本發(fā)明涉及石油開采領(lǐng)域，具體而言，涉及一種稠油的開采方法。

背景技術(shù)：

SAGD(蒸汽輔助重力泄油)技術(shù)是未來超稠油的主要開發(fā)方式，其普遍采用兩口水平井開采，即在同一油層內(nèi)上下同時打兩口水平井，兩口水平井水平段相距約5米，上部水平井為注汽井，下部水平井為生產(chǎn)井，其主要生產(chǎn)過程及機(jī)理為：首先，井組轉(zhuǎn)入預(yù)熱階段，加熱井間油層，目的是在注汽井與生產(chǎn)井之間形成均勻的熱連通，為原油提供泄油通道，通常是在注、采水平井中循環(huán)注蒸汽達(dá)到此目的，循環(huán)預(yù)熱效果決定SAGD生產(chǎn)階段產(chǎn)油量及調(diào)控難易程度；然后，井組轉(zhuǎn)入SAGD生產(chǎn)階段，即從上部注汽水平井注入高干度蒸汽，與冷油區(qū)接觸，釋放汽化潛熱加熱原油，被加熱的原油粘度降低和蒸汽冷凝水在重力作用下向下流動，從下部水平生產(chǎn)井中采出，該步驟中蒸汽腔在生產(chǎn)過程中持續(xù)擴(kuò)展，占據(jù)產(chǎn)出原油空間。決定SAGD開發(fā)效果的最重要的兩個因素就是水平段的連通長度以及蒸汽腔的擴(kuò)展速度。

風(fēng)城油田在2008、2009年相繼開辟了重32、重37井區(qū)SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)，均采用SAGD開采方式，其中重32井區(qū)SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)是國內(nèi)首個采用開采的SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)，取得成功后在2012年開始規(guī)?；茝V應(yīng)用，至今已經(jīng)建成百萬噸產(chǎn)能。但在現(xiàn)場生產(chǎn)過程中會出現(xiàn)部分低產(chǎn)井，且日產(chǎn)油水平低于正常井組平均水平10t/d以上，且通過常規(guī)調(diào)控手段無法有效改善開發(fā)效果。如何解決上述問題，成為目前亟待解決的技術(shù)問題。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明的主要目的在于提供一種稠油的開采方法，以提高油層的開發(fā)效果。

為了實(shí)現(xiàn)上述目的，本發(fā)明提供了一種稠油的開采方法，包括對油層進(jìn)行循環(huán)預(yù)熱，以及向注汽井中注入蒸汽至原油從生產(chǎn)井中采出的步驟，且在循環(huán)預(yù)熱的步驟之前，開采方法還包括：進(jìn)行至少一次油層預(yù)處理步驟，油層預(yù)處理步驟為向注汽井注入采油助劑，采油助劑的種類為非凝析氣體、氣相烴或降粘試劑。

進(jìn)一步地，進(jìn)行多次油層預(yù)處理步驟時，每次油層預(yù)處理步驟所采用的采油助劑的種類不同。

進(jìn)一步地，進(jìn)行兩次油層預(yù)處理步驟，且第一次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為非凝析氣體，第二次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為降粘試劑。

進(jìn)一步地，進(jìn)行兩次油層預(yù)處理步驟，且第一次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為氣相烴，第二次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為降粘試劑。

進(jìn)一步地，當(dāng)采用非凝析氣體作為采油助劑時，注入所述非凝析氣體至充滿蒸汽腔。

進(jìn)一步地，當(dāng)采用氣相烴作為采油助劑時，將采油助劑和蒸汽同時注入至注汽井中。

進(jìn)一步地，當(dāng)采用降粘試劑作為采油助劑時，將采油助劑同時注入至注汽井和生產(chǎn)井中。

進(jìn)一步地，非凝析氣體為氮?dú)?、二氧化碳和煙道氣中的一種或多種；降粘試劑為甲酰胺、氯化銨和亞硝酸鈉中的一種或多種；氣相烴為丁烷、丙烷和甲烷中的一種或多種。

應(yīng)用本發(fā)明的技術(shù)方案，本發(fā)明通過在循環(huán)預(yù)熱的步驟之前，向注汽井注入非凝析氣體、氣相烴或降粘試劑，從而改善SAGD水平段(即注入井和生產(chǎn)井的水平段)的動用程度，并加快蒸汽腔擴(kuò)展速度，縮短油層中隔夾層對蒸汽腔擴(kuò)展的阻擋時間，提高蒸汽熱利用率和蒸汽腔泄油速度，有效提高了油層的開發(fā)效果。

附圖說明

構(gòu)成本申請的一部分的說明書附圖用來提供對本發(fā)明的進(jìn)一步理解，本發(fā)明的示意性實(shí)施例及其說明用于解釋本發(fā)明，并不構(gòu)成對本發(fā)明的不當(dāng)限定。在附圖中：

圖1示出了根據(jù)本發(fā)明的實(shí)施例提供的稠油的開采方法的流程示意圖。

具體實(shí)施方式

需要說明的是，在不沖突的情況下，本申請中的實(shí)施例及實(shí)施例中的特征可以相互組合。下面將參考附圖并結(jié)合實(shí)施例來詳細(xì)說明本申請。

需要注意的是，這里所使用的術(shù)語僅是為了描述具體實(shí)施方式，而非意圖限制根據(jù)本申請的示例性實(shí)施方式。如在這里所使用的，除非上下文另外明確指出，否則單數(shù)形式也意圖包括復(fù)數(shù)形式，此外，還應(yīng)當(dāng)理解的是，當(dāng)在本說明書中使用術(shù)語“包含”和/或“包括”時，其指明存在特征、步驟、操作、器件、組件和/或它們的組合。

由背景技術(shù)可知，現(xiàn)場生產(chǎn)過程中會出現(xiàn)部分低產(chǎn)井，且日產(chǎn)油水平低于正常井組平均水平10t/d以上，且通過常規(guī)調(diào)控手段無法有效改善開發(fā)效果。本申請的發(fā)明人經(jīng)過大量實(shí)驗研究和理論研究后終于發(fā)現(xiàn)，主要受井間或者注汽井上方隔夾層連續(xù)發(fā)育、水平段連通程度低及蒸汽腔擴(kuò)展速度緩慢影響。

為了解決上述問題，本申請的發(fā)明人提供了一種稠油的開采方法。如圖1所示，該開采方法包括對油層進(jìn)行循環(huán)預(yù)熱，以及向注汽井中注入蒸汽至原油從生產(chǎn)井中采出的步驟，且在循環(huán)預(yù)熱的步驟之前，開采方法還包括：進(jìn)行至少一次油層預(yù)處理步驟，油層預(yù)處理步驟為向注汽井注入采油助劑，采油助劑的種類為非凝析氣體、氣相烴或降粘試劑。其中，氣相烴是指低濃度的烴類添加劑(溶劑),如丙烷、丁烷等，降粘試劑是指具有明顯降粘作用的降粘試劑，如稠油催化裂解降粘、加堿降粘、表面活性劑降粘、降凝劑降粘及油溶性降粘劑降粘等。

而且，本發(fā)明通過在循環(huán)預(yù)熱的步驟之前，向注汽井注入非凝析氣體、氣相烴或降粘試劑，從而改善SAGD水平段(即注入井和生產(chǎn)井的水平段)的動用程度，并加快蒸汽腔擴(kuò)展速度，縮短油層中隔夾層對蒸汽腔擴(kuò)展的阻擋時間，提高蒸汽熱利用率和蒸汽腔泄油速度，有效提高了油層的開發(fā)效果。

下面將更詳細(xì)地描述根據(jù)本發(fā)明提供的稠油的開采方法的示例性實(shí)施方式。然而，這些示例性實(shí)施方式可以由多種不同的形式來實(shí)施，并且不應(yīng)當(dāng)被解釋為只限于這里所闡述的實(shí)施方式。應(yīng)當(dāng)理解的是，提供這些實(shí)施方式是為了使得本申請的公開徹底且完整，并且將這些示例性實(shí)施方式的構(gòu)思充分傳達(dá)給本領(lǐng)域普通技術(shù)人員。

本發(fā)明提供的稠油的開采方法中，進(jìn)行多次油層預(yù)處理步驟時，優(yōu)選地，每次油層預(yù)處理步驟所采用的采油助劑的種類不同。此處，采油助劑的種類包括非凝析氣體、氣相烴或降粘試劑。當(dāng)然，每次油層預(yù)處理步驟所采用的采油助劑的種類也可以相同。

在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，進(jìn)行兩次油層預(yù)處理步驟，且第一次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為非凝析氣體，第二次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為降粘試劑。發(fā)明人發(fā)現(xiàn)這兩次預(yù)處理步驟之間會產(chǎn)生相同協(xié)同作用，即不但進(jìn)一步縮短油層中隔夾層對蒸汽腔擴(kuò)展的阻擋時間，還進(jìn)一步提高了蒸汽熱利用率和蒸汽腔泄油速度，并進(jìn)一步提高了油層的開發(fā)效果。

在另一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，進(jìn)行兩次油層預(yù)處理步驟，且第一次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為氣相烴，第二次油層預(yù)處理步驟采用的采油助劑為降粘試劑。發(fā)明人發(fā)現(xiàn)這兩次預(yù)處理步驟之間會產(chǎn)生相同協(xié)同作用，即不但進(jìn)一步縮短油層中隔夾層對蒸汽腔擴(kuò)展的阻擋時間，還進(jìn)一步提高了蒸汽熱利用率和蒸汽腔泄油速度，并進(jìn)一步提高了油層的開發(fā)效果。

本發(fā)明提供的稠油的開采方法中，當(dāng)采用非凝析氣體作為采油助劑時，非凝析氣體的注入量可以根據(jù)實(shí)際需求進(jìn)行設(shè)定。優(yōu)選地，注入非凝析氣體至充滿蒸汽腔。

當(dāng)采用氣相烴作為采油助劑時，氣相烴的注入量也可以根據(jù)實(shí)際需求進(jìn)行設(shè)定。優(yōu)選地，將采油助劑和蒸汽同時注入至注汽井中。優(yōu)選的，注入氣相烴至充滿蒸汽腔，蒸汽的注入量為水平段不動用段吸汽量，主要受注蒸汽速度和水平段長度及蒸汽腔大小有關(guān)，需通過數(shù)值模擬軟件進(jìn)行計算。

當(dāng)采用降粘試劑作為采油助劑時，可以將采油助劑同時注入至注汽井和生產(chǎn)井中。降粘試劑的注入量為所選井組油藏的油層孔隙度為、含油飽和度、原油密度、水平段未連通段長度及上下水平井間距離計算沿水平段方向兩個圓柱體空間的原油質(zhì)量，再通過所選降粘試劑達(dá)到最佳暫堵、調(diào)剖、降粘等效果時的與原油質(zhì)量比標(biāo)準(zhǔn)，即可計算出降粘試劑的最優(yōu)注入量。

上述稠油的開采方法中，優(yōu)選地，非凝析氣體為氮?dú)?、二氧化碳和煙道氣中的一種或多種；降粘試劑為甲酰胺、氯化銨和亞硝酸鈉中的一種或多種；氣相烴為丁烷、丙烷和甲烷中的一種或多種。

下面將結(jié)合具體實(shí)例進(jìn)一步說明本發(fā)明提供的稠油的開采方法。

本發(fā)明提供的稠油的開采方法由非凝析氣體輔助蒸汽腔擴(kuò)展技術(shù)、氣相烴提高蒸汽腔泄油速度技術(shù)和降粘試劑輔助吞吐改善水平段動用程度技術(shù)組合而成，針對不同類型的低產(chǎn)井組三項技術(shù)可單獨(dú)實(shí)施，也可組合實(shí)施，并且系統(tǒng)的形成了一套技術(shù)實(shí)施流程和參數(shù)優(yōu)化方法。

非凝析氣體輔助蒸汽腔擴(kuò)展技術(shù)是指單獨(dú)向注汽井注入非凝析氣體，再恢復(fù)SAGD生產(chǎn)方式(包括循環(huán)預(yù)熱和蒸汽采油)或者開展降粘試劑輔助吞吐改善水平段動用程度技術(shù)。非凝析氣體點(diǎn)選擇注汽井上部油藏物性差、隔夾層發(fā)育的部位，縮短蒸汽腔受隔夾層阻擋的時間，保證非凝析氣體輔助蒸汽腔擴(kuò)展效果達(dá)到最佳，同時考慮井組水平段連通情況及井下管柱結(jié)構(gòu)，綜合考慮以上因素確定合理注氣點(diǎn)。非凝析氣體注入量優(yōu)化考慮兩個原則，一是非凝析氣體進(jìn)入井組水平段未動用段地層，二是非凝析氣體充滿已有蒸汽腔并完全覆蓋腔體，充分利用非凝析氣體非混相驅(qū)替作用強(qiáng)、導(dǎo)熱系數(shù)低的作用，提高未連通水平段儲層的驅(qū)油效率，提高SAGD生產(chǎn)熱利用率，加快蒸汽腔擴(kuò)展速率。

氣相烴提高蒸汽腔泄油速度技術(shù)一般選擇將氣相烴和蒸汽同時注入至注汽井中，再恢復(fù)SAGD生產(chǎn)方式(包括循環(huán)預(yù)熱和蒸汽采油)或者開展降粘試劑輔助吞吐改善水平段動用程度技術(shù)。注溶劑點(diǎn)選擇注汽井上部蒸汽腔較發(fā)育的部位，氣相烴與水蒸汽沿蒸汽腔邊緣稀釋原油，使原油粘度進(jìn)一步降低，提高蒸汽腔泄油速度，同時考慮井組水平段連通情況及井下管柱結(jié)構(gòu)，綜合考慮以上因素確定合理注溶劑點(diǎn)。氣相烴注入量優(yōu)化考慮一個原則，氣相烴能夠完全覆蓋蒸汽腔體邊緣，充分利用氣相烴的降粘效果，降低蒸汽用量，提高蒸汽腔泄油速度。

降粘試劑輔助吞吐改善水平段動用程度技術(shù)的注入方式為：將降粘試劑同時從上部注汽井和下部生產(chǎn)井(一般按1:1的比例)在每輪吞吐前注入，而注入位置選擇井組水平段連通情況較差的部位，保證降粘試劑輔助改善連通段效果達(dá)到最佳，同時綜合考慮井下管柱結(jié)構(gòu)確定合理注入點(diǎn)。降粘試劑注入量優(yōu)化原則為先通過所選井組油藏的油層孔隙度為、含油飽和度、原油密度、水平段未連通段長度及上下水平井間距離計算沿水平段方向兩個圓柱體空間的原油質(zhì)量，再通過所選降粘試劑達(dá)到最佳暫堵、調(diào)剖、降粘等效果時的與原油質(zhì)量比標(biāo)準(zhǔn)，即可計算出降粘試劑的最優(yōu)注入量。吞吐參數(shù)設(shè)計由井底注汽壓力設(shè)計、注汽速度設(shè)計、輪次及輪注采指標(biāo)設(shè)計、燜井時間設(shè)計及采液速度設(shè)計組成，井底注汽壓力設(shè)計原則為井底注汽壓力越高，水平段未動用段吸汽能力越好，熱擴(kuò)散半徑越大，但不能超過油藏破裂壓力。注汽速度設(shè)計原則為注汽速度越高越利于水平段不動用段吸汽，現(xiàn)場實(shí)施時，在保證井底注汽壓力不超限定壓力的情況下，應(yīng)盡可能提高注汽速度；輪次及輪注采指標(biāo)設(shè)計，吞吐輪次設(shè)計原則為當(dāng)注采井間未連通部位達(dá)到熱連通要求，對應(yīng)井段流體開始具有流動性為止，而輪注采指標(biāo)中注汽量則按照所優(yōu)化的注汽速度進(jìn)行各輪注汽后，井底注汽壓力逐漸升高至最高限定壓力為最優(yōu)的原則進(jìn)行設(shè)計，采液量則按照采注比1.0確定即可。燜井時間設(shè)計原則為未動用段充分熱交換，熱效率達(dá)到最佳，一般隨著燜井時間的增加，熱效率增加，當(dāng)超過一定時間后(油藏物性不同時間不同)，熱效率不再增加；采液速度設(shè)計原則為采液 速度越高，越利于腳尖處未動用段被加熱的地層原油回采至地面，使未動用段儲層逐漸形成蒸汽腔并加強(qiáng)未動用段下一輪吞吐的吸汽能力，進(jìn)一步提高吞吐效果，但在回采過程中，采液速度過高將導(dǎo)致汽竄，抑制未動用段地層原油的產(chǎn)出，因此在生產(chǎn)過程中應(yīng)控制井下Sub-cool值不低于15℃的前提下，盡可能的提高產(chǎn)液速度。

發(fā)明人還將本發(fā)明提供的稠油的開采方法在風(fēng)城油田重32、重37井區(qū)SAGD先導(dǎo)試驗區(qū)進(jìn)行實(shí)驗，且應(yīng)用到兩井組。其中一井組單獨(dú)實(shí)施非凝析氣體輔助蒸汽腔擴(kuò)展技術(shù)，平均單井日產(chǎn)油水平較實(shí)施前提高17t/d；另一井組實(shí)施立體綜合治理措施技術(shù)(即先后實(shí)施非凝析氣體輔助蒸汽腔擴(kuò)展技術(shù)、氣相烴提高蒸汽腔泄油速度技術(shù)和降粘試劑輔助吞吐改善水平段動用程度技術(shù))，平均單井日產(chǎn)油水平較實(shí)施前提高12t/d。

從以上實(shí)施例可以看出，本發(fā)明上述的實(shí)例實(shí)現(xiàn)了如下技術(shù)效果：

1、明確了造成SAGD井組低產(chǎn)的主要影響因素。

2、形成了非凝析氣體輔助蒸汽腔擴(kuò)展技術(shù)，對于受隔夾層發(fā)育影響蒸汽腔擴(kuò)展的井組改善效果明顯。

3、形成了氣相烴提高蒸汽腔泄油速度技術(shù)，對于降低蒸汽用量，提高井組產(chǎn)油速率效果冥想。

4、形成了降粘試劑輔助吞吐改善水平段動用程度技術(shù)，對于水平段連通程度低的井組改善效果明顯。

5、三項技術(shù)組合實(shí)施形成SAGD立體綜合治理措施技術(shù)，實(shí)施后，平均單井日產(chǎn)油水平較實(shí)施前增加10t/d以上。

以上僅為本發(fā)明的優(yōu)選實(shí)施例而已，并不用于限制本發(fā)明，對于本領(lǐng)域的技術(shù)人員來說，本發(fā)明可以有各種更改和變化。凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)，所作的任何修改、等同替換、改進(jìn)等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。