CN115749707A - 一种多分支水平井辅助sagd开采超稠油的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于稠油开采技术领域，具体涉及一种多分支水平井辅助SAGD开采超稠油的方法。该开采方式可大幅度提高超稠油的采油速度、采收率及油汽比。首先选择适合双水平井SAGD开采的超稠油油藏，在两组相邻SAGD井组间钻一口二级分支水平井，先对二级分支水平井进行储层改造，之后注入溶剂、浸泡；同时，SAGD生产2‑3年后，蒸汽腔发育至油藏顶部，二级分支水平井进行吞吐启动；当二级分支水平井与SAGD蒸汽腔建立热连通后，二级分支水平井转持续生产；最后调节SAGD井组、二级分支水平井注采参数，形成注采平衡，持续生产直至结束。该方法能够大幅度提高超稠油的采油速度、采收率及油汽比。
Description
技术领域
本发明属于稠油开采技术领域，具体涉及一种多分支水平井辅助SAGD开采超稠油的方法。
背景技术
双水平井SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术)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。
如中国专利申请CN104265253A公开一种稠油油藏SAGD开采方法，它包括在稠油油藏上开设第一SAGD井组，对第一SAGD井组进行预热并注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；当第一SAGD井组的蒸汽腔上升到油层顶部时，开设第二SAGD井组；当第一SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向第一SAGD井组中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞；当第一SAGD井组的蒸汽腔处于下降阶段时，向第二SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；当第一SAGD井组生产结束，第二SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向第二SAGD井组交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力。
另有中国专利申请CN111364961A提供了一种超稠油SAGD开采方法，包括如下步骤：步骤S10，设置注汽井和生产井，且注汽井和生产井均延伸至超稠油储层；步骤S20，通过注汽井和/或生产井向超稠油储层内通入蒸汽，以在超稠油储层内形成蒸汽腔；步骤S30，确定超稠油储层内夹层的位置，并设置工具下放井，且使工具下放井延伸至夹层的位置处；步骤S40，将喷射工具通过工具下放井下入至夹层位置处；步骤S50，通过喷射工具对夹层喷射含砂流体，以使夹层内部形成裂缝，并使蒸汽腔通过裂缝突破夹层。
而在这种注采方式下，原油主要靠重力作用泄流，横向扩展驱动力较弱，特别是储层非均值性较强的储层，在SAGD生产后期相邻蒸汽腔之间容易形成三角形冷油滞留区无法开采。同时常规SAGD生产周期一般为15年左右，在生产后期产油量低，蒸汽消耗量大，导致整个SAGD生产过程累积油气比低，经济性不佳。
本发明的目的在于提供一种二级多分支水平井与SAGD井两种方式相结合的快速开采超稠油油藏的改进SAGD方法，该开采方式可通过辅助分支井动用传统SAGD井组间的三角冷油区，解决现有技术采油速度低、井组间三角形冷油滞留区无法动用的问题，大幅度提高超稠油的采油速度、采收率及油汽比。
发明内容
为克服以上技术问题，本发明提供了一种多分支水平井辅助SAGD开采超稠油的方法，该开采方式可大幅度提高超稠油的采油速度、采收率及油汽比。
为实现以上目的，本发明提供的技术方案如下：
一种多分支水平井辅助SAGD开采超稠油的方法，包括以下步骤：
(1)选择超稠油油藏；
(2)在两组相邻SAGD井组间钻一口二级分支水平井；
(3)对二级分支水平井进行储层改造后，注入溶剂、浸泡；
(4)SAGD生产2-3年后，蒸汽腔发育至油藏顶部，二级分支水平井进行吞吐启动；
(5)二级分支水平井与SAGD蒸汽腔建立热连通后，二级分支水平井转持续生产；
(6)调节SAGD井组、二级分支水平井注采参数，形成注采平衡，持续生产直至结束。
优选地，步骤(1)中，所述超稠油油藏的连续油层厚度>10m，油层孔隙度>0.2，水平渗透率>500mD，垂直渗透率与水平渗透率比值>0.5，含油饱和度>0.40，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层。
优选地，步骤(2)中，SAGD井由上下平行的两口水平井组成，上部为注汽水平井，下部为生产水平井，SAGD井距为70-80m，生产水平井距油层底部1-2m，注汽水平井与生产水平井间距4-6m，二级分支水平井主井眼水平面上位于两组SAGD井中间，纵向上二级分支水平井主井眼位置与SAGD生产水平井平齐，水平井主井段水平段长度与SAGD井相同，为400-600m。
优选地，步骤(2)中，二级分支水平井为在辅助水平井水平段上连通多个一级注汽井分支，每个一级分支上在连通至少一个二级注汽井分支，其中一级注汽井分支位于注汽水平井主井眼两侧，与主井眼呈0-90度向斜上方延伸，主井眼水平段长度400-600m，每个一级分支长度50-100m，一级注汽井分支水平面上分支段偏移主井眼最大距离为15-25m，垂直方向上分支段偏移主井眼最大距离为3-8m。
优选地，步骤(2)中，二级注汽井分支与一级注汽井分支呈0-90度沿主井眼方向延伸，每个二级注汽井分支长度50-100m，二级注汽井分支与主井眼水平面上分支段偏移最大距离为20m，垂向上与主井眼最大距离为5m，且平行于主井眼；主井眼以筛管完井，一级注汽井分支、二级注汽井分支均为裸眼完井。
优选地，所述二级分支起始于一级分支中部，二级分支平行于主井眼，且与主井眼延伸方向相同。
优选地，步骤(3)中，所述储层改造过程中，向二级分支水平井注入热污水，以控制压力参数和注入量，提高井底压力，以达到增加井周的含水饱和度，改善井周的物性均匀性的目的，其中，最大井底压力-最小主应力≤0.5MPa；提高注入量进一步提高井底压力，使注汽井与生产井井筒周围扩容区范围变大，其中，破裂压力-井底压力≥0.5MPa。
优选地，步骤(3)中二级分支水平井储层改造后用热水洗井将井中泥浆洗净，注入溶剂，浸泡。
优选地，所述溶剂的注入量与井筒容积相当，优选为10-15方；
优选地，所述溶剂为二甲苯或二甲苯与柴油的混合溶剂；所述二甲苯与柴油的混合溶剂中，二甲苯与柴油的质量比3-5:1，优选为5:1。
优选地，步骤(4)中，所述SAGD生产之前，注汽水平井与生产水平井进行循环预热，所述SAGD注汽井与生产井井间建立联通后，转入SAGD生产；生产2-3年后，SAGD蒸汽腔发育至油层顶部，再利用二级分支水平井进行吞吐生产。
优选地，步骤(4)中，二级分支水平井以吞吐方式生产，注入蒸汽干度＞80％，注汽速度为240t/d-300t/d，注汽强度为8t/m-20t/m，注汽压力小于地层破裂压力，采注比为0.7-1.2，焖井时间为2-7天。
优选地，步骤(5)中，二级分支水平井与SAGD蒸汽腔建立热联通后，SAGD汽腔与二级分支水平井之间原油粘度降到1000mPa.s以下时，将二级分支水平井结束吞吐，转为持续生产。
优选地，步骤(6)中，调节SAGD井组及二级分支水平井注采参数，保持压力平衡，控制采注比，直至生产结束。
优选地，所述注采参数包括注汽量、产液量，二级分支水平井产液量、操作压力、采注比；
优选地，SAGD注汽井注汽范围为80-150t/d；
优选地，SAGD生产井产液范围70-140t/d；
优选地，二级分支水平井产液量20-80t/d；
优选地，二级分支水平井与SAGD生产井压力同步波动，压差小于0.5MPa。
优选地，采注比为1.1-1.4。
与现有技术比，本发明的技术优势在于：
(1)本发明中二级分支水平井主井眼纵向上与SAGD生产水平井平行，可有效动用SAGD井组相邻蒸汽腔之间三角形冷油滞留区，提高采收率。
(2)本发明中二级多分支水平井分支向主井眼斜上方延伸，可加快与SAGD注汽水平井之间的热连通，同时减小井间夹层对泄油的影响，提高热效率及采油速度。
(3)本发明中二级多分支水平井进行储层改造并用溶剂浸泡可以缩短井组间连通时间，提高采油速度。
(4)本发明中的部井方式对稠油开采具有较高的提采效果，本申请中采用二级分支水平井，与常规水平井相比，解决了常规水平井与SAGD井间联通时间长，前期采油速度低的问题，能够更有效的开采超稠油。
附图说明
图1：分支水平井辅助SAGD操作流程图；
图2：本发明方法中分支水平井辅助SAGD部井方式示意图；
图3：本发明方法中分支水平井辅助SAGD稳定生产阶段开采机理示意图。
现结合附图和实施例对本发明作进一步说明：
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明进行说明，以使本发明技术方案更易于理解、掌握，但本发明并不局限于此。下述实施例中所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法；所述试剂和材料，如无特殊说明，均可从商业途径获得。
实施例1
(1)进行油藏粗筛选
所选油藏位于新疆风城油田z1井区，该油藏是一个被断裂切割的单斜断块油藏，地层倾角为3～8°，目的层侏罗系齐古组为辫状河沉积储层岩性以中砂岩和细砂岩为主，油藏埋深580m，连续油层厚度20m，油层孔隙度0.31，水平渗透率1400mD，垂直渗透率与水平渗透率比值0.7，含油饱和度0.72，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层，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，两井组中间钻一口二级分支水平井，主井眼距油层底部2m，与SAGD生产水平井平行，鱼骨井交错对称设置4个分支，第一个分支入靶点距离主井眼A点100m，之后每间隔100m交叉设计一个分支，分支段长度为100m，平面上分支段偏移主井眼最大距离为15m，垂向上分支段偏移主井眼最大距离为5m；注汽井二级分支起始于一级分支中部，二级分支平行于主井眼，且与主井眼延伸方向相同，每个二级分支长度80m，二级分支与主井眼水平面上分支段偏移最大距离为20m，垂直方向上与主井眼最大距离为5m，平行于主井眼。
(3)对二级分支水平井进行储层改造，之后按质量比5:1注入二甲苯与柴油混合溶剂15方(与井筒容积相当)，浸泡；
(4)当SAGD投产3年后，二级分支水平井吞吐投产，注入蒸汽干度均大于90％，注汽速度为220t/d、230t/d、240t/d、250t/d，注汽强度为10t/m、11t/m、12t/m、13t/m，注汽压力小于地层破裂压力，控制采注比在1.0-1.1范围内，焖井时间4天。
(5)吞吐4轮后，SAGD蒸汽腔与二级分支水平井间建立热连通，SAGD注汽水平井转持续注汽，SAGD生产水平井及二级分支水平井持续生产；
(6)调节注采参数，整体采注比控制在1.2左右，直至结束。
采用本实施例的方法进行采油后，与常规SAGD相比，峰值产油量由25t/d上升至45t/d，峰值采油速度提高80％，最终采收率提高8.2％，油汽比提高0.04。
实施例2
(1)进行油藏粗筛选
所选油藏位于新疆风城油田z18井区，该油藏是一个受岩性和构造控制的单斜油藏，地层倾角为3～5°，目的层侏罗系齐古组为辫状河沉积储层岩性以中砂岩和细砂岩为主，油藏埋深650m，连续油层厚度15m，油层孔隙度0.27，水平渗透率850mD，垂直渗透率与水平渗透率比值0.58，含油饱和度0.65，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层，50℃条件下脱气原油粘度11.5万厘泊。
(2)在该油藏SAGD井距为80m，水平段长度450m，生产水平井距油层底部1m，注汽水平井与生产水平井间距5m，两井组中间钻一口二级分支水平井，主井眼距油层底部1m，与SAGD生产水平井平行，鱼骨井交错对称设置4个分支，第一个分支入靶点距离主井眼A点80m，之后每间隔80m交叉设计一个分支，分支段长度为80m，平面上分支段偏移主井眼最大距离为12m，垂向上分支段偏移主井眼最大距离为5m；注汽井二级分支起始于一级分支中部，二级分支平行于主井眼，且与主井眼延伸方向相同，每个二级分支长度60m，二级分支与主井眼水平面上分支段偏移最大距离为12m，垂直方向上与主井眼最大距离为3m，平行于主井眼。
(3)对二级分支水平井进行储层改造，之后按质量比5:1注入二甲苯与柴油混合溶剂14方(与井筒容积相当)，浸泡；
(4)当SAGD投产4年后，二级分支水平井吞吐投产，注入蒸汽干度均大于90％，注汽速度分别为220t/d、230t/d、240t/d、250t/d、250t/d，注汽强度为10t/m、11t/m、12t/m、13t/m、13t/m，注汽压力小于地层破裂压力，控制采注比在1.0-1.1范围内，焖井时间3天。
(5)吞吐5轮后，SAGD蒸汽腔与二级分支水平井间建立热连通，SAGD注汽水平井转持续注汽，SAGD生产水平井及二级分支水平井持续生产；
(6)调节注采参数，整体采注比控制在1.2左右，直至结束。
采用本实施例的方法进行采油后，与常规SAGD相比，峰值产油量由18t/d上升至31t/d，峰值采油速度提高70％，最终采收率提高6.8％，油汽比提高0.02。
实施例3
(1)进行油藏粗筛选
所选油藏位于新疆风城油田z1井区，该油藏是一个被断裂切割的单斜断块油藏，地层倾角为3～8°，目的层侏罗系齐古组为辫状河沉积储层岩性以中砂岩和细砂岩为主，油藏埋深320m，连续油层厚度28m，油层孔隙度0.32，水平渗透率2200mD，垂直渗透率与水平渗透率比值0.7，含油饱和度0.75，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层，50℃条件下脱气原油粘度2.5万厘泊。
(2)在该油藏SAGD井距为70m，水平段长度400m，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，两井组中间钻一口二级分支水平井，主井眼距油层底部2m，与SAGD生产水平井平行，鱼骨井交错对称设置三个分支，第一个分支入靶点距离主井眼A点100m，之后每间隔100m交叉设计一个分支，分支段长度为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8m；注汽井二级分支起始于一级分支中部，二级分支平行于主井眼，且与主井眼延伸方向相同，每个二级分支长度80m，二级分支与主井眼水平面上分支段偏移最大距离为20m，垂直方向上与主井眼最大距离为8m，平行于主井眼。
(3)对二级分支水平井进行储层改造，之后按质量比5:1注入二甲苯与柴油混合溶剂13方(与井筒容积相当)，浸泡；
(4)当SAGD投产3年后，二级分支水平井吞吐投产，注入蒸汽干度均大于90％，注汽速度为220t/d、230t/d，注汽强度为10t/m、11t/m，注汽压力小于地层破裂压力，控制采注比在1.0-1.1范围内，焖井时间3天。
(5)吞吐2轮后，SAGD蒸汽腔与二级分支水平井间建立热连通，SAGD注汽水平井转持续注汽，SAGD生产水平井及二级分支水平井持续生产；
(6)调节注采参数，整体采注比控制在1.3左右，直至结束。
采用本实施例的方法进行采油后，与常规SAGD相比，峰值产油量由35t/d上升至65t/d，峰值采油速度提高85％，最终采收率提高9.8％，油汽比提高0.06。
上述详细说明是针对本发明其中之一可行实施例的具体说明，该实施例并非用以限制本发明的专利范围，凡未脱离本发明所为的等效实施或变更，均应包含于本发明技术方案的范围内。
Claims (12)
1.一种多分支水平井辅助SAGD开采超稠油的方法，包括以下步骤：
(1)选择超稠油油藏；
(2)在两组相邻SAGD井组间钻一口二级分支水平井；
(3)对二级分支水平井进行储层改造后，注入溶剂、浸泡；
(4)SAGD生产2-3年后，蒸汽腔发育至油藏顶部，二级分支水平井进行吞吐启动；
(5)二级分支水平井与SAGD蒸汽腔建立热连通后，二级分支水平井转持续生产；
(6)调节SAGD井组、二级分支水平井注采参数，形成注采平衡，持续生产直至结束。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(1)中，所述超稠油油藏的连续油层厚度>10m，油层孔隙度>0.2，水平渗透率>500mD，垂直渗透率与水平渗透率比值>0.5，含油饱和度>0.40，油层中不发育连续的泥岩、页岩夹层。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(2)中，SAGD井由上下平行的两口水平井组成，上部为注汽水平井，下部为生产水平井，SAGD井距为70-80m，生产水平井距油层底部1-2m，注汽水平井与生产水平井间距4-6m，二级分支水平井主井眼水平面上位于两组SAGD井中间，纵向上二级分支水平井主井眼位置与SAGD生产水平井平齐，水平井主井段水平段长度与SAGD井相同，为400-600m。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(2)中，二级分支水平井为在辅助水平井水平段上连通多个一级注汽井分支，每个一级分支上在连通至少一个二级注汽井分支，其中一级注汽井分支位于注汽水平井主井眼两侧，与主井眼呈0-90度向斜上方延伸，主井眼水平段长度400-600m，每个一级分支长度50-100m，一级注汽井分支水平面上分支段偏移主井眼最大距离为15-25m，垂直方向上分支段偏移主井眼最大距离为3-8m。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，步骤(2)中，二级注汽井分支与一级注汽井分支呈0-90度沿主井眼方向延伸，每个二级注汽井分支长度50-100m，二级注汽井分支与主井眼水平面上分支段偏移最大距离为20m，垂向上与主井眼最大距离为5m，且平行于主井眼；主井眼以筛管完井，一级注汽井分支、二级注汽井分支均为裸眼完井。
6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(3)中，所述储层改造过程中，向二级分支水平井注入热污水，以控制压力参数和注入量，提高井底压力，以达到增加井周的含水饱和度，改善井周的物性均匀性的目的，其中，最大井底压力-最小主应力≤0.5MPa；提高注入量进一步提高井底压力，使注汽井与生产井井筒周围扩容区范围变大，其中，破裂压力-井底压力≥0.5MPa。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(3)中，二级分支水平井储层改造后用热水洗井将井中泥浆洗净，注入溶剂，浸泡。
8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述溶剂的注入量与井筒容积相当，优选为10-15方；所述溶剂为二甲苯或二甲苯与柴油的混合溶剂；其中，所述二甲苯与柴油的混合溶剂中，二甲苯与柴油的质量比3-5:1，优选为5:1。
9.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(4)中，所述SAGD生产之前，注汽水平井与生产水平井进行循环预热，所述SAGD注汽井与生产井井间建立联通后，转入SAGD生产；生产2-3年后，SAGD蒸汽腔发育至油层顶部，再利用二级分支水平井进行吞吐生产。
10.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(4)中，二级分支水平井以吞吐方式生产，注入蒸汽干度＞80％，注汽速度为240t/d-300t/d，注汽强度为8t/m-20t/m，注汽压力小于地层破裂压力，采注比为0.7-1.2，焖井时间为2-7天。
11.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(5)中，二级分支水平井与SAGD蒸汽腔建立热联通后，SAGD汽腔与二级分支水平井之间原油粘度降到1000mPa.s以下时，将二级分支水平井结束吞吐，转为持续生产。
12.如权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(6)中，调节SAGD井组及二级分支水平井注采参数，保持压力平衡，控制采注比为1.1-1.4，直至生产结束。
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