CN107191167A - 一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油开发的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油开发的方法，其包括以下步骤：所述方法包括以下步骤：向注汽井中注入水蒸汽至油藏蒸汽腔发育至油藏顶部，然后将尿素与水蒸汽按质量比为(1‑10):100注入注汽井中，生产井进行连续生产；生产至瞬时油汽比降至0.2时，停止尿素的注入，并向所述注汽井中按体积比为10‑100:1注入空气和水蒸汽或者按体积比为10‑100:1注入烟道气和水蒸汽，生产井进行持续生产，直至油汽比小于0.1后停止生产，其中，所述水蒸汽的体积以其冷水当量的体积计。该方法能提高注入油藏的蒸汽的热利用率，促进蒸汽腔扩展，提高油藏的采收率。
Description
技术领域
本发明属于石油开采技术领域，涉及一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油开发的方法。
背景技术
稠油油藏是指在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s的油藏，目前国内稠油油田开发中广泛应用热采技术，目前广泛应用的开发方式包括：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，是一种利用双水平井或者垂直井水平井组合的布井方式，通过水平注入井连续注入蒸汽加热地层原油，利用原油和蒸汽腔中流体的密度差，使原油在重力作用下流入到底部生产井产出的稠油油藏开发方式。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应用技术。在加拿大油砂和辽河油田、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。
申请号为200810113261.9的专利申请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(例如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。注入的气体在在蒸汽腔内部聚集，减少了蒸汽向油藏传热的能力，也影响了蒸汽的热量利用率。
发明内容
鉴于上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油开发的方法，其能提高注入油藏的蒸汽的热利用率，促进蒸汽腔扩展，提高油藏的采收率。
为了达到前述的发明目的，本发明提供的一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油开发的方法，其包括以下步骤：
向注汽井中注入水蒸汽至油藏蒸汽腔发育至油藏顶部，然后将尿素与水蒸汽按质量比为(1-10):100注入注汽井中，生产井进行连续生产；
生产至瞬时油汽比降至0.2时，停止尿素的注入，并向所述注汽井中按体积比为10-100:1注入空气和水蒸汽或者按体积比为10-100:1注入烟道气和水蒸汽，生产井进行持续生产，直至油汽比小于0.1后停止生产，
其中，所述水蒸汽的体积以其冷水当量的体积计。
在上述方法中，尿素与水蒸汽的质量比，以水蒸汽使用的冷水当量计。
在上述方法中，通过光线连续测量温度观察井的温度确定油藏蒸汽腔发育至油藏顶部。如果尿素过早注入注汽井，分解出的氨气会对蒸汽腔扩展有一定的影响，而如果尿素过晚注入注汽井，则不能达到很好的改善效果。
在上述方法中，优选地，所述尿素与水蒸汽的加入方式包括持续注入和分段交替注入。所述持续注入是指将尿素与水蒸汽按照一定的质量比混合后连续注入注汽井；所述分段交替注入是指将尿素形成尿素溶液后与水蒸汽交替注入注汽井中。
在上述方法中，优选地，所述分段交替注入的交替时间为1-6个月；
更优选地，所述尿素与水蒸汽以分段交替注入的方式注入所述注汽井中，且尿素与水蒸汽的质量比为10-40:100。
在上述蒸汽辅助重力泄油(SAGD)注蒸汽生产过程中的生产井连续生产阶段，同时注入适量尿素和水蒸汽形成了氨气-蒸汽的混合系统，由于沸点高的水组分界面张力大于沸点低的氨组分界面张力，因而在蒸汽腔的自由表面上产生了局部液相浓度和温度梯度，引起了液体局部表面张力差异，凝结表面的液膜厚度呈现出不均匀分布的情况，进而产生珠状凝结的现象。这种状态下蒸汽的传热性质得到较大改善，尤其当氨浓度达到0.38％时，整个混合蒸汽体系的换热系数可以增加到原始单纯注入水蒸汽状态的1.9倍，明显降低了蒸汽的液膜热阻和扩散热阻。其次，尿素分解后产生CO2是一种非常易溶解于油和水的气体，CO2溶解于油相，可以降低原油的粘度；CO2溶于水中则呈现酸性，可溶解油藏中部分酸溶性堵塞，另外CO2在水相和油相中的溶解降低了油水界面张力，从而降低了残余油饱和度，改善了油、水相互渗透的关系；此外，CO2气体的膨胀能够增加弹性驱动能量，降低蒸汽分压，提高注入热量的潜热利用率。总之，上述方法通过尿素分解后形成的氨离子增加水蒸汽的热扩散性质，改善了蒸汽腔内的蒸汽热利用率，提高了汽腔的驱油效率，明显提高了稠油驱油效率，并有效提高了注蒸汽开发过程的热效率和油汽比，与注蒸汽辅助重力泄油相结合，达到了改善整个油藏的开发效果和经济有效开发稠油油藏的目的。
在上述方法中，优选地，在注入尿素时，还包括对所述生产井的产出液和CO2气体回收再注入所述注汽井循环利用的步骤。该产出液和CO2气体通过加压降温操作进行收集。
在上述方法中，优选地，在注入尿素前，还包括对所述注汽井和生产井进行注汽预热，形成热连通，然后继续向所述注汽井中注入水蒸汽，生产井进行连续生产的步骤。
在上述方法中，优选地，所述注汽预热为循环预热；更优选地，所述注汽井和生产井采用长管注汽、环空排液的方式进行循环预热；再优选地，所述注汽预热的注汽速度为50t/d-120t/d，预热时间为150-210天。
在上述方法中，优选地，在生产井进行连续生产时，所述注汽井的注汽速度为100t/d-500t/d，所述生产井的排液速度为所述注汽井注汽速度的1.1-1.6倍；更优选地，所述注汽井的注汽速度为300t/d-400t/d，所述生产井的排液速度为400t/d-500t/d。
在上述方法中，优选地，所述注汽井和生产井均为水平井，所述生产井位于所述油藏的底部下方，距离所述油藏的底界3m-5m；所述注汽井位于所述生产井的上方，所述注汽井与所述生产井的垂直距离为3m-5m，水平距离为0m-5m；所述注汽井和生产井的长度均≥400m。
在上述方法中，优选地，所述注汽井和生产井均采用割缝筛管完井，其中，所述注汽井在井筒上侧90°范围内以15°-45°相位进行割缝，割缝长度为5m-15m/个，割缝间距为3m-10m，割缝之间错位距离为3m-5m；
所述生产井在井筒下侧90°范围内以15°-45°相位进行割缝，割缝长度为5m-15m/个，割缝间距为3m-10m，割缝之间错位距离为3m-5m；
更优选地，所述注汽井在井筒上侧90°范围内以30°相位进行割缝，所述生产井在井筒下侧90°范围内以30°相位进行割缝。
在上述方法中，优选地，所述注汽井为垂直井，所述生产井为水平井，所述生产井位于所述油藏的底部下方，距离所述油藏的底界3m-5m；所述注汽井与所述生产井的垂直距离为3m-5m，水平距离≤50m；所述生产井的长度≥400m。
在上述方法中，优选地，所述注汽井采用射孔完井，所述生产井采用割缝筛管完井，其中，所述注汽井的射孔密度为3-7个/米，孔径为3-10mm，射孔方向在朝向水平井的90°范围内；
所述生产在井筒下侧90°范围内以15°-45°相位进行割缝，割缝长度为5m-15m/个，割缝间距为3m-10m，割缝之间错位距离为3m-5m；
更优选地，所述生产在井筒下侧90°范围内以30°相位进行割缝。
在上述方法中，优选地，所述油藏满足的条件为：油藏较浅深度为300m-500m，含油饱和度>0.5，油层厚度>10m，油层孔隙度＞0.2，水平渗透率＞250md，水平渗透率与垂直渗透率比值>0.1，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层。
本发明提供的使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油开发的方法，将尿素NH2-CO-NH2引入到SAGD过程中，利用地下热量分解产生CO2和NH3，氨气在蒸汽腔中提高了蒸汽的换热速度，促进了蒸汽腔的发育；CO2气体保持了合理的蒸汽分压，减缓了蒸汽腔纵向发育，促进了汽腔横向发育，最终达到改善SAGD开发效果的目的，总体采收率可以达65％以上。
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可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发的方法，其具体步骤和相应指标如下：
采用油田1作为开发对象，该油藏埋深在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，该油层内部无纯泥岩隔夹层，油层条件下原油粘度为23.2×104cp；该油田已采用垂直井蒸汽吞吐开发5年，阶段采出程度为10.7％，产量递减率23.4％，地层压力2-3MPa。
在已有吞吐垂直井间新钻400m水平井作为生产井，原垂直井为注汽井，该生产井位于油藏底部的下方，距离油藏底界4m；注汽井与水平井的垂直距离为5m，水平距离为35m；该注汽井采用射孔完井，生产井采用割缝筛管完井，其中，注汽井的射孔密度为7个/米，孔径为10mm，射孔方向在朝向水平井的90°范围内，该生产井在井筒下侧90°范围内以30°相位进行割缝，割缝长度为150cm/个，割缝间距为50cm，割缝之间错位距离为50cm。
在生产井吞吐3周期后，注汽井与生产井形成热连通，进入生产井连续生产阶段，向注汽井中连续注纯蒸汽，注汽速度为120t/d，生产井排液速度为500t/d，连续生产3年后，转换为注汽井连续注入尿素和蒸汽的连续生产方式，具体为：
将尿素与水蒸汽按照1:100的质量比混合后注入注汽井中，持续连续生产，该阶段，注汽井的注汽速度为400t/d，生产井的排液速度为500t/d-600t/d，对生产井的产出液和CO2气体进行加压降温回收，然后再注入注汽井中进行循环利用，连续生产至瞬时油汽比降低到0.2时，停止注入尿素；
将空气和水蒸汽按照75:1的体积比混合后注入注汽井中，持续连续生产，直到油汽比降低到0.1，生产结束。
本实施例在SAGD的基础上，提高稠油采出率达14.5％，油汽比可达到0.347，加上吞吐阶段的采出程度，总采收率达到69.0％。
实施例2
本实施例提供了一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发的方法，其具体步骤和相应指标如下：
采用油田2作为开发对象，该油藏埋深300m，油层有效厚度为32.0m，净总厚度比为0.82，平均孔隙度26.0％，平均水平渗透率1250md，水平渗透率与垂向渗透率的比值为0.60，该油层内部无纯泥岩隔夹层，油层条件下原油粘度为12.0×104cp；该油田是新开发区块，原始含油饱和度70％，原始油藏压力3.0MPa。
在靠近该油层底部钻一对420m水平井作为注汽井和生产井，其中，注汽井位于生产井的上方，生产井位于油藏底部的下方，距离油藏底界3m；注汽井与水平井的垂直距离为4m，水平错开距离为0m；该注汽井和生产井均采用割缝筛管完井，其中，注汽井在井筒上侧90°范围内以30°相位进行割缝，割缝长度为200cm/个，割缝间距为150cm，割缝之间错位距离为50cm；生产井在井筒下侧90°范围内以30°相位进行割缝，割缝长度为200cm/个，割缝间距为150cm，割缝之间错位距离为50cm。
对该注汽井和生产井同时采用井筒蒸汽循环的方式预热油层5个月，当注汽井和生产井之间形成热连通后，进入生产井连续生产阶段，首先向上部注汽井中连续注入蒸汽，并在下部生产井中进行生产作业，在生产井连续生产的方式4年后，转换为注汽井连续注尿素和蒸汽的连续生产方式，具体为：
将尿素溶液与水蒸汽分段交替注入注汽井中，持续连续生产，该阶段，以冷水当量计，尿素与水蒸汽的质量比为1.25:100，注入过程中，注汽井的注汽速度为200t/d，生产井的排液速度为300t/d-400t/d，对生产井的产出液和CO2气体进行加压降温回收，然后再注入注汽井中进行循环利用，连续生产至瞬时油汽比降低到0.2时，停止注入尿素；
将烟道气与水蒸汽以50:1的比例(烟道气体积：蒸汽冷水当量体积)混合后注入注汽井中，持续连续生产，直到油汽比降低到0.1，生产结束，其中，注汽井的注汽速度为200t/d，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2以上。
在本实施例的开发方法下，原油采收率为65.7％，油汽比0.366，相对于单纯的SAGD开发，采收率提高了9.7％，油汽比提高了0.10。
实施例3
本实施例提供了一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发的方法，其具体步骤和相应指标如下：
采用油田2作为开发对象，该油藏埋深300m，油层有效厚度为32.0m，净总厚度比为0.82，平均孔隙度26.0％，平均水平渗透率1250md，水平渗透率与垂向渗透率的比值为0.60，该油层内部无纯泥岩隔夹层，油层条件下原油粘度为12.0×104cp；该油田是新开发区块，原始含油饱和度70％，原始油藏压力3.0MPa。
在靠近该油层底部钻一对420m水平井作为注汽井和生产井，其中，注汽井位于生产井的上方，生产井位于油藏底部的下方，距离油藏底界3m；注汽井与水平井的垂直距离为4m，水平错开距离为0m；该注汽井和生产井均采用割缝筛管完井，其中，注汽井在井筒上侧90°范围内以30°相位进行割缝，割缝长度为200cm/个，割缝间距为150cm，割缝之间错位距离为50cm；生产井在井筒下侧90°范围内以30°相位进行割缝，割缝长度为200cm/个，割缝间距为150cm，割缝之间错位距离为50cm。
对该注汽井和生产井同时采用井筒蒸汽循环的方式预热油层5个月，当注汽井和生产井之间形成热连通后，进入生产井连续生产阶段，首先向上部注汽井中连续注入蒸汽，并在下部生产井中进行生产作业，在生产井连续生产的方式4年后，转换为注汽井连续注尿素和蒸汽的连续生产方式，具体为：
将尿素溶液与水蒸汽分段交替注入注汽井中，持续连续生产，该阶段，以冷水当量计，尿素与水蒸汽的质量比为10:100，注入过程中，注汽井的注汽速度为150t/d，生产井的排液速度为300t/d-320t/d，对生产井的产出液和CO2气体进行加压降温回收，然后再注入注汽井中进行循环利用，连续生产至瞬时油汽比降低到0.2时，停止注入尿素；
将烟道气与水蒸汽以100：1的比例混合注入注汽井中，持续连续生产，直到油汽比降低到0.1，生产结束，其中，注汽井的注汽速度为150t/d，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2以上。
在本实施例的开发方法下，原油采收率为58％，油汽比0.527，相对于单纯的SAGD开发采收率接近，但是油汽比大幅度提高了0.3左右。
通过实施例1和实施例2可知，本发明提供的使用尿素改善SAGD开发的方法利用尿素在高温下分解出CO2和氨气，氨气与蒸汽的混合气体起到Marangoni作用，改善了蒸汽的热扩散率，提高了蒸汽热利用率，加快了蒸汽腔扩展，提高了油藏采收率；同时CO2也起到非凝析气体的作用，可以加快原油流动和减少向盖层的热损失，减少蒸汽的使用量；与常规SAGD的操作相比，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；而溶剂辅助SAGD方法采收率虽然可以达到70％以上，但是溶剂注入成本比较高(溶剂成本在10000元/t以上)，操作复杂(溶剂和蒸汽混注，采出溶剂需要分离净化)，难于回收(40％以上的溶剂保存在油藏中，不能被采出)，而用尿素辅助SAGD方法具有操作简单，成本低廉，易于回收等优势。通过实施例3可知，在极端情况下，仅注入了正常速度60％的蒸汽，只依靠尿素分解的氨气和CO2驱动作用进行促进生产，因此，本发明提供的方法可以大大提高稠油油藏开发的油汽比和经济性。
Claims (11)
1.一种使用尿素改善蒸汽辅助重力泄油开发的方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：
向注汽井中注入水蒸汽至油藏蒸汽腔发育至油藏顶部，然后将尿素与水蒸汽按质量比为(1-10):100注入注汽井中，生产井进行连续生产；
生产至瞬时油汽比降至0.2时，停止尿素的注入，并向所述注汽井中按体积比为10-100:1注入空气和水蒸汽或者按体积比为10-100:1注入烟道气和水蒸汽，生产井进行持续生产，直至油汽比小于0.1后停止生产，
其中，所述水蒸汽的体积以其冷水当量的体积计。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述尿素与水蒸汽的加入方式包括持续注入和分段交替注入；
优选地，所述分段交替注入的交替时间为1-6个月；
优选地，所述尿素与水蒸汽以分段交替注入的方式注入所述注汽井中，且尿素与水蒸汽的质量比为10-40:100。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在注入尿素时，还包括对所述生产井的产出液和CO2气体回收再注入所述注汽井循环利用的步骤。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在注入尿素前，还包括对所述注汽井和生产井进行注汽预热，形成热连通，然后继续向所述注汽井中注入水蒸汽，生产井进行连续生产的步骤。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述注汽预热为循环预热；
优选地，所述注汽井和生产井采用长管注汽、环空排液的方式进行循环预热；
优选地，所述注汽预热的注汽速度为50t/d-120t/d，预热时间为150-210天。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在生产井进行连续生产时，所述注汽井的注汽速度为100t/d-500t/d，所述生产井的排液速度为所述注汽井注汽速度的1.1-1.2倍；
优选地，所述注汽井的注汽速度为300t/d-400t/d，所述生产井的排液速度为400t/d-500t/d。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述注汽井和生产井均为水平井，所述生产井位于所述油藏的底部下方，距离所述油藏的底界3m-5m；所述注汽井位于所述生产井的上方，所述注汽井与所述生产井的垂直距离为3m-5m，水平距离为0m-5m；所述注汽井和生产井的长度均≥400m。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于：所述注汽井和生产井均采用割缝筛管完井，
所述注汽井在井筒上侧90°范围内以15°-45°相位进行割缝，割缝长度为5m-15m/个，割缝间距为3m-10m，割缝之间错位距离为3m-5m；
所述生产井在井筒下侧90°范围内以15°-45°相位进行割缝，割缝长度为5m-15m/个，割缝间距为3m-10m，割缝之间错位距离为3m-5m；
优选地，所述注汽井在井筒上侧90°范围内以30°相位进行割缝，所述生产井在井筒下侧90°范围内以30°相位进行割缝。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述注汽井为垂直井，所述生产井为水平井，所述生产井位于所述油藏的底部下方，距离所述油藏的底界3m-5m；所述注汽井与所述生产井的垂直距离为3m-5m，水平距离≤50m；所述生产井的长度≥400m。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于：所述注汽井采用射孔完井，所述生产井采用割缝筛管完井，其中，所述注汽井的射孔密度为3-7个/米，孔径为3-10mm，射孔方向在朝向水平井的90°范围内；
所述生产在井筒下侧90°范围内以15°-45°相位进行割缝，割缝长度为5m-15m/个，割缝间距为3m-10m，割缝之间错位距离为3m-5m；
优选地，所述生产在井筒下侧90°范围内以30°相位进行割缝。
11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述油藏满足的条件为：油藏较浅深度为300m-500m，含油饱和度>0.5，油层厚度>10m，油层孔隙度＞0.2，水平渗透率＞250md，水平渗透率与垂直渗透率比值>0.1，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层。
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