CN107558975B - 一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，其包括以下在步骤：在油藏底部设置两对水平井，所述两对水平井分别包括一个注入井和一个生产井；对所述两对水平井进行蒸汽预热60天‑90天；向所述注入井中连续注入第一干度蒸汽，保持所述生产井持续进行蒸汽辅助重力泄油生产；在所述两对水平井的蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述第一干度蒸汽，并向所述注入井中注入0.3‑0.6倍地下孔隙体积的非凝结气体；向其中一个注入井中注入第二干度蒸汽和降粘剂，同时关闭其所对应的生产井，以及另一个注入井，然后以水平井驱替方式与另一个生产井进行联合生产，直至所述另一个生产井中的含水率达到92％后停止生产。
Description
技术领域
本发明属于油田采油技术领域，涉及一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法。
背景技术
稠油油藏是指在油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa·s的油藏，目前国内稠油油田开发中广泛采用水平井技术，包括蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术、水平井蒸汽吞吐技术和水平井汽驱等技术。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。水平井汽驱技术也存在适用范围小，对油藏要求高，而且容易汽窜，开采效果差等特点。水平井蒸汽吞吐技术可以广泛应用于不同条件的稠油油藏，但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。
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。
SAGD初期和中期的生产具有快速高效的特点，但是随着蒸汽腔向上部和侧部扩展，蒸汽腔与油藏顶部盖层的接触面积越来越大，因而蒸汽腔将持续不断加热顶部盖层的无效部位，大部分热量将由此损失掉，根据计算，SAGD过程中油藏顶底层的热损失可以达到总注入热量的30％左右。如何提高SAGD过程后期的热效率，降低蒸汽的使用量，研究人员提出了各种可能的方法，其中经过现场应用验证有效的方法是注气辅助SAGD的方法。
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。
此外，上述专利提到的蒸汽和气体混注过程中，还存在着气体聚集部位不确定，早期注入气体形成的气体隔层容易被后续的注入蒸汽驱扫到边缘附近，造成顶部的非凝结气体浓度低，而在蒸汽腔的边缘部位聚集的现象。也就没有达到预期的减少热损失的目的。同时SAGD开发过程中，由于机理原因，SAGD井对之间的区域难于被蒸汽腔波及，从而减小整个SAGD过程的波及体积。
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降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，该方法能够减少蒸汽辅助重力泄油后期开发的蒸汽使用量，提高油藏的采收率和开发效率。
为了达到前述的发明目的，本发明提供一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，其包括以下在步骤：
步骤一：在油藏底部设置两对水平井，所述两对水平井分别包括一个注入井和一个生产井；
步骤二：对所述两对水平井进行蒸汽预热60天-90天；
步骤三：向所述注入井中连续注入第一干度蒸汽，所述生产井持续进行蒸汽辅助重力泄油生产；
步骤四：在两对水平井的蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述第一干度蒸汽，并向所述注入井中注入0.3-0.6倍地下孔隙体积的非凝结气体；
步骤五：向其中一个注入井中注入第二干度蒸汽和降粘剂，同时关闭其所对应的生产井，以及另一个注入井，然后以水平井驱替方式与另一个生产井进行联合生产，直至所述另一个生产井中的含水率达到92％后停止生产。
本发明还提供另一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，其包括以下在步骤：
步骤一：在油藏底部设置两对水平井，所述两对水平井均为单水平井，其中一个单水平井为注入井，另一个单水平井为生产井；
步骤二：对所述两对水平井进行蒸汽预热60天-90天；
步骤三：向所述注入井中连续注入第一干度蒸汽，所述生产井以单水平井方式持续进行蒸汽辅助重力泄油生产，或者以吞吐方式进行生产；
步骤四：在两对水平井的蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述第一干度蒸汽，并向所述注入井中注入0.3-0.6倍地下孔隙体积的非凝结气体；
步骤五：向注入井中注入第二干度蒸汽和降粘剂，然后以水平井驱替方式与生产井进行联合生产，直至所述生产井中的含水率达到92％后停止生产。
在上述两种方法中，在所述油藏的油层底部设置相邻的两对水平井，便于在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)后期转入驱替操作。
在上述两种方法中，所述两对水平井全段均采用筛管完井方式设置。
在上述两种方法中，优选地，所述注入井位于所述油藏底部的下方，且距离所述油藏底部1m-5m，所述生产井位于所述油藏底部的上方，且距离所述油藏底部5m-15m；
所述注入井和生产井的长度均为400mm-1000m。
在上述两种方法中，优选地，所述两对水平井的水平距离为100m-200m。
在上述两种方法中，优选地，在任一对水平井中，所述注入井和所述生产井平行，且水平方向距离为0m；或者，
在任一对水平井中，所述注入井和所述生产井成30°-60°夹角；或者，
在任一对水平井中，所述注入井和所述生产井平行，且水平距离为3m-5m。
在上述两种方法中，优选地，所述油藏的参数为：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。
在上述两种方法中，所述油藏的条件也可解释为该油藏满足SAGD技术的应用条件。
在上述两种方法中，优选地，在所述步骤二中，所述进行蒸汽预热为采用蒸汽循环的方式进行预热，其步骤包括：
在所述注入井中设置注汽管柱和生产管柱，在所述生产井中设置注汽管柱和生产管柱；
向所述注汽管柱中注入第一干度蒸汽，然后将蒸汽从所述生产管柱中导出，保持蒸汽循环60天-90天。
在上述两种方法中，优选地，所述第一干度蒸汽的干度为70％以上，第一干度蒸汽的注入压力为5.0MPa-8.0MPa，第一干度蒸汽的温度为260℃-295℃，第一干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3。
在上述两种方法中，优选地，所述第一干度蒸汽的注入压力为5.0MPa，第一干度蒸汽的温度为263℃。
在上述两种方法中，所述蒸汽预热的操作压力略高于所述油藏的实际压力。
在上述第一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法中，优选地，在所述步骤三中，在任一对水平井中，所述注入井和生产井之间的压差为0.5MPa-1.0MPa。
在上述第一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法中，在进行所述步骤三时，应控制所述第一干度蒸汽的注入速度，保持所述注入井和生产井之间的压差在0.5MPa-1.0MPa之间。
在上述第一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法中，在所述步骤三中，需控制所述注入井和生产井之间的压差，并保持蒸汽不从水平井中产出。
在上述另一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法中，优选地，在所述步骤三中，所述注入井和生产井之间的压差为0.1MPa-0.5MPa。
在上述另一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法中，优选地，在所述步骤三中，所述注入井和生产井之间的压差为0.2MPa-0.5MPa。
在上述另一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法中，在进行蒸汽辅助重力泄油生产，或者吞吐方式生产时需控制所述注入井和生产井之间的压差，并保持蒸汽不从水平井中产出。
在上述两种方法中，优选地，所述非凝结气体包括氮气、甲烷和CO2等中的一种或几种的组合。
在上述两种方法中，优选地，所述非凝结气体的注入量为地下孔隙体积的0.5倍。
在上述两种方法中，所述非凝结气体的注入量为根据油藏采出原油体积计算得出的油藏体积内的可控空腔体积，0.5倍的地下孔隙体积为蒸汽腔聚并较充分和均匀的理想情况下计算得出的油藏条件下的体积。
在上述两种方法中，所述两对水平井的蒸汽腔开始聚并时，该两个蒸汽腔已分别扩展到各自的控制范围的边界。
在上述两种方法中，优选地，所述第二干度蒸汽的干度为30％以下，第二干度蒸汽的注入压力为2MPa-5MPa，第二干度蒸汽的温度为210℃-263℃，第二干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3。
在上述两种方法中，在所述步骤五中，所述第二干度蒸汽的注入速度与所述步骤三中所述第一干度蒸汽的注入速度相同。
在上述两种方法中，所述第一干度蒸汽和第二干度蒸汽的日注入量以蒸汽冷水当量计。
在上述两种方法中，在所述步骤五中，在所述第二干度蒸汽注入油藏后，基本已变成等温热水，而不是以气态形式存在于所述蒸汽腔中，避免了蒸汽和油藏顶部盖层的直接接触。
在上述两种方法中，优选地，所述降粘剂包括复配型降粘剂、水溶性降粘剂和油溶性降粘剂等中的一种或几种的组合。
在上述两种方法中，所述降粘剂的质量分数可以根据实际测定和方案设计要求确定。
在上述另一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法中，所述蒸汽辅助重力泄油，吞吐方式和水平井驱替方式可以为本领域常规方法。
在上述两种方法中，所述水平井驱替方式的原油日产量为400m3以上。
在上述两种方法中，将降粘剂技术引入到SAGD稠油开采过程中，结合降粘剂和SAGD稠油开采技术的双重技术优势，利用降粘剂的效果增加原油在地下的流动性，减少蒸汽的使用量，并通过降粘剂的溶解大幅降低原油粘度，降低SAGD操作过程中的蒸汽需求量，形成井对间有效驱替开发模式，大幅度提高热量使用率和波及效率，达到利用降粘剂辅助SAGD经济有效地开发稠油油藏的目的，最终提高稠油的采收率。
在上述两种方法中，所述使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法提高原油采收率5％以上，提高后期油气比0.1以上，稠油总采收率达70％以上。
在上述两种方法中，利用化学剂的降粘和降低残余油饱和度的作用可以明显提高稠油驱油效率和波及体积，将降粘剂与蒸汽辅助重力泄油(SAGD)相结合，改善整个油藏的开发效果。
本发明提供的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法的作用机理在于：应用不同类型的降粘剂与高温、低干度蒸汽(第二干度蒸汽)协同作用，可以发挥化学降粘和热力采油的协同优势，提高稠油、超稠油油藏的降粘效率和流动效率。
SAGD过程由于其机理特点，造成后期蒸汽腔扩展到对井组控制边界后，与盖层的接触面积达到最大，热损失速度达到最大，为维持蒸汽腔侧面部位的原油流动，必须维持整个蒸汽腔处于高温状态，因而SAGD后期阶段热损失不可避免，而应用本发明提供的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，通过注入的非凝结气体填充蒸汽腔的主体部位，而SAGD后期注入的低干度蒸汽在蒸汽腔内部为高温液态，加上与降粘剂的复合作用，使达到或者超过蒸汽条件下原油的流动特性。
同时，应用的降粘剂可以根据设计要求增加降粘或者降低界面张力的功能基团，使该降粘剂同时达到降低粘度和降低界面张力的效果。
此外，由于本发明的方法采用了两对水平井组合驱替操作，因而较好地改善了SAGD过程的波及效率。
根据具体实施方案，本发明提供的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，可以由以下具体步骤实施：
选择一油藏，该油藏的参数为：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；
然后采用以下步骤进行开采：
步骤一：在油藏底部设置两对水平井：第一对水平井和第二对水平井，所述第一对水平井包括第一水平井和第二水平井，第二对水平井包括第三水平井和第四水平井；
所述第一水平井和所述第三水平井分别位于所述油藏底部的下方，且均距离所述油藏底部1m-5m，所述第二水平井和所述第四水平井分别位于所述油藏底部的上方，且均距离所述油藏底部5m-15m，所述第一对水平井与所述第二对水平井的水平距离为100m-200m；
所述第一、第二、第三和第四水平井的长度均为400m-1000m；
所述第一水平井与所述第二水平井平行，且水平方向距离为0m；或者，所述第一水平井与所述第二水平井成30°-60°夹角；或者，所述第一水平井与所述第二水平井平行，且水平距离为3m-5m；所述第三水平井与第四水平井的位置关系与所述第一水平井和第二水平井的位置关系相同，且所述第一水平井、第二水平井、第三水平井和第四水平井全段均采用筛管完井方式设置；其中，所述第一水平井和第三水平井为入注井，所述第二水平井与第四水平井为生产井；
步骤二：采用蒸汽循环的方式对所述两对水平井进行蒸汽预热60天-90天，其方法包括：
在所述第一、第二、第三和第四水平井分别设置注汽管柱和生产管柱，向所述注汽管柱中注入第一干度蒸汽，然后将蒸汽从所述生产管柱中导出，保持蒸汽循环60天-90天；
步骤三：向所述第一水平井和第三水平井中连续注入第一干度蒸汽，保持所述第二水平井和第四水平井持续进行蒸汽辅助重力泄油生产，并保持所述第一水平井和第二水平井之间的压差为0.5MPa-1.0MPa，所述第三水平井和第四水平井之间的压差为0.5MPa-1.0MPa；
在上述步骤二和步骤三中，所述第一干度蒸汽的干度为70％以上，第一干度蒸汽的注入压力为5.0MPa-8.0MPa，所述第一水平井井底和第三水平井井底的温度为260℃-295℃，第一干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3；
步骤四：在所述两对水平井的蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述第一干度蒸汽，并向所述第一水平井和第三水平井中注入0.3-0.6倍地下孔隙体积的氮气、甲烷和CO2等非凝结气体；
步骤五：向所述第一水平井中注入第二干度蒸汽和降粘剂，然后同时关闭所述第二水平井和第三水平井，以水平井驱替方式进行生产，其中，所述第二干度蒸汽的干度为30％以下，第二干度蒸汽的注入压力为2MPa-5MPa，第二干度蒸汽的温度为210℃-263℃，第二干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3，所述降粘剂包括复配型降粘剂、水溶性降粘剂和油溶性降粘剂中的一种或几种的组合，原油日产量为400m3以上，直至所述第四水平井中的含水率达到92％后停止生产。
或者，对上述油藏采用以下步骤进行开采：
步骤一：在油藏底部设置两个水平井：一个为注入井，另一个为生产井，所述注入井位于所述油藏底部的下方，距离所述油藏底部1m-5m，所述生产井位于所述油藏底部的上方，距离所述油藏底部5m-15m，所述注入井和生产井的长度均为400mm-1000m，且所述注入井与所述生产井的水平距离为100m-200m，所述注入井和生产井全段均采用筛管完井方式设置；
步骤二：采用蒸汽循环的方式将所述两对水平井蒸汽预热60天-90天，其方法包括：
在所述注入井中设置注汽管柱和生产管柱，在所述生产井中设置注汽管柱和生产管柱，向所述注汽管柱中注入第一干度蒸汽，然后将蒸汽从所述生产管柱中导出，保持蒸汽循环60天-90天；
步骤三：向所述注入井中连续注入第一干度蒸汽，保持所述生产井以单水平井方式持续进行蒸汽辅助重力泄油生产，或者以吞吐方式进行生产，并保持所述注入井和生产井之间的压差为0.1MPa-0.5MPa，优选压力差为0.2MPa-0.5MPa；
在上述步骤二和步骤三中，所述第一干度蒸汽的干度为70％以上，第一干度蒸汽的注入压力为5.0MPa-8.0MPa，所述注入井井底和生产井井底的温度为260℃-295℃，第一干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3；
步骤四：在所述两个水平井的蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述第一干度蒸汽，并向所述注入井中注入0.3-0.6倍地下孔隙体积的氮气、甲烷和CO2等非凝结气体；
步骤五：当所述注入井和生产井产生联动效果时，向所述注入井中注入第二干度蒸汽和降粘剂，然后以水平井驱替方式进行生产，其中，所述第二干度蒸汽的干度为30％以下，第二干度蒸汽的注入压力为2MPa-5MPa，第二干度蒸汽的温度为210℃-263℃，第二干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3，所述降粘剂包括复配型降粘剂、水溶性降粘剂和油溶性降粘剂中的一种或几种的组合；原油日产量为400m3以上，直至所述生产井中的含水率达到92％后停止生产。
本发明的有益效果：
本发明提供的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，减少了蒸汽辅助重力泄油后期开发的蒸汽使用量，提高了油藏的采收率和开发效率。此外，与现有的SAGD开采稠油油藏方法相比，本发明使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法具有较大改进，具体表现在以下几方面：
(1)本发明使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法复合了化学降粘和热力降粘两种方式的优势，避免了SAGD过程后期蒸汽与盖层岩石的直接接触，因而减少了注入热量的热损失；
(2)利用化学方法降粘与热力降粘复合作用，减少了对蒸汽注入热量的要求，使得原油在较少的热量和较低的温度下就可以流动并产出；
(3)采用两对水平井组合驱替操作，较好地改善了SAGD过程的波及效率，并可以明显改善SAGD过程的油汽比，能经济高效开发油层厚度大于20m的稠油油藏；且在驱替操作模式下，沿水平井筒方向汽窜很少，生产操作稳定安全，现场实施控制难度低；
(4)与常规SAGD开采的效果相比，本发明提供的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法可以提高原油采收率5％以上，后期油气比提高0.1以上，稠油总体采收率可以达到70％以上。
附图说明
图1为实施例1中两对水平井部署方式的垂直剖面视图；
图2为实施例1开始实施降粘剂辅助SAGD时刻的状态示意图；
图3为实施例1降粘剂辅助SAGD结束时刻的状态示意图。
附图符号说明：
1 油藏，21 蒸汽腔驱扫过的地层，22 蒸汽腔驱扫过的地层，
31 第一注汽井，32 第一生产井，41 第二注汽井，42 第二生产井，
51 油藏底部，52 油藏底部
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降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，该方法的具体步骤与相应指标如下：
采用辽河某油藏1最为开采对象，该油藏1的油藏深度为550m，孔隙度为30％，含油饱和度为75％，渗透率为2000md，油层厚度为55m，油藏温度为35℃，该油藏温度下的原油脱气粘度为230000mPa·s，净毛比为0.8；
布井方式：在所述油藏1底部钻两对水平井：第一注汽井31和第一生产井32，第二注汽井41和第二生产井42，如图1所示，所述第一注汽井31、第一生产井32、第二注汽井41和第二生产井42长度均为400m，
其中，所述第一生产井32和第二生产井42分别位于所述油藏底部51和52的下方，且分别与所述油藏1的底界距离为5m，
所述第一注汽井31和第二注汽井41分别位于所述油藏底部51和52的上方，且分别与所述油藏1的底界距离为10m-15m，
所述第一注汽井31和第二注汽井41之间的距离为100m，
所述第一注汽井31和第一生产井32，第二注汽井41和第二生产井42的全井段均采用筛管完井方式设置，在所述油藏1的油层底部设置相邻两对水平井的布井方式，能便于在蒸汽辅助重力泄油(SAGD)后期转入驱替操作；
蒸汽循环预热阶段的注采参数：在第一注汽井31、第一生产井32、第二注汽井41和第二生产井42的井筒中下部分别设置注汽管柱和生产管柱，向所述注汽管柱中注入高干度蒸汽，然后将蒸汽从所述生产管柱中导出，连续监测所述第一注汽井31和第二注汽井41的井底脚跟处温度压力，保持该处的温度为263℃，压力为5MPa，井底处于高温液态状态，保持蒸汽循环60天-90天；其中，该高干度蒸汽的干度为75％，高干度蒸汽的入注温度为260-295℃，该高度蒸汽的日注入量为400m3，该高干度蒸汽最大的注入压力为8.0MPa；如图1所示，21和22为蒸汽腔驱扫过的地层，该蒸汽循环预热的操作压力略高于所述油藏1的实际压力；
连续生产注汽阶段的参数：向所述第一注汽井31和第二注汽井41的井底分别注入上述高干度蒸汽，保持所述第一生产井32和第二生产井42持续进行蒸汽辅助重力泄油(SAGD)生产，控制所述注入井31、41和生产井32、42之间的压差在0.5MPa-1.0MPa之间，以保持所述高干度蒸汽不从上述两对水平井中产出；
等上述两对水平井的蒸汽腔已经扩展到控制范围的边界时，即该两个蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述高干度蒸汽，并向所述第一注汽井31和第二注汽井41的井底注入30万立方的氮气(即0.5倍地下孔隙体积的氮气)；
降粘剂辅助SAGD阶段的基本参数：如图2所示，向所述第一注汽井31的井底注入干度为15％、温度为220℃的低干度蒸汽，该低干度蒸汽最大的注入压力为2.5MPa，该低度蒸汽的日注入量为400m3，在所述低干度蒸汽注入油藏1后，基本已变成等温热水，而不是以气态形式存在于蒸汽腔中，避免了蒸汽和油藏顶部盖层的直接接触，同时向所述第一注汽井31的井底开始配注2％质量分数的复配型乳化降粘剂，并将所述第一生产井32关井，停止向所述第二注汽井41注蒸汽，然后以水平井驱替方式进行生产，保持第二生产井42以日产400m3的速度生产原油(原油中包含有水)。
将降粘剂技术引入到SAGD稠油开采过程中，结合降粘剂和SAGD稠油开采技术的双重技术优势，利用降粘剂的效果增加原油在地下的流动性，减少蒸汽的使用量，并通过降粘剂的溶解大幅降低原油粘度，降低SAGD操作过程中的蒸汽需求量，形成井对间有效驱替开发模式，大幅度提高热量使用率和波及效率，达到利用降粘剂辅助SAGD经济有效地开发稠油油藏的目的，最终提高稠油的采收率；
持续使用降粘剂辅助SAGD开采4年左右的时间后，产油量较初期下降明显，后来逐渐恢复到转换方式之前的水平，待所述第二生产井42中的含水率达到92％，停止生产，如图3所示。
本实施例的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法与常规SAGD开采相比，油汽比提高到0.5以上，原油采收率提高5％以上，稠油采收率达到71.2％。
本实施例提供的是一种新型的降粘剂辅助SAGD开发稠油油藏的方法，其应用不同类型的降粘剂与高温、低干度蒸汽协同作用，可以发挥化学降粘和热力采油的协同优势，提高稠油、超稠油油藏的降粘效率和流动效率。SAGD过程后期蒸汽腔扩展到对井组控制边界后，与盖层的接触面积达到最大，热损失速度达到最大，为维持蒸汽腔侧面部位的原油流动，必须维持整个蒸汽腔处于高温状态，因而SAGD后期阶段热损失不可避免，而应用本实施例提供的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，通过注入的非凝结气体(氮气)填充蒸汽腔的主体部位，而SAGD后期注入的低干度蒸汽在蒸汽腔内部为高温液态，加上与降粘剂的复合作用，使达到或者超过蒸汽条件下原油的流动特性。同时，应用的降粘剂可以根据设计要求增加降粘或者降低界面张力的功能基团，使该降粘剂同时达到降低粘度和降低界面张力的效果。此外，由于本实施例的方法采用了两对水平井组合驱替操作，因而较好地改善了SAGD过程的波及效率。和气体辅助SAGD等其他改善SAGD开发效果方式相比，本实施例的方法复合了化学降粘和热力降粘两种方式的优势，避免了SAGD过程后期蒸汽与盖层岩石的直接接触，因而减少了蒸汽注入热量的热损失；其次，利用化学方法降粘与热力降粘的复合作用，减少了对蒸汽注入热量的要求，使得原油在较少的热量和较低的温度下就可以流动并产出；再次，利用化学剂的降粘和降低残余油饱和度的作用可以明显提高稠油驱油效率和波及体积，将降粘剂与蒸汽辅助重力泄油(SAGD)相结合，改善整个油藏的开发效果；最后，由于该方法采用两对水平井之间的组合驱替操作，因而较好地改善了SAGD过程的波及效率。
实施例2
本实施例提供了一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，该方法的具体步骤与相应指标如下：
采用辽河某油藏最为开采对象，该油藏的油藏深度为550m，孔隙度为30％，含油饱和度为75％，渗透率为2000md，油层厚度为55m，油藏温度为35℃，该油藏温度下的原油脱气粘度为230000mPa·s，净毛比为0.8；
布井方式：在所述油藏的底部设置两个水平井：一个为注入井，另一个为生产井，所述注入井位于所述油藏底部的下方，距离所述油藏的底界距离为5m，所述生产井位于所述油藏底部的上方，距离所述油藏的底界距离为10m-15m，所述注入井和生产井的长度均为400m，且所述注入井与所述生产井的水平距离为200m，所述注入井和生产井全段均采用筛管完井方式设置；
蒸汽循环预热阶段的注采参数：在所述注入井中设置注汽管柱和生产管柱，在所述生产井中设置注汽管柱和生产管柱，向所述注汽管柱中注入高干度蒸汽，然后将蒸汽冷凝流体从所述生产管柱中导出，连续监测所述注入井井底脚跟处温度压力，保持该处的温度为260℃，压力为5MPa，井底处于高温液态状态，保持蒸汽循环60天-90天；其中，该高干度蒸汽的干度为75％，高干度蒸汽的入注温度为265℃，该高度蒸汽的日注入量为400m3，该高干度蒸汽最大的注入压力为8.0MPa，该蒸汽循环预热的操作压力略高于所述油藏的实际压力；
连续生产注汽阶段的参数：向所述注入井中连续注入上述高干度蒸汽，保持所述生产井以单水平井方式持续进行蒸汽辅助重力泄油生产，或者以吞吐方式进行生产，并保持所述注入井和生产井之间的压差为0.1MPa-0.5MPa，以保持所述高干度蒸汽不从上述两对水平井中产出；
等上述两个水平井的蒸汽腔已经扩展到控制范围的边界时，即该两个蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述高干度蒸汽，并向所述注入井的井底注入30万立方的氮气(即0.5倍地下孔隙体积的氮气)；
降粘剂辅助SAGD阶段的基本参数：当所述注入井和生产井产生联动效果时，向所述注入井的井底注入干度为15％、温度为233℃的低干度蒸汽，该低干度蒸汽最大的注入压力为3.0MPa，该低干度蒸汽的日注入量为400m3，在所述低干度蒸汽注入油藏后，基本已变成等温热水，而不是以气态形式存在于蒸汽腔中，避免了蒸汽和油藏顶部盖层的直接接触，同时向所述注入井的井底开始配注2％质量分数的复配型乳化降粘剂，然后以水平井驱替方式进行生产，保持生产井以日产400m3的速度生产原油(原油中包含有水)，直至所述生产井中的含水率达到92％后停止生产。
综上所述，本发明提供的使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，减少了蒸汽辅助重力泄油后期开发的蒸汽使用量，提高了油藏的采收率和开发效率。此外，与现有的SAGD开采稠油油藏方法相比，本发明使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法具有较大改进。
Claims (8)
1.一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法，其包括以下步骤：
步骤一：在油藏底部设置两对水平井，所述两对水平井分别包括一个注入井和一个生产井；
步骤二：对所述两对水平井进行蒸汽预热60天-90天；
步骤三：向所述注入井中连续注入第一干度蒸汽，所述生产井持续进行蒸汽辅助重力泄油生产；
步骤四：在两对水平井的蒸汽腔开始聚并时，停止注入所述第一干度蒸汽，并向所述注入井中注入0.5倍地下孔隙体积的非凝结气体；
步骤五：向其中一个注入井中注入第二干度蒸汽和降粘剂，同时关闭其所对应的生产井，以及另一个注入井，然后以水平井驱替方式与另一个生产井进行联合生产，直至所述另一个生产井中的含水率达到92％后停止生产；
所述第一干度蒸汽的干度为70％以上，第一干度蒸汽的注入压力为5.0MPa-8.0MPa，第一干度蒸汽的温度为260℃-295℃，第一干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3；
所述第二干度蒸汽的干度为30％以下，第二干度蒸汽的注入压力为2MPa-5MPa，第二干度蒸汽的温度为210℃-263℃，第二干度蒸汽的日注入量为300m3-500m3；
所述降粘剂为复配型乳化降粘剂。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述注入井位于所述油藏底部的下方，且距离所述油藏底部1m-5m，所述生产井位于所述油藏底部的上方，且距离所述油藏底部5m-15m；
所述注入井和生产井的长度均为400mm-1000m；
所述两对水平井的水平距离为100m-200m。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：
在任一对水平井中，所述注入井和所述生产井平行，且水平方向距离为0m；或者，
在任一对水平井中，所述注入井和所述生产井成30°-60°夹角；或者，
在任一对水平井中，所述注入井和所述生产井平行，且水平距离为3m-5m。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述油藏的参数为：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。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在所述步骤二中，所述进行蒸汽预热为采用蒸汽循环的方式进行预热，其步骤包括：
在所述注入井中设置注汽管柱和生产管柱，在所述生产井中设置注汽管柱和生产管柱；
向所述注汽管柱中注入第一干度蒸汽，然后将蒸汽从所述生产管柱中导出，保持蒸汽循环60天-90天。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述第一干度蒸汽的注入压力为5.0MPa，第一干度蒸汽的温度为263℃。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：在所述步骤三中，在任一对水平井中，所述注入井和生产井之间的压差为0.5MPa-1.0MPa。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述非凝结气体包括氮气、甲烷和CO2中的一种或几种的组合。
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