CN104481483B - 一种稠油油藏双水平井sagd中后期开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法。该方法包括在相邻双水平SAGD井对的中间部署一口水平井，水平井的水平段与SAGD井对的水平段相互平行，且位于油层底界以上1‑2m；当相邻双水平SAGD井对的蒸汽腔扩展到相互聚并后，向新部署的水平井中注入热流体进行吞吐生产；吞吐5‑8轮次后，关闭生产井，新部署的水平井进行生产，向SAGD井对中连续注入热流体；新部署的水平井的产量连续一个月下降到20t/d时，向SAGD井对中注入蒸汽；新部署的水平井的产量连续一个月下降到3t/d以下时，结束生产；稠油油藏为采用双水平井SAGD开发且相邻双水平SAGD井对的井距大于80米的稠油油藏。
Description
技术领域
本发明涉及一种稠油油藏的开采方法，特别涉及一种改善稠油油藏双水平井SAGD开采效果的开采方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
蒸汽辅助重力泄油技术(简称：SAGD)由1978年加拿大Bulter所发明，在加拿大油砂矿区、我国的辽河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功应用。
SAGD的原理是在同一油层部署上下叠置的水平井对，在上部注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽由于密度远远小于原油而向上超覆在地层中形成蒸汽腔，随着蒸汽的不断注入，蒸汽腔不断向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换。被加热的原油粘度降低，与冷凝水在重力作用下向下流动，从油层下部的水平生产井中采出。
但对于我国的稠油油藏，由于属于河流相沉积环境，储层非均质性较强，在蒸汽辅助重力泄油技术的开发过程中，当相邻SAGD井对之间的井距较大时，井间的非均质性往往变化也较大，或者存在不连续分布的夹层，阻挡了蒸汽腔的均匀扩展，注入的蒸汽很难有效波及并动用相邻井对之间中部的储量；且由于井距较大，中间位置的原油流向生产井的流动路径过长，流动阻力过大，在一定程度上影响到了该部位油层的有效动用，造成大井距SAGD条件下的采收率偏低，经济效益较差。
综上所述，提供一种可以有效提高稠油油藏双水平井SAGD中后期的采收率的开采方法是本领亟待解决的问题。
发明内容
为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种用于稠油油藏利用双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术中后期的开采方法，该方法可有效动用相邻双水平SAGD井对中间位置的油层，实现溶剂-蒸汽协同作用以加速原油的采出速率，提高SAGD中后期的产量水平，提高水平段动用程度与采收率。
为了达到上述目的，本发明提供了一种稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，该方法包括以下步骤：
步骤一：在相邻双水平SAGD井对的中间部位部署一口水平井，水平井的水平段与相邻双水平SAGD井对的水平段相互平行，且位于油层底界以上1-2m；
步骤二：当相邻双水平SAGD井对的蒸汽腔扩展到相互聚并后，向新部署的水平井中注入热流体进行吞吐生产；
步骤三：吞吐5-8轮次以后，关闭相邻双水平SAGD井对的生产井，通过新部署的水平井进行生产，向相邻双水平SAGD井对的注入井中连续注入热流体；
步骤四：当新部署的水平井的产量连续一个月下降到20t/d时，向相邻双水平SAGD井对的注入井中注入蒸汽；
当新部署的水平井的产量连续一个月下降到3t/d以下时，结束生产；
其中，所述稠油油藏为采用双水平井SAGD开发且相邻双水平SAGD井对的井距大于80米的稠油油藏。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，采用的热流体包括质量比为1:20-1:10的低分子量溶剂与蒸汽的组合物。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，采用的低分子量溶剂包括胺基苯、或1-甲基萘与胺基苯的组合物、或胺基苯与“己烷、庚烷、辛烷、甲苯、二甲苯、柴油、煤油、汽油和石脑油中的一种”的组合物。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，所述1-甲基萘与胺基苯的质量比为1:1-1:5；在所述胺基苯与“己烷、庚烷、辛烷、柴油、煤油、汽油、石脑油中的一种”的组合物中，胺基苯的质量分数不小于20％。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，在步骤二中，进行吞吐生产时热流体的注入量为1-5吨/每米新部署的水平井水平段。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，在步骤二和步骤三中，当注入的低分子量溶剂为胺基苯时，注入压力为5.3-10MPa，注入温度为270-350℃(对应饱和蒸汽温度)。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，在步骤二和步骤三中，当注入的低分子量溶剂为1-甲基萘与胺基苯的组合物时，注入压力为3.5-10MPa，注入温度为245-350℃(对应饱和蒸汽温度)。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，在步骤二和步骤三中，当注入的低分子量溶剂为胺基苯与己烷、庚烷、辛烷、甲苯、二甲苯、柴油、煤油、汽油和石脑油中一种的组合物时，注入压力为5.3-7MPa，注入温度为270-290℃(对应饱和蒸汽温度)。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，进行吞吐生产时的焖井时间为3-5天。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法中，优选地，进行吞吐时的回采时间为1-2月，周期采注比为1.5:1-2:1。
本发明提供的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法具有如下优点：
1、本发明提供的开采方法，在蒸汽辅助重力泄油过程中在相邻双水平SAGD井对中间的油层底部部署平行的水平井，通过吞吐的方式有效生产该部位难以动用的储量，提高采收率；同时，吞吐还能有效加热近井地带油层，促进新部署的钻井与现有双水平SAGD井对蒸汽腔之间的热连通，为之后的驱替做准备。
2、本发明的方法采用胺基苯，或1-甲基萘与胺基苯的组合物，或胺基苯与己烷、庚烷、辛烷、甲苯、二甲苯、柴油、煤油、汽油和石脑油中一种的组合物为低分子量溶剂，采用的低分子量溶剂具有以下优点：
胺基苯能溶解稠油中的沥青，降粘效率高，10wt％的胺基苯能将稠油粘度下降90％，且在生产过程中不会发生沥青沉淀，在注入的蒸汽中加入胺基苯能有效发挥溶剂-蒸汽协同降粘的作用，加速原油降粘，进一步提高原油流动性与采油速率，且不会发生其它溶剂在注入过程中沥青沉淀堵塞的现象；
胺基苯溶于水，在注入过程中能均匀分布在水蒸汽中，实现均匀注入；而现有的单纯的注入甲苯/二甲苯时，虽然甲苯/二甲苯也能溶解沥青，但甲苯/二甲苯几乎不溶于水，很难实现与蒸汽混相，造成溶剂的波及体积低，作用发挥有限；
采用胺基苯与其它溶剂如1-甲基萘、己烷、庚烷、辛烷、甲苯、二甲苯、柴油、煤油、汽油或石脑油混合注入时，胺基苯可完全溶于1-甲基萘、己烷、庚烷、辛烷、甲苯、二甲苯、柴油、煤油、汽油、石脑油等有机溶剂中，同时又能溶于水中，因此可以作为溶剂与水蒸汽之间的中间剂，促进其它溶剂与水蒸汽的均匀分布，提高溶剂进入油层后的波及范围；
本发明的方法中当注入的溶剂为胺基苯时，注入压力为5.3-10MPa，注入温度为270-350℃(对应饱和蒸汽温度)，胺基苯的临界压力为5.3MPa，注入条件刚好达到胺基苯的超临界压力条件，可以更好的促进胺基苯与水蒸汽均匀分布，且超临界的胺基苯具有更高的溶油速度，可大幅提高采油速率；
本发明的方法中当注入的溶剂为1-甲基萘与胺基苯的组合物时，注入压力为3.5-10MPa，注入温度为245-350℃(对应饱和蒸汽温度)，1-甲基萘临界压力为3.5MPa，注入条件刚好达到1-甲基萘的超临界压力条件，可以更好的促进1-甲基萘与胺基苯互溶，并在水蒸汽中均匀分布，且超临界的1-甲基萘具有更高的溶油速度，可大幅提高采油速率。
3、在吞吐5-8轮次达到新部署的钻井与现有双水平井SAGD蒸汽腔之间的热连通以后，转为通过新部署的水平井采油，现有双水平井SAGD注入井继续注入的驱替生产模式，本质上加大了注采井间的距离，减少了SAGD开发中后期原来SAGD井对注采井水平段之间距离只有5米左右、容易汽窜的问题。
4、转驱替以后，初期注入的热流体仍然是蒸汽与溶剂的组合物，这有利于加速降粘，提高SAGD中后期的产量水平。
5、当新部署的水平井的产量下降到20t/d以下的生产末期，转为注入纯蒸汽，可降低成本，在提高水平段动用程度与采收率的同时，提高经济效益。
6、本发明所提供的稠油油藏SAGD中后期开采方法，可以在蒸汽辅助重力泄油基础上，进一步提高采收率15-20％以上，最终采收率可以达到60％以上，且经济效益明显好于普通注蒸汽SAGD。
附图说明
图1为实施例1的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法的井位分布示意图。
主要附图符号说明
1 SAGD井对 11 生产井 12 注入井 3 水平井 4 油层
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1
本实施例提供了一种稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其井位分布如图1所示，所述稠油油藏为采用双水平井SAGD开发，相邻双水平SAGD井对1的井距为100米，已经进入SAGD开发中期，产量开始下降的稠油油藏，上述方法具体包括以下步骤：
步骤一：在现有两个相邻双水平SAGD井对1的中间部位，部署一口水平井3，水平井3的水平段与相邻双水平SAGD井对1的水平段相互平行，且位于油层4底界以上2m；
步骤二：当两个相邻双水平SAGD井对1的蒸汽腔扩展到相互聚并后，向新部署的水平井3中注入热流体进行吞吐生产；
其中，所述热流体为质量比为1:20的胺基苯与蒸汽的组合物，注入压力为5.3MPa，注入温度为270℃；热流体的周期注入量为1吨/m(水平段长度)，吞吐焖井时间为3天，吞吐回采时间为1月，周期采注比为1.5:1；
步骤三：吞吐5轮次以后，关闭相邻双水平SAGD井对的生产井11，通过新部署的水平井3进行生产，向相邻双水平SAGD井对1的注入井12中连续注入热流体；
其中，所述热流体为质量比为1:20的胺基苯与蒸汽的组合物，注入压力为5.3MPa，注入温度为270℃；
步骤四：当新部署的水平井3的产量连续一个月下降到20t/d时，相邻双水平SAGD井对1的注入井12改为注入纯蒸汽；
当新部署的水平井3的产量连续一个月下降到3t/d以下时，生产结束。
采用蒸汽辅助重力泄油一直生产到结束的开发方式，经济有效生产时间约为12年，累计产油量约为8×104t，最终采收率约为40％；而采用本实施例的方法开发后经济有效生产时间约为9年，累计产油量约为12×104t，最终采收率约为60％，比单纯的蒸汽辅助重力泄油技术开发大幅度提高了20个百分点。
实施例2
本实施例提供了一种稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，该稠油油藏为采用双水平井SAGD开发，相邻双水平SAGD井对的井距为90米，已经进入SAGD开发中期，产量开始下降的稠油油藏，上述方法具体包括以下步骤：
步骤一：在现有两个相邻双水平SAGD井对的中间部位，部署一口水平井，水平井的水平段与相邻双水平SAGD井对的水平段相互平行，且位于油层底界以上2m；
步骤二：当两个相邻双水平SAGD井对的蒸汽腔扩展到相互聚并后，向新部署的水平井中注入热流体进行吞吐生产；
其中，热流体为质量比为1:10的低分子量溶剂与蒸汽的组合物，低分子量溶剂为质量比为1:1的1-甲基萘与胺基苯的组合物，注入压力为3.5Mpa，注入温度为245℃；热流体的周期注入量为2吨/m(水平段长度)，吞吐焖井时间为5天，吞吐回采时间为2月，周期采注比为2:1；
步骤三：吞吐8轮次以后，关闭相邻双水平SAGD井对的生产井，通过新部署的水平井进行生产，向相邻双水平SAGD井对的注入井中连续注入热流体；
其中，所述热流体为质量比为1:10的低分子量溶剂与蒸汽的组合物，低分子量溶剂为质量比为1:1的1-甲基萘与胺基苯的组合物，注入压力为3.5Mpa，注入温度为245℃；
步骤四：当新部署的水平井的产量连续一个月下降到20t/d时，相邻双水平井SAGD井对的注入井改为注入纯蒸汽；
当新部署的水平井的产量连续一个月下降到3t/d以下时，生产结束。
采用蒸汽辅助重力泄油一直生产到结束的开发方式，经济有效生产时间约为11年，累计产油量约为6×104t，最终采收率约为42％；而采用本实施例的方法开发后经济有效生产时间约为8年，累计产油量约为9×104t，最终采收率约为63％，比单纯的蒸汽辅助重力泄油技术开发大幅度提高了21个百分点。
实施例3
本实施例提供了一种稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，该稠油油藏为采用双水平井SAGD开发，相邻双水平SAGD井对的井距为110米，已经进入SAGD开发中期，产量开始下降的稠油油藏，上述方法具体包括以下步骤：
步骤一：在现有两个相邻双水平SAGD井对的中间部位，部署一口水平井，水平井的水平段与相邻双水平SAGD井对的水平段相互平行，且位于油层底界以上2m；
步骤二：当两个相邻双水平SAGD井对的蒸汽腔扩展到相互聚并后，向新部署的水平井中注入热流体进行吞吐生产；
其中，所述热流体为质量比为1:10的低分子量溶剂与蒸汽的组合物，低分子量溶剂为质量比为1:1的胺基苯与己烷的组合物，注入压力为3.5Mpa，注入温度为245℃；热流体的周期注入量为2吨/m(水平段长度)，吞吐焖井时间为5天，吞吐回采 时间为2月，周期采注比为2:1；
步骤三：吞吐8轮次以后，关闭相邻双水平SAGD井对的生产井，通过新部署的水平井进行生产，向相邻双水平SAGD井对的注入井中连续注入热流体；
步骤四：当新部署的水平井的产量连续一个月下降到20t/d时，相邻双水平井SAGD井对的注入井改为注入纯蒸汽；
当新部署的水平井的产量连续一个月下降到3t/d以下时，生产结束。
采用蒸汽辅助重力泄油一直生产到结束的开发方式，经济有效生产时间约为15年，累计产油量约为7×104t，最终采收率约为42％；而采用的本实施例的方法开发后经济有效生产时间约为10年，累计产油量约为10×104t，最终采收率约为60％，比单纯的蒸汽辅助重力泄油技术开发大幅度提高了18个百分点。
上述实施例表明，本发明提供的稠油油藏双水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)中后期开采方法，是一种可实现溶剂-蒸汽的协同作用以加速原油采出速率，提高SAGD中后期的产量水平，提高水平段动用程度与采收率的开采方法。
Claims (8)
1.一种稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，该方法包括以下步骤：
步骤一：在相邻双水平SAGD井对的中间部位部署一口水平井，水平井的水平段与相邻双水平SAGD井对的水平段相互平行，且位于油层底界以上1-2m；
步骤二：当相邻双水平SAGD井对的蒸汽腔扩展到相互聚并后，向新部署的水平井中注入热流体进行吞吐生产；
步骤三：吞吐5-8轮次以后，关闭相邻双水平SAGD井对的生产井，通过新部署的水平井进行生产，向相邻双水平SAGD井对的注入井中连续注入热流体；
步骤四：当新部署的水平井的产量连续一个月下降到20t/d时，向相邻双水平SAGD井对的注入井中注入蒸汽；
当新部署的水平井的产量连续一个月下降到3t/d以下时，结束生产；
其中，所述稠油油藏为采用双水平井SAGD开发且相邻双水平SAGD井对的井距大于80米的稠油油藏；
其中，所述热流体包括质量比为1:20-1:10的低分子量溶剂与蒸汽的组合物；
所述低分子量溶剂包括胺基苯、或1-甲基萘与胺基苯的组合物、或胺基苯与己烷、庚烷、辛烷、甲苯、二甲苯、柴油、煤油、汽油和石脑油中的一种的组合物。
2.根据权利要求1所述的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其中，所述1-甲基萘与胺基苯的质量比为1:1-1:5；在所述胺基苯与己烷、庚烷、辛烷、柴油、煤油、汽油和石脑油中的一种的组合物中，胺基苯的质量分数不小于20％。
3.根据权利要求1所述的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其中，步骤二中，进行吞吐生产时热流体的注入量为1-5吨/每米新部署的水平井水平段。
4.根据权利要求1所述的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其中，步骤二和步骤三中，当注入的低分子量溶剂为胺基苯时，注入压力为5.3-10MPa，注入温度为270-350℃。
5.根据权利要求1所述的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其中，步骤二和步骤三中，当注入的低分子量溶剂为1-甲基萘与胺基苯的组合物时，注入压力为3.5-10MPa，注入温度为245-350℃。
6.根据权利要求1所述的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其中，步骤二和步骤三中，当注入的低分子量溶剂为胺基苯与己烷、庚烷、辛烷、甲苯、二甲苯、柴油、煤油、汽油和石脑油中一种的组合物时，注入压力为5.3-7MPa，注入温度为270-290℃。
7.根据权利要求1所述的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其中，进行吞吐生产时的焖井时间为3-5天。
8.根据权利要求1所述的稠油油藏双水平井SAGD中后期开采方法，其中，进行吞吐时的回采时间为1-2月，周期采注比为1.5:1-2:1。
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