CN108119113B - 开采稠油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种开采稠油的方法，包括：a.在目标油藏的油层内加工多个井组，各井组包括上层井和下层井，相邻的两个井组之间加工一口水平井；b.多个井组正常生产，水平井内注入溶剂进行浸泡；c.当多个井组生产预定时间后，对水平井微压裂扩容，然后水平井采用吞吐或循环方式生产；d.当井组的蒸汽腔与水平井的蒸汽腔相连通时，水平井连续生产；e.调节井组的压力，以使注气和开采平衡，直到开采完毕。本发明有效地解决了稠油开采的后期产油量低，蒸汽消耗量大的问题。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采的技术领域，具体而言，涉及一种开采稠油的方法。
背景技术
SAGD技术，即蒸汽辅助重力泄油技术是1978年加拿大Bulter教授所发明，在加拿大油砂矿区、我国的辽河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功应用。双水平井SAGD主要原理是在油层底部部署纵向平行的2口水平井，从上部水平井向油层连续注蒸汽加热油层和原油，蒸汽腔持续扩展，与油层中的原油发生热交换，被加热、降粘的原油和蒸汽冷凝水在重力作用下向下流动，从油层下部的水平生产井中采出。而在这种注采方式下，原油主要靠重力作用泄流，横向扩展驱动力较弱，在SAGD生产后期相邻蒸汽腔之间容易形成三角形冷油滞留区无法开采。同时常规SAGD生产周期一般为15年左右，在生产后期产油量低，蒸汽消耗量大，导致整个SAGD生产过程累积油气比低，经济性不佳。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种开采稠油的方法，以解决现有技术中的稠油开采的后期产油量低，蒸汽消耗量大的问题。
为了实现上述目的，本发明提供了一种开采稠油的方法包括：a.在目标油藏的油层内加工多个井组，各井组包括上层井和下层井，相邻的两个井组之间加工一口水平井；b.多个井组正常生产，水平井内注入溶剂进行浸泡；c.当多个井组生产预定时间后，对水平井微压裂扩容，然后水平井采用吞吐或循环方式生产；d.当井组的蒸汽腔与水平井的蒸汽腔相连通时，水平井连续生产；e.调节井组的压力，以使注气和开采平衡，直到开采完毕。
进一步地，在步骤a中加工完水平井后，用热水将水平井内的泥浆洗净，然后再注入溶剂。
进一步地，溶剂为二甲苯溶剂或二甲苯与柴油的混合溶剂。
进一步地，在步骤c中蒸汽腔到达油层顶部时，用干度为51％至85％的湿蒸汽对水平井进行循环3d～7d。
进一步地，在步骤c中对水平井微压裂扩容前，需分析本区块或相邻区块地应力测试参数，以确认本区块或相邻区块的最小主应力的大小和方向。
进一步地，在步骤c中对水平井微压裂扩容的具体步骤包括：1.应力调整，注入预定量的热水或溶剂50方至90方，注入压力高于孔压且低于最小主应力；2.提压起裂，注水或溶剂6方至10方，注入压力高于孔压但低于地层破裂压力；3.裂纹延展，注水或溶剂400方至510方；4.带压焖井预定天数。
进一步地，在步骤c中水平井吞吐时的蒸汽干度大于90％，注汽速度为240t/d-300t/d，注汽强度为8t/m-20t/m，注汽压力小于地层破裂压力，采注比07-1.2，焖井时间2-7天。
进一步地，在步骤c中水平井循环开采时采用长管注汽短管采油的方式，蒸汽干度大于90％，注汽速度为80t/d-120t/d，注汽压力比地层破裂压力低10％-15％，采注比1.0-1.2。
进一步地，在步骤d中井组的上层井与水平井的蒸汽腔间原油粘度降到100mPa·s以下，井组与水平井建立压力和水力连通关系后水平井连续生产。
进一步地，在步骤e中水平井生产后，两组井组仍然保持上层井注汽，下层井生产的方式生产，调节注采参数，保持压力平衡，控制采注比为1.1-1.4。
进一步地，目标油藏的参数包括：油层的深度小于600米，油层的厚度大于10米，油层的孔隙度大于0.2，油层的渗透率大于500mD，垂直渗透率与水平渗透率比值大于0.5，油层的含油饱和度大于0.4，50℃时地面原油粘度大于10000mPa·S，油层中不发育夹层。
应用本发明的技术方案，选择好合适的油藏后，在油层内加工多个井组，然后在相邻的两个井组之间加工一口水平井，多个井组生产的期间内，向水平井内注入溶剂浸泡，当多个井组生产预定时间后，对水平井进行微压裂扩容，微压裂扩容后的水平井再采用吞吐或者循环的方式进行生产。当井组的蒸汽腔和水平井的蒸汽腔连通时，水平井进行连续的生产，通过调节井组的压力以及开采参数等使注气和开采平衡，直到开采完毕。溶剂浸泡的稠油使得稠油的粘度降低，提高了稠油的渗流能力，加速了采油速度。因此，采用上述的方法开采稠油能够解决稠油开采后期产油量低，蒸汽消耗量大的问题。
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稠油的开采方法的实施例一的开采流程示意图；
图2示出了图1的稠油的开采方法的水平井微压裂扩容的示意图；以及
图3示出了图1的稠油的开采方法的水平井开采时的开采原理的示意图。
其中，上述附图包括以下附图标记：
10、上层井；20、下层井；30、水平井。
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发明。
如图1至图3所示，实施例一的开采稠油的方法包括：a.在目标油藏的油层内加工多个井组，各井组包括上层井10和下层井20，相邻的两个井组之间加工一口水平井30。b.多个井组正常生产，水平井30内注入溶剂进行浸泡。c.当多个井组生产预定时间后，对水平井30微压裂扩容，然后水平井30采用吞吐或循环方式生产。d.当井组的蒸汽腔与水平井30的蒸汽腔相连通时，水平井30连续生产。e.调节井组的压力，以使注气和开采平衡，直到开采完毕。
应用实施例一的技术方案，选择好合适的油藏后，在油层内加工多个井组，然后在相邻的两个井组之间加工一口水平井，多个井组生产的期间内，向水平井内注入溶剂浸泡，当多个井组生产预定时间后，对水平井进行微压裂扩容，微压裂扩容后的水平井再采用吞吐或者循环的方式进行生产。当井组的蒸汽腔和水平井的蒸汽腔连通时，水平井进行连续的生产，通过调节井组的压力以及开采参数等使注气和开采平衡，直到开采完毕。溶剂浸泡的稠油使得稠油的粘度降低，提高了稠油的渗流能力，加速了采油速度。因此，采用上述的方法开采稠油能够解决稠油开采后期产油量低，蒸汽消耗量大的问题。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，在步骤a中加工完水平井30后，用热水将水平井30内的泥浆洗净，然后再注入溶剂。这样保证了在水平井30内注入的溶剂的纯度较高。而且，溶剂和原油混合后，原油中不会存在含有过多的泥浆而导致原油中含有杂质。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，溶剂为二甲苯溶剂或二甲苯与柴油的混合溶剂。上述溶液更容易渗入原油中，使得原油的粘度降低。而且，上述二甲苯溶剂或二甲苯与柴油的混合溶液与原油混合后，在提炼原油的混合物时，二甲苯溶剂或者二甲苯与柴油的混合溶液能够和原油中提炼的物质一起使用。
如图1至图3所示，在本实施的技术方案中，在步骤c中蒸汽腔到达油层顶部时，用干度为51％至85％的湿蒸汽对水平井30进行循环3d～7d。干度为51％至85％的湿蒸汽
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，在步骤c中对水平井30微压裂扩容前，需分析本区块或相邻区块地应力测试参数，确认相邻区块的最小主应力的大小和方向。确认本区块或相邻区块的最小应力的大小和方向的步骤，使得在微压裂扩容时不会由于施力过大而出现坍塌等危险。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，在步骤c中对水平井30微压裂扩容的具体步骤包括：1.应力调整，注入预定量的热水或溶剂50方至90方，注入压力高于孔压且低于最小主应力。2.提压起裂，注水或溶剂6方至10方，注入压力高于孔压但低于地层破裂压力。3.裂纹延展，注水或溶剂400方至510方。4.带压焖井预定天数。高于孔压保证了热水或溶剂能够顺利注入水平井30，低于最小主应力保证了油层相邻的地层不被破坏。提压起裂保证了压力不会破坏地层。带压焖井使得注入的水或溶剂更好的渗透。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，在步骤c中水平井30吞吐时的蒸汽干度大于90％，注汽速度为240t/d-300t/d，注汽强度为8t/m-20t/m，注汽压力小于地层破裂压力，采注比07-1.2，焖井时间2-7天。上述操作一方面降低了水平井30周围的原油的粘度，另外，上述操作方便了原油的进一步开采。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，在步骤c中水平井30循环开采时采用长管注汽短管采油的方式，蒸汽干度大于90％，注汽速度为80t/d-120t/d，注汽压力比地层破裂压力低10％-15％，采注比1.0-1.2。上述步骤使得蒸汽能够尽量多的深入水平井的内部，原油在蒸汽的压力作用下尽量多的被开采。上述步骤有利于原油开采的更加彻底。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，在步骤d中井组的上层井10与水平井30的蒸汽腔间原油粘度降到100mPa·s以下，井组与水平井30建立压力和水力连通关系后水平井30连续生产。上述步骤提高了原油的开采步骤。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，在步骤e中水平井30生产后，两组井组仍然保持上层井10注汽，下层井20生产的方式生产，调节注采参数，保持压力平衡，控制采注比为1.1-1.4。上述的采注比在保证开采速度的同时，不会出现井喷等危险。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，目标油藏的参数包括：油层的深度小于600米，油层的厚度大于10米，油层的孔隙度大于0.2，油层的渗透率大于500mD，垂直渗透率与水平渗透率比值大于0.5，油层的含油饱和度大于0.4，50℃时地面原油粘度大于10000mPa·S，油层中不发育夹层。上述的油层结构采用实施例一能够实现原油高效、比较彻底地开采。
如图1至图3所示，在实施例一的技术方案中，进行油藏粗筛选，所选油层埋深580m，连续油层厚度20m，油层孔隙度0.30，水平渗透率1270mD，垂直渗透率与水平渗透率比值0.7，含油饱和度0.72，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层，50℃条件下脱气原油粘度8.5万厘泊。在该油藏内设置井网，包括两组井距为70m的SAGD双水平井，水平段长度500m，生产井距油层底部2m，注汽井与生产井间距5m，两井组中间钻一口水平井，距油层底部2m，与SAGD生产井平行。SAGD井注蒸汽预热、生产；水平井洗井后，按质量比5:1注入二甲苯与柴油混合溶剂15方(与井筒容积相当)，浸泡。SAGD生产2年后(蒸汽腔发育到油顶)，用干度为75％左右的湿蒸汽对水平井进行循环7d后进行微压裂扩容改造。之后水平井进行吞吐生产，注汽速度为240t/d，注汽压力9MPa，轮注汽量6000t，焖井4天。吞吐7轮后转持续生产，调节相邻两组SAGD井的注采参数，整体采注比控制在1.2左右，直至结束。与常规SAGD相比，峰值产油量由25t/d上升至46t/d，峰值采油速度提高77％，最终采收率提高7.9％，油汽比提高0.02。
在实施例二的技术方案中与实施例一的区别在于，提供了一种多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法，该方法包括以下具体步骤：进行油藏粗筛选，所选油层埋深470m，连续油层厚度21m，油层孔隙度0.29，水平渗透率1056md，垂直渗透率与水平渗透率比值0.65，含油饱和度0.62，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层，50℃条件下脱气原油粘度11.5万厘泊。在该油藏内设置井网，包括两组井距为70m的SAGD双水平井，水平段长度500m，生产井距油层底部2m，注汽井与生产井间距5m，两组井组中间钻一口水平井，距油层底部2m，与SAGD生产井平行。SAGD井注蒸汽预热、生产；水平井洗井后，按质量比5:1注入二甲苯与柴油混合溶剂15方(与井筒容积相当)，浸泡。SAGD生产2年后(蒸汽腔发育到油顶)，用干度为75％左右的湿蒸汽对水平井进行循环7d，对水平井进行微压裂。之后水平井长管注汽、短管采油，进行循环生产；注汽速度为80t/d；注汽压力：6.0MPa，采注比1.1，循环4年后转持续生产，调节相邻两组SAGD井的注采参数，整体采注比控制在1.2左右，直至结束。
与常规SAGD相比，峰值产油量由20t/d上升至35t/d，峰值采油速度提高75％，最终采收率提高5.9％，油汽比提高0.02。
本申请的目的在于提供一种水平井与SAGD井两种方式相结合的联动注蒸汽快速开采超稠油的方法，该开采方式可大幅度提高超稠油的采油速度、采收率及油汽比。首先是优选适合的目标油藏，在新钻SAGD井对两组相邻SAGD井间钻一口水平井；接着SAGD井正常生产，水平井进行溶剂浸泡；SAGD生产一段时间后，对水平井进行微压裂扩容，之后水平井以吞吐或循环方式生产；当SAGD蒸汽腔与水平井蒸汽腔相连通时，水平井转连续生产；最后调节SAGD井组、水平井注采参数，形成注采平衡，持续生产直至结束。包括以下步骤：(1)优选适合的目标油藏；(2)在新钻两组相邻SAGD井组间钻一口水平井；(3)SAGD井正常生产，水平井进行溶剂浸泡；(4)SAGD井生产一段时间后，对水平井进行微压裂扩容，之后水平井以吞吐或循环方式生产；(5)SAGD蒸汽腔与水平井蒸汽腔相连通时，水平井转连续生产；(6)调节SAGD井组、水平井注采参数，形成注采平衡，持续生产直至结束。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(1)中进行适合油藏粗筛选，所选油层埋深浅于600m，油层厚度>10m，油层的孔隙度>0.2，油层的水平渗透率>500mD，垂直渗透率与水平渗透率比值>0.5，含油饱和度>0.40，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层。50℃地层原油粘度>10000mPa.s。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(2)中根据不同油藏条件，设计SAGD井距为60-100m，生产井距油层底部1-2m，水平井平面上平行于SAGD水平段并位于两组SAGD井中间，纵向上位置与SAGD生产井平齐，水平井水平段长度与SAGD井相同，为400-800m。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(3)中SAGD井组进行常规蒸汽循环预热及SAGD生产，水平井完井后用热水洗井将井中泥浆洗净，注入二甲苯溶剂或二甲苯与柴油混合溶剂，注入量与井筒容积相当(10-15方)，浸泡。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(4)中SAGD井组生产1-3年后，蒸汽腔形成一定规模时，用干度为75％左右的湿蒸汽对水平井进行循环3d～7d；在分析本区块或相邻区块地应力测试资料后，确认最小主应力方向分布于水平方向情况下，注入高压水或溶剂，对水平井周围地层进行扩容改造。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(4)中水平井吞吐蒸汽干度大于90％，注汽速度为240t/d-300t/d，注汽强度为8t/m-20t/m，注汽压力小于地层破裂压力，采注比07-1.2，焖井时间2-7天。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(4)中水平井循环采用长管注汽短管采油的方式，蒸汽干度大于90％，注汽速度为80t/d-120t/d，注汽压力比地层破裂压力低10％-15％，采注比1.0-1.2。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(5)中SAGD蒸汽腔与水平井蒸汽腔间原油粘度降到100mPa.s以下，SAGD井与水平井建立压力和水力连通关系后水平井转连续生产。
在本申请提供的上述多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法中，在步骤(6)中两组SAGD井仍然保持上部井注汽下部井生产方式生产，须调节注采参数，保持压力平衡，控制整体采注比为1.1-1.4。
本申请所提供的多方式联动注蒸汽快速开采超稠油的方法具有以下技术效果：(1)水平井纵向上与SAGD生产井平行，可有效动用SAGD井组相邻蒸汽腔之间三角形冷油滞留区，提高采收率。(2)水平井溶剂浸泡对井筒和近井地带油层进行预处理，可以提高近井地带的渗流能力，降低近井地带原油粘度，提高吞吐或循环初期采油速度。(3)水平井微压裂扩容改造可在井筒周围形成井间的流体扩容带，转入蒸汽吞吐或循环后，扩容带内的可动水以对流和热传导的形式传热，大幅提高传热效率，增加蒸汽腔扩展速度，缩短与SAGD蒸汽腔连通时间。(4)水平井蒸汽吞吐4-7轮或循环2-4年后，此时SAGD处于稳产阶段，蒸汽腔向水平方向扩展，此时水平井转持续生产，可加速蒸汽腔扩展，提高平台期峰值产量，大幅提高采油速度，同时增加蒸汽热利用率，提高油汽比。
以上所述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 (9)
1.一种开采稠油的方法，其特征在于，包括：
a.在目标油藏的油层内加工多个井组，各所述井组包括上层井(10)和下层井(20)，相邻的两个所述井组之间加工一口水平井(30)；
b.多个所述井组正常生产，所述水平井(30)内注入溶剂进行浸泡；
c.当所述多个井组生产预定时间后，对所述水平井(30)微压裂扩容，然后所述水平井(30)采用吞吐或循环方式生产；
d.当所述井组的蒸汽腔与所述水平井(30)的蒸汽腔相连通时，所述水平井(30)连续生产；
e.调节所述井组的压力，以使注气和开采平衡，直到开采完毕；
在步骤c中对所述水平井(30)微压裂扩容前，需分析本区块或相邻区块地应力测试参数，以确认所述本区块或所述相邻区块的最小主应力的大小和方向；
在步骤c中对所述水平井(30)微压裂扩容的具体步骤包括：
1.应力调整，注入预定量的热水或溶剂50方至90方，注入压力高于孔压且低于所述最小主应力；
2.提压起裂，注水或溶剂6方至10方，注入压力高于孔压但低于地层破裂压力；
3.裂纹延展，注水或溶剂400方至510方；
4.带压焖井预定天数。
2.根据权利要求1所述的开采稠油的方法，其特征在于，在步骤a中加工完所述水平井(30)后，用热水将所述水平井(30)内的泥浆洗净，然后再注入所述溶剂。
3.根据权利要求2所述的开采稠油的方法，其特征在于，所述溶剂为二甲苯溶剂或二甲苯与柴油的混合溶剂。
4.根据权利要求1所述的开采稠油的方法，其特征在于，在步骤c中蒸汽腔到达油层顶部时，用干度为51％至85％的湿蒸汽对所述水平井(30)进行循环3d～7d。
5.根据权利要求1所述的开采稠油的方法，其特征在于，在步骤c中所述水平井(30)吞吐时的蒸汽干度大于90％，注汽速度为240t/d-300t/d，注汽强度为8t/m-20t/m，注汽压力小于地层破裂压力，采注比07-1.2，焖井时间2-7天。
6.根据权利要求1所述的开采稠油的方法，其特征在于，在步骤c中水平井(30)循环开采时采用长管注汽短管采油的方式，蒸汽干度大于90％，注汽速度为80t/d-120t/d，注汽压力比地层破裂压力低10％-15％，采注比1.0-1.2。
7.根据权利要求1所述的开采稠油的方法，其特征在于，在步骤d中所述井组的上层井(10)与所述水平井(30)的蒸汽腔间原油粘度降到100mPa·s以下，所述井组与所述水平井(30)建立压力和水力连通关系后所述水平井(30)连续生产。
8.根据权利要求1所述的开采稠油的方法，其特征在于，在步骤e中水平井(30)生产后，两组所述井组仍然保持所述上层井(10)注汽，所述下层井(20)生产的方式生产，保持压力平衡，控制采注比为1.1-1.4。
9.根据权利要求1所述的开采稠油的方法，其特征在于，所述目标油藏的参数包括：所述油层的深度小于600米，所述油层的厚度大于10米，所述油层的孔隙度大于0.2，所述油层的渗透率大于500mD，垂直渗透率与水平渗透率比值大于0.5，所述油层的含油饱和度大于0.4，50℃时地面原油粘度大于10000mPa·S，油层中不发育夹层。
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