CN103089230B - 一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法，所述方法包括如下步骤：(1)在油藏开采区域内设置水平生产井和垂直注入井注采井网：在同一油层的同一垂直剖面设置水平生产井和垂直注入井，组成一注采井组；(2)在步骤(1)的油层的相邻注采井组之间，设置注溶剂水平井。溶剂对原油的溶解降黏作用，注采井组水平生产井侧翼的油层黏度大幅度降低，有效生产时间长，采收率高；此外，由于水平段侧翼溶剂腔对火线的横向牵引作用，大量空气随燃烧带向侧翼扩展，因此降低了空气直接窜入生产井底从而发生的安全风险。

Description

一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法

技术领域

本发明是关于一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法。

背景技术

火驱重力泄油技术（Toe-to Heel Air Injection，简称THAI）技术是加拿大Petrobank公司的专利技术，其技术原理是在同一油层的同一垂向剖面部署一口水平生产井和一口垂直注入井，水平生产井的水平段位于油层底部，距离油层底界1～2米，垂直注入井位于水平生产井水平段的脚尖垂向上方，其垂直注入井井底距离水平生产井的水平段脚尖5～7米。在火驱生产过程中，垂直注入井和水平生产井同时首先采用蒸汽吞吐或者井下电加热的方式进行循环预热，当垂直注入井井底与水平生产井的水平段脚尖之间形成热连通以后，从垂直注入井注入空气点火，点燃油层后垂直注入井持续注空气，水平生产井持续生产。空气由于上浮作用与火烧加热的原油发生垂向对流传质，原油在重力作用下流入油层底部的水平生产井水平段内，从而被采出地面。室内实验表明，火驱重力泄油技术具有井网形式简单、上产速度快、采收率高等优势，但Petrobank公司在Whitesands项目区的THAI先导试验表明，THAI技术根本的局限性有以下三点：一是当油层火烧过程中的结焦带较薄，对水平生产井的水平燃烧段封闭性较差时，垂直注入井注入的空气容易进入水平生产井的水平段内，造成火窜，从而烧坏水平段筛管，发生严重的安全隐患；二是对于黏度过高（地下黏度>1百万厘泊）的超稠油油藏，由于火线向水平段侧翼扩展的阻力太大，造成燃烧前缘沿着水平段持续推进，而侧翼的燃烧范围仅为5～10米，无法有效动用相邻井组之间的油层储量；三是由于高原油黏度造成油层阻力大，单纯的火驱重力泄油过程中，形成的可动油带较窄，大量的原油被注入的空气烧掉，据不完全估算，Whitesands项目区的THAI先导试验过程中，平均每个井组的空气波及的区域内，有30%左右的原油被烧掉，因此极大的降低了采收率和开采效益。

发明内容

本发明的一个目的在于提供一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法。

在相邻的注采井组中间的油层中上部部署一口水平井，在火烧之前，该水平井进行蒸汽吞吐3～5个周期，形成一定规模的蒸汽腔，然后向该水平井连续注入一定量的丙烷、丁烷、戊烷、或者己烷等轻质溶剂填补蒸汽腔，从而在注采井组的水平生产井左右侧翼分别形成两个连续的溶剂腔。在火驱过程中，由于溶剂对原油的溶解降黏作用，注采井组水平生产井侧翼的油层黏度大幅度降低，因此在火驱过程中，水平生产井水平段侧翼的油层阻力小，空气向侧翼燃烧扩展的能力极大提高，因此火驱波及范围大，有效生产时间长；此外，由于溶剂对原油的萃取抽提作用以及脱沥青作用，位于火烧前缘结焦带前面的可动油带范围较大，只留下重质沥青和胶质残存在油层中形成结焦带，因此火烧过程中被烧掉的原油量少，采收率高；此外，由于水平生产井水平段侧翼溶剂腔对火线的横向牵引作用，大量空气随燃烧带向侧翼扩展，因此降低了空气直接窜入生产井底从而发生的安全风险。矿场实际生产效果对比表明，溶剂辅助火驱重力泄油技术的火驱波及范围比常规THAI火烧大10～40%，有效生产时间比常规THAI火烧长20～50%，采收率比常规THAI火烧提高10～45%，峰值产量比常规THAI火烧提高15～46%。

为达上述目的，本发明提供了一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法：一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法，所述方法包括如下步骤：

（1）在油藏开采区域内设置水平生产井和垂直注入井注采井网：在同一油层的同一垂直剖面设置水平生产井和垂直注入井，组成一注采井组；

（2）在步骤（1）的油层的相邻注采井组之间，设置注溶剂水平井。

根据本发明所述的方法，所述油藏为稠油油藏，优选粘度为10000～1000000厘泊的稠油油藏；更优选油藏的油层单层有效厚度15~30米。

在实际施工中，可以根据油藏具体情况设置多个注采井组组成注采井网，注采井组的设置数量和密度可以由本领域技术人员根据现场油藏情况和生产情况确定，无需本领域技术人员付出更多的创造性劳动。

其中所述的注溶剂水平井可以采用现有技术结构的管井，本领域技术人员根据本发明的记载，能够选择适当的现有技术的管井，譬如为现有技术的普通割缝筛管完井。

本领域技术人员应当理解的是，这种注溶剂水平井必然包括向其中注入溶剂的垂直段。

根据本发明所述的方法，所述相邻注采井组的水平生产井的水平段横向距离30~46米，水平生产井水平段距离油层底部1~2米，垂直注入井位于水平生产井水平段脚尖垂直方向上方，垂直注入井井底距离水平生产井的水平段脚尖5~7米。

根据本发明所述的方法，所述注溶剂水平井的水平段距离油层顶部3～5米，注溶剂水平井的水平段长度和注采井组的水平生产井的水平段长度相等，注溶剂水平井的水平段和其两边的注采井组的水平生产井的水平段平行且水平距离相同；注溶剂水平井的水平段的脚尖端和脚跟端分别与注采井组的水平生产井的水平段的脚尖端和脚跟端处于同一平面，所述平面与注溶剂水平井的水平段和注采井组的水平生产井的水平段相垂直。

本发明的注溶剂水平井的水平段的脚尖端和脚跟端分别与注采井组的水平生产井的水平段的脚尖端和脚跟端处于同一平面可以理解为：

注溶剂水平井的水平段的脚尖端与注采井组的水平生产井的水平段的脚尖端处于同一平面，且注溶剂水平井的水平段的脚跟端与注采井组的水平生产井的水平段的脚跟端处于同一平面；或者

注溶剂水平井的水平段的脚尖端与注采井组的水平生产井的水平段的脚跟端处于同一平面，且注溶剂水平井的水平段的脚跟端与注采井组的水平生产井的水平段的脚尖端处于同一平面。

根据本发明所述的方法，所述方法还包括如下步骤：

a）注溶剂水平井蒸汽吞吐3~5个周期；

b）注溶剂水平井吞吐结束后，向注溶剂水平井连续注入溶剂，结束后关井；

c）注采井组内的水平生产井与垂直注入井开始循环预热，当注采井组的垂直注入井与水平生产井的水平段脚尖之间形成热连通以后，向垂直注入井连续注入300～1000方氧气含量90%~99%的富氧空气，并点燃油层；

d）垂直注入井连续注入空气，注空气速度为3000～20000方/天，水平生产井连续生产；连续监测水平生产井产出气中氧气的含量。

生产结束后，关闭垂直注入井和水平生产井即可。

根据本发明所述的方法，步骤a）中，所述蒸汽吞吐可以按照现有技术任何的蒸汽吞吐方法操作，本发明优选的注入参数为：周期蒸汽注入量为5～10吨/单位水平段长度（米），周期焖井时间3～5天，周期回采生产时间30～45天，周期采注比1.3～1.7。

当回采日产油量小于1吨/天时，转入下轮周期。

根据本发明所述的方法，步骤b）中，所述溶剂为碳数在3～8的轻质烷烃溶剂；

所述轻质烷烃为本领域通用术语，本领域技术人员均清楚知晓所述轻质烷烃的定义，本发明优选为丙烷、丁烷、戊烷、和己烷中的一种或多种的混合物；溶剂注入量等于蒸汽吞吐最后一个周期排液量的1.2～1.5倍。

根据本发明所述的方法，步骤c）所述热连通形成后，垂直注入井与水平生产井的水平段脚尖之间油层的平均温度达到150～220℃。

在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤c）中，循环预热方式可以采用井下电加热或者注入蒸汽循环预热等方式；

其中，井下电加热和注蒸汽循环预热为本领域通用技术。

其中本发明优选采用的循环预热为：伸入水平生产井水平段脚尖的长油管注汽、伸入水平段脚跟的短油管回采；预热到垂直注入井与水平生产井的水平段脚尖之间油层的平均温度达到150～220℃。

在本发明提供的上述开采方法中，在步骤c）中，所述点燃油层可以采用现有技术中任何的方式进行，优选地，所述点燃油层可以采用井下电点火方式；

点火方式譬如可以是注入一个段塞富氧（氧气含量90%～99%）进入油层的自燃点火，当油层被点燃以后，转换为连续注入空气；

根据本发明所述的方法，步骤d）中连续注入空气后垂直注入井的井底注入压力与水平生产井的井底生产流压之差控制在0.2～0.5MPa，注空气速度为3000～20000方/天。

根据本发明所述的方法，步骤d）中当氧气含量上升到10～15%时，垂直注入井的注气速度降低10～30%，当产出气中氧气含量下降到0～5%时，垂直注入井的注气速度提高10～30%。

矿场实际生产效果表明，本发明所提供的溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏方法具有以下技术效果：

（1）本发明所提供的开采方法采用溶剂辅助火驱重力泄油开发，在相邻的注采井组中间的油层中上部部署一口注溶剂水平井，通过先蒸汽吞吐产生蒸汽腔，然后注入溶剂形成溶剂腔的方式，在注采井组水平段的侧翼均形成了与注溶剂水平井水平段长度等长的连续溶剂腔，因此在整个火烧过程中，溶剂均可以起到长效的辅助泄油作用，直到生产结束。

（2）在火驱过程中，溶剂腔中的溶剂不断与溶剂腔外侧的原油进行分子扩散与对流，从而起到对原油的高效溶解降黏作用，这使得注采井组水平生产井侧翼的油层黏度大幅度降低，因此在火驱过程中，水平生产井水平段侧翼的油层阻力小，空气向侧翼燃烧扩展的能力极大提高，因此火驱波及范围比常规THAI火烧大10～40%，有效生产时间比常规THAI火烧长20～50%。

（3）由于溶剂对原油还存在高效的萃取抽提作用以及脱沥青作用，位于火烧前缘结焦带前面的原油经过溶剂的脱沥青后，原油中的轻质和中质组分被萃取出来随溶剂一起在结焦带前面向下流动，形成范围较大的可动油带，且具有较高的流动能力，只留下重质沥青和胶质残存在油层中形成结焦带，因此火烧过程中被烧掉的原油量少，采收率比常规THAI火烧提高10～45%。

（4）由于注采井组水平生产井的水平段侧翼的溶剂腔附近的原油流动能力高，注入空气进入该区域的流动阻力小，对火线推进过程中产生了有效的横向牵引作用，大量空气随燃烧带向侧翼扩展，燃烧面扩大，峰值产量比常规THAI火烧提高15～46%，也降低了空气直接窜入生产井底从而发生的安全风险。

（5）由于溶剂在火烧过程中随原油一起流入生产井底而被采出，因此溶剂可以重复利用，经济效益好。

附图说明

图1为实施例1、2所提供的溶剂辅助火驱重力泄油开采稠油油藏方法的布井示意图；

图2为图1的正面井位剖面图，其中剖面垂直于注溶剂水平井水平段，并经过垂直注入井；

图3为图1的侧面井位剖面图，其中剖面平行于注溶剂水平井水平段、并经过垂直注入井的井位剖面图；

图4a为实施例1、2方法的火烧初期的火烧区带扩展分布示意图；

图4b为实施例1、2方法的火烧前缘可动油带与溶剂腔聚并时刻的火烧区带扩展分布示意图；

图4c为实施例1、2方法的火烧前缘可动油带与溶剂腔聚并后的火烧区带扩展分布示意图。

主要附图标号说明：

注溶剂水平井  11/12/13    水平生产井  21/22    垂直注入井  31/32

溶剂腔        41/42       空气腔      51       结焦带      52

可动油带      53          可动油流    61

具体实施方式

以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供一种溶剂辅助火驱重力泄油开采稠油油藏方法，该稠油油藏的主力油层埋藏浅，平均埋深为450m，原始油藏压力为4.2MPa，原始油藏温度为26℃；原油黏度高，油层温度下脱气原油黏度为100万厘泊，油层厚度有效平均15m。

本实施例提供的溶剂辅助火驱重力泄油开采稠油油藏方法包括以下具体步骤：

（1）首先在该稠油油藏开采区域内设置相邻两对水平生产井与垂直注入井注采井网，具体而言，在同一油层的同一垂向剖面部署一口水平生产井和一口垂直注入井，组成一个注采井组；优选地，相邻两个注采井组内水平生产井的水平段横向距离30米，水平生产井的水平段位于油层底部，距离油层底界1米，水平生产井的水平段长度400米，垂直注入井位于水平生产井水平段的脚尖垂向上方，其完井井底距离水平生产井的水平段脚尖5米。

（2）在相邻注采井组中间，部署一口注溶剂水平井；优选地，注溶剂水平井的水平段位于油层中上部，距离油层顶界3米，注溶剂水平井的水平段长度与注采井组内水平生产井的水平段长度相等，为400米，注溶剂水平井的水平段与相邻注采井组内的水平生产井的水平段之间横向距离15米。

上述水平注采井网的示意图如图1、图2、图3所示。

（3）注溶剂水平井开始连续蒸汽吞吐3个周期。优选地，蒸汽吞吐的注入参数为：第一周期蒸汽注入量为5吨/单位水平段长度（米），为2000吨；第二周期蒸汽注入量为6吨/单位水平段长度（米），为2400吨；第三周期蒸汽注入量为7吨/单位水平段长度（米），为2800吨；周期焖井时间3天；周期回采生产时间30天，第一周期采注比1.3，第二周期采注比1.4，第三周期采注比1.5。

（4）注溶剂水平井吞吐结束后，向注溶剂水平井内连续注入溶剂，优选地，所述溶剂是丙烷与丁烷按照质量百分比1：1配置的混合物；溶剂注入量等于蒸汽吞吐最后一个周期排液量的1.2倍，为5040吨。

（5）注溶剂结束后，注溶剂水平井关井。

（6）注采井组内的水平生产井与垂直注入井开始循环预热；优选地，循环预热方式采用通用的井下电加热技术。

（7）注采井组的垂直注入井与水平生产井的水平段脚尖之间油层的平均温度达到150℃，形成热连通以后，向垂直注入井连续注入300方氧气含量90%的富氧空气，并采用井下电点火方式点燃油层。

（8）垂直注入井连续注入空气，注空气速度为3000方/天，水平生产井连续生产。优选地，垂直注入井的井底注入压力控制在4.4MPa，水平生产井的井底生产流压控制在4.2MPa，两者之差控制在0.2MPa。

（9）连续监测水平生产井产出气中氧气的含量，每两小时监测一次。优选地，当氧气含量上升到10%时，垂直注入井的注气速度降低10%，当产出气中氧气含量下降到0%时，垂直注入井的注气速度提高30%。

（10）生产结束，关闭垂直注入井和水平生产井。

火烧初期火烧区带扩展分布、火烧前缘可动油带与溶剂腔聚并时刻的火烧区带扩展分布、以及火烧前缘可动油带与溶剂腔聚并后的火烧区带扩展分布如图4a、4b、4c所示。

表1为本实施例的生产情况统计。如表1所示，从该稠油油藏开采区域内现有井组的常规火驱重力泄油生产情况来看，采用火驱重力泄油一直生产到结束的开发方式，经济有效生产时间约为6.1年，最终火驱波及范围（波及体积）为90000m³，峰值产量40t/d，最终采收率约为29%，由于水平生产井过早气窜而关井；而该稠油油藏开采区域内的本实施例的井组采用本发明方法经济有效生产时间为7.32年，最终火驱波及范围（波及体积）为99000m³，峰值产量46t/d，最终采收率为39%，采收率比常规的蒸汽辅助重力泄油技术开发提高了10个百分点。且生产中未发生火窜，溶剂与原油一同被采出，通过地面现有技术的普通蒸馏分离塔，即可将溶剂分离并通过回注管线，实现溶剂的多次重复利用。

表1

实施例2

本实施例提供一种溶剂辅助火驱重力泄油开采稠油油藏方法，该稠油油藏的主力油层平均埋深为400m，原始油藏压力为3.7MPa，原始油藏温度为23℃；油层温度下脱气原油黏度为1万厘泊，油层厚度有效平均30m。

本实施例提供的溶剂辅助火驱重力泄油开采稠油油藏方法包括以下具体步骤：

（1）首先在该稠油油藏开采区域内设置相邻两对水平生产井与垂直注入井注采井网，具体而言，在同一油层的同一垂向剖面部署一口水平生产井和一口垂直注入井，组成一个注采井组；优选地，相邻两个注采井组内水平生产井的水平段横向距离46米，水平生产井的水平段位于油层底部，距离油层底界2米，水平生产井的水平段长度400米，垂直注入井位于水平生产井水平段的脚尖垂向上方，其完井井底距离水平生产井的水平段脚尖7米。

（2）在相邻注采井组中间，部署一口注溶剂水平井。优选地，注溶剂水平井的水平段位于油层中上部，距离油层顶界5米，注溶剂水平井的水平段长度与注采井组内水平生产井的水平段长度相等，为400米，注溶剂水平井的水平段与相邻注采井组内的水平生产井的水平段之间横向距离23米。

上述水平注采井网的示意图如图1、图2、图3所示。

（3）注溶剂水平井开始连续蒸汽吞吐5个周期。优选地，蒸汽吞吐的注入参数为：第一周期蒸汽注入量为5吨/单位水平段长度（米），为2000吨；第二周期蒸汽注入量为6吨/单位水平段长度（米），为2400吨；第三～第五周期蒸汽注入量为7吨/单位水平段长度（米），为2800吨；周期焖井时间5天；周期回采生产时间45天，第一周期采注比1.3，第二周期采注比1.4，第三周期采注比1.5，第四周期采注比1.6，第五周期采注比1.7。

（4）注溶剂水平井吞吐结束后，向注溶剂水平井内连续注入溶剂；优选地，所述溶剂是戊烷和己烷按照质量百分比1：1配置的混合物；溶剂注入量等于蒸汽吞吐最后一个周期排液量的1.5倍，为7140吨。

（5）注溶剂结束后，注溶剂水平井关井。

（6）注采井组内的水平生产井与垂直注入井开始循环预热；优选地，循环预热方式采用通用的井下电加热技术。

（7）注采井组的垂直注入井与水平生产井的水平段脚尖之间油层的平均温度达到220℃，形成热连通以后，向垂直注入井连续注入1000方氧气含量99%的富氧空气，并采用井下电点火方式点燃油层。

（8）垂直注入井连续注入空气，注空气速度为20000方/天，水平生产井连续生产；优选地，垂直注入井的井底注入压力控制在4.2MPa，水平生产井的井底生产流压控制在3.7MPa，两者之差控制在0.5MPa。

（9）连续监测水平生产井产出气中氧气的含量，每两小时监测一次；优选地，当氧气含量上升到15%时，垂直注入井的注气速度降低30%，当产出气中氧气含量下降到5%时，垂直注入井的注气速度提高10%。

（10）生产结束，关闭垂直注入井和水平生产井。

火烧初期的火烧区带扩展分布、火烧前缘可动油带与溶剂腔聚并时刻的火烧区带扩展分布、以及火烧前缘可动油带与溶剂腔聚并后的火烧区带扩展分布如图4a、4b、4c所示。

表2为本实施例的生产情况统计。如表2所示，从该稠油油藏开采区域内现有井组的常规火驱重力泄油生产情况来看，采用火驱重力泄油一直生产到结束的开发方式，平均每个井组经济有效生产时间约为8.6年，最终火驱波及范围（波及体积）为310500m³，峰值产量80t/d，最终采收率约为40%；而该稠油油藏开采区域内的本实施例的井组采用本发明方法，平均每个井组经济有效生产时间为12.9年，最终火驱波及范围（波及体积）为434700m³，峰值产量116.8t/d，最终采收率为58%。且生产中未发生火窜，溶剂与原油一同被采出，通过地面现有技术的普通蒸馏分离塔，即可将溶剂分离并通过回注管线，实现溶剂的多次重复利用。

表2

Claims (12)

1.一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：

(1)在油藏开采区域内设置水平生产井和垂直注入井注采井网：在同一油层的同一垂直剖面设置水平生产井和垂直注入井，组成一注采井组；

(2)在步骤(1)的油层的相邻注采井组之间，设置注溶剂水平井；

所述方法还包括如下步骤：

a)注溶剂水平井蒸汽吞吐3～5个周期；

b)注溶剂水平井吞吐结束后，向注溶剂水平井连续注入溶剂，结束后关井；

c)注采井组内的水平生产井与垂直注入井开始循环预热，当注采井组的垂直注入井与水平生产井的水平段脚尖之间形成热连通以后，向垂直注入井连续注入300～1000方氧气含量90％～99％的富氧空气，并点燃油层；

d)垂直注入井连续注入空气，注空气速度为3000～20000方/天，水平生产井连续生产；连续监测水平生产井产出气中氧气的含量。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述油藏为稠油油藏。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述油藏为粘度10000～1000000厘泊的稠油油藏。

4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述油藏的油层单层有效厚度15～30米。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述相邻注采井组的水平生产井的水平段横向距离30～46米，水平生产井的水平段距离油层底部1～2米，垂直注入井位于水平生产井水平段脚尖垂直方向上方，垂直注入井井底距离水平生产井的水平段脚尖5～7米。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注溶剂水平井的水平段距离油层顶部3～5米，注溶剂水平井的水平段长度和水平生产井的水平段长度相等，注溶剂水平井水平段和两侧的水平生产井水平段平行且距离相等；注溶剂水平井的水平段的脚尖端和脚跟端分别与水平生产井的水平段的脚尖端和脚跟端处于同一平面，所述平面与注溶剂水平井的水平段和水平生产井的水平段相垂直。

7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤a)中，所述蒸汽吞吐的注入参数为：周期蒸汽注入量为5～10吨/米，周期焖井时间3～5天，周期回采生产时间30～45天，周期采注比1.3～1.7。

8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤b)中，所述溶剂为碳数在3～8以内的轻质烷烃溶剂；溶剂注入量等于蒸汽吞吐最后一个周期排液量的1.2～1.5倍。

9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，步骤b)中，所述溶剂为丙烷、丁烷、戊烷、和己烷中的一种或几种的混合。

10.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤c)所述热连通形成后，垂直注入井与水平生产井的水平段脚尖之间油层的平均温度达到150～220℃。

11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤d)中连续注入空气后垂直注入井的井底注入压力与水平生产井的井底生产流压之差控制在0.2～0.5MPa。

12.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤d)中当氧气含量上升到10～15％时，垂直注入井的注气速度降低10～30％，当产出气中氧气含量下降到0～5％时，垂直注入井的注气速度提高10～30％。