CN1487170A - 水驱黑油油藏注蒸汽热采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明是一种对水驱或水驱后的黑油油藏继续开采，提高采收率的水驱油藏注蒸汽热采方法，水驱开采的油藏转入热采蒸汽吞吐和蒸汽驱，1)选定水驱油藏满足以下条件：油层深度＜3000m，剩余油饱和度＞0.30，油层总厚度＞5.0m，净总厚度比＞0.3，油层孔隙度＞0.15，渗透率变异系数＜0.8；2)注蒸汽热采选择反9点井网，钻新井作为注汽井，注汽井与生产井井距在150－300m之间；3)转入蒸汽驱，注汽井连续注汽，生产井连续生产，单井组注汽速度为1.0～3.0m3/d.ha.m，井底蒸汽干度大于30％，采注比保持在1.0以上。本发明可以低原油粘度，驱油效率的显著提高，可以提高采收率10％以上。
Description
所属领域
本发明涉及石油开采技术，是一种对水驱或水驱以后的黑油油藏继续开采，提高采收率的水驱后黑油油藏注蒸汽热采方法。
背景技术
黑油油藏的开采方式绝大部分以注水开发即水驱为主。水驱是在一定的井网、井距下，按一定的注入速度向地下油藏中注水，使油藏保持一定的压力，维持稳定开采一段时间，水驱的采出程度大约在20-40％之间，在水驱之后，地下还留有大量的剩余油藏不能采出。
石油开采中常用的一种方法是注蒸汽热采，仅用于其粘度高、流动性差的稠油油藏。如油层温度及原油含溶解气条件原油粘度大于50mPa.s的油层。蒸汽吞吐热采是向一口生产井短期内连续注入一定数量的蒸汽，关井数天后，再开井生产。蒸汽热采另外一种方法是蒸汽驱，即按优选的开发***——开发层系、井网(井距)、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。对于稠油，注蒸汽热采采收率可以达到15％-60％。对于油层条件下的原油粘度低于30mPa.s的油层，特别是储量较大的黑油油藏油田，通常采用上述的注水开发方式，一般认为由于生产成本和技术的原因，热采不能适用。
发明内容
本发明目的是提供一种在水驱或水驱后对难以开采的黑油油藏继续开发，提高采收率，降低开采成本的水驱黑油油藏注蒸汽热采方法。
为实现本发明，采用如下技术方案：
正在水驱或已进行过水驱方法开采的、油层条件下原油粘度小于30mPa.s的黑油油藏转入热采蒸汽吞吐和蒸汽驱的方法；
1)选定水驱黑油油藏满足以下条件：油层深度＜3000m，剩余油饱和度＞0.30，油层总厚度＞5.0m，净总厚度比＞0.3，油层孔隙度＞0.15，渗透率变异系数＜0.8；
2)注蒸汽热采选择反9点井网，钻新井作为注汽井，注汽井与生产井井距在150-300m之间；
3)转入蒸汽驱，注汽井连续注汽，生产井连续生产，单井组注汽速度为1.0～3.0m3/d.ha.m，井底蒸汽干度大于30％，采注比保持在1.0以上。
本发明还采用如下技术方案：
注蒸汽井与生产井也可进行蒸汽吞吐；对于压力高于5兆帕的高压油层或油层污染重的井组应先进行蒸汽吞吐1-3周期后再转入蒸汽驱。
井网也可以选择反5点井网或反7点井网。
注入的蒸汽中可以掺入少于50％的非凝析气体。
本发明效果如下：
1)水驱后转注蒸汽开采，可以发挥蒸汽+热水驱在油层剖面上的充分波及特点，提高驱替流体的宏观波及范围；
2)高温蒸汽可以使岩石表面完全水湿，改善小孔隙的吸水能力，进而改善驱替流体的微观波及效果；岩石表面的完全水湿还将明显地提高驱油效率；
3)高温高热可使轻烃汽化，明显地提高驱油效率，原油中的轻质组份含量越高，效果越好。
以下为油层水驱与汽驱的物模实验对比表
| 项目 | 55℃水驱 | 120℃水驱 | 200℃水驱 | 200℃蒸汽驱 |
| 残余油饱和度，％ | 27.8 | 22.7 | 19.2 | 6.0 |
| 驱油效率，％ | 56.0 | 61.2 | 65.8 | 87.2 |
4)高温可以大幅度降低原油粘度，降低水驱范围的油水粘度比，进而改善水驱范围的水驱效果；原油粘度的大幅度降低还可以显著提高采油速度。
5)波及体积及驱油效率的显著提高，将实现采收率的大幅度提高；即：采收率＝波及系数×驱油效率，①常规水驱低粘度稠油油藏采收率≈0.5×0.55≈0.28；②200℃蒸汽驱采收率≈0.75×0.85≈0.64。水驱后直接转蒸汽驱的采收率比常规水驱的高20％～30％。
本发明针对已动用非稠油油藏储量的大型普通黑油油田挖掘剩余油有巨大的作用。水驱后黑油油藏转注蒸汽开发，可提高采出程度20％甚至30％。如果这些油田有50％的储量适合转注蒸汽热采，提高采出程度20％，这样，百亿吨可采储量可增加可采储量14亿吨，相当于发现了一个大型油田，节省了巨大的勘探费用和油田建设费用。
发明实施例
本发明是在提供的黑油油藏高含水后转注蒸汽开发。
在正在进行或已进行过水驱方法开采过，油层温度下(即油藏温度下、含溶解气原油)原油粘度小于30mPa.s(油层温度条件下及不含溶解气的原油粘度一般接近100mPa.s)的黑油油藏中转入热蒸汽吞吐和蒸汽驱采油工艺，对于水驱油藏，由于重力差异，油层的下部为强水洗带，上部基本为弱水洗带。而本发明恰好利用蒸汽超覆现象，大幅度提高油层纵向上的动用程度，提高驱替流体的宏观波及范围，从而提高采收率。
水驱后的剩余油饱和度是决定能否注蒸汽开发的关键，在剩余油饱和度大于0.30的情况下，可考虑注蒸汽开发。在油藏停止注水后，根据油藏的地质、开发状况，确定注蒸汽开发的井网、井距及注采操作参数。根据油藏的实际状况，选择蒸汽吞吐开发一到三周期后转蒸汽驱开采，或直接转入蒸汽驱开发，初期采用高压注蒸汽，加大采注比逐步实现汽驱，以达到提高采收率的目的。
本发明蒸汽蒸馏的机理占主导作用，原油的降粘作用较小。如对原油粘度为5.0mPa.s的原油(即蒸馏率在60.0％以上的原油)，其蒸汽蒸馏作用对原油采收率的贡献约占到37％，而降粘作用仅占12％左右。对于稠油，如原油粘度在1000mPa.s以上(即蒸馏率在10.0％以下)的原油，由于稠油中的軽烃含量少，其蒸汽蒸馏作用对原油采收率基本可忽略不计，而降粘作用对原油采收率的贡献占到50％以上，因此，本发明提供有针对性的热采工艺方法。
实施例1
油田1油藏埋深在300-500m，油层有效厚度为21.0m，净总厚度比为0.46，平均孔隙度为20％，平均渗透率200md，渗透率变异系数0.7，油层条件下原油粘度为30cp，原始地质储量为1.3亿吨。油田已采用注水开发，含水率较高，阶段采出程度仅为22.0％。
1)根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜3000m，剩余油饱和度＞0.30，油层总厚度＞5.0m，净总厚度比＞0.3，油层孔隙度＞0.15，渗透率变异系数＜0.8。
2)选择反5点井网，新钻井作为注汽井，注采井井距可在150米。
3)油层田压力为3兆帕，污染轻，直接转蒸汽驱。注汽井连续注汽，生产井连续生产，单井组注汽速度为1.2m3/d.ha.m，井底蒸汽干度大于30％，采注比保持在1.0以上。
注入的蒸汽中，可以掺入少于50％的非凝析气体，如像氮气、二氧化碳气体、一氧化碳气体等提高注气热焓。
在水驱的基础上，可提高采出程度30.4％，油汽比可达到0.20以上，加上水驱的采出程度，总采收率可达到52.4％，相当于又找到了一个大油田，而且节省了巨大的勘探投资和产能建设投资。
实施例2
油田2油藏埋深在2000m，油层有效厚度为5.5m，净总厚度比为0.5，平均孔隙度为18％，平均渗透率200md，渗透率变异系数0.6，油层条件下原油粘度为3-5cp，原始地质储量为2.3亿吨。油田已采用注水开发，含水率较高，阶段采出程度仅为20.0％。
1)根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜3000m，剩余油饱和度＞0.30，油层总厚度＞5.0m，净总厚度比＞0.3，油层孔隙度＞0.15，渗透率变异系数＜0.8。
2)选择反9点井网，新钻井作为注汽井，注采井井距可在250米。
3)油层压力6兆帕，污染重，注汽井与生产井先进行蒸汽吞吐3周期，以达到解除近井地带污染及降低油层压力的目的，然后注汽井连续注汽，生产井连续生产。单井组注汽速度为2.0m3/d.ha.m，井底蒸汽干度大于30％，采注比保持在1.0以上。
实施例3
油田3油藏埋深在1000m，油层有效厚度为21.0m，净总厚度比为0.46，平均孔隙度为20％，平均渗透率200md，渗透率变异系数0.7，油层条件下原油粘度为20cp，原始地质储量为1.3亿吨。油田已采用注水开发，含水率较高，阶段采出程度仅为25.0％。
1)根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油层深度＜3000m，剩余油饱和度＞0.30，油层总厚度＞5.0m，净总厚度比＞0.3，油层孔隙度＞0.15，渗透率变异系数＜0.8。
2)选择反7点井网，新钻井作为注汽井，注采井井距可在180米。
3)油层污染重，注汽井与生产井可先进行蒸汽吞吐2周期，以达到解除近井地带污染目的，然后注汽井连续注汽，生产井连续生产；对于低压且污染轻的油层，可以直接转蒸汽驱。单井组注汽速度为1.0m3/d.ha.m，井底蒸汽干度大于30％，采注比保持在1.0以上。
在目前水驱的基础上，可提高采出程度25.4％，油汽比可达到0.20以上，加上水驱的采出程度，总采收率可达到50.4％。
Claims (4)
1、一种水驱黑油油藏注蒸汽热采方法，在正在进行或已进行过水驱方法开采过，油层温度下原油粘度小于30mPa.s的黑油油藏中转入热蒸汽吞吐和蒸汽驱采油工艺，其特征在于：
1)选定水驱黑油油藏满足以下条件：油层深度＜3000m，剩余油饱和度＞0.30，油层总厚度＞5.0m，净总厚度比＞0.3，油层孔隙度＞0.15，渗透率变异系数＜0.8；
2)井网选择反9点井网，钻新井作为注蒸汽井，注蒸汽井与生产井井距在150-300m之间；
3)转入蒸汽驱，连续注汽，生产井连续生产，单井组注汽速度为1.0～3.0m3/d.ha.m，井底蒸汽干度大于30％，采注比保持在1.0以上。
2、根据权利要求1所述的一种水驱黑油油藏注蒸汽热采方法，其特征在于注蒸汽井与生产井也可进行蒸汽吞吐；对于压力高于5兆帕的高压油层或油层污染重的井组应先进行蒸汽吞吐1-3周期后再转入蒸汽驱。
3、根据权利要求1所述的一种水驱黑油油藏注蒸汽热采方法，其特征在于井网也可以选择反5点井网或反7点井网。
4、根据权利要求1所述的一种水驱黑油油藏注蒸汽热采方法，其特征在于注入的蒸汽中可以掺入少于50％的非凝析气体。
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