CN111441756A - 石油开采的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种石油开采的方法，包括：在注气井主的水平井井眼的至少一侧设置至少一个支井眼；在注气井中交替地通入第一预设压力和第二预设压力的蒸汽进行预热，通入第一预设压力的蒸汽持续第一预设时间，使藏油区的水平井与支井眼之间形成蒸汽腔，通入第一预设压力的蒸汽持续第一预设时间后，通入注气井中的蒸汽的压力调至第二预设压力并持续第二预设时间；采用SAGD生产方法通过水平井进行采油作业。在注气井中通入不同的第一预设压力和第二预设压力循环注气的方式，可以有效动用分支井附近油层，扩大了蒸汽腔规模，提高了井组循环预热效果，循环预热结束后，该井组水平段动用程度达100％，各项生产指标满足SAGD生产要求，有效地提高了采油效率。

Description

石油开采的方法
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，具体而言，涉及一种石油开采的方法。
背景技术
SAGD技术是目前我国浅层超稠油油藏开采的有效技术，特别适合于开采原油粘度非常高的特稠油和超稠油油藏。风城适合SAGD开发的超稠油油藏埋深190m～470m，油层厚度8.2-41.5m，其中J3q2 2-1+J3q2 2-2层油层厚度8.5-41.5m，J3q3层油层厚度8.2-20.2m，油层孔隙度28.6-34.7％，渗透率793-2552×10-3μm2，含油饱和度58.8-76.4％。
油藏原始地层温度为18.5-21.4℃，原始地层压力为2.1-5.3MPa，50℃时原油粘度2.57-11.5×104mPa·s，属于典型的高孔、高渗、高含油饱和度超稠油油藏；风城油田SAGD自2008年开展先导试验，2012年开始规模化推广应用，主要开发方式以双水平井为主体，截至目前共5个开发区块，共计动用含油面积9.21km2，动用地质储量2934.6×104t，已累计投产SAGD双水平井169井组，建产能132.6×104t，随着SAGD开发规模不断扩大，逐步形成了较为完善的SAGD调控技术系列，SAGD开发理论采收率可超过50％，生产实践表明SAGD开发方式较常规直井、水平井蒸汽吞吐开发，具有单井产量高、油汽比高、采收率高的“三高”特点。采用现有技术中的石油开采方式，由于不能对井内气压进行有效地控制，导致使用该方法进行采油油量少、效率低等问题。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种石油开采的方法，以解决现有技术中采油效率低的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种石油开采的方法，包括：步骤S10：在注气井主的水平井井眼的至少一侧设置至少一个支井眼；步骤S20：采油预热过程中，在注气井中交替地通入第一预设压力和第二预设压力的蒸汽，其中，第一预设压力大于第二预设压力，通入的第一预设压力的蒸汽持续第一预设时间，以使藏油区的水平井与支井眼之间形成蒸汽腔，通入第一预设压力的蒸汽持续第一预设时间后，将通入注气井中的蒸汽的压力调整至第二预设压力并持续第二预设时间；步骤S30：采用SAGD生产方法通过水平井进行采油作业，支井眼为四个，四个支井眼间隔地设置于水平井井眼的两侧。
进一步地，四个支井眼沿水平井的长度方向间隔地设置，四个支井眼可形成相互隔离的蒸汽腔，或者，四个支井眼中至少有两个支井眼之间形成相连通的蒸汽腔。
进一步地，第一预设压力小于藏油区地层破裂的压力。
进一步地，步骤S30中还包括：步骤S31：在采油预热过程结束后，采用先吞后吐的注气方式后，再采用SAGD生产方法通过水平井进行采油作业。
进一步地，在步骤S20中，注气井和生产井同时注气和同时采液。
进一步地，在步骤S30中，再采用SAGD生产方法通过水平井进行采油作业的过程中，注气井进行注气，生产井进行采液。
进一步地，第一预设压力为P1，其中，3.4MPa≤P1≤4.5MPa。
进一步地，第二预设压力为P2，其中，2.7MPa≤P2≤4.1MPa。
应用本发明的技术方案，在注气井中通入不同的第一预设压力和第二预设压力循环注气的方式，可以有效动用分支井附近油层，扩大了蒸汽腔规模，提高了井组循环预热效果，循环预热结束后，该井组水平段动用程度达到100％，各项生产指标满足转SAGD生产要求，有效地提高了采油效率。
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SAGD鱼骨井油层段轨迹示意图；
图2示出了根据本发明的SAGD鱼骨井井身轨迹平面投影图；
图3示出了根据本发明的SAGD鱼骨井岩性剖面图；
图4示出了根据本发明的SAGD鱼骨井循环预热阶段注汽压力运行曲线示意图；
图5示出了根据本发明的SAGD鱼骨井与常规SAGD井组拉平曲线。
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。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的术语在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其他器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。
现在，将参照附图更详细地描述根据本申请的示例性实施方式。然而，这些示例性实施方式可以由多种不同的形式来实施，并且不应当被解释为只限于这里所阐述的实施方式。应当理解的是，提供这些实施方式是为了使得本申请的公开彻底且完整，并且将这些示例性实施方式的构思充分传达给本领域普通技术人员，在附图中，为了清楚起见，有可能扩大了层和区域的厚度，并且使用相同的附图标记表示相同的器件，因而将省略对它们的描述。
结合图1至图5所示，根据本发明的实施例，提供了一种石油开采的方法。
该方法包括：步骤S10：在注气井主的水平井井眼的至少一侧设置至少一个支井眼；步骤S20：采油预热过程中，在注气井中交替地通入第一预设压力和第二预设压力的蒸汽，其中，第一预设压力大于第二预设压力，通入的第一预设压力的蒸汽持续第一预设时间，以使藏油区的水平井与支井眼之间形成蒸汽腔，通入第一预设压力的蒸汽持续第一预设时间后，将通入注气井中的蒸汽的压力调整至第二预设压力并持续第二预设时间；步骤S30：采用SAGD生产方法通过水平井进行采油作业。
在本实施例中，在注气井中通入不同的第一预设压力和第二预设压力循环注气的方式，可以有效动用分支井附近油层，扩大了蒸汽腔规模，提高了井组循环预热效果，循环预热结束后，该井组水平段动用程度达到100％，各项生产指标满足转SAGD生产要求，有效地提高了采油效率。
优选地，支井眼为四个，四个支井眼间隔地设置于水平井井眼的两侧。当然，也可以根据实际情况设置不同的支井眼的个数。其中，四个支井眼沿水平井的长度方向间隔地设置，四个支井眼可形成相互隔离的蒸汽腔，或者，四个支井眼中至少有两个支井眼之间形成相连通的蒸汽腔。
具体地，第一预设压力小于藏油区地层破裂的压力。优选地，第一预设压力为P1，其中，3.4MPa≤P1≤4.5MPa。第二预设压力为P2，其中，2.7MPa≤P2≤4.1MPa。
步骤S30中还包括：步骤S31：在采油预热过程结束后，采用先吞后吐的注气方式后，再采用SAGD生产方法通过水平井进行采油作业。
在步骤S20中，注气井和生产井同时注气和同时采液。
在步骤S30中，再采用SAGD生产方法通过水平井进行采油作业的过程中，注气井进行注气，生产井进行采液。
具体地，该方法适用于SAGD鱼骨井，提高SAGD鱼骨井采油效果，实现SAGD高效开发。本实施例中，通过该采油方法，有效减小注汽井上方储层物性对井组蒸汽腔发育的影响，加速汽腔扩展，使得井组生产稳定，生产效果变好。
SAGD鱼骨井是在注汽井主水平井眼两侧钻4个分支井眼，针对鱼骨井组的井身结构特点，在循环预热过程中制定出采用注汽压力“高低压交替”(第一预设压力为高压、第二预设压力为低压)的循环方式进行预热，高压阶段在低于地层破裂压力条件下，尽量提高井组压力，在4个分支中达到吞吐扩腔的目的，有效动用分支井附近油层，降低近井地带饱和度，形成小规模的蒸汽腔，低压阶段在保证注汽井和生产井一定压差的条件下，降低井组压力，加快4个分支泄油速度，高低压交替循环以提高分支井段预热效果。循环预热结束后，采用先吞吐后转SAGD生产方式，进一步动用分支井附近油层，增加分支井附近蒸汽腔规模，最终促进蒸汽腔整体发育，提高井组开发效果。
转SAGD生产初期，采用“先吞吐后转SAGD生产方式”，可以有效增加井间液面高度，井组生产稳定，进一步促进汽腔发育。对比同区块其他井组，该井组转SAGD生产初期，稳定生产过程中达到相同注汽压力时，吸汽能力增加26t/d，产油水平提高4.2t/d，有效提高生产效率。采用该方法会死的该井组蒸汽腔发育较好，井组生产稳定，有效降低了井组调控频率，减少现场工人的劳动强度。
具体地，SAGD鱼骨井轨迹图如图1、2所示，第一个分支距离A点131m，各分支之间相距70m，最后一个分支距B点70m。水平井生产井上方油层厚度19.0m，水平段长度在411m左右，50℃时原油粘度平均53800mPa.s，原油密度为0.953g/cm3。I井上方及井间隔夹层发育如图3所示。
该井组投产进入循环预热阶段，循环预热期间注汽井注汽压力采用“高低压交替”循环预热方式(如图4)，投产后先采用高压循环，确保井组快速见汽，整个循环预热期间高压阶段注汽压力范围3.4-4.5MPa，平均4.5MPa，注汽速度100-120t/d，平均110t/d，高压阶段生产天数随着蒸汽腔逐渐扩大逐渐增加，前期20天左右，后期30天左右。低压阶段注汽压力范围2.7-4.1MPa，平均3.4MPa，注汽速度80-100t/d，平均90t/d，低压阶段生产天数随着蒸汽腔逐渐扩大也逐渐增加，前期27天左右，后期45天左右。通过“高低压交替”调控技术，该井组循环预热阶段水平段动用程度达到100％，蒸汽腔发育较好，各项生产指标满足转SAGD生产要求。转SAGD生产初期采用“先吞吐后SAGD生产”方式，即注汽井先吞吐注汽3-5天，生产井关井，吞吐结束后采用SAGD生产模式，即注汽井注汽，生产井采液，吞吐阶段注汽井注汽速度达到150-160t/d，注汽压力到达5.5-6.0MPa，循环预热后采用先吞吐后转SAGD生产的方式可以有效动用分支井附近油层，降低近井地带饱和度，继续扩展分支井及水平井段蒸汽腔，同时增加注汽井与生产井之间的液面，使井组生产稳定。通过循环预热阶段及转SAGD生产初期的生产调控，对比同区块其它井组，该井组稳定生产过程中达到相同注汽压力时，吸汽能力增加26t/d，初期产油水平提高4.2t/d，有效地提高了采油的效率。
除上述以外，还需要说明的是在本说明书中所谈到的“一个实施例”、“另一个实施例”、“实施例”等，指的是结合该实施例描述的具体特征、结构或者特点包括在本申请概括性描述的至少一个实施例中。在说明书中多个地方出现同种表述不是一定指的是同一个实施例。进一步来说，结合任一实施例描述一个具体特征、结构或者特点时，所要主张的是结合其他实施例来实现这种特征、结构或者特点也落在本发明的范围内。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
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 (8)

1.一种石油开采的方法，其特征在于，包括：
步骤S10：在注气井主的水平井井眼的至少一侧设置至少一个支井眼；
步骤S20：采油预热过程中，在所述注气井中交替地通入第一预设压力和第二预设压力的蒸汽，其中，所述第一预设压力大于所述第二预设压力，通入的所述第一预设压力的蒸汽持续第一预设时间，以使藏油区的所述水平井与所述支井眼之间形成蒸汽腔，通入所述第一预设压力的蒸汽持续所述第一预设时间后，将通入所述注气井中的蒸汽的压力调整至所述第二预设压力并持续第二预设时间；
步骤S30：采用SAGD生产方法通过所述水平井进行采油作业；
所述支井眼为四个，四个所述支井眼间隔地设置于所述水平井井眼的两侧。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，四个所述支井眼沿所述水平井的长度方向间隔地设置，四个所述支井眼可形成相互隔离的蒸汽腔，或者，四个所述支井眼中至少有两个所述支井眼之间形成相连通的蒸汽腔。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一预设压力小于藏油区地层破裂的压力。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S30中还包括：
步骤S31：在采油预热过程结束后，采用先吞后吐的注气方式后，再采用SAGD生产方法通过所述水平井进行采油作业。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤S20中，所述注气井和生产井同时注气和同时采液。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤S30中，再采用SAGD生产方法通过所述水平井进行采油作业的过程中，所述注气井进行注气，生产井进行采液。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一预设压力为P1，其中，3.4MPa≤P1≤4.5MPa。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第二预设压力为P2，其中，2.7MPa≤P2≤4.1MPa。
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