CN107435535B - 一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法，该采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法设计了以注蒸汽为主、注非凝析气体为辅的平面重力驱油方式。蒸汽和非凝析气体按照一定比例注入，地层内高温热水和非凝析气体由于密度差易于形成空间分异效果明显的“次生气顶”和“次生水带”，高温“次生水带”不仅为下游冷油区提供加热来源，而且阻挡了注入气向构造低部位生产井的突破。同时，为实现油藏整体规模开发，采用单方向线***错井网开发，提高平面波及系数和采收率。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采领域，具体的是一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法。
背景技术
世界稠油资源丰富，如何高效开发利用稠油资源，已成为石油行业共同关注的话题。部分背斜构造或断鼻构造控制的油藏地层倾角为8°～20°，地下原油黏度在50mPa·s～5000mPa·s之间，有的具有比较活跃的边底水。这类油藏采用蒸汽吞吐开采后常常会在油藏高部位和油层中上部滞留大量“阁楼油”，阶段采出程度普遍较低，在当前经济技术条件下尚无可行技术继续开采。对于这类高倾角(大于8°)稠油(50Pa·s～5000mPa·s)油藏，亟需一种更加高效的开采方法，以继续提高采收率。
加拿大学者R.M.Butler曾提出在双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发中后期，混合注入蒸汽和非凝析气体形成非凝析气体辅助SAGD(SAGP)，经矿场实施验证，可以提高产油量和油汽比。但是这种生产方式为垂向泄油模式，垂向连续油层厚度一般大于15米。对于我国储量规模较大的厚度小于15米的稠油油藏尚不可应用，因此需要探索结合我国稠油油藏地质条件的生产方式。
顶部注气平面重力驱是指在构造高部位注气，原油从构造低部位生产井连续采出的开采方式，其采收率被认为是所有非混相驱中最高的。国外已成功实施的油藏多为地层原油黏度小于50mPa·s的稀油油藏。至今，尚未见到地层条件下原油黏度大于50mPa·s的稠油油藏采用顶部注气重力驱开发的报道。
发明内容
为了解决我国高倾角稠油油藏面临的开发难题，本发明提供了一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法，该采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法设计了以注蒸汽为主、注非凝析气体为辅的平面重力驱油方式。蒸汽和非凝析气体按照一定比例注入，地层内高温热水和非凝析气体由于密度差易于形成空间分异效果明显的“次生气顶”和“次生水带”，高温“次生水带”不仅为下游冷油区提供加热来源，而且阻挡了注入气向构造低部位生产井的突破。同时，为实现油藏整体规模开发，采用单方向线***错井网开发，提高平面波及系数和采收率。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：
一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法，该方法包括以下步骤：
步骤1、选择油藏；
步骤2、在该油藏的开采区域内设置直井正方形井网进行蒸汽吞吐生产；
步骤3、将该直井正方形井网中位于构造最高部位的一排直井作为注入井排，将该直井正方形井网中其余的直井均作为生产井排；
步骤4、向注入井排内注入蒸汽和非凝析气体的混合气；
步骤5、当气液界面从注入井排推进至与该注入井排相邻的一个生产井排后，将该生产井排的生产井全部转为注入井，使前期的注入井排关井，其余生产井排继续生产；
步骤6、依次重复步骤4和5，直至最后一个生产井排采油结束。
本发明的有益效果是：
1、针对油藏高倾角的特点，该方法采用的线***错井网和后期井类型转换的策略可以保证气液界面单方向推进，平面波及系数高。
2、针对油藏地层原油黏度高的特点，混合注入一定比例的蒸汽和非凝析气体，能够发挥注入非凝析气体和蒸汽的协同作用。注入蒸汽在地层内释放携带热焓，能充分加热前缘处原油，注入非凝析气体能不断驱替“次生水带”波及过残存在构造高部位的“阁楼油”，洗油效率高。
3、此外，与传统的纯注蒸汽热力采油技术相比，该方法可以实现锅炉烟道气和火烧油层尾气的二次利用，提高油田稠油热采***的工业价值。
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。
图1为该采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法的具体流程图。
图2为蒸汽吞吐正方形面积井网示意图。
图3为该采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法初期线***错井网示意图。
图4为第1排生产井转为注入井后形成线***错井网示意图。
图5为该采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法末期线***错井网示意图。
图6为本发明重力驱过程中注采井间含气饱和度分布图。
图7为本发明重力驱过程中注采井间含水饱和度分布图。
图8为本发明重力驱过程中注采井间温度分布图。
图9为本发明重力驱过程中只注烟道气和蒸汽、烟道气混合注入两种方式下单井产油曲线对比。
1、注入井排；2、生产井排。
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。
一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法，如图1所示，包括以下步骤：
步骤1、选择油藏；
步骤2、在该油藏的开采区域内设置直井正方形井网进行蒸汽吞吐生产，如图2所示，该直井正方形井网含有多口直井，多口直井形成多个井排，相邻的四口直井呈正方形分布；
步骤3、将该直井正方形井网中位于构造最高部位的一排直井作为注入井排1，将该直井正方形井网中其余的多排直井均作为生产井排2，如图3所示，该直井正方形井网共有从上向下依次设置的五排直井，上部一排直井作为注入井排1，其余的四排直井均作为生产井排2；
步骤4、向注入井排1(图3中上部的注入井排1)内注入蒸汽和非凝析气体的混合气；
步骤5、当气液界面从注入井排1推进至与该注入井排1相邻的一个生产井排2后，将该生产井排2的生产井全部转为注入井，如图4所示，将第一排生产井全部转为注入井(成为新的注入井排1)，使前期的注入井排1关井，其余生产井排2(如图4中有下方的三排生产直井)继续生产；
步骤6、依次重复步骤4和5，直至最后一个生产井排2采油结束，如图5所示。
所述“平面重力驱”中的“平面”是指井网平面布置，流体渗流方向和压力梯度方向整体沿平面分布，“重力驱”是指利用重力作用实现地层内气体和液体的垂向分区和垂向平衡，该开采方法包括井网结构设置、井工作方式及注采参数设计等内容。采用和构造线斜交45°的正方形井网蒸汽吞吐后，重建井网注采结构，形成构造高部位井注入、低部位井生产的单方向线***错井网。注入井按一定比例同时注入蒸汽和非凝析气体，在重力作用下实现高倾角稠油油藏稳定重力驱生产。
该方法采用单方向线***错井网，通过控制蒸汽和非凝析气体的注入比例、区域液体采注比，注采井间形成空间上错位叠置的“次生气顶”和高温“次生水带”，不断维持气液界面形态稳定和气液区压力平衡，原油从气液界面下游井采出。该发明有利于解决高倾角稠油油藏单井产油量低、经济效益差、继续开发难度大的问题。图2和图3中a为蒸汽吞吐正方形井网井距；b为线***错井网同排井井距；c为线***错井网排距。
在实施例的步骤1中，选择油藏的条件是油层深度小于1000米，地层倾角大于8°，油层厚度在3米～15米，平面、垂向连通性较好，含油饱和度大于45％，孔隙度大于21％，水平渗透率大于200mD，垂向与水平渗透率比值大于0.6，地层条件下原油黏度为50mPa·s～5000mPa·s。优选所述油藏为砂岩或砂砾岩油藏，层内无夹层或物性夹层呈零星状不连续分布。
在实施例的步骤2中，所述直井正方形井网为单方向线***错井网，如图2所示，所述直井正方形井网中相邻两口直井的井距为a，所述蒸汽吞吐生产的单井每周期的注汽强度为100t/m～150t/m，所述蒸汽吞吐生产的时间为3年～5年，阶段采出程度达到10％～15％，地层温度达到原油粘温曲线对应的拐点温度，具备可流动条件，地层压力降为原始地层压力的0.6～0.8。
在实施例的步骤2中，所述直井正方形井网中相邻的两口直井之间的距离相等，当地层中原油的黏度为大于等于50mPa·s且小于500mPa·s时，该距离为100米；当该黏度为大于等于500mPa·s且小于2000mPa·s时，该距离为70米；当该黏度为大于等于2000mmPa·s且小于等于5000mPa·s时，该距离为50米。全部的所述直井采用变密度射孔方式完井，该直井的上部8孔/米，该直井的下部20孔/米。
在实施例的步骤3中，选定位于构造最高部位的为注入井排1，构造低部位的为生产井排2，所述直井正方形井网与构造线斜交45°，从而形成单方向线***错井网，该单方向线***错井网的排距为同一排井中井距为驱替方向为从构造高部位指向构造低部位的方向，所述的单方向线***错井网保持该驱替方向，交错井网是指各排井在平行构造方向上错开b/2距离，如图3所示。
在实施例的步骤4中，应该严格控制区域采注比，构造低部位生产井排气采油，实现高倾角稠油油藏非凝析气体辅助蒸汽平面重力驱。具体的，所述混合气中蒸汽的质量分数为50％～80％，该非凝析气体为氮气、注蒸汽锅炉烟道气或者火驱尾气的任意一种，所述氮气的纯度为95％以上，所述锅炉烟道气中含有质量分数为85％的N2和质量分数为15％的CO2，所述的火驱尾气中含有质量分数为80％的N2、质量分数为15％的CO2和质量分数为5％的轻烃。可以采用油管注蒸汽、油套环空注非凝析气体方式注入，或者采用双油管结构，分别注入蒸汽和非凝析气体。
在实施例的步骤4中，所述混合气中的非凝析气体的温度为20℃～40℃，所述混合气中的蒸汽为湿饱和蒸汽，该蒸汽的饱和温度为260℃～300℃，该蒸汽的干度为0.5～0.8，注入压力为注入前地层压力的1倍～1.2倍。地面条件下，蒸汽和非凝析气体的混合比例和原油黏度相关。当地层中原油的黏度为大于等于50mPa·s且小于mPa·s时，该蒸汽的冷水当量和非凝析气体的比例为1t/600sm3；当该黏度为大于等于500mPa·s且小于2000mPa·s时，该蒸汽的冷水当量和非凝析气体的比例为1t/300sm3；当该黏度为大于等于2000mPa·s且小于等于5000mPa·s时，该蒸汽的冷水当量和非凝析气体的比例为1t/200sm3。
在实施例的步骤4中，当地层中原油的黏度为大于等于50mPa·s且小于500mPa·s时，该蒸汽的注入速度为10t/d，该非凝析气体的注入速度为6000sm3/d；当该黏度为大于等于500mPa·s且小于2000mPa·s时，该蒸汽的注入速度为20t/d，该非凝析气体的注入速度为6000sm3/d；当该黏度为大于等于2000mPa·s且小于等于5000mPa·s时，该蒸汽的注入速度为30t/d，该非凝析气体的注入速度为6000sm3/d。所述的区域采注比为生产井产液量与相邻注入井的注蒸汽冷水当量，应该控制在0.9～1.0之间，保证注采井之间形成具有一定体积的“次生水带”，易于实现气、液分区和气液界面的单方向稳定推进。
在实施例的步骤5中，对生产井(与当前的注入井排1相邻的一个生产井排2的生产井)的气体产出量及组分、生产井井口温度和压力进行连续监测，当与该注入井排1相邻的一个生产井排2的生产井井口的温度持续升高至80℃～100℃、日产油量持续递减直至小于0.5t/d，气液比持续升高至1500sm3/t以上时，可以判断为该气液界面已经从注入井排1到达与该注入井排1相邻的一个生产井排2，然后将该一个生产井排2的生产井全部转为注入井(即将生产井排2转为注入井排1)，使前期的注入井排1关井，如图4所示。图6所示为重力驱过程中注采井间含气饱和度剖面图，其剖面线为图3中z剖面线。图7所示为重力驱过程中注采井间含水饱和度剖面图，其剖面线为图3中z剖面线。图8所示为重力驱过程中注采井间温度剖面图，剖面线为图3中z剖面线。从图6至图8中可以看出，采用非凝析气体辅助蒸汽平面重力驱方法开采高倾角稠油油藏，可以实现流体垂向分区流动且区域间保持稳定的压力梯度，受热前缘加热原油在重力作用下流向低部位生产井。从图9可以看出，对于稠油油藏，只注烟道气产油量较低，采用本发明的蒸汽和烟道气混注方式，产油量可以提高3倍～6倍。
本发明所述采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法具有以下优点：
1、前期蒸汽吞吐有利于地层加热和降压，为后期气体注入和原油采出提供有利条件。
2、通过井网注采结构重建形成的单方向线***错井网进行顶部注气开发(即注气井高部位无排气井)，可以实现平面和纵向的均匀波及，提高油藏体积波及系数。
3、以蒸汽为主、非凝析气体为辅的注入方式，有助于实现高倾角油藏内流体分区，“次生气顶”下游方向的高温“次生水带”不仅可以连续加热下游冷油区，而且阻挡了气体向生产井的突破，以维持重力驱气液界面稳定移动。
4、该方法为锅炉烟道气或火烧油层尾气的二次利用提供了一种现实、经济的选择。
下面介绍该采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法的具体应用，该稠油油藏的主力油层平均埋深为500m，地层倾角为10°～20°，平均油层厚度为10米，层内无夹层，孔隙度为0.23，渗透率为820mD，原始含油饱和度为73％。原始油藏压力为5.5MPa，原始油藏温度为27℃。地层原油黏度为4600mPa.s。
步骤1、根据油藏地质和流体特征，经初步筛选后，该油藏满足以下条件：油层深度<1000米，地层倾角>8°，油层厚度在3米～20米之间，含油饱和度>45％，孔隙度>21％，渗透率>200mD，地层条件下原油黏度为50mPa·s～5000mPa·s。
步骤2、首先是蒸汽吞吐开采油藏，部署范围为280m×70m(如说明书附图2中上半部分所示)，共有14口井。采用正方形井网，井网方向与构造线斜交45°，井距为50米，直井采用变密度射孔方式完井(上部8孔/米，下部20孔/米)，单井每周期井注汽强度为120t/m，生产3.5年，阶段采出程度达到13.5％。
步骤3、转入非凝析气体辅助蒸汽平面重力驱开采阶段，选定位于构造最高部位井为注入井，构造低部位井生产。
步骤4、采用油管注蒸汽、油套环空注非凝析气体方式注入，地面条件下蒸汽注入速度为30t/d，非凝析气体注入速度为6000sm3/d，比例为1t/200sm3，区域采注比为0.9，实现非凝析气体辅助蒸汽平面重力驱生产。
步骤5、气液界面推进至第1排生产井后，转为注入，前期注入井关井，构造低部位第2排生产井继续排气采油，注采参数和步骤3相同。
步骤6、直至气液界面推进至第2排生产井后，如图4所示，区块采油结束，阶段采出程度达到35％，累计采出程度为48.5％。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术方案之间、技术方案与技术方案之间均可以自由组合使用。
Claims (1)
1.一种采用平面重力驱开采高倾角稠油油藏的方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：
步骤1、选择油藏；
步骤2、在该油藏的开采区域内设置直井正方形井网进行蒸汽吞吐生产；
步骤3、将该直井正方形井网中位于构造最高部位的一排直井作为注入井排(1)，将该直井正方形井网中其余的直井均作为生产井排(2)；
步骤4、向注入井排(1)内注入蒸汽和非凝析气体的混合气；
步骤5、当气液界面从注入井排(1)推进至与该注入井排(1)相邻的一个生产井排(2)后，将该生产井排(2)的生产井全部转为注入井，使前期的注入井排(1)关井，其余生产井排(2)继续生产；
步骤6、依次重复步骤4和5，直至最后一个生产井排(2)采油结束；
在步骤2中，所述蒸汽吞吐生产的单井每周期的注汽强度为100t/m～150t/m，所述蒸汽吞吐生产的时间为3年～5年，阶段采出程度达到10％～15％，地层压力降为原始地层压力的0.6～0.8；
在步骤2中，所述直井正方形井网中相邻的两口直井之间的距离相等，
当地层中原油的黏度为大于等于50mPa·s且小于500mPa·s时，该距离为100米；
当该黏度为大于等于500mPa·s且小于2000mPa·s时，该距离为70米；
当该黏度为大于等于2000mPa·s且小于等于5000mPa·s时，该距离为50米；
在步骤3中，所述直井正方形井网与构造线斜交45°，驱替方向为从构造高部位指向构造低部位的方向；
在步骤4中，所述混合气中蒸汽的质量分数为50％～80％；
在步骤4中，该非凝析气体为氮气、注蒸汽锅炉烟道气或者火驱尾气的任意一种，所述氮气的纯度为95％以上，所述锅炉烟道气中含有质量分数为85％的N2和质量分数为15％的CO2，所述的火驱尾气中含有质量分数为80％的N2、质量分数为15％的CO2和质量分数为5％的轻烃；
在步骤4中，所述混合气中的非凝析气体的温度为20℃～40℃，所述混合气中的蒸汽为湿饱和蒸汽，该蒸汽的饱和温度为260℃～300℃，该蒸汽的干度为0.5～0.8，注入压力为注入前地层压力的1倍～1.2倍；
当地层中原油的黏度为大于等于50mPa·s且小于500mPa·s时，该蒸汽的冷水当量和非凝析气体的比例为1t/600sm3；
当该黏度为大于等于500mPa·s且小于2000mPa·s时，该蒸汽的冷水当量和非凝析气体的比例为1t/300sm3；
当该黏度为大于等于2000mPa·s且小于等于5000mPa·s时，该蒸汽的冷水当量和非凝析气体的比例为1t/200sm3；
当地层中原油的黏度为大于等于50mPa·s且小于500mPa·s时，该蒸汽的注入速度为10t/d，该非凝析气体的注入速度为6000sm3/d；
当该黏度为大于等于500mPa·s且小于2000mPa·s时，该蒸汽的注入速度为20t/d，该非凝析气体的注入速度为6000sm3/d；
当该黏度为大于等于2000mPa·s且小于等于5000mPa·s时，该蒸汽的注入速度为30t/d，该非凝析气体的注入速度为6000sm3/d；
在步骤5中，当与该注入井排( 1) 相邻的一个生产井排( 2) 的生产井井口的温度持续升高至80℃～100℃、日产油量持续递减直至小于0.5t/d，气液比持续升高至1500sm3/t以上时，为该气液界面已经从注入井排(1)到达与该注入井排(1)相邻的一个生产井排(2)。
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