CN114592847A - 一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油藏开采技术领域，特别是涉及一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法。本发明所述方法在油藏开采区域内设置相向部署的水平注气井和水平生产井组成一组生产井组。同组井对部署在同一竖直剖面，在竖直方向进行湿式燃烧。在井对间进行多轮次蒸汽吞吐，随后转入循环预热以实现两口水平井之间的热联通。之后在注气井注富氧空气并点火，当达到燃烧稳定状态后随后注入空气与水的混合流体，实现竖直方向的湿式火驱。本发明所提出的开发方法极大提升了稠油油藏的采油速度并改善了火驱采油中平面与纵向波及程度不均匀的问题，最终实现厚层油藏中稠油的高速稳定开采。
Description
技术领域
本发明属于油藏开采技术领域，特别是涉及一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法。
背景技术
世界油气资源中稠油占有较大比例，是石油烃类能源中的重要组成部分。据统计，世界上稠油、超稠油和天然沥青的可采储量约为1000×108t。稠油的开采潜力很大，随着轻质油的开采储量越来越少，稠油开采所占比例将会越来越大。我国稠油资源普遍具有埋藏深、油层薄、原油性质分布范围广的突出特点。按埋藏深度分类，超过1300m的特深层储量占探明储量的42.92％，900～1300m的深层占41.39％，600～900m的中深层占15.69％；已开发动用的地质储量7.3633×108t，43％的储量属于特深层，37.9％的储量属于深层，18.4％的储量属于中深层，如何有效开采深厚层稠油油藏是许多国家石油行业面临着的一个技术难题。
SAGD即蒸汽辅助重力泄油，是开发稠油油藏的一项技术，也是实现稠油和油砂开采的有效技术，但其应用效果受地质因素(储层厚度、页岩夹层、贫油层等)的影响较大。为了克服不利地质因素的影响，提高SAGD技术在不同地质条件下的应用效果，过热蒸汽辅助SAGD、溶剂辅助SAGD、氮气辅助SAGD、二氧化碳辅助SAGD、烟道气辅助SAGD和燃烧辅助重力泄油(CAGD)等多种变型的SAGD技术被提出。其中，将原位燃烧技术与传统SAGD相结合而提出的燃烧辅助重力泄油(CAGD)技术就是其中之一。
原位燃烧技术(In Situ Combustion，又称火烧油层技术)是指将空气注入到油层中，使油层在地下部分燃烧而产生驱替剩余原油驱动力的驱油技术，因其低成本和明显的驱油效果，被誉为提高采收率发展过程中的“里程碑”。为解决火烧油层开发过程中出现的油藏纵向动用不均问题，作为传统直井火烧油层技术改进方案的直井-水平井火烧油层(Toe to Heel Air Injection，THAI)被提出。THAI开发方法包括一个水平生产井，一个或者多个距离水平井尾部一定距离的垂直注气井；可以大幅提高重油、油砂的采收率。但是燃烧前缘推进方向难以控制，造成平面及纵向波及系数低，导致采收率低。若能将SAGD的开发特点与火驱结合，充分利用火驱作用下稠油降粘，实现燃烧辅助重力泄油开发，将改善厚油藏稠油开发效果。
中国发明专利CN107939373B公开了一种新型火烧油层开发的井网结构及方法，该方法采用两口水平双分支鱼骨井作为生产井，在两口水平双分支鱼骨井中间上方安置两口直井作为注气井，在两口水平双分支鱼骨井外侧上方分别安置两口排气井。水平双分支鱼骨井含有垂直段和水平段，水平段处具有侧向分支井。两口水平鱼骨井平行排列，两口注气直井和四口排气井都平行于水平双分支鱼骨井。该发明主要用于缓解现有传统火烧油层井网易发生气体超覆的现象，提高稠油油藏采收率。
中国发明专利CN103089230B一种溶剂辅助火驱重力泄油开采油藏的方法，所述方法包括如下步骤：(1)在油藏开采区域内设置水平生产井和垂直注入井注采井网：在同一油层的同一垂直剖面设置水平生产井和垂直注入井，组成一注采井组；(2)在步骤(1)的油层的相邻注采井组之间，设置注溶剂水平井。该专利主要通过溶剂对原油的溶解降黏作用，使注采井组水平生产井侧翼的油层黏度大幅度降低，从而采收率高；此外，由于水平段侧翼溶剂腔对火线的横向牵引作用，大量空气随燃烧带向侧翼扩展，因此降低了空气直接窜入生产井底从而发生的安全风险。
中国发明专利CN105221131B公开了SAGD与火驱连用的采油方法，所述方法包括：布置井网，向所有油井注入高温蒸汽吞吐预热油层；向第一直井和第二直井内注入空气，其余油井内注入高温蒸汽加热油层后，停止注蒸汽；其余油井排放尾气；向第二直井内持续注入空气，并下入点火器，引燃油层产生流动油，同时第一直井持续注入高温蒸汽，高温蒸汽与油层中的稠油发生热交换产生流动油，第一水平井和第二水平井承接在自身重力作用下流入第一水平井和第二水平井内的流动油，并将流动油举升至地面。
其通过布置第一水平井、第二水平井、第一直井、以及四个第二直井，从而形成井网，所述第一水平井位于油层中，且具有穿出地层的第一竖直段和第二竖直段，所述第一竖直段和所述第二竖直段之间具有与所述第一竖直段和所述第二竖直段相连通的第一水平段；所述第二水平井位于油层中，且具有穿出地层的第三竖直段和第四竖直段，所述第三竖直段和所述第四竖直段之间具有与所述第三竖直段和所述第四竖直段相连通的第二水平段，所述第二水平段设置在所述第一水平段的上方或下方，且与所述第一水平段相错开；所述第一直井伸入所述油层中，且设置在所述第一水平段与所述第二水平段相交处的上方；所述第二直井伸入所述油层中，且相紧邻的两个所述第二直井均位于所述第一水平井或第二水平井的其中一个竖直段的两侧。显然，该井网布置较为复杂。
发明内容
本发明主要目的是提供一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法，本发明方法能够更好地帮助燃烧腔的形成和燃烧前缘的稳定推进，实现厚层油藏中稠油的高效高速开采，从而克服现有技术的不足。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法，其包括以下步骤：
优选稠油油藏，部署井组；
同组生产井与注气井进行多轮次蒸汽吞吐；
循环预热；
注气井注富氧空气并点火；
注入空气与水的混合流体，实现竖直方向的湿式火驱。
进一步地，井组部署方法：在油藏开采区域内设置相向部署的水平注气井和水平生产井组成一组生产井组；同组注气井和生产井部署在同一竖直剖面，在竖直方向进行湿式燃烧；生产井与采油管连接，注气井与注气管线连接。
更进一步地，注气井和生产井的水平段相向延伸，并对齐。
更进一步地，注气管沿程设置射孔或割缝，射孔沿气体行进方向逐步趋密，在注气井井水平段尾端转化为割缝，以实现近似均匀配汽。
更进一步地，采油管与注气管的水平段长度为300-500m，相邻两个注采井组生产井的水平段横向距离30-50m，采油管的水平段位于油层底部，距油层底界2.5-5m，注气管水平段位于采油管水平段上方10-15m。
进一步地，所述油藏原油黏度为10000～1000000厘泊；油藏单层厚度为30-40m。
进一步地，循环预热方式选择电加热，当两口井之间形成热联通之后，经注气井向油藏注入体积分数90％以上的富氧空气，并用电点火装置点燃油层；
进一步地，所述富氧空气由氧气和氮气按体积比1:1组成。
进一步地，注气井连续注入空气与水的混合流体，注气量为3000-10000方/天；生产井连续生产；注气压力与井底流压之间的压差ΔP满足:0.3MPa<ΔP<0.7MPa。
进一步地，混合流体中水与空气的体积比为：1:150-200。
进一步地，根据产出气中的氧气含量调整混合流体中注气压力:当氧气含量≥10％时，注气井注汽速度下降10％；产出气中氧气含量下降到0％时，注气井注气速度提升15％。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1.本发明所述方法在原有SAGD井网基础之上，注汽管沿程设置非均匀割缝/射孔，以近似实现均匀配汽，同时在地面增设一套注空气装置，即可燃烧辅助重力泄油。本发明方法对装置要求低，开发步骤简单。
本发明方法采用特定方位的水平井让空气在地层中的分布区域更宽，形成更大的燃烧腔。与传统SAGD相比，在原油生产量相同的前提下，采用本发明方法产生的累积汽油比低。
除早期外，本发明所述开发方式不受水平方向非均质性的影响，且开发速度明显快于传统水平井对SAGD，且开发周期内产油稳定性远强于直井火烧油层。
本发明所述开发方法通过火烧油层驱动的稠油热解和水热裂解也实现了原油改质降黏，采出油的API会有所提升。
综上所述，本发明所述开发方法极大提升了稠油油藏的采油速度并改善了火驱采油中平面与纵向波及程度不均匀的问题，最终实现厚层油藏中稠油的高速稳定开采。
附图说明
构成本发明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为本发明一具体实施例所述井组部署示意图；
图2为本发明一具体实施例所述方法燃烧腔扩展示意图；
图3为本发明一具体实施例所述基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法的流程图。
其中，1注气管；2油藏；3射孔/割缝；4燃烧腔；5抽油泵；6蒸汽层；7采油管。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
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发明的示例性实施方式。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、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
实施例1
基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发井组部署方法：
如图1，首先在稠油油藏开采区域内设置相邻两对采油管7与注气管1注采井网，具体而言，在同一油层的同一垂向剖面部署一对水平井，注气井和生产井的水平段相向延伸，并几乎完全对齐，注气管1沿程设置射孔/割缝3，射孔沿气体行进方向逐步趋密，在注气井井水平段尾端转化为割缝，以实现近似均匀配汽。
采油管7与注气管1的水平段长度为300米，相邻两个注采井组生产井的水平段横向距离30米，采油管7的水平段位于油层底部，距油层底界2.5米，注气管1水平段位于采油管7水平段上方10米。
实施例2
如图3所示，一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法，包括以下步骤：
其包括以下步骤：
1)优选稠油油藏，按实施例1所述方法部署井组；所述油藏原油黏度为10000～1000000厘泊；油藏单层厚度为30-40m。
2)同组生产井与注气井进行多轮次蒸汽吞吐。
3)循环预热；循环预热方式选择电加热。
4)注气井注富氧空气并点火：当两口井之间形成热联通之后，经注气井向油藏注入体积分数90％以上的富氧空气，并用电点火装置点燃油层。
所述富氧空气由氧气和氮气按体积比1:1组成。
5)注入空气与水的混合流体，实现竖直方向的湿式火驱。
注气井连续注入空气与水的混合流体，注气量为3000-10000方/天；生产井连续生产；注气压力与井底流压之间的压差ΔP满足:0.3MPa<ΔP<0.7MPa。
混合流体中水与空气的体积比为：1:150-200。
根据产出气中的氧气含量调整混合流体中注气压力:当氧气含量≥10％时，注气井注汽速度下降10％；产出气中氧气含量下降到0％时，注气井注气速度提升15％。
结束生产，关闭注气井与生产井。
实施例3
一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法，包括以下步骤：
1)优选一块稠油油藏，原始油藏温度为37℃，平均埋深500m，油层温度下脱气原油黏度为200000厘泊，油藏有效厚度40米。按实施例1所述方法部署井组。
2)注气井开始连续蒸汽吞吐6个周期，吞吐参数如下：第一周期蒸汽注入量1500吨，第二周期1800吨，第三周期1800吨，第四周期2400吨，第五周期2400吨，第六周期2400吨；周期焖井时间3天；周期回采生产时间30天，第一、二周期采注比1.3，第三、四周期采注比1.4，第五、六周期采注比1.5。
3)注气井吞吐结束后，转循环预热，循环预热方式选择电加热；
4)当两口井之间形成热联通之后，经注气井向油藏注入体积分数90％以上的富氧空气，共计500-700方，并用电点火装置点燃油层；
5)注气井连续注入空气与水的混合流体，注气量为3000-10000方/天，注气井井底压力4MPa；水平井连续生产，井底生产流压控制在3.7MPa，二者数值差确定为0.3MPa。
热油和冷凝水在重力作用下从泄油通道流入井筒前段并被抽油泵5提升至地面，从而达到稠油开采目的。
连续监测水平生产井产出气中的氧气含量，每两小时监测一次。当氧气含量上升到10％时，注气井注汽速度下降10％；产出气中氧气含量下降到0％时，注气井注气速度提升15％。
结束生产，关闭注气井与生产井。
如图2所示，采用本实施例方法能够更好地帮助燃烧腔的形成。本发明提出的开发方法提供了与直井火烧油层不同的燃烧架构。燃烧方向为自上到下，以便充分利用热油的中立泄油效果，实现稠油高速高效开采。与传统的直井火烧油层相比，本发明方法的生产曲线较为平稳，积油现象不明显。
本发明所述开发方法在干净的McMurray通道砂中的性能(按开采速度衡量)超过传统直井火烧油层的4倍。除早期外，在垂直渗透率在0.4至2.0达西范围内波动的均质砂岩中，本发明的纵向和横向波及并未出现不均。而在上述情况中，传统直井火烧油层的石油生产速度和累计汽油比会出现显著的性能损失。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种基于燃烧辅助重力泄油的厚层油藏稠油开发方法，其特征在于，包括以下步骤：
优选稠油油藏，部署井组；
同组生产井与注气井进行多轮次蒸汽吞吐；
循环预热；
注气井注富氧空气并点火；
注入空气与水的混合流体，实现竖直方向的湿式火驱。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，井组部署方法：在油藏开采区域内设置相向部署的水平注气井和水平生产井组成一组生产井组；同组注气井和生产井部署在同一竖直剖面，在竖直方向进行湿式燃烧；生产井与采油管连接，注气井与注气管线连接。
3.根据权利要求2所述方法，其特征在于，注气井和生产井的水平段相向延伸，并对齐。
4.根据权利要求2所述方法，其特征在于，注气管沿程设置射孔或割缝，射孔沿气体行进方向逐步趋密，在注气井井水平段尾端转化为割缝，以实现近似均匀配汽。
5.根据权利要求2所述方法，其特征在于，采油管与注气管的水平段长度为300-500m，相邻两个注采井组生产井的水平段横向距离30-50m，采油管的水平段位于油层底部，距油层底界2.5-5m，注气管水平段位于采油管水平段上方10-15m。
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏原油黏度为10000～1000000厘泊；油藏单层厚度为30-40m。
7.根据权利要求1所述方法，其特征在于，循环预热方式选择电加热，当两口井之间形成热联通之后，经注气井向油藏注入体积分数90％以上的富氧空气，并用电点火装置点燃油层；
优选地，所述富氧空气由氧气和氮气按体积比1:1组成。
8.根据权利要求1所述方法，其特征在于，注气井连续注入空气与水的混合流体，注气量为3000-10000方/天；生产井连续生产；注气压力与井底流压之间的压差ΔP满足:0.3MPa<ΔP<0.7MPa。
9.根据权利要求8所述方法，其特征在于，混合流体中水与空气的体积比为：1:150-200。
10.根据权利要求1所述方法，其特征在于，根据产出气中的氧气含量调整混合流体中注气压力:当氧气含量≥10％时，注气井注汽速度下降10％；产出气中氧气含量下降到0％时，注气井注气速度提升15％。
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