管和短油管)，长油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端。
在本发明的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，优选地，人工压裂是指对水平段进行分段水力压裂，主裂缝方向与水平段方向垂直。水平段分段压裂可以按照本领域的常规方式进行，例如按照以下具体步骤进行：
从水平注入井和水平生产井的趾端开始，在水平段利用连续油管及喷砂射孔器进行喷砂射孔；
射孔后上提连续油管至垂直段，进行环空水力压裂，形成水力支撑裂缝；
采用高砂比混合砂塞封堵已压裂段，完成第一段压裂；
下放连续油管至第二射孔井段，利用喷砂射孔器进行第二射孔井段的喷砂射孔，重复上述工序，直至完成设计要求的各段压裂；
全井段压裂完成后，直接用连续油管携带冲砂器进行冲砂塞至人工井底，清除井筒砂塞，完成全井施工。
根据本发明的具体实施方案，优选地，水平段分段压裂施工工艺参数为：
喷砂射孔工艺参数：压裂段数为5段，每一压裂段射孔基点喷砂射孔5组10孔，每组2孔，间隔20cm，射孔排量控制为0.3m3/分钟，井口压力控制在30MPa以上，射孔时间为10分钟，射孔液用量为460m3，20/40目石英砂用量为6500kg；
压裂施工工艺参数：首先注入前置液30-40m3，注入速度控制为5m3/分钟；然后注入携砂液50-70m3，携砂浓度为120-200kg/m3，每组注入时间为10分钟；地层破裂后，降低压裂液排量到2m3/分钟，采用塑性砂与20/40目陶粒砂做加砂段塞，携砂浓度为500-1000kg/m3，塑性砂与陶粒砂砂量比为1∶2.4，陶粒砂用量为30-45m3。
在本发明的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，热水吞吐循环预热可以按照本领域的常规方式进行，优选地，热水吞吐循环预热共进行两轮，每轮吞吐先连续10天注入热水，注入速度150吨/天，注入热水1500吨，然后关井焖井5天后开井生产45天。一个热水吞吐轮次时间为60天，两轮热水吞吐共计120天。该热水吞吐循环预热可以采用地面注入设备进行，该地面注入设备一般包括地面高压注热水锅炉、高压注热水管线及高压阀门。地面高压注热水锅炉可以采用固定锅炉，也可采用可移动式撬装锅炉；根据其加热能力(产能)可以只对一口水平注入井注水，也可以同时对几口水平注入井注水。
在本发明的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法中，优选地，在连续注采过程中，水平注入井的注水速度(两口水平注入井的注水速度之和)与水平生产井的排液速度的比值可以控制为1∶1，水平注入井与水平生产井的井底压差控制为不超过1MPa。
本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法通过水平井水平段分段压裂，产生垂直于水平段的、沿水平段均匀分布的裂缝，增大高凝油与热水的接触面积；在热水吞吐预热过程中，位于油层顶部的注入井与位于油层底部的生产井同时注入热水，热水从沿水平段均匀分布的裂缝进入油层，均匀加热水平段附近的油层，由于裂缝的高导流能力，注采井之间的油层很快建立热连通。预热结束后，在注入井连续注入热水，生产井连续排液(开采)，此时注入的热水沿着裂缝和热流体通道进入油层，加热并驱替油层的原油，加热后的原油具有较高的流动能力，在重力作用下流入油层底部的生产井。在注热水过程中，由于热水本身具有向下的重力作用，热水本身的重力也能起到加速向下泄油的作用，因此该井网条件下的热水驱替，综合应用了“热水加热原油，提高原油流动能力，原油依靠自身重力向油层底部泄油，热水向油层底部驱替泄油，热水依靠自身重力加速原油向油层底部泄油”等机理，将油层中的原油从顶部一直驱替到油层底部的生产井，从而提高了储量波及体积和驱油效率，提高了油井产量和采收率。
相对于现有技术，本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法具有以下优点：
本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法有效解决了高凝油油藏注冷水开发过程中的储层析蜡堵塞造成冷伤害和油井井筒内析蜡造成频发的“卡、断、脱、堵”等制约高凝油开发效果的两大技术瓶颈问题，同时避免了火驱采油带来的安全隐患问题，此外，采用水平井分段压裂后从顶部向底部热水辅助重力泄油，扩大了热水洗油范围，实现了高凝油油藏安全高效的开发。
本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法能在有效厚度大于10米的高凝油油藏中规模应用，提高油井产量和采收率。
附图说明
图1为本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法的原理示意图。
主要附图标号说明：
1水平注入井 2水平生产井 3高压注水管线 4高压注水锅炉 5生产管线 6产出液联合处理站 7水平生产井短油管集输阀门 8水平生产井长油管集输阀门 9水平注入井短油管注水阀门 10水平注入井长油管注水阀门 11水平注入井套管 12水平注入井长油管 13水平注入井短油管 14水平注入井筛管悬挂器 15水平注入井筛管 16水平注入井水平段底堵 17水平生产井套管18水平生产井长油管 19水平生产井短油管 20水平生产井筛管悬挂器 21水平生产井筛管 22水平生产井水平段底堵
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现参照说明书附图对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例
本实施例提供了一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法，其原理如图1所示。该方法包括以下步骤：
(1)判断油藏是否是适合热水辅助重力泄油开采的高凝油油藏
该油藏埋深为1600-1700米，发育有一个油层，平均油层有效厚度为27米，平均孔隙度为26％，平均渗透率为679mD，原始油藏温度为54.5℃，原油析蜡点为52℃，是一个厚层块状高凝油油藏，是适合采用本发明提供的热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法的高凝油油藏。
(2)部署注采井网
选定油藏内部800米×200米的范围(在一个同一深度的水平面内选择的区域)作为热水辅助重力泄油的先导试验区，在试验区中部部署一口水平生产井2，水平生产井2的水平段距离油层底界1米，在水平生产井2的左右两侧，等距离部署两口水平注入井1，两口水平注入井1的水平段与水平生产井2的水平段的距离均为50米，水平注入井1的水平段距油层顶界1米，水平注入井1与水平生产井2的水平段长度均为600米；
水平注入井1与水平生产井2均采用预应力套管完井方式，均采用直径为11英寸的套管(即水平注入井套管11和水平生产井套管17)，套管以下利用筛管悬挂器(即水平注入井筛管悬挂器14和水平生产井筛管悬挂器20)接直径为9英寸绕丝筛管(水平注入井筛管15和水平生产井筛管21)完井；
水平注入井1内和水平生产井2内均下入一长一短两根连续隔热油管，长油管(水平注入井长油管12和水平生产井长油管18)下入到水平段趾端，长油管尺寸为4英寸；短油管(水平注入井短油管13和水平生产井短油管19)下入到水平段跟端，短油管尺寸为3英寸；
在水平注入井1和水平生产井2的末端分别设置水平注入井水平段底堵16和水平生产井水平段底堵22。
(3)注入井与生产井实施人工压裂造缝
对水平注入井1和水平生产井2的水平段实施分段水力压裂，压裂段数为5段，主裂缝方向与水平段方向垂直。
(4)地面注入设备安装
在地面注入井附近安装高压注水锅炉4，并通过高压注水管线3将该高压注水锅炉4连接到水平注入井1，其中，长油管和短油管上分别设有水平注入井长油管注水阀门10和水平注入井短油管注水阀门9，用于控制长油管和短油管的开闭，采用两台撬装式热水锅炉分别对两口水平注入井1供水，高压注水锅炉4的产能为20吨/小时。
(5)水平注入井与水平生产井循环预热
水平注入井1与水平生产井2的长油管与短油管首先同时注入100℃的热水，短油管注入速度控制为60吨/天，长油管注入速度控制为90吨/天，连续注入10天，单井周期注水量达到1500吨后，短油管与长油管同时停注关井，焖井5天后开井生产，在热水吞吐生产阶段，短油管与长油管的排液速度比值控制为2∶3，长油管与短油管合计最高排液速度控制为80吨/天，连续生产45天后停止生产，转下一轮次热水吞吐循环预热；两轮热水吞吐共计120天。
(6)热水辅助重力泄油连续生产阶段
两周期的热水吞吐循环预热结束后，水平注入井1连续注入100℃的热水，水平生产井2连续排液生产，其中，水平生产井2通过生产管线5连接到产出液联合处理站6，其中，长油管和短油管上分别设有水平生产井长油管集输阀门8和水平生产井短油管集输阀门7，用于控制长油管和短油管的开闭；
水平注入井1的最高注水速度控制为200吨/天，水平生产井2最高排液速度控制为400吨/天，两个水平注入井1的最高注水速度之和与水平生产井2的最高排液速度的比值控制为1∶1，水平注入井1与水平生产井2的最大井底压差控制在1MPa。
当监测显示水平生产井井口产出液温度下降到原油析蜡点温度52℃时，从水平生产井2的长油管以40吨/天的速度注入100℃的热水进行井下水平段伴热，水平生产井2的短油管连续生产，确保水平生产井井底流体的温度高于原油析蜡点。
该试验区采用热水辅助重力泄油方法单井峰值日产油可达到150吨/天，比常规冷水驱(峰值日产油50吨/天)提高2倍；最终采收率可达到47％，比常规冷水驱(平均采收率21％)提高26个百分点。
Claims (1)
1.一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法，其包括以下步骤：
在单个油层有效厚度大于10米的高凝油油藏的油层底部完钻一口水平生产井，水平生产井的水平段距油层底界的垂直距离为1米；
在高凝油油藏的油层顶部完钻两口水平注入井，水平注入井的水平段距油层顶界的垂直距离为1米；
对水平注入井与水平生产井实施人工压裂造缝；
通过水平注入井与水平生产井同时进行热水吞吐循环预热；
循环预热完毕后，开始连续注采，通过水平注入井连续注入100℃的热水，通过水平生产井进行连续生产；
其中，在所述连续注采过程中，所述水平注入井的注水速度与所述水平生产井的排液速度的比值为1：1，所述水平注入井与所述水平生产井的井底压差控制为不超过1MPa；
所述水平注入井的水平段平行于所述水平生产井的水平段，两口所述水平注入井对称分布于所述水平生产井的两侧，并且，所述水平注入井的水平段与所述水平生产井的水平段的距离为50米；
所述水平注入井与所述水平生产井的水平段长度相同，均为400-600米；
所述水平注入井与所述水平生产井均采用预应力套管完井方式，均采用直径11英寸的套管，套管以下用筛管悬挂器接直径9英寸的绕丝筛管完井；
所述水平注入井和所述水平生产井均下入一长一短两根连续隔热油管，长油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端；
所述人工压裂是指对水平段进行分段水力压裂，压裂段数为5段，主裂缝方向与水平段方向垂直；
所述热水吞吐循环预热共进行两轮，每轮吞吐60天，每轮的吞吐注入热水1500吨，热水注入速度控制为150吨/天。
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