CN106593368A - 一种改善sagd开发效果的预处理方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种改善SAGD开发效果的预处理方法，该方法包括以下步骤：在油藏的油层底部部署两口水平井；通过两口水平井，以低于破裂压力的操作压力向油层第一轮注入超临界CO2，焖井，压力下降到0.5‑1MPa时，以高于破裂压力的操作压力第二轮注入超临界CO2，继续焖井；通过两口水平井进行蒸汽循环预热；完成预热之后，对水平井进行连续注汽生产。超临界CO2对油藏进行预处理，通过大幅度降低原油粘度，降低了SAGD操作过程中的蒸汽需求量，缩短了循环预热时间，提高了蒸汽带驱油效率，能够经济、有效地开发稠油油藏。
Description
技术领域
本发明属于油田采油技术领域，特别涉及一种改善SAGD开发效果的预处理方法，尤其是一种新型的超临界CO2改善SAGD开发效果采油方法。
背景技术
稠油油藏是指在油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa·s的油藏，目前国内稠油油田开发中广泛应用采用水平井技术，包括蒸汽辅助重力泄油，水平井蒸汽吞吐，水平井汽驱等技术。蒸汽辅助重力泄油技术要求油层厚度必须大于15m，油藏性质比较均匀，隔夹层不连续，为促进两口井之间的热连通和流体的流动，要求在油藏底部近距离平行部署两口水平井(间距5m左右)，而且在操作中要求密切监控水平井生产状况，随时调整工作制度，避免蒸汽的直接产出。水平井蒸汽驱技术要求油藏条件下原油粘度不能过高(低于5000mPa·s)，油藏渗透性较好，水平井之间井距不能过大等条件。水平井汽驱也存在适用范围小，对油藏要求高，而且容易汽窜，开采效果差等特点。水平井蒸汽吞吐可以广泛应用于不同条件的稠油油藏，但是存在的问题是吞吐动用范围小，采收率低，不能补充地层能量等问题。
蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，SAGD)技术由Butler博士1978年发明。经过30多年不断发展和改进，目前已经形成成熟的稠油开采的应用技术。在加拿大油砂，辽河油田和新疆油田等地区的超稠油油藏开发中都得到成功应用。其生产方式是在油藏的底界部署一对平行的水平井，在上部水平井中注入大量高干度蒸汽，蒸汽和原油之间的密度差迫使蒸汽向上超覆，并和上部的冷的原油接触放热，冷凝的水和加热的原油受重力作用流动到下部水平井附近被产出。随着蒸汽不断注入，在注入井上部形成不断扩展的蒸汽腔，蒸汽腔不断波及到油藏的上部和侧部，逐渐将整个油藏加热并采出其中的储量。
国外于20世纪70年代末期开始研究稠油开采中用直井的压裂(利用地面高压泵组，将高粘液体以高过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此压力大于井壁附近的地应力和地层岩石抗张强度时，便在井底附近地层产生裂缝)增产改造技术(FAST)，如SPE10707-PA。国内辽河油田于1997年在杜84块建立了一个试验井组。该方法首先压裂生产井和注汽井使其产生沟通的水平裂缝，再高压注入蒸汽保持注汽井和生产井的裂缝连通，然后进入生产阶段以注汽井稳定注汽，充分发挥了水平缝作为热流体运移的通道。由于FAST只是利用针对直井井组进行压裂，其裂缝的控制范围远低于水平井，未充分利用水平井采油速度快和井控程度高的特点。
ZL200810113261.9公开了一种气体辅助SAGD开采超稠油技术的方法，在该方法中应用非凝析气体(N2，甲烷，CO2等)注入到已发育的蒸汽腔中。利用气体导热系数小并且为非凝析气体的性质，形成隔热层，减小蒸汽向上覆岩层的传热速度，降低热损失，提高热效率；同时分布在蒸汽腔上部的非凝析气体能够维持系统压力，不仅对原油起到向下的推动作用，还缓解了蒸汽向上的超覆速度，加强了蒸汽腔的侧向扩展能力，增大蒸汽横向波及体积；但是该方法在应用中存在注入的非凝析气体影响蒸汽注入能力的问题，操作中发现同时注入非凝析气体时，由于明显提高了蒸汽腔压力，蒸汽注入量降低在30％左右。其次注入的气体仅仅有隔热和降粘的作用，因此只能提高采油速度，而在提高驱油效率方面效果并不明显。
水平井常规压裂技术也应用到了稠油油藏的开发中，但是常规压裂只是在水平井所在位置制造一条水平裂缝，扩大蒸汽带扩展范围。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的是提供一种改善SAGD开发效果的预处理方法，本发明将超临界CO2压裂技术引入到稠油开采过程中，利用超临界CO2对油藏进行预处理，通过大幅度降低原油粘度，降低SAGD操作过程中的蒸汽需求量，缩短循环预热时间，提高蒸汽带驱油效率，达到经济、有效开发稠油油藏的目的。
为了达到上述目的，本发明提供了一种改善SAGD开发效果的预处理方法，该方法包括以下步骤：
在油藏的油层底部部署两口水平井；
通过两口水平井，以低于破裂压力5％-10％的操作压力向油层第一轮注入超临界CO2，焖井，压力下降到0.5-1MPa时，以高于破裂压力5％-10％的操作压力第二轮注入超临界CO2，继续焖井；
通过两口水平井进行蒸汽循环预热；
完成预热之后，利用水平井进行连续注汽和生产。
在上述的预处理方法中，优选地，油藏的油藏深度<1500m；油层厚度>5m；油层平面渗透率>500md，油层垂向渗透率>200md；原油粘度>2000mPa·s；含油饱和度>50％；净毛比>0.7；同时油藏深度>300m，且满足SAGD技术的应用条件，隔夹层不连续，存在较弱底水或者不存在底水。
在上述的预处理方法中，优选地，对于所述两口水平井，一口水平井位于距离油藏底部1-2m处，另一口井位于距油藏底部5-15m处；所述两口水平井采用以下方式进行部署：两口水平井可平行部署，或者成一定角度，或者水平方向错开一定距离(3-5m)；或者所述两口水平井之间的夹角为0°-90°(优选为30°-60°)，射孔部署在油藏中部位置。
在上述的预处理方法中，优选地，所述两口水平井用直井和水平井的组合代替，即钻一排或者两排直井代替上部注汽井进行注汽，所述一排直井的井数为2-5口井。
在上述的预处理方法中，优选地，所述注入的注入量为根据油藏流体溶解特征计算得出的控制油藏体积内的溶解量，注入过程控制注入压力，不破坏油藏的完整性的条件下完成注入操作；
所述第一轮注入超临界CO2的注入量为控制油藏体积(即井组控制面积与厚度的乘积)的0.1-0.5PV(PV数为孔隙体积，即油藏体积与孔隙度乘积，下同)。第二轮注入超临界CO2的注入量为控制油藏范围的0.1-0.3PV；
其计算方法为
其中，Q-地面条件注入量，m3；C-计算系数，0.1-0.5之间；L-水平井长度，m；H-水平井对之间的距离，控制油藏的宽度，m；D-油藏厚度，m；Φ-孔隙度；P，T-油藏条件下的压力与温度，MPA，℃；Pa，Ta-地面条件下的压力与温度MPA，℃。
在上述的预处理方法中，优选地，注入压力大于7.4MPa；温度与油藏温度相当；第一轮注入超临界CO2的时间为30-40天，焖井20-30天，注入压力为8-10MPa，注入速度为7-12万方/天；第二轮注入超临界CO2的时间为23-40天，焖井20-30天，注入压力为9-12MPa，注入速度为5-6万方/天。
在上述的预处理方法中，优选地，所述蒸汽循环预热过程中，连续监测井底处温度压力，保持该处为高温液态；预热时间为60-90天；所述蒸汽循环预热的单井注入速度为100t/d。
在上述的预处理方法中，优选地，在所述两口水平井中放入注汽管柱和生产管柱。操作压力略高于油藏实际压力。从注汽管柱注入，然后从生产管柱产出。保持蒸汽循环60-90天。所述蒸汽循环预热中的井底干度为75％，蒸汽最大注入压力为5-8MPa。
在上述的预处理方法中，优选地，在所述连续注汽过程中，采用一口水平井连续注汽，另一口水平井连续生产的方式生产。水平井进行连续注汽，通过裂缝，加热油藏中裂缝之间岩石孔隙中的原油，连续生产，保持蒸汽不从水平井中产出，有效加热油藏。
在上述的预处理方法中，优选地，在所述连续注汽过程中，所使用的气体包括氮气、烟道气、CO2、H2、氨气的一种或几种与水蒸汽的混合气体。
在上述的预处理方法中，优选地，所述连续注汽过程中，上部水平井的注汽速度为200-400t/d，生产井的控制标准以井底仅产出1-3m3蒸汽为宜，井底注入蒸汽温度为240-260℃，日注蒸汽300-400m3。
本发明通过在SAGD注蒸汽操作之前向油藏中注入超临界CO2对油藏进行预处理，利用CO2溶解降粘，使原油体积膨胀，增加地层能量和原油流动性。另外，超临界CO2本身是一种高效的热扩散剂，通过超临界CO2在油藏中的溶解扩散，达到加快热量传导和扩散的目的。
本发明的改善SAGD开发效果的预处理方法与现有的水平井开采稠油油藏方法相比具有较大改进：
1.超临界CO2改善SAGD开发效果是利用气体介质对油藏进行预处理和改造的过程，具有环境友好、改造效率高的特点。
2.超临界CO2气体溶解性好，热扩散传导的能力比较强，可以明显提高油藏中原油的流动性和导热能力，增加油藏渗流能力，蒸汽的热量可以通过改造后的流体介质迅速扩展到全油藏。
3.超临界CO2预处理还可以提前对油藏能量进行补充，通过溶解降粘和体积膨胀有效增加油藏压力，并在SAGD操作过程中逐渐释放。
4.本发明对油藏中碳酸盐隔夹层具有较好的改造作用，CO2和油藏中的水可以使碳酸盐隔夹层溶解腐蚀，降低碳酸盐隔夹层对SAGD效果的影响。与现有技术中水平井SAGD开采的技术相比，本发明可以提高采收率20％左右，总体采收率可以达到70％左右。
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，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了改善SAGD开发效果的预处理方法，该方法包括以下步骤：
油藏特征：辽河某油藏，油藏深度550m，孔隙度30％，含油饱和度75％，渗透率2000md，油层厚度55m，油藏温度35℃，油藏温度下原油脱气粘度230000mPa·s。
1)布井方式：在油藏底部钻一口水平井，长度400m，与油藏底界距离为5m，水平井两侧钻8口直井，与水平井距离为40m，射孔部署在油藏中部位置。
2)CO2预处理阶段：第一轮次注入标况下200万方超临界CO2气体，地层破裂压力10.5MPa，注入压力为10MPa，注入速度最大12万方/天，注入时间40天，随后焖井30天，压力下降到0.7MPa时，继续第二轮次注入112万方气体，注入压力为12MPa，注入速度最大6万方/天，注入时间40天，随后焖井20天。
3)循环阶段注采参数：井底干度75％，蒸汽最大注入压力8.0MPa。连续监测井底处温度压力，保持该处为高温液态。
4)连续注汽阶段参数：用一口水平井连续注汽，另一口水平井连续生产的方式生产。井底注入蒸汽温度260℃，日注蒸汽400m3。
当油藏未考虑超临界CO2预处理技术时，模型预测最大日注汽量可以达到400m3/d，最大日产油81m3/d，采收率54％。
当油藏通过超临界CO2预处理进行改造之后，模型预测最大日注汽量仍在400方左右，但是产油量大幅提高，达到120m3/d，采收率预计可达70％。
实施例2
本实施例提供了改善SAGD开发效果的预处理方法，该方法包括以下步骤：
油藏特征：新疆某油藏，油藏深度400m，油层厚度15m，油层渗透率1500md，油层温度18℃；油藏温度下原油脱气粘度50000mPa·s，含油饱和度75％，油层倾角8°，注采参数：井底干度75％，蒸汽最大注入压力3.5MPa。
1)水平井段长设计为360m，部署一口水平井位于油藏中上部作为注汽井，距离该水平井5m平行部署另一口水平井作为生产井，注汽井距离油藏底界7m，生产井距离油藏底界2m。
2)CO2预处理阶段：第一轮次注入标况下143万方超临界CO2气体，破裂压力8.5MPa，注入压力为8MPa，注入速度最大7万方/天，注入时间30天，随后焖井30天。压力下降0.5MPa时，继续第二轮次注入标况下72万方CO2气体，注入压力为9MPa，注入速度最大5万方/天，注入时间23天，随后焖井30天。
3)循环预热阶段，井底干度75％，蒸汽最大注入压力5.0MPa。连续监测井底处温度压力，保持该处为高温液态。
4)连续注汽阶段参数：用一口水平井连续注汽，另一口水平井连续生产的方式生产。井底注入蒸汽温度240℃，日注蒸汽300m3，日产油100m3左右。预计采收率能达到72％。
当油藏未考虑超临界CO2预处理技术时，预测最大日注汽量可以达到200m3/d，最大日产油42m3/d，采收率51％，考虑CO2预处理之后，可以大幅度提高采油速度和采收率。
综上可见，本发明提供的是一种新型超临界CO2预处理油藏辅助SAGD开发方案，和裂缝辅助SAGD和其他改善SAGD开发效果方式相比，本发明所提供的预处理方法利用了超临界CO2的作用，扩大了SAGD技术适用范围，提高了稠油油藏开发效率。与常规SAGD相比，由于溶解降粘和增加热传导作用，上下两口水平井之间距离可以部署较远，SAGD稳定生产阶段更易操作控制，生产更连续；同时使用超临界CO2较强的导热能力增加了稠油油藏热交换速度，降低了蒸汽的使用量和提高了波及体积，明显提高了驱油效率。
Claims (10)
1.一种改善SAGD开发效果的预处理方法，包括以下步骤：
在油藏的油层底部部署两口水平井；
通过两口水平井，以低于破裂压力5％-10％的操作压力向油层第一轮注入超临界CO2，焖井，压力下降到0.5-1MPa时，以高于破裂压力5％-10％的操作压力第二轮注入超临界CO2，继续焖井；
通过两口水平井进行蒸汽循环预热；
完成预热之后，利用水平井进行连续注汽和生产。
2.如权利要求1所述的方法，其中，所述油藏的油藏深度<1500m，油层厚度>5m，油层平面渗透率>500md，油层垂向渗透率>200md，原油粘度>2000mPa·s，含油饱和度>50％，净毛比>0.7；同时油藏深度>300m，隔夹层不连续，存在较弱底水或者不存在底水。
3.如权利要求1或2所述的方法，其中，对于所述两口水平井，一口水平井位于距离油藏底部1-2m处，另一口井位于距油藏底部5-15m处；
所述两口水平井平行部署，平行距离为3-5m，或者所述两口水平井之间的夹角为0°-90°，优选为30°-60°。
4.如权利要求1所述的方法，其中，所述两口水平井用直井和水平井的组合代替，即钻一排或者两排直井代替上部注汽井进行注汽，所述一排直井的井数为2-5。
5.如权利要求1-4中任一项所述的方法，其中，所述注入的注入量为根据油藏流体溶解特征计算得出的控制油藏体积内的溶解量，注入过程控制注入压力，不破坏油藏的完整性的条件下完成注入操作；
所述第一轮注入超临界CO2的注入量为控制油藏范围的0.1-0.5PV；所述第二轮注入超临界CO2的注入量为控制油藏范围的0.1-0.3PV；
其计算方法为
其中，Q-地面条件注入量；C-计算系数；L-水平井长度；H-水平井对之间的距离；D-油藏厚度；P，T-油藏条件下的压力与温度；Pa，Ta-地面条件下的压力与温度。
6.如权利要求1-5中任一项所述的方法，其中，注入压力大于7.4MPa；温度与油藏温度相差不超过10℃；第一轮注入超临界CO2的时间为30-40天，焖井20-30天，注入压力为8-10MPa，注入速度为7-12万方/天；第二轮注入超临界CO2的时间为23-40天，焖井20-30天，注入压力为9-12MPa，注入速度为5-6万方/天。
7.如权利要求1-6中任一项所述的方法，其中，所述蒸汽循环预热的时间为60-90天；所述蒸汽循环预热的单井注入速度为60-120t/d。
8.如权利要求1-7中任一项所述的方法，其中，所述蒸汽循环预热中的井底干度为75％，蒸汽最大注入压力为5-8MPa。
9.如权利要求1-8中任一项所述的方法，其中，在所述连续注汽过程中，上部水平井的注汽速度为200-400t/d；优选地，所使用的气体包括氮气、烟道气、CO2、H2、氨气的一种或几种与水蒸汽的混合气体。
10.如权利要求1-9中任一项所述的方法，其中，所述连续注汽过程中井底注入蒸汽温度为240-260℃，日注蒸汽300-400m3。
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