一種單水平井溶劑輔助的開(kāi)采方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及一種油藏開(kāi)采方法，特別涉及一種熱采經(jīng)濟(jì)性差的薄層稠油油藏的單水平井溶劑輔助的開(kāi)采方法，屬于石油開(kāi)采技術(shù)領(lǐng)域。
【背景技術(shù)】
[0002]目前油藏的主流的開(kāi)發(fā)技術(shù)是使用蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD等注蒸汽開(kāi)采技術(shù)進(jìn)行開(kāi)采。
[0003]其中，SAGD開(kāi)發(fā)稠油在加拿大取得了成功，獲得商業(yè)應(yīng)用。國(guó)內(nèi)也開(kāi)始嘗試，但有些應(yīng)用受制于諸多因素的限制，如油藏的厚度薄、埋藏深、含邊底水，導(dǎo)致熱損失大、開(kāi)發(fā)速度慢、油氣比低、經(jīng)濟(jì)效率差。
[0004]而雙水平井對(duì)鉆井軌跡要求很高，平行度差，井間距波動(dòng)大，嚴(yán)重影響開(kāi)發(fā)效果。此外，在SAGD啟動(dòng)階段，傳統(tǒng)的5米井間油藏?zé)崧?lián)通和流體聯(lián)通需要消耗大量的水和熱量，而且效果還不是很好。
[0005]油藏的厚度薄，開(kāi)發(fā)速度慢，油氣比低、經(jīng)濟(jì)效率差的油藏開(kāi)發(fā)成為了油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中普遍遇到的難題。
[0006]因此，解決薄層稠油油藏?zé)岵蔁釗p失大、對(duì)鉆井井眼軌跡要求高的難題是本領(lǐng)域亟待解決的技術(shù)問(wèn)題。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0007]為了解決上述技術(shù)問(wèn)題，本發(fā)明提供了一種單水平井溶劑輔助的開(kāi)采方法，該開(kāi)采充分發(fā)揮水平井重力泄油的優(yōu)勢(shì)，利用有機(jī)溶劑吞吐采油的方式有效動(dòng)用稠油，具有單井成本低，對(duì)鉆井技術(shù)要求低、無(wú)水過(guò)程且能耗低的優(yōu)點(diǎn)。
[0008]為了達(dá)到上述目的，本發(fā)明提供了一種單水平井溶劑輔助的開(kāi)采方法，該開(kāi)采方法包括以下步驟:
[0009]步驟一:部署單支水平井井網(wǎng)，水平井的水平段與油藏底部的距離< Im ;
[0010]步驟二:在大于露點(diǎn)壓力的壓力下，通過(guò)長(zhǎng)管注AC1-C4有機(jī)化合物與CO2的復(fù)合氣體溶劑，所述露點(diǎn)壓力為復(fù)合氣體溶劑的露點(diǎn)壓力；
[0011]步驟三:關(guān)井1-2天，對(duì)水平井的水平段進(jìn)行加熱，當(dāng)加熱到50-70°C時(shí)，停止加執(zhí).^ ，
[0012]步驟四:采用長(zhǎng)管伴注稀油，短管采油的方式開(kāi)采，采出過(guò)程持續(xù)兩天，當(dāng)井下的壓力低于IMPa時(shí)，通過(guò)長(zhǎng)管注入所述復(fù)合氣體溶劑，并重復(fù)步驟三的步驟，其中，復(fù)合氣體溶劑的注入量為溶劑腔體積的1-3倍；
[0013]步驟五:重復(fù)步驟二至步驟四的步驟，當(dāng)采出程度達(dá)到50%以上，開(kāi)采效率低于經(jīng)濟(jì)極限時(shí)，結(jié)束開(kāi)采，完成所述單水平井溶劑輔助的開(kāi)采。
[0014]在本發(fā)明提供的上述開(kāi)采方法中，在步驟一中，水平井的水平段與油藏底部的距離越小越經(jīng)濟(jì)，但是如果指標(biāo)定的過(guò)低，會(huì)導(dǎo)致部分水平井井段處于基底巖層中，對(duì)生產(chǎn)不具有任何作用，有很高的風(fēng)險(xiǎn)，一般設(shè)定小于I米，具體數(shù)值本領(lǐng)域技術(shù)人員可以根據(jù)具體需求選擇合適的距離。
[0015]在本發(fā)明提供的上述開(kāi)采方法中，步驟四中的溶劑腔是指隨著溶劑的注入，注入井上方的部分稠油被采出，這部分空間被后續(xù)注入的溶劑占據(jù)，我們稱這部分空間為油藏內(nèi)部形成的溶劑腔。溶劑腔隨著開(kāi)發(fā)過(guò)程的進(jìn)行不斷擴(kuò)大。
[0016]在本發(fā)明提供的上述開(kāi)采方法中，在步驟五中，當(dāng)注入的溶劑成本、設(shè)備與操作費(fèi)用的總和 > 按當(dāng)前油價(jià)估算的產(chǎn)出原油價(jià)值時(shí)則開(kāi)采效率低于經(jīng)濟(jì)極限，以一個(gè)操作周期為評(píng)估基礎(chǔ)。
[0017]在本發(fā)明的上述開(kāi)采方法中，優(yōu)選地，在步驟二中，所述C1-C4有機(jī)化合物包括甲烷、乙烷、丙烷和丁烷中的一種或幾種的組合。
[0018]在本發(fā)明的上述開(kāi)采方法中，優(yōu)選地，在步驟二中，復(fù)合氣體溶劑中0)2的體積含量為 20% -80%。
[0019]在本發(fā)明的上述開(kāi)采方法中，復(fù)合氣體溶劑中二氧化碳的含量可以根據(jù)油藏特點(diǎn)進(jìn)行選擇。選擇的依據(jù)是:復(fù)合氣體溶劑的露點(diǎn)壓力接近操作壓力但比操作壓力略低。這樣注入油藏的流體既能進(jìn)入兩相區(qū)內(nèi)(如圖1所示)，又能保證絕大部分注入溶劑處于氣相，使得復(fù)合氣體溶劑的消耗少(氣相密度低)，但壓力又足夠高，利于提高復(fù)合氣體溶劑在稠油中的溶解度。
[0020]在本發(fā)明的上述開(kāi)采方法中，優(yōu)選地，水平井的水平段內(nèi)設(shè)置有加熱裝置。其中，該加熱裝置可以為電加熱裝置。
[0021]在本發(fā)明的上述開(kāi)采方法中，優(yōu)選地，所述水平井的水平段內(nèi)設(shè)置有測(cè)溫裝置和測(cè)壓裝置，以實(shí)施監(jiān)測(cè)井內(nèi)的溫度和壓力。
[0022]在本發(fā)明提供的上述開(kāi)采方法中，在所述步驟二中，露點(diǎn)壓力是指氣相烴類增壓過(guò)程中保持單一氣相的最高壓力，是隨油藏溫度和復(fù)合氣體溶劑的組成而變化的。如，20°C下，復(fù)合氣體溶劑的露點(diǎn)壓力為1.5-6MPa。露點(diǎn)壓力一般比地層壓力高，以保證復(fù)合氣體溶劑能夠注入，但也不會(huì)特別高，否則不經(jīng)濟(jì)，本領(lǐng)域技術(shù)人員可以根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行判斷。
[0023]在本發(fā)明的上述開(kāi)采方法中，采用的長(zhǎng)管用于注氣，注氣速率不要求高，長(zhǎng)管的直徑?jīng)]有特別要求，一般使用普通型號(hào)的油管即可，一般為2 (7/8) in型號(hào)的油管。短管用于采液，采出液是稠油、溶劑、稀油的混合物，采出過(guò)程為泵抽，使用普通型號(hào)的油管即可，一般為2 (7/8) in型號(hào)的油管。
[0024]根據(jù)本發(fā)明的【具體實(shí)施方式】，在步驟四中，長(zhǎng)管伴注稀油主要是防止產(chǎn)出原油脫氣后黏度大幅回升，而導(dǎo)致采出管線被堵。采用的稀油可以是油田其它區(qū)塊自產(chǎn)的脫水低黏原油，也可以是稠油稀釋劑，具體以降黏和成本控制為選擇依據(jù)。
[0025]在本發(fā)明的上述開(kāi)采方法中，采出過(guò)程為降壓生產(chǎn)的過(guò)程。
[0026]根據(jù)本發(fā)明的【具體實(shí)施方式】，當(dāng)采出程度達(dá)到50%以上，溶劑油比大幅上升，產(chǎn)出油量快速下降，并導(dǎo)致開(kāi)采效率低于經(jīng)濟(jì)極限時(shí)，結(jié)束生產(chǎn)。
[0027]本發(fā)明提供的上述開(kāi)采方法，主要包括部署井網(wǎng)、溶劑注入、浸泡和采出四個(gè)階段;
[0028]部署單支水平井井網(wǎng)，作為注采井網(wǎng)，其中，要保證水平井的水平段與油藏底部的距離〈I米，水平井內(nèi)置加熱裝置，用于均勻加熱，下入測(cè)溫點(diǎn)和測(cè)壓點(diǎn)用于監(jiān)測(cè)開(kāi)采過(guò)程的溫度和壓力；而且在井筒內(nèi)下入的篩管，篩管中下入多管柱(測(cè)溫管、加熱管柱、長(zhǎng)管、短管等)，溶劑注入階段長(zhǎng)管注復(fù)合溶劑，采出階段長(zhǎng)管伴注稀油，短管采油；
[0029]注入階段，根據(jù)儲(chǔ)層埋深、空隙壓力、地層溫度等因素，選擇合適的復(fù)合氣體溶劑，注入階段的持續(xù)時(shí)間短，開(kāi)始注入的較短時(shí)間內(nèi)絕大部分溶劑順利進(jìn)入，此后流量變小，吸納溶劑能力弱；復(fù)合氣體溶劑在露點(diǎn)壓力以上注入，保障溶劑進(jìn)入氣液兩相區(qū)，此時(shí)溶劑的消耗量小，同時(shí)壓力夠高，在原油中的溶解度大，高壓注入溶劑，達(dá)到補(bǔ)充地層能量的目的；
[0030]注入復(fù)合溶劑后關(guān)井一段時(shí)間，進(jìn)入浸泡階段，浸泡時(shí)間略長(zhǎng)(平均1-2天，取決于原油黏度和產(chǎn)油速率)，主要為高壓溶劑溶解降黏，降壓生產(chǎn)時(shí)形成泡沫油。在填砂管中形成三個(gè)特征區(qū)域，如圖2所示；
[0031]采出階段為降壓過(guò)程，泡沫油在溶劑氣驅(qū)的作用下(重力影響相對(duì)很弱)產(chǎn)出，伴隨壓力下降，原油黏度上升，這一過(guò)程通過(guò)降壓，原油和復(fù)合溶劑的混合體將形成泡沫油狀，在溶解氣驅(qū)的作用下，溶劑腔內(nèi)的原油(泡沫油狀)被快速推向井底，井底原油脫氣后黏度回升，此時(shí)通過(guò)注入稀油和井底加熱，降低其黏度，然后采用泵抽的