CN109162685B - 顶水油砂的开采方法 - Google Patents

Abstract

本发明为一种顶水油砂的开采方法，包括以下步骤，选择含有顶水层的油砂；部署井网；该油砂的油层中的一对水平井按照循环预热模式预热启动并实施SAGD开发，在SAGD生产过程中监测蒸汽腔的发育情况；该油砂的油层中的一对水平井实施非凝析气体辅助SAGD开发；该油砂的顶水层中注入调剖封堵剂。本发明的顶水油砂的开采方法，将SAGD技术、非凝析气体辅助SAGD技术与顶水层中注调剖封堵剂形成屏障技术有效结合，可以大大减小蒸汽注入量和原油损失量，有效减小顶水下泄的风险，提高油藏的采收率。

Description

顶水油砂的开采方法

技术领域

本发明是关于一种油田中的油砂的开采方法，尤其涉及一种顶水油砂的开采方法。

背景技术

油砂是一种含有原油的砂状矿藏，主要成分有沥青、水、黏土和砂粒。根据联合国培训研究署(UNITAR)推荐的分类标准，沥青指的是在原始油藏温度下脱气原油粘度大于10000mPa·s或者在15.6℃及大气压下密度大于1000kg/m3的原油。而蒸汽辅助重力泄油技术(Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD)特别适合于开采原油粘度非常高的油砂油藏，目前已在油砂开采中实现了广泛的商业化应用。

SAGD技术由加拿大的巴特勒博士于1969年发明，在加拿大油田、我国的辽河油田、新疆油田等地的油砂开采中得到了成功应用，其原理是在同一油层内部署上下叠置的一个水平注采井对，上部为注入井，下部为生产井，将蒸汽从上部注入井持续注入油层，在地层中形成饱和蒸汽温度下的蒸汽腔，蒸汽进入蒸汽腔，和汽液界面的冷油接触后冷凝，蒸汽释放潜热使周围地层的沥青受热降粘后流动，被加热降粘的原油及冷凝水在重力作用下流入生产井中产出，随着原油的产出，地层孔隙体积由注入蒸汽占据。

在SAGD生产过程中，位于油砂顶部的含水层会影响SAGD开发效果。在蒸汽腔和顶水层间的压差下，会出现蒸汽和原油向顶水层运移的现象，造成热量和原油的损失，使得SAGD过程中的热利用率低，累积汽油比增加，开发成本增加；同时，蒸汽腔接近顶水层后，顶水层边缘处流动水的存在会阻碍蒸汽腔的侧向扩展，导致采油速度下降，采收率降低；如果发生顶水泄流入下方蒸汽腔的情况，则蒸汽腔会发生变形，其扩展受到严重阻碍，SAGD技术可能无法继续操作。油田现场实践表明，控制SAGD过程中的操作参数如蒸汽注入压力和subcool值等，无法有效避免顶水层给油砂SAGD开发带来的不利影响。

由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种顶水油砂的开采方法，以克服现有技术的缺陷。

发明内容

本发明的目的在于提供一种顶水油砂的开采方法，通过将SAGD、非凝析气体辅助SAGD和顶水层底部注调剖封堵剂形成屏障等技术有效结合，并运用到含有顶水层的油砂开采中，实现低成本、高收益的开发。

本发明的另一目的在于提供一种顶水油砂的开采方法，该开采方法既可以减少蒸汽用量，降低向顶水层的原油和热量损失，又可以防止顶水下泄，促进蒸汽腔的扩展和发育，能够加快泄油速度，降低累积生产汽油比，提高采收率。

本发明的目的是这样实现的，一种顶水油砂的开采方法，包括以下步骤：

(1)筛选油藏；选择含有顶水层的油砂；

(2)部署井网；在该油砂的油层中部署两口上下相互平行的水平井，该两口水平井的水平段均位于该油砂的油层中；在该油砂的顶水层中沿油水边界部署多个第一直井注入井，在顶水层中间部署一口水平注入井或一排第二直井注入井；

(3)该油砂的油层中的一对水平井按照循环预热模式预热启动并实施SAGD开发，在SAGD生产过程中监测蒸汽腔的发育情况；

(4)该油砂的油层中的一对水平井实施非凝析气体辅助SAGD开发；

(5)该油砂的顶水层中注入调剖封堵剂。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(1)中，所述油砂的顶水层厚度大于2m；所述油砂的油层埋藏深度大于150m，该油砂的油层平均有效厚度大于15m，该油砂的油层有效孔隙度大于25％，该油砂的油层水平渗透率大于1D，该油砂的油层垂直渗透率与水平渗透率的比值大于0.6；50℃时该油砂的油层中原油粘度大于10000mP·s，该油砂的油层中原油密度大于0.95g/cm³，该油砂的油层含油饱和度大于55％。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(2)中，当在油层中部署两口水平井时，该两口水平井分别为第一水平井和第二水平井，第一水平井为生产井，第二水平井为注汽井，注汽井位于生产井之上，第一水平井水平段与油层底部界面的距离为1m～2m，第二水平井水平段与第一水平井水平段平行，第一水平井与第二水平井之间的垂向距离为4m～6m；

当在顶水层中间部署水平注入井时，该水平井为第三水平井，第三水平井水平段距离顶水层底部1.0m～1.5m；当在顶水层部署第一直井注入井、第二直井注入井时，均在直井注入井的下部射孔，最低射孔位置距离顶水层底部0.5m～1.0m。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(3)中，循环预热模式为长短管双管循环预热方式。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(3)中，循环预热模式为同心管或单管注汽油套环空循环预热方式。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(3)中，该油砂的油层中的一对水平井中的生产井和注汽井的水平段内还设置有温度测试装置。

在本发明的一较佳实施方式中，所述温度测试装置为分布式光纤温度测试系统或多个热电偶。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(3)中，监测蒸汽腔的发育情况采用四维地震技术、微地震监测技术或瞬变电磁法技术。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(4)中，当蒸汽腔高度到达油层厚度2/3处时，注入非凝析气体在蒸汽腔上部形成隔热层；所述非凝析气体为N₂、CO₂、CH₄其中任意一种单一气体，或者它们的组合。

在本发明的一较佳实施方式中，所述非凝析气体的注入方式为随蒸汽连续注入或段塞式注入。

在本发明的一较佳实施方式中，在步骤(5)中，当蒸汽腔前缘将要接近油层顶部时，通过顶水层中的水平注入井和第一直井注入井，或者通过第一直井注入井和第二直井注入井向顶水中注入调剖封堵剂，封堵孔隙、裂缝、孔洞，形成具有足够高强度的坚固不透水屏障，将顶水层和油层隔离开。

在本发明的一较佳实施方式中，调剖封堵剂为沉淀型无机盐类调剖剂、聚合物凝胶体系调剖剂、粒状调剖剂或树脂型调堵剂。

由上所述，本发明的顶水油砂的开采方法，将SAGD技术、非凝析气体辅助SAGD技术与顶水层中注调剖封堵剂形成屏障技术有效结合，可以大大减小蒸汽注入量和原油损失量，有效减小顶水下泄的风险，提高油藏的采收率。

本发明具有以下技术优势：

(1)降低了累积汽油比：由于该顶水油砂的开采方法中采用非凝析气体辅助SAGD开发，注入的非凝析气体分布在蒸汽腔上部形成隔热层，减少蒸汽向顶水层的传热速度，降低热损失，提高热利用率；同时，根据分压的作用原理，该开采方法能降低蒸汽腔上部温度，而注入井附近的区域为饱和蒸汽温度，不影响蒸汽腔的发展和原油的流动能力；由于向顶水层的热损失减少和蒸汽腔上部温度的降低，减少了SAGD过程中的蒸汽需求量，大大降低累积汽油比。

(2)提高了采油速度和采收率：由于分布在蒸汽腔上部的非凝析气体能够维持系统压力，对原油起到向下的推动作用，提高了油藏泄油能力；同时顶水层中形成的屏障能减弱顶水层处流动水对蒸汽腔侧向扩展的不利影响，并有效阻挡了原油向顶水层的运移，因此，提高了采油速度和采收率。

(3)有效减小了顶水下泄的风险：顶水层中注入的调剖封堵剂在顶水层底部形成坚固的不透水屏障，强度高，有效期长，同时非凝析气体的隔热作用使得屏障的有效期增加，因此，顶水下泄的可能性大大降低。

附图说明

以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：

图1：为本发明顶水油砂的开采方法的井位部署示意图一。

图2:为本发明顶水油砂的开采方法的井位部署示意图二。

附图标号：

1、顶水层；

2、油层；

3、第一水平井；

4、第二水平井；

5、第三水平井；

6、第一直井注入井；

7、第二直井注入井。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

如图1所示，本发明提出一种顶水油砂的开采方法，包括以下步骤：

(1)筛选油藏；选择含有顶水层1的油砂(又称超稠油油藏)；

(2)部署井网；在该油砂的油层2中部署两口上下相互平行的水平井，该两口水平井的水平段均位于该油砂的油层中，该两口水平井分别为第一水平井3和第二水平井4，第一水平井3为生产井，第二水平井4为注汽井，注汽井位于生产井之上；在该油砂的顶水层1中沿油水边界部署多个第一直井注入井6(根据油水边界范围决定部署的数量)，在顶水层1中间部署一口水平注入井或一排第二直井注入井7(根据实际情况，一排中可以设置多个)，该顶水层1部署的水平井为第三水平井5；

(3)该油砂的油层2中的一对水平井(第一水平井3和第二水平井4)按照循环预热模式预热启动并实施SAGD开发，在SAGD生产过程中监测蒸汽腔的发育情况；

(4)该油砂的油层2中的一对水平井(第一水平井3和第二水平井4)实施非凝析气体辅助SAGD开发；

(5)该油砂的顶水层1中注入调剖封堵剂。

本发明为将SAGD技术、非凝析气体辅助SAGD技术与顶水层中注调剖封堵剂形成屏障有效结合的采油方法，这种方法可以大大减小蒸汽注入量和原油损失量，有效减小顶水下泄的风险，提高油藏的采收率。

在步骤(1)中，所述油砂的顶水层1厚度大于2m；所述油砂的油层2埋藏深度大于150m，该油砂的油层2平均有效厚度大于15m，该油砂的油层2有效孔隙度大于25％，该油砂的油层2水平渗透率大于1D，该油砂的油层2垂直渗透率与水平渗透率的比值大于0.6；50℃时该油砂的油层2中原油粘度大于10000mP·s，该油砂的油层2中原油密度大于0.95g/cm³，该油砂的油层2含油饱和度大于55％。

在本实施方式步骤(2)中，当在油层2中部署两口水平井时，第一水平井3水平段与油层2底部界面的距离为1m～2m，第二水平井4水平段与第一水平井3水平段平行，第一水平井3与第二水平井4之间的垂向距离为4m～6m；

当在顶水层1中间部署水平注入井时，第三水平井5水平段距离顶水层1底部1.0m～1.5m；当在顶水层1部署第一直井注入井6、第二直井注入井7时，均在直井注入井的下部射孔，最低射孔位置距离顶水层底部0.5m～1.0m。

进一步，在步骤(3)中，循环预热模式为长短管双管循环预热方式。由于SAGD启动阶段的注蒸汽循环预热启动技术具有加热均匀、启动平稳、蒸汽腔扩散均匀、蒸汽腔发育体积大的优点，因此，所述第一水平井(生产井)3和第二水平井(注入井)4采用长短管双管循环预热方式。蒸汽通过注汽管柱(长管)从水平井脚尖部位进入井筒，变成冷凝水后从采油管柱(短管)中被采出，在这个过程中消耗蒸汽的汽化潜热，从而加热油层。考虑到悬挂强度的影响及便于双管悬挂，在保证注汽能力的情况下，以实现最大程度提高举升能力为目标，设计出注汽管柱(长管)的直径为108mm，采油管柱(短管)的直径为83mm。当然，所述管柱的具体尺寸也不限于上述108mm的注汽管柱和83mm的采油管柱，还可以为其它尺寸的注采管柱。

当然，在步骤(3)中，循环预热模式也可以采用同心管和单管注汽油套环空循环等循环预热管柱结构，具体的，本申请在此并不作具体的限定。

进一步，在本实施方式步骤(3)中，该油砂的油层2中的一对水平井中的生产井(第一水平井3)和注汽井(第二水平井4)的水平段内还设置有温度测试装置(图中未示出)；所述温度测试装置用于测量所述注汽井和生产井的水平段对应的油藏温度。生产井和注汽井之间中点部位的温度达到80℃及以上，水平段热连通率达到80％以上，实现热连通，上部注蒸汽井环空停止排液，下部生产井停止注蒸汽，循环预热阶段结束，转入完全的SAGD生产阶段。所述温度测试装置为分布式光纤温度测试系统或多个热电偶。当然，所述温度测试装置还可以为其它现有形式，本申请在此并不作具体的限定。

在步骤(3)中，监测蒸汽腔的发育情况采用四维地震技术，利用四维地震技术监测蒸汽腔随时间的变化情况，能够得到蒸汽腔发育过程的可靠信息，实现了对SAGD过程的蒸汽腔前缘推进规律、蒸汽腔形态和发育特征的监测。当然，所述监测蒸汽腔发育情况的技术不限于四维地震技术，还可以为微地震监测技术和瞬变电磁法技术，具体的，本申请在此不作具体的限定。

在步骤(4)中，当蒸汽腔高度到达油层2厚度2/3处时，该油砂的油层2中的第一水平井3和第二水平井4实施非凝析气体辅助SAGD开发；注入非凝析气体在蒸汽腔上部形成隔热层；所述非凝析气体为N₂、CO₂、CH₄其中任意一种单一气体，或者它们的组合；所述非凝析气体的注入方式为随蒸汽连续注入或段塞式注入。当然，所述非凝析气体的注入方式还可以为其它形式，本申请在此并不作具体的限定。

在本实施方式步骤(5)中，当蒸汽腔前缘将要接近油层2顶部时，通过顶水层中的第三水平井5和第一直井注入井6(如图1所示)，或者通过第一直井注入井6和第二直井注入井7(如图2所示)向顶水中注入调剖封堵剂，封堵孔隙、裂缝、孔洞，形成具有足够高强度的坚固不透水屏障，将顶水层和油层隔离开。一是降低蒸汽腔向顶水层的热量损失，阻止原油运移进顶水层；二是避免顶水下泄导致蒸汽腔收缩的风险。

进一步，在本实施方式中，调剖封堵剂为沉淀型无机盐类调剖剂、聚合物凝胶体系调剖剂、粒状调剖剂或树脂型调堵剂。

发明顶水油砂的开采方法将SAGD技术、非凝析气体辅助SAGD技术和顶水层中注调剖封堵剂技术有机结合，有效地应用到顶水油砂中，该技术较常规SAGD开发具有以下优点：

1、常规SAGD技术注蒸汽量较大，生产费用高，顶水可能下泄导致SAGD无法继续操作；本发明有效降低累积汽油比，节约成本，提高开发经济效益，规避顶水泄流入蒸汽腔使其收缩的问题。

2、注非凝析气体在蒸汽腔上部形成隔热层，减少蒸汽向上部水层的传热速度，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，对原油起到向下的推动作用，提高油藏泄油能力。

3、顶水层底部注调剖封堵剂形成的屏障能减少蒸汽、原油和热量损失，减少蒸汽需求量，提高采收率。

实施例一

下面以某油藏为例具体介绍该顶水油砂的开采方法，所述顶水油砂的开采方法包括以下步骤：

步骤(1)筛选油藏：

选择含有顶水层1的油砂，油藏深度为230m，该油藏平均地层压力为1.05MPa，地层温度7℃；该油砂的顶水层厚度为10m；油层平均有效厚度为20m，有效孔隙度为35％，水平渗透率平均为3D～5D，垂直渗透率与水平渗透率的比值为0.7～1.0；油藏温度下平均原油粘度为405820mP·s，原油密度为1.012g/cm³，含油饱和度为70％。

步骤(2)部署井网：

首先在该油砂的油层2中部署两口水平井，其中第一水平井3为生产井，水平段长600m，水平段距油层底部界面的距离为1～2m，另一口第二水平井4为位于生产井之上的注汽井4，水平段的长度为600m且与生产井水平段平行，生产井与注汽井在同一竖直平面内，两井之间的垂向距离为4～6m；

接下来在该油砂的顶水层1中间部署一口水平段长400m的第三水平井5，水平段距离顶水层底部1.0m～1.5m；在顶水层1中沿油水边界部署直井注入井(第一直井注入井6)，均在直井注入井的下部射孔，最低射孔位置距离顶水层底部0.5m～1.0m。

步骤(3)该油砂油层中的一对水平井按照循环预热模式预热启动并实施SAGD开发，在SAGD生产过程中利用四维地震技术监测蒸汽腔的发育情况；

该油砂油层中的一对水平井采用长短管双管循环预热方式，注汽管柱(长管)的直径为108mm，采油管柱(短管)的直径为83mm，蒸汽通过注汽管柱(长管)从水平井脚尖部位进入井筒，变成冷凝水后从采油管柱(短管)被采出，通过消耗蒸汽的汽化潜热来加热油层；

注汽井和生产井的水平段内设置分布式光纤温度测试系统，用于测量所述注汽井和生产井的水平段对应的油藏温度。注汽井和生产井中部的温度达到80℃及以上，水平段热连通率达到80％以上，上部注蒸汽井环空停止排液，下部生产井停止注蒸汽，循环预热阶段结束，转入完全的SAGD生产阶段；

SAGD生产过程中，利用四维地震技术监测蒸汽腔随时间的变化情况，得到蒸汽腔发育过程的可靠信息，尤其是蒸汽腔前缘的位置，从而准确把握注非凝析气体和注调剖封堵剂的有利时机。

步骤(4)该油砂油层2中的一对水平井实施非凝析气体辅助SAGD开采；

当蒸汽腔高度到达油层厚度2/3处时，注汽井采用段塞注氮气方式分5个段塞注入氮气，段塞注氮量为65.0×10⁴m³，段塞间隔时间为4个月，注气压力为4MPa。注入氮气主要分布在汽腔顶部，有效降低汽腔顶部热损失并且对原油有向下的推动作用；原油通过水平生产井采出。

步骤(5)该油砂油藏顶水层1中注入调剖封堵剂。

在蒸汽腔前缘将要接近油层2顶部时，通过顶水层1中的注入井(包括第三水平井5和第一直井注入井6)向顶水中持续注入沉淀型无机盐类调剖剂，封堵油水界面的孔隙、裂缝、孔洞等，保证顶水层底部形成具有足够高强度的坚固不透水屏障，将顶水层和油层隔离开。

由上所述，本发明的顶水油砂的开采方法，将SAGD技术、非凝析气体辅助SAGD技术与顶水层中注调剖封堵剂形成屏障技术有效结合，可以大大减小蒸汽注入量和原油损失量，有效减小顶水下泄的风险，提高油藏的采收率。

本发明具有以下技术优势：

(1)降低了累积汽油比：由于该顶水油砂的开采方法中采用非凝析气体辅助SAGD开发，注入的非凝析气体分布在蒸汽腔上部形成隔热层，减少蒸汽向顶水层的传热速度，降低热损失，提高热利用率；同时，根据分压的作用原理，该开采方法能降低蒸汽腔上部温度，而注入井附近的区域为饱和蒸汽温度，不影响蒸汽腔的发展和原油的流动能力；由于向顶水层的热损失减少和蒸汽腔上部温度的降低，减少了SAGD过程中的蒸汽需求量，大大降低累积汽油比。

(2)提高了采油速度和采收率：由于分布在蒸汽腔上部的非凝析气体能够维持系统压力，对原油起到向下的推动作用，提高了油藏泄油能力；同时顶水层中形成的屏障能减弱顶水层处流动水对蒸汽腔侧向扩展的不利影响，并有效阻挡了原油向顶水层的运移，因此，提高了采油速度和采收率。

(3)有效减小了顶水下泄的风险：顶水层中注入的调剖封堵剂在顶水层底部形成坚固的不透水屏障，强度高，有效期长，同时非凝析气体的隔热作用使得屏障的有效期增加，因此，顶水下泄的可能性大大降低。

以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。

Claims (7)

1.一种顶水油砂的开采方法，包括以下步骤：

（1）筛选油藏；选择含有顶水层的油砂；

（2）部署井网；在该油砂的油层中部署两口上下相互平行的水平井，该两口水平井的水平段均位于该油砂的油层中，一水平井为生产井，另一水平井为注汽井；在该油砂的顶水层中沿油水边界部署多个第一直井注入井，在顶水层中间部署一口水平注入井或一排第二直井注入井；

（3）该油砂的油层中的一对水平井按照长短管双管循环预热方式进行循环预热，蒸汽通过注汽管柱进入井筒，变成冷凝水通过采油管柱被采出；

所述生产井和所述注汽井的水平段内设置有温度测试装置，测量所述生产井和所述注汽井之间中点部位的温度达到80℃及以上时，注汽井环空停止排液，生产井停止注蒸汽；

启动并实施SAGD开发，在SAGD生产过程中监测蒸汽腔的发育情况；

（4）该油砂的油层中的一对水平井实施非凝析气体辅助SAGD开发；

（5）该油砂的顶水层中注入调剖封堵剂；所述调剖封堵剂为沉淀型无机盐类调剖剂、聚合物凝胶体系调剖剂、粒状调剖剂或树脂型调堵剂；

当蒸汽腔前缘将要接近油层顶部时，通过顶水层中的水平注入井和第一直井注入井，或者通过第一直井注入井和第二直井注入井向顶水中注入调剖封堵剂，在顶水层底部形成具有足够高强度的坚固不透水屏障，将顶水层和油层隔离开。

2.如权利要求1所述的顶水油砂的开采方法，其特征在于，

在步骤（1）中，所述油砂的顶水层厚度大于2m；所述油砂的油层埋藏深度大于150m，该油砂的油层平均有效厚度大于15m，该油砂的油层有效孔隙度大于25%，该油砂的油层水平渗透率大于1D，该油砂的油层垂直渗透率与水平渗透率的比值大于0.6；50℃时该油砂的油层中原油粘度大于10000mP·s，该油砂的油层中原油密度大于0.95g/cm³，该油砂的油层含油饱和度大于55%。

3.如权利要求1所述的顶水油砂的开采方法，其特征在于，

在步骤（2）中，当在油层中部署两口水平井时，该两口水平井分别为第一水平井和第二水平井，第一水平井为生产井，第二水平井为注汽井，注汽井位于生产井之上，第一水平井水平段与油层底部界面的距离为1m～2m，第二水平井水平段与第一水平井水平段平行，第一水平井与第二水平井之间的垂向距离为4m～6m；

当在顶水层中间部署水平注入井时，该水平井为第三水平井，第三水平井水平段距离顶水层底部1.0m～1.5m；当在顶水层部署第一直井注入井、第二直井注入井时，均在直井注入井的下部射孔，最低射孔位置距离顶水层底部0.5m～1.0m。

4.如权利要求1所述的顶水油砂的开采方法，其特征在于，所述温度测试装置为分布式光纤温度测试系统或多个热电偶。

5.如权利要求1所述的顶水油砂的开采方法，其特征在于，在步骤（3）中，监测蒸汽腔的发育情况采用四维地震技术、微地震监测技术或瞬变电磁法技术。

6.如权利要求1所述的顶水油砂的开采方法，其特征在于，在步骤（4）中，当蒸汽腔高度到达油层厚度2/3处时，注入非凝析气体在蒸汽腔上部形成隔热层；所述非凝析气体为N₂、CO₂、CH₄其中任意一种单一气体，或者它们的组合。

7.如权利要求6所述的顶水油砂的开采方法，其特征在于，所述非凝析气体的注入方式为随蒸汽连续注入或段塞式注入。

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