CN107701158A - 开采泡沫型超重油的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种开采泡沫型超重油的方法，包括：在待开采泡沫型超重油油层中沿着垂向确定第一水平井和第二水平井的深度后进行钻井，并利用热采方式对所述第一水平井和第二水平井进行完井；其中，所述第一水平井位于所述第二水平井的下方预定距离范围内，所述第一水平井靠近油层底部且距离油层底部的距离为大于1米；将所述第一水平井和第二水平井作为生产井同时进行衰竭式开采；获取所述泡沫型超重油油层的地层压力，当所述地层压力衰竭至预设压力时冷采期结束，将所述第二水平井替换为注汽井；直接向所述注汽井中注汽，并通过所述第一水平井作为生产井直接进行生产。本发明提供的开采泡沫型超重油的方法，能够提高SAGD开采泡沫油型超重油开发效果。

Description

开采泡沫型超重油的方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，特别涉及一种开采泡沫型超重油的方法。

背景技术

本部分的描述仅提供与本申请公开相关的背景信息，而不构成现有技术。

泡沫油型超重油油藏中的原油具有高相对密度、高粘度、高含沥青质、高含重金属、较高原始溶解气油比，地下冷采过程中可形成泡沫油流。“泡沫油”是重油油藏在一次衰竭开采过程中发生的分散气—液两相流动现象。由于泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高，地下原油可形成泡沫油流。具体而言，“泡沫油”是超重油油藏在一次衰竭开采过程当地层压力下降到泡点压力后溶解气从油相中脱出后并没有马上从原油中分离出去，而是以微小气泡的形式与原油一起流动的现象。

针对蕴藏泡沫油型超重油油藏的区块，一般可以采用丛式水平井天然能量冷采开发方式进行开采。由于泡沫油型超重油具有一定的流动性，采用丛式水平井天然能量冷采方式开发，地层压力下降到泡点压力后，产生泡沫油流，此时生产气油比缓慢上升，地层压力缓慢下降，具有较高初产和一次采收率。随着地层能量衰竭和产量递减，但是泡沫油冷采后期面临产能接替和进一步提高油田采收率的问题。

SAGD(蒸汽辅助重力泄油)技术是一种有效的提高超重油和油砂采油速度和采收率的注蒸汽热采技术。对于泡沫油型超重油，双水平井SAGD可以充分利用现有的泡沫油水平井冷采井网，是一种有效接替水平井冷采开发的注蒸汽热采技术，在泡沫油一次衰竭开采的基础上可以进一步提高采收率20-30％。目前，丛式水平井冷采开发转双水平井SAGD开发通常需要在冷采开发的基础上再打一个水平井，构成双水平井井网。

由于泡沫油型超重油具有较高的原始溶解气油比，在实施SAGD过程中，油藏温度升高，溶解气在原油中的溶解度降低，原油中会脱出大量的溶解气，脱出的溶解气在注入蒸汽的驱动下会聚集在蒸汽腔的壁面上。同时溶解气属于非凝析气体，具有较好的隔热作用，会阻碍蒸汽向油相的热传递，减弱蒸汽对原油的加热作用，限制SAGD蒸汽腔扩展，影响了SAGD开发效果。

对于泡沫油型超重油溶解气对SAGD开发的影响，有必要研究开采泡沫型超重油的方法。但是目前还没有这方面方法的研究。

发明内容

本发明的目的是提供一种开采泡沫型超重油的方法，能够克服现有技术中的缺陷，提高SAGD开采泡沫油型超重油开发效果。

本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现：

一种开采泡沫型超重油的方法，包括：

在待开采泡沫型超重油油层中沿着垂向确定第一水平井和第二水平井的深度后进行钻井，并利用热采方式对所述第一水平井和第二水平井进行完井；其中，所述第一水平井位于所述第二水平井的下方预定距离范围内，所述第一水平井靠近油层底部且距离油层底部的距离为大于1米；

将所述第一水平井和第二水平井作为生产井同时进行衰竭式开采；

获取所述泡沫型超重油油层的地层压力，当所述地层压力衰竭至预设压力时冷采期结束，将所述第二水平井替换为注汽井；

直接向所述注汽井中注汽，并通过所述第一水平井作为生产井直接进行生产。

在一个优选的实施方式中，所述待开采泡沫型超重油油层厚度大于20米。

在一个优选的实施方式中，所述第二水平井位于所述油层厚度的中间以上位置，所述第二水平井的抽油泵转速低于所述第一水平井的抽油泵速。

在一个优选的实施方式中，所述预定距离为8米至15米。

在一个优选的实施方式中，所述将所述第二水平井替换为注汽井包括：将所述第二水平井中的生产管柱、采油机构取出，并向所述第二水平井中下入注汽管柱。

在一个优选的实施方式中，所述方法还包括：获取待开采泡沫型超重油的油藏参数，当所述油藏参数满足SAGD开发要求时，执行上述实施方式中的步骤。

在一个优选的实施方式中，所述预设压力为2兆帕。

在一个优选的实施方式中，所述第一水平井具有第一水平段、所述第二水平井具有第二水平段，所述第一水平段和第二水平段的延伸方向均保持水平。

在一个优选的实施方式中，所述第一水平井距离油层底部的距离为在1米至5米之间。

在一个优选的实施方式中，所述待开采泡沫型超重油油藏中包括多个双水平井井对，所述方法还包括：

获取相邻两个双水平井井对的生产信息，基于所述生产信息识别每个井对的生产特征；其中，所述生产特征包括：产油量和汽油比；

当所述生产信息表示两个双水平井井的产油量均达到高峰后，比较两个双水平井对的开采特征，将开发效果相对更好、蒸汽腔发育程度相对更高的双水平井井对作为高压注汽井，注入第一注汽压力；将另一个双水平井井对作为低压注汽井，注入第二注汽压力；所述第一注汽压力大于所述第二注汽压力，形成预定注汽压差；

维持所述注汽压差进行注汽第一预定时间，当两个双水平井井对的蒸汽腔连通后，降低两个双水平井井对的注汽压差进行注汽；

间隔第二预定时间后，转换两个双水平井井对注汽井的注汽压力；

重复上述间隔第二预定时间后，转换两个双水平井井对注汽井的注汽压力，直至开发结束。

本发明的特点和优点是：本发明实施方式中提供的开采泡沫型超重油的方法，通过在待开采泡沫型超重油油层中沿着垂向直接设置第一水平井和第二水平井，构成双水平井，后续利用该双水平井冷采后转SAGD，与一口水平井冷采后再完钻一口注汽水平井转SAGD相比，同样是完钻两口水平井，但是双水平井冷采比一口水平井冷采的采油速度快，冷采阶段采出程度高。另外，通过合理布置双水平井冷采过程中的上方的生产井的位置，拉大上下两个水平井的距离，其中，上部的水平井处于油藏中上部，下面的第一水平井靠近油层底部设置，可以更多地将原油中脱出的溶解气采出，降低SAGD生产时的溶解气含量，从而提高SAGD开采效果。

附图说明

图1是本申请实施方式中一种开采泡沫型超重油的方法的步骤流程图；

图2是水平井不同方向布井SAGD开采效果对比；

图3是单井和双井冷采后转SAGD采出程度对比；

图4是单井和双井冷采后转SAGD累计注汽量与产气量对比。

具体实施方式

下面将结合附图和具体实施方式，对本发明的技术方案作详细说明，应理解这些实施方式仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落入本申请所附权利要求所限定的范围内。

下面结合附图对本申请所述的开采泡沫型超重油的方法进行详细的说明。图1是本申请一个实施方式提供的开采泡沫型超重油的方法步骤流程图。虽然本申请提供了如下述实施方式或附图所示的方法操作步骤，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法中可以包括更多或者更少的操作步骤。在逻辑性上不存在必要因果关系的步骤或结构中，这些步骤的执行顺序不限于本申请实施方式提供的执行顺序。

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。

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。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。

由于泡沫油型超重油水平井冷采过程中原油受重力作用向油层下方流动，水平井冷采的井位通常在靠近油层底部的位置。传统的，泡沫油冷采结束后转SAGD接替开采，是在原有的水平井生产井上方钻一口注汽井实施SAGD生产。因为泡沫油冷采后期地层压力降低，溶解气从原油中脱出，油气重力分异作用下脱出的溶解气会聚集在油层上部形成次生气顶，此时转SAGD开发，溶解气会对影响蒸汽对原油的加热作用，影响SAGD开发效果。因此，本申请提出了一种直接利用双水平井冷采后转SAGD开采泡沫油型超重油的方法。

本发明提供一种开采泡沫型超重油的方法，能够克服现有技术中的缺陷，提高SAGD开采泡沫油型超重油开发效果。

请参阅图1，本申请实施方式中提供的一种开采泡沫型超重油的方法可以包括如下步骤：

步骤S10：在待开采泡沫型超重油油层中沿着垂向确定第一水平井和第二水平井的深度后进行钻井，并利用热采方式对所述第一水平井和第二水平井进行完井；其中，所述第一水平井位于所述第二水平井的下方预定距离范围内，所述第一水平井靠近油层底部且距离油层底部的距离为大于1米；

步骤S12：将所述第一水平井和第二水平井作为生产井同时进行衰竭式开采；

步骤S14：获取所述泡沫型超重油油层的地层压力，当所述地层压力衰竭至预设压力时冷采期结束，将所述第二水平井替换为注汽井；

步骤S16：直接向所述注汽井中注汽，并通过所述第一水平井作为生产井直接进行生产。

在本实施方式中，在利用本申请提供的开采泡沫型超重油的方法前，可以先获取待开采泡沫型超重油的油藏参数，当所述油藏参数满足SAGD开发要求时，执行上述步骤S10至步骤S16。具体的，适合SAGD开发要求的油藏地质条件包括：油层厚度、油层展布以及原油的特性等。例如，油藏埋深小于1000m，油藏厚度大于20m，油层净总厚度比大于0.5，渗透率大于500mD，孔隙度大于0.2，含油饱和度大于0.5。

在本实施方式中，首先可以在泡沫油型超重油油层的中部和底部上下各钻一口水平生产井，两口水平井采用热采方式完井。其中，所述第二水平井位于所述油层厚度的中间以上位置，即油层的中上部。所述第二水平井的抽油泵转速低于所述第一水平井的抽油泵速。

具体的，泡沫油型超重油水平井冷采是一种靠油藏天然能量开采原油的开发方式，地层压力越高，天然能量越强。当地层压力下降到一定程度时，油藏失去了将原油驱向井筒的能量，冷采期结束。第二水平井位于油层的上部，油层压力相对低于油层下部的第一水平井。当第二水平井的泵转速低于第一水平井可以达到下述效果：第一、开采时可以使得第一水平井的压力下降的较快，第二水平井的压力下降的较慢，从而两口水平井可以同时生产至冷采期结束，第二水平井可以最大程度的将脱出的溶解气采出；第二、两个水平井能够处在合理的生产压差区间内，保障两个水平井抽油泵具有较高的泵效。

下面的第一水平井靠近油层底部设置，距油层底部距离大于1m。具体的，所述第一水平井距离油层底部的距离可以在1米至5米之间。一方面为了保证钻井是水平井能够较为可靠地位于所述油层内，需要保证该第一水平井需要距离油层底部一定的距离，另一方面，为了将油层中的油充分泄入水平井中，需要将第一水平井靠近油层底部设置。

然后，利用上、下两口水平井同时进行衰竭(冷采)式开发至冷采期结束。在开采过程中可以实时或者定时获取所述泡沫型超重油油层的地层压力。当所述地层压力衰竭至预设压力时冷采期结束，此时，将所述第二水平井替换为注汽井，从而由衰竭式开发转为SAGD生产。

其中，所述预设压力可以为2兆帕(MPa)。油藏原始地层压力为8MPa，利用天然能力衰竭开采(冷采)至地层压力为2MPa，然后结束冷采准备转SAGD生产。在2MPa地层压力下水平井冷采的单井产量基本达到了单井经济极限产量，充分利用了地层能量衰竭开发，冷采采出程度高。同时转SAGD时地层压力越低，从油相中脱出的溶解气越多，剩余在油相中的溶解气越少，这种溶解气属于非凝析气体，在SAGD开采中阻碍热传递，影响蒸汽腔发育，因此冷采至地层压力为2MPa时转SAGD是最好的时机。

当冷采期结束后，将上方的第二水平井的生产管柱、采油机构包括泵等取出，下入注汽管柱转为SAGD注汽井。下方的第一水平井不做变化作为SAGD的生产井。

最后，转为SAGD的井对开始实施SAGD。其中，与常规SAGD不同，泡沫油型超重油SAGD不需要预热，上方的注汽井直接注汽，下方的生产井直接生产。

一般的SAGD生产过程分为：启动预热阶段和生产阶段。启动预热阶段是通过注汽井和采油井热循环完成，主要目标是使注汽井和采油井之间的高粘度原油形成热连通，具有流动性。泡沫油型超重油冷采后期，随着地层压力下降，原油粘度升高，但仍具有一定流动性。申请人通过数值模拟对比实施SAGD不预热、预热5天和预热30天，这三种情况下的SGAD开采效果发现：在上述三种情况下，SAGD累产量基本相同，不实施预热情况下，累计油汽比最高，因此对于泡沫油超重油SAGD，采用不实施启动预热，冷采期结束后直接进入SAGD生产阶段，从而提高泡沫油型超重油的开发效果。

在一个实施方式中，所述第一水平井与所述第二水平井之间的垂直井距可以在8米(m)-15m之间。在本实施方式中，SAGD注采井垂向距离是控制泄油压差的重要参数之一，合理的垂向井距有利于汽液界面调控和蒸汽腔发育。对于地层条件下无法流动的超稠油油藏和油砂，常规双水平井SAGD垂向井距一般采用3-5m。而对于泡沫油型超重油，由于地层下原油具有流动性，SAGD注汽井注蒸汽时，蒸汽一方面加热原油，另一方面也会驱动原油流向生产井。注采井垂向井距越小，SAGD投产初期产油量越高，这是因为垂向井距小，注汽井注入的蒸汽可以最先作用于注汽井和生产井之间的油层，热连通形成早，蒸汽驱动作用和重力泄油作用使得注采井间生产压差高，SAGD初期产量高。随着注采井垂向井距的增加，注汽井距离油层顶部的隔层或者盖层越近，热损失越多。

综合考虑SAGD采出程度、投资回收期和热损失，泡沫油型超重油垂向注采井距应该适当增加，生产井靠近油层底部，水平注汽井应部署在油层中上部。以20m厚的油层为例，水平井注汽井和水平生产井垂向距离优选为15m。

在一个实施方式中，所述第一水平井具有第一水平段、所述第二水平井具有第二水平段，所述第一水平段和第二水平段的延伸方向均保持水平。

申请人研究发现：即使在开发的区块构造上具有一定角度的地层倾角，水平井方向始终保持水平情况下，SAGD开发效果更好。以下以在油藏条件相同的模型中对比两种布井方式，一种是水平井下倾，另一种是水平井保持水平方向。

在该区块构造上具有2°～3°的地层倾角，泡沫油水平井冷采开发阶段，在保证钻遇率的基础上，需要生产井水平段尽量靠近油层底部，充分发挥泡沫油和重力驱油的作用，从而提高冷采储量动用程度。对于SAGD，沿水平井段蒸汽腔的均匀发育和汽液界面的合理调控是SAGD高效开发的关键。

通过对该区块进行建模模拟开发，获得模拟结果。具体的，请参阅图2。图2中的横坐标表示：生产时间，单位为年；纵坐标表示累产油，单位为立方米(m³)。

实线表示沿着水平方向布井，即水平井方向保持水平的产油量情况；虚线表示沿着地层下倾方向布井。对比可知，水平井方向保持水平情况下，SAGD开发效果更好，累产油量较高。SAGD生产后期同一时间发育蒸汽腔可以看出3，水平井沿着地层下倾情况下，蒸汽腔在地层高部位发育，此处的气液界面处于合理的位置；而地层低部位注汽井下方没有形成蒸汽腔，此处的气液界面过高，影响了蒸汽腔发育，降低了储量动用程度。将水平井方向调整为水平方向后，气液界面基本与SAGD生产井平行，蒸汽腔发育更加均匀，注汽井下方原油储量动用程度更高，开发效果更好。

申请人研究发现：双水平井冷采后转SAGD，与一口水平井冷采后再完钻一口注汽水平井转SAGD相比，同样是完钻两口水平井，但是双水平井冷采比一口水平井冷采的采油速度快，冷采阶段采出程度高；另外双水平井冷采过程中的上方的生产井因为位置处于油藏中上部，可以更多地将原油中脱出的溶解气采出，降低SAGD生产时的溶解气含量，从而提高SAGD开采效果。

具体的，请参阅图3和图4。其中，图3中的横坐标表示：生产时间，单位为年；左侧的纵坐标表示采出程度。实线为双水平井冷采后转SAGD开发采出程度与时间的关系曲线，虚线为单水平井冷采后转SAGD开发采出程度与时间的关系曲线，对比后得出：采用双水平井冷采后转SAGD生产开发效果好于单水平井冷采后转SAGD开发。

其中，图4中的横坐标表示：生产时间，单位为年；左侧的纵坐标表示：累产气量，右侧的纵坐标表示累注汽量。泡沫油水平井冷采过程中，溶解气析出后一部分会在水平井中上部形成次生气顶，而在油层上下部署两口水平井冷采，上部水平井可以更多的将析出的溶解气采出。图4可以看出，双水平井冷采后转SAGD的累计产气量要多于单水平井冷采后转SAGD，前者冷采后转SAGD时油相中的溶解气含量较低，从而降低了溶解气对SAGD的不利影响，改善了SAGD开采效果。

综上，本发明实施方式中提供的开采泡沫型超重油的方法，通过在待开采泡沫型超重油油层中沿着垂向直接设置第一水平井和第二水平井，构成双水平井，后续利用该双水平井冷采后转SAGD，与一口水平井冷采后再完钻一口注汽水平井转SAGD相比，同样是完钻两口水平井，但是双水平井冷采比一口水平井冷采的采油速度快，冷采阶段采出程度高。另外，通过合理布置双水平井冷采过程中的上方的生产井的位置，拉大上下两个水平井的距离，其中，上部的水平井处于油藏中上部，下面的第一水平井靠近油层底部设置，可以更多地将原油中脱出的溶解气采出，降低SAGD生产时的溶解气含量，从而提高SAGD开采效果。

在一个实施方式中，所述待开采泡沫型超重油油藏中包括多个双水平井井对，所述方法还可以包括下述步骤：获取相邻两个双水平井井对的生产信息，基于所述生产信息识别每个井对的生产特征；其中，所述生产特征包括：产油量和汽油比；当所述生产信息表示两个双水平井井的产油量均达到高峰后，比较两个双水平井对的开采特征，将开发效果相对更好、蒸汽腔发育程度相对更高的双水平井井对作为高压注汽井，注入第一注汽压力；将另一个双水平井井对作为低压注汽井，注入第二注汽压力；所述第一注汽压力大于所述第二注汽压力，形成预定注汽压差；维持所述注汽压差进行注汽第一预定时间，当两个双水平井井对的蒸汽腔连通后，降低两个双水平井井对的注汽压差进行注汽；间隔第二预定时间后，转换两个双水平井井对注汽井的注汽压力；重复上述间隔第二预定时间后，转换两个双水平井井对注汽井的注汽压力，直至开发结束。

也就是说，在本实施方式中，通过相邻的SAGD井对注汽井注汽压力保持一定的压力差，在注汽压差驱动下可以将一部分溶解气从蒸汽腔中排出，降低溶解气对SAGD开发的不利影响。同时，注汽压差可以更好地将相邻两个SAGD井对中间的原油驱替，增加采出率。更进一步，两个SAGD井对交替改变注汽压力，可以更多地增加蒸汽对原油的波及范围，进一步增加采收率，改善泡沫油开发效果。

本说明书中的上述各个实施方式均采用递进的方式描述，各个实施方式之间相同相似部分相互参照即可，每个实施方式重点说明的都是与其他实施方式不同之处。

以上所述仅为本发明的几个实施方式，虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用于限定本发明。任何本发明所属技术领域的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施方式的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种开采泡沫型超重油的方法，其特征在于，包括：

在待开采泡沫型超重油油层中沿着垂向确定第一水平井和第二水平井的深度后进行钻井，并利用热采方式对所述第一水平井和第二水平井进行完井；其中，所述第一水平井位于所述第二水平井的下方预定距离范围内，所述第一水平井靠近油层底部且距离油层底部的距离为大于1米；

对所述第一水平井和第二水平井作为生产井同时进行衰竭式开采；

获取所述泡沫型超重油油层的地层压力，当所述地层压力衰竭至预设压力时冷采期结束，将所述第二水平井替换为注汽井；

直接向所述注汽井中注汽，并通过所述第一水平井作为生产井直接进行生产。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述待开采泡沫型超重油油层厚度大于20米。

3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述第二水平井位于所述油层厚度的中间以上位置，所述第二水平井的抽油泵转速低于所述第一水平井的抽油泵速。

4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述预定距离为8米至15米。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述将所述第二水平井替换为注汽井包括：将所述第二水平井中的生产管柱、采油机构取出，并向所述第二水平井中下入注汽管柱。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，还包括：获取待开采泡沫型超重油的油藏参数，当所述油藏参数满足SAGD开发要求时，执行所述权利要求1中的步骤。

7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设压力为2兆帕。

8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一水平井具有第一水平段、所述第二水平井具有第二水平段，所述第一水平段和第二水平段的延伸方向均保持水平。

9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一水平井距离油层底部的距离为在1米至5米之间。

10.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述待开采泡沫型超重油油藏中包括多个双水平井井对，所述方法还包括：

获取相邻两个双水平井井对的生产信息，基于所述生产信息识别每个井对的生产特征；其中，所述生产特征包括：产油量和汽油比；

当所述生产信息表示两个双水平井井的产油量均达到高峰后，比较两个双水平井对的开采特征，将开发效果相对更好、蒸汽腔发育程度相对更高的双水平井井对作为高压注汽井，注入第一注汽压力；将另一个双水平井井对作为低压注汽井，注入第二注汽压力；所述第一注汽压力大于所述第二注汽压力，形成预定注汽压差；

维持所述注汽压差进行注汽第一预定时间，当两个双水平井井对的蒸汽腔连通后，降低两个双水平井井对的注汽压差进行注汽；

间隔第二预定时间后，转换两个双水平井井对注汽井的注汽压力；

重复上述间隔第二预定时间后，转换两个双水平井井对注汽井的注汽压力，直至开发结束。