一種輔助水平井間聯(lián)通的方法
【技術領域】
[0001]本發(fā)明涉及一種輔助水平井間聯(lián)通的方法，屬于石油天然氣開采領域。
【背景技術】
[0002]雙水平井SAGD (蒸汽輔助重力泄油)開發(fā)淺層超稠油在加拿大取得了成功，并獲得了商業(yè)應用，在國內(nèi)也受到了重視。在SAGD啟動階段，由于油藏初始溫度低、稠油黏度大，傳統(tǒng)的5米井距雙水平井間難以形成有效聯(lián)通，導致注汽井附近受熱具有流動能力的稠油無法向下流動，蒸汽腔也無法擴展，因而建立有效流體聯(lián)通十分重要。此外，井間的熱聯(lián)通也至關重要。上部加熱稠油向下部生產(chǎn)井緩慢滲流過程中會損失熱量，溫度下降、黏度增加，從而導致井間稠油流動困難，無法順利完成泄油過程。
[0003]目前主流的操作技術是在上部注汽井和下部生產(chǎn)井內(nèi)布置雙油管管柱結(jié)構(gòu)，同時等壓注蒸汽循環(huán)預熱，在井眼附近形成穩(wěn)定高溫區(qū)，依靠溫度差以熱傳導的形式向儲層深部傳熱，從而緩慢加熱注采井間油藏(見圖1，圖1中左邊為沿水平井方向剖視圖，圖1中右邊為垂直水平井方向剖視圖)。從傳熱學角度分析(見圖2和圖3，圖2中循環(huán)預熱蒸汽溫度為220°C，地層溫度為18°C，熱擴散系數(shù)為1.15*10 6m2/s，依靠雙熱源非穩(wěn)態(tài)傳熱計算的井間5米溫度場)，該方法有以下固有弊端:1)存在低溫瓶頸區(qū)，容易導致后期聯(lián)通不均勻；2)底部熱傳導形成無效加熱，熱利用效率不高；3)固定雙熱源傳熱慢，能耗高；4)轉(zhuǎn)SAGD修栗需壓井降溫，造成大量熱能損失。
[0004]對于350米左右的埋深，注入蒸汽溫度大約為260°C、壓力為4.5MPa。對于長度為400米左右的水平井，其裸眼直徑為7寸，注入的蒸汽流量大約為70M3/d，而目前主要的熱源為使用天然氣的蒸汽鍋爐，按此流量計算，單日單井組的天然氣成本超過一萬元。通常循環(huán)預熱過程持續(xù)4個月才能保障井間有效聯(lián)通，轉(zhuǎn)入正常SAGD生產(chǎn)。然而有諸多不利因素影響，如油藏含水飽和度高、熱物性差、鉆井軌跡控制不好、埋深較深、油層薄、注入蒸汽干度低、井下加熱不均等均可能導致循環(huán)預熱效果差、耗時長，有時甚至需要近I年的循環(huán)預熱時間，SAGD開發(fā)的總體油氣比、經(jīng)濟效率均受到較大的影響。此外，在SAGD啟動階段，循環(huán)預熱效果差往往導致轉(zhuǎn)SAGD后水平井動用程度低，產(chǎn)油速率達不到方案設計預期，后續(xù)改善水平井動用程度的措施效果也十分有限，因而啟動初期聯(lián)通效果差將嚴重影響SAGD開發(fā)效果。
[0005]因此，提供一種解決SAGD井間有效聯(lián)通的方法，成為本領域亟待解決的問題之
O

【發(fā)明內(nèi)容】

[0006]為解決上述技術問題，本發(fā)明的目的在于提供一種輔助井間聯(lián)通的方法，該方法將微壓裂與溶劑相結(jié)合能夠有效改善SAGD井間聯(lián)通程度，其具有鉆井技術要求低、水消耗少、能耗低、排放少、轉(zhuǎn)SAGD不需要改變管柱結(jié)構(gòu)、無瓶頸區(qū)等優(yōu)點。
[0007]為達到上述目的，本發(fā)明提供了一種微壓裂與溶劑結(jié)合輔助井間聯(lián)通的方法，其包括以下步驟:
[0008]步驟一:向生產(chǎn)井內(nèi)注入液相溶劑(注入時，可以根據(jù)地層稠油的黏度，調(diào)節(jié)所注入的液相溶劑的溫度)，關井浸泡(達到給松散油砂擴容的目的，形成可控規(guī)模的擴容區(qū)，見圖6);
[0009]步驟二:向生產(chǎn)井內(nèi)注入氣相復合溶劑，關井浸泡(氣相復合溶劑在常溫常壓下為氣態(tài)，當注入井下后，壓力和溫度發(fā)生變化，部分以液相形式存在、部分以氣相形式存在，處于氣液兩相區(qū)，處于氣液兩相區(qū)的復合溶劑能夠利用上述形成的擴容區(qū)，與油藏充分接觸，經(jīng)過浸泡后，在地層稠油中溶解、擴散，達到降低稠油黏度的目的)；
[0010]步驟三:向生產(chǎn)井內(nèi)注入液相溶劑(注入液相溶劑是為了與返回井筒的稠油共混，進一步降低稠油的黏度以利于稠油舉升至地面)，同時，對生產(chǎn)井進行采液，控制生產(chǎn)井內(nèi)壓力下降的速率為預定值(生產(chǎn)井內(nèi)壓力下降的過程中，處于液相的復合溶劑部分氣化，補充油藏壓力；另外，降壓過程中會形成泡沫油現(xiàn)象，產(chǎn)生很強的驅(qū)動力將地層稠油推向井筒)；
[0011]步驟四:當水平井間建立流體聯(lián)通和熱聯(lián)通后(該步驟可以利用水平井段內(nèi)設置的測溫裝置和測壓裝置進行相應的判斷)，轉(zhuǎn)入正常SAGD過程；
[0012]其中，所述液相溶劑為具有降黏效果的流體，其黏度低于地層稠油，在油層溫度下具有流動性，能夠降低地層稠油的黏度。
[0013]本發(fā)明提供的技術方案利用超稠油油藏為松散砂巖的特點，通過下部生產(chǎn)井快速、高壓(相對高于地層破裂壓力)、少量注入液相溶劑(液相溶劑的溫度視稠油黏度而定)，當注入壓力上升到地層起裂壓力后(見圖5)，降低注入流量，形成可控規(guī)模的擴容區(qū)域(見圖6)，接著注入氣相復合溶劑，上述形成的擴容區(qū)域為氣相復合溶劑與油層相接觸創(chuàng)造了機會，浸泡一天后，氣相復合溶劑向稠油內(nèi)部溶解、擴散；降壓生產(chǎn)時，在溶解氣驅(qū)作用下產(chǎn)出雙水平井間稠油(見圖7)。可根據(jù)實際情況多次重復上述操作，達到井間流體聯(lián)通的效果(見圖4);然后經(jīng)過溶劑浸泡和/或溶劑循環(huán)，改善井間聯(lián)通程度；再轉(zhuǎn)為注蒸汽建立熱聯(lián)通，最后轉(zhuǎn)常規(guī)SA⑶。
[0014]在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟一開始前，該方法還包括對注汽井和生產(chǎn)井分別進行預熱的步驟(預熱能夠提高近井地帶地層溫度，降低井筒附近稠油的黏度，提高儲層吸收流體的能力、利于流體的順利注入)；更優(yōu)選地，對生產(chǎn)井進行預熱時，預熱方式包括向生產(chǎn)井內(nèi)注入高溫蒸汽、熱水或熱的液相溶劑；進一步優(yōu)選地，當采用高溫蒸汽或熱水對生產(chǎn)井進行預熱后，該方法還包括向生產(chǎn)井內(nèi)注入液相溶劑以替出熱水的步驟。
[0015]在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟一中，向生產(chǎn)井內(nèi)注入液相溶劑時，以0.4KPa/h_400KPa/h的速率提高注入壓力，直至壓力達到地層破裂壓力后，控制液相溶劑的注入流量為40-100L/min，注入時間為1-1Omin (在實際操作中可以根據(jù)地層結(jié)構(gòu)重復操作該步驟，高壓、少量、多次注入液相溶劑，能夠使地層形成垂向微裂縫，并能夠嚴格控制裂縫的規(guī)模，達到給松散油砂擴容的目的)；更優(yōu)選地，所述關井浸泡的時間為1-2天，浸泡過程中可以監(jiān)測井下壓力。
[0016]在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟一中，所述液相溶劑的溫度為50_70°C。
[0017]在上述方法中，優(yōu)選地，所述步驟一為:向生產(chǎn)井內(nèi)注入液相溶劑，關井浸泡，使地層中的松散油砂擴容，形成擴容區(qū)。
[0018]在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟一結(jié)束后，步驟二開始前，該方法還包括對生產(chǎn)井進行采液的步驟；更優(yōu)選地，當生產(chǎn)井內(nèi)壓力降至原始地層壓力后，停止采液。
[0019]在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟二中，所述關井浸泡的時間為1-2天。
[0020]在上述方法中，優(yōu)選地，所述步驟二為:向生產(chǎn)井內(nèi)注入氣相復合溶劑，關井浸泡，使氣相復合溶劑在稠油中溶解、擴散，以降低地層稠油的黏度。
[0021]在上述方法中，優(yōu)選地，在步驟三中，向生產(chǎn)井內(nèi)注入液相溶劑時，注入量為采出稠油體積的20% (液相溶劑的注入量占比達到20%時，稠油的降黏效果好，流動性能夠大大提高)，注入速率以能將地層稠油正常舉升為準(注入過快不經(jīng)濟，注入過慢，降黏率過低可能無法完成舉升)；更優(yōu)選地，控制生產(chǎn)井內(nèi)壓力下降的速率為l_5MPa/d(這樣操作能夠使生產(chǎn)井內(nèi)的壓力保持平衡)。
[0022]在上述方法中，優(yōu)選地，根據(jù)油藏溫度下降的速度、擴容成縫的規(guī)模、產(chǎn)油速率，在步驟三結(jié)束后，步驟四開始前，該方法還包括重復步驟二至步驟三的步驟(本操作是周期性的，在前一個周期結(jié)束后，如果油藏溫度還未下降到油藏初始溫度、擴容成縫的規(guī)模(即擴容效果)夠大、產(chǎn)油速率依然較高時，可以繼續(xù)重復步驟二至步驟三的操作；當一個周期結(jié)束后，油藏溫度很低、產(chǎn)油速率大幅下降，就應該加熱油藏、進一步進行擴容成縫以增加溶劑與稠油的接觸面積，從而保持經(jīng)濟可觀的采出效果)。
[0023]在上述方法中，優(yōu)選地，其中:在步驟三結(jié)束后，步驟四開始前，該方法還包括關閉生產(chǎn)井，向注汽井內(nèi)注入液相溶劑進行浸泡的步驟；更優(yōu)選地，在向注汽井內(nèi)注入液相溶劑的過程中，當注汽井的井下壓力達到原始孔隙壓力后，停止注入液相溶劑；進一步優(yōu)選地，該方法還包括在向注汽井內(nèi)注入液相溶劑進行浸泡后，將生產(chǎn)井內(nèi)的液相溶劑轉(zhuǎn)入注汽井形成循環(huán)的步驟(液相溶劑在重力作用下，從注汽井穿過儲層泄入生產(chǎn)井，再從生產(chǎn)井栗入注汽井進行循環(huán)，可強化水平井段的井間聯(lián)通均勻程度，同時進一步擴展聯(lián)通水平段的長度)。
[0024]在上述方法中，優(yōu)選地，所述液相溶劑包括柴油、稀油、輕烴或油水乳化型降黏劑，所述稀油是指黏度低于稠油，在油層溫度下具有流動性，能夠降低地層稠油黏度的油；所述油水乳化型降黏劑能夠在地層稠油中形成水包油型乳狀液，以降低地層稠油的黏度；所述油水乳化型降黏劑可以由Dongsheng Technologies公司提供的PS系列表面活性劑與親油型有機溶劑復配得到(所述親油型溶劑包括二甲苯或環(huán)己烷，但不限于此；復配比例可以根據(jù)實際需要進行調(diào)節(jié))，但不限于此，本領域技術人員可以根據(jù)實際情況選擇相應的表面活性劑和溶劑進行復配，得到需要的油水乳化型降黏劑。
[0025]在上述方法中，優(yōu)選地，所述氣相復合溶劑包括輕質(zhì)烷烴和CO2;更優(yōu)選地，所述輕質(zhì)烷烴包括C1-C4的烷烴；進一步優(yōu)選地，所述C1-C4的烷烴包括甲烷、乙烷、丙烷和丁烷中的一種或幾種的組合(氣相復合溶劑組分和用量的選擇，以及注采參數(shù)主要取決于油藏的深度)。
[0026]在上述方法中，優(yōu)選地，所述生產(chǎn)井的水平井段位于油藏的下部，其至油藏底部的距離<lm ;更優(yōu)選地，所述生產(chǎn)井和注汽井的完井方式為割縫篩管完井；進一步優(yōu)選地，所述生產(chǎn)井及注汽井的水平井段內(nèi)設有測量溫度的裝置和測量壓力的裝置。
[0027]本發(fā)明所采用的操作方式為間歇吞吐方式。
[0028]本發(fā)明的有益效果:
[0029]I)本發(fā)明提供的技術方案熱損失小，能耗低；由于主要降黏機理是溶劑在稠油中的溶解、擴散，不需要注入大量水蒸氣，從而極大的節(jié)省了能量。按照常規(guī)的120天注蒸汽循環(huán)預熱模式，僅僅天然氣消耗成本就接近200萬元，另外產(chǎn)生大約10000立方米的高溫產(chǎn)出液，含油量少，但乳化嚴重，而且非常穩(wěn)定，需要加大量破乳劑處理，間接成本更大。
[0030]2)本發(fā)明提供的技術方案在注溶劑聯(lián)通過程中就產(chǎn)油，見效快；傳統(tǒng)注蒸汽循環(huán)預熱過程中循環(huán)產(chǎn)出液含油極少。
[0031]3)本發(fā)明提供的技術方案溶劑可以循環(huán)利用，降低溶劑消耗；
[0032]4)本發(fā)明提供的技術方案能夠使雙水平井有效均勻聯(lián)通；通過井間溶劑浸泡和循環(huán)，進一步將水平井部分未聯(lián)通段的稠油采出，從而強化井間聯(lián)通；
[0033]5)本發(fā)明提供的技術方案對井眼軌跡要求低，易于鉆