CN105971576B - 水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法，该方法包括：对选定的特稠油和/或超稠油油藏部署注采井网；其中，井网中每一口垂直注气/点火井对应大于一口的水平生产井；在垂直注气/点火井中实施注气、点火；待火烧稳定，逐步提高注气速度，提高注气速度的同时，排气速度也随之提高，并控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0；从而，各水平井实现稳定泄油生产。本发明的方法，可避免现有技术水平井火驱辅助重力泄油开采过程中存在的火线推进偏移、水平井筒火窜等工程技术风险，实现安全、平稳生产。
Description
技术领域
本发明属于石油开发技术领域，具体涉及一种适合于特稠油、超稠油油藏的水平井火驱辅助重力泄油模式开采的技术方法。
背景技术
按我国的原油划分标准，特稠油是指在地层温度条件下，脱气原油粘度超过10000mPa.s而小于50000mPa.s的原油；超稠油是指在地层温度条件下，脱气原油粘度超过50000mPa.s的原油。
目前我国特稠油、超稠油开发的主要方式包括蒸汽吞吐(约占70％)和蒸汽辅助重力泄油(SAGD)(约占30％)由于特稠油、超稠油油藏的地下原油粘度大，对于蒸汽吞吐而言，存在着蒸汽注入压力高、热前缘波及半径小、有效开采时间短、周期累计产油量低等问题，其经济效益远远低于普通稠油蒸汽吞吐开采。SAGD是一种高效的开采方法，在加拿大和我国的辽河油田有工业化应用，但该方法对油藏要求较高，一般要求油藏的均质性较好，且纵向上连续厚度大于15米。这就导致大量的特稠油、超稠油油藏不能采用SAGD方法开采。与蒸汽吞吐、SAGD等注蒸汽技术相比，火驱技术具有注入空气成本低、热效率高等优点。但受地下原油流动性所限，对于特稠油、超稠油来讲，不能采用常规火驱技术开发，而应采用水平井火驱辅助重力泄油方法开采。
水平井火驱辅助重力泄油模式开采，也称为从水平井脚尖到脚跟的注空气火烧方法(THAI——Toe to Heel Air Injection)，其布井模式通常是一口垂直井加一口水平井，垂直井部署在水平井的脚尖位置，其中垂直井作为点火和注空气井，水平井作为生产井。其生产机理与水平井条件下的蒸汽辅助重力泄油(SAGD——Steam Assisted GravityDrainage)类似，均是在重力的作用下，利用气体与液体的密度差，使原油流动到水平井中，被开采出来，因此将其称为水平井火驱辅助重力泄油方法。相关技术可参见：GreavesM.Upgrading athabasca tar sand using toe-to-heel air injection[C].SPE65524,2000；Xia T X,Greaves M.Injection well-producer well combinations in THAI[C].SPE75137,2002)；其开采原理如图1所示。其开采过程通常是首先对垂直井采用电加热点火等点火技术，将井筒附近油层加热到原油燃点以上，同时用空气压缩机通过垂直井向油层内连续注入空气，近井地带的原油燃烧产生热量并在油藏中形成燃烧带、结焦带、可动油区和剩余油区等几个区带，其中被热前缘加热升温后形成的可动油区的原油在重力作用下，源源不断地流向水平井筒中，由于流下来的原油温度较高(200～300℃)，其原油粘度大大降低、流动性大大增强，因此可以实现特稠油、超稠油油藏的开采。
有中国学者(关文龙、吴淑红、梁金中等人，从室内实验看火驱辅助重力泄油技术风险[J].西南石油大学学报：自然科学版,2009,31(4):67-72)曾撰文详细论述了THAI技术所面临的油藏和工程风险，油藏风险就是一旦水平井发生火窜，其热前缘波及范围就不再扩大，工程风险是水平井筒可能因火窜而烧毁并导致地面危险性加大。还有中国学者(梁金中、关文龙、蒋有伟等，水平井火驱辅助重力泄油燃烧前缘展布与调控，石油勘探与开发，2012年第6期：720-726)指出，当前的水平井火驱辅助重力泄油开采模式，很容易出现燃烧前缘沿水平井筒窜进从而导致项目早期夭折的情况。
本案发明人对现有水平井火驱辅助重力泄油模式开采技术进行了系统分析研究，发现其还存在以下缺陷：(1)烟道气很容易将火线拉偏即向水平井方向偏移(如图2所示)；(2)通过水平井筒的高温产出流体的温度可能达到200～350℃，一旦有氧气也进入水平井筒，就会在水平井筒内实现燃烧，从而造成威胁，而如果出现这种危险状况是难以处理的——关井意味着没有氧气补充就会灭火，不关井就会使危险持续并提高风险等级；(3)一旦水平井出现砂埋等需要作业的情况，该项目可能意味着被迫终止而无法重新启动，因为无论是注气端出问题还是排气端出问题都意味着燃烧不能继续，而灭火后就再也无法在原来的位置上点火了——因为附近的燃料已经耗尽了。
CN103089230A公布了一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法，从井网上虽然有所改进，但其目的只是为了扩大横向波及，不能解决由于工程问题导致的注入井必须关井等问题。
综上，现有的水平井火驱辅助重力泄油模式开采技术有待进一步改进。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种改进的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法，降低或避免现有技术水平井火驱辅助重力泄油开采过程中存在的火线推进偏移、水平井筒火窜等工程技术风险，实现安全、平稳生产。
本案发明人系统分析研究了现有水平井火驱辅助重力泄油井网模式存在的问题，提供了一种改进的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油(特稠油和/或超稠油)的方法，该方法包括：
(1)对选定的特稠油和/或超稠油油藏部署注采井网；其中，井网中每一口垂直注气/点火井对应大于一口的水平生产井；
(2)在垂直注气/点火井中实施注气、点火；其中，在点火初期1个月内，注气速度保持在3000m3/d～6000m3/d，点火同时开启所有水平生产井进行排气，并控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0；
(3)待火烧稳定后，逐步提高注气速度；提升幅度为每月提高1000-1500m3/d；提高注气速度的同时，排气速度也随之提高；仍控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0；从而，各水平井可实现稳定泄油生产。
本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法中，通过采用一口直井对多口(大于一口，例如二口、三口、四口、…)水平井模式，即每个注入端对应多个生产端，大大增加了井网生产过程中的调控手段，从而能够在火线突进、砂埋、卡泵等复杂情况出现时，不必停止注气，仍可用维持地下稳定燃烧和相对正常生产，有效降低了特稠油、超稠油油藏采用水平井火驱辅助重力泄油方法开采过程中的工程风险。此外，还有效提高了井网对地层的控制程度(储量)，有效提高了火线在平面上的波及系数。从油藏工程角度，一口直井对多口水平井的井网模式的效率更高，在获得相同产量下其钻完井投资更小。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法中，部署注采井网时，各水平井的脚尖(脚趾)均朝向垂直注气/点火井，各水平井脚尖距离垂直井的平面投影距离为3m～5m；各水平井水平段靠近油层的底部，距离油层底部的距离为0.5m～1.5m。具体地，部署注采井网时，每一口垂直注气/点火井对应二口、三口或四口水平生产井。为最大限度控制油藏范围内的地质储量，各相邻水平井之间的夹角可以相等，也可以不相等。更具体而言，可以采用图3A中所示的一口垂直注气/点火井对应二口水平生产井的井网模式、或是图3B中所示的一口垂直注气/点火井对应三口水平生产井的井网模式、或是图3C中所示的一口垂直注气/点火井对应四口水平生产井的井网模式来部署注采井网(图3A、图3B、图3C中各相邻水平井之间的夹角相等)。本发明中，水平井的井数及其水平段长度根据油藏的几何展布形态设计，设计原则是最大限度控制住油层的原油地质储量。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法中，垂直注气/点火井采用射孔完井，射孔为从油层顶部开始，累计射开厚度为油层总厚度的1/3～1/2。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法中，水平井采用射孔完井或者筛管完井；所述筛管完井为割缝或绕丝筛管完井，优先为割缝筛管完井。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法中，注气、点火的具体操作可参照现有技术，本发明中优选是电加热点火，将电加热点火器下入垂直注气/点火井中实施注气、点火。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法中，每口水平井的水平井段内部可设置温度监测点，温度监测点的数量为5～10个。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法还包括：
监测水平井的水平井段内部温度以判断火线推进速度，当某口水平井中沿着水平段的火线推进速度大于0.3m/d时，对该水平井实施关井；并及时调整其他水平井排气量，控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0。
更具体地，火线推进速度可参照以下方式进行判断：
v＝S/t
式中S是相邻两个温度监测点的距离，单位m。t为从第一个温度监测点温度超过350℃开始到相邻第二个温度监测点温度也超过350℃所经历的时间，单位d。v为火线推进速度，单位m/d。当某口水平井中沿着水平段的火线推进速度大于0.3m/d时，可以认为该水平井出现了火线突进现象，应对该水平井实施关井。其它水平井正常维持生产，但排气量要及时调整。因火线突进而进行的水平井关井、开井操作，可根据实际需要多次进行。各水平井之间也可以交替实施开井、关井操作。总的原则是保证各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比控制在0.9～1.0之间。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法中，某水平井因火线突进关井后，继续监测该井及其它各生产井的水平段温度变化。通常，所述水平井关井后恢复正常生产(排气)的时间为关井15天以后，一般控制水平井关井后恢复正常排气(生产)的时间为关井后15d～45d。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法还包括：
检测水平井的砂埋、卡泵情况，当某口水平井出现砂埋、卡泵问题时，对该井实施压井作业；并及时调整其他水平井排气量，控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0。出现砂埋和/或卡泵等问题的水平井解决好相关问题后，即可恢复正常生产(排气)。
根据本发明的具体实施方案，本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法还包括：
监测水平井的水平井段内火线推进情况，当火线推进到某口水平井的脚跟时，该水平井的生产过程结束；当所有水平井的生产过程结束后，油藏终止生产。
当火线推进到某口水平井的脚跟时，该水平井的生产过程结束。当所有水平井的生产过程结束后，油藏终止生产。
根据本发明的具体实施方案，本发明的方法适用于特稠油、超稠油稠油油藏，优选地，选定的特稠油和/或超稠油油藏符合以下条件：油层深度<3000m，剩余油饱和度>0.5，油层总厚度>8m，垂向渗透率>100md。
本发明的有益技术效果：
本发明的水平井火驱辅助重力泄油模式开采适合于特稠油、超稠油油藏，开采过程中燃烧带是以注气井为中心向多个方向扩展的，可以使燃烧带前缘波及更加均衡(其开采机理可参见图4所示)，有效提高了井网对地层的控制程度(储量)，有效提高了火线在平面上的波及系数。从油藏工程角度，本发明的开采方法相比于传统井网模式的效率更高，在获得相同产量下其钻完井投资更小。同时，燃烧带前缘波及均衡，可避免传统开采模式下燃烧带单向偏移的问题，同时在某个水平井筒内出现火窜或者出现砂埋、卡泵等复杂情况需要作业时，可关闭该水平井，并及时调整其他水平井排气量，控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0，继续维持地下连续燃烧，这样原先出现火窜的水平井筒也会因为停止排气而得到缓解并逆转，从而大幅度提高该采油方法的过程调控能力，降低井筒和地面的工程风险，实现安全、平稳生产，有效发挥该方法在提高单井产能和经济效益方面的优势。
附图说明
图1为现有技术水平井火驱辅助重力泄油开采机理示意图。
图2为现有技术一口直井对一口水平井布井模式下燃烧带前缘沿水平井筒偏移示意图。
图3A为本发明一口直井对两口水平井布井模式示意图。
图3B为本发明一口直井对三口水平井布井模式示意图。
图3C为本发明一口直井对四口水平井布井模式示意图。
图4为图3A、图3B和图3C中布井模式下火驱辅助重力泄油方法纵向剖面示意图。
图5为本发明实施例1中一口直井对四口水平井布井模式物理模拟俯视示意图。
图6为本发明实施例2中一口直井对三口水平井布井模式物理模拟俯视示意图。
图7为本发明实施例3中一口直井对二口水平井布井模式物理模拟俯视示意图。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合实施例及附图对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。实施例中未详细说明的操作过程，均按照所属领域的常规操作进行。
实施例1、1口直井+4口水平井室内物理模拟
本实施例为一口垂直注气/点火井对应四口水平生产井的室内物理模拟开采。其中：
1)利用填砂模型来模拟油藏1口直井+4口水平井火驱辅助重力泄油开发方式的可行性，部署注采井网模式参见图3C和图5，模型尺寸(参见图5)：60cm×60cm×20cm，水平井段长度为25cm，利用石英砂+7％粘土模拟基质，孔隙度38％，含油饱和度75％，50℃原油粘度100000mpa.s。
2)四口水平井位于模型中下部，筛管完井，1口直井射孔完井，射孔段为上部1/3。
3)电点火方式，电点火器置于直井内部，环空注空气，初期通风强度为6m3/m2.hr，后期依次增大通风强度约为25m3/m2；
4)总实验时间14.9小时，其中由于H1水平井出现砂堵，利用空气反吹解决耗时1.6小时，期间直井继续注气，其它三口水平井H2、H3、H4正常生产，反吹后火线推进状态良好。
5)实验结果：峰值温度550～600(℃)；视H/C原子比1.47；氧气利用率89.3％；燃料消耗率11.6(OOIP％)；空气油比1510；原油采出程度85.0％；燃烧前缘速度0.025m/hr。实验证明该方法能够在火线突进、砂埋、卡泵等复杂情况出现作业时不必停止注气，仍可用维持地下稳定燃烧和相对正常生产。
实施例2
油藏2油藏深度1060m；总厚度25m；油层渗透率478×10-3μm2；原油粘度48000mPa.s；含油饱和度55.9％，区块属于一背斜构造，无隔夹层。
1)根据区块地质构造特征，设计井网对地层的控制程度(储量)最大化，本实施例中采用了一口垂直注气/点火井对应三口水平生产井(1口直井+3口水平井)的注采井网模式(图6)；
2)三口水平井(H1、H2、H3)位于油藏中下部，各水平井脚尖距离垂直井的平面投影距离约为4m；各水平井水平段距离油层底部的距离约为1m，H1、H2、H3水平井段长度为300m、250m、400m，射孔完井，1口直井射孔完井，射孔段为上部1/3；
3)首先利用直井蒸汽吞吐，把直井和三口水平井联通；然后利用电加热器将注入空气加热到450℃以上，初期注入速度为4000m3/d，严格控制气体采注比0.9-1.0范围内；
4)待火烧稳定(点火后1个月)后，关闭点火器继续注入空气，整个实施过程中气体要逐级提速，提升幅度为每月提高1000m3/d；
5)当火线推进到H2水平井的脚跟时，该水平井的生产过程结束。当所有水平井的生产过程结束后，油藏终止生产；
6)其中截至试验结束，H1井共生产4.61万吨，H2井生产3.82万吨，H3井生产6.18万吨，该区块最终采收率可达到62％。
实施例3
油藏3油藏深度610m；总厚度30m；油层渗透率1500×10-3μm2；原油粘度100000mPa.s；含油饱和度83％，区块属于一鼻状构造的断块油藏，无隔夹层。
1)根据区块地质构造特征，设计井网对地层的控制程度(储量)最大化，所以采用了1口直井+2口水平井(图7)；
2)两口水平井位于模型中下部，各水平井脚尖距离垂直井的平面投影距离约为4.5m；各水平井水平段距离油层底部的距离约为1.5m，H1、H2水平井段长度为450m、350m，射孔完井，1口直井射孔完井，射孔段为上部1/3；
3)首先利用直井蒸汽吞吐，把直井和两口水平井联通；然后利用电加热器将注入空气加热到450℃以上，初期注入速度为10000m3/d，严格控制气体采注比0.9-1.0范围内；
4)待火烧稳定后，关闭点火器继续注入空气，整个实施过程中气体要逐级提速，提升幅度为每月提高1000m3/d；
5)根据水平井长度不同，合理控制不同水平井的采出速度，采出速度和水平段长度成正比，保证试验结束时，各井火线同时推进到水平井的脚跟，当所有水平井的生产过程结束后，油藏终止生产；
6)其中截至试验结束，H1井共生产12.7万吨，H2井生产9.52万吨，该区块最终采收率达到68％。
Claims (11)
1.一种水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法，该方法包括：
(1)对选定的特稠油和/或超稠油油藏部署注采井网；其中，井网中每一口垂直注气/点火井对应大于一口的水平生产井；
(2)在垂直注气/点火井中实施注气、点火；其中，在点火初期1个月内，注气速度保持在3000m3/d～6000m3/d，点火同时开启所有水平生产井进行排气，并控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0；
(3)待火烧稳定后，逐步提高注气速度；提升幅度为每月提高1000-1500m3/d；提高注气速度的同时，排气速度也随之提高；仍控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0；从而，各水平井实现稳定泄油生产。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，部署注采井网时，各水平井的脚尖均朝向垂直注气/点火井，各水平井脚尖距离垂直井的平面投影距离为3m～5m；各水平井水平段靠近油层的底部，距离油层底部的距离为0.5m～1.5m。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，部署注采井网时，每一口垂直注气/点火井对应二口、三口或四口水平生产井；各相邻水平井之间的夹角相等或不相等。
4.根据权利要求1所述的方法，其中，垂直注气/点火井采用射孔完井，射孔为从油层顶部开始，累计射开厚度为油层总厚度的1/3～1/2。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，水平井采用射孔完井或者筛管完井；所述筛管完井为割缝或绕丝筛管完井。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，每口水平井的水平井段内部设置温度监测点，温度监测点的数量为5～10个。
7.根据权利要求1或6所述的方法，该方法还包括：
监测水平井的水平井段内部温度以判断火线推进速度，当某口水平井中沿着水平段的火线推进速度大于0.3m/d时，对该水平井实施关井；并及时调整其他水平井排气量，控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0。
8.根据权利要求7所述的方法，其中，水平井关井后恢复正常生产的时间为关井15天以后。
9.根据权利要求1所述的方法，该方法还包括：
检测水平井的砂埋、卡泵情况，当某口水平井出现砂埋、卡泵问题时，对该井实施压井作业；并及时调整其他水平井排气量，控制各水平井总的日排气量与垂直井的日注气量之比为0.9～1.0。
10.根据权利要求1所述的方法，该方法还包括：
监测水平井的水平井段内火线推进情况，当火线推进到某口水平井的脚跟时，该水平井的生产过程结束；当所有水平井的生产过程结束后，油藏终止生产。
11.根据权利要求1所述的方法，其中，选定的特稠油和/或超稠油油藏符合以下条件：油层深度<3000m，剩余油饱和度>0.5，油层总厚度>8m，垂向渗透率>100md。
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