CN105178931A - 一种提高sagd初期上产速度的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种提高SAGD初期上产速度的方法。该方法包括：1)确定油藏的储层最小主应力在水平方向；2)在油藏的垂直方向分别部署注汽井和生产井；3)向生产井和注汽井中分阶段注入液相混合溶剂，形成井间压力联通，并在水平井上方形成垂直扩容带；4)使液相混合溶剂进入扩容带内浸泡后，在注汽井上方形成垂直低黏度区域；5)向两水平井注入蒸汽，或单独向生产井注入蒸汽，进行循环预热；6)转入半SAGD阶段，当两井间形成注采平衡，且生产井和所述注汽井处于同一个压力***时，转入正常SAGD阶段。本发明能够减少传统SAGD初期低产时间，提高SAGD初期上产速度及初期产油速率，加速峰值产量的到来，提高项目经济效益。

Description

一种提高SAGD初期上产速度的方法

技术领域

本发明涉及一种提高SAGD初期上产速度的方法，属于石油开采领域。

背景技术

对于油藏温度下原油黏度达到10000mPa·s的稠油油藏，SAGD是一种高效经济的开发技术，其通过在油藏底部打一对垂向间距5米的水平井对，在上部水平井中连续注入蒸汽，在底部水平井中泵抽采出加热的稠油和冷凝水。

SAGD产油规律(如图1所示)一般分为：上升(对应蒸汽腔上升过程)、峰值后的平台期(蒸汽腔横向扩展)、产油量衰减(蒸汽腔下降)等三个阶段。通常初期蒸汽腔的上升速度慢(如图6所示)，对于一个部署在30米厚油层中的SAGD井对而言，生产周期平均为10年左右，而蒸汽腔到顶可能需要2-3年，该阶段产油量低，蒸汽消耗量大，导致整个SAGD累积油气比低，经济性不佳。

因此，提高SAGD初期上产速度成为本领域亟待解决的问题之一。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种提高SAGD初期上产速度的方法，该方法通过地应力调节控制、溶剂浸泡和热力采油，能够减少传统SAGD初期低产时间，提高SAGD初期上产速度及初期产油速率，加速峰值产量的到来，提高项目经济效益。

为达到上述目的，本发明提供了一种提高SAGD初期上产速度的方法，该方法包括以下步骤：

步骤一、确定油藏的储层最小主应力在水平方向(在此前提下才能产生垂直的扩容带)；

步骤二、在所述油藏的垂直方向部署一对水平井，其中，垂直方向上部的水平井为注汽井，垂直方向下部的水平井为生产井；

步骤三、向所述生产井和注汽井中分阶段注入液相混合溶剂，使所述生产井和所述注气井形成井间压力联通，并在所述水平井的上方形成垂直的扩容带(本发明提供的技术方案通过分阶段注入液相混合溶剂能够在对储层进行扩容改造的过程中，避免破坏盖层、或在储层内形成不受控的大裂缝等风险)；

步骤四、使所述液相混合溶剂进入步骤三中形成的扩容带内，浸泡，在所述注汽井上方形成垂直的低黏度区域(通过浸泡，液相混合溶剂能够向相邻的稠油相中溶解、扩散，在注汽井的上方形成一个垂直的低黏度区域)，该低黏度区域内的黏度小于储层稠油的黏度(该低黏区是相对储层稠油而言的，其大小取决于注汽井上方形成的扩容区，该低黏度区域的黏度范围受溶剂的种类、溶剂的含量以及储层稠油的黏度等因素的影响；根据实验测量结果，对于二甲苯溶剂，溶剂的质量百分率为10％，储层稠油在50℃时的黏度为100000mPa·s，混合后在70℃时的黏度为1000mPa·s)；

步骤五、向所述生产井和注汽井注入蒸汽，或者单独向所述生产井注入蒸汽，进行循环预热，当所述生产井和所述注汽井形成井间热力联通时，停止注入蒸汽；

步骤六、转入半SAGD阶段，当所述生产井和所述注汽井形成注采平衡，且所述生产井和所述注汽井处于同一个压力***时(生产井和注汽井井间压力联通均匀)，停止半SAGD操作，转入正常SAGD阶段(上述步骤三结束后，井间形成了压力联通，但由于井间稠油黏度高，压力反应滞后较大，在半SAGD操作中，通过注汽井既注又采(在向注汽井注入蒸汽时，从长管注入、短管返排)而生产井只采不注，能够达到井间热力联通和流体联通的目的，此时上方的受热原油可以非常顺畅的在重力作用下泄入生产井中，而如果不加此步骤，可能部分井间热力联通或者流体联通并未完全建立起来，强转SAGD会导致井间压差大，部分井段突破联通，而水平段上其他部分无法联通。因而半SAGD是一个降低风险的过渡环节)。

本发明提供的技术方案创造性地提出：先确定储层最小主应力在水平方向，然后根据这一前提在注汽井上方形成一个垂直的充满溶剂的扩容带，并通过浸泡形成一个垂直的低黏度区域，促使转SAGD后，蒸汽腔快速在这个低黏度区域中发育，并快速到顶，从而提高SAGD初期的泄油速度。

在上述方法中，优选地，在步骤一开始前，还包括在相同油藏区域内的井组上进行地应力测试，分别测试同层位的盖层、储层、基底岩层的最小主应力的步骤(该步骤可以获得储层最小主应力，作为后续操作的安全参考数据)。

在上述方法中，优选地，在步骤二中，所述生产井距离油藏底部的距离小于1m；更优选地，所述生产井与所述水平井在垂直方向的距离为5m。

在上述方法中，优选地，在步骤三中，所述液相混合溶剂的组成包括二甲苯和/或粗柴油(粗柴油为现场储层稠油经常压蒸馏、抽提出来的沸点在柴油段内的混合物)，但不限于此，本领域技术人员可以根据现场操作的安全性、热稳定性、成本、易得性等因素综合考虑，选择合适的液相混合溶剂，本申请中二甲苯和粗柴油混合使用时，可以根据实际成本的需要控制两者的混合比例；更优选地，所述液相混合溶剂的黏度小于1cP，黏度低有利于压力在井下的扩散，加速该措施的实施。

在上述方法中，优选地，在步骤三中，向所述生产井和所述注汽井中分阶段注入液相混合溶剂时包括以下步骤：

a、初始阶段：向所述生产井和所述注汽井同时注入液相混合溶剂以提高井下压力，在提高井下压力的过程中，保持所述生产井和所述注汽井之间的井下压差小于500kPa，并监测井下压力和液相混合溶剂的注入量；

b、压力测试阶段：降低其中一口井的井下压力，维持另一口井的井下压力恒定进行压力测试，以判断以生产井和注汽井为中心的压力场是否存在相互影响，如果存在相互影响则停止压力测试，转入步骤c的操作；否则继续上述步骤a的操作；

c、起裂联通阶段：继续提高注汽井的井下压力，当注汽井的井下压力持续上升，达到峰值后开始下降时，维持注汽井内液相混合溶剂的注入流量不变，以使井下压力维持在稳定的压力附近波动，此时生产井和注气井之间形成一些联通的微裂隙，这些微裂隙中填充的是注入的液相混合溶剂，两水平井上方形成一个垂直的扩容带；其中，所述峰值为裂缝的起裂压力，所述稳定的压力为裂缝的扩展压力；更优选地，在步骤a中提高井下压力的过程中，控制压力的提升速度在0.4KPa/h以内(在初始阶段控制井下压力的提升速度在0.4KPa/h以内，能够避免注入过快导致大裂缝的形成，甚至破坏盖层)。

在上述方法中，优选地，在步骤c结束后，该方法还包括进行井间压力联通测试的步骤，该步骤的操作过程包括提高生产井的井下压力，维持注汽井的井下压力恒定，然后观察井间压力联通情况，当井间压力在压力检测装置上呈现一种大滞后的随动，说明扩容改造成功，当井间压力在压力检测装置上快速响应，则说明井间已形成贯穿的大裂缝，扩容改造失败。

在上述方法中，优选地，在步骤c中，当注汽井的井下压力持续上升，达到峰值后，该方法还包括采取关井的方式测试裂缝闭合时的压力的步骤，其中，所述裂缝闭合时的压力即为储层最小主应力。

在上述方法中，优选地，在步骤四中，使所述液相混合溶剂进入步骤三中形成的扩容带内，浸泡，在所述注汽井上方形成垂直的低黏度区域包括以下操作步骤：

提高所述注汽井的井下压力，当所述井下压力高于所述油藏的储层最小主应力时，控制实际进入储层的液相混合溶剂的流量(该流量＝液相混合溶剂的注入流量-液相混合溶剂的返排流量)，确保所述注汽井的井下压力小于所述油藏的盖层主应力，此时注入储层的液相混合溶剂大部分进入扩容带内；当所述注汽井内液相溶剂的注入量达到预设值时(该预设值与预期形成的扩容区大小有关，主要取决于油层的厚度、孔隙度等，在安全合理的压力范围内，注入的量越大形成的扩容区越大，现场作业时该预设值可以按照预期形成的扩容区体积的3％计算)，停止注入，关井浸泡；更优选地，所述关井浸泡的时间为1天。

在上述方法中，优选地，在浸泡过程中，该方法还包括监测井下压力、补入液相混合溶剂以维持井下压力、扩大所述低黏度区域厚度的步骤，低黏度区域的厚度越大，则该低黏度区域的体积也就越大，SAGD初期蒸汽腔扩展的速度就越快，经济效率就越好，但增加厚度受制于溶剂的扩散速度、注入压力大小、注入溶剂量等因素，因而应该在安全、成本可接受的情况下尽可能的增加其厚度。

在上述方法中，优选地，所述井下压力是由井口压力+垂直段液柱压力计算得到的；更优选地，所述提高井下压力是通过提高净注入量，即维持所述液相混合溶剂的注入流量恒定，降低所述液相溶剂的返排流量进行操作的。

在上述方法中，优选地，在步骤五中，向所述生产井和注汽井注入蒸汽，或者单独向所述生产井注入蒸汽时，控制所述蒸汽的压力高于储层孔压，并低于储层最小主应力；更优选地，进行循环预热时，所述预热时间为1周。

在上述方法中，优选地，在步骤六中，所述半SAGD阶段包括向所述注汽井注入蒸汽进行蒸汽循环，从所述生产井采液的步骤；所述正常SAGD阶段包括向所述注汽井注入蒸汽，从生产井采油的步骤。

在上述方法中，优选地，在步骤二中，所述生产井和所述注汽井采用裸眼完井并在水平井内下入割缝筛管完井；在割缝筛管内分别下入长短油管各一根，其中，所述短管油管位于水平井的水平段起点，长管位于水平井的水平段终点。

在上述方法中，优选地，在步骤二结束后，步骤三开始前，该方法还包括对所述生产井和所述注汽井的井筒进行预处理的步骤；更优选地，所述预处理包括使用清水对所述井筒的井壁进行清洗后(通过对井壁进行清洗能够保证从井口注入的液相混合溶剂进入储层中)，使用现场的高温矿化水在所述生产井和所述注汽井内进行循环(使用高温矿化水进行循环反复加热井壁能够使近井地带部分稠油的黏度下降)或者将所述液相混合溶剂注入所述生产井和所述注汽井内并浸泡的步骤(使用液相混合溶剂进行浸泡，液相混合溶剂能够在稠油中溶解、扩散，从而降低稠油的黏度)。

本发明的有益效果：

1)传统方案主要集中在双水平井间的快速、均匀联通，而本发明提供的技术方案创造性地提出：先确定储层最小主应力在水平方向，然后根据这一前提在水平井上方形成一个垂直的充满溶剂的扩容带，并通过浸泡形成一个垂直的低黏度区域，促使转SAGD后，蒸汽腔快速在这个地黏度区域中发育，并快速到顶；

2)与传统方案相比，本发明提供的技术方案由于受热原油形成的液柱有效高度最高(已到顶)，因而重力泄油速度快；

3)与传统方案相比，本发明提供过的技术方案中蒸汽与未动用稠油油藏的接触面积更大，传热效果更好，经济效益明显提高。

附图说明

图1为SAGD产油规律的示意图；

图2为储层注入液相混合溶剂进行扩容改造后的三维立体示意图；

图3为储层注入液相混合溶剂进行扩容改造后在过水平井的垂直截面上的效果示意图；

图4为储层注入液相混合溶剂进行扩容改造后在垂直于水平井的垂直截面上的效果示意图；

图5为使用液相混合溶剂进行扩容后蒸汽腔的发育模式示意图；

图6为传统蒸汽腔的发育模式示意图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

以下实施例是对下述目标油藏进行的，该目标油藏埋深440m，该油藏50℃时的平均原油黏度为106000mPa·s，原油密度为0.9677g/cm，孔隙度为30％，渗透率为1.4达西，现场测试最小主应力为6.3MPa。

实施例

本实施例提供了一种提高SAGD初期上产速度的方法，其包括以下步骤：

1)钻完井：与传统的双水平井SAGD钻完井工艺要求相同，先在距油藏底部小于1米的位置布置底部水平井，记为生产井(P井)；然后在磁导向的引导下，在其上方5米处打一条平行的水平井，记为注汽井(I井)；水平段长400米，井眼直径8.5in；水平井组在水平面上的投影尽量选择在最大主应力方向；裸眼完井并在水平井内下入割缝筛管完井；管柱结构与传统的双水平井SAGD相同，在割缝筛管内分别下入长短油管各一根，其中短管下入到水平井的水平段起点附近，而长管下入到水平段的尾部，并在井内下入相应的温度、压力监测管线；

2)井筒预处理：钻完井后使用清水反复清洗井壁泥浆，必要时做酸化处理，保证从井口注入流体可以进入到储层中；可以使用现场高温矿化水(锅炉废水处理后)在双水平井内部循环，方法是从长管注入，从短管返出，或者相反操作，通过反复加热井壁后，近井地带部分稠油黏度下降；或者，也可以在清洗完泥浆后，注入混合溶剂进行浸泡，依靠溶剂在稠油中的溶解、扩散以降低稠油的黏度；

3)地应力测试：选择同一区块的具有代表性的其它井组(即指从地质力学角度来说能代表本区块的地应力状态的井组，应避免使用区块边缘、有天然裂缝发育等情况的井组)，测试同层位的盖层、储层、基底岩层的最小主应力，得到最小主应力的参考数据；

4)扩容改造：先向IP井同步注入液相混合溶剂(本实施例所使用的液相混合溶剂为二甲苯和粗柴油，两者的混合比例可以根据操作成本的需要进行控制)以提高IP井的井下压力(井下压力由井口压力+垂直段液柱压力推算得出，提压的操作方式是维持液相混合溶剂的注入流量不变，降低液相混合溶剂的返排流量，即提高净注入量)，在提高井下压力的过程中，保持所述生产井和所述注汽井之间的井下压差小于500kPa，同时，控制压力的提升速度在0.4KPa/h以内，连续监测井下压力和注入储层的流体液量，该过程进入储层的液量非常低；

然后降低I井或者P井的井下压力，维持另一口井的井下压力，测试两井间是否有一定的压力反应，当低压井内压力缓慢小幅上升时，表明两井间存在压力反应，停止测试；

接着转入起裂联通阶段：首先进一步缓慢提高I井内的压力(提压的操作方式同上：维持注入流量不变，降低返排流量)，当监测到井下压力持续上升，到达峰值后回落时(该峰值压力即为裂缝起裂压力，达到裂缝起裂压力后，采取关井的方式测试裂缝闭合时的压力，即为最小主应力)，改为保持液相混合溶剂的注入流量恒定，严格监测井下压力的变化情况，当井下压力回落后会维持在一个较为稳定的压力值附近波动(该较为稳定的压力值即为裂缝扩展压力)；

接下来，可以反向操作，即提高P井内的注入压力，维持I井的井下压力恒定，强化IP井间的流体联通；

随后进行压力联通测试，即降低某一井的井下压力，维持另一井的井下压力，观察压力联通情况，如果扩容改造成功，压力会呈现一种大滞后的随动，如果快速响应，说明井间已形成贯穿的大裂缝，改造失败；

扩容改造成功后，水平井上方会形成一个垂直的扩容带，如图2、3、4所示(图2中σH–储层水平最大主应力；σv—储层垂向主应力；σh—储层水平最小主应力)；

5)浸泡：P井保持井下压力后停止操作，通过I井的长管注入液相混合溶剂，短管加压控制液相混合溶剂返出，不断提高井口压力，储层操作压力也不断上升；当井下压力高于储层最小主应力后，严格控制实际进入储层的液相混合溶剂的流量(该流量＝注入流量-返排流量)，确保井下压力不再快速上升，甚至接近盖层主应力(如果有此趋势，可适当提高返排速度)，此时注入储层的流体大部分进入扩容区，该过程持续缓慢进行，直至达到设定的注入量为止(该设定的注入量可以根据现场井间联通时单位长度水平井段的吸液能力制定)；然后关闭注、排阀门，在井口监测压力变化，如果压力下降非常缓慢，可保持该状态并关井浸泡一天以上，浸泡过程中，注汽井上方会形成一个垂直的低黏度区域；如果压力快速下降，并接近储层孔压时，可以再补充一定量的溶剂，维持井下压力，扩大低黏度区域的厚度；

6)IP井间高压蒸汽循环：当高压浸泡一天以上后，在P井内注入高温高压蒸汽进行循环(或者IP井同时注入蒸汽进行循环)，蒸汽从长管注入、从短管返出，蒸汽压力应高于储层孔压且低于储层最小主应力；循环预热一周后，测试井间热联通状态，测试方法为：采取P井(一般在P井内下入温度测试管线，I井内由于长期注蒸汽，一般不再部署测温装置)停止蒸汽循环，监测井下温度的变化；当井下温度先下降后回升响应快时，可判断该井段上的热联通状况较好；如果整个水平井段的联通程度达到设计指标，即可停止高温高压注蒸汽循环；

7)半SAGD阶段：接着转入半SAGD阶段，依然维持较高操作压力，该阶段I井继续注蒸汽循环(短管注入，长管返出；或者相反)，P井仅从短管采液，中间维持I井的注汽量不变，不断减少I井的返排量，监测P井的产液量及温度、压力变化；当P井内的产液量快速增加，整个井对达到注采平衡，且P井与I井完全处于同一个压力***时，可以停止半SAGD操作；

8)正常SAGD阶段：

①高压SAGD：转入SAGD初期，依然维持高压操作，尽量减少I井上方低黏度区域内的低黏度流体被快速采出(如果低黏度流体被快速采出，一方面会使低黏度区域的厚度降低，另一方面会使低黏度区域内流体的黏度增加，不利于蒸汽腔快速发育到顶)；该阶段I井仅仅注汽(一般从短管注汽，如果需要提高注汽量、提高水平段上的压力均匀程度，可以同时从长短管注汽)，注汽压力高于储层孔压且低于储层最小主应力；P井则在短管尾端下泵，泵抽采油，维持生产井井底流压对应的饱和蒸汽温度比流体实际温度高(差值为subcool)10℃左右；该阶段后期，蒸汽腔将快速发育到顶(如图5所示)，产油量会明显大幅上升；

②低压SAGD阶段：当监测到该井组的产油速率快速上升，并明显高于同区块其它井组的表现时，适时转入低压SAGD操作，控制蒸汽的注入压力接近储层孔压(这样有利于降低热损失，提高经济性)。

现场试验结果表明：传统方案主要集中在双水平井间的快速、均匀联通，与传统方案相比本发明提供的技术方案能够在水平井上方形成一个垂直的充满溶剂的扩容带，并通过浸泡形成一个垂直的低黏度区域，转SAGD后，蒸汽腔快速在这个低黏度区域中发育，并快速到顶，使得受热原油形成的液柱有效高度最高(已到顶)，重力泄油速度加快；与此同时，与传统方案相比，本发明提供过的技术方案中蒸汽与未动用稠油油藏的接触面积更大，传热效果更好，经济效益明显提高。

Claims (12)

1.一种提高SAGD初期上产速度的方法，该方法包括以下步骤：

步骤一、确定油藏的储层最小主应力在水平方向；

步骤二、在所述油藏的垂直方向部署一对水平井，其中，垂直方向上部的水平井为注汽井，垂直方向下部的水平井为生产井；

步骤三、向所述生产井和注汽井中分阶段注入液相混合溶剂，使所述生产井和所述注气井形成井间压力联通，并在所述水平井的上方形成垂直的扩容带；

步骤四、使所述液相混合溶剂进入步骤三中形成的扩容带内，浸泡，在所述注汽井上方形成垂直的低黏度区域，所述低黏度区域内的黏度小于地层稠油的黏度；

步骤五、向所述生产井和注汽井注入蒸汽，或者单独向所述生产井注入蒸汽，进行循环预热，当所述生产井和所述注汽井形成井间热力联通时，停止注入蒸汽；

步骤六、转入半SAGD阶段，当所述生产井和所述注汽井形成注采平衡，且所述生产井和所述注汽井处于同一个压力***时，停止半SAGD操作，转入正常SAGD阶段。

2.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤一开始前，还包括在相同油藏区域内的井组上进行地应力测试，分别测试同层位的盖层、储层、基底岩层的最小主应力的步骤。

3.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤二中，所述生产井距离油藏底部的距离小于1m；

优选地，所述生产井与所述水平井在垂直方向的距离为5m。

4.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤三中，所述液相混合溶剂的组成包括二甲苯和/或粗柴油，其中，所述粗柴油为现场地层稠油经常压蒸馏、抽提出来的沸点在柴油段内的混合物；

优选地，所述液相混合溶剂的黏度小于1cP。

5.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤三中，向所述生产井和所述注汽井中分阶段注入液相混合溶剂时包括以下步骤：

a、初始阶段：向所述生产井和所述注汽井同时注入液相混合溶剂以提高井下压力，在提高井下压力的过程中，保持所述生产井和所述注汽井之间的井下压差小于500kPa，并监测井下压力和液相混合溶剂的注入量；

b、压力测试阶段：降低其中一口井的井下压力，维持另一口井的井下压力恒定进行压力测试，以判断以生产井和注汽井为中心的压力场是否存在相互影响，如果存在相互影响则停止压力测试，转入步骤c的操作；否则继续上述步骤a的操作；

c、起裂联通阶段：继续提高注汽井的井下压力，当注汽井的井下压力持续上升，达到峰值后开始下降时，维持注汽井内液相混合溶剂的注入流量不变，以使井下压力维持在稳定的压力附近波动；其中，所述峰值为裂缝的起裂压力，所述稳定的压力为裂缝的扩展压力；

优选地，在步骤a中提高井下压力的过程中，控制压力的提升速度在0.4KPa/h以内。

6.根据权利要求5所述的方法，其中：在步骤c结束后，该方法还包括提高生产井的井下压力，维持注汽井的井下压力恒定的步骤。

7.根据权利要求5所述的方法，其中：在步骤c结束后，该方法还包括进行井间压力联通测试的步骤。

8.根据权利要求5所述的方法，其中：在步骤c中，当注汽井的井下压力持续上升，达到峰值后，该方法还包括采取关井的方式测试裂缝闭合时的压力的步骤，其中，所述裂缝闭合时的压力即为储层最小主应力。

9.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤四中，使所述液相混合溶剂进入步骤三中形成的扩容带内，浸泡，在所述注汽井上方形成垂直的低黏度区域包括以下操作步骤：

提高所述注汽井的井下压力，当所述井下压力高于所述油藏的储层最小主应力时，控制实际进入储层的液相混合溶剂的流量，确保所述注汽井的井下压力小于所述油藏的盖层主应力；

当所述注汽井内液相溶剂的注入量达到预设值时，停止注入，关井浸泡；

优选地，所述关井浸泡的时间为1天。

10.根据权利要求9所述的方法，其中：在浸泡过程中，该方法还包括监测井下压力、补入液相混合溶剂以维持井下压力、扩大所述低黏度区域厚度的步骤。

11.根据权利要求5-10任一项所述的方法，其中：所述井下压力是由井口压力+垂直段液柱压力计算得到的；

优选地，所述提高井下压力是通过提高净注量，即维持所述液相混合溶剂的注入流量恒定，降低所述液相溶剂的返排流量进行操作的。

12.根据权利要求1所述的方法，其中：在步骤五中，向所述生产井和注汽井注入蒸汽，或者单独向所述生产井注入蒸汽时，控制所述蒸汽的压力高于储层孔压，并低于储层最小主应力；

优选地，进行循环预热时，所述预热时间为1周。