CN106593397A - 稠油油藏的开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种稠油油藏的开采方法。该方法包括：在稠油油藏的开采区内设置直井水平井行列式井网，其包括交替分布的直井井排和水平井，每个直井井排中相邻直井之间的井距a均相等，每个直井与相邻水平井之间的井距b均相等，相邻直井井排中位于水平井两侧的相邻直井之间的井距向所有直井和水平井中注入蒸汽，进行蒸汽吞吐生产至地层温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度，其中直井的注汽强度为100～120t/m，水平井的注汽强度为15～20t/m；蒸汽吞吐生产之后，选定位于中间位置直井作为注气井，在点燃油层之后向注汽井中注入空气，进行线性火驱生产。该法解决了稠油油藏注采井间连通性差、采收率低的问题。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采领域，具体而言，涉及一种稠油油藏的开采方法。
背景技术
迄今为止，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、蒸汽吞吐(CSS)和蒸汽驱(SF)成为开采稠油的主要方法。蒸汽辅助重力泄油技术适用于连续油层厚度大于15米、隔夹层不发育的油藏，理论上最终采收率可达55％～60％。由风城油田开展的现场试验表明，由于原油粘度较高，井间渗流阻力较大，循环预热阶段持续时间长，蒸汽消耗量大；生产阶段垂向上泄油速度较慢，产液量和产油量较低，油汽较低。蒸汽吞吐技术是一种油藏适用范围广、易操作、较成熟的一项技术。但是对于稠油油藏，存在如下问题：注汽压力较高，井间汽窜严重，层间和平面矛盾突出；地面和井筒热损失较大，回采水率、热效率较低，油藏加热体积较小，采收率普遍较低。蒸汽驱技术多作为一种蒸汽吞吐后的二次采油技术。蒸汽驱能否取得较好的生产效果，不仅与油藏条件有关，还受操作条件的影响，对蒸汽驱前油藏压力、采注比、注汽速度、注汽干度都有一定的要求。
为解决稠油油藏注蒸汽加热范围有限、产量低的问题，中国专利申请号为201010193396.8公开了一种通过多种井型组合的方式进行蒸汽吞吐后转蒸汽驱开采方法。该方法实现了对整个开采范围进行立体全面加热，在中心注汽井的配合下形成尽可能大的蒸汽波及区域，以提高稠油的流动性并改善油水流度比，解决层状稠油粘度高、难以驱动，蒸汽驱扫范围小的问题。但这种方法后期的蒸汽驱对油藏条件要求较高，不适用于油层厚度较薄、非均质性强的砂岩油藏或砂砾岩油藏，另外受操作条件的影响，这种方法表现出油层加热效率低、单井产油量低、采收率低的问题。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种稠油油藏的开采方法，以解决稠油油藏因原油粘度高造成的注采井间连通性差、采收率低的问题。
为了实现上述目的，本发明提供了一种稠油油藏的开采方法，该开采方法包括以下步骤：在稠油油藏的开采区域内设置直井水平井行列式井网，直井水平井行列式井网包括交替分布的直井井排和水平井，每个直井井排中相邻直井之间的井距a均相等，每个直井与相邻水平井之间的井距b均相等，相邻直井井排中位于水平井两侧的相邻直井之间的井距向所有直井和水平井中注入蒸汽，进行蒸汽吞吐生产至地层温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度，其中直井的注汽强度为100～120t/m，水平井的注汽强度为15～20t/m；蒸汽吞吐生产之后，选定位于中间位置的直井井排中的直井作为注气井，在点燃油层之后向注汽井中连续注入空气，进行线性火驱生产。
进一步地，稠油油藏满足以下条件：油层深度小于800米，油层厚度在8～20米，含油饱和度大于65％，孔隙度大于22％，渗透率大于300mD，50℃脱气原油粘度小于20000mPa·s。
进一步地，稠油油藏为单层砂岩或砂砾岩油藏。
进一步地，a为50～100米，水平井的水平段长度为3a。
进一步地，当稠油油藏在50℃脱气原油粘度小于700mPa·s时，a为100米；当稠油油藏在50℃脱气原油粘度大于等于700mPa·s且小于2000时，a为70米；当稠油油藏在50℃脱气原油粘度大于等于2000mPa·s且小于20000时，a为50～70米。
进一步地，水平井与油层底部之间的距离为2～3米。
进一步地，直井的全井段设置有射孔，且直井的上部具有8～10个射孔/米，直井的下部具有20个射孔/米。
进一步地，水平井采用9英寸的套管下悬挂7英寸的筛管的管柱结构。
进一步地，水平井的筛管内下入直径为4.5英寸的油管和直径为1.25英寸的测试管，且油管和测试管均下入至水平井的趾端，其中测试管内均匀部署6～12个热电偶。
进一步地，蒸汽吞吐生产的生产时间为4～5年，阶段采出程度达到15～20％；在蒸汽吞吐生产进行至3.5～4.5年时，采用所有直井进行连续注汽且水平井排进行液生产的方式，生产0.5～1年。
进一步地，线性火驱生产的步骤中，原油燃烧门槛温度为400～450℃。
进一步地，线性火驱生产的步骤中，a为100米时，每个注汽井中的注气速度为1.5×104～2×104m3/d；a为70米时，每个注汽井中的注气速度为1×104～1.5×104m3/d；a为a为50～70米时，每个注汽井中的注气速度为0.8×104～1.2×104m3/d。
进一步地，线性火驱生产的步骤中，利用注气井两侧的水平井和直井作为生产井，进行连续排气采油；其中，水平井在稳产阶段的排气量为8000～10000m3/d，排液量为20～30t/d；直井在稳产阶段的排气量为4000～5000m3/d，排液量为10～15t/d；水平井和直井的排气量最大值为8000～10000m3/d。
进一步地，线性火驱生产的步骤中，对生产井中气体组分的含量、生产井的井口温度和生产井的井口压力进行连续监测；当生产井中氧气含量超过5％，或判定燃烧前缘接近生产井时，关闭生产井。
应用本发明的技术方案，本发明提供一种稠油油藏的开采方法，该方法前期采用直井水平井行列式井网蒸汽吞吐，在短时间内对油藏进行全面立体的加热，降低地下稠油粘度，改善原油流动性；后期采用中间直井井排注气，火线向两侧扩展的线性火驱生产，易于形成较稳定均匀推进的燃烧前缘，且位于油层中下部的水平井能起到调整火线、提高纵向波及系数的作用，从而提高单井产油量，进而解决了稠油油藏因原油粘度高造成的注采井间连通性差、采收率低的问题。
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为本发明实施方式提供的稠油油藏的开采方法中，所采用直井水平井行列式井网的井位分布示意图；
图2为本发明实施方式提供的稠油油藏的开采方法中，进行蒸汽吞吐生产后的井间温度分布示意图；
图3为本发明实施方式提供的稠油油藏的开采方法中，进行线性火驱生产时的井位分布示意图；
图4为本发明实施方式提供的稠油油藏的开采方法中，进行线性火驱生产时注采井间燃烧前缘与热前缘分布示意图。
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申请。
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。
本发明提供了一种稠油油藏的开采方法。该开采方法包括以下步骤：在稠油油藏的开采区域内设置直井水平井行列式井网，直井水平井行列式井网包括交替分布的直井井排和水平井，每个直井井排中相邻直井之间的井距a均相等，每个直阱与相邻水平井之间的井距b均相等，相邻直井井排中位于水平井两侧的相邻直井之间的井距向所有直井和水平井中注入蒸汽，进行蒸汽吞吐生产至地层温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度，其中直井的注汽强度为100～120t/m，水平井的注汽强度为15～20t/m；蒸汽吞吐生产之后，选定位于中间位置的直井井排中的直井作为注气井，在点燃油层之后向注汽井中连续注入空气，进行线性火驱生产。
本发明提供的稠油油藏的开采方法具有以下优点：(1)直井水平井行列式井网蒸汽吞吐油藏加热效率较高、加热体积较大，为转火驱生产提供了必要条件；(2)相对于单纯利用直井井网火驱，受重力作用的影响，水平井辅助直井线性火驱能解决注采井间渗流阻力大、油墙构建困难、产油量低的问题。
下面将更详细地描述根据本发明提供的稠油油藏的开采方法的示例性实施方式。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。
本发明提供的稠油油藏的开采方法中，首先，选定稠油油藏的条件，其满足以下条件：油层深度小于800米，油层厚度在8～20米，含油饱和度大于65％，孔隙度大于22％，渗透率大于300mD，50℃脱气原油粘度小于20000mPa·s。稠油油藏可以为单层砂岩或砂砾岩油藏，原油为普通稠油、特稠油或超稠油，但粘度为50℃脱气原油粘度小于20000mPa·s。
然后，在稠油油藏的开采区域内设置直井水平井行列式井网，直井水平井行列式井网包括交替分布的直井井排和水平井，每个直井井排中相邻直井之间的井距a均相等，每个直阱与相邻水平井之间的井距b均相等，相邻直井井排中位于水平井两侧的相邻直井之间的井距优选地，a为50～100米，水平井的水平段长度为3a。
所采用直井水平井行列式井网的井位分布示意图如图1所示。图1中，1为蒸汽吞吐生产的直井；2为蒸汽吞吐生产的水平井。其中，直井间井距、水平井和直井井距与地层原油粘度相关，具体对应关系见表1。由表1可知，当稠油油藏在50℃脱气原油粘度小于700mPa·s时，a为100米；当稠油油藏在50℃脱气原油粘度大于等于700mPa·s且小于2000时，a为70米；当稠油油藏在50℃脱气原油粘度大于等于2000mPa·s且小于20000时，a为50～70米。
表1
然后，向所有直井和水平井中注入蒸汽，进行蒸汽吞吐生产至地层温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度，其中直井的注汽强度为100～120t/m，水平井的注汽强度为15～20t/m。图2为本发明实施方式提供的稠油油藏的开采方法中，进行蒸汽吞吐生产后的井间温度分布示意图，其中1为蒸汽吞吐生产的直井；2为蒸汽吞吐生产的水平井；12为射孔井段；21为粘温拐点温度等值线。由图2可知，采用直平组合井网立体加热油藏后，油藏大部分区域形成拐点温度对应的热连通，为后期火驱生产提供了原油流动性条件。
该步骤中，其中，水平井与油层底部之间的距离为2～3米。直井的全井段设置有射孔，且直井的上部具有8～10个射孔/米，直井的下部具有20个射孔/米。水平井采用9英寸、耐温600℃、抗酸性气体腐蚀的套管下悬挂7英寸、耐温600℃、抗酸性气体腐蚀的筛管的管柱结构。水平井的筛管内均下入直径为4.5英寸的油管和直径为1.25英寸的测试管，都下入至水平井趾端，其中测试管内均匀部署6～12个热电偶，用于监测水平段温度。
蒸汽吞吐末期(已吞吐3.5～4.5年)可采用所有直井保持低速连续注汽，水平井排液生产的方式，生产0.5～1年，以加强井排之间的热量和流体连通程度。
最后，选定位于中间位置的直井井排中的直井作为注气井，在点燃油层之后向注汽井中连续注入空气，进行线性火驱生产。该步骤中，应用点火技术点燃油层，使油层温度达到原油燃烧的门槛温度，之后开始连续注入空气。注气井排两侧相间分布的水平井和直井连续排气采油(火驱未见效井可蒸汽吞吐引效)，实现线性火驱生产。
图3为本发明实施方式提供的稠油油藏的开采方法中，进行线性火驱生产时的井位分布示意图；图4为本发明实施方式提供的稠油油藏的开采方法中，进行线性火驱生产时注采井间燃烧前缘与热前缘分布示意图。图3和图4中，3为线性火驱生产的直井；4为线性火驱生产的水平井；5为线性火驱生产的注汽井；6为燃烧前缘；7为热前缘；8为油相流动向量。
点火技术优先选用电点火技术，其次可选用化学点火技术。原油燃烧门槛温度为400～450℃。点燃油层后开始连续注入空气，井距为100米的单井注气速度为1.5～2×104m3/d，井距为70米的单井注气速度为1～1.5×104m3/d，井距为50米的单井注气速度为0.8～1.2×104m3/d。
水平井稳产阶段排气量为8000～10000m3/d，排液量为20～30t/d，直井稳产阶段排气量为4000～5000m3/d，排液量为10～15t/d。注气井排两侧相间分布的水平井在排气过程中，可采用定气量方式排气，排气量最大值稳定在8000～10000m3/d，以加快燃烧前缘向两侧直井的推进速度，逐渐形成水平井“少采气，多采液”的有利驱替模式。
线性火驱生产的步骤中，对生产井中气体组分的含量、生产井的井口温度和生产井的井口压力进行连续监测。当出现高温或氧气含量接近5％，可采用控关的方式调整火线推进方向。当线性火驱生产井的氧气含量超过5％，并有逐渐上升的趋势，或判定为燃烧前缘接近生产井时，关井，燃烧前缘向下一排井移动。生产结束时，关闭注气井和生产井，最终采收率达到65～70％。
下面将结合实施例进一步说明本发明提供的稠油油藏的开采方法。
本发明一个实施例提供一种利用蒸汽吞吐和线性火驱联合开采稠油油藏的方法，该稠油油藏的主力油层埋藏浅，平均埋深为280m，平均油层厚度为13米，孔隙度为0.28，渗透率为820mD，原始含油饱和度为73％。原始油藏压力为2.9MPa，原始油藏温度为22℃。原油黏度高，油层温度下脱气原油黏度为5×104mPa.s。
(1)在开采区域内设置直井水平井行列式井网，同一井排直井等距离分布井距为70米，直井井排和水平井等距离相间分布，相邻直井和水平井井距为50米，相邻直井井排直井井距为105米，水平井水平段长度为210米。水平井位于距油层底部2米处。
(2)直井和水平井集团式蒸汽吞吐生产：
所有井采用集团式注汽方式进行蒸汽吞吐生产，其中直井注汽强度为110t/m，水平井注汽强度为15t/m(水平段)，生产4～5年，阶段采出程度达到20％，地层温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度65℃。
(3)选定位于中间位置的4口直井作为注气井，应用电点火技术单燃油层后稳定注气速度为10000m3/d。水平井最大排气量为8000m3/d，最大排液量为40t/d，直井最大排气量为4000m3/d，最大排液量为15t/d。火驱生产10年，阶段采出程度为48.25％，最终采收率为68.55％。
上述实施例，与现有技术的蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采方法的效果相比，请见表2所示，以风城油田A井区Z层系稠油油藏来对比说明。
表2为风城油田A井区Z层系稠油油藏不同开发方式效果对比表
由表2看出，与蒸汽吞吐转蒸汽驱相比，蒸汽吞吐和线性火驱联合开采稠油的方法采收率提高33.29％，吨油操作成本降低700元/吨，开发效果和经济效益更好。
从以上实施例可以看出，本发明上述的实例实现了如下技术效果：
(1)本发明所提供的组合式开采稠油方法能综合利用蒸汽吞吐注入地层热量多、加热油层范围大的优势和火驱生产操作成本低、最终采收率高的特点。
(2)本发明所提供的组合式开采稠油方法适用油藏范围广，可增大稠油的可采储量。
(3)本发明首先采用直井-水平井行列式井网进行蒸汽吞吐，对油藏进行全面立体的预热，降低地下原油粘度，改善原油流动性，阶段采出程度达15～20％。油藏压力逐渐降低，油藏温度逐渐上升。当油藏温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度或当油藏原油流度大于0.1mD/(mP·s)，油藏压力降至原始压力的1/3～1/2时，为后续火烧驱油过程的启动提供了可动用条件。
(4)转入水平井辅助直井线性火驱生产后，一方面由于经过前期的蒸汽吞吐生产预热，油藏温度和原油的流度得到大幅提高，克服稠油油藏火驱注采井间渗流阻力大、形不成油墙的问题；另一方面，采用中间直井井排注气，火线向两侧扩展的线性火驱生产，易于形成较稳定均匀推进的燃烧前缘，且位于油层中下部的水平井能起到调整火线、提高纵向波及系数的作用，从而提高油层动用程度。
(5)采用蒸汽吞吐和线性火驱组合式开发方式，经济有效生产11～14年，最终采收率为65～70％(其中蒸汽吞吐阶段采出程度为15～20％，线性火驱阶段采出程度为45～50％)，比单纯蒸汽吞吐采收率提高45～50％，比蒸汽吞吐后转蒸汽驱生产采收率提高30～35％。蒸汽吞吐阶段可采用临时性、移动式的注汽锅炉，地面管线也可重复利用于后期火驱注气，可节省大量投资费用。蒸汽吞吐和线性火驱组合式开发方式经济效益好于注蒸汽技术。
以上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 (14)
1.一种稠油油藏的开采方法，其特征在于，所述开采方法包括以下步骤：
在所述稠油油藏的开采区域内设置直井水平井行列式井网，所述直井水平井行列式井网包括交替分布的直井井排和水平井，每个所述直井井排中相邻直井之间的井距a均相等，每个所述直井与相邻所述水平井之间的井距b均相等，相邻所述直井井排中位于所述水平井两侧的相邻所述直井之间的井距
向所有所述直井和所述水平井中注入蒸汽，进行蒸汽吞吐生产至地层温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度，其中所述直井的注汽强度为100～120t/m，所述水平井的注汽强度为15～20t/m；
所述蒸汽吞吐生产之后，选定位于中间位置的所述直井井排中的所述直井作为注气井，在点燃油层之后向所述注汽井中连续注入空气，进行线性火驱生产。
2.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述稠油油藏满足以下条件：油层深度小于800米，油层厚度在8～20米，含油饱和度大于65％，孔隙度大于22％，渗透率大于300mD，50℃脱气原油粘度小于20000mPa·s。
3.根据权利要求2所述的开采方法，其特征在于，所述稠油油藏为单层砂岩或砂砾岩油藏。
4.根据权利要求2所述的开采方法，其特征在于，a为50～100米，所述水平井的水平段长度为3a。
5.根据权利要求4所述的开采方法，其特征在于，
当所述稠油油藏在50℃脱气原油粘度小于700mPa·s时，a为100米；
当所述稠油油藏在50℃脱气原油粘度大于等于700mPa·s且小于2000时，a为70米；
当所述稠油油藏在50℃脱气原油粘度大于等于2000mPa·s且小于20000时，a为50～70米。
6.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述水平井与油层底部之间的距离为2～3米。
7.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述直井的全井段设置有射孔，且所述直井的上部具有8～10个射孔/米，所述直井的下部具有20个射孔/米。
8.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述水平井采用9英寸的套管下悬挂7英寸的筛管的管柱结构。
9.根据权利要求8所述的开采方法，其特征在于，所述水平井的筛管内下入直径为4.5英寸的油管和直径为1.25英寸的测试管，且所述油管和所述测试管均下入至所述水平井的趾端，其中所述测试管内均匀部署6～12个热电偶。
10.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述蒸汽吞吐生产的生产时间为4～5年，阶段采出程度达到15～20％；在所述蒸汽吞吐生产进行至3.5～4.5年时，采用所有所述直井进行连续注汽且所述水平井排进行液生产的方式，生产0.5～1年。
11.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述线性火驱生产的步骤中，原油燃烧门槛温度为400～450℃。
12.根据权利要求5所述的开采方法，其特征在于，所述线性火驱生产的步骤中，a为100米时，每个所述注汽井中的注气速度为1.5×104～2×104m3/d；a为70米时，每个所述注汽井中的注气速度为1×104～1.5×104m3/d；a为a为50～70米时，每个所述注汽井中的注气速度为0.8×104～1.2×104m3/d。
13.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述线性火驱生产的步骤中，利用所述注气井两侧的所述水平井和所述直井作为生产井，进行连续排气采油；其中，所述水平井在稳产阶段的排气量为8000～10000m3/d，排液量为20～30t/d；所述直井在稳产阶段的排气量为4000～5000m3/d，排液量为10～15t/d；所述水平井和所述直井的排气量最大值为8000～10000m3/d。
14.根据权利要求3所述的开采方法，其特征在于，所述线性火驱生产的步骤中，对所述生产井中气体组分的含量、所述生产井的井口温度和所述生产井的井口压力进行连续监测；当所述生产井中氧气含量超过5％，或判定燃烧前缘接近所述生产井时，关闭所述生产井。
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