CN109723417A - 一种适用于油砂sagd开发后期转火驱的开采方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种适用于油砂SAGD开发后期转火驱的开采方法。该方法指在SAGD开发平台期末，将蒸汽腔扩展至油层顶部边缘位置时作为转火驱开发时机，同时在垂直于SAGD井对两侧投入垂直注气井(或利用已有观察井)，原SAGD开发水平生产井作为生产井进行注空气火驱开发。本发明可以有效规避SAGD开发后期汽油比急剧升高，日产油量降低，蒸汽无效热循环等诸多问题，火驱不仅可以有效提高SAGD蒸汽已驱扫区域的驱油效率，还可以提高楔形区域下方采出程度。整个火驱阶段采出程度可以达到20％以上，并且空气油比极低，SAGD+火驱组合采收率超过80％，这种组合式的开发方式可以降低注气(汽)成本，提高原油采收率。

Description

一种适用于油砂SAGD开发后期转火驱的开采方法

技术领域

本发明属于石油开采领域，具体涉及一种油砂的开采方法，更具体涉及一种适用于油砂SAGD开发后期转火驱的开采方法。

背景技术

油砂亦称重油砂、沥青砂，具有粘度高、沥青质含量高、密度大的特点，目前国内外最行之有效的方法是蒸汽辅助重力泄油技术(以下简称SAGD)，SAGD按照蒸汽腔在油层中发育情况可以分为吞吐预热期、蒸汽腔上升期、平台期以及产量递减期。当蒸汽腔发育至油层顶部时，即开发进入平台期，此时随着蒸汽的不断注入，日产油量、汽油比基本保持在一个定值。当蒸汽腔发育至油层顶部边缘时，开始进入产量递减期，日产油量下降明显、产出液含水率上升、汽油比急剧上升，继续生产经济型较差，不具备继续开发的潜力，需要积极探索其它方式的接替技术。火烧油层技术又称为火驱，是世界上最早开展的热力采油技术之一，自上个世纪以来，罗马尼亚、前苏联、以及北美等国家先后进行了大规模的矿场试验和商业化开采。火烧油层技术是指通过注气井向油层中源源不断注入空气，通过人工手段点燃油层，使油层内重质组分源源不断进行燃烧，产生的气体和蒸汽驱扫原油至生产井产出的过程。火烧油层技术具有适用范围广、采出程度高、钻完井、工程设施要求低的特点，是稠油、超稠油开发重要的接替技术。

CN102747997A公布了一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其目的是提供一种稠油蒸汽辅助重力泄油后期转火驱在相邻蒸汽腔连接后产量递减阶段转火驱的方法，该方法的主要工艺步骤如下：(1)地层原油粘度大于100mPa·s；(2)生产井水平段距油层底界1～2m；(3)注采井垂直间距5～6m；(4)注采井对间的距离60～150m；(5)蒸汽循环预热时间小于60天；(6)注入蒸汽井口干度大于80％；(7)注气甲烷段塞为10000～20000m³，点燃油层；(8)火驱过程中单井平均日产油量小于3m³/d，空气油比5000m³/m³时结束火驱。该发明可以取得以下效果：有利于驱扫相邻SAGD井对中下部剩余储量，可以解决提高采收率14％，提高稳产年限3.6年。该发明存在诸多问题：(1)规定的粘度范围大于100mPa·s，事实上SAGD开发主要应用于超稠油油藏，对于粘度相对较低的普通稠油和特稠油，通常采用蒸汽吞吐等方式开发而并非SAGD；(2)该方法强调了水平井注气开发，事实上世界范围内已经投产的火驱项目，并无水平井注气的先例，如何实现水平段的点火以及水平井整段均匀注气是项目的难点；(3)方法中强调1对水平注采井与其相邻的2对注采井形成一注两采的效果，实施中必须有3对在产水平井，具有一定局限性；(4)相邻采油井上方的注气井作为火驱排气井，有一定的溢油风险。

发明内容

本发明的目的是提供一种适用于油砂SAGD开发后期转火驱的开采方法。

本发明提供的适用于油砂SAGD开发后期转火驱的开采方法，包括：

关闭水平注汽井，在垂直于水平注采井对的两侧部署若干垂直注气井，将原水平生产井作为火驱采油井，形成火驱驱替通道，在所述垂直注气井进行注空气火驱生产；

每个所述水平注采井对均由一个水平注汽井和一个水平生产井组成。

上述方法中，相邻水平注采井对中，水平注汽井和水平生产井间隔排列；

满足所述关闭水平注汽井的条件为：产油量下降的同时汽油比上升。

具体的，满足所述关闭水平注汽井的条件为：连续50天以上产油量一直下跌，同时汽油比一直上升；

所述产油量下跌的幅度具体为超过10％以上。

所述油砂在地层的原油粘度大于50000mPa·s；具体可为5×10⁴mPa·s-1000×10⁴mPa·s，且不为5×10⁴mPa·s；更具体可为5×10⁴mPa·s-500×10⁴mPa·s；再具体可为409×10⁴mPa·s；

所述垂直注气井具体可为SAGD开发时的垂直观测井。

所述水平注汽井和水平生产井之间的垂直间距为4～6m；具体为5m；

所述垂直注气井间间距为70～100m；具体可为98m；

所述垂直注气井排间距＝相邻水平注采井对间距；

所述水平注采井的井长为500～1000m；具体可为700m；

所述垂直注气井与水平生产井的间距＝相邻水平井对间距/2；

相邻所述水平注采井对的间距为70～100m。

所述注空气火驱生产步骤中，所述垂直注气井单井的注气速率为20000～30000m³/d；注气速率每季度增幅10％，最多增幅50％；

所述水平生产井定排气量＝0.85～0.9注入空气量；

当水平生产井产出端氧气含量超过5％时，降低注气速率；如仍然超过5％，则关井。

所述注空气火驱生产步骤中，引燃油层的方法为注入甲烷段塞和/或电加热点火；

所述注入甲烷段塞具体适用于含油饱和度低的井身中上部，注入量为20000～30000m³；

所述电加热点火具体适用于含油饱和度较高的井身底部；

所述电加热点火步骤中，点火功率为2.0～3.0×10⁸J/d；具体为2.55×10⁸J/d；点火时间为30～60d；电加热温度具体为230℃；

判断油层已点燃的依据为产出端CO₂含量为15～20％。

所述方法还包括：在所述注空气火驱生产步骤之后，关闭所述垂直注气井；

所述关闭所述垂直注气井需满足如下任意一个条件：采油井井底温度超过400℃、日产油量低于3m³/d、空气油比高于5000m³/m³、降低注气速率后产出端氧气含量仍然超过5％。

本发明针对SAGD开发末期油层中一部分可观储量未被动用，但继续注入蒸汽会造成无效热循环，汽油比急剧升高的现状，提供了一种油砂SAGD开发后期转火驱的方法。在SAGD开发进入平台期末，产量下降、汽油比升高阶段，在垂直于水平井对两侧部署垂直注气井注入空气，以原水平生产井作为火驱生产井。本发明方法利用SAGD开发进入平台期末时，水平井两侧边缘位置温度较高，原油流动性明显改善，在这个区域建立火驱注采通道，有利于烟道气驱替原油。此外，蒸汽腔楔形区域边缘富含剩余油，在此位置部署注气井有利于燃烧前缘的启动，可以用SAGD开发时的垂直观测井作为垂直注气井，利用原水平生产井作为火驱开发生产井，可以增大火驱过程中原油的泄油面积。这种SAGD与火驱组合的开发方式既可以使整个油砂开发过程中一直保持高产，同时可以降低注气(汽)成本，蒸汽油比及空气油比一直保持在较低的水平，具有重要的应用价值。

附图说明

图1中a SAGD开发井位部署三维视图(红色线为水平注汽井、蓝色线为水平生产井)；b为SAGD开发井位部署侧视图(红色线为水平注汽井、蓝色线为水平生产井)。

图2为SAGD开发生产曲线，a-吞吐预热期b-蒸汽腔上升期c-平台期d-蒸汽腔下降期。

图3为不同时刻SAGD开发温度场及含油饱和度场(IK方向)。

图4为转火驱开发井网部署图。

图5为转火驱时原油粘度场(上)及含油饱和度场(下)图(垂直于水平井视图)。

图6为火驱开发生产曲线。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作进一步阐述，但本发明并不限于以下实施例。所述方法如无特别说明均为常规方法。所述原材料如无特别说明均能从公开商业途径获得。

实施例1

本发明提供一种SAGD开发后期转火驱的开采方法，在SAGD开发进入平台期末，产油量下降、汽油比升高初始，利用新增的垂直注气井进行注空气开发，利用原水平生产井作为火驱开发生产井，建立火驱开发驱油通道。本发明可以有效提高蒸汽未波及区域的采出程度，也可以进一步提高已波及区采出程度，避免了SAGD开发末期产油量下降、汽油比急剧升高的劣势，本发明可以提高油砂最终采出程度，降低注汽(气)成本，组合了SAGD及火驱开发的优势。

本发明所述的油藏中深200m，原始油藏压力1250kPa，孔隙度0.32，水平渗透率6000mD，油层平均厚度25m，油层条件下原油粘度409×10⁴mPa·s。

本发明中，所述的SAGD开发后转火驱开发有以下具体步骤：

SAGD井网的部署

在油层区域内部署一对SAGD水平注采井网，水平生产井位置如图1-a、1-b所示，水平注采井垂向间距5m，水平生产井距离油层底部3m，相邻水平井间距98m，水平注采井长700m。

SAGD注蒸汽预热与开发阶段

在水平注采井进行循环预热，预热方式为电加热预热，电加热功率为7×10¹⁵J/d，电加热温度为230℃，电加热时间为60d。当预热期结束后，开始进入注蒸汽开发期。开发初始，产油量平稳上升后，含水率下降，汽油比逐渐趋于稳定，开发进入平台期，产油量、含水率以及汽油比保持稳定。SAGD开发生产曲线如图2所示，其生产过程中温度场及含油饱和度场变化如图3所示。

火驱井网部署

在SAGD水平井对两侧部署垂直注气井14口，垂直注气井间距100m，两侧垂直井间距98m，垂直注气井与水平生产井间距49m，火驱井位部署关系如图4所示。

SAGD停止注汽、火驱开发点火

当SAGD开发2974d时，表现为日产油量下降，产出液含水率上升，瞬时汽油比上升时间超过50d，表明SAGD开发已经入产量递减期，需要转换开发方式。原油粘度、含油饱和度场分布如图5所示，楔形区域内原油粘度大幅度下降，具备燃烧驱替条件。此时关闭水平注汽井，在垂直注气井进行注空气点火，在垂直井下部富含剩余油的部分，采用电加热点火，点火功率2.55×10⁸J/d。在垂直注气井中上部残余油饱和度较低的部分，由于燃料不足以点燃，因此在注空气前先注一段甲烷气体，甲烷注入速率15000m³/d，注入时间2d。整个井段持续注入空气，当产出端CO₂含量逐渐升高至15～20％左右，表明油层已被点燃，此时关闭电加热设备，点火时间共50d。

火驱开发阶段

在点火成功之后，垂直注气井以每口20000m³/d的注气速率投入生产，随着燃烧前缘的推进，注气速率以每季度10％的增速提高，单井最大注气速率为30000m³/d。生产井控制日产气速率为注气速率的90％，生产过程中产出端氧气含量控制在5％以内，若超过5％，则降低注气井注气速率。当产出端氧气含量超过5％并且采取降速、关井措施后并无效果，证明油层内已没有足够的原油可以参与火驱反应，此时应关闭注气井，停止火驱生产。火驱开发生产曲线见图5。

表1为直接SAGD开发与SAGD开发后转火驱开发效果对比表，从表中可以看出，采用SAGD开发生产，截至瞬时汽油比为8m³/m³时关井停产，累产油量约为31.5×10⁴m³，采出程度73.2％；在SAGD开发产量递减期转火驱开发，累产油量35.4×10⁴m³，采出程度82.1％，本发明比单纯SAGD开发提高采出程度约8.9％，累产油量提高3.9×10⁴m³。此外累积汽油比降低0.2m³/m³，火驱阶段空气油比仅为788m³/m³，保证了开发的经济性。

表1、SAGD开发与本发明方法开发效果对比

以上为本发明示意性具体实施方式，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做出的等同变化与修改，均应属于本发明保护范围。

Claims (10)

1.一种适用于油砂SAGD开发后期转火驱的开采方法，包括：

关闭水平注汽井，在垂直于水平注采井对的两侧部署若干垂直注气井，将原水平生产井作为火驱采油井，形成火驱驱替通道，在所述垂直注气井进行注空气火驱生产；

每个所述水平注采井对均由一个水平注汽井和一个水平生产井组成。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：满足所述关闭水平注汽井的条件为：产油量下降的同时汽油比上升。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于：满足所述关闭水平注汽井的条件为：连续50天以上产油量一直下跌，同时汽油比一直上升；

所述产油量下跌的幅度具体为超过10％以上。

4.根据权利要求1-3中任一所述的方法，其特征在于：所述油砂在地层的原油粘度大于50000mPa·s。

5.根据权利要求1-4中任一所述的方法，其特征在于：所述水平注汽井和水平生产井之间的垂直间距为4～6m；具体为5m；

所述垂直注气井间间距为70～100m；

所述垂直注气井排间距＝相邻水平注采井对间距；

所述水平注采井的井长为500～1000m；

所述垂直注气井与水平生产井的间距＝相邻水平井对间距/2；

相邻所述水平注采井对的间距为70～100m。

6.根据权利要求1-5中任一所述的方法，其特征在于：所述注空气火驱生产步骤中，所述垂直注气井单井的注气速率为20000～30000m3/d；注气速率每季度增幅10％，最多增幅50％；

所述水平生产井定排气量＝0.85～0.9注入空气量；

当水平生产井产出端氧气含量超过5％时，降低注气速率；如仍然超过5％，则关井。

7.根据权利要求1-6中任一所述的方法，其特征在于：所述注空气火驱生产步骤中，引燃油层的方法为注入甲烷段塞和/或电加热点火。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于：所述注入甲烷段塞适用于含油饱和度低的井身中上部，注入量为20000～30000m³；

所述电加热点火适用于含油饱和度较高的井身底部；

所述电加热点火步骤中，点火功率为2.0～3.0×10⁸J/d；点火时间为30～60d；

判断油层已点燃的依据为产出端CO₂含量为15～20％。

9.根据权利要求1-8中任一所述的方法，其特征在于：所述方法还包括：在所述注空气火驱生产步骤之后，关闭所述垂直注气井。

10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于：所述关闭所述垂直注气井的条件为如下任意一个条件：采油井井底温度超过400℃、日产油量低于3m³/d、空气油比高于5000m³/m³、降低注气速率后产出端氧气含量仍然超过5％。