CN107091074B - 开采深层底水稠油油藏的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种开采深层底水稠油油藏的方法，其涉及油田采油技术领域，该方法包括以下步骤：对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏；在所述目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井或一口直井和一口水平井，两口所述水平井或一口直井和一口水平井满足第一预设条件；向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产；当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件；持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产。
Description
技术领域
本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种开采深层底水稠油油藏的方法。
背景技术
稠油油藏一般是指在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s的油藏，目前国内在稠油油藏开发中广泛应用热采技术，具体而言广泛应用的开发方式包括有：蒸汽辅助重力泄油、蒸汽吞吐、蒸汽驱等技术。
蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，SAGD)技术由Butler博士1978发明。经过30多年不断发展和改进，目前已经形成成熟的商业化开采的应用技术。在加拿大油砂开发、我国辽河油田和新疆油田等地区的超稠油油藏开发中都得到了成功应用。蒸汽辅助重力泄油技术的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。目前该技术在加拿大和中国都已经广泛应用，但是主要开发对象均为深度600m以浅的油藏。
然而针对深度大于800m的底水超稠油油藏，由于底水的存在，造成油藏压力不易降低，衰竭开发有早期水淹和采收率低的危险。而且，因为其油藏埋深较大，造成注汽难以保持较高干度，若进行热采开发会面临热效率低的风险，若利用蒸汽辅助重力泄油技术保持高压力操作，同样也会引起明显的热效率低的问题。所以针对此类油藏尚无SAGD技术应用的先例，因此，急需一种可行的方法能有效的提高深层稠油油藏动用程度，提高热利用率和开发效率，以提高深层底水稠油油藏的采收率和开发效果。
发明内容
为了克服现有技术的上述缺陷，本发明实施例所要解决的技术问题是提供了一种开采深层底水稠油油藏的方法，其能够有效的提高深层稠油油藏动用程度，提高热利用率和开发效率，从而提高整个油藏开发过程的经济性。
本发明实施例的具体技术方案是：
一种开采深层底水稠油油藏的方法，所述开采深层底水稠油油藏的方法包括以下步骤：
对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏；
在所述目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井或一口直井和一口水平井，两口所述水平井或一口直井和一口水平井满足第一预设条件；
向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产；
当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件；
持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产。
优选地，在所述对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏的步骤中，所述预设要求至少包括以下之一：目标稠油油藏的藏埋深大于400m、连续油藏厚度大于20m、油层渗透率在100md以上、油藏孔隙度在0.20以上、油藏原始压力大于4Mpa、油藏的原油粘度在10000mPa·s以上、油藏的垂向渗透率Kv和水平方向渗透率Kh之比值大于0.4。
优选地，所述预设要求还包括油藏内部存在连续的隔夹层和/或油藏下部底水水体在油藏体积的0至100倍之间。
优选地，在所述在所述目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井，两口所述水平井或一口直井和一口水平井满足第一预设条件的步骤中，当为两口所述水平井时，所述第一预设条件至少包括以下之一：所述水平井的长度在400米至1000米之间、两口所述水平井的在垂直方向的位置距离在3米至8米之间、两口所述水平井的水平投影距离在0米至10米之间、两口所述水平井中位于下部的水平井距离油藏底部在2米至5米之间。
优选地，在所述在所述目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井，两口所述水平井或一口直井和一口水平井满足第一预设条件的步骤中，当为一口直井和一口水平井时，所述第一预设条件为：直井为注汽井，水平井为生产井。
优选地，在所述向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产的步骤中，所述第二预设条件为蒸汽的注入速度大于等于100t/d。
优选地，在当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件的步骤中，预设数值为大于等于0.2MPa的数值。
优选地，在当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件的步骤中，第三预设条件为注蒸汽速度在60t/d至120t/d之间。
优选地，在当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件的步骤中，第四预设条件为单位时间内注入的乙烷或丙烷或丁烷的体积倍数是注入蒸汽的10-200倍。
优选地，所述开采深层底水稠油油藏的方法还包括以下步骤，在所述持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产的步骤前，在地面通过油气分离装置连续回收产出的乙烷或丙烷或丁烷，将乙烷或丙烷或丁烷干燥处理后输送到注入蒸汽的井继续与蒸汽混合注入。
优选地，在所述持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产的步骤中，当另一口井的日产油量低于至20t以下时停止向水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物。
优选地，蒸汽的注入速度为100t/d-500t/d之间，另一口井的排液速度控制注入蒸汽速度的1.1-1.2倍之间。
优选地，蒸汽的注入速度在300t/d-400t/d之间，另一口井的排液速度在400t/d-540t/d之间。
优选地，在所述当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件的步骤中，开始注入乙烷或丙烷或丁烷气体的时机为：在油藏蒸汽腔发育至油藏顶部时。
优选地，所述开采深层底水稠油油藏的方法还包括以下步骤：通过温度观察井确认汽腔发育位置，所述温度观察井部署在蒸汽腔范围内，根据测温井筒内垂向上沿井筒连续分布的光纤获取温度和位置的关系，经处理后获得高温区域即蒸汽腔的分布，根据高温区域的分布情况将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件。
优选地，所述开采深层底水稠油油藏的方法还包括以下步骤：在所述向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产的步骤之前，对两口井进行蒸汽循环、电加热或者蒸汽吞吐预热以形成热连通。
优选地，两口井均采用长管注汽、环空排液的方式进行循环预热，预热中注汽速度为50t/d-120t/d，预热时间为150天-210天。
优选地，当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，油藏中的蒸汽腔已经发育到油藏的顶部盖层，并且开始向侧向扩展。
优选地，在所述当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件的步骤中，另一口井在进行生产时操作压力保持低于原始油藏压力0MPa至0.2MPa。
本发明的技术方案具有以下显著有益效果：
1、本发明提供一种利用超临界乙烷或丙烷或丁烷作为主要的注入介质以取代大部分蒸汽，在保持油藏内气体腔压力的同时，保证了蒸汽腔中心部位较高的温度。在蒸汽腔边缘位置处利用烃类气体在高压超临界状态下的超强溶解能力，明显降低了汽腔边缘处稠油的粘度，随着原油向蒸汽腔核心部位流动，温度逐渐升高，溶解气逐渐减少，同时由于温度升高引起原油粘度变低抵消了湿气溶解度降低引起的原油粘度升高，从而保持了原油的流动性，如此，在实现相近的产量的同时，注入的乙烷气体有助于保持蒸汽腔的压力，弥补了高压蒸汽比容较小的缺点，节约了大量蒸汽，提高了整个油藏开发过程的经济性。
2、在本发明的操作中可以保持较高的操作压力，因而在底水稠油油藏开发的过程中可以起到较好的保持压力的作用，从而减少出现底水入侵现象的可能性。
3、本发明可以改善蒸汽腔的波及体积，节约使用蒸汽50％以上，提高油汽比至0.6至0.8，总体采收率达60％以上。
附图说明
在此描述的附图仅用于解释目的，而不意图以任何方式来限制本发明公开的范围。另外，图中的各部件的形状和比例尺寸等仅为示意性的，用于帮助对本发明的理解，并不是具体限定本发明各部件的形状和比例尺寸。本领域的技术人员在本发明的教导下，可以根据具体情况选择各种可能的形状和比例尺寸来实施本发明。
图1为本发明实施例的步骤流程图。
图2为实施例2中在超临界乙烷蒸汽复合辅助重力泄油过程的温度场分布侧视图。
图3为实施例2超临界乙烷蒸汽复合辅助重力泄油过程含油饱和度分布图。
图4为实施例2中超临界乙烷蒸汽复合辅助重力泄油过程乙烷浓度分布图。
具体实施方式
结合附图和本发明具体实施方式的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的具体实施方式，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。需要说明的是，当元件被称为“设置于”另一个元件，它可以直接在另一个元件上或者也可以存在居中的元件。当一个元件被认为是“连接”另一个元件，它可以是直接连接到另一个元件或者可能同时存在居中元件。术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是机械连接或电连接，也可以是两个元件内部的连通，可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语的具体含义。本文所使用的术语“垂直的”、“水平的”、“上”、“下”、“左”、“右”以及类似的表述只是为了说明的目的，并不表示是唯一的实施方式。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本申请的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本申请的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施方式的目的，不是旨在于限制本申请。本文所使用的术语“和/或”包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
为了能够有效的提高深层稠油油藏动用程度，提高热利用率和开发效率，进而提高整个油藏开发过程的经济性，在本申请中提出了一种开采深层底水稠油油藏的方法，图1为本发明开采深层底水稠油油藏的方法实施例的步骤流程图，如图1所示，本发明中开采深层底水稠油油藏的方法包括以下步骤：
对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏。在本步骤中，筛选目标稠油油藏，目标稠油油藏至少需要符合预设要求中的一项或多项，目标稠油油藏符合预设要求中的项数越多，利用本方法进行开采稠油油藏的效果越佳，通过现场项目试验发现，预设要求至少可以包括目标稠油油藏的藏埋深大于400m、连续油藏厚度大于20m、油层渗透率在100md以上、油藏孔隙度在0.20以上、油藏原始压力大于4Mpa、油藏的原油粘度在10000mPa·s以上、油藏的垂向渗透率Kv和水平方向渗透率Kh之比值大于0.4。其次，在优选的实施方式中，预设要求最好还包括油藏内部最好需要存在连续的隔夹层，油藏下部底水水体是油藏体积的0至100倍之间。
在目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井或一口直井和一口水平井，两口水平井或一口直井和一口水平井满足第一预设条件。在本步骤中，对目标稠油油藏进行SAGD井网部署，在一种实施方式中，按照常规水平井部署方式平行部署两口水平井，在该方式中，第一预设条件至少包括以下之一：水平井的长度在400米至1000米之间、两口水平井的在垂直方向的位置距离在3米至8米之间、两口水平井的水平投影距离在0米至10米之间、两口水平井中位于下部的水平井距离油藏底部在2米至5米之间；或者，在另一种实施方式中，按照常规水平井部署方式部署一口直井和一口水平井，在该实施方式中，第一预设条件为：直井为生产井，水平井为注汽井。
对两口井进行蒸汽循环、电加热或者蒸汽吞吐预热以形成热连通。在本步骤中，两口井均可以采用长管注汽、环空排液的方式进行循环预热，预热中注汽速度为50t/d-120t/d，预热时间为150天-210天。该步骤可以根据稠油油藏的实际情况决定是否执行循环预热以形成热连通，因此，当不需要执行循环预热以形成热连通时，该步骤可以省略。
向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产。在本步骤中，如果循环预热启动后，则保持正常SAGD操作，当在目标稠油油藏部署的是两口水平井时，向位于上部的一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井即位于下部的水平井则进行生产。当在目标稠油油藏部署的是一口水平井和一口直井时，向水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一直井则进行生产。同样的，第二预设条件为蒸汽的注入速度需要大于等于100t/d。在上述步骤中，按照设计的400m长度以上的水平井时，第二预设条件为蒸汽的注入速度大于等于100t/d，要求100t以上的注汽速度是根据理论计算和经验判断所得，该条件下注入的蒸汽干度沿井筒分布较均匀，水平井越长，该速度值越大，但是最低不应低于100t左右。在保持进行生产的井处于较高产液量的同时，尽量控制井底不产出蒸汽。在保持合理产液量时即可以保持不产出蒸汽，若产液量过大，蒸汽会突破到井底，造成气体产出，合理产液量与汽腔的规模，温度和流体粘度相关，当泄流到井底的原油和冷凝水能保持稳定的液面，也就是说在保持蒸汽和生产井不直接接触时，产液速度是合理的。在一个优选的实施方式中，通过现场试验发现，蒸汽的注入速度为100t/d-500t/d之间，另一口井的排液速度控制注入蒸汽速度的1.1-1.2倍之间时，具有较好的效果。而蒸汽的注入速度在300t/d-400t/d之间，另一口井的排液速度在400t/d-540t/d之间时，效果更佳。
当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件。在本步骤中，通过压力监测设备监测注汽井的注汽压力，通过现场试验分析，低预设数值一般为大于等于0.2MPa的数值。当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，油藏中的蒸汽腔已经发育到油藏的顶部盖层，并且开始向侧向扩展。此时为开始注入乙烷或丙烷或丁烷气体的时机，即在油藏蒸汽腔发育至油藏顶部时。将注蒸汽速度降低至第三预设条件，第三预设条件一般可以为注蒸汽速度在60t/d至120t/d之间，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件，第四预设条件为单位时间内注入的乙烷或丙烷或丁烷的体积倍数是注入蒸汽的10-200倍。
乙烷或丙烷或丁烷的标况体积是蒸汽冷水当量体积的10-200倍，在该倍数范围下，乙烷或丙烷或丁烷在蒸汽腔中可以占据50％左右的摩尔浓度，降低蒸汽的分压和节约蒸汽使用量。若使用量高于这个范围，会造成乙烷或丙烷或丁烷分压过大，降低汽腔温度，而乙烷或丙烷或丁烷溶解降低的粘度不足以抵消温度降低带来的粘度升高，会降低产量。若低于这个范围，注入乙烷或丙烷或丁烷量过少，则不能实现维持汽腔压力和节约大量蒸汽的目的。
在上述步骤中，注入混合气体的井尽量保持注入压力高于初始油藏压力不超过0.2MPa，另一口井在进行生产时操作压力尽量保持低于原始油藏压力0MPa至0.2MPa。保持注入气体的井的操作压力高的目的在于保持较好的注入能力，不然蒸汽不能顺利注入地层，保持进行生产的井的操作压力的目的在于减少底水向油藏中的突进，减少进行生产的井被水淹的风险。
在上述步骤中，可以不通过当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时来判断蒸汽腔是否已经发育到油藏的顶部盖层，并且开始向侧向扩展。而通过温度观察井确认汽腔发育位置，温度观察井部署在蒸汽腔范围内，根据测温井筒内垂向上沿井筒连续分布的光纤获取温度和位置的关系，经处理后获得高温区域即蒸汽腔的分布，根据高温区域的分布情况确定是否将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件。
为了节约乙烷或丙烷或丁烷的使用量，减小成本，可以在地面通过油气分离装置连续回收产出的乙烷或丙烷或丁烷，将乙烷或丙烷或丁烷干燥处理后输送到注入蒸汽的井继续与蒸汽混合注入。
持续向水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产。在本步骤中，当另一口井的日产油量低于至20t以下时停止向水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物，该稠油油藏开采完成。
本发明提供一种利用超临界乙烷或丙烷或丁烷作为主要的注入介质以取代大部分蒸汽，在保持油藏内气体腔压力的同时，保证了蒸汽腔中心部位较高的温度。在蒸汽腔边缘位置处利用烃类气体在高压超临界状态下的超强溶解能力，明显降低了汽腔边缘处稠油的粘度，随着原油向蒸汽腔核心部位流动，温度逐渐升高，溶解气逐渐减少，同时由于温度升高引起原油粘度变低抵消了湿气溶解度降低引起的原油粘度升高，从而保持了原油的流动性，如此，在实现相近的产量的同时，注入的乙烷或丙烷或丁烷气体有助于保持蒸汽腔的压力，弥补了高压蒸汽比容较小的缺点，节约了大量蒸汽，提高了整个油藏开发过程的经济性。同时，在本发明的操作中可以保持较高的操作压力，因而在底水稠油油藏开发的过程中可以起到较好的保持压力的作用，从而减少出现底水入侵现象的可能性。通过现场试验发现，本发明可以改善蒸汽腔的波及体积，节约使用蒸汽达50％以上，提高油汽比至0.6至0.8，总体采收率达60％以上。
实施例1,
在本实施例1中提供了一个利用本申请中开采深层底水稠油油藏的方法在某一油田中的应用。该油田的油藏性质说明如下：油藏埋深在530m，油层有效厚度为106.0m，净总厚度比为0.92，平均孔隙度为36.5％，平均水平渗透率5540md，水平渗透率与垂向渗透率的比值为0.7，油层内部无纯泥岩隔夹层，油层条件下原油粘度为23.2×104cp。该油田已采用直井蒸汽吞吐开发5年，阶段采出程度为10.7％，产量递减率为23.4％，地层压力在2MPa至3MPa之间。利用本申请中开采深层底水稠油油藏的方法的生产过程如下：
根据油田地质特征与开发现状，进行筛选。该油藏满足以下条件：油层较浅为530m，剩余油饱和度大于0.50，油层厚度大于10.0m，水平渗透率大于250md，垂直与水平渗透率比值大于0.4，油层孔隙度大于0.20，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层。
吞吐现有直井井距70m，在已有吞吐直井间新钻水平井作为用于生产的井，水平井距离油藏底部5m，注采井井距在35米。
对新钻的水平井吞吐一定周期，以使井间形成热连通，在形成热连通后，水平井作为生产井连续生产，首先采用直井连续注高干度蒸汽，注汽速度120t/d，直井为5口，注汽压力为5.5MPa，水平井排液速度为600t/d，水平井作为生产井，井底流压为5.0MPa，连续生产；
连续生产3年后，温度观察井显示在汽腔高度已经增长到距离油藏底部50m，直井位置处的蒸汽腔已经扩展到距离油藏底部70m左右。此时减少注入蒸汽的直井的井数至2口，单井注汽速度120t/d不变，停止注蒸汽的直井以12000m3/d的速度注入乙烷气体，保持注汽直井的操作压力为6.5MPa，水平井井底流压提高至6.0MPa。
注入3天之后，地面气液分离器开始分离出乙烷气体，产出速度逐渐增加到16000m3/d。启动回收装置，将产出的乙烷收集并疏松到压缩机，经过压缩机压缩后重新注入油藏。连续生产8年之后，该油藏的瞬时日产油量降低到19t/d，生产结束。
SAGD技术一般累积油汽比在0.2至0.4之间，阶段采收率在40％左右，总体采收率在50％至60％之间。而本实施例1中采用本申请中的方法后的累积油汽比可达到0.747，阶段采收率达到52％，加上吞吐阶段的采出程度，总采收率达到72.7％，本申请中的方法具有较大的优势。
实施例2
在本实施例2中提供了一个利用本申请中开采深层底水稠油油藏的方法在另一油田中的应用。该油田的油藏性质说明如下：油藏埋深800m，油层有效厚度为32.0m，净总厚度比为0.82，平均孔隙度为26.0％，平均水平渗透率为1250md，水平渗透率与垂向渗透率的比值为0.60，油层内部无纯泥岩隔夹层，油层条件下原油粘度为12.0×104cp。油田是新开发区块，原始含油饱和度70％，原始油藏压力3.0MPa。利用本申请中开采深层底水稠油油藏的方法的生产过程如下：
根据油田地质特征与开发现状，进行筛选。该油藏满足以下条件：油层埋深400m以上，初始含油饱和度大于0.50，油层厚度大于20.0m，水平渗透率大于250md，垂直与水平渗透率比值大于0.4，油层孔隙度大于0.20，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层。
在靠近油层底部钻一对水平井，两口井垂向距离4米，水平面投影横向距离0m，底部水平井距离油藏底部5m。
一对水平井同时采用井筒蒸汽循环的方式预热油层3个月，当井间形成热连通后，进入生产井连续生产阶段，首先采用上部水平井以恒定速度300t/d左右连续注入蒸汽，注入压力最高不超过8.5MPa，下部水平井连续生产，日产量为400t/d，生产井井底流压保持不低于7.5MPa。持续生产1年后，附近的观察井测温曲线显示高温区域已经扩展至油藏顶部，同时注汽的水平井的注入速度稳定在300t/d，注汽压力开始逐渐下降。
此时上部水平注入井开始降低蒸汽注入速度至100t/d，同时注入8000至12000m3/d的速度注入乙烷气体，控制注汽压力不超过8.5MPa，下部生产井持续生产，控制井底流压不低于7.5MPa。生产7年之后，单井日产油量降低至20t/d，生产结束。
与SAGD技术对比，该方法的累积油汽比可达到0.866，阶段采收率达到54％,加上吞吐阶段的采出程度，总采收率达到65.7％，相对于SAGD技术提高采收率9.7％左右，油汽比提高0.60左右。
图2为实施例2中在超临界乙烷蒸汽复合辅助重力泄油过程的温度场分布侧视图，图3为实施例2超临界乙烷蒸汽复合辅助重力泄油过程含油饱和度分布图，图4为实施例2中超临界乙烷蒸汽复合辅助重力泄油过程乙烷浓度分布图。由图2至图4所示，本实施例中由于使用了乙烷气体代替了大部分蒸汽，超临界乙烷是指温度超过32.2℃，压力超过4.87MPa的乙烷气体，这种状态下的乙烷具有液体特性，可以与稠油无限互溶，又具有气体的特性，密度极低，扩散性质强的特点。当乙烷气体代替了大部分蒸汽后，高温区域的范围明显缩小，从蒸汽腔核心部位到边缘区域形成较明显的温度梯度，这样就大大减少了蒸汽腔在顶部的热损失。高温区域的含油饱和度降低至0.08左右，而温度较低的区域含油饱和度同样明显降低到0.20左右，验证了泄油过程是蒸汽热作用和乙烷降粘作用的复合结果。在泄油界面位置处，乙烷浓度明显增大，而此处温度仅有120度左右，说明乙烷气体在该处富集，并呈超临界状态溶解降粘，是泄油界面上的主要降粘因素。
通过实施例1和实施例2可知，本发明提供的一种开采深层底水稠油油藏的方法和常规的SAGD的操作效果相比，本发明较大改善了SAGD的生产效果，提高了蒸汽利用率，节约了蒸汽的使用量，提高了油藏的最终采收率；与溶剂辅助SAGD方法相比，本发明中的方法具有操作简单，成本低廉，易于回收等优势。在极端情况下，可以仅注入30％的蒸汽，同时保持较高的采油速度，因此，该方法可以大大提高稠油油藏开发的经济性。
多个元件、成分、部件或步骤能够由单个集成元件、成分、部件或步骤来提供。另选地，单个集成元件、成分、部件或步骤可以被分成分离的多个元件、成分、部件或步骤。用来描述元件、成分、部件或步骤的公开“一”或“一个”并不说为了排除其他的元件、成分、部件或步骤。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可。上述实施例只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡根据本发明精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
Claims (12)
1.一种开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，所述开采深层底水稠油油藏的方法包括以下步骤：
对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏，所述预设要求包括：目标稠油油藏的藏埋深大于400m、连续油藏厚度大于20m；所述预设要求还包括油藏内部存在连续的隔夹层和/或油藏下部底水水体在油藏体积的0至100倍之间；
在所述目标稠油油藏按照常规水平井部署方式部署至少两口水平井，两口所述水平井满足第一预设条件，所述第一预设条件至少包括以下之一：所述水平井的长度在400米至1000米之间、两口所述水平井的在垂直方向的位置距离在3米至8米之间、两口所述水平井的水平投影距离在0米至10米之间、两口所述水平井中位于下部的水平井距离油藏底部在2米至5米之间；
向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产；
当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，预设数值为大于等于0.2MPa的数值，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件，第四预设条件为单位时间内注入的乙烷或丙烷或丁烷的标况体积倍数是注入蒸汽冷水当量体积的10-200倍，另一口井在进行生产时操作压力保持低于原始油藏压力0MPa至0.2MPa；
持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产。
2.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，在所述对目标稠油油藏进行筛选，选择符合预设要求的目标稠油油藏的步骤中，所述预设要求还至少包括以下之一：油层渗透率在100md以上、油藏孔隙度在0.20以上、油藏原始压力大于4Mpa、油藏的原油粘度在10000mPa·s以上、油藏的垂向渗透率Kv和水平方向渗透率Kh之比值大于0.4。
3.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，在所述向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产的步骤中，所述第二预设条件为蒸汽的注入速度大于等于100t/d。
4.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，在当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件的步骤中，第三预设条件为注蒸汽速度在60t/d至120t/d之间。
5.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，所述开采深层底水稠油油藏的方法还包括以下步骤，在所述持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产的步骤前，在地面通过油气分离装置连续回收产出的乙烷或丙烷或丁烷，将乙烷或丙烷或丁烷干燥处理后输送到注入蒸汽的井继续与蒸汽混合注入。
6.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，在所述持续向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持续进行生产的步骤中，当另一口井的日产油量低于至20t以下时停止向水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物。
7.根据权利要求3所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，第二预设条件中蒸汽的注入速度为100t/d-500t/d之间，另一口井的排液速度控制在注入蒸汽速度的1.1-1.2倍之间。
8.根据权利要求7所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，第二预设条件中蒸汽的注入速度在300t/d-400t/d之间，另一口井的排液速度在400t/d-540t/d之间。
9.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，在所述当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，将注蒸汽速度降低至第三预设条件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷满足第四预设条件的步骤中，开始注入乙烷或丙烷或丁烷气体的时机为：在油藏蒸汽腔发育至油藏顶部时。
10.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，所述开采深层底水稠油油藏的方法还包括以下步骤：在所述向一口水平井持续注入满足第二预设条件下的蒸汽，另一口井进行生产的步骤之前，对两口井进行蒸汽循环、电加热或者蒸汽吞吐预热以形成热连通。
11.根据权利要求10所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，两口井均采用长管注汽、环空排液的方式进行循环预热，预热中注汽速度为50t/d-120t/d，预热时间为150天-210天。
12.根据权利要求1所述的开采深层底水稠油油藏的方法，其特征在于，当注入蒸汽的井的注汽压力开始降低到比初始操作压力低预设数值时，油藏中的蒸汽腔已经发育到油藏的顶部盖层，并且开始向侧向扩展。
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