CN112145140B - 热采过程的注气方法 - Google Patents
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Abstract
公开了一种热采过程的注气方法。该方法可以包括：步骤1：根据总井数划分多个井组；步骤2：同时对所有井组进行注蒸汽阶段；步骤3：同时对所有井组进行注氮气阶段；步骤4：同时对所有井组进行注二氧化碳阶段；步骤5：同时对所有井组进行注入热采调剖体系阶段；步骤6：重复步骤2‑5，直至油汽比低于设定阈值。本发明结合多种注入介质的作用机理、吞吐和驱替的协同作用，获得较好的注蒸汽开发稠油的效果。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，更具体地，涉及一种热采过程的注气方法。
背景技术
蒸汽注入稠油油藏，加热油藏，降低原油粘度，已经成为稠油提高采收率的主要方法之一。蒸汽注入方式包括蒸汽吞吐和蒸汽驱两种方式。蒸汽吞吐指的是单井注入蒸汽、焖井和采油的技术，其主要的优点是施工简单、收效快、风险小、适用性强等优势，因此成为广泛的热采方式，同时也为蒸汽驱创造解堵、热联通和降低地层压力等条件。其主要局限性是作用范围小，为增温降压过程，采收率一般小于20％。多周期蒸汽吞吐后，随着周期数增加，产量递减快，开发效果变差。
蒸汽驱大部分情况下作为蒸汽吞吐的接替技术使用，指的是从注入井注入蒸汽、从采油井采油的技术，其有效的动用了井间剩余油，但由于蒸汽的流度远远大于稠油，容易发生汽窜，波及系数较小，此时，油汽比快速下降，采收率增加幅度减小。
为了改善蒸汽吞吐的效果，许多学者进行了针对性的研究，比如优化注入量、注入速度、注入压力、注入干度、焖井时间和采油速度等。为了改善蒸汽驱的效果，许多学者也进行了针对性的研究，比如优化注入量、注入压力、注入速度、注入干度和注入方式等。但是从现场的实施效果来看，蒸汽吞吐的最大问题是有效动用半径小；蒸汽驱的最大问题是气窜。
针对如何改善注蒸汽效果方面，现场已经开展了大量的试验，比如针对蒸汽吞吐发展了注氮气辅助蒸汽、注化学剂辅助蒸汽吞吐技术；针对蒸汽驱发展了注入堵剂扩大波及技术等。这些技术在一定程度上改善了注蒸汽开发的效果，但是依然存在见效周期短、需要多次作业等问题，需要从注入方法上进行改变。因此，有必要开发一种热采过程的注气方法。
公开于本发明背景技术部分的信息仅仅旨在加深对本发明的一般背景技术的理解，而不应当被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已为本领域技术人员所公知的现有技术。
发明内容
本发明提出了一种热采过程的注气方法，其能够结合多种注入介质的作用机理、吞吐和驱替的协同作用，获得较好的注蒸汽开发稠油的效果。
所述方法可以包括：步骤1：根据总井数划分多个井组；步骤2：同时对所有井组进行注蒸汽阶段；步骤3：同时对所有井组进行注氮气阶段；步骤4：同时对所有井组进行注二氧化碳阶段；步骤5：同时对所有井组进行注入热采调剖体系阶段；步骤6：重复步骤2-5，直至油汽比低于设定阈值。
优选地，每个井组包括两口井，分别为井1与井2。
优选地，所述步骤2包括：步骤201：井1进行蒸汽注入操作，井2进行采油操作；步骤202：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤203：井1进行采油操作，井2进行蒸汽注入操作；步骤204：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
优选地，所述步骤3包括：步骤301：井1进行氮气注入操作，井2进行采油操作；步骤302：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤303：井1进行采油操作，井2进行氮气注入操作；步骤304：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
优选地，所述步骤4包括：步骤401：井1进行二氧化碳注入操作，井2进行采油操作；步骤402：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤403：井1进行采油操作，井2进行二氧化碳注入操作；步骤404：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
优选地，还包括：通过水平段长度、井距、压裂级数、裂缝半长、基质孔隙度、基质渗透率，获得注气时间、焖井时间和采油时间。
优选地，还包括：针对井组建立模型，通过数值模拟进行优化，获得注气时间、焖井时间和采油时间。
优选地，所述注气时间为40-80天。
优选地，所述焖井时间为20-40天。
优选地，所述采油时间为60-120天。
其有益效果在于：
不同周期注入不同的注入介质(蒸汽、N2、CO2和热采调剖体系)，能够协同发挥不同介质的作用机理；
单周期内存在注入、生产过程，能够在井间实现注入介质的有效驱替；
单周期内存在焖井过程，充分发挥焖井过程中注入介质的作用机理；
单周期内存在两口井的反向驱替，能够有效动用井间剩余油。
本发明的方法具有其它的特性和优点，这些特性和优点从并入本文中的附图和随后的具体实施方式中将是显而易见的，或者将在并入本文中的附图和随后的具体实施方式中进行详细陈述，这些附图和具体实施方式共同用于解释本发明的特定原理。
附图说明
通过结合附图对本发明示例性实施例进行更详细的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优势将变得更加明显，其中，在本发明示例性实施例中，相同的参考标号通常代表相同部件。
图1示出了根据本发明的热采过程的注气方法的步骤的流程图。
图2示出了常规吞吐、连续驱替与根据本发明的一个实施例的累积产油量的示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本发明。虽然附图中显示了本发明的优选实施例，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
图1示出了根据本发明的热采过程的注气方法的步骤的流程图。
在该实施例中，根据本发明的热采过程的注气方法可以包括：步骤1：根据总井数划分多个井组；步骤2：同时对所有井组进行注蒸汽阶段；步骤3：同时对所有井组进行注氮气阶段；步骤4：同时对所有井组进行注二氧化碳阶段；步骤5：同时对所有井组进行注入热采调剖体系阶段；步骤6：重复步骤2-5，直至油汽比低于设定阈值。
在一个示例中，每个井组包括两口井，分别为井1与井2。
在一个示例中，步骤2包括：步骤201：井1进行蒸汽注入操作，井2进行采油操作；步骤202：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤203：井1进行采油操作，井2进行蒸汽注入操作；步骤204：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
在一个示例中，步骤3包括：步骤301：井1进行氮气注入操作，井2进行采油操作；步骤302：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤303：井1进行采油操作，井2进行氮气注入操作；步骤304：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
在一个示例中，步骤4包括：步骤401：井1进行二氧化碳注入操作，井2进行采油操作；步骤402：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤403：井1进行采油操作，井2进行二氧化碳注入操作；步骤404：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
在一个示例中，还包括：通过水平段长度、井距、压裂级数、裂缝半长、基质孔隙度、基质渗透率，获得注气时间、焖井时间和采油时间。
在一个示例中，还包括：针对井组建立模型，通过数值模拟进行优化，获得注气时间、焖井时间和采油时间。
在一个示例中，注气时间为40-80天。
在一个示例中，焖井时间为20-40天。
在一个示例中，采油时间为60-120天。
具体地，根据本发明的热采过程的注气方法可以包括：
步骤1：根据总井数划分多个井组，每个井组包括两口井，分别为井1与井2。
通过水平段长度、井距、压裂级数、裂缝半长、基质孔隙度、基质渗透率，可以获得注气时间、焖井时间和采油时间，其中，井距越大，注气时间、焖井时间和采油时间越长，水平段长度越长、压裂级数越多、裂缝半长越长，注气时间、焖井时间和采油时间越短，基质孔隙度和渗透率越小，注气时间、焖井时间和采油时间越长；也可以针对井组建立模型，根据实际地层参数设定模型的水平段长度、井距、压裂级数、裂缝半长、基质孔隙度、基质渗透率等参数，以累计产油量和油气比为目标，通过数值模拟进行优化，获得使累计产油量和油气比最大的注气时间、焖井时间和采油时间；其中，注气时间为40-80天，焖井时间为20-40天，采油时间为60-120天。
步骤2：同时对所有井组进行注蒸汽阶段，发挥蒸汽加热地层、降低原油粘度的作用机理，同时将蒸汽吞吐与蒸汽驱相结合，利用异步吞吐过程实现井间的驱替，即单井上是吞吐过程，两口井间是驱替过程。
具体为：步骤201：井1进行蒸汽注入操作，井2进行采油操作；步骤202：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤203：井1进行采油操作，井2进行蒸汽注入操作；步骤204：井1进行采油操作，井2进行焖井操作；单周期内存在注入、生产过程，能够在井间实现有效驱替，存在焖井过程，充分发挥焖井过程中蒸汽对原油的加热作用，存在两口井的反向驱替，能够有效抑制汽窜。
步骤3：同时对所有井组进行注氮气阶段，补充地层能量，实现井间剩余油的有效动用，并且起到降粘和隔热保温的作用，即将N2吞吐与N2驱相结合，实现井间的驱替，即单井上是N2吞吐过程，两口井间是N2驱替过程。
具体为：步骤301：井1进行氮气注入操作，井2进行采油操作；步骤302：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤303：井1进行采油操作，井2进行氮气注入操作；步骤304：井1进行采油操作，井2进行焖井操作；单周期内存在注入、生产过程，能够在井间实现有效驱替，存在焖井过程，充分发挥焖井过程中N2对原油的溶解、降粘作用，同时N2会超覆，起到保温的作用，存在两口井的反向驱替，能够有效抑制N2窜。
步骤4：同时对所有井组进行注二氧化碳阶段，补充地层能量，并且继续对原油降粘，即将CO2吞吐与CO2驱相结合，实现井间的驱替，即单井上是CO2吞吐过程，两口井间是CO2驱替过程。
具体为：步骤401：井1进行二氧化碳注入操作，井2进行采油操作；步骤402：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；步骤403：井1进行采油操作，井2进行二氧化碳注入操作；步骤404：井1进行采油操作，井2进行焖井操作；单周期内存在注入、生产过程，能够在井间实现有效驱替，存在焖井过程，充分发挥焖井过程中CO2对原油的溶解、增能、降粘作用，存在两口井的反向驱替，能够有效抑制CO2窜。
步骤5：同时对所有井组进行注入热采调剖体系阶段，热采调剖体系可以是凝胶类调剖体系、颗粒性调剖体系和泡沫类调剖体系等；热采调剖体系注入后优先进入注汽优势通道，并且封堵该通道，降低该通道的渗透率，实现对近井周围高渗通道的封堵，使得后续的注入介质能够进入未波及区，扩大注入介质的波及体积，与原油相互作用，提高原油采收率；
可以针对井组建立模型，根据实际地层参数设定模型的水平段长度、井距、压裂级数、裂缝半长、基质孔隙度、基质渗透率等参数，以累计产油量和油气比为目标，通过数值模拟进行优化，获得使累计产油量和油气比最大的热采调剖体系的用量。
步骤6：重复步骤2-5，直至油汽比低于设定阈值。
本方法对井数没有太多限制，数目为偶数，可以是多口井，也可以是两口井，可以适用于多种井型，比如直井、水平井等。本方法也可以以是否气窜作为配对的基本单元，比如区块内气窜井为井1，未气窜井为井2。
本方法结合多种注入介质的作用机理、吞吐和驱替的协同作用，获得较好的注蒸汽开发稠油的效果。
应用示例1
为便于理解本发明实施例的方案及其效果，以下给出一个具体应用示例。本领域技术人员应理解，该示例仅为了便于理解本发明，其任何具体细节并非意在以任何方式限制本发明。
以2口水平井为例，井距100米，水平段长度100米，储层厚度15米，孔隙度35％，地层条件下原油粘度为52000mPa.s。
步骤1：共1个井组，包括井1与井2。其中，注气时间为40-80天，焖井时间为20-40天，采油时间为60-120天。
步骤2：对井组进行注蒸汽阶段，具体为：步骤201：井1进行60天蒸汽注入操作，井2进行60天采油操作；步骤202：井1进行30天焖井操作，井2进行30天采油操作；步骤203：井1进行60天采油操作，井2进行60天蒸汽注入操作；步骤204：井1进行30天采油操作，井2进行30天焖井操作。
步骤3：对井组进行注氮气阶段，具体为：步骤301：井1进行60天氮气注入操作，井2进行60天采油操作；步骤302：井1进行30天焖井操作，井2进行30天采油操作；步骤303：井1进行60天采油操作，井2进行60天氮气注入操作；步骤304：井1进行30天采油操作，井2进行30天焖井操作。
步骤4：对井组进行注二氧化碳阶段，具体为：步骤401：井1进行60天二氧化碳注入操作，井2进行60天采油操作；步骤402：井1进行30天焖井操作，井2进行30天采油操作；步骤403：井1进行60天采油操作，井2进行60天二氧化碳注入操作；步骤404：井1进行30天采油操作，井2进行30天焖井操作。
步骤5：对井组进行注入热采调剖体系阶段，实现对近井周围高渗通道的封堵，扩大注入介质的波及体积。
步骤6：重复步骤2-5，直至油汽比低于设定阈值。
具体步骤如表1所示。
表1
对比例1
为了更好的对比应用示例的效果，对比例之一完全采用常规吞吐的方法，其单周期内各个阶段的时间与应用示例一致。其步骤如下：步骤1：在第一个周期的1阶段，井1、2分别进行蒸汽注入(60天)操作；步骤2：在第一个周期的2阶段，井1、2分别进行焖井(30天)操作；步骤3：在第一个周期的3阶段，井1、2分别进行生产、采油(60天)操作；步骤4：在第一个周期的4阶段，井1、2分别进行生产、采油(30天)操作；步骤5：重复步骤1-步骤4，直至井组的油汽比低于阈值，整个注气体提高采收率过程结束。对比例常规吞吐的步骤如表2所示。
表2
对比例2
为了更好的对比应用示例的效果，对比例完全采用常规吞吐的方法，对比例之一采用蒸汽驱方法，其步骤如下：井1进行蒸汽注入操作，井2进行生产、采油操作。其总的生产时间与本发明的方法一致。对比例连续驱替的步骤如表3所示。
表3
图2示出了常规吞吐、连续驱替与根据本发明的一个实施例的累积产油量的示意图，由图2可得，当采油时间达到2年4个月之后，根据本发明的方法获得的产油量多于常规吞吐与连续驱替，因此，从产油量可以明显看出本发明的方法优于常规吞吐和连续驱替。
综上所述，本发明结合多种注入介质的作用机理、吞吐和驱替的协同作用，获得较好的注蒸汽开发稠油的效果。
本领域技术人员应理解，上面对本发明的实施例的描述的目的仅为了示例性地说明本发明的实施例的有益效果，并不意在将本发明的实施例限制于所给出的任何示例。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (8)
1.一种热采过程的注气方法，其特征在于，包括：
步骤1：根据总井数划分多个井组；其中，每个井组包括两口井，分别为井1与井2；
步骤2：同时对所有井组进行注蒸汽阶段；
步骤3：同时对所有井组进行注氮气阶段；
步骤4：同时对所有井组进行注二氧化碳阶段；
步骤5：同时对所有井组进行注入热采调剖体系阶段；
步骤6：重复步骤2-5，直至油汽比低于设定阈值；
其中，所述步骤2包括：
步骤201：井1进行蒸汽注入操作，井2进行采油操作；
步骤202：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；
步骤203：井1进行采油操作，井2进行蒸汽注入操作；
步骤204：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
2.根据权利要求1所述的热采过程的注气方法，其中，所述步骤3包括：
步骤301：井1进行氮气注入操作，井2进行采油操作；
步骤302：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；
步骤303：井1进行采油操作，井2进行氮气注入操作；
步骤304：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
3.根据权利要求1所述的热采过程的注气方法，其中，所述步骤4包括：
步骤401：井1进行二氧化碳注入操作，井2进行采油操作；
步骤402：井1进行焖井操作，井2进行采油操作；
步骤403：井1进行采油操作，井2进行二氧化碳注入操作；
步骤404：井1进行采油操作，井2进行焖井操作。
4.根据权利要求1所述的热采过程的注气方法，其中，还包括：通过水平段长度、井距、压裂级数、裂缝半长、基质孔隙度、基质渗透率，获得注气时间、焖井时间和采油时间。
5.根据权利要求1所述的热采过程的注气方法，其中，还包括：针对井组建立模型，通过数值模拟进行优化，获得注气时间、焖井时间和采油时间。
6.根据权利要求4或5所述的热采过程的注气方法，其中，所述注气时间为40-80天。
7.根据权利要求4或5所述的热采过程的注气方法，其中，所述焖井时间为20-40天。
8.根据权利要求4或5所述的热采过程的注气方法，其中，所述采油时间为60-120天。
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