CN104271878B - 蒸汽防锥进/脊进技术补救方法 - Google Patents
蒸汽防锥进/脊进技术补救方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104271878B CN104271878B CN201380024267.8A CN201380024267A CN104271878B CN 104271878 B CN104271878 B CN 104271878B CN 201380024267 A CN201380024267 A CN 201380024267A CN 104271878 B CN104271878 B CN 104271878B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- steam
- oil
- water
- pitch
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 title description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 18
- 241000772415 Neovison vison Species 0.000 claims abstract description 16
- 230000004087 circulation Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 5
- 238000003306 harvesting Methods 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 abstract description 4
- 239000002349 well water Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 66
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 15
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000011160 research Methods 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000012549 training Methods 0.000 description 2
- 208000000058 Anaplasia Diseases 0.000 description 1
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 230000010485 coping Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 230000005070 ripening Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
本发明涉及从初级油开采井中恢复采油的循环补救方法，所述初级油开采井已由于底水入侵(锥或脊)而堵水，其中：(a)所述初级油开采井具有大于95％(v/v)的采出含水率；(b)所述油是重质油，其原位粘度>1000cp；其中所述方法包括：(c)注入体积为累积初级油开采量的0.5至5.0倍的蒸汽段塞，蒸汽体积以水体积量度；(d)在所述蒸汽注入完成后，将所述井关闭以进行一段浸泡时间；和(e)开采所述井至所述含水率大于95％。
Description
背景技术
图1包括图1A和图1B。如图1A所示，许多油藏在含油的净产油层下方具有活跃底水区20。如果从在油区中完井的竖直井中泵吸石油、特别是高粘度的原位油，水可能锥进(cone)至开采井并抑制开采。对于开采，锥进将降低含油率并提高含水率，直至开采该井不再具有经济性。在工业中，将该井称为已经“堵水”。石油的流度比决定水锥进的速率和程度。通常，当石油是较重质油时，水锥进的问题更为严重。如图2所示，该问题也可表现在用于底水油藏的沥青采收的SAGD中。
当储层的特性已知时，已经做出尝试来防止锥进/脊进。然而，这些尝试的效果有限。尝试的实例包括下列：
1)开采井在净产油层中更高的位置完井，因此所述井在堵水之前水锥必须被延长。但这最多是一个临时性措施，并且额外的开采往往是薄利的。
2)如图1B中所示，钻探水平井，使得泵吸的压降遍及所述水平井的整个长度。然而，水将最终侵入所述井并产生具有高水饱和度的水脊区10。与竖直井类似，所述井将堵水。
3)使采油速率最小化以延迟或防止锥进/脊进。
4)如图3所示，安装了具有井下水处理的井下油/水分离器30(DHOWS)。(Piers,K.Coping with Water from Oil and Gas Wells,CFER,2005年6月14日)。所述井下装置可以是旋流器。然而，该装置需要合适的水处理区40，并且它对在水和油之间具有高密度差异的轻质油运转最佳。这对于重质油并不实用。
5)如图4所示，安装了逆向锥进系统(Piers,2005年)。在该系统中分别开采或泵吸水和油70，以控制锥进。再次对于重质油而言，控制锥进的水泵吸速率是非常大的和不实用的。
当储层的特性未知或锥进/脊进没有大到足以证明防范性投资合理时，已经尝试了限制所述锥进/脊进。已知的补救尝试效果有限。这些尝试的实例包括下列：
(1)阻断剂被用来抑制锥/脊区的水流。阻断剂包括凝胶、泡沫、石蜡、硫和水泥。已经尝试了这些中的每一个，取得的成功有限(Piers(2005年))(El-Sayed,et al.,Horizontal Well Length:Drill Short or Long Wells,SPE 37084-MS,1996年)。
(2)另一种反应方法是关闭已经锥进/脊进的油井。重力将导致锥/脊区被油重新饱和。然而，当所述油是较重质油时，重新饱和的时间可能非常长，益处可能是边际的。
(3)将气体段塞注入锥/脊区内。在1990年代早期，开发了一种称为防水锥进技术(AWACT)的方法并在中质/重质油中试验(AOSTRA，AWACT演示，1999年3月)。AWACT方法包括注入天然气(或甲烷)来取代水，然后是浸泡期(Luhning等,The AOSTRA anti-waterconing technology process from invention to commercial application,CIM/SPE90-132,1990年)。实验室试验表明，优选的气体(CO2或CH4)在油或水中具有一定溶解度(图9)。下述机制预期将被激活。
a.在循环的“吞”部分上或当注入气体时，甲烷在锥区中取代流动水并绕过油。
b.在“浸泡”循环上或当井被关闭时，甲烷缓慢吸收进入油来降低粘度，降低表面张力，并导致溶胀。
c.在“吐”循环上或当井被开采时，气体形成被捕获的节点/气泡以阻碍水流。如图5所示，这使相对渗透率产生变化。含油率提高并且石油开采量增加。
然而，益处只持续了几年，并且该方法只能被重复5或6次。下述表1总结了7种石油储层类型的AWACT现场试验(AOSTRA(1999年))。油的比重(oil gravity)在13至28API之间改变，而原位粘度在6至1200cp之间改变。AOSTRA建议对AWACT进行下述筛选：1)砂岩储层；2)油湿或中性润湿；3)原位粘度在100至1000cp之间；4) 在饱和油下；和5)大于10m的净产油层。
表1：
AWACT储层特性
South Jenner AWACT处理总结
(基于34种受评价的处理)
()括号内的数字为负数
＊比率为m3气体/m3处理之前的累积石油开采量
其它AWACT处理的油池的储层特性
＊初始储层GOR
如图6和7所示，AWACT不总是成功的(Lai等，Factors affecting theapplication of AWACT at the South Jenner oil field，Southeast Alberta，JCPT，1999年3月)。如图8所示，对水平井的试验是无结论的(AOSTRA(1999年))。
4)循环CO2激励也是一种采收增量油的方法(Patton等，Carbon Dioxide WellStimulation：Part 1-A parametric study，JPT，1982年8月)。 如图10所示，对于较重质油，方法效率急剧降低。
由于现有技术的局限性，需要作用于油井(优选较重质油井)的脊进/锥进的补救方法。
发明内容
本文将使用下列术语和缩略词：
AOSTRA 阿尔伯塔油砂技术研究局(Alberta Oil Sands Technology ResearchAuthority)
AWACT 防水锥进技术
UNITAR 联合国训练研究所(United Nations Institute for Training andResearch)
JCPT 加拿大石油技术杂志
CIM 加拿大矿业学院
SPE 石油工程师学会
JPT 石油技术杂志
SAGD 蒸汽辅助重力泄油技术
GOR 气体石油比
OC 含油率
Kro 对油相对渗透率
Krw 对水相对渗透率
SACT 蒸汽防锥进/脊进技术
STB 储罐桶
SRC 萨斯喀彻温研究局(Saskatchewan Research Council)
HZ 水平(井)
VT 竖直(井)
OSR 油蒸汽比
SOR 蒸汽油比
DHOWS 井下油水分离器
EOR 强化采油
REC 采收
OOIP 原油地质储量
由于需要脊进/锥进的补救方法，SACT是一种方法，其将蒸汽添加到锥/脊区并在所述锥/脊区中和在所述锥/脊区边缘处加热石油。在一个优选实施方式中，蒸汽添加随后是浸泡时间，以允许进一步加热石油并允许重力导致所述锥/脊区的重新饱和。优选在所述浸泡时间之后，可然后对油井恢复开采。
优选地，所述SACT方法应用于1)重质油，其中天然石油粘度过高而不允许所述锥/脊区快速地进行石油重新饱和，优选其中所述粘度>1000cp，和2)沥青(SAGD)井。
根据本发明的一个主要方面，提供了一种从初级井(primary well)中恢复石油采收的循环补救方法，所述初级井已由于底水入侵(锥进或脊进)而被堵水，其中：
(1)所述初级井具有大于95％(v/v)的采出含水率；
(2)所述石油是重质油，优选其原位粘度>1000cp；并且其中所述方法包括：
(3)在锥/脊区中优选通过蒸汽段塞注入蒸汽，蒸汽段塞的体积优选为累积初级油开采量的0.5至5.0倍，优选其中所述蒸汽以水量度；
(4)在所述蒸汽注入完成后，将所述井关闭以进行一段浸泡时间；
(5)然后开采所述井至所述含水率大于95％。
在本方法的一个优选实施方式中，所述井预先经过蒸汽处理。
优选地，所述蒸汽使用现有的初级油开采井注入。
在一个可替代实施方式中，所述蒸汽使用单独的井添加。
在本方法的另一个实施方式中，所述初级井是水平井，并且底水入侵在所述初级井下方形成水脊区。
在另一个实施方式中，如果所述初级井不适用于蒸汽注入，则多个基本上平行的水平井可与另外的垂直的水平井连接，所述另外的垂直的 水平井在每一个所述平行的水平井的蒸汽脊区中完井。
优选地，多个基本上平行的水平井可在所述脊区中，在所述水平井长度的中点处或中点附近连接。
在另一个实施方式中，所述重质油是沥青(API<10；μ>100,000cp)。
在另一个实施方式中，提供了一种从沥青井中恢复沥青采收的循环补救方法，所述沥青井已由于底水入侵(锥进或脊进)而被堵水，其中：
(1)所述初级井具有大于70％(v/v)的采出含水率；
(2)在锥/脊区中优选通过蒸汽段塞注入蒸汽，蒸汽段塞的体积优选为累积初级油开采量的0.5至5.0倍，优选其中所述蒸汽体积以水体积量度；
(3)在所述蒸汽注入完成后，将所述井关闭以进行一段浸泡时间；
(4)然后开采所述井至所述含水率大于70％。
在另一个实施方式中，所述沥青开采井用于蒸汽补救注入。
在另一个实施方式中，蒸汽注入速率(以水量度)是当所述初级井已堵水后流体产生速率的0.5至5.0倍。
优选地，蒸汽注入井口处的蒸汽干度控制在50％和100％之间。
优选地，所述井关闭以进行1至10周的浸泡时间。
附图说明
图1A和1B分别描述了竖直开采井的水锥贫乏(lean)区和水平开采井的水脊贫乏区。
图2描述了SAGD沥青贫乏区(底水)。
图3描述了现有技术的DHOWS构思。
图4描述了现有技术的逆向锥进控制。
图5描述了AWACT对相对渗透率的作用。
图6描述了在AWACT油采收之前和之后的增量AWACT储量。
图7描述了在AWACT之后增量油的频率分布。
图8描述了在AWACT之前和之后的水平井的油开采量和含油率历史。
图9描述了各种气体的AWACT实验室试验和水-油比vs.时间。
图10描述了油井的CO2激励vs.油粘度。
图11描述了根据本发明的一个实施方式，经由SACT蒸汽管柱的蒸汽注入。
图12描述了根据本发明的一个实施方式，经由单独的SACT蒸汽注入器的蒸汽注入。
图13描述了用于脊进重质油井的SACT井。
图14描述了SAGD局部锥进/脊进。
图15描述了热井周围的热传导。
图16描述了在根据本发明的竖直井和水平井中的SACT模拟。
图17描述了水平井中的SACT模拟。
图18描述了SACT成比例物理模型的蒸汽注入速率。
图19描述了SACT成比例物理模型的蒸汽段塞大小。
图20描述了SACT成比例物理模型的堵水率(water cut off)。
图21描述了SACT成比例物理模型的水平井长度。
具体实施方式
SACT是对由于底水入侵而已经锥进或脊进的重质油井(或对SAGD)的补救方法。所述方法是循环的并具有下述阶段：
(1)初级开采井由于来自底水入侵(锥进或脊进)的高(或过度的)含水率而关闭。
(2)将蒸汽注入锥区或脊区内，所述蒸汽具有至少足以取代所述锥/脊区中底水的体积。
(3)将所述井关闭以浸泡一段时间(数周至数月)。这会允许热从所述蒸汽传导至在所述锥/脊区中或在所述锥/脊区附近的油，通过加热降低油的粘度并允许油通过重力重新饱和所述锥/脊区。
(4)将所述井恢复开采。
(5)所述方法可以重复。
常规重质油开采设备的一个问题是初始开采井没有设计用于蒸汽 注入。所述开采井可被热膨胀损坏，并且水泥没有设计用于高温操作。这个问题可以通过下列选项之一而减轻：
(1)如图11所示，使用用于蒸汽90注入的具有单独的管体(和隔热)的注入管柱80，以最小化对初级井110的加热；或
(2)如图12所示，钻探并热完井另外的蒸汽注入井100，用于补救单井130；或
(3)如图13所示，钻探并热完井与多个井140、150、160连接的另外的蒸汽注入井100，从而允许同时补救。
参见图11，显示了注入蒸汽管柱80具有单独管体且隔热，以最小化对初级井110的加热。在此情况下的井可以是竖直井或水平井。
参见图12，单独的蒸汽注入井100被用于将蒸汽注入根据本发明所述的水锥120内。在该图中，显示了竖直井构造以与单个初级开采井130一起使用。
参见图13，SACT蒸汽注入水平井100被连接到多个水平开采井140、150和160，以确保脊进的重质油井根据本发明所述而被同时补救。
沥青SAGD是SACT方法应用的一个特殊类似情况。如果SAGD设计具有活跃底水20，则我们可预期较低的SAGD开采井将最终锥进/脊进(图2)。沥青(<10API；原位粘度>100,00cp)是较重质的并且比重质油(1000至10,000cp)更粘，但在沥青加热后，它性质可以类似于重质油。
如果沥青在活跃底水上方，则在下述情况下SAGD理论上可以开采沥青而不受底水干扰：工艺压力高于天然储层压力，在较低的SAGD开采井中的压降不破坏该条件，并且储层的底部(在SAGD开采井下方)通过高粘度的固定沥青在所述开采井下方“密封”。但是，由于下述原因，这是一个脆弱的平衡：
(1)蒸汽压力不能过高，否则可形成允许与底水连通的通道。随后的流体损失在最好的情况下可降低效率，而在最坏的情况下可关闭所述工艺。水的产生将少于蒸汽注入。
(2)对此最初的补救是降低压力。但是，蒸汽压力不能过低，否 则水将被从底水区中吸进开采井(锥进/脊进)。水的产生将大于蒸汽注入。此外，对SAGD的工艺控制之一是过冷(蒸汽疏水器控制)，假定井孔区附近是在饱和蒸汽温度下。当底水破坏开采井时，该控制将丧失。
(3)如图14所示，如果SAGD储层是不均一的，或者如果加热模式是不均一的，则所述通道或所述锥/脊可以是局部的，并且该问题可适时变得严重。
(4)最初，在开采井下方的冷沥青将充当防止形成通道、锥进或脊进的屏障。但是，当SAGD方法在数年后成熟时，底部沥青将通过传导加热(图15)并且原位粘度将与重质油类似，形成通道、锥进或脊进的可能性更大。
开采井一旦已锥进/脊进，就可应用所述SACT方法。不同于重质油，SAGD开采井已经被热完井，并且它可以用作SACT蒸汽注入器。
再一次地，所述SACT方法是循环的，具有下列步骤：
(1)关闭SAGD开采井并将它转化为蒸汽注入器。
(2)通过使用蒸汽注入井，保持在SAGD蒸汽室中的目标压力接近但略高于原位压力。
(3)将蒸汽段塞注入SAGD开采井内。
(4)关闭两个SAGD井以进行一段浸泡时间(数周至数月)以允许加热沥青和使锥/脊区域重新饱和。
(5)所述方法可以重复。
实施例
Nexen使用Exotherm模型进行了SACT的模拟研究。Exotherm是三维、三相、全隐式、多组件的计算机模型，其设计用来使用热方法如蒸汽注入或燃烧来数值模拟烃的采收。
所述模型已经成功地应用于重质烃储层的单井循环热激励操作、热水驱、蒸汽驱、SAGD和燃烧(T.B.Tan等,Application of a thermal simulator with fully coupleddiscretized wellbore simulation to SAGD,JCPT,2002年1月)。
我们模拟了下述储层：
压力–6200kPa
温度–28℃
孔隙率–33％
初始水饱和度–30％
原位粘度–2000cp
油层–16m
底水–10m
HZ井距–75m
HZ井长度–1000m
我们在锥进/脊进的初级开采井后模拟了SACT。对竖直井，我们使用了大小为50-200m3的蒸汽段塞。对水平井，我们使用了更大量级的段塞尺寸。
图16显示了对SACT的模拟结果、以及水平井与竖直井行为的比较。基于模拟结果，观察到了下述项：
(1)竖直井的初级开采周期比水平井短得多(约四分之一的时间)，直至井被堵水。
(2)竖直井的初级开采力比水平井小约10倍。SACT开采力保持该比率。
(3)水平井的SACT循环次数更大。在图16所示的周期(约为3年)中，我们观察到竖直井有11个SACT循环，相比之下水平井只有3个循环。
图17显示了水平井的SACT比较，其中蒸汽注入应用于井的根部和中点处。
基于图17所示结果，观察到了下述项：
(1)水平井的初级采收率为约9％OOIP。
(2)初级开采后的2年周期内，SACT方法对应用于水平井根部的SACT采收了额外的5％OOIP，而对应用于水平井中点处的SACT采收了额外的12％OOIP。该增量RF与初级开采相比是显著的。
(3)应用于水平井中点的SACT的第一个循环产生优于初级开采井的开采曲线。
1995-1996年，Nexen签订SRC以基于下述项对SACT方法进行相似物理模型试验：
14m油层柱
16m活跃底水柱
32％孔隙率
4D渗透率
3600cp原位粘度
980kg/m3油密度(API＝12.9)
28℃,5Mpa储层T，P
150m井距，1200m水平井长度
表2、3、4和图18、19、20、21表示研究结果。基于这些研究的结果，观察到了下述项：
(1)对于水平井，蒸汽段塞大小在约36,000至54,000立方米(225K bbl至340Kbbl)之间变化(表2)。对于竖直井，蒸汽段塞大小在约500至1100立方米(3100至7000bbl)之间变化。至少在所研究的范围之内，蒸汽段塞大小不是很敏感(图19)。水平/竖直的段塞大小比率是约50-70(表3)。
(2)蒸汽注入速率对于水平井在约300至400m3/d(1900至2500bbl/d)之间变化(表2)，而对于竖直井为约9.3m3/d(60bbl/d)(表3)。水平/竖直比率(定义为与储层的油部分接触的长度的比率)为约30至43。蒸汽注入速率不是敏感变量(图18)。
(3)SACT方法对于水平井试验了4至7个循环，而对于竖直井试验了3个循环。
(4)采收系数对于水平井在25至36％之间变化，而对于竖直井在36至43％之间变化(水平井模式的OOIP高得多)。
(5)OSR是关键的经济指标。水平井SACT OSR在0.73至0.95之间变化(SOR为1.4至1.1)。竖直井OSR在0.47至0.56之间变化。 相比之下，良好的SAGD方法具有的OSR＝0.33
(6)图20显示(当开采停止时的)堵水率在较高水平下(90％vs.50％)是最佳的。
(7)图21显示较长水平井(300m vs.150m)具有更好性能，但不一定是在最佳长度下。
基于本文讨论的研究和模拟，似乎本发明的SACT方法对于重质油锥进/脊进起到最佳作用，因为加热所述区和所述油可相对于轻质油急剧提升油的流度。
如果重质油使用水平开采井来开采并且从活跃底水中形成脊，则连接井脊的优选途径是沿所述脊的中部的基本上垂直的水平井(图13)。热完井所述井以用于蒸汽注入。
所述蒸汽段塞应优选为累积初级油开采量的0.5至5.0倍，基于水当量(即蒸汽以水体积量度)计。蒸汽注入速率由注入压力决定，优选不高于在钻开的油层表面(sandface)处的天然储层压力的10％。
需要足够的时间来使蒸汽加热周围的油和使所述油重新饱和所述锥(脊区)——基于上述，所述时间优选在蒸汽循环结束后的1至10周之间。
当采出液中的含水率大于约95％(v/v)时，所述方法可以重复。
本发明的一些优选实施方式提供如下。
(1)重质油(原位粘度>1000cp)
(2)连通/连接到脊进区内平行的初级水平开采井的井的几何形状
(3)优选连接在水平开采井的中点附近
(4)蒸汽段塞大小限制
(5)浸泡周期限制
(6)应用于具有底水的SAGD沥青开采井
(7)循环补救工艺(非连续)
(8)适用于水平井和竖直井二者
(9)蒸汽注入速率限制
(10)蒸汽干度限制
本发明的其它实施方式对本领域的普通技术人员将是显而易见的，并且可被本领域的普通技术人员采用而不背离本发明的精神。
表2：
成比例物理模型试验结果-水平井
(SRC(1997年))
其中(1)在所有情况下使用初级开采来形成水脊。
表3：
SACT成比例物理模型试验-竖直井
| 储层条件： | ||
| OOIP(m3) | 4205 | 4205 |
| 间距(m2) | 900 | 900 |
| 油饱和度(％) | 94.0 | 31.2 |
| 初级开采量(％OOIP) | 15.3 | 14.1 |
| 气顶 | 是(1) | 否 |
| 试验： | ||
| 循环次数 | 3 | 3 |
| 运行周期(年) | 5.8 | 6.5 |
| 蒸气注入速率(m3/d) | 9.3 | 9.3 |
| 蒸气段塞大小(m3) | 1116 | 558 |
| 累积蒸气注入(m3) | 3348 | 1674 |
| 性能： | ||
| 采收率(％OOIP) | 43.4 | 35.9 |
| 累积OSR | 0.47 | 0.56 |
| 油速率(m3/cd) | 0.86 | 0.63 |
| 水速率(m3/cd) | 3.19 | 0.84 |
SRC(1997年)
表4：
SACT成比例物理模型试验-竖直井vs.水平井
(SRC(1997年))
Claims (13)
1.从初级油开采井中恢复采油的循环补救方法，所述初级油开采井已经由于底水入侵而堵水，其中：
(a)所述初级油开采井具有大于95体积％的采出含水率；
(b)所述油是重质油，其原位粘度>1000cp；其中所述方法包括：
(c)注入体积为累积初级油开采量的0.5至5.0倍的蒸汽段塞，蒸汽体积以水体积量度；
(d)在所述蒸汽注入完成后，关闭所述井以进行一段浸泡时间；和
(e)开采所述井至所述含水率大于95％。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述初级油开采井已预先经过蒸汽处理。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述蒸汽使用现有的初级油开采井注入。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述蒸汽使用单独的井添加。
5.根据权利要求1所述的方法，其中所述初级油开采井是水平井，并且底水入侵在所述初级油开采井下方形成水脊区。
6.根据权利要求5所述的方法，其中所述初级油开采井不适用于蒸汽注入，并且多个基本上平行的水平井与另外的基本上垂直的水平井连接，所述另外的基本上垂直的水平井在每一个所述基本上平行的水平井的蒸汽脊区中完井。
7.根据权利要求6所述的方法，其中所述另外的基本上垂直的水平井在所述蒸汽脊区中、在所述水平井长度的中点处或中点附近连接。
8.根据权利要求1所述的方法，其中所述重质油是沥青。
9.从沥青开采井中恢复采收沥青的循环补救方法，所述沥青开采井已经由于底水入侵而堵水，其中：
(a)所述沥青开采井具有大于70体积％的采出含水率；
(b)注入体积为累积沥青的0.5至5.0倍的蒸汽段塞，蒸汽体积以水体积量度；
(c)在所述蒸汽注入完成后，关闭所述井以进行一段浸泡时间；和
(d)开采所述井至所述含水率大于70％，其中沥青是具有<10的API比重和>100,000cp的原位粘度的原位烃。
10.根据权利要求9所述的方法，其中所述沥青开采井用于蒸汽补救注入。
11.根据权利要求9所述的方法，其中以水量度的蒸汽注入速率是当所述沥青开采井已堵水后流体产生速率的0.5至5.0倍。
12.根据权利要求9所述的方法，其中蒸汽注入井口处的蒸汽干度控制在50％和100％之间。
13.根据权利要求9所述的方法，其中所述井关闭以进行1至10周的浸泡时间。
Applications Claiming Priority (11)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201261644100P | 2012-05-08 | 2012-05-08 | |
| US61/644,100 | 2012-05-08 | ||
| US13/543,012 US9828841B2 (en) | 2011-07-13 | 2012-07-06 | Sagdox geometry |
| US13/543,012 | 2012-07-06 | ||
| CA2,782,308 | 2012-07-06 | ||
| CA2782308A CA2782308C (en) | 2011-07-13 | 2012-07-06 | Geometry of steam assisted gravity drainage with oxygen gas |
| CA2791323A CA2791323A1 (en) | 2011-10-21 | 2012-09-27 | Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen addition |
| US13/628,164 | 2012-09-27 | ||
| CA2,791,323 | 2012-09-27 | ||
| US13/628,164 US9163491B2 (en) | 2011-10-21 | 2012-09-27 | Steam assisted gravity drainage processes with the addition of oxygen |
| PCT/CA2013/000453 WO2013166587A1 (en) | 2012-05-08 | 2013-05-08 | Steam anti-coning/cresting technology ( sact) remediation process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104271878A CN104271878A (zh) | 2015-01-07 |
| CN104271878B true CN104271878B (zh) | 2017-08-04 |
Family
ID=49551953
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201380024267.8A Active CN104271878B (zh) | 2012-05-08 | 2013-05-08 | 蒸汽防锥进/脊进技术补救方法 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104271878B (zh) |
| WO (1) | WO2013166587A1 (zh) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110905470B (zh) * | 2019-12-17 | 2021-11-02 | 于文英 | 一种利用油气藏底水资源开采油气的方法 |
| CN112943194B (zh) * | 2021-03-03 | 2023-01-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种预防sagd开发过程中边水下内侵的方法 |
| CN115419386B (zh) * | 2022-09-15 | 2023-06-13 | 西南石油大学 | 一种通过注空气低温氧化结焦抑制水侵的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4513819A (en) * | 1984-02-27 | 1985-04-30 | Mobil Oil Corporation | Cyclic solvent assisted steam injection process for recovery of viscous oil |
| US5215149A (en) * | 1991-12-16 | 1993-06-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids |
| US5297627A (en) * | 1989-10-11 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Method for reduced water coning in a horizontal well during heavy oil production |
| US5415231A (en) * | 1994-03-21 | 1995-05-16 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using steam |
| CN102392625A (zh) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 重力泄水辅助采油方法及采油系统 |
-
2013
- 2013-05-08 CN CN201380024267.8A patent/CN104271878B/zh active Active
- 2013-05-08 WO PCT/CA2013/000453 patent/WO2013166587A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4513819A (en) * | 1984-02-27 | 1985-04-30 | Mobil Oil Corporation | Cyclic solvent assisted steam injection process for recovery of viscous oil |
| US5297627A (en) * | 1989-10-11 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Method for reduced water coning in a horizontal well during heavy oil production |
| US5215149A (en) * | 1991-12-16 | 1993-06-01 | Mobil Oil Corporation | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids |
| US5415231A (en) * | 1994-03-21 | 1995-05-16 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using steam |
| CN102392625A (zh) * | 2011-11-29 | 2012-03-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 重力泄水辅助采油方法及采油系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104271878A (zh) | 2015-01-07 |
| WO2013166587A1 (en) | 2013-11-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11131177B2 (en) | Methods for deep reservoir stimulation using acid-forming fluids | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US6119776A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| US9562422B2 (en) | System and methods for injection and production from a single wellbore | |
| CA2740158C (en) | Harvesting by-passed resource | |
| US20120292055A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| CA2766838C (en) | Enhancing the start-up of resource recovery processes | |
| CN104981584A (zh) | 低渗透率轻质油储层中的流体注入 | |
| CA2762439C (en) | Improving recovery from a hydrocarbon reservoir | |
| US9359868B2 (en) | Recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir | |
| CN104271878B (zh) | 蒸汽防锥进/脊进技术补救方法 | |
| Turta | In situ combustion | |
| Agrawal et al. | Liquid loading within hydraulic fractures and its impact on unconventional reservoir productivity | |
| CA2912301C (en) | Method and system for enhancing the recovery of heavy oil from a reservoir | |
| WO2013134864A1 (en) | Fully controlled combustion assisted gravity drainage process | |
| US9328592B2 (en) | Steam anti-coning/cresting technology ( SACT) remediation process | |
| Smirnov et al. | Innovative methods of enhanced oil recovery | |
| Abzaletdinov et al. | A fishtail well design for cyclic steam injection—A case study from Yarega heavy oil field in Russia | |
| Wan | Investigation of EOR performance in shale oil reservoirs by cyclic gas injection | |
| US11542785B2 (en) | Downhole gas well flowback with zero outflow | |
| Muradji et al. | Combining cyclic steam stimulation and solvent injection for increasing heat efficiency | |
| CA2912306C (en) | Method for enhancing startup of recovery of heavy oil from a subsurface formation | |
| CA2912308C (en) | Method and system for enhancing the recovery of heavy oil from a reservoir | |
| CA2912275C (en) | Method and system for enhancing the recovery of heavy oil from a reservoir | |
| CA2815410A1 (en) | Steam anti-coning/cresting technology (sact) remediation process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CP03 | Change of name, title or address | ||
| CP03 | Change of name, title or address |
Address after: Calgary, Alberta, Canada Patentee after: CNOOC North America unlimited liability company Address before: Tower of AI Patentee before: Nexen Energy Unlimited Liability Company |
|
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder | ||
| CP01 | Change in the name or title of a patent holder |
Address after: Calgary, Alberta, Canada Patentee after: NEXEN ENERGY ULC Address before: Calgary, Alberta, Canada Patentee before: CNOOC North America unlimited liability company |