CN106640002A - 稠油的开采方法 - Google Patents
稠油的开采方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106640002A CN106640002A CN201510738252.9A CN201510738252A CN106640002A CN 106640002 A CN106640002 A CN 106640002A CN 201510738252 A CN201510738252 A CN 201510738252A CN 106640002 A CN106640002 A CN 106640002A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- auxiliary agent
- steam
- treatment step
- oil reservoir
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 114
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 33
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 29
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 29
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 64
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 57
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 32
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 29
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 27
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 23
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 20
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 abstract 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 17
- 238000013461 design Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 6
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000001151 other effect Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 238000007233 catalytic pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种稠油的开采方法。该开采方法包括对油层进行循环预热，以及向注汽井中注入蒸汽至原油从生产井中采出的步骤，且在循环预热的步骤之前，开采方法还包括：进行至少一次油层预处理步骤，油层预处理步骤为向注汽井注入采油助剂，采油助剂的种类为非凝析气体、气相烃或降粘试剂。本发明改善了SAGD水平段(即注入井和生产井的水平段)的动用程度，并加快蒸汽腔扩展速度，缩短油层中隔夹层对蒸汽腔扩展的阻挡时间，提高蒸汽热利用率和蒸汽腔泄油速度，有效提高了油层的开发效果。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采领域，具体而言，涉及一种稠油的开采方法。
背景技术
SAGD(蒸汽辅助重力泄油)技术是未来超稠油的主要开发方式，其普遍采用两口水平井开采，即在同一油层内上下同时打两口水平井，两口水平井水平段相距约5米，上部水平井为注汽井，下部水平井为生产井，其主要生产过程及机理为：首先，井组转入预热阶段，加热井间油层，目的是在注汽井与生产井之间形成均匀的热连通，为原油提供泄油通道，通常是在注、采水平井中循环注蒸汽达到此目的，循环预热效果决定SAGD生产阶段产油量及调控难易程度；然后，井组转入SAGD生产阶段，即从上部注汽水平井注入高干度蒸汽，与冷油区接触，释放汽化潜热加热原油，被加热的原油粘度降低和蒸汽冷凝水在重力作用下向下流动，从下部水平生产井中采出，该步骤中蒸汽腔在生产过程中持续扩展，占据产出原油空间。决定SAGD开发效果的最重要的两个因素就是水平段的连通长度以及蒸汽腔的扩展速度。
风城油田在2008、2009年相继开辟了重32、重37井区SAGD先导试验区，均采用SAGD开采方式，其中重32井区SAGD先导试验区是国内首个采用开采的SAGD先导试验区，取得成功后在2012年开始规模化推广应用，至今已经建成百万吨产能。但在现场生产过程中会出现部分低产井，且日产油水平低于正常井组平均水平10t/d以上，且通过常规调控手段无法有效改善开发效果。如何解决上述问题，成为目前亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种稠油的开采方法，以提高油层的开发效果。
为了实现上述目的，本发明提供了一种稠油的开采方法，包括对油层进行循环预热，以及向注汽井中注入蒸汽至原油从生产井中采出的步骤，且在循环预热的步骤之前，开采方法还包括：进行至少一次油层预处理步骤，油层预处理步骤为向注汽井注入采油助剂，采油助剂的种类为非凝析气体、气相烃或降粘试剂。
进一步地，进行多次油层预处理步骤时，每次油层预处理步骤所采用的采油助剂的种类不同。
进一步地，进行两次油层预处理步骤，且第一次油层预处理步骤采用的采油助剂为非凝析气体，第二次油层预处理步骤采用的采油助剂为降粘试剂。
进一步地，进行两次油层预处理步骤，且第一次油层预处理步骤采用的采油助剂为气相烃，第二次油层预处理步骤采用的采油助剂为降粘试剂。
进一步地，当采用非凝析气体作为采油助剂时，注入所述非凝析气体至充满蒸汽腔。
进一步地，当采用气相烃作为采油助剂时，将采油助剂和蒸汽同时注入至注汽井中。
进一步地，当采用降粘试剂作为采油助剂时，将采油助剂同时注入至注汽井和生产井中。
进一步地，非凝析气体为氮气、二氧化碳和烟道气中的一种或多种；降粘试剂为甲酰胺、氯化铵和亚硝酸钠中的一种或多种；气相烃为丁烷、丙烷和甲烷中的一种或多种。
应用本发明的技术方案，本发明通过在循环预热的步骤之前，向注汽井注入非凝析气体、气相烃或降粘试剂，从而改善SAGD水平段(即注入井和生产井的水平段)的动用程度，并加快蒸汽腔扩展速度，缩短油层中隔夹层对蒸汽腔扩展的阻挡时间，提高蒸汽热利用率和蒸汽腔泄油速度，有效提高了油层的开发效果。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本发明的实施例提供的稠油的开采方法的流程示意图。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本申请。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
由背景技术可知，现场生产过程中会出现部分低产井，且日产油水平低于正常井组平均水平10t/d以上，且通过常规调控手段无法有效改善开发效果。本申请的发明人经过大量实验研究和理论研究后终于发现，主要受井间或者注汽井上方隔夹层连续发育、水平段连通程度低及蒸汽腔扩展速度缓慢影响。
为了解决上述问题，本申请的发明人提供了一种稠油的开采方法。如图1所示，该开采方法包括对油层进行循环预热，以及向注汽井中注入蒸汽至原油从生产井中采出的步骤，且在循环预热的步骤之前，开采方法还包括：进行至少一次油层预处理步骤，油层预处理步骤为向注汽井注入采油助剂，采油助剂的种类为非凝析气体、气相烃或降粘试剂。其中，气相烃是指低浓度的烃类添加剂(溶剂),如丙烷、丁烷等，降粘试剂是指具有明显降粘作用的降粘试剂，如稠油催化裂解降粘、加碱降粘、表面活性剂降粘、降凝剂降粘及油溶性降粘剂降粘等。
而且，本发明通过在循环预热的步骤之前，向注汽井注入非凝析气体、气相烃或降粘试剂，从而改善SAGD水平段(即注入井和生产井的水平段)的动用程度，并加快蒸汽腔扩展速度，缩短油层中隔夹层对蒸汽腔扩展的阻挡时间，提高蒸汽热利用率和蒸汽腔泄油速度，有效提高了油层的开发效果。
下面将更详细地描述根据本发明提供的稠油的开采方法的示例性实施方式。然而，这些示例性实施方式可以由多种不同的形式来实施，并且不应当被解释为只限于这里所阐述的实施方式。应当理解的是，提供这些实施方式是为了使得本申请的公开彻底且完整，并且将这些示例性实施方式的构思充分传达给本领域普通技术人员。
本发明提供的稠油的开采方法中，进行多次油层预处理步骤时，优选地，每次油层预处理步骤所采用的采油助剂的种类不同。此处，采油助剂的种类包括非凝析气体、气相烃或降粘试剂。当然，每次油层预处理步骤所采用的采油助剂的种类也可以相同。
在一种优选的实施方式中，进行两次油层预处理步骤，且第一次油层预处理步骤采用的采油助剂为非凝析气体，第二次油层预处理步骤采用的采油助剂为降粘试剂。发明人发现这两次预处理步骤之间会产生相同协同作用，即不但进一步缩短油层中隔夹层对蒸汽腔扩展的阻挡时间，还进一步提高了蒸汽热利用率和蒸汽腔泄油速度，并进一步提高了油层的开发效果。
在另一种优选的实施方式中，进行两次油层预处理步骤，且第一次油层预处理步骤采用的采油助剂为气相烃，第二次油层预处理步骤采用的采油助剂为降粘试剂。发明人发现这两次预处理步骤之间会产生相同协同作用，即不但进一步缩短油层中隔夹层对蒸汽腔扩展的阻挡时间，还进一步提高了蒸汽热利用率和蒸汽腔泄油速度，并进一步提高了油层的开发效果。
本发明提供的稠油的开采方法中，当采用非凝析气体作为采油助剂时，非凝析气体的注入量可以根据实际需求进行设定。优选地，注入非凝析气体至充满蒸汽腔。
当采用气相烃作为采油助剂时，气相烃的注入量也可以根据实际需求进行设定。优选地，将采油助剂和蒸汽同时注入至注汽井中。优选的，注入气相烃至充满蒸汽腔，蒸汽的注入量为水平段不动用段吸汽量，主要受注蒸汽速度和水平段长度及蒸汽腔大小有关，需通过数值模拟软件进行计算。
当采用降粘试剂作为采油助剂时，可以将采油助剂同时注入至注汽井和生产井中。降粘试剂的注入量为所选井组油藏的油层孔隙度为、含油饱和度、原油密度、水平段未连通段长度及上下水平井间距离计算沿水平段方向两个圆柱体空间的原油质量，再通过所选降粘试剂达到最佳暂堵、调剖、降粘等效果时的与原油质量比标准，即可计算出降粘试剂的最优注入量。
上述稠油的开采方法中，优选地，非凝析气体为氮气、二氧化碳和烟道气中的一种或多种；降粘试剂为甲酰胺、氯化铵和亚硝酸钠中的一种或多种；气相烃为丁烷、丙烷和甲烷中的一种或多种。
下面将结合具体实例进一步说明本发明提供的稠油的开采方法。
本发明提供的稠油的开采方法由非凝析气体辅助蒸汽腔扩展技术、气相烃提高蒸汽腔泄油速度技术和降粘试剂辅助吞吐改善水平段动用程度技术组合而成，针对不同类型的低产井组三项技术可单独实施，也可组合实施，并且系统的形成了一套技术实施流程和参数优化方法。
非凝析气体辅助蒸汽腔扩展技术是指单独向注汽井注入非凝析气体，再恢复SAGD生产方式(包括循环预热和蒸汽采油)或者开展降粘试剂辅助吞吐改善水平段动用程度技术。非凝析气体点选择注汽井上部油藏物性差、隔夹层发育的部位，缩短蒸汽腔受隔夹层阻挡的时间，保证非凝析气体辅助蒸汽腔扩展效果达到最佳，同时考虑井组水平段连通情况及井下管柱结构，综合考虑以上因素确定合理注气点。非凝析气体注入量优化考虑两个原则，一是非凝析气体进入井组水平段未动用段地层，二是非凝析气体充满已有蒸汽腔并完全覆盖腔体，充分利用非凝析气体非混相驱替作用强、导热系数低的作用，提高未连通水平段储层的驱油效率，提高SAGD生产热利用率，加快蒸汽腔扩展速率。
气相烃提高蒸汽腔泄油速度技术一般选择将气相烃和蒸汽同时注入至注汽井中，再恢复SAGD生产方式(包括循环预热和蒸汽采油)或者开展降粘试剂辅助吞吐改善水平段动用程度技术。注溶剂点选择注汽井上部蒸汽腔较发育的部位，气相烃与水蒸汽沿蒸汽腔边缘稀释原油，使原油粘度进一步降低，提高蒸汽腔泄油速度，同时考虑井组水平段连通情况及井下管柱结构，综合考虑以上因素确定合理注溶剂点。气相烃注入量优化考虑一个原则，气相烃能够完全覆盖蒸汽腔体边缘，充分利用气相烃的降粘效果，降低蒸汽用量，提高蒸汽腔泄油速度。
降粘试剂辅助吞吐改善水平段动用程度技术的注入方式为：将降粘试剂同时从上部注汽井和下部生产井(一般按1:1的比例)在每轮吞吐前注入，而注入位置选择井组水平段连通情况较差的部位，保证降粘试剂辅助改善连通段效果达到最佳，同时综合考虑井下管柱结构确定合理注入点。降粘试剂注入量优化原则为先通过所选井组油藏的油层孔隙度为、含油饱和度、原油密度、水平段未连通段长度及上下水平井间距离计算沿水平段方向两个圆柱体空间的原油质量，再通过所选降粘试剂达到最佳暂堵、调剖、降粘等效果时的与原油质量比标准，即可计算出降粘试剂的最优注入量。吞吐参数设计由井底注汽压力设计、注汽速度设计、轮次及轮注采指标设计、焖井时间设计及采液速度设计组成，井底注汽压力设计原则为井底注汽压力越高，水平段未动用段吸汽能力越好，热扩散半径越大，但不能超过油藏破裂压力。注汽速度设计原则为注汽速度越高越利于水平段不动用段吸汽，现场实施时，在保证井底注汽压力不超限定压力的情况下，应尽可能提高注汽速度；轮次及轮注采指标设计，吞吐轮次设计原则为当注采井间未连通部位达到热连通要求，对应井段流体开始具有流动性为止，而轮注采指标中注汽量则按照所优化的注汽速度进行各轮注汽后，井底注汽压力逐渐升高至最高限定压力为最优的原则进行设计，采液量则按照采注比1.0确定即可。焖井时间设计原则为未动用段充分热交换，热效率达到最佳，一般随着焖井时间的增加，热效率增加，当超过一定时间后(油藏物性不同时间不同)，热效率不再增加；采液速度设计原则为采液速度越高，越利于脚尖处未动用段被加热的地层原油回采至地面，使未动用段储层逐渐形成蒸汽腔并加强未动用段下一轮吞吐的吸汽能力，进一步提高吞吐效果，但在回采过程中，采液速度过高将导致汽窜，抑制未动用段地层原油的产出，因此在生产过程中应控制井下Sub-cool值不低于15℃的前提下，尽可能的提高产液速度。
发明人还将本发明提供的稠油的开采方法在风城油田重32、重37井区SAGD先导试验区进行实验，且应用到两井组。其中一井组单独实施非凝析气体辅助蒸汽腔扩展技术，平均单井日产油水平较实施前提高17t/d；另一井组实施立体综合治理措施技术(即先后实施非凝析气体辅助蒸汽腔扩展技术、气相烃提高蒸汽腔泄油速度技术和降粘试剂辅助吞吐改善水平段动用程度技术)，平均单井日产油水平较实施前提高12t/d。
从以上实施例可以看出，本发明上述的实例实现了如下技术效果：
1、明确了造成SAGD井组低产的主要影响因素。
2、形成了非凝析气体辅助蒸汽腔扩展技术，对于受隔夹层发育影响蒸汽腔扩展的井组改善效果明显。
3、形成了气相烃提高蒸汽腔泄油速度技术，对于降低蒸汽用量，提高井组产油速率效果冥想。
4、形成了降粘试剂辅助吞吐改善水平段动用程度技术，对于水平段连通程度低的井组改善效果明显。
5、三项技术组合实施形成SAGD立体综合治理措施技术，实施后，平均单井日产油水平较实施前增加10t/d以上。
以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种稠油的开采方法，包括对油层进行循环预热，以及向注汽井中注入蒸汽至原油从生产井中采出的步骤，其特征在于，在所述循环预热的步骤之前，所述开采方法还包括：进行至少一次油层预处理步骤，所述油层预处理步骤为向所述注汽井注入采油助剂，所述采油助剂的种类为非凝析气体、气相烃或降粘试剂。
2.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，进行多次所述油层预处理步骤时，每次所述油层预处理步骤所采用的所述采油助剂的种类不同。
3.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，进行两次所述油层预处理步骤，且第一次油层预处理步骤采用的所述采油助剂为所述非凝析气体，第二次油层预处理步骤采用的所述采油助剂为所述降粘试剂。
4.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，进行两次所述油层预处理步骤，且第一次油层预处理步骤采用的所述采油助剂为所述气相烃，第二次油层预处理步骤采用的所述采油助剂为所述降粘试剂。
5.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，当采用所述非凝析气体作为所述采油助剂时，注入所述非凝析气体至充满蒸汽腔。
6.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，当采用所述气相烃作为所述采油助剂时，将所述采油助剂和蒸汽同时注入至所述注汽井中。
7.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，当采用所述降粘试剂作为所述采油助剂时，将所述采油助剂同时注入至所述注汽井和所述生产井中。
8.根据权利要求1至7中任一项所述的开采方法，其特征在于，所述非凝析气体为氮气、二氧化碳和烟道气中的一种或多种；所述降粘试剂为甲酰胺、氯化铵和亚硝酸钠中的一种或多种；所述气相烃为丁烷、丙烷和甲烷中的一种或多种。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510738252.9A CN106640002A (zh) | 2015-11-03 | 2015-11-03 | 稠油的开采方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201510738252.9A CN106640002A (zh) | 2015-11-03 | 2015-11-03 | 稠油的开采方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106640002A true CN106640002A (zh) | 2017-05-10 |
Family
ID=58810842
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201510738252.9A Pending CN106640002A (zh) | 2015-11-03 | 2015-11-03 | 稠油的开采方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106640002A (zh) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106988716A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-07-28 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法 |
| CN106996283A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-01 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种水热裂解结合井下自生混相热流体的采油方法 |
| CN106996284A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-01 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种利用油酸混合物稠油改质结合混相热流体驱采油方法 |
| CN107091074A (zh) * | 2017-05-19 | 2017-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采深层底水稠油油藏的方法 |
| CN108131124A (zh) * | 2017-11-13 | 2018-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法 |
| CN108708699A (zh) * | 2018-05-14 | 2018-10-26 | 中国石油大学(华东) | 一种强化sagd蒸汽腔突破低物性储层的超稠油开发方法 |
| CN110821462A (zh) * | 2019-10-16 | 2020-02-21 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 一种sagd控制井储层具有夹层水平井组尾端动用方法 |
| CN114622876A (zh) * | 2020-12-11 | 2022-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种电加热辅助水平井吞吐开采稠油的方法 |
| CN115324546A (zh) * | 2022-08-28 | 2022-11-11 | 重庆科技学院 | Sagd蒸汽预热成效预测方法、模拟实验装置及其模拟方法 |
| CN117027745A (zh) * | 2023-10-10 | 2023-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种非凝析气复合水热裂解催化剂强化稠油热采的方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102628350A (zh) * | 2012-04-20 | 2012-08-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法 |
| CN103089230A (zh) * | 2013-01-24 | 2013-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法 |
| CN103939069A (zh) * | 2014-03-13 | 2014-07-23 | 中国石油大学(北京) | 一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法 |
| CN104265253A (zh) * | 2014-08-06 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油油藏sagd开采方法 |
| CN104500014A (zh) * | 2014-12-25 | 2015-04-08 | 西南石油大学 | 一种稠油双水平井的开采方法 |
| US20150114637A1 (en) * | 2013-10-30 | 2015-04-30 | Conocophillips Company | Alternating sagd injections |
-
2015
- 2015-11-03 CN CN201510738252.9A patent/CN106640002A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102628350A (zh) * | 2012-04-20 | 2012-08-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法 |
| CN103089230A (zh) * | 2013-01-24 | 2013-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法 |
| US20150114637A1 (en) * | 2013-10-30 | 2015-04-30 | Conocophillips Company | Alternating sagd injections |
| CN103939069A (zh) * | 2014-03-13 | 2014-07-23 | 中国石油大学(北京) | 一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法 |
| CN104265253A (zh) * | 2014-08-06 | 2015-01-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油油藏sagd开采方法 |
| CN104500014A (zh) * | 2014-12-25 | 2015-04-08 | 西南石油大学 | 一种稠油双水平井的开采方法 |
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107091074B (zh) * | 2017-05-19 | 2020-09-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采深层底水稠油油藏的方法 |
| CN107091074A (zh) * | 2017-05-19 | 2017-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采深层底水稠油油藏的方法 |
| CN106996283A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-01 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种水热裂解结合井下自生混相热流体的采油方法 |
| CN106996284A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-01 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种利用油酸混合物稠油改质结合混相热流体驱采油方法 |
| CN106988716A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-07-28 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法 |
| CN108131124A (zh) * | 2017-11-13 | 2018-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法 |
| CN108708699B (zh) * | 2018-05-14 | 2019-04-16 | 中国石油大学(华东) | 一种强化sagd蒸汽腔突破低物性储层的超稠油开发方法 |
| CN108708699A (zh) * | 2018-05-14 | 2018-10-26 | 中国石油大学(华东) | 一种强化sagd蒸汽腔突破低物性储层的超稠油开发方法 |
| CN110821462A (zh) * | 2019-10-16 | 2020-02-21 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 一种sagd控制井储层具有夹层水平井组尾端动用方法 |
| CN110821462B (zh) * | 2019-10-16 | 2022-03-25 | 新疆中凌工程技术有限公司 | 一种sagd控制井储层具有夹层水平井组尾端动用方法 |
| CN114622876A (zh) * | 2020-12-11 | 2022-06-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种电加热辅助水平井吞吐开采稠油的方法 |
| CN114622876B (zh) * | 2020-12-11 | 2024-08-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种电加热辅助水平井吞吐开采稠油的方法 |
| CN115324546A (zh) * | 2022-08-28 | 2022-11-11 | 重庆科技学院 | Sagd蒸汽预热成效预测方法、模拟实验装置及其模拟方法 |
| CN115324546B (zh) * | 2022-08-28 | 2023-09-08 | 重庆科技学院 | Sagd蒸汽预热成效预测方法、模拟实验装置及其模拟方法 |
| CN117027745A (zh) * | 2023-10-10 | 2023-11-10 | 中国石油大学(华东) | 一种非凝析气复合水热裂解催化剂强化稠油热采的方法 |
| CN117027745B (zh) * | 2023-10-10 | 2024-01-19 | 中国石油大学(华东) | 一种非凝析气复合水热裂解催化剂强化稠油热采的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106640002A (zh) | 稠油的开采方法 | |
| CN102278103B (zh) | 一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法 | |
| CN102628350B (zh) | 一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法 | |
| CN109209306B (zh) | 超低渗致密油藏水平井注co2异步吞吐补充能量的方法 | |
| CN104265253B (zh) | 稠油油藏sagd开采方法 | |
| CN104453805B (zh) | 一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油快速启动方法 | |
| CN103939071B (zh) | 一种水平井蒸汽驱井网结构及蒸汽驱方法 | |
| CN102518415B (zh) | 一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法 | |
| CN103321621B (zh) | 稠油楔形粘度段塞驱油方法 | |
| CN108119113A (zh) | 开采稠油的方法 | |
| CN109838224A (zh) | 辅助采油井与sagd组合的开采超稠油的方法 | |
| CN104832141A (zh) | 一种溶剂辅助水平井间连通方法 | |
| Mojarab et al. | Improving the sagd performance by introducing a new well configuration | |
| CN107013197A (zh) | 含夹层稠油双水平井蒸汽辅助重力泄油开发钻井完井方法 | |
| CN106593367A (zh) | 稠油油藏蒸汽辅助重力泄油的启动方法 | |
| EA037125B1 (ru) | Способ добычи с нагнетанием растворителя | |
| CN109915082A (zh) | 一种开采海上稠油油藏的装置和方法 | |
| RU2473796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью | |
| CN115045642A (zh) | 一种水井油井推拉联动的稠油开采方法 | |
| US9291042B2 (en) | Water injection method for assisting in recovery of heavy oil | |
| RU2274741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN107401397B (zh) | 双水平井的联通方法 | |
| CN113047821A (zh) | 水蒸气-气体组合循环驱替方法 | |
| Xi et al. | Three Typical SAGD Horizontal Producer Temperature Modes and Enhanced Measures in Heterogeneous Super Heavy Oil Reservoir-A Case Study in FC Project of Xinjiang Oilfield | |
| CN107701158B (zh) | 开采泡沫型超重油的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20170510 |