CN103352681A - 厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置，所述装置包括套管、设置在套管内的注汽管和注采转换器，所述注采转换器包括注汽尾管、导流管、引液管、第一热敏封隔器和第二热敏封隔器，所述套管底部的射孔井段被第一热敏封隔器和第二热敏封隔器分隔为注汽井段和泄油井段。蒸汽通过注汽井段注入油藏，所述油、水热液经泄油井段、引液管和导流管进入套管和注汽管构成的环形空腔内并溢出地面。本发明在单口直井上，实现了蒸汽注入与稠油抽汲的连续同步进行，既能用于原始的厚层（≥20m）稠油油藏的开发，也能用直井蒸汽吞吐开采后期的接替开发方式，能提高原油采收率8～15%左右。使用简单、适用性强、综合成本低。

Description

厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置

技术领域

本发明涉及石油开发领域，尤其是一种用于厚层稠油油藏开采的厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置。

背景技术

目前稠油的开采方式分为热采和冷采两类。

热采方式又可分为向油层内直接注入热量和在油层内产生热量两种。

向油层内注入热量的开发方式主要有：蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD（即steam assistedgravity drainage，蒸汽辅助重力泄油）、FAST（水平压裂辅助蒸汽驱）等；以及在此基础上的改进型式，如：氮气（二氧化碳）辅助蒸汽吞吐、氮气泡沫辅助蒸汽驱、SAGP（非凝析气体蒸汽辅助重力泄油）、移动式水平井SAGD等。

在油层内产生热量的方式主要有：火烧油层、电磁波物理采油法等。

两种热采方式都是通过提高油藏原油的流动性、达到提高油井的产能为目的。

1）常规的直井蒸汽吞吐生产方法，首先在套管内下入注汽管柱，连续注入蒸汽，达到设计注入量以后，停止注汽；经过焖井、放喷以后，提出注汽管柱。然后，再下入采油管柱（含油泵）；通过机械力（一般由抽油机提供），将井底的油水积液抽提到地面。该开发方式的局限性主要体现在三个方面：

（1）稠油油藏在直井蒸汽蒸汽吞吐生产过程中，由于注汽、采油两个过程是分阶段进行的，因此，在回采阶段，油藏呈现了“衰竭开采”的特征。主要体现在：①原油的降粘效果不稳定，流动性越来越弱；②油藏的弹性能（驱油动力主要是重力作用和油藏的弹性能）无法得到及时地补充，随着抽汲的延续，驱油动力越来越弱。同时，在整个的回采过程中，二者的制约作用呈叠加式扩大，最终导致油藏的泄油能力不断降低；并且随着吞吐轮次的增加，“衰竭开采”的特征也越发地突出。

（2）由布井方式所决定的底部油层较大范围内的储量动用缓慢或者是无法动用。

因此，该生产方式下的原油采收率（预测）只有20%左右，继续生产将不得不面对油汽比低、采油速度慢、采收率提高缓慢等不利局面。

（3）另外，油管、注汽管频繁起吊，作业费用高，同时极易带来油层的伤害；采用注采一体管以后，虽然节省了起吊作业时间，但注汽、采油仍需间歇进行，原油加热效果不稳定、油藏泄油能力越来越弱的局限性，仍没有得到改变。

2）公开号CN101004132A的专利申请公开了一种“注空气辅助蒸汽吞吐稠油开采技术”，是在蒸汽吞吐和蒸汽驱的过程中注入空气提高采收率和工程效益。该方法包括以下工艺步骤：钻井之后稠油层进行套管防砂完井，以抑制后期开采的出砂；完井过程中建成人工井底，以承受注蒸汽和高压空气时的高压；完井注入热蒸汽(200℃以上)，增加油层温度，降低稠油粘度；待油层温度升高后，可将空气注入同一油层，然后关井，使原油和氧气产生氧化反应；待井口压力稳定后开井生产。此工艺中，空气中氧气与原油发生低温氧化反应放出热量并产生二氧化碳和氮气的混合气，增加驱油能量；氧化反应可裂解稠油改变原油组分，增加原油流动性和油品质量；空气中的氧气可大部分被氧化反应消耗掉，不产生油井氧气引爆引起的安全隐患；空气资源丰富，可降低经济成本。但是，仍然不能彻底地解决蒸汽吞吐生产方法所存在的问题。

3）部分稠油区块尝试了加钻一口水平井与原有的吞吐直井组合生产（直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油（SAGD））以后，油藏的开发效果（采收率、油汽比、采油速度等）依然没有得到明显改善。

4）厚层特（超）稠油油藏直井蒸汽吞吐以后，转为蒸汽驱，还没有成功的先例。

5）单直井SAGD技术，是基于双水平井SAGD开采方式的一种概念设计。其特征是在套管内分别下入注汽管柱和采油管柱；注汽与采油同时进行。要使下入的注汽、采油管柱都能有效运行，对于套管内径的要求，与目前通用的套管尺寸相比，必须加大。限于工艺条件，目前国内已完钻的吞吐直井上，套管内暂时还无法实现注汽（保温）、采油两条管路的同步有效运行；国外也没有成功应用的文献报道。

针对厚层稠油油藏直井蒸汽吞吐开发的现状，如果要提高油藏的原油采收率，必须进行开发方式的有效改进或者是转换新的开发方式。

发明内容

针对直井蒸汽吞吐开发方式下，油藏泄油能力不足的局限性，提供一种厚层稠油油藏直井同步注采生产方法及装置。

本发明是通过以下技术手段实现上述技术目的的。

厚层稠油油藏直井同步注采生产方法，其特征在于，

1）蒸汽通过注汽管、注汽尾管导入位于井下的注采转换器，注采转换器中的两个热敏封隔器膨胀，将整个稠油层的射孔井段分隔成注汽井段和泄油井段，蒸汽经注汽井段进入油藏，同时，打开油水定压溢出控制器上的出液口阀门；

2）随着蒸汽的注入，油藏的压力开始逐渐升高，在重力分异作用的影响下，蒸汽不断向中上部油层超覆、扩散形成蒸汽腔，所述稠油层的稠油被加热，形成稠油和冷凝水构成的油水热液带，油水热液不断渗流到井底形成储液区，储液区的油水热液经泄油井段进入引液管；

3）随着油藏压力的不断升高，油水热液经导流管进入套管和注汽管构成的环形空腔内，随着油藏压力的提高，套管和注汽管构成的环形空腔内的油水热液的液面不断地升高，当压力高于油水定压溢出控制器上所设置的启动压力以后，油水热液从油水定压溢出控制器上的出液口溢出，收集、输送产出的油水热液。

优选地，所述步骤3）中，当油水热液连续溢出以后，通过逐步提高油水定压溢出控制器所设定的液流溢出的启动压力值，直到生产方案设计的目标值。

优选地，所述步骤3）中，当区块内有多口油井生产、并出现汽窜现象时，根据汽窜程度，通过调整每口油井的油水定压溢出控制器所设定的油水热液自溢启动压力值，以调整每口油井的产液速度。

优选地，所述步骤1）、2）、3）中，当蒸汽的产生装置短期无法注汽时，或者在开采末期，采用氮气源启动氮气举升工艺以确保所述油水热液继续自溢。

厚层稠油油藏直井同步注采装置，其特征在于，包括套管、设置在套管内的注汽管和注采转换器，所述的注采转换器包括注汽尾管、导流管、引液管、第一热敏封隔器和第二热敏封隔器，所述注汽尾管的下部和导流管的上部分别穿过第一热敏封隔器并密封连接，所述导流管的下部穿过第二热敏封隔器并密封连接，所述导流管的下端与引液管连接；所述引液管底部的侧壁上设置有孔道或割缝，所述注汽尾管的上端与注汽管相连；所述套管的射孔井段位于第一热敏封隔器和第二热敏封隔器之间的部位为注汽井段、位于第二热敏封隔器以下的部位为泄油井段。

优选地，所述注汽管外侧设置有保温层。

优选地，所述套管的出口阀门处还设置有油水自溢定压控制装置。

优选地，还包括氮气源，所述氮气源通过单向阀与所述套管和注汽管所构成的环形空腔相连通。

优选地，所述注汽尾管与注汽管通过接箍和热缩管连接。

本发明所述厚层稠油油藏直井同步注采生产方法，通过注汽管连续向油藏内注入蒸汽；蒸汽在扩散过程中与稠油之间通过热量交换，加热、置换稠油。此时，蒸汽加热置换的原油、冷凝热水以及连续注入的蒸汽，处在一个相对封闭的空间内；并且，随着蒸汽的连续注入，油藏的压力开始逐渐升高。受到重力分异作用的影响，蒸汽不断向油层中上部超覆、扩散，继续加热、置换原油，形成蒸汽腔；被加热的稠油与冷凝热水形成油水热液带，油水热液不断渗流到井底形成储液区，储液区内的油水热液通过泄油井段进入引液管；随着油藏压力的不断升高，套管内的油水液面也在不断地升高，直至溢出地面。

本发明所述的生产方法，油藏压力是一个连续升高的过程，只需要一次下入注汽管柱（包括注采转换器），蒸汽注入与稠油抽汲两个过程，便能连续同步进行，与现有技术相比，本发明所述开采方法的优点在于：

1、本方法即能够用于原始的厚层（≥20m）稠油油藏的开发，也能用作厚层（≥20m）稠油油藏直井蒸汽吞吐开采后期、继续提高原油采收率的接替手段。

2、在无需加钻新井的前提下，便能够在原有的吞吐直井上，实现注汽、采油两个连续过程的同步进行；对于处于直井蒸汽吞吐生产后期的厚层（≥20m）稠油油藏，还可以提高原油采收率8～15%左右。

3、在现有的完井方法下，油水热液由套管与注汽管之间的环形空间自溢而出，使套管内只需一根注汽管连续注汽，即能完成连续的同步注采过程；大幅度地节省了套管内有限的空间、可用于满足注汽管柱的保温要求，以进一步地提高井底的蒸汽干度。

4、一次下入注汽管和注采转换器以后，便能够实现连续生产，无需频繁起吊油管和注汽管，管理简单、安全环保、综合成本低。

5、当区块内油井间存在汽窜现象时，通过调整各汽窜井套管出口处的油水溢出定压控制装置所设置的自溢启动压力，便能遏制井间的汽窜发生。

6、当蒸汽产生装置，例如锅炉，短期无法注汽时，或者在开发末期，通过启动氮气举升工艺，以确保油水热液依然能够自溢。

本发明所述的厚层稠油油藏直井同步注采装置，通过一个注采转换器，将整个油层的射孔井段，分隔成注汽井段和泄油井段。储液区内的油水热液，由注采转换器输送至套管与注汽管所围成的环形空间，并溢出地面。本装置在不改变原有的井身结构、不需要另行加钻新井的前提下，就能在单口直井上实现蒸汽注入和稠油抽汲的同步进行，并且大大地简化了施工工序。该装置不仅能够用于原始的厚层(≥20m)稠油油藏的开发，也能用作厚层(≥20m)稠油油藏在直井蒸汽吞吐开采后期、继续提高原油采收率的接替开发方式。

附图说明

图1为本发明所述厚层稠油直井同步注采的原理结构示意图。

附图标记说明如下：

1-套管，2-氮气源，3-油水溢出定压控制装置，4-单向阀，5-热缩管，6-接箍，7-注汽管，8-注汽尾管，9-导流管，10-第一热敏封隔器，11-第二热敏封隔器，12-注汽井段，13-汽液界面，14-引液管，15-泄油井段，16-储液区。

具体实施方式

下面结合附图以及具体实例对本发明作进一步的说明，但本发明的保护范围并不限于此。

图1为本发明所提供的厚层稠油油藏直井同步注采装置的一实例。所述厚层稠油油藏直井同步注采装置，包括套管1、设置在套管1内的注汽管7和注采转换器。所述注汽管7外侧还设置有保温层，用于减少蒸汽热量的散失。在所述注汽管7与套管1之间设置扶正器，防止注汽管倾斜。所述注采转换器包括注汽尾管8、导流管9、引液管14、第一热敏封隔器10和第二热敏封隔器11，所述注汽尾管8的下部和导流管9的上部分别穿过第一热敏封隔器10并密封连接，所述导流管9的下部穿过第二热敏封隔器11并密封连接，所述导流管9的下端与引液管14通过接箍6连接，所述引液管14底部的管壁上钻有孔道或割缝。所述注采转换器通过注汽尾管8的上端与注汽管7相连，实现与注汽管7连通。具体地，所述注汽尾管8与注汽管7通过接箍6和热缩管5连接。当注汽管中通入蒸汽后，热缩管5收缩，化解因注汽管膨胀所引起的注采转换器错位；同时，第一热敏封隔器10和第二热敏封隔器11膨胀，将整个油层的射孔井段分隔成注汽井段12和泄油井段15；位于第一热敏封隔器10和第二热敏封隔器11之间的部位为注汽井段12、位于第二热敏封隔器11以下的部位为泄油井段15；所述注汽井段12为向油藏内注入蒸汽提供通路，所述泄油井段15，为油藏的泄油通道。

具体地，在装配过程中，首先，需要根据油层厚度，确定注汽井段12、泄油井段15的射孔高度，以此确定注采转换器的高度。然后将注采转换器装配好，与注汽管连接后，在套管内下至油层底部。

采用本发明所述厚层稠油油藏直井同步注采装置进行采油时，首先，将蒸汽通过注汽管7、注汽尾管8导入位于井底的注采转换器，注采转换器中的两个热敏封隔器膨胀以后，将油层的射孔井段分隔成注汽井段12和泄油井段15，蒸汽经注汽井段12进入油藏，此时，套管1出液口阀门打开。随着蒸汽的注入，油藏的压力开始逐渐升高，通过重力的分异作用，蒸汽不断向中上部油层超覆、扩散形成蒸汽腔，所述稠油层的稠油被加热，并形成油水热液带，油水热液不断渗流到井底形成储液区16，储液区16的汽液界面13高于第二热敏封隔器11时，储液区16的油水热液进入泄油井段15及引液管14。随着油藏压力的不断升高，油水热液经导流管9进入套管1和注汽管7构成的环形空腔内，在压力作用下，油水热液的液面不断地升高，直至溢出套管1出口；最后，在地面收集、输送产出的油水热液。

进一步地，所述套管1的出口阀门处还设置有油水溢出定压控制装置3，用于调控所述油水热液自溢的启动压力。另外，当区块内有多口油井、出现汽窜现象时，根据汽窜程度，分别调整每口油井上的油水溢出定压控制装置3的液流自溢启动压力，来遏制井间的汽窜。

在开采过程中，蒸汽的发生装置通常使用锅炉，当锅炉不能进行注汽时，势必会影响稠油的溢出。为了确保开采过程的连续性，设置了氮气源2，通过单向阀4与所述的套管1和注汽管7构成的环形空腔相连通。在开采过程中，当锅炉短期无法注汽时，通过氮气源2启动氮气举升工艺以确保所述油水热液持续自溢。在开采末期，也能够通过氮气源2启动氮气举升工艺以确保所述油水热液持续自溢。

本发明并不限于上述实施方式，在不背离本发明的实质内容的情况下，本领域技术人员能够做出的任何显而易见的改进、替换或变型均属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.厚层稠油油藏直井同步注采生产方法，其特征在于，

1）蒸汽通过注汽管（7）、注汽尾管（8）导入位于井下的注采转换器，注采转换器中的两个热敏封隔器膨胀，将整个稠油层的射孔井段分隔成注汽井段（12）和泄油井段（15），蒸汽经注汽井段（12）进入油藏，同时，打开油水定压溢出控制器（3）上的出液口阀门；

2）随着蒸汽的注入，油藏的压力开始逐渐升高，在重力分异作用的影响下，蒸汽不断向中上部油层超覆、扩散形成蒸汽腔，所述稠油层的稠油被加热，形成稠油和冷凝水构成的油水热液带，油水热液不断渗流到井底形成储液区，储液区的油水热液经泄油井段（15）进入引液管（14）；

3）随着油藏压力的不断升高，油水热液经导流管（9）进入套管（1）和注汽管（7）构成的环形空腔内，随着油藏压力的提高，套管（1）和注汽管（7）构成的环形空腔内的油水热液的液面不断地升高，当压力高于油水定压溢出控制器（3）上所设置的启动压力以后，油水热液从油水定压溢出控制器（3）上的出液口溢出，收集、输送产出的油水热液。

2.根据权利要求1所述的同步注采生产方法，其特征在于，所述步骤3）中，当油水热液连续溢出以后，通过逐步提高油水定压溢出控制器（3）所设定的液流溢出的启动压力值，直到生产方案设计的目标值。

3.根据权利要求1所述的同步注采生产方法，其特征在于，所述步骤3）中，当区块内有多口油井生产、并出现汽窜现象时，根据汽窜程度，通过调整每口油井的油水定压溢出控制器（3）所设定的油水热液自溢启动压力值，以调整每口油井的产液速度。

4.根据权利要求1所述的同步注采生产方法，其特征在于，所述步骤1）、2）、3）中，当蒸汽的产生装置短期无法注汽时，或者在开采末期，采用氮气源（2）启动氮气举升工艺以确保所述油水热液继续自溢。

5.厚层稠油油藏直井同步注采装置，其特征在于，包括套管（1）、设置在套管（1）内的注汽管（7）和注采转换器，所述的注采转换器包括注汽尾管（8）、导流管（9）、引液管（14）、第一热敏封隔器（10）和第二热敏封隔器（11），所述注汽尾管（8）的下部和导流管（9）的上部分别穿过第一热敏封隔器（10）并密封连接，所述导流管（9）的下部穿过第二热敏封隔器（11）并密封连接，所述导流管（9）的下端与引液管（14）连接；所述引液管（14）底部的侧壁上设置有孔道或割缝，所述注汽尾管（8）的上端与注汽管（7）相连；所述套管（1）的射孔井段位于第一热敏封隔器（10）和第二热敏封隔器（11）之间的部位为注汽井段（12）、位于第二热敏封隔器（11）以下的部位为泄油井段（15）。

6.根据权利要求5所述的同步注采装置，其特征在于，所述注汽管（7）外侧设置有保温层。

7.根据权利要求5所述的同步注采装置，其特征在于，所述套管（1）的出口阀门处还设置有油水溢出定压控制装置（3）。

8.根据权利要求5所述的同步注采装置，其特征在于，还包括氮气源（2），所述氮气源（2）通过单向阀（4）与所述套管（1）和注汽管（7）所构成的环形空腔相连通。

9.根据权利要求5所述的同步注采装置，其特征在于，所述注汽尾管（8）与注汽管（7）通过接箍和热缩管（5）连接。

Images