專利名稱：一種淺層稠油油藏注丙烷開采方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種油田中的稠油油藏的開采方法，尤其涉及一種淺層稠油油藏注丙燒開米方法，屬于石油開米領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
稠油是全球二十一世紀(jì)規(guī)模最大的原油資源類型。世界原油總儲量大約為I. 4-2. I萬億噸，其中70%為普通稠油、超稠油及油砂。稠油資源主要分布在加拿大、委內(nèi)瑞拉、美國、中國等國家和地區(qū)，我國稠油資源量180億噸，儲量規(guī)模巨大。公開資料表明，稠油、油砂的產(chǎn)量將在未來20年達(dá)到世界原油產(chǎn)量的50%，成為世界能源供給的重要組成部分。世界各大油公司已把稠油開采技術(shù)研發(fā)與資源動(dòng)用作為重大發(fā)展戰(zhàn)略。 由于稠油地下黏度高，流動(dòng)困難，因此采用常規(guī)冷采方法產(chǎn)量低，采收率低，開發(fā)效果差。但是稠油黏度對于溫度非常敏感，隨著溫度升高，原油黏度急劇降低，流動(dòng)性顯著提高，因此目前世界范圍內(nèi)稠油開采的方式主要是采取措施提高原油流動(dòng)性、提高油水流度比來提高原油波及體積和驅(qū)替效率，稠油油藏的開采主體技術(shù)主要是蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層、蒸汽輔助重力泄油(SAGD)等熱力開采技術(shù)。蒸汽吞吐技術(shù)是指周期性向油層中注入一定量的濕飽和蒸汽，加熱近井地帶一定范圍內(nèi)的原油使其黏度降低，通過關(guān)井燜井一段時(shí)間后開井開采原油的方法。但蒸汽吞吐本質(zhì)上是一種消耗地層能量的降壓開采方法，對于淺層稠油油藏，尤其是油藏埋深小于500m的稠油油藏，由于油藏本身壓力小，能量少，因此蒸汽吞吐周期時(shí)間短，經(jīng)濟(jì)有效周期少，采收率僅僅8 % -15%。蒸汽驅(qū)作為一種蒸汽吞吐后的主體接替技術(shù)，在蒸汽吞吐基礎(chǔ)上可提高采收率20%以上，在美國Kern River等油田得到了成功應(yīng)用，但由于需要連續(xù)不斷地注入蒸汽，地面鍋爐燃燒產(chǎn)生的溫室氣體排放量大；同時(shí)注入蒸汽向頂?shù)咨w層的熱損失大，蒸汽能耗大，生產(chǎn)汽油比低，經(jīng)濟(jì)效益差；尤其對于厚層稠油油藏，由于蒸汽超覆造成油層下部原油動(dòng)用率較低，蒸汽波及體積有限，最終采收率較低。蒸汽輔助重力泄油技術(shù)是1978年加拿大Bulter所發(fā)明，在加拿大油砂礦區(qū)、我國的遼河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功應(yīng)用。其原理是在注入井中注入蒸汽，蒸汽在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面擴(kuò)展，與油層中的原油發(fā)生熱交換，加熱后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生產(chǎn)井中產(chǎn)出。蒸汽輔助重力泄油技術(shù)的采收率可達(dá)到40%-60%，適用于開采單層厚度大于15m的稠油油藏，但由于蒸汽流動(dòng)性遠(yuǎn)高于液體，因此，蒸汽容易竄入下部生產(chǎn)井，造成水平段動(dòng)用程度低。火燒油層技術(shù)是指通過向油層中注入空氣，通過自燃點(diǎn)火或者人工點(diǎn)火，使空氣在油層內(nèi)與原油發(fā)生高溫氧化反應(yīng)產(chǎn)生熱量以降低原油黏度。在羅馬尼亞的SuplacudeBarcau油田和印度的Mehsana油田得到了成功應(yīng)用，在我國遼河油田高3塊、高3_6_18塊也開展了先導(dǎo)試驗(yàn)，由于火燒油層實(shí)施工藝復(fù)雜，需要在地下點(diǎn)火并維持高的注氣量，此夕卜，火驅(qū)火線調(diào)控較困難，目前尚未形成有效的火驅(qū)火線前緣調(diào)控技術(shù)，在火驅(qū)過程中，火線容易突破生產(chǎn)井井底，造成嚴(yán)重的安全隱患，因此現(xiàn)場成功率不高。CN101004132A公開了一種注空氣輔助蒸汽吞吐稠油開采技術(shù)，其是通過在蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)的過程中注入空氣提高采收率和工程效益。該方法包括以下工藝步驟鉆井之后桐油層進(jìn)彳丁套管防砂完井，以抑制后期開米的出砂；完井過程中建成人工井底，以承受注蒸汽和高壓空氣時(shí)的高壓；完井注入熱蒸汽(200°C以上)，增加油層溫度，降低稠油黏度；待油層溫度升高后，可將空氣注入同一油層，然后關(guān)井，使原油和氧氣發(fā)生低溫氧化反應(yīng)放出熱量并產(chǎn)生二氧化碳和氮?dú)獾幕旌蠚?，增加?qū)油能量；氧化反應(yīng)可裂解稠油改變原油組分，增加原油流動(dòng)性和油品質(zhì)量；空氣中的氧氣可大部分被氧化反應(yīng)消耗掉，不產(chǎn)生油井氧氣引爆引起的安全隱患；空氣資源豐富，可降低成本。但該方法有三個(gè)主要問題一是該方法僅提供了注空氣輔助蒸汽吞吐開采工藝，但注空氣輔助蒸汽吞吐本質(zhì)上是一種依靠油藏能量的泄壓開采技術(shù)，對于埋深小于500m的淺層稠油油藏，由于油藏壓力能量很低，因此其采收率有限；二是雖然該方法適于蒸汽驅(qū)的過程，但未提及采取何種技術(shù)措施提高蒸汽驅(qū)熱利用率，減少蒸汽驅(qū)熱損失等關(guān)鍵技術(shù)問題；三是沒有說明在注空氣輔助蒸汽驅(qū)過程中如何控制注入的空氣來避免產(chǎn)生油氣和氧氣混合氣體引爆的安全隱患問題。 CN101403290A提供了一種聚合物凝膠驅(qū)油提高超稠油采油率的方法。該方法的工藝步驟包括首先將交聯(lián)劑母液與水相混合，得到預(yù)混物，混合比例為交聯(lián)劑母液水=I 1-1. 2;將上述預(yù)混物與聚合物母液相混合，得到聚合物凝膠溶液，混合比例為預(yù)混物聚合物母液=I 500-3000 ;將上述聚合物凝膠注入進(jìn)油田的注聚井井口，聚合物凝膠的濃度為1000ppm-7000ppm，注入壓力為6MPa-10MPa。該方法用聚合物凝膠驅(qū)油，可以提高注入水的黏度，從而有效改善注入水和地層原油的流度比、擴(kuò)大注入水的波及提及，提高原油采收率。但該方法有三個(gè)主要問題一是由于超稠油是指地面脫氣原油黏度大于50000厘泊的原油，該專利申請未公布聚合物凝膠配方體系的黏度，公開資料表明(胡勇，盧祥國.污水配制的Al3+交聯(lián)聚合物凝膠性能特征[J].油田化學(xué)，2004，21 (4) :336_339)聚合物凝膠配方體系的黏度通常不超過50厘泊，因此該注入流體與油之間的流度比在1000以上，如此高流度比條件下原油波及體積和提高采收率幅度值得商榷；二是該專利申請公開的實(shí)施例中未提及該方法提高采收率的應(yīng)用效果；三是聚合物凝膠滯留在油層中將造成環(huán)境污染。CNlO 1122225A提供了一種用于立井注汽水平井采油的火驅(qū)采油方法。該方法是采用立井注蒸汽和水平井采油的復(fù)合井組布井方式，即6 口立井注汽井注汽，兩口采油井采油，或9 口立井注汽井注汽，3 口采油井采油。鉆井時(shí)立井注汽井鉆入油層1/2厚度上面注汽，水平井位于立井組油層1/2厚度的下部位置，利用上部立井注汽油層燃燒后產(chǎn)生的頂部壓力擠壓下部原油，而原油又依靠自重流向水平井段從采油井采出，該方法克服了存在油層內(nèi)部高滲透通道易形成油層水平方向汽竄的弊端，可提高油層火驅(qū)最終采收率15%。但與CN101004132A所公開的技術(shù)方案一樣，該專利申請所提出的方法未說明采用如何控制措施規(guī)避火線前緣突進(jìn)生產(chǎn)井底引發(fā)爆炸的安全隱患問題。

發(fā)明內(nèi)容
為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明的目的在于提供一種用于淺層稠油油藏的注丙烷開采方法，利用油層中部的水平井在高于丙烷臨界壓力條件下連續(xù)注入丙烷，油層底部的水平井連續(xù)生產(chǎn)，利用超臨界丙烷與原油分子之間的對流擴(kuò)散與傳質(zhì)作用，萃取出原油中的輕質(zhì)、中質(zhì)和重質(zhì)組分，實(shí)現(xiàn)原油就地改質(zhì)和大幅度提高采收率的目的，該方法具有采收率高、丙烷可循環(huán)利用、開采成本低、經(jīng)濟(jì)效益好、能耗低、低排放低、操作簡單安全、綠色環(huán)保等特點(diǎn)。 為達(dá)到上述目的，本發(fā)明提供了一種淺層稠油油藏注丙烷開采方法，包括以下步驟(I)在淺層稠油油藏開采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)，在同一平面位置(該平面位置是指垂直平面位置，注入井水平段位于生產(chǎn)井水平段的正上方)的油層內(nèi)設(shè)置一對注入井和生廣井；(2)通過注入井和生產(chǎn)井同時(shí)進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；(3)當(dāng)注入井的水平段和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時(shí)停止循環(huán)預(yù)熱，注入井開始連續(xù)注入丙烷，丙烷的注入速度隨蒸汽腔的擴(kuò)展逐漸增加，隨蒸汽腔下降逐漸減少，一般地，丙烷的注入速度為5000-25000m3/d ；(4)生產(chǎn)井開始連續(xù)采油生產(chǎn)。注入井和生產(chǎn)井的設(shè)置方式可以根據(jù)本領(lǐng)域的常規(guī)方式進(jìn)行，注入井為水平注入井，生產(chǎn)井為水平生產(chǎn)井，在油層中，注入井和生產(chǎn)井分別有一段水平段。一對注入井和生產(chǎn)井組成一對注采井對。在本發(fā)明中，一個(gè)水平注采井網(wǎng)包括至少一對注采井對。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，淺層稠油油藏是指埋深在500m以內(nèi)的稠油油藏。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(I)中，注入井的水平段位于油層中部，生產(chǎn)井的水平段位于油層底部且距離底部界面l-2m，注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間的垂直距離為5-6m。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(I)中，當(dāng)油層厚度較小，則減少水平注采井網(wǎng)內(nèi)相鄰注采井對之間的井距布井，當(dāng)油層厚度較大，則增加相鄰注采井對之間的井距布井。一般地，當(dāng)油層厚度為15-20m時(shí)，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為60-100m ;當(dāng)油層厚度大于20m時(shí)，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為100_150mo在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(I)中，注入井和生產(chǎn)井的管柱均采用9英寸(in)套管下懸掛7英寸篩管的管柱結(jié)構(gòu)。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，注入井和生產(chǎn)井的篩管內(nèi)均下入平行的長油管和短油管，長油管的直徑為3. 5英寸，短油管的直徑為2. 375英寸，并且，長油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(2)中，注入井和生產(chǎn)井均采用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預(yù)熱方式，并且，最高注汽速度需確保水平段環(huán)空的趾端和跟端之間的壓差不超過O. 05MPa，最低蒸汽干度需確保從長油管注入環(huán)空并到達(dá)水平段跟端的短油管入口處的蒸汽干度大于O。一般地，蒸汽循環(huán)預(yù)熱期間，注汽速度可以控制在60-120噸/天。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱進(jìn)行的時(shí)間在60天以內(nèi)時(shí)(一般地，蒸汽循環(huán)預(yù)熱時(shí)間為120-160天，這里的60天以內(nèi)指的是蒸汽循環(huán)預(yù)熱的過程中的時(shí)間)，注采井對的生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管的注汽壓力與生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管的注汽壓力相等，下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力與上部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力相等。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，注汽壓力和排液壓力均比丙烷的臨界壓力(4. 25MPa)高 O. 5MPa 以上，優(yōu)選為 O. 5-1. OMPa0在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱的時(shí)間達(dá)到60天以后時(shí)，生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管注汽壓力和短油管的排液壓力同時(shí)降低O. 3MPa(可以通過調(diào)節(jié)降低注汽量速度來降低注汽壓力和改變更換更大的油嘴尺寸來降低排液壓力)，但均高于丙烷的臨界壓力，并且，注入井內(nèi)長油管的注汽壓力和短油管的排液壓力保持不變。使注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間建立O. 3MPa的壓差，可以加 速水平段之間的熱傳遞，提高原油流動(dòng)性。生產(chǎn)井長油管與注入井長油管的注汽壓力可以通過調(diào)整注汽速度來實(shí)現(xiàn)，生產(chǎn)井短油管與注入井短油管的排液壓力可以通過調(diào)整油嘴尺寸來調(diào)節(jié)排液量，從而實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)排液壓力的目的。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(3)中，預(yù)定溫度是指注入井水平段和生產(chǎn)井水平段之間的油層溫度升高到120°C以上，達(dá)到該預(yù)定溫度后，注入井的短油管停止排液，注入井的短油管與長油管同時(shí)連續(xù)注入丙烷。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(3)中，注入井水平段的注入壓力高于丙烷的臨界壓力(4.25MPa);這個(gè)可以通過提高注汽速度實(shí)現(xiàn)。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(4)中，生產(chǎn)井的長油管停止注汽，生產(chǎn)井的短油管與長油管同時(shí)連續(xù)進(jìn)行采油生產(chǎn)，并且，生產(chǎn)井水平段的井底流壓高于丙烷的臨界壓力(4.25MPa);可以通過改變油嘴尺寸來實(shí)現(xiàn)，油嘴尺寸越大，排液速度越高，水平段的井底流壓越低。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(4)中，生產(chǎn)井水平段與注入井水平段之間的注采壓差(注汽壓力與排液壓力之差)不超過O. 5MPa ;水平段注汽壓力減去水平段排液壓力等于注采壓差，注汽壓力可以通過調(diào)整注入速度來實(shí)現(xiàn)，排液壓力可以通過調(diào)整油嘴尺寸來實(shí)現(xiàn)。在本發(fā)明提供的上述開采方法中，優(yōu)選地，在步驟(4)中，當(dāng)原油產(chǎn)量無經(jīng)濟(jì)效益時(shí)(一般地，按油價(jià)75美元/桶計(jì)算，水平井日產(chǎn)油的經(jīng)濟(jì)極限為2噸/天，當(dāng)?shù)陀诖藰O限時(shí)，就可以認(rèn)為沒有經(jīng)濟(jì)效益)，注入井關(guān)井，逐步將生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的生產(chǎn)壓力降低到O. 6MPa，使丙烷低于臨界壓力后變?yōu)闅庀喽婚_采出來。本發(fā)明所提供的淺層稠油油藏注丙烷開采方法具有以下技術(shù)效果(I)本發(fā)明所提供的開采方法采用注蒸汽等壓差后轉(zhuǎn)低壓差預(yù)熱循環(huán)的方式，能夠有效地加熱注采井水平段之間的原油，促進(jìn)水平段之間流體的連通，避免了注入丙烷冷采初期原油流動(dòng)阻力大、注采井水平段之間連通困難等問題，實(shí)現(xiàn)了快速上產(chǎn)、丙烷腔快速上升的目的；(2)由于注采井水平段之間垂直距離約為5m，因此循環(huán)預(yù)熱達(dá)到預(yù)定溫度所需時(shí)間較短，蒸汽注入量有限，地面鍋爐尾氣排放量小，對環(huán)境污染小；(3)注入壓力和生產(chǎn)壓力在丙烷臨界壓力4. 25MPa以上，使得超臨界的丙烷在油層中為輕于稠油的液相，有效避免了丙烷揮發(fā)產(chǎn)生氣竄，因此生產(chǎn)井不會發(fā)生氣竄風(fēng)險(xiǎn)，使得生產(chǎn)井操作簡單，而相比蒸汽輔助重力泄油過程中，蒸汽的汽竄是影響水平段動(dòng)用程度的重要因素；(4)通過丙烷與原油分子之間的對流擴(kuò)散與傳質(zhì)作用，有效萃取出原油的輕質(zhì)、中質(zhì)和重質(zhì)組分,從而大幅度降低原油黏度,提高原油流動(dòng)能力，實(shí)現(xiàn)原油就地改質(zhì),最終采收率可以達(dá)到85%以上，除了少量浙青質(zhì)沉積于油層巖石表面外，其余組分均被采出；(5)在生產(chǎn)過程中，隨原油一同采出來的丙烷到達(dá)地面后，在低于臨界壓力的大氣壓條件下迅速變?yōu)闅庀嗝撾x原油，因此不需要復(fù)雜的脫氣工藝；脫離出來的丙烷被重新注入油層，不斷循環(huán)使用，可以實(shí)現(xiàn)丙烷的高效利用，顯著降低操作成本；(6)在生產(chǎn)末期，通過關(guān)閉注入井，降低生產(chǎn)井井底流壓，使油層壓力降低到丙烷臨界壓力以下，丙烷在油層中發(fā)生相變成為氣相，體積發(fā)生劇烈膨脹而被生產(chǎn)井采出，從而最大限度減少了油層孔隙中滯留的丙烷，降低了丙烷損失和開采成本。相對與其它稠油開采技術(shù)，本發(fā)明所提供的淺層稠油油藏注丙烷開采方法還具有 以下技術(shù)優(yōu)勢(I)相比稠油油藏注入CO2開采方法，由于CO2具有較強(qiáng)的腐蝕作用，對管柱和管線要求高，完井、生產(chǎn)、以及地面等設(shè)施均需要防腐材料，成本較高，而本發(fā)明采用注入丙烷的方式，丙烷無腐蝕作用，對管線要求較低；(2)在稠油油藏注入氮?dú)獾拈_采方法中，由于氮?dú)鉃榉悄鰵怏w，無法與原油混相，在較高的氣液流度比下，氮?dú)馊菀装l(fā)生氣竄，驅(qū)油效率和采收率較低，而本發(fā)明所提供的開采方法采用的丙烷的臨界壓力低，且與原油能完全混相，可實(shí)現(xiàn)低壓混相開采；(3)在稠油注空氣低溫氧化方法中，由于原油低溫氧化所需油層溫度在50°C以上，因此淺層稠油油藏?zé)o法實(shí)現(xiàn)低溫氧化反應(yīng)，注空氣采收率有限，此外，產(chǎn)出井口的氣體中氧氣含量超標(biāo)時(shí)，有爆炸危險(xiǎn)，因此不適用于淺層稠油油藏，而本發(fā)明所提供的開采方法采用注丙烷的方式，其開發(fā)效果和采收率不受油藏溫度的限制。


圖I為實(shí)施例I所提供的注丙烷開采方法所采用的水平注采井網(wǎng)的示意圖；圖2a-圖2c分別為丙烷腔上升、擴(kuò)展及下降階段的示意圖。主要附圖標(biāo)號說明注入井I生產(chǎn)井2產(chǎn)出氣液分離罐3油水分離器4丙烷壓縮機(jī)組5注入井套管6注入井短油管7注入井長油管8注入井篩管9生產(chǎn)井套管10生產(chǎn)井短油管n生產(chǎn)井長油管12生產(chǎn)井篩管13上覆地層14油層15丙烷注入管線16生產(chǎn)井產(chǎn)液管線17油水混合物輸運(yùn)管線18脫水油外輸管線19丙烷回注管線20注入井測試電纜21注入井測試點(diǎn)22生產(chǎn)井測試電纜23生產(chǎn)井測試點(diǎn)24丙烷腔25丙烷腔2具體實(shí)施方式
為了對本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對本發(fā)明的技術(shù)方案進(jìn)行以下詳細(xì)說明，但不能理解為對本發(fā)明的可實(shí)施范圍的限定。實(shí)施例I本實(shí)施例提供一種淺層稠油油藏注丙烷開采方法，該淺層稠油油藏的主力油層埋藏淺,平均埋深為300m，原始油藏壓力為2. 8MPa，原始油藏溫度為19°C ;原油黏度高,油層溫度下脫氣原油黏度為105萬厘泊，油層有效厚度平均為15m。本實(shí)施例提供的淺層稠油油藏注丙烷開采方法包括以下具體步驟A、部署水平注采井網(wǎng)首先在該淺層稠油油藏的主力稠油層15內(nèi)部署注入井(水平注入井)I和生產(chǎn)井(水平注入井)2，注入井I和生產(chǎn)井2位于同一平面位置，該水平注采井對與相鄰水平注采 井對之間的距離為80m，油層15的上方為上覆地層14 ；注入井I與生產(chǎn)井2均下入直徑為9in的中間套管，分別為注入井套管6和生產(chǎn)井套管10，套管下面用篩管懸掛器接直徑為7in的割縫篩管，分別為注入井I水平段的注入井篩管9和生產(chǎn)井2水平段的生產(chǎn)井篩管13，注入井篩管9的長度為500m，生產(chǎn)井篩管13的長度為500m,生產(chǎn)井篩管13與油層15底界的距離為Im,注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的垂直距離為5m ；在鉆井過程中，為了確保注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的垂直距離為5m，利用磁導(dǎo)向精確控制井軌跡；注入井I與生產(chǎn)井2內(nèi)均下入相互平行的短油管與長油管，分別為注入井短油管7、注入井長油管8、生產(chǎn)井短油管11和生產(chǎn)井長油管12，短油管直徑為2. 375in，長油管直徑為3. 5in，短油管下入水平段跟端，長油管下入水平段趾端，短油管與長油管均為連續(xù)油管；在水平注入井i的水平段的環(huán)空內(nèi)均勻分布11個(gè)熱電偶測溫點(diǎn)和測壓點(diǎn)，即注入井水平段溫度(壓力)測試點(diǎn)22，通過注入井水平段測試電纜21將其與地面測試裝置連接；在水平生產(chǎn)井2的水平段的環(huán)空內(nèi)均勻分布11個(gè)熱電偶測溫點(diǎn)和測壓點(diǎn)，即生產(chǎn)井水平段溫度(壓力)測試點(diǎn)23，通過生產(chǎn)井水平段測試電纜24將其與地面測試裝置連接；在地面設(shè)置產(chǎn)出氣液分離罐3、油水分離器4以及丙烷壓縮機(jī)組5，其中，產(chǎn)出氣液分離罐3通過生產(chǎn)井產(chǎn)液管線17與生產(chǎn)井2的井口連接，產(chǎn)出氣液分離罐3通過丙烷回注管線20與丙烷壓縮機(jī)組5連接，產(chǎn)出氣液分離罐3通過油水混合物輸運(yùn)管線18與油水分離器4連接，油水分離器4連接有脫水油外輸管線19，丙烷壓縮機(jī)組5通過丙烷注入管線16與注入井I的井口連接。上述水平注采井網(wǎng)的示意圖如圖I所示。B、注蒸汽循環(huán)預(yù)熱通過注入井長油管8與生產(chǎn)井長油管12同時(shí)連續(xù)注入蒸汽，井口蒸汽干度為80%，注汽速度為100噸/天，井底注汽壓力為5. 3MPa，通過注入井短油管7與生產(chǎn)井短油管11同時(shí)連續(xù)排液，短油管井底排液壓力為5. 2MPa，開始等壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；循環(huán)預(yù)熱60天后，注入井長油管8的注汽壓力與注入井短油管7的排液壓力不變，生產(chǎn)井長油管12的井底注汽壓力下降到5. 0MPa(下降了 O. 3MPa)，生產(chǎn)井短油管11的井底排液壓力下降到4. 9MPa(下降了 O. 3MPa)，開始低壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱，加速注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的熱連通與流體連通；循環(huán)預(yù)熱達(dá)到150天時(shí)，注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的油層中間溫度上升到120°C，原油黏度下降到100厘泊以下；生產(chǎn)井排液數(shù)據(jù)表明，生產(chǎn)井短油管11排出液含水率從100%下降到了 85%，油層內(nèi)的原油從生產(chǎn)井篩管13流入環(huán)空的量明顯增加，表明注采井間的油層原油流動(dòng)能力已經(jīng)大大增加，已經(jīng)達(dá)到了預(yù)熱效果，因此注入井短油管7停止排液，生產(chǎn)井長油管12停止注入蒸汽，注蒸汽循環(huán)預(yù)熱結(jié)束。C、連續(xù)注采階段注入井短油管7與注入井長油管8同時(shí)連續(xù)注入丙烷，井底注入壓力均為5. 3MPa，高于丙烷臨界壓力4. 25MPa，丙烷以液相注入油層15 ;生產(chǎn)井短油管11與生產(chǎn)井長油管12同時(shí)連續(xù)排液，井底排液壓力均為4. 8MPa，高于丙烷臨界壓力4. 25MPa，注入井I水平段與生產(chǎn)井2水平段之間的注采壓差保持在O. 5MPa ；注入井短油管7的注入速度與注入井長油管8的注入速度的比例為I : 2，生產(chǎn)井短油管11的排液速度與生產(chǎn)井長油管12的排液速度的比例為1:2;在確保壓力穩(wěn)定的前提下，注入速度根據(jù)注入壓力來確定，由于剛開始丙烷腔(丙烷腔的形成及變化原理是在注入井中注入高于臨界壓力的丙烷，由于丙烷重度遠(yuǎn)小于油層內(nèi)原油的重度，因此丙烷由于重力分異作用向上超覆，而溶解丙烷的原油其黏度大幅度降低，流動(dòng)能力明顯提高，在重力分異作用下流入油層下部的生產(chǎn)井。不斷超覆的丙烷在地層中形成丙烷腔，在注入壓力和重力分異雙重作用下，丙烷腔向上及側(cè)面擴(kuò)展，與油層中的原油發(fā)生質(zhì)量交換；當(dāng)丙烷腔的橫向擴(kuò)展力小于丙烷自身重力時(shí)，丙烷腔開始下降，最終下降到生產(chǎn)井底)較小，泄油面積較小，因此丙烷注入速度較低，僅為100噸/天，隨著丙烷與原油分子之間不斷的對流擴(kuò)散與傳質(zhì)，原油中的輕質(zhì)、中質(zhì)、重質(zhì)組分不斷被萃取成為高流動(dòng)性的油流，在原油重力作用下，高流動(dòng)性的原油進(jìn)入油層底部的生產(chǎn)井而被采出。由于丙烷分子質(zhì)量與密度均比稠油低，因此，如圖2a-圖2c所示(這三幅圖為截面示意圖)，其為丙烷腔上升、擴(kuò)展及下降階段的示意圖，丙烷腔26外側(cè)的灰色部分代表地層，丙烷腔26在密度差和重力分異作用下開始縱向上升，當(dāng)丙烷腔26縱向上升到油層頂部后，開始橫向擴(kuò)展，隨著丙烷腔26的不斷擴(kuò)展，丙烷的注入速度不斷提高，該油層條件下利用本注采井對井身結(jié)構(gòu)，注入井I最高注入速度達(dá)到了 350噸/天，生產(chǎn)井2的排液速度受生產(chǎn)井2井底流壓控制，最高排液速度達(dá)到了 380噸/天。在開采過程中，進(jìn)入生產(chǎn)井2被一同采出的丙烷進(jìn)入地面產(chǎn)出氣液分離罐3，由于產(chǎn)出氣液分離罐3中的壓力為I個(gè)大氣壓，低于丙烷臨界壓力，因此丙烷迅速發(fā)生相變后揮發(fā)成為氣體而與原油分離，分離出來的丙烷氣體經(jīng)由丙烷回注管線20進(jìn)入丙烷壓縮機(jī)組5，丙烷壓縮機(jī)組5將回采的丙烷經(jīng)由丙烷注入管線16分別從注入井短油管7和注入井長油管8重新注入油層15，而分離了丙烷的油水混合物經(jīng)由油水混合物輸運(yùn)管線18進(jìn)入油水分離器4，進(jìn)行進(jìn)一步分離脫水后通過脫水油外輸管線19外輸。D、生產(chǎn)結(jié)束階段
丙烷腔橫向擴(kuò)展到40m處與相鄰井對的丙烷腔相交，之后丙烷腔在丙烷與原油重力與泄油方向作用下開始逐漸下降，丙烷的注入速度和原油產(chǎn)量均開始進(jìn)入遞減階段；當(dāng)丙烷腔下降到生產(chǎn)井篩管13附近時(shí)，日產(chǎn)油量下降到2噸/天左右，產(chǎn)出液中的丙烷的體積百分比達(dá)到90%以上，表明該井對所在油層中的原油控制儲量已經(jīng)基本上被采出，采收率達(dá)到85%以上，注采井對進(jìn)入了生產(chǎn)結(jié)束階段。為了提高經(jīng)濟(jì)效益，需要盡可能采出丙烷，減少丙烷在油層孔隙中的滯留，由于生產(chǎn)井2井底壓力控制在4. 8MPa，油層中的丙烷呈液態(tài)，該壓力條件下其比容為O. 0044m3/kg,當(dāng)生產(chǎn)井2井底流壓下降到O. 6MPa時(shí)，丙烷揮發(fā)成氣態(tài)，其比容為O. 079m3/kg,比4. 25MPa時(shí)體積膨脹了 17倍，因此，生產(chǎn)井2井底流壓下降到O. 6MPa后，油層孔隙及丙烷腔中液態(tài)的丙烷體積將劇烈膨脹，油層中單位孔隙體積中滯留的丙烷氣體質(zhì)量大大減少，大量丙烷被采出。為此，在生產(chǎn)結(jié)束階段，采取降低生產(chǎn)井井底流壓的策略，將生產(chǎn)井井底流壓下降到O. 6MPa，使丙烷從液相轉(zhuǎn)變?yōu)闅庀啵瑢?shí)現(xiàn)高度回收，計(jì)算結(jié)果表明，丙烷回收率達(dá)到 92%。表I為本實(shí)施例的生產(chǎn)與經(jīng)濟(jì)效益情況統(tǒng)計(jì)。如表I所示，從生產(chǎn)情況來看，采用水平井蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式，經(jīng)濟(jì)有效生產(chǎn)時(shí)間約為8. 5年，累計(jì)產(chǎn)油量約為7. 55X 104t，最終采收率約為43. 1%，而采用本實(shí)施例提供方法的經(jīng)濟(jì)有效生產(chǎn)時(shí)間為 9年，累計(jì)產(chǎn)油量為15. 24X 104t，最終采收率為87. 0%，比前者大幅度提高了 43. 9個(gè)百分點(diǎn)。從經(jīng)濟(jì)效益對比來看，以油價(jià)50美元/桶計(jì)算，采用水平井蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式由于需要連續(xù)注入大量蒸汽，地面鍋爐產(chǎn)生蒸汽成本較高，目前產(chǎn)生每噸蒸汽成本為14元，因此產(chǎn)油成本較高，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值NPV為6189萬元，內(nèi)部收益率IRR為23%，需要
3.2年收回投資；而采用本實(shí)施例的開采方法，由于產(chǎn)出丙烷全部回注，最終丙烷回收率達(dá)到92%，只有8%的丙烷滯留在油層中，因此開采成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于注蒸汽成本；同時(shí)，本實(shí)施例的方法注入方式簡單，操作費(fèi)大大減少，因此本實(shí)施例的方法最終財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值NPV達(dá)到了 24477萬元，內(nèi)部收益率IRR達(dá)到97%，I. 5年即可收回投資。表I
生產(chǎn)效果對比經(jīng)濟(jì)效益對比
累產(chǎn)油景I采收率j冇效生產(chǎn)財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值I內(nèi)部收益率I投資冋收期 __(IO4I) (%) 時(shí)間(年) (萬元)(％)__(年)
水平井茲汽吞
7.55 43.18.56189233.2
吐轉(zhuǎn)滌汽驅(qū)_______
本發(fā)明15.24 87.09.024477971.5實(shí)施例2本實(shí)施例提供了一種淺層稠油油藏注丙烷開采方法，該淺層稠油油藏是新疆油田風(fēng)城淺層稠油油區(qū)八道灣組的油層，該稠油油區(qū)的主力油層平均埋深為220m，油層有效厚度平均為17m，原始油藏壓力為2. OMPa，原始油藏溫度為17°C，油層溫度下脫氣原油黏度為87萬厘泊。本實(shí)施例提供的淺層稠油油藏注丙烷開采方法包括以下具體步驟A、部署水平井首先在該淺層稠油油藏的主力稠油層15內(nèi)部署注入井(水平注入井)I和生產(chǎn)井(水平注入井)2，注入井I和生產(chǎn)井2位于同一平面位置，該水平注采井對與相鄰水平注采井對之間的距離為80m，油層15的上方為上覆地層14 ；注入井I與生產(chǎn)井2均下入直徑為9in的中間套管，分別為注入井套管6和生產(chǎn)井套管10，套管下面用篩管懸掛器接直徑為7in的割縫篩管，分別為注入井I水平段的注入井篩管9和生產(chǎn)井2水平段的生產(chǎn)井篩管13，注入井篩管9的長度為500m，生產(chǎn)井篩管13的長度為500m,生產(chǎn)井篩管13與油層15底界的距離為Im,注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的垂直距離為5m ；在鉆井過程中，為了確保注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的垂直距離為5m，利用磁導(dǎo)向精確控制井軌跡；注入井I與生產(chǎn)井2內(nèi)均下入相互平行的短油管與長油管，分別為注入井短油管7、注入井長油管8、生產(chǎn)井短油管11和生產(chǎn)井長油管12，短油管直徑為2. 375in，長油管直徑為3. 5in，短油管下入水平段跟端，長油管下入水平段趾端，短油管與長油管的類型均為連續(xù)油管；在水平注入井i的水平段的環(huán)空內(nèi)均勻分布11個(gè)熱電偶測溫點(diǎn)和測壓點(diǎn)，即注入井水平段溫度(壓力)測試點(diǎn)22，通過注入井水平段測試電纜21將其與地面測試裝置連接；在水平生產(chǎn)井2的水平段的環(huán)空內(nèi)均勻分布11個(gè)熱電偶測溫點(diǎn)和測壓點(diǎn)，即生產(chǎn)井水平段溫度(壓力)測試點(diǎn)23，通過生產(chǎn)井水平段測試電纜24將其與地面測試裝置連接；在地面設(shè)置產(chǎn)出氣液分離罐3、油水分離器4以及丙烷壓縮機(jī)組5，其中，產(chǎn)出氣液分離罐3通過生產(chǎn)井產(chǎn)液管線17與生產(chǎn)井2的井口連接，產(chǎn)出氣液分離罐3通過丙烷回注管線20與丙烷壓縮機(jī)組5連接，產(chǎn)出氣液分離罐3通過油水混合物輸運(yùn)管線18與油水分離器4連接，油水分離器4連接有脫水油外輸管線19，丙烷壓縮機(jī)組5通過丙烷注入管線16與注入井I的井口連接。上述水平注采井網(wǎng)的示意圖如圖I所示。B、注蒸汽循環(huán)預(yù)熱啟動(dòng)通過注入井長油管8與生產(chǎn)井長油管12同時(shí)連續(xù)注入蒸汽，井口蒸汽干度為75%，注汽速度為100噸/天，井底注汽壓力為5. 3MPa，通過注入井短油管7與生產(chǎn)井短油管11同時(shí)連續(xù)排液，短油管井底排液壓力為5. 2MPa，開始等壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；循環(huán)預(yù)熱60天后，注入井長油管8的注汽壓力與注入井短油管7的排液壓力不變，生產(chǎn)井長油管12的井底注汽壓力下降到5. 0MPa(下降了 O. 3MPa)，生產(chǎn)井短油管11的井底排液壓力下降到4. 9MPa(下降了 O. 3MPa)，開始低壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱，加速注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的熱連通與流體連通；循環(huán)預(yù)熱達(dá)到130天時(shí)，注入井篩管9與生產(chǎn)井篩管13之間的油層中間溫度上升到120°C，原油黏度下降到100厘泊以下；生產(chǎn)井排液數(shù)據(jù)表明，生產(chǎn)井短油管11排出液含水率從100%下降到了 87%，油層內(nèi)的原油從生產(chǎn)井篩管13流入環(huán)空的量明顯增加，表明注采井間的油層原油流動(dòng)能力已經(jīng)大大增加，已經(jīng)達(dá)到了預(yù)熱效果，因此注入井短油管7停止排液，生產(chǎn)井長油管12停止注入蒸汽，注蒸汽循環(huán)預(yù)熱結(jié)束。C、連續(xù)注采階段注入井短油管7與注入井長油管8同時(shí)連續(xù)注入丙烷，井底注入壓力均為5. 3MPa， 高于丙烷臨界壓力4. 25MPa，丙烷以液相注入油層15 ;生產(chǎn)井短油管11與生產(chǎn)井長油管12同時(shí)連續(xù)排液，井底排液壓力均為4. 8MPa，高于丙烷臨界壓力4. 25MPa，注入井I水平段與生產(chǎn)井2水平段之間的注采壓差保持在O. 5MPa ；注入井短油管7的注入速度與注入井長油管8的注入速度的比例為I : 2，生產(chǎn)井短油管11的排液速度與生產(chǎn)井長油管12的排液速度的比例為1:2;在確保壓力穩(wěn)定的前提下，注入速度根據(jù)注入壓力來確定，隨著丙烷腔的不斷擴(kuò)展，丙烷的注入速度不斷提高，該油層條件下利用本注采井對井身結(jié)構(gòu)，注入井I最高注入速度達(dá)到了 390噸/天，生產(chǎn)井2的排液速度受生產(chǎn)井2井底流壓控制，最高排液速度達(dá)到了 410噸/天； 在開采過程中，進(jìn)入生產(chǎn)井2被一同采出的丙烷進(jìn)入地面產(chǎn)出氣液分離罐3，分離出來的丙烷氣體經(jīng)由丙烷回注管線20進(jìn)入丙烷壓縮機(jī)組5，丙烷壓縮機(jī)組5將回采的丙烷經(jīng)由丙烷注入管線16分別從注入井短油管7和注入井長油管8重新注入油層15，而分離了丙烷的油水混合物經(jīng)由油水混合物輸運(yùn)管線18進(jìn)入油水分離器4，進(jìn)行進(jìn)一步分離脫水后通過脫水油外輸管線19外輸。D、生產(chǎn)結(jié)束階段丙烷腔橫向擴(kuò)展到50m處與相鄰井對的丙烷腔相交，之后丙烷腔在丙烷與原油重力與泄油方向作用下開始逐漸下降，丙烷的注入速度和原油產(chǎn)量均開始進(jìn)入遞減階段；當(dāng)丙烷腔下降到生產(chǎn)井篩管13附近時(shí)，日產(chǎn)油量下降到2噸/天左右，產(chǎn)出液中丙烷的體積百分比達(dá)到90%以上，表明該井對所在油層中的原油控制儲量已經(jīng)基本上被采出，采收率達(dá)到87%以上，注采井對進(jìn)入了生產(chǎn)結(jié)束階段。為了提高經(jīng)濟(jì)效益，需要盡可能采出丙烷，減少丙烷在油層孔隙中的滯留，在生產(chǎn)結(jié)束階段，采取降低生產(chǎn)井井底流壓的策略，將生產(chǎn)井井底流壓下降到O. 6MPa，使丙烷從液相轉(zhuǎn)變?yōu)闅庀嗪蟀l(fā)生體積膨脹而被采出地面，實(shí)現(xiàn)高度回收，計(jì)算結(jié)果表明，丙烷回收率達(dá)到 93%。表2為本實(shí)施例的生產(chǎn)與經(jīng)濟(jì)效益情況統(tǒng)計(jì)。如表2所示，從生產(chǎn)情況來看，采用水平井蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式，經(jīng)濟(jì)有效生產(chǎn)時(shí)間約為9. 9年，累計(jì)產(chǎn)油量約為10. 24X 104t，最終采收率約為41. 3%，而本實(shí)施例的方法經(jīng)濟(jì)有效生產(chǎn)時(shí)間約為11年，累計(jì)產(chǎn)油量約為21. 98X 104t，最終采收率約為88. 6%，比前者大幅度提高了 44. 7個(gè)百分點(diǎn)。從經(jīng)濟(jì)效益對比來看，以油價(jià)50美元/桶計(jì)算，采用水平井蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式由于需要連續(xù)注入大量蒸汽，地面鍋爐產(chǎn)生蒸汽成本較高，目前產(chǎn)生每噸蒸汽成本為14元，因此產(chǎn)油成本較高，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值NPV為8814萬元，內(nèi)部收益率IRR為21%，需要2. 9年收回投資；而采用本實(shí)施例的開采方法，由于產(chǎn)出丙烷全部回注，最終丙烷回收率達(dá)到93%，只有7%的丙烷滯留在油層，因此開采成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于注蒸汽成本；同時(shí)，本實(shí)施例的開采方法注入方式簡單，操作費(fèi)大大減少，因此本實(shí)施例的開采方法最終財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值NPV達(dá)到了37067萬元，內(nèi)部收益率IRR達(dá)到99%，I. 4年即可收回投資。表2
生產(chǎn)效果對比經(jīng)濟(jì)效益對比
累產(chǎn)油量I采收率I有效牛產(chǎn)時(shí)財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值I內(nèi)部收益率I投資冋收期 __(104t) (%) 間(年) (萬元)(％)__(年)
10.24 41.39.98814212.9
吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)_______
本發(fā)明 21.98 88.611.0 37067991.4
因此，從生產(chǎn)過程來看，本實(shí)施例的開采方法操作成本低廉,從生產(chǎn)效果來看,本實(shí)施例的開采方法取得的原油采收率遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的采收率，從經(jīng)濟(jì)效益來 看，本實(shí)施例的開采方法因其低能耗低排放的優(yōu)點(diǎn)，可以取得很好的經(jīng)濟(jì)效益，具有很強(qiáng)的抗風(fēng)險(xiǎn)能力。
權(quán)利要求
1.一種淺層稠油油藏注丙烷開采方法，其包括以下步驟 (1)在淺層稠油油藏開采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)，在同一垂直平面位置的油層內(nèi)設(shè)置一口注入井和一口生產(chǎn)井，組成一個(gè)注采井對，所述注入井為水平注入井，所述生產(chǎn)井為水平生產(chǎn)井，該水平注采井網(wǎng)包括至少一對注采井對； (2)通過注入井和生產(chǎn)井同時(shí)進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱； (3)當(dāng)注入井的水平段和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時(shí)停止循環(huán)預(yù)熱，注入井開始連續(xù)注入丙烷，丙烷的注入速度為5000-25000m3/d ； (4)生產(chǎn)井開始連續(xù)采油生產(chǎn)。
2.如權(quán)利要求I所述的開采方法，其中，所述淺層稠油油藏是指埋深在500m以內(nèi)的稠油油藏。
3.如權(quán)利要求I所述的開采方法，其中，在所述步驟(I)中，所述注入井的水平段位于油層中部，所述生產(chǎn)井的水平段位于油層底部且距離底部界面l_2m，所述注入井的水平段與所述生產(chǎn)井的水平段之間的垂直距離為5-6m。
4.如權(quán)利要求I所述的開采方法，其中，在所述步驟(I)中，當(dāng)油層厚度為15-20m時(shí)，所述水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為60-100m ;當(dāng)油層厚度大于20m時(shí)，所述水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為100-150m。
5.如權(quán)利要求I所述的開采方法，其中，在所述步驟(I)中，所述注入井和所述生產(chǎn)井的管柱均采用9英寸套管下懸掛7英寸篩管的管柱結(jié)構(gòu)。
6.如權(quán)利要求5所述的開采方法，其中，所述注入井和所述生產(chǎn)井的篩管內(nèi)均下入平行的長油管和短油管，長油管的直徑為3. 5英寸，短油管的直徑為2. 375英寸，并且，所述長油管下入到水平段趾端，所述短油管下入到水平段跟端。
7.如權(quán)利要求6所述的開采方法，其中，在所述步驟(2)中，所述注入井和所述生產(chǎn)井均采用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預(yù)熱方式，并且，最高注汽速度需確保水平段的環(huán)空的趾端和跟端之間的壓差不超過0. 05MPa，最低蒸汽干度需確保從長油管注入環(huán)空并到達(dá)水平段跟端的短油管入口處的蒸汽干度大于O。
8.如權(quán)利要求7所述的開采方法，其中，在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱進(jìn)行的時(shí)間在60天以內(nèi)時(shí)，所述注采井對的生產(chǎn)井水平段環(huán)空內(nèi)的長油管注汽壓力與注入井水平段環(huán)空內(nèi)的長油管注汽壓力相等，生產(chǎn)井水平段環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力與注入井水平段環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力相等。
9.如權(quán)利要求I或8所述的開采方法，其中，所述注汽壓力和所述排液壓力均比丙烷的臨界壓力高0. 5-1. OMPa0
10.如權(quán)利要求7或8所述的開采方法，其中，在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱的時(shí)間達(dá)到60天以后時(shí)，下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管的注汽壓力和短油管的排液壓力同時(shí)降低0. 3MPa，但均高于丙烷的臨界壓力，并且，上部注入井內(nèi)長油管的注汽壓力和短油管的排液壓力保持不變。
11.如權(quán)利要求I或6所述的開采方法，其中，在所述步驟(3)中，預(yù)定溫度是指注入井水平段和生產(chǎn)井水平段之間的油層溫度升高到120°C以上，達(dá)到該預(yù)定溫度后，注入井的短油管停止排液，注入井的短油管與長油管同時(shí)連續(xù)注入丙烷。
12.如權(quán)利要求I或11所述的開采方法，其中，在所述步驟(3)中，注入井水平段的注入壓力高于丙烷的臨界壓力。
13.如權(quán)利要求I或11所述的開采方法，其中，在所述步驟(4)中，生產(chǎn)井的長油管停止注汽，生產(chǎn)井的短油管與長油管同時(shí)連續(xù)進(jìn)行采油生產(chǎn)，并且，生產(chǎn)井水平段的井底流壓高于丙烷的臨界壓力。
14.如權(quán)利要求I或11所述的開采方法，其中，在所述步驟(4)中，生產(chǎn)井水平段與注入井水平段之間的注采壓差不超過0. 5MPa。
15.如權(quán)利要求I或11所述的開采方法，其中，在所述步驟(4)中，當(dāng)原油產(chǎn)量無經(jīng)濟(jì)效益時(shí)，注入井關(guān)井，逐步將生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的生產(chǎn)壓力降低到0. 6MPa，使丙烷低于臨界壓力后變?yōu)闅庀喽婚_采出來。
全文摘要
本發(fā)明涉及一種淺層稠油油藏注丙烷開采方法，其包括以下步驟在淺層稠油油藏開采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)，在同一垂直平面位置的油層內(nèi)設(shè)置一口注入井和一口生產(chǎn)井，組成一個(gè)注采井對，所述注入井為水平注入井，所述生產(chǎn)井為水平生產(chǎn)井，該水平注采井網(wǎng)包括至少一對注采井對；通過注入井和生產(chǎn)井同時(shí)進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；當(dāng)注入井的水平段和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時(shí)停止循環(huán)預(yù)熱，注入井開始連續(xù)注入丙烷，丙烷的注入量為5000-25000m3/d；生產(chǎn)井開始連續(xù)采油生產(chǎn)。該淺層稠油油藏注丙烷開采方法具有采收率高、丙烷可循環(huán)利用、開采成本低、經(jīng)濟(jì)效益好、能耗低、低排放低、操作簡單安全、綠色環(huán)保等特點(diǎn)。
文檔編號E21B43/22GK102628350SQ20121011873
公開日2012年8月8日 申請日期2012年4月20日 優(yōu)先權(quán)日2012年4月20日
發(fā)明者吳永彬, 李秀巒, 王紅莊, 趙欣 申請人:中國石油天然氣股份有限公司