CN112901127A - 超稠油油藏多分支sagd储层扩容采油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种超稠油油藏多分支SAGD储层扩容采油的方法。方法包括以下步骤：步骤S10：选择采用多分支SAGD开采的超稠油油藏区，对分支注汽水平井及生产水平井井筒周围储层进行扩容改造；步骤S20：对分支注汽水平井及生产水平井同时进行等压注蒸汽循环，蒸汽循环压力大于岩石的最小主应力，使分支注汽水平井的分支部分的周围扩容带与生产水平井的主井眼间形成泄油通道；步骤S30：在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，使分支部分的周围扩容带与生产水平井间形成泄油通道后，转为SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束。提高采油速度的作用即提高了采油的效率，解决了非均质储层采油速度低，夹层上方剩余油难以动用的问题。
Description
技术领域
本发明涉及油田中的超稠油油藏的开采技术领域，具体而言，涉及一种超稠油油藏多分支SAGD储层扩容采油的方法。
背景技术
SAGD技术，即蒸汽辅助重力泄油技术是1978年加拿大Bulter教授所发明，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主要原理是在油层底部部署纵向平行的2口水平井，从上部水平井向油层连续注蒸汽加热油层和原油，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，从油层下部的水平生产水平井中采出。而在这种注采方式下，原油主要靠重力作用泄流，当垂向上遇到夹隔层等渗流屏障时，将严重制约蒸汽腔的扩展，降低泄油效率降低，导致整体生产效果变差。针对非均质储层稠油油藏开采，提出多分支注汽水平井SAGD，通过上翘分支穿过夹层，以达到波及夹层上方原油，提高蒸汽腔扩展速度的目的，但目前多分支SAGD操控仍是遵循常规双水平SAGD循环预热及生产的操作方式，分支周围原油很难建立泄油通道，使分支作用不明显。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种超稠油油藏多分支SAGD储层扩容采油的方法，以解决现有技术中超稠油采油效率低的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种超稠油油藏多分支SAGD储层扩容采油的方法，所述方法包括以下步骤：步骤S10：选择采用多分支SAGD开采的超稠油油藏区，对分支注汽水平井及生产水平井井筒周围储层进行扩容改造；步骤S20：对分支注汽水平井及生产水平井同时进行等压注蒸汽循环，蒸汽循环压力大于岩石的最小主应力，使分支注汽水平井的分支部分的周围扩容带与生产水平井的主井眼间形成泄油通道；步骤S30：在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，使分支部分的周围扩容带与生产水平井间形成泄油通道后，转为SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束。
进一步地，在步骤S10中，多分支SAGD为在双水平井SAGD的分支注汽水平井水平段上连通多个注汽分支以形成分支注汽水平井的分支部分，分支部分位于主井眼的两侧，与主井眼呈一定角度并朝向斜上方延伸，主井眼水平段长度为L1，其中，400m≤L1≤600m，单个分支部分的长度为L2，其中，50m≤L2≤100m，分支部分在水平方向上偏移主井眼最大距离为20m，分支部分在竖直方向上偏移主井眼最大距离为5m。
进一步地，在步骤S10中，对多分支SAGD的分支注汽水平井及生产水平井进行带压洗井，洗井循环过程中控制地面返出的液体的液压力低于1MPa，在该压力范围内吸水能力低于50L/min，若初期吸水能力明显高于50L/min，则油层可能存在天然裂缝，需进行封堵处理，若试注过程吸水正常，则进入正常扩容阶段。
进一步地，在步骤S20中，以压力为主控参数，注入量作为辅助控制参数，缓慢提高井底压力，以达到增加分支注汽水平井及生产水平井周围的含水饱和度，其中，注蒸汽的净注入速度在30L/min～70L/min之间，最大井底压力不大于最小主应力0.5MPa。
进一步地，在步骤S20中，通过提高注蒸汽的注入量提高井底压力，使分支注汽水平井与生产水平井的井筒周围扩容区范围逐渐变大，结合实时施工数据进行扩容半径分析计算，根据井轨迹实际偏移情况及井间储层物性变化，控制扩容范围，此阶段井底最高压力低于破裂压力0.5MPa以下。
进一步地，在步骤S20中，分支注汽水平井与生产水平井计算扩容半径之和等于两井间距离时，停止注蒸汽作业，进行连通判断：分支注汽水平井持续注入70℃～80℃的水，生产水平井闷井，分析生产水平井的井下测温点的温度变化，若井下测温点的温度超过水平段80％时，达到连通要求，若井下测温点的温度小于80％，继续扩容。
进一步地，在步骤S20中，首先对分支注汽水平井及生产水平井进行均匀等压循环预热，此阶段，分支注汽水平井与生产水平井的井底注汽压力保持一致，注蒸汽的压力不大于地层压力0.5MPa，采注比控制在0.9至1.1之间，通过不间断热传导，逐渐在分支注汽水平井和生产水平井的水平段附近形成温度较高、原油粘度相对较低的区域，以建立分支部分周围扩容带与主井眼间泄油通道。
进一步地，在步骤S20中，对分支注汽水平井及生产水平井进行均衡增压预热，此阶段，随分支注汽水平井和生产水平井的水平段的井筒附近高温区的不断扩展，当分支注汽水平井与生产水平井的井间温度在80℃-100℃之间时，开始均衡逐步提升分支注汽水平井和生产水平井的井底注汽压力，注汽压力小于地层破裂压力0.5MPa，采注比控制在0.80～0.85。
进一步地，在步骤S40中，逐渐在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，最大压差控制在0.5MPa以内，分支注汽水平井周围原油开始向生产水平井流动，使分支部分周围扩容带与生产水平井间逐渐形成泄油通道后，进行连通判断。
进一步地，在步骤S40中，连通判断满足转SAGD生产条件后，转入SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束，其中，满足转SAGD生产条件包括分支注汽水平井与生产水平井的井间温度达到预设值，以及分支注汽水平井与生产水平井中的原有的黏度达到预设值。
应用本发明的技术方案，通过对分支注汽水平井及生产水平井的井筒周围储层，通过控制循环压力，建立了分支部分轨迹周围扩容带的泄油通道，强化了多分支SAGD增加蒸汽波及范围，提高采油速度的作用即提高了采油的效率，解决了非均质储层采油速度低，夹层上方剩余油难以动用的问题。
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示出了根据本发明的多分支SAGD扩容改造示意图；
图2示出了根据本发明的多分支SAGD等压循环阶段汽腔发育示意图；
图3示出了根据本发明的多分支SAGD微压差循环阶段汽腔发育示意图；
图4示出了根据本发明的超稠油油藏多分支SAGD储层扩容采油的方法的流程框图。
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发明。
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术语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例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、***、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
现在，将参照附图更详细地描述根据本申请的示例性实施方式。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，在附图中，为了清楚起见，有可能扩大了层和区域的厚度，并且使用相同的附图标记表示相同的器件，因而将省略对它们的描述。
结合图1至图4所示，根据本申请的具体实施例，提供了一种超稠油油藏多分支SAGD储层扩容采油的方法。
具体地，该方法包括以下步骤：步骤S10：选择采用多分支SAGD开采的超稠油油藏区，对分支注汽水平井及生产水平井井筒周围储层进行扩容改造；步骤S20：对分支注汽水平井及生产水平井同时进行等压注蒸汽循环，蒸汽循环压力大于岩石的最小主应力，使分支注汽水平井的分支部分的周围扩容带与生产水平井的主井眼间形成泄油通道；步骤S30：在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，使分支部分的周围扩容带与生产水平井间形成泄油通道后，转为SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束。其中，主井眼指的是生产水平井的水平段。
在本实施例中，通过对分支注汽水平井及生产水平井的井筒周围储层，通过控制循环压力，建立了分支部分轨迹周围扩容带的泄油通道，强化了多分支SAGD增加蒸汽波及范围，提高采油速度的作用，解决了非均质储层采油速度低，夹层上方剩余油难以动用的问题。
其中，在步骤S10中，多分支SAGD为在双水平井SAGD的分支注汽水平井水平段上连通多个注汽分支以形成分支注汽水平井的分支部分，分支部分位于主井眼的两侧，与主井眼呈一定角度并朝向斜上方延伸，主井眼水平段长度为L1，其中，400m≤L1≤600m，单个分支部分的长度为L2，其中，50m≤L2≤100m，分支部分在水平方向上偏移主井眼最大距离为20m，分支部分在竖直方向上偏移主井眼最大距离为5m。
进一步地，在步骤S10中，对多分支SAGD的分支注汽水平井及生产水平井进行带压洗井，洗井循环过程中控制地面返出的液体的液压力低于1MPa，在该压力范围内吸水能力低于50L/min，若初期吸水能力明显高于50L/min，则油层可能存在天然裂缝，需进行封堵处理，若试注过程吸水正常，则进入正常扩容阶段。
在步骤S20中，以压力为主控参数，注入量作为辅助控制参数，缓慢提高井底压力，以达到增加分支注汽水平井及生产水平井周围的含水饱和度，以改善井周的物性均匀性的目的，其中，注蒸汽的净注入速度在30L/min～70L/min之间，最大井底压力不大于最小主应力0.5MPa。
进一步地，在步骤S20中，通过提高注蒸汽的注入量提高井底压力，使分支注汽水平井与生产水平井的井筒周围扩容区范围逐渐变大，结合实时施工数据进行扩容半径分析计算，根据井轨迹实际偏移情况及井间储层物性变化，控制扩容范围，此阶段井底最高压力低于破裂压力0.5MPa以下。
在步骤S20中，分支注汽水平井与生产水平井计算扩容半径之和等于两井间距离时，停止注蒸汽作业，进行连通判断：分支注汽水平井持续注入70℃～80℃的水，生产水平井闷井，分析生产水平井的井下测温点的温度变化，若井下测温点的温度超过水平段80％时，达到连通要求，若井下测温点的温度小于80％，继续扩容。
进一步地，在步骤S20中，首先对分支注汽水平井及生产水平井进行均匀等压循环预热，此阶段，分支注汽水平井与生产水平井的井底注汽压力保持一致，注蒸汽的压力不大于地层压力0.5MPa，采注比控制在0.9至1.1之间，通过不间断热传导，逐渐在分支注汽水平井和生产水平井的水平段附近形成温度较高、原油粘度相对较低的区域，以建立分支部分周围扩容带与主井眼间泄油通道。
对分支注汽水平井及生产水平井进行均衡增压预热，此阶段，随分支注汽水平井和生产水平井的水平段的井筒附近高温区的不断扩展，当分支注汽水平井与生产水平井的井间温度在80℃-100℃之间时，开始均衡逐步提升分支注汽水平井和生产水平井的井底注汽压力，注汽压力小于地层破裂压力0.5MPa，采注比控制在0.80～0.85。
在步骤S40中，逐渐在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，最大压差控制在0.5MPa以内，分支注汽水平井周围原油开始向生产水平井流动，使分支部分周围扩容带与生产水平井间逐渐形成泄油通道后，进行连通判断。连通判断满足转SAGD生产条件后，转入SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束，其中，满足转SAGD生产条件包括分支注汽水平井与生产水平井的井间温度达到预设值，以及分支注汽水平井与生产水平井中的原有的黏度达到预设值。
采用多分支SAGD分支井眼可以削弱夹层对SAGD的制约，对分支井进行储层扩容可以强化分支作用，增加分支轨迹的影响范围，提高蒸汽腔发育速度，增加蒸汽腔泄油面积。按常规SAGD开发方式操作，多分支SAGD分支只能起到注汽作用，很难形成有效泄油通道，分支作用不明显。而多分支SAGD储层扩容后进行高压循环可使分支轨迹周围扩容带建立泄油通道，形成“小腔体”，加快蒸汽波及速度，有效动用夹层上方剩余油，大幅提高强非均质储层采油速度。如图1所示，分支注汽井即分支注汽水平井上具有4个分支部分。图2和图3中的生产井为生产水平井。
具体地，在本申请的一个具体的实施例中，包括以下步骤：
1、进行油藏粗筛选，所选油层埋深580m，连续油层厚度22m，油层孔隙度0.31，水平渗透率1200mD，垂直渗透率与水平渗透率比值0.7，含油饱和度0.72，油层局部发育不连续的泥岩，50℃条件下脱气原油粘度4.5万厘泊。
2、在该油藏SAGD井距为70m，水平段长度500m，生产水平井距油层底部2m，注汽水平井与生产水平井间距5m，其中注汽井为多分支井，4个分支交错分布于注汽水平井主井眼两侧，与主井眼呈一定角度向斜上方延伸，单个分支长度100m，平面上分支段偏移主井眼最大距离为20m，垂向上分支段偏移主井眼最大距离为5m。
3、首先对上下两水平井进行井筒低压扩容，净注入速度在60L/min左右，最大井底压力大于最小主应力0.2MPa；之后，进一步提高井底压力，最高压力低于破裂压力0.5MPa，计算扩容半径之和等于两井间距离时，停止操作。
4、对分支注汽井及生产水平井进行均匀等压循环预热，注汽井与采油井井底注汽压力保持一致，均大于地层压力0.5MPa，采注比控制在1.0左右，当注汽井与采油井间原油黏度逐渐降低至1000MPa·s左右，开始均衡逐步提升注汽井和采油井的井底操作压力，小于地层破裂压力0.5MPa，采注比控制在0.80～0.85进一步提升蒸汽腔温度，降低原油粘度，促进原油流动。
5、逐渐在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，最大压差控制在0.5MPa，之后进行连通判断，满足条件后，转入SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束。
与常规SAGD相比，峰值产油量由25t/d上升至32t/d，采油速度提高50％，采收率提高7.2％，油汽比提高0.04。
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。
除上述以外，还需要说明的是在本说明书中所谈到的“一个实施例”、“另一个实施例”、“实施例”等，指的是结合该实施例描述的具体特征、结构或者特点包括在本申请概括性描述的至少一个实施例中。在说明书中多个地方出现同种表述不是一定指的是同一个实施例。进一步来说，结合任一实施例描述一个具体特征、结构或者特点时，所要主张的是结合其他实施例来实现这种特征、结构或者特点也落在本发明的范围内。
在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。
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 (10)
1.一种超稠油油藏多分支SAGD储层扩容采油的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
步骤S10：选择采用多分支SAGD开采的超稠油油藏区，对分支注汽水平井及生产水平井井筒周围储层进行扩容改造；
步骤S20：对分支注汽水平井及生产水平井同时进行等压注蒸汽循环，蒸汽循环压力大于岩石的最小主应力，使分支注汽水平井的分支部分的周围扩容带与生产水平井的主井眼间形成泄油通道；
步骤S30：在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，使分支部分的周围扩容带与生产水平井间形成泄油通道后，转为SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S10中，多分支SAGD为在双水平井SAGD的分支注汽水平井水平段上连通多个注汽分支以形成分支注汽水平井的分支部分，分支部分位于主井眼的两侧，与主井眼呈一定角度并朝向斜上方延伸，主井眼水平段长度为L1，其中，400m≤L1≤600m，单个分支部分的长度为L2，其中，50m≤L2≤100m，分支部分在水平方向上偏移主井眼最大距离为20m，分支部分在竖直方向上偏移主井眼最大距离为5m。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S10中，对多分支SAGD的分支注汽水平井及生产水平井进行带压洗井，洗井循环过程中控制地面返出的液体的液压力低于1MPa，在该压力范围内吸水能力低于50L/min，若初期吸水能力明显高于50L/min，则油层可能存在天然裂缝，需进行封堵处理，若试注过程吸水正常，则进入正常扩容阶段。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S20中，以压力为主控参数，注入量作为辅助控制参数，缓慢提高井底压力，以达到增加分支注汽水平井及生产水平井周围的含水饱和度，其中，注蒸汽的净注入速度在30L/min～70L/min之间，最大井底压力不大于最小主应力0.5MPa。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S20中，通过提高注蒸汽的注入量提高井底压力，使分支注汽水平井与生产水平井的井筒周围扩容区范围逐渐变大，结合实时施工数据进行扩容半径分析计算，根据井轨迹实际偏移情况及井间储层物性变化，控制扩容范围，此阶段井底最高压力低于破裂压力0.5MPa以下。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S20中，分支注汽水平井与生产水平井计算扩容半径之和等于两井间距离时，停止注蒸汽作业，进行连通判断：分支注汽水平井持续注入70℃～80℃的水，生产水平井闷井，分析生产水平井的井下测温点的温度变化，若井下测温点的温度超过水平段80％时，达到连通要求，若井下测温点的温度小于80％，继续扩容。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S20中，首先对分支注汽水平井及生产水平井进行均匀等压循环预热，此阶段，分支注汽水平井与生产水平井的井底注汽压力保持一致，注蒸汽的压力不大于地层压力0.5MPa，采注比控制在0.9至1.1之间，通过不间断热传导，逐渐在分支注汽水平井和生产水平井的水平段附近形成温度较高、原油粘度相对较低的区域，以建立分支部分周围扩容带与主井眼间泄油通道。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S20中，对分支注汽水平井及生产水平井进行均衡增压预热，此阶段，随分支注汽水平井和生产水平井的水平段的井筒附近高温区的不断扩展，当分支注汽水平井与生产水平井的井间温度在80℃-100℃之间时，开始均衡逐步提升分支注汽水平井和生产水平井的井底注汽压力，注汽压力小于地层破裂压力0.5MPa，采注比控制在0.80～0.85。
9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，
在步骤S40中，逐渐在分支注汽水平井及生产水平井间建立微压差，最大压差控制在0.5MPa以内，分支注汽水平井周围原油开始向生产水平井流动，使分支部分周围扩容带与生产水平井间逐渐形成泄油通道后，进行连通判断。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，
在步骤S40中，连通判断满足转SAGD生产条件后，转入SAGD生产，调节多分支SAGD井组注采参数，直至生产结束，其中，满足转SAGD生产条件包括分支注汽水平井与生产水平井的井间温度达到预设值，以及分支注汽水平井与生产水平井中的原有的黏度达到预设值。
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