CN105201468B - 一种辅助水平井间联通的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种辅助水平井间联通的方法。该方法包括以下步骤：1)向生产井内注入液相溶剂，关井浸泡；2)向生产井内注入气相复合溶剂，关井浸泡；3)向生产井内注入液相溶剂，同时，对生产井进行采液，控制生产井内压力下降的速率为预定值；4)关闭生产井，向注汽井内注入液相溶剂，浸泡；5)注汽井注入蒸汽，生产井进行采液，转入正常SAGD过程。本发明提供的技术方案对钻井技术要求低，具有水消耗少、能耗低、排放少、转SAGD不需要改变管柱结构、无瓶颈区、底部无效加热少、动态热源传热等一系列优点。

Description

一种辅助水平井间联通的方法

技术领域

本发明涉及一种辅助水平井间联通的方法，属于石油天然气开采领域。

背景技术

双水平井SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开发浅层超稠油在加拿大取得了成功，并获得了商业应用，在国内也受到了重视。在SAGD启动阶段，由于油藏初始温度低、稠油黏度大，传统的5米井距双水平井间难以形成有效联通，导致注汽井附近受热具有流动能力的稠油无法向下流动，蒸汽腔也无法扩展，因而建立有效流体联通十分重要。此外，井间的热联通也至关重要。上部加热稠油向下部生产井缓慢渗流过程中会损失热量，温度下降、黏度增加，从而导致井间稠油流动困难，无法顺利完成泄油过程。

目前主流的操作技术是在上部注汽井和下部生产井内布置双油管管柱结构，同时等压注蒸汽循环预热，在井眼附近形成稳定高温区，依靠温度差以热传导的形式向储层深部传热，从而缓慢加热注采井间油藏(见图1，图1中左边为沿水平井方向剖视图，图1中右边为垂直水平井方向剖视图)。从传热学角度分析(见图2和图3，图2中循环预热蒸汽温度为220℃，地层温度为18℃，热扩散系数为1.15*10^-6m²/s，依靠双热源非稳态传热计算的井间5米温度场)，该方法有以下固有弊端：1)存在低温瓶颈区，容易导致后期联通不均匀；2)底部热传导形成无效加热，热利用效率不高；3)固定双热源传热慢，能耗高；4)转SAGD修泵需压井降温，造成大量热能损失。

对于350米左右的埋深，注入蒸汽温度大约为260℃、压力为4.5MPa。对于长度为400米左右的水平井，其裸眼直径为7寸，注入的蒸汽流量大约为70M³/d，而目前主要的热源为使用天然气的蒸汽锅炉，按此流量计算，单日单井组的天然气成本超过一万元。通常循环预热过程持续4个月才能保障井间有效联通，转入正常SAGD生产。然而有诸多不利因素影响，如油藏含水饱和度高、热物性差、钻井轨迹控制不好、埋深较深、油层薄、注入蒸汽干度低、井下加热不均等均可能导致循环预热效果差、耗时长，有时甚至需要近1年的循环预热时间，SAGD开发的总体油气比、经济效率均受到较大的影响。此外，在SAGD启动阶段，循环预热效果差往往导致转SAGD后水平井动用程度低，产油速率达不到方案设计预期，后续改善水平井动用程度的措施效果也十分有限，因而启动初期联通效果差将严重影响SAGD开发效果。

因此，提供一种解决SAGD井间有效联通的方法，成为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辅助井间联通的方法，该方法将微压裂与溶剂相结合能够有效改善SAGD井间联通程度，其具有钻井技术要求低、水消耗少、能耗低、排放少、转SAGD不需要改变管柱结构、无瓶颈区等优点。

为达到上述目的，本发明提供了一种微压裂与溶剂结合辅助井间联通的方法，其包括以下步骤：

步骤一：向生产井内注入液相溶剂(注入时，可以根据地层稠油的黏度，调节所注入的液相溶剂的温度)，关井浸泡(达到给松散油砂扩容的目的，形成可控规模的扩容区，见图6)；

步骤二：向生产井内注入气相复合溶剂，关井浸泡(气相复合溶剂在常温常压下为气态，当注入井下后，压力和温度发生变化，部分以液相形式存在、部分以气相形式存在，处于气液两相区，处于气液两相区的复合溶剂能够利用上述形成的扩容区，与油藏充分接触，经过浸泡后，在地层稠油中溶解、扩散，达到降低稠油黏度的目的)；

步骤三：向生产井内注入液相溶剂(注入液相溶剂是为了与返回井筒的稠油共混，进一步降低稠油的黏度以利于稠油举升至地面)，同时，对生产井进行采液，控制生产井内压力下降的速率为预定值(生产井内压力下降的过程中，处于液相的复合溶剂部分气化，补充油藏压力；另外，降压过程中会形成泡沫油现象，产生很强的驱动力将地层稠油推向井筒)；

步骤四：当水平井间建立流体联通和热联通后(该步骤可以利用水平井段内设置的测温装置和测压装置进行相应的判断)，转入正常SAGD过程；

其中，所述液相溶剂为具有降黏效果的流体，其黏度低于地层稠油，在油层温度下具有流动性，能够降低地层稠油的黏度。

本发明提供的技术方案利用超稠油油藏为松散砂岩的特点，通过下部生产井快速、高压(相对高于地层破裂压力)、少量注入液相溶剂(液相溶剂的温度视稠油黏度而定)，当注入压力上升到地层起裂压力后(见图5)，降低注入流量，形成可控规模的扩容区域(见图6)，接着注入气相复合溶剂，上述形成的扩容区域为气相复合溶剂与油层相接触创造了机会，浸泡一天后，气相复合溶剂向稠油内部溶解、扩散；降压生产时，在溶解气驱作用下产出双水平井间稠油(见图7)。可根据实际情况多次重复上述操作，达到井间流体联通的效果(见图4)；然后经过溶剂浸泡和/或溶剂循环，改善井间联通程度；再转为注蒸汽建立热联通，最后转常规SAGD。

在上述方法中，优选地，在步骤一开始前，该方法还包括对注汽井和生产井分别进行预热的步骤(预热能够提高近井地带地层温度，降低井筒附近稠油的黏度，提高储层吸收流体的能力、利于流体的顺利注入)；更优选地，对生产井进行预热时，预热方式包括向生产井内注入高温蒸汽、热水或热的液相溶剂；进一步优选地，当采用高温蒸汽或热水对生产井进行预热后，该方法还包括向生产井内注入液相溶剂以替出热水的步骤。

在上述方法中，优选地，在步骤一中，向生产井内注入液相溶剂时，以0.4KPa/h-400KPa/h的速率提高注入压力，直至压力达到地层破裂压力后，控制液相溶剂的注入流量为40-100L/min，注入时间为1-10min(在实际操作中可以根据地层结构重复操作该步骤，高压、少量、多次注入液相溶剂，能够使地层形成垂向微裂缝，并能够严格控制裂缝的规模，达到给松散油砂扩容的目的)；更优选地，所述关井浸泡的时间为1-2天，浸泡过程中可以监测井下压力。

在上述方法中，优选地，在步骤一中，所述液相溶剂的温度为50-70℃。

在上述方法中，优选地，所述步骤一为：向生产井内注入液相溶剂，关井浸泡，使地层中的松散油砂扩容，形成扩容区。

在上述方法中，优选地，在步骤一结束后，步骤二开始前，该方法还包括对生产井进行采液的步骤；更优选地，当生产井内压力降至原始地层压力后，停止采液。

在上述方法中，优选地，在步骤二中，所述关井浸泡的时间为1-2天。

在上述方法中，优选地，所述步骤二为：向生产井内注入气相复合溶剂，关井浸泡，使气相复合溶剂在稠油中溶解、扩散，以降低地层稠油的黏度。

在上述方法中，优选地，在步骤三中，向生产井内注入液相溶剂时，注入量为采出稠油体积的20％(液相溶剂的注入量占比达到20％时，稠油的降黏效果好，流动性能够大大提高)，注入速率以能将地层稠油正常举升为准(注入过快不经济，注入过慢，降黏率过低可能无法完成举升)；更优选地，控制生产井内压力下降的速率为1-5MPa/d(这样操作能够使生产井内的压力保持平衡)。

在上述方法中，优选地，根据油藏温度下降的速度、扩容成缝的规模、产油速率，在步骤三结束后，步骤四开始前，该方法还包括重复步骤二至步骤三的步骤(本操作是周期性的，在前一个周期结束后，如果油藏温度还未下降到油藏初始温度、扩容成缝的规模(即扩容效果)够大、产油速率依然较高时，可以继续重复步骤二至步骤三的操作；当一个周期结束后，油藏温度很低、产油速率大幅下降，就应该加热油藏、进一步进行扩容成缝以增加溶剂与稠油的接触面积，从而保持经济可观的采出效果)。

在上述方法中，优选地，其中：在步骤三结束后，步骤四开始前，该方法还包括关闭生产井，向注汽井内注入液相溶剂进行浸泡的步骤；更优选地，在向注汽井内注入液相溶剂的过程中，当注汽井的井下压力达到原始孔隙压力后，停止注入液相溶剂；进一步优选地，该方法还包括在向注汽井内注入液相溶剂进行浸泡后，将生产井内的液相溶剂转入注汽井形成循环的步骤(液相溶剂在重力作用下，从注汽井穿过储层泄入生产井，再从生产井泵入注汽井进行循环，可强化水平井段的井间联通均匀程度，同时进一步扩展联通水平段的长度)。

在上述方法中，优选地，所述液相溶剂包括柴油、稀油、轻烃或油水乳化型降黏剂，所述稀油是指黏度低于稠油，在油层温度下具有流动性，能够降低地层稠油黏度的油；所述油水乳化型降黏剂能够在地层稠油中形成水包油型乳状液，以降低地层稠油的黏度；所述油水乳化型降黏剂可以由Dongsheng Technologies公司提供的PS系列表面活性剂与亲油型有机溶剂复配得到(所述亲油型溶剂包括二甲苯或环己烷，但不限于此；复配比例可以根据实际需要进行调节)，但不限于此，本领域技术人员可以根据实际情况选择相应的表面活性剂和溶剂进行复配，得到需要的油水乳化型降黏剂。

在上述方法中，优选地，所述气相复合溶剂包括轻质烷烃和CO₂；更优选地，所述轻质烷烃包括C1-C4的烷烃；进一步优选地，所述C1-C4的烷烃包括甲烷、乙烷、丙烷和丁烷中的一种或几种的组合(气相复合溶剂组分和用量的选择，以及注采参数主要取决于油藏的深度)。

在上述方法中，优选地，所述生产井的水平井段位于油藏的下部，其至油藏底部的距离<1m；更优选地，所述生产井和注汽井的完井方式为割缝筛管完井；进一步优选地，所述生产井及注汽井的水平井段内设有测量温度的装置和测量压力的装置。

本发明所采用的操作方式为间歇吞吐方式。

本发明的有益效果：

1)本发明提供的技术方案热损失小，能耗低；由于主要降黏机理是溶剂在稠油中的溶解、扩散，不需要注入大量水蒸气，从而极大的节省了能量。按照常规的120天注蒸汽循环预热模式，仅仅天然气消耗成本就接近200万元，另外产生大约10000立方米的高温产出液，含油量少，但乳化严重，而且非常稳定，需要加大量破乳剂处理，间接成本更大。

2)本发明提供的技术方案在注溶剂联通过程中就产油，见效快；传统注蒸汽循环预热过程中循环产出液含油极少。

3)本发明提供的技术方案溶剂可以循环利用，降低溶剂消耗；

4)本发明提供的技术方案能够使双水平井有效均匀联通；通过井间溶剂浸泡和循环，进一步将水平井部分未联通段的稠油采出，从而强化井间联通；

5)本发明提供的技术方案对井眼轨迹要求低，易于钻井、完井，降低了风险；

6)本发明提供的技术方案在转SAGD时不需要改变井下管柱结构；

7)对于传统SAGD循环预热不利的因素，如油藏含水饱和度高、热物性差、钻井轨迹控制不好、平行度差、井间距波动大、埋深较深、注入蒸汽干度低、井下加热不均等，本发明提供的技术方案均有较好的适用性。

附图说明

图1为常规SAGD生产示意图；

图2为常规SAGD生产的传热分析图；

图3为常规注蒸汽循环热联通示意图；

图4为溶剂联通示意图；

图5为微压裂过程中液相溶剂的注入压力、注入流量随时间的变化示意图；

图6为微压裂过程中井下形成扩容区的示意图；

图7生产井先后注入液相溶剂和气相复合溶剂并浸泡、回采的流程图。

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。

以下实施例是针对一个埋深440米的储层进行的，其孔隙度为30％，渗透率为1.4达西，现场测得该储层的最小主应力为6.3MPa，水平段长400米，井眼直径为8.5in，50℃脱气稠油的黏度为106000mPa·s；现场试验时，生产水平井位于油藏的下部，其距油藏底部的距离<1m；水平井采用割缝筛管完井，筛管内下入多管柱，注入阶段从长管注溶剂，采出阶段由短管末端下入泵泵抽。

实施例

本实施例提供了一种微压裂与溶剂结合辅助井间联通的方法，其包括以下步骤：

向I井(I井为注汽井)注高温蒸汽循环预热(饱和蒸汽温度约为260℃)，或者注热水焖井(注入蒸汽循环一段时间后，井筒内的温度就是蒸汽温度，但近井地带的温度还是很低，需要较长时间的传热过程才能提高，这个过程一般使用数值模拟软件预测预热时间)；判断合理时长，重新注入高温水或者蒸汽，替出降温后的热水；周期性操作，持续加热(现场一般为2个月以上，双水平井中间温度达到80℃以上)，对注汽井预热有利于缩短井间联通的时间，该步骤可以根据需要进行；

下面开始对P井(生产井)进行操作，具体步骤如下：

1)P井(P井为生产井)下入举升泵、对温度和压力进行监测；

2)向P井内注高温蒸汽、热水或者热的液相溶剂，焖井加热井筒周壁，监测井下温度(注热水或者蒸汽后生产井的温度快速升高，但地层温度升高缓慢，以近井地带温度在70摄氏度以上为预热目标)；

3)如果步骤2使用热的液相溶剂则跳过该步骤；否则从长管向P井内缓慢注入液相溶剂48.1m³，从短管将P井内的热水替出；

4)关闭上述短管阀门，从长管向P井内注入液相溶剂(50-70℃)，以0.2KPa/30min的速率提升注入压力，直至压力达到地层起缝压力8.5MPa；而后控制液相溶剂的注入流量为100L/min，短时(单次5分钟，视扩容效果适当延长)、少量、多次注入溶剂，造垂向微裂缝，严格控制其规模；

5)焖井浸泡1天并监测井下压力；

6)用短管从P井泵抽采油；

7)待P井内压力下降到原始地层压力后，从长管向P井内注入气相复合溶剂(气相复合溶剂在操作条件下处于气液两相区，即气相复合溶剂是在常温常压下为气态，当注入井下后，压力和温度发生变化，部分以液相形式存在、部分以气相形式存在)，直至压力(两相区内)上升到5MPa，关井浸泡1-2天，监测井下压力；

8)从长管向P井内注入液相溶剂，注入量大约为采出稠油体积的20％，从短管对P井进行采油，严格控制产油速率，使得井下降压速率为2MPa/d，该过程是一个缓慢的压力平衡过程，需要2天时间；采出的稠油降压后做气液分离，回收气相复合溶剂并加压备用；

9)根据油藏温度下降的速度、扩容成缝的规模、产油速率，可以重复上述步骤7-8若干个周期，直至油藏温度下降到接近原始地层温度、产油速率大幅下降为止；此外，还可以根据需要，进一步进行以下操作：

重复步骤2以提高P井附近的温度，以利于溶剂顺利注入地层，与地层原有充分混合；

重复步骤4，造垂向微裂缝；

重复步骤5-8；

10)当P井内回采油中含水快速上升时，表明I井和P井之间已部分联通；此时P井关井、向I井注入大剂量液相溶剂(以注入液相溶剂到井下压力达到原始孔隙压力为止，该步骤视储层均值条件而定，如果井间联通均匀可以跳过)浸泡1周；当储层非均质性强，上述措施实施后水平井部分井间联通，此时可以从P井泵抽注入I井(通过溶剂循环，扩大井间联通段长度，提高井间联通均匀性)，进行井内外循环，强化水平联通均匀程度；

11)向I井内注入高温蒸汽，同时利用短管从P井内采油，转入正常SAGD。

上述实施例的经济性评价：

1)选择浸泡时长：1-2天一个周期。

2)溶剂选择：液相溶剂：油田其它区块产脱水稀油；气相复合溶剂：丙烷+二氧化碳，质量之比为2:8。

3)溶剂用量估算：

溶剂的注入量是随着稠油的不断采出、溶剂腔的不断扩大而增加的。以400米水平井长、5米井距、0.25米直径井眼、孔隙度30％为例，由于溶剂腔的发育不规则，假设溶剂腔发育成等边三角形、且高度为5米的溶剂腔来说，其体积为5773.3m³，注入溶剂估算为14433.3m³(常温、一个大气压的标态下)。

4)生产效果：

该井在经历大约40个周期共120天注溶剂操作后，井间采出程度37％，共产出稠油18648吨，相当于日产油51.8吨。溶剂回收率达到75％，峰值单周期混合溶剂注入量为833.3m³，稀油消耗量为1865吨。

Claims (16)

1.一种辅助水平井间联通的方法，其包括以下步骤：

步骤一：向生产井内注入液相溶剂，关井浸泡；

步骤二：向生产井内注入气相复合溶剂，关井浸泡；

步骤三：向生产井内注入液相溶剂，同时，对生产井进行采液，控制生产井内压力下降的速率为预定值；

步骤四：当水平井间建立流体联通和热联通后，转入正常SAGD过程；

其中，所述液相溶剂为具有降黏效果的流体，其黏度低于地层稠油，在油层温度下具有流动性，能够降低地层稠油的黏度；

在步骤一中，向生产井内注入液相溶剂时，以0.4KPa/h-400KPa/h的速率提高注入压力，直至压力达到地层破裂压力后，控制液相溶剂的注入流量为40-100L/min，注入时间为1-10min；

在步骤三中，向生产井内注入液相溶剂时，注入量为采出稠油体积的20％，注入速率以能将地层稠油正常举升为准，控制生产井内压力下降的速率为1-5MPa/d。

2.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一开始前，该方法还包括对注汽井和生产井分别进行预热的步骤；其中，对生产井进行预热时，预热方式包括向生产井内注入高温蒸汽、热水或热的液相溶剂。

3.根据权利要求2所述的方法，其中：当采用高温蒸汽或热水对生产井进行预热后，该方法还包括向生产井内注入液相溶剂以替出热水的步骤。

4.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一中，所述关井浸泡的时间为1-2天。

5.根据权利要求1或4所述的方法，其中：在步骤一中，所述液相溶剂的温度为50-70℃。

6.根据权利要求1所述的方法，其中：所述步骤一为：向生产井内注入液相溶剂，关井浸泡，使地层中的松散油砂扩容，形成扩容区。

7.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一结束后，步骤二开始前，该方法还包括对生产井进行采液的步骤，当生产井内压力降至原始地层压力后，停止采液。

8.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤二中，所述关井浸泡的时间为1-2天。

9.根据权利要求1或8所述的方法，其中：所述步骤二为：向生产井内注入气相复合溶剂，关井浸泡，使气相复合溶剂在稠油中溶解、扩散，以降低地层稠油的黏度。

10.根据权利要求1所述的方法，其中：根据油藏温度下降的速度、扩容成缝的规模、产油速率，在步骤三结束后，步骤四开始前，该方法还包括重复步骤二至步骤三的步骤。

11.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤三结束后，步骤四开始前，该方法还包括关闭生产井，向注汽井内注入液相溶剂进行浸泡的步骤；其中，在向注汽井内注入液相溶剂的过程中，当注汽井的井下压力达到原始孔隙压力后，停止注入液相溶剂。

12.根据权利要求11所述的方法，其中：该方法还包括在向注汽井内注入液相溶剂进行浸泡后，将生产井内的液相溶剂转入注汽井形成循环的步骤。

13.根据权利要求1-4、6-8、10-12任一项所述的方法，其中：所述液相溶剂包括柴油、稀油、轻烃或油水乳化型降黏剂，所述稀油是指黏度低于稠油，在油层温度下具有流动性，能够降低地层稠油黏度的油。

14.根据权利要求1所述的方法，其中：所述气相复合溶剂包括轻质烷烃和CO₂；

所述轻质烷烃包括C1-C4的烷烃；

所述C1-C4的烷烃包括甲烷、乙烷、丙烷和丁烷中的一种或几种的组合。

15.根据权利要求1所述的方法，其中：所述生产井的水平井段位于油藏的下部，其至油藏底部的距离<1m。

16.根据权利要求1或15所述的方法，其中：所述生产井和注汽井的完井方式为割缝筛管完井；所述生产井及注汽井的水平井段内设有测量温度的装置和测量压力的装置。