CN104747156A - 一种超稠油油藏的开采方法及注入系统 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种超稠油油藏的开采方法及注入系统。该开采方法包括：部署注采井网；向注入井中同时注入溶剂和过热蒸汽；当蒸汽腔扩展至油层顶部后，向注入井中同时注入溶剂、非凝析气体和过热蒸汽，向注入井同时注入溶剂和过热蒸汽时，生产井连续采油，直到生产结束。该注入系统包括：分别与注入井连接的供氢裂化就地改质设备、过热蒸汽注入装置和伴生气分离回收设备；过热蒸汽注入装置包括污水处理站、膜处理设备、MVC水处理站和汽包锅炉，污水处理站、膜处理设备和汽包锅炉依次连通，MVC水处理站分别与膜处理设备和汽包锅炉连通。本发明提供的开采方法及注入系统可以降低热损失，大幅度提高超稠油油藏的开采效果及经济效益。
Description
技术领域
本发明提供了一种超稠油油藏的开采方法及注入系统，特别涉及一种超稠油油藏的溶剂、气体辅助蒸汽高效泄油开采方法及注入系统，属于石油开采技术领域。
背景技术
我国稠油油田中18.2％的地质储量为超稠油，通常油层温度下脱气原油的粘度大于50000mPa·s，原油的相对密度大于1.00g/cm3，在地层条件下不能流动。基于上述原因，超稠油油藏只有依靠注蒸汽加热降粘开采技术进行开采，目前较成熟的开采方式包括蒸汽吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采方法。
其中，SAGD是国际超稠油油藏开发的一项前沿技术，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发机理如图1所示。SAGD开采技术是由加拿大的罗杰·巴特勒博士在1978年提出的，其原理是在注汽井中连续注入高干度蒸汽，然后蒸汽在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水依靠自身重力泄至汽腔底部，最后由生产井采出。国内外理论研究及现场实践表明，成功的SAGD开采方法的采收率可达到60％以上。
但是，传统SAGD开采方式存在诸多不足之处，例如在SAGD开采过程中连续注入高干度蒸汽，由于蒸汽腔扩展主要通过蒸汽腔与原油热交换后在重力的作用下下泄至蒸汽腔中，泄油速度慢，油井达到高峰期产量需经过3-5年时间；在SAGD开采方法中随着原油的不断采出，蒸汽腔逐渐扩大，由于当蒸汽腔扩展至油层顶部后加热上覆岩层，造成热量的无效浪费，同时维持较大的蒸汽腔也需要更多的蒸汽，势必造成经济效益的大幅降低。
因此，如何加快SAGD开采过程中蒸汽腔的扩展速度，有效合理的利用蒸汽腔的热量并且提高开发效益是超稠油油藏开发过程中亟需解决的问题。
发明内容
为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种超稠油油藏的溶剂、气体辅助蒸汽高效泄油(Solvent Gas Steam Efficient Drainage，简称SGSED)开采方法及注入系统，该开采方法是由SAGD开采技术衍生而来的超稠油油藏的开采技术，主要通过在开采过程中向油层中注入溶剂、非凝析气体、过热蒸汽而大幅度提高蒸汽腔的扩展速度，降低因向隔层扩展及维持蒸汽腔体积而产生的热损失，大幅度提高超稠油油藏的开采效果及经济效益。
为了达到上述目的，本发明提供了一种超稠油油藏的开采方法，该开采方法包括以下步骤：
部署注采井网，所述注采井网包括水平井-水平井或直井-水平井组成的注采井网；
向注入井中同时注入溶剂和过热蒸汽，单井组日注过热蒸汽200-400吨，日注入溶剂为日产油量的2wt％-5wt％；
当蒸汽腔扩展至油层顶部后，向注入井中同时注入溶剂、非凝析气体和过热蒸汽，其中，过热蒸汽的日注入量为200-400吨，溶剂的日注入量为日产油量的2wt％-5wt％，非凝析气体的日注入量为标准状况下0.4-1.0万m3；
在注入井同时注入溶剂和过热蒸汽的同时，生产井连续采油，直到生产结束。
根据本发明的具体实施方式，油井产量降至经济极限产量时，结束生产。
本发明提供的超稠油油藏的开采方法中，优选地，所述超稠油油藏为油层埋深为300-1000m，含油饱和度>50％，油层厚度>15m，水平渗透率>500md，垂直与水平渗透率比值>0.3，孔隙度>0.2，油层中不存在连续分布的不渗透泥岩及连续分布的不渗透的页岩夹层的超稠油油藏。
本发明提供的超稠油油藏的开采方法中，优选地，采用的溶剂包括C4-C7烷烃中的一种或几种的组合。
本发明提供的超稠油油藏的开采方法中，优选地，采用的过热蒸汽的温度为300-400℃，更优选温度为370℃。
本发明提供的超稠油油藏的开采方法中，优选地，采用的非凝析气体包括CO2和/或N2。
本发明还提供了上述的超稠油油藏的开采方法中采用的注入系统，该注入系统包括：溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置；
其中，所述溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置分别与注入井连接；
所述溶剂注入装置包括供氢裂化就地改质设备；
所述过热蒸汽注入装置包括污水处理站、膜处理设备、MVC水处理站和汽包锅炉，所述污水处理站、膜处理设备和汽包锅炉依次连通，所述MVC水处理站设置在所述膜处理设备和汽包锅炉中间，所述MVC水处理站分别与膜处理设备和汽包锅炉连通；
所述非凝析气体注入装置包括伴生气分离回收设备。
本发明提供的注入系统中，优选地，所述伴生气分离回收设备包括集气站、脱有机硫站、脱水脱重烃站、变压吸附分离站、干燥机、空冷器和压缩机；
所述集气站、脱有机硫站、脱水脱重烃站、变压吸附分离站、干燥机和压缩机依次连通，所述空冷器和压缩机相互连通；
所述变压吸附分离站包括脱碳器和真空泵；
所述脱碳器与真空泵连通。
本发明提供的注入系统中，优选地，所述真空泵与干燥机连通。
本发明提供的注入系统中，优选地，所述脱碳器与脱水脱重烃站连通。
根据本发明的具体实施方式，所述溶剂注入装置即供氢裂化(HDTC)就地改质设备具体使用时包括以下步骤：
对产出的原油通过供氢裂化就地改质装置进行改质，将产生的C4-C7的烷烃注入注入井中，完成溶剂的注入，本发明中采用的供氢裂化就地改质设备使用本领域常规的供氢裂化就地改质设备即可达到发明目的。
根据本发明的具体实施方式，所述过热蒸汽装置注入过热蒸汽时，具体包括以下步骤：
将产出水经过污水处理站处理后，通过膜处理设备分离出清水和废水，清水直接进入汽包锅炉，废水在经过MVC水处理站处理后进入汽包锅炉，将汽包锅炉中产生的过热蒸汽注入到注入井中，实现过热蒸汽的注入。
根据本发明的具体实施方式，使用非凝析气体注入装置即伴生气分离回注设备注入非凝析气体时，具体包括以下步骤：
对采用超稠油油藏的开采方法在开采时产生的伴生气进行脱硫后，送入集气站，进行密闭集输，集中脱硫、脱水脱重烃，然后进入变压吸附分离站，进行脱碳，脱碳后得到的甲烷作为汽包锅炉的燃料，脱碳后得到的其他气体进入真空泵，然后依次通过干燥机、压缩机，在上述过程中，空冷器的主要作用是降低压缩机的温度，保证压缩机正常工作，得到的非凝析气体注入注入井中，完成非凝析气体的注入。
本发明提供的注入系统为本发明的超稠油油藏的开采方法中使用的溶剂、非凝析气体和过热蒸汽提供了原料来源，最大限度的提高了经济效益。该注入系统具体包括以下部分：
1、溶剂注入装置采用的是供氢裂化(HDTC)就地改质设备：对产出的原油通过供氢裂化(HDTC)就地改质设备进行改质后，产生的C4-C7(3％)的烷烃用于注入超稠油油藏，提高开采效果；产生的C12-C20(5％)的轻柴可回掺到超稠油脱水系统中，改善脱水效果，降低脱水成本；产生的C21-C30(10％)的重柴可作为裂化反应的供氢剂；剩余原油(82％)改质后变为普通稠油，提高销售价格。
2、过热蒸汽注入装置主要包括污水处理站、膜处理设备、MVC水处理站和汽包锅炉，在国际油田水处理范畴中，MVC水处理和膜处理属于成熟技术，将两项技术组合属国际首创。对产出水经过污水处理站处理后，通过膜处理设备分离出60％的清水及40％的废水，清水直接进入汽包锅炉，废水经过MVC水处理站处理后进入汽包锅炉，实现过热蒸汽的注入，通过计算，汽包锅炉出口处的过热蒸汽的温度达到370℃(过热度为120℃)时，蒸汽进入地层后干度高达100％，同体积蒸汽携带热量提高25％，热利用率提高7％左右，系统热效率提升。
3、非凝析气体注入装置由采用的是伴生气分离回注设备：超稠油开发中伴生气的产量较大，主要成分为CH4和CO2，通过对伴生气及烟道气进行密闭集输、集中脱硫、分离，回收的甲烷作为汽包炉燃料，回收的CO2、N2等非凝析气体回注至油藏中，实现非凝析气体的注入，能够降低排放节省能源，同时提高油藏开发效果。
本发明提供的注入系统包括溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置，其中的溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置可以组合在一起作为一个注入系统使用，也可以单独来使用。
采用本发明提供的注入系统对超稠油油藏的溶剂、气体辅助蒸汽高效泄油进行开采时，具体包括以下步骤：
步骤一：部署注采井网，所述注采井网包括水平井-水平井或直井-水平井组成的注采井网；
步骤二：通过溶剂注入装置和过热蒸汽注入装置同时向注入井中注入溶剂和过热蒸汽；
其中，所述溶剂通过溶剂注入装置注入：
对产出的原油通过供氢裂化(HDTC)就地改质设备进行改质，将产生的C4-C7烷烃注入注入井中；
所述过热蒸汽通过过热蒸汽注入装置注入：
将产出水经过污水处理站处理后，通过膜处理分离出清水和废水，清水直接进入汽包锅炉，废水经过MVC水处理站处理后进入汽包锅炉，将汽包锅炉中产生的过热蒸汽注入到注入井中，实现过热蒸汽的注入；
步骤三：当蒸汽腔扩展至油层顶部后，通过溶剂注入装置、非凝析气体注入装置和过热蒸汽注入装置同时向注入井中注入溶剂、非凝析气体和过热蒸汽，其中，所述溶剂的注入量为日产油量的3wt％，非凝析气体的注入量为0.1PV；
其中，所述溶剂和过热蒸汽通过溶剂注入装置和过热蒸汽注入装置注入；
所述非凝析气体通过非凝析气体注入装置注入：
对超稠油油藏开采时产生的伴生气进行脱硫后，送入集气站，进行密闭集输，集中脱硫、脱水脱重烃，然后进入变压吸附分离站，进行脱碳，脱碳后得到的甲烷作为锅炉燃料，脱碳后得到的其他气体进入真空泵，然后依次通过干燥机、压缩机，得到的非凝析气体注入注入井中，完成非凝析气体的注入；
其中，所述超稠油油藏为油层埋深为300-1000m，含油饱和度>50％，油层厚度>15m，水平渗透率>500md，垂直与水平渗透率比值>0.3，孔隙度>0.2，油层中不存在连续分布的不渗透泥岩或页岩夹层的超稠油油藏。
本发明提供的超稠油油藏的溶剂、气体辅助蒸汽高效泄油的开采方法的机理如图2所示，具体是在共同注入溶剂和过热蒸汽时，注入的过热蒸汽携带更多的热量，可大幅提高热效率，进一步提高油汽比；溶剂受热后变为气态，扩展至蒸汽腔边部与原油接触，由于相似相溶作用，大幅降低原油粘度，加快交接面的泄油速度，促进蒸汽腔扩展；共同注入溶剂、非凝析气体、过热蒸汽时，非凝析气体可充填蒸汽腔，减少蒸汽的用量，并在蒸汽腔顶部分压形成低温带，减小蒸汽热损失；另外非凝析气体和溶剂一起将压力携带到蒸汽不能到达的孔隙内部，加快蒸汽腔横向及垂向的扩展速度，最终达到高速高效开采超稠油油藏的目的。
本发明的开采方法特别适用于油层埋深为300-1000m，含油饱和度>50％，油层厚度>15m，水平渗透率>500md，垂直与水平渗透率比值>0.3，孔隙度>0.2，油层中不存在连续分布的不渗透泥岩和页岩夹层的超稠油油藏，因为当油藏太深时，热损失增大，经济效益将下降；而对油藏物性差、蒸汽腔扩展速度慢的油藏，不适合采用该开采方式进行开采。
本发明提供的超稠油油藏的溶剂、气体辅助蒸汽高效泄油的开采方法及注入系统具有如下优点：
有效减缓蒸汽腔向上覆盖岩层的热损失，将热损失降低20-30％；
在同等压力下降低蒸汽腔的温度20-30℃；
蒸汽腔上升、扩展的速度提高5-10％，增加蒸汽腔波及体积10-15％；
与SAGD开采方法相比，产量高峰期提前0.5-1年，提高采出程度5-8％，提高油气比0.1左右。
附图说明
图1为蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采机理示意图；
图2为溶剂、气体辅助蒸汽高效泄油(SGSED)开采机理示意图；
图3为过热蒸汽注入装置结构示意图；
图4为非凝析气体注入装置结构示意图；
图5为实施例1的超稠油油藏的开采方法的工艺流程图。
主要附图符号说明：
1污水处理站 2膜处理设备 3MVC水处理站 4汽包锅炉 5集气站 6脱有机硫站 7脱水脱重烃站 8变压吸附分离站 9脱碳器10真空泵 11干燥机 12压缩机 13空冷器
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超稠油油藏的开采方法中采用的注入系统，该注入系统包括：溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置；
过热蒸汽注入装置的结构示意图如图3所示，非凝析气体注入装置的结构示意图如图4所示；
溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置分别与注入井连接；
溶剂注入装置包括供氢裂化就地改质设备；
过热蒸汽注入装置包括污水处理站1、膜处理设备2、MVC水处理站3和汽包锅炉4，污水处理站1、膜处理设备2和汽包锅炉4依次连通，MVC水处理站3设置在膜处理设备2和汽包锅炉4中间，MVC水处理站3分别与膜处理设备2和汽包锅炉4连通；
非凝析气体注入装置包括集气站5、脱有机硫站6、脱水脱重烃站7、变压吸附分离站8、干燥机11、空冷器13和压缩机12；
集气站5、脱有机硫站6、脱水脱重烃站7、变压吸附分离站8、干燥机11和压缩机12依次连通，空冷器13和压缩机12相互连通；
变压吸附分离站8包括脱碳器9和真空泵10，脱碳器9的一端与真空泵10的一端连通，脱碳器9的另一端与脱水脱重烃设备7连通，真空泵10的另一端与干燥机11连通。
本实施例提供了一种超稠油油藏的开采方法，其是通过上述注入系统完成的，该油藏埋深为530-640m，含油饱和度为65％，油层厚度为112m，水平渗透率为5.54μm2，垂直与水平渗透率比值为0.7，孔隙度为36.6％，油层中不存在连续分布的不渗透泥岩和页岩夹层，油层条件下原油粘度23.2×104mPa·s，具体开采过程包括以下步骤，具体工艺流程如图5所示：
部署注采井网，采用直井-水平井组成的注采井网，注采井的井距为35m；
通过溶剂注入装置和过热蒸汽注入装置同时向注入井中注入溶剂和过热蒸汽，其中，单井组日注过热蒸汽200-400吨，日注入溶剂为日产油量的2wt％-5wt％；
当蒸汽腔扩展至油层顶部后，通过溶剂注入装置、非凝析气体注入装置和过热蒸汽注入装置同时向注入井中注入溶剂、非凝析气体和过热蒸汽，过热蒸汽的日注入量为200-400吨，溶剂的日注入量为日产油量的2％-5％，非凝析气体的日注入量为标准状况下0.4-1.0万m3；
向注入井注入溶剂和过热蒸汽的同时，生产井连续采油，直到油井产量降至经济极限产量时，生产结束，井底注汽干度不低于70％，采注比保持在1.2以上。
通过本实施例的开采方法对上述油藏开采后的原油采收率可达到61.1％，油汽比可达到0.32。
实施例2
本实施例提供了一种超稠油油藏的开采方法，是通过实施例1的注入系统完成的，该油藏埋深为600-810m，含油饱和度为60％，油层厚度为70m，水平渗透率为1.92μm2，垂直与水平渗透率比值为0.56，孔隙度为27％，油层中不存在连续分布的不渗透泥岩和页岩夹层，油层条件下原油粘度为16.8×104mPa·s，具体包括以下步骤：
部署注采井网，采用直井-水平井组成的注采井网，注采井的井距为35m；
通过溶剂注入装置和过热蒸汽注入装置同时向注入井中注入溶剂和过热蒸汽，其中，单井组日注过热蒸汽200-400吨，日注入溶剂为日产油量的2wt％-5wt％；
当蒸汽腔扩展至油层顶部后，通过溶剂注入装置、非凝析气体注入装置和过热蒸汽注入装置同时向注入井中注入溶剂、非凝析气体和过热蒸汽，过热蒸汽的日注入量为200-400吨，溶剂的日注入量为日产油量的2wt％-5wt％，非凝析气体的日注入量为标准状况下0.4-1.0万m3；
在注入井注入的同时，生产井连续采油，直到油井产量降至经济极限产量时，生产结束，井底注汽干度不低于70％，采注比保持在1.2以上。
通过本实施例的开采方法对上述油藏开采后的原油采收率可达到58％，油汽比可达到0.25。
在本实施例中，建立35.5mm×21.6mm×3.2mm的地质模型，在相同条件下分别采用SAGD方法和本实施例的方法进行试验，4h后，试验数据稳定，结果显示采用SAGD方法的汽腔温度为108℃，采用本实施例的方法的汽腔温度为83℃。
另外，现场试验中，SAGD方式的产量高峰期出现在5年，而采用本实施例的方式的产量高峰期出现在4.3年。
以上实施例表明，本发明提供的超稠油油藏的开采方法的原油采收率高而且可以有效提高油汽比，是一种有效的稠油油藏开采方法。
Claims (10)
1.一种超稠油油藏的开采方法，该开采方法包括以下步骤：
部署注采井网，所述注采井网包括水平井-水平井或直井-水平井组成的注采井网；
向注入井中同时注入溶剂和过热蒸汽，单井组日注过热蒸汽200-400吨，日注入溶剂为日产油量的2wt％-5wt％；
当蒸汽腔扩展至油层顶部后，向注入井中同时注入溶剂、非凝析气体和过热蒸汽，其中，过热蒸汽的日注入量为200-400吨，溶剂的日注入量为日产油量的2wt％-5wt％，非凝析气体的日注入量为标准状况下0.4-1.0万m3；
向注入井同时注入溶剂和过热蒸汽的同时，生产井连续采油，直到生产结束。
2.根据权利要求1所述的超稠油油藏的开采方法，其中，所述超稠油油藏为油层埋深为300-1000m，含油饱和度>50％，油层厚度>15m，水平渗透率>500md，垂直与水平渗透率比值>0.3，孔隙度>0.2，油层中不存在连续分布的不渗透泥岩及连续分布的不渗透的页岩夹层的超稠油油藏。
3.根据权利要求1所述的超稠油油藏的开采方法，其中，所述溶剂包括C4-C7烷烃中的一种或几种的组合。
4.根据权利要求1所述的超稠油油藏的开采方法，其中，所述过热蒸汽的温度为300-400℃。
5.根据权利要求4所述的超稠油油藏的开采方法，其中，所述过热蒸汽的温度为370℃。
6.根据权利要求1所述的超稠油油藏的开采方法，其中，所述非凝析气体包括CO2和/或N2。
7.一种权利要求1-6任一项所述的超稠油油藏的开采方法中采用的注入系统，该注入系统包括：溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置；
其中，所述溶剂注入装置、过热蒸汽注入装置和非凝析气体注入装置分别与注入井连接；
所述溶剂注入装置包括供氢裂化就地改质设备；
所述过热蒸汽注入装置包括污水处理站、膜处理设备、MVC水处理站和汽包锅炉，所述污水处理站、膜处理设备和汽包锅炉依次连通，所述MVC水处理站设置在所述膜处理设备和汽包锅炉中间，MVC水处理站分别与膜处理设备和汽包锅炉连通；
所述非凝析气体注入装置包括伴生气分离回收设备。
8.根据权利要求7所述的注入系统，其中，所述伴生气分离回收设备包括集气站、脱有机硫站、脱水脱重烃站、变压吸附分离站、干燥机、空冷器和压缩机；
所述集气站、脱有机硫站、脱水脱重烃站、变压吸附分离站、干燥机和压缩机依次连通，所述空冷器和压缩机相互连通；
所述变压吸附分离站包括脱碳器和真空泵；
所述脱碳器与真空泵连通。
9.根据权利要求8所述的注入系统，其中，所述真空泵与干燥机连通。
10.根据权利要求8所述的注入系统，其中，所述脱碳器与脱水脱重烃站连通。
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