CN109630080A - 超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法。该开采方法包括：步骤S10：选择适合蒸汽辅助重力泄油开发的非均质油藏；步骤S20：对生产井注入用于降低原油粘度的降粘剂并浸泡生产井，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产；步骤S30：注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环之后，向注汽井中持续注入蒸汽，生产井采用循环方式生产；步骤S40：当生产井与注汽井之间建立热连通之后，注汽井和生产井转入蒸汽辅助重力泄油方式生产。本发明能够解决现有技术中在对具有夹层的油藏进行蒸汽辅助重力泄油生产时，生产初期蒸汽腔发育不良，生产初期产油速度慢的问题。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采领域，具体而言，涉及一种超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法。
背景技术
蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，SAGD)技术是1978年由加拿大的Bulter教授所发明。SAGD技术在加拿大油砂矿区、我国的辽河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功应用。双水平井SAGD技术的主要原理是在油层底部部署相互平行的两口水平井，通过上部的注汽井向油层连续注入蒸汽以加热油层和原油，蒸汽腔持续扩展，与油层中的原油发生热交换，被加热、降粘的原油和蒸汽冷凝水在重力作用下向下流动，从油层下部的生产井中采出。
在进行SAGD生产之前，必须对油井进行热启动。从将蒸汽注入生产井和注汽井到开始转为SAGD生产之间的这个阶段称为启动阶段，或者预热阶段。预热阶段的目标是在最短时间内，实现油层的均匀加热，使注汽井和生产井均匀加热连通，注汽井与生产井之间建立泄油通道。现有技术中，采用循环预热的启动方法，一般分为三步：(1)蒸汽在注汽井和生产井中循环，储层主要通过热传导来传递热量；(2)注汽井和生产井之间形成井间压差，注汽井压力高于生产井，使井间原油往生产井流动，为转入完全的SAGD生产作准备；(3)上部注汽井环空停止排液，下部生产井停止注蒸汽，转入完全的SAGD生产阶段。
新疆的SAGD部署区沉积环境属于辫状河沉积，储层非均质性强，不连续夹层较为发育。生产实践表明，注汽井与生产井之间的夹层以及注汽井上部较近距离的夹层严重影响SAGD生产初期的生产效果。采用循环预热的启动方法时，注汽井和生产井之间发育的夹层部位难以建立泄油通道，从而影响该部位蒸汽腔发育，生产初期产油速度慢。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法，以解决现有技术中在对具有夹层的油藏进行蒸汽辅助重力泄油生产时，生产初期蒸汽腔发育不良，生产初期产油速度慢的问题。
为了实现上述目的，本发明提供了一种超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法，开采方法包括：步骤S10：选择适合蒸汽辅助重力泄油开发的非均质油藏；步骤S20：对生产井注入用于降低原油粘度的降粘剂并浸泡生产井，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产；步骤S30：注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环之后，向注汽井中持续注入蒸汽，生产井采用循环方式生产；步骤S40：当生产井与注汽井之间建立热连通之后，注汽井和生产井转入蒸汽辅助重力泄油方式生产。
进一步地，步骤S40之后，开采方法还包括：步骤S50：在蒸汽辅助重力泄油生产初期，当监测到蒸汽腔发育不良或者水平段动用不均时，注汽井转为间歇地采用蒸汽吞吐方式生产，生产井转为采用循环方式生产。
进一步地，在步骤S10之后，步骤S20之前，开采方法还包括：步骤S11：向注汽井内下注汽短管并使注汽短管伸入至注汽井水平段的前端，向注汽井内下注汽长管并使注汽长管伸入至注汽井水平段的尾端，向生产井内下生产短管并使生产短管伸入至生产井水平段的前端，向生产井内下生产长管并使生产长管伸入至生产井水平段的尾端。
进一步地，在步骤S20中，通过注汽长管向注汽井中注入蒸汽，通过注汽长管和注汽短管共同采出。
进一步地，在步骤S30中，通过生产长管向生产井中注入蒸汽，通过生产短管采出。
进一步地，在步骤S50中，当监测到前端的蒸汽腔发育不良时，采用注汽短管向注汽井中注入蒸汽，采用注汽长管采出。
进一步地，在步骤S50中，当监测到尾端的蒸汽腔发育不良时，采用注汽长管向注汽井中注入蒸汽，采用注汽短管采出。
进一步地，在步骤S50之后，开采方法还包括：步骤S60：注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环，并且注汽井内的压力降至预定压力之后，若监测到油藏的蒸汽腔发育不良或者油藏的水平段动用不均消除，则生产井和注汽井均转入蒸汽辅助重力泄油方式生产，若监测到油藏的蒸汽腔发育不良或者油藏的水平段动用不均仍存在，则重复执行步骤S50。
进一步地，在步骤S10中，适合蒸汽辅助重力泄油开发的非均质油藏在生产井的水平段和注汽井的水平段之间存在夹层，和/或非均质油藏在注汽井的水平段的上方存在夹层，和/或非均质油藏的油层的垂向渗透率小于600毫达西。
进一步地，在步骤S20中，当夹层的岩性为粘土岩或者泥岩时，向注汽井注入的蒸汽为水蒸气。
进一步地，在步骤S20中，当夹层的岩性为砂岩或者碳酸盐岩时，向注汽井注入的蒸汽为水和酸液的混合液所形成的混合蒸汽，酸液在混合液中的质量百分含量为15％～25％。
进一步地，酸液包括盐酸、甲酸、乙酸、氯醋酸、氢氟酸和土酸中的一种或多种。
进一步地，在步骤S20中，向注汽井注入的蒸汽的干度大于80％。
进一步地，在步骤S20中，向注汽井注入蒸汽的注汽速度为200～300吨/天。
进一步地，在步骤S20中，向注汽井注入蒸汽的注汽强度为8～20吨/米。
进一步地，在步骤S20中，向注汽井注入蒸汽的注汽压力比地层的破裂压力高0.3～0.5MPa。
进一步地，在步骤S20中，停止向注汽井注入蒸汽后，焖井2～7天。
进一步地，在步骤S30中，向注汽井注入蒸汽的注汽速度为60～80吨/天。
进一步地，在步骤S30中，向生产井注入蒸汽的注汽速度为50～70吨/天。
进一步地，在步骤S30中，注汽井与生产井的井间压差小于或者等于0.5MPa。
进一步地，降粘剂为二甲苯或者二甲苯与柴油的混合物。
进一步地，降粘剂的注入量与生产井的水平段的井筒的容积相同。
进一步地，在步骤S50中，向注汽井注入的蒸汽的干度大于80％。
进一步地，在步骤S50中，向注汽井注入蒸汽的注汽速度为150～200吨/天。
进一步地，在步骤S50中，向注汽井注入蒸汽的注汽强度为5～10吨/米。
进一步地，在步骤S50中，向注汽井注入蒸汽的注汽压力比地层的破裂压力低10％～15％。
进一步地，在步骤S50中，停止向注汽井注入蒸汽后，焖井2～3天。
应用本发明的技术方案，能够快速在注汽井和生产井之间建立泄油通道，减小注汽井与生产井之间以及注汽井上部非均质地层的影响使得生产初期蒸汽腔能够良好发育，提高生产初期水平段的动用程度和产油速度，从而提高经济效益。
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示出了根据本发明的超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法的实施例的示意图；
图2示出了根据本发明的开采方法的生产初期吞吐效果的示意图；
图3示出了根据本发明的开采方法的注汽井间歇地采用蒸汽吞吐方式生产的示意图(前端的蒸汽腔发育不良)；以及
图4示出了根据本发明的开采方法的注汽井间歇地采用蒸汽吞吐方式生产的示意图(尾端的蒸汽腔发育不良)。
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。
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明及本发明的实施例中，为了解决现有技术中在对具有夹层的油藏进行蒸汽辅助重力泄油生产时，生产初期蒸汽腔发育不良，生产初期产油速度慢的问题，提供了一种超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法，下面进行具体说明：
如图1所示，本发明的实施例中，该开采方法包括：步骤S10：选择适合蒸汽辅助重力泄油开发的非均质油藏；步骤S20：对生产井注入用于降低原油粘度的降粘剂并浸泡生产井，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产；步骤S30：注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环之后，向注汽井中持续注入蒸汽，生产井采用循环方式生产；步骤S40：当生产井与注汽井之间建立热连通之后，注汽井和生产井转入蒸汽辅助重力泄油方式生产。其中，蒸汽吞吐生产是指依次执行注汽、关井预定时间、开井回采的生产方式。循环方式生产是指持续对井内注汽并回采的生产方式。
上述启动方法具有以下技术效果：(1)在预热阶段，生产井不生产，生产井中先加入降粘剂浸泡以降低原油粘度，可以提高原油的流动性。这样，可以增加生产井近井地带的渗流能力，缩短注汽井与生产井建立连通所需的时间，减少预热阶段的蒸汽消耗量。(2)在预热阶段，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产，先对注汽井中注汽，然后焖井使高温蒸汽向地层中扩散，增加蒸汽的波及范围，然后再开井回采。这样，蒸汽吞吐过程中注汽井的井内压力略大于相应深度的岩石破裂压力，能够快速在注汽井和生产井之间建立泄油通道，减小注汽井与生产井之间以及注汽井上部非均质地层的影响，提高预热阶段注汽井的水平段和生产井的水平段之间的连通程度，缩短SAGD预热时间，提高SAGD生产初期的采油速度。(3)注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环之后，向注汽井中持续注入蒸汽，注汽井不生产，生产井采用循环方式生产，即对生产井持续注汽并回采原油。这样，注汽井经过至少一轮吞吐后，注汽井和生产井之间已经形成一定的温度场，且浸泡生产井的降粘剂降低了井筒附近的原油粘度，增加了生产井附近地带的渗流能力，生产井投产后，原油可以从生产井顺利采出，提高生产井的产油速度。此时，注汽井中持续注汽而不生产，可以加快注汽井与生产井建立连通，减少生产初期的蒸汽消耗量，这样，在注汽井和生产井均转入蒸汽辅助重力泄油方式生产后，可以提高生产初期的产油速度，有效的提高储层利用率，提高采收率和油汽比，提高经济效益。
可选地，在步骤S30中，注汽井采用蒸汽吞吐方式完成一至两轮生产循环，然后向注汽井中持续注入蒸汽，生产井采用循环方式生产。
当然，在本发明的替代实施例中，注汽井也可以采用蒸汽吞吐方式完成更多轮的生产循环后，再向注汽井中持续注入蒸汽，生产井采用循环方式生产。
其中，如图2所示，在步骤S10中，适合蒸汽辅助重力泄油开发的非均质油藏是指在生产井的水平段和注汽井的水平段之间存在夹层的油藏，和/或在注汽井的水平段的上方存在夹层的油藏，和/或油藏的油层的垂向渗透率小于600毫达西(mD)的油藏。夹层指沿水平段展布范围不超过水平段长度的1/2、厚度小于3米(m)，位于注汽井与生产井间或距注汽井上方3(m)内的夹层。
在步骤S10中，加入的降粘剂为二甲苯或者二甲苯与柴油的混合物。其中，降粘剂的注入量与生产井的水平段的井筒的容积相同。
可选地，降粘剂的注入量为10～15立方米。
在对生产井注入降粘剂之前，本发明的开采方法还包括在生产井完井后，用热水对生产井进行洗井，清除生产井中的泥浆的步骤。
下面将更详细地描述根据本发明提供的超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期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。
其中，步骤S40之后，开采方法还包括步骤S50：在蒸汽辅助重力泄油生产初期，当监测到蒸汽腔发育不良或者水平段动用不均时，注汽井转为间歇地采用蒸汽吞吐方式生产，生产井转为采用循环方式生产。此时生产井以循环方式继续生产。否则，则调整注采参数，维持注采平衡，直至采油结束。其中，蒸汽腔发育程度和水平段动用均匀程度可以通过温度监测、四维地震和数值模拟等方式来判断。间歇地采用蒸汽吞吐方式生产是指采用蒸汽吞吐方式进行一轮生产循环后暂停预定时间，然后再进行下一轮生产循环。
这样，注汽井可以根据不发育井段的位置采取不同的蒸汽吞吐方式，以提高水平段动用程度，缩短生产周期，提高采收率及油汽比。
具体地，在步骤S10之后，步骤S20之前，开采方法还包括步骤S11：向注汽井内下注汽短管并使注汽短管伸入至注汽井水平段的前端，向注汽井内下注汽长管并使注汽长管伸入至注汽井水平段的尾端；向生产井内下生产短管并使生产短管伸入至生产井水平段的前端，向生产井内下生产长管并使生产长管伸入至生产井水平段的尾端。其中，前端是指水平段的靠近井口的一端，尾端是指水平段的远离井口的一端。
在步骤S20中，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产时，通过注汽长管向注汽井中注入蒸汽，通过注汽长管和注汽短管共同采出。这样可以提高注汽井在预热阶段的产油速度。
在步骤S30中，生产井采用循环方式生产时，采用生产长管注汽，生产短管采油。
在步骤S50中，根据监测资料判断蒸汽腔发育差位置，当监测到前端的蒸汽腔发育不良时，如图3所示，采用注汽短管向注汽井中注入蒸汽，采用注汽长管采出。当监测到尾端的蒸汽腔发育不良时，如图4所示，则采用注汽长管向注汽井中注入蒸汽，采用注汽短管采出。
根据蒸汽腔发育不良的位置调整用于注入高温蒸汽的注汽管路，可以有针对性地促进相应部位的蒸汽腔良好发育，使得蒸汽腔均匀发育，提高水平段的动用程度。
在步骤S50之后，开采方法还包括步骤S60：注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环，并且注汽井内的压力降至预定压力之后，若监测到油藏的蒸汽腔发育不良或者油藏的水平段动用不均消除，则生产井和注汽井均转入蒸汽辅助重力泄油方式生产，若监测到油藏的蒸汽腔发育不良或者油藏的水平段动用不均仍存在，则重复执行步骤S50。其中，预定压力是指SAGD生产的操作压力。
这样，可以确保在蒸汽腔发育良好，油藏的水平段动用均匀的情况下进行SAGD生产，缩短生产周期，提高采收率及油汽比。
在步骤S50中，优选地，向注汽井注入的蒸汽的干度大于80％。向注汽井注入蒸汽的注汽速度为150～200吨/天(t/d)。向注汽井注入蒸汽的注汽强度为5～10吨/米(t/m)。向注汽井注入蒸汽的注汽压力比地层的破裂压力低10％～15％。停止向注汽井注入蒸汽后，焖井2～3天。
在步骤S20中，优选地，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产时，当夹层的岩性为粘土岩或者泥岩时，向注汽井注入的蒸汽为水蒸气。当夹层的岩性为砂岩或者碳酸盐岩时，向注汽井注入的蒸汽为水和酸液的混合液所形成的混合蒸汽，酸液在混合液中的质量百分含量为15％～25％。
通过上述设置，可以促进泄油通道的建立，提高蒸汽腔的发育速度，缩短生产井与注汽井之间建立热连通所需的时间。
可选地，酸液包括盐酸、甲酸、乙酸、氯醋酸、氢氟酸和土酸中的一种或多种。
在步骤S20中，优选地，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产时，向注汽井注入的蒸汽的干度大于80％。向注汽井注入蒸汽的注汽速度为200～300吨/天(t/d)。向注汽井注入蒸汽的注汽强度为8～20吨/米(t/m)。向注汽井注入蒸汽的注汽压力比地层的破裂压力高0.3～0.5MPa。停止向注汽井注入蒸汽后，焖井2～7天。采注比为0.7～1.2。
在步骤S30中，优选地，生产井采用循环方式生产时，通过生产长管向生产井中注入蒸汽，通过生产短管采出。向注汽井注入蒸汽的注汽速度为60～80吨/天(t/d)。向生产井注入蒸汽的注汽速度为50～70吨/天(t/d)。注汽井与生产井的井间压差小于或者等于0.5MPa。采注比为1.0-1.2。
下面将结合实施例进一步说明本发明提供的超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法。
实施例一
本发明实施例一的开采方法包括以下具体步骤：
(1)所选非均质超稠油油藏埋深450m，连续油层厚度21m，油层孔隙度0.29，水平渗透率1056md，垂直渗透率与水平渗透率比值为0.65，含油饱和度0.62，50℃条件下脱气原油粘度4.8万厘泊。该油层中部署SAGD井组的水平段长度为450m，生产井的水平段距油层底部2m，注汽井的水平段与生产井的水平段间距5m，注汽井与生产井的水平段之间发育一长度为120m，厚1.5m的泥岩夹层，位置靠近水平段的前端；距注汽井的水平段上方2.5m处发育一长度95m，厚1.1m的泥岩夹层，位于水平段中后部。
(2)投产初期生产井的水平段洗井后，按质量比5:1注入二甲苯与柴油混合液12立方米(与生产井的水平段井筒容积相当)，浸泡。注汽井的水平段以注汽长管注汽，注汽长管和注汽短管同时生产的方式吞吐，注入水蒸汽干度大于80％，注汽速度为220t/d，注汽强度为12t/m，注汽压力力6.0MPa，采注比0.9，焖井时间3天。
(3)吞吐一轮后，注汽井以70t/d的速度持续注汽，生产井开始以生产长管注汽，生产短管生产方式循环，生产井注汽速度60t/d，注汽井与生产井间压差控制在0.5MPa以内，整体采注比1.1，判断井间建立热连通后，转为SAGD生产。
(4)SAGD生产一年后温度监测资料显示水平段尾端几乎未动用。针对此情况，采取注汽井以注汽长管注汽，注汽短管生产的方式吞吐，注入水蒸汽干度大于80％，注汽速度为200t/d，注汽强度为10t/m，注汽压力为5.0MPa，焖井时间3天，生产30天，生产水平井以生产长管注汽，生产短管生产的方式循环，注汽速度70t/d，采注比1.0。
(5)注汽井吞吐一轮后，水平段尾端温度有所升高，半年后水平段尾端监测温度出现下降趋势，按上述操作进行注汽井第二轮吞吐，结束后，水平段动用程度有明显改善。
本发明的实施例一的开采方法较常规SAGD生产初期产油量提高5t/d，初期采油速度提高28％，最终采收率提高3.5％，油汽比提高0.05。
实施例二
本发明实施例二的开采方法包括以下具体步骤：
(1)所选非均质超稠油油藏埋深480m，连续油层厚度19m，油层孔隙度0.30，水平渗透率988md，垂直渗透率与水平渗透率比值0.65，含油饱和度0.65，50℃条件下脱气原油粘度2.9万厘泊。该油层中部署SAGD井组水平段的长度为500m，生产井的水平段距油层底部2m，注汽井的水平段与生产井的水平段的间距为5m，距注汽井的水平段上方2.8处发育一长度为165m，厚2.4m的钙质夹层，位于水平段的中后部。
(2)投产初期生产井洗井后，按质量比5:1注入二甲苯与柴油混合溶剂14立方米(与生产井的水平段井筒容积相当)，浸泡。注汽井的水平段以注汽长管注汽，注汽长管与注汽短管同时生产的方式吞吐，注入水蒸汽与土酸的混合蒸气，土酸中氢氟酸的质量百分含量为3wt％，盐酸的质量百分含量为12wt％。注汽速度为220t/d，注汽强度为13t/m，注汽压力力6.5MPa，采注比0.9，焖井时间3天。
(3)吞吐一轮后，注汽井以70t/d的速度持续注汽，生产井开始以生产长管注汽，生产短管生产的方式循环，生产井注汽速度60t/d，注汽井与生产井间压差控制在0.5MPa以内，采注比1.1，判断井间建立热连通后，转为SAGD生产。
本发明的实施例二的开采方法较常规SAGD生产初期产油量提高7t/d，初期采油速度提高33％，最终采收率提高3.8％，油汽比提高0.04。
本发明所提供的开采方法具有以下技术效果：
(1)该开采方法在SAGD预热阶段，注汽井以吞吐方式生产，可以减小注采井间及注汽井的水平段上方较近距离的夹层影响，提高水平段连通程度，促进生产初期蒸汽腔均匀扩展，提高初期产油速度。
(2)该开采方法在SAGD生产初期，针对蒸汽腔局部不发育或发育较差的情况，注汽井根据不发育井段位置采取不同的间歇吞吐方式，可以提高水平段动用程度，缩短生产周期，提高采收率及油汽比。
从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：采用本发明的超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法，能够快速在注汽井和生产井之间建立泄油通道，减小注汽井与生产井之间以及注汽井上部非均质地层的影响使得生产初期蒸汽腔能够良好发育，提高生产初期水平段的动用程度和产油速度，从而提高经济效益。
除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
在本发明的描述中，需要理解的是，方位词如“前、后、上、下、左、右”、“横向、竖向、垂直、水平”和“顶、底”等所指示的方位或位置关系通常是基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，在未作相反说明的情况下，这些方位词并不指示和暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位或者以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明保护范围的限制；方位词“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内外。
为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其他器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。
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。
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。
以上所述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 (27)
1.一种超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油生产初期的开采方法，其特征在于，所述开采方法包括：
步骤S10：选择适合蒸汽辅助重力泄油开发的非均质油藏；
步骤S20：对生产井注入用于降低原油粘度的降粘剂并浸泡所述生产井，注汽井采用蒸汽吞吐方式生产；
步骤S30：所述注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环之后，向所述注汽井中持续注入蒸汽，所述生产井采用循环方式生产；
步骤S40：当所述生产井与所述注汽井之间建立热连通之后，所述注汽井和所述生产井转入蒸汽辅助重力泄油方式生产。
2.根据权利要求1所述的开采方法，其特征在于，所述步骤S40之后，所述开采方法还包括：
步骤S50：在蒸汽辅助重力泄油生产初期，当监测到蒸汽腔发育不良或者水平段动用不均时，所述注汽井转为间歇地采用蒸汽吞吐方式生产，所述生产井转为采用循环方式生产。
3.根据权利要求2所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S10之后，所述步骤S20之前，所述开采方法还包括：
步骤S11：向所述注汽井内下注汽短管并使所述注汽短管伸入至所述注汽井水平段的前端，向所述注汽井内下注汽长管并使所述注汽长管伸入至所述注汽井水平段的尾端，向所述生产井内下生产短管并使所述生产短管伸入至所述生产井水平段的前端，向所述生产井内下生产长管并使所述生产长管伸入至所述生产井水平段的尾端。
4.根据权利要求3所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，通过所述注汽长管向所述注汽井中注入蒸汽，通过所述注汽长管和所述注汽短管共同采出。
5.根据权利要求3所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S30中，通过所述生产长管向所述生产井中注入蒸汽，通过所述生产短管采出。
6.根据权利要求3所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50中，当监测到前端的蒸汽腔发育不良时，采用所述注汽短管向所述注汽井中注入蒸汽，采用所述注汽长管采出。
7.根据权利要求3所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50中，当监测到尾端的蒸汽腔发育不良时，采用所述注汽长管向所述注汽井中注入蒸汽，采用所述注汽短管采出。
8.根据权利要求2所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50之后，所述开采方法还包括：
步骤S60：所述注汽井采用蒸汽吞吐方式完成至少一轮生产循环，并且所述注汽井内的压力降至预定压力之后，若监测到油藏的蒸汽腔发育不良或者油藏的水平段动用不均消除，则所述生产井和所述注汽井均转入蒸汽辅助重力泄油方式生产，若监测到油藏的蒸汽腔发育不良或者油藏的水平段动用不均仍存在，则重复执行所述步骤S50。
9.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S10中，所述适合蒸汽辅助重力泄油开发的非均质油藏在所述生产井的水平段和所述注汽井的水平段之间存在夹层，和/或所述非均质油藏在所述注汽井的水平段的上方存在夹层，和/或所述非均质油藏的油层的垂向渗透率小于600毫达西。
10.根据权利要求9所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，当所述夹层的岩性为粘土岩或者泥岩时，向所述注汽井注入的蒸汽为水蒸气。
11.根据权利要求9所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，当所述夹层的岩性为砂岩或者碳酸盐岩时，向所述注汽井注入的蒸汽为水和酸液的混合液所形成的混合蒸汽，所述酸液在所述混合液中的质量百分含量为15％～25％。
12.根据权利要求11所述的开采方法，其特征在于，所述酸液包括盐酸、甲酸、乙酸、氯醋酸、氢氟酸和土酸中的一种或多种。
13.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，向所述注汽井注入的蒸汽的干度大于80％。
14.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，向所述注汽井注入蒸汽的注汽速度为200～300吨/天。
15.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，向所述注汽井注入蒸汽的注汽强度为8～20吨/米。
16.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，向所述注汽井注入蒸汽的注汽压力比地层的破裂压力高0.3～0.5MPa。
17.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S20中，停止向所述注汽井注入蒸汽后，焖井2～7天。
18.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S30中，向所述注汽井注入蒸汽的注汽速度为60～80吨/天。
19.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S30中，向所述生产井注入蒸汽的注汽速度为50～70吨/天。
20.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S30中，所述注汽井与所述生产井的井间压差小于或者等于0.5MPa。
21.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，所述降粘剂为二甲苯或者二甲苯与柴油的混合物。
22.根据权利要求1至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，所述降粘剂的注入量与所述生产井的水平段的井筒的容积相同。
23.根据权利要求2至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50中，向所述注汽井注入的蒸汽的干度大于80％。
24.根据权利要求2至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50中，向所述注汽井注入蒸汽的注汽速度为150～200吨/天。
25.根据权利要求2至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50中，向所述注汽井注入蒸汽的注汽强度为5～10吨/米。
26.根据权利要求2至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50中，向所述注汽井注入蒸汽的注汽压力比地层的破裂压力低10％～15％。
27.根据权利要求2至8中任一项所述的开采方法，其特征在于，在所述步骤S50中，停止向所述注汽井注入蒸汽后，焖井2～3天。
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