深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及油田采油技術(shù)，尤其是一種深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法。
【背景技術(shù)】
[0002]國(guó)內(nèi)具有豐富的普通稠油資源(地層條件粘度>50mPa*s)，早期由于熱采技術(shù)的不成熟，以注水開(kāi)發(fā)為主，受原油粘度的影響，水驅(qū)普通稠油采收率低，當(dāng)?shù)貙釉驼扯?gt;150mPa*s時(shí)，采收率一般〈20%，意味著80%以上原油被滯留地下，迫切需要轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式來(lái)提高該類(lèi)油藏的采收率。
[0003]國(guó)外六十年代以來(lái)就把注蒸汽熱采應(yīng)用于水驅(qū)后稀油或稠油油藏的開(kāi)采中，以提高其采收率。目前國(guó)外已實(shí)施的水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)稠油油藏均為淺層，油藏埋深一般在300?800m,最淺的僅有142m,油藏壓力一般<5MPa。與國(guó)外油藏條件相比，國(guó)內(nèi)水驅(qū)普通稠油油藏大多為深層，油藏埋深一般>900m，水驅(qū)后地層壓力高(> lOMPa)、含水高(綜合含水一般在90%以上)，增加了轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開(kāi)發(fā)難度，目前國(guó)內(nèi)外還沒(méi)有深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的相關(guān)研究。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0004]本發(fā)明的目的在于提供深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，克服水驅(qū)后地層含水高、壓力高對(duì)蒸汽驅(qū)的不利影響，實(shí)現(xiàn)水驅(qū)后普通稠油油藏在較高含水O 90%)和較高壓力(7?9MPa)條件下的有效蒸汽驅(qū)，打破了深層水驅(qū)稠油地層壓力高、含水高不能蒸汽驅(qū)的束縛，能夠大幅度提高水驅(qū)后普通稠油油藏原油采收率。
[0005]為了達(dá)成上述目的，本發(fā)明采用了如下技術(shù)方案，深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，包括以下步驟:
在稠油油藏內(nèi)井網(wǎng)進(jìn)行水驅(qū)后，普通稠油含水達(dá)到90%以后，注水井停止注水，轉(zhuǎn)為采油井生產(chǎn)，同時(shí)在水驅(qū)分流線(xiàn)上加密新的熱采井，進(jìn)行蒸汽吞吐開(kāi)采；
待油層壓力降至9MPa以下，由注汽井連續(xù)向油層注入蒸汽。
[0006]所述注汽井注入蒸汽為高干度鍋爐產(chǎn)生的出口干度95%以上的高干度蒸汽。
[0007]所述注汽井使用高效隔熱管柱，千米熱損失率為5%，井底蒸汽干度> 60%。
[0008]作為水驅(qū)用的注水井和老油井采用常規(guī)方式完井，且套管強(qiáng)度較低，承受不了高溫蒸汽，不能作為注汽井，注汽只能使用新加密的熱采井而不能使用注水井或老油井向內(nèi)注汽。
[0009]作為水驅(qū)用的注水井和老油井在蒸汽驅(qū)時(shí)根據(jù)采液溫度控制采液量可作為采油井利用。
[0010]所述水驅(qū)分流線(xiàn)為老水井和老油井之間形成的分流線(xiàn)，在分流線(xiàn)中心部位加密新的熱采井。
[0011]所述稠油油藏為剩余油飽和度0.4以上、有效厚度4.5m以上、純總比0.36以上、水油體積比低于5、邊底水不活躍的水驅(qū)普通稠油油藏。
[0012]相較于現(xiàn)有技術(shù)，本發(fā)明具有以下有益效果:
本發(fā)明可以為深層水驅(qū)普通稠油油藏開(kāi)發(fā)后期提供一種大幅提高原油采收率方法，適用于剩余油飽和度0.4以上、有效厚度4.5m以上、純總比0.36以上、水油體積比低于5、邊底水不活躍的水驅(qū)普通稠油油藏。
[0013]相對(duì)傳統(tǒng)的蒸汽驅(qū)技術(shù)，由于井底蒸汽驅(qū)干度只能達(dá)到40%，因此實(shí)施蒸汽驅(qū)時(shí)要求地層壓力低于5MPa，本發(fā)明提供了一種高壓蒸汽驅(qū)方法，通過(guò)高干度鍋爐注入干度60%以上的蒸汽，在7MPa下可獲得與40%干度，5MPa下相同的比容(蒸汽腔)和更高的蒸汽熱焓。同時(shí)通過(guò)在水驅(qū)分流線(xiàn)加密，實(shí)現(xiàn)平面上變流線(xiàn)驅(qū)替，避開(kāi)高含水區(qū)域，從而克服水驅(qū)后地層含水高、壓力高對(duì)蒸汽驅(qū)的不利影響，實(shí)現(xiàn)水驅(qū)后普通稠油油藏在較高含水O 90%)和較高壓力(7?9MPa)條件下的有效蒸汽驅(qū)，打破了深層水驅(qū)稠油地層壓力高、含水高不能蒸汽驅(qū)的束縛，能夠大幅度提高水驅(qū)后普通稠油油藏原油采收率20%以上。
【附圖說(shuō)明】
[0014]圖1是水驅(qū)轉(zhuǎn)不同蒸汽驅(qū)井網(wǎng)平面流線(xiàn)轉(zhuǎn)變示意圖。
[0015]圖中，1、老油井；2、老水井；3、新鉆熱采井。
【具體實(shí)施方式】
[0016]本發(fā)明給出反九點(diǎn)面積注水井網(wǎng)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)實(shí)施例，下面結(jié)合附圖予以說(shuō)明。
[0017]實(shí)施例1
圖中描述了普通稠油水驅(qū)井網(wǎng)為一個(gè)200X283m的反九點(diǎn)面積井組時(shí)，預(yù)測(cè)水驅(qū)最終采收率為23.2%。在水驅(qū)含水至90%以后，中心注水井停止注水，轉(zhuǎn)為采油井生產(chǎn)，常規(guī)老油井仍保持生產(chǎn)，同時(shí)在水驅(qū)分流線(xiàn)上加密4 口新的水平井，形成一個(gè)141 X 200m的水平井反五點(diǎn)熱采井網(wǎng)，加密的熱采水平井蒸汽吞吐開(kāi)采，采用高真空隔熱管、隔熱管隔熱接箍密封器、強(qiáng)制解封封隔器、隔熱補(bǔ)償器的全密閉無(wú)熱點(diǎn)注汽工藝。由于老水井已停住，地層無(wú)能量補(bǔ)充，而新加密的水平井注蒸汽吞吐屬衰竭式開(kāi)采，且水平井排液量較大，地層能量會(huì)不斷下降，待油層壓力降至7MPa左右，采用高干度鍋爐連續(xù)向4 口水平井注入出口干度高達(dá)95%以上的蒸汽。預(yù)測(cè)此水平井反五點(diǎn)井網(wǎng)蒸汽驅(qū)最終采收率可達(dá)41.2%，比水驅(qū)提高18%，油汽比0.17。
[0018]實(shí)施例2
在反九點(diǎn)面積水驅(qū)井組水驅(qū)含水至90%以后，中心注水井停止注水，轉(zhuǎn)為采油井生產(chǎn)，常規(guī)老油井仍保持生產(chǎn)，同時(shí)在水驅(qū)分流線(xiàn)上加密4 口新的直井，形成一個(gè)141X200m的反五點(diǎn)熱采井網(wǎng)，加密的熱采水平井蒸汽吞吐開(kāi)采，采用高真空隔熱管、隔熱管隔熱接箍密封器、強(qiáng)制解封封隔器、隔熱補(bǔ)償器的全密閉無(wú)熱點(diǎn)注汽工藝。由于老水井已停住，地層無(wú)能量補(bǔ)充，而新加密的水平井注蒸汽吞吐屬衰竭式開(kāi)采，且水平井排液量較大，地層能量會(huì)不斷下降，待油層壓力降至7MPa左右，采用高干度鍋爐連續(xù)向4 口水平井注入出口干度高達(dá)95%以上的蒸汽。預(yù)測(cè)此水平井反五點(diǎn)井網(wǎng)蒸汽驅(qū)最終采收率可達(dá)43.8%，比水驅(qū)提高
20.6%，油汽比 0.19。
[0019]實(shí)施例3 在反九點(diǎn)面積水驅(qū)井組水驅(qū)含水至90%以后，中心注水井停止注水，轉(zhuǎn)為采油井生產(chǎn)，常規(guī)老油井仍保持生產(chǎn)，同時(shí)在水驅(qū)分流線(xiàn)上加密4 口新的直井，形成一個(gè)141X200m的反九點(diǎn)熱采井網(wǎng)，加密的熱采水平井蒸汽吞吐開(kāi)采，采用高真空隔熱管、隔熱管隔熱接箍密封器、強(qiáng)制解封封隔器、隔熱補(bǔ)償器的全密閉無(wú)熱點(diǎn)注汽工藝。由于老水井已停住，地層無(wú)能量補(bǔ)充，而新加密的水平井注蒸汽吞吐屬衰竭式開(kāi)采，且水平井排液量較大，地層能量會(huì)不斷下降，待油層壓力降至7MPa左右，采用高干度鍋爐連續(xù)向4 口水平井注入出口干度高達(dá)95%以上的蒸汽。預(yù)測(cè)此水平井反五點(diǎn)井網(wǎng)蒸汽驅(qū)最終采收率可達(dá)47.6%，比水驅(qū)提高24.4%，油汽比 0.21。
[0020]以上所述僅為本發(fā)明的較佳實(shí)施例，非用以限定本發(fā)明的專(zhuān)利范圍，其他運(yùn)用本發(fā)明的專(zhuān)利精神的等效變化，均應(yīng)俱屬本發(fā)明的專(zhuān)利范圍。
【主權(quán)項(xiàng)】
1.深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，包括以下步驟: 在稠油油藏內(nèi)井網(wǎng)進(jìn)行水驅(qū)后，普通稠油含水達(dá)到90%以后，注水井停止注水，轉(zhuǎn)為采油井生產(chǎn)，同時(shí)在水驅(qū)分流線(xiàn)上加密新的熱采井，進(jìn)行蒸汽吞吐開(kāi)采； 待油層壓力降至9MPa以下，由注汽井連續(xù)向油層注入蒸汽。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，其特征在于，所述注汽井注入蒸汽為高干度鍋爐產(chǎn)生的出口干度95%以上的高干度蒸汽。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，其特征在于，所述注汽井使用高效隔熱管柱，千米熱損失率為5%，井底蒸汽干度> 60%。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，其特征在于，作為水驅(qū)用的注水井和老油井采用常規(guī)方式完井，且套管強(qiáng)度較低，承受不了高溫蒸汽，不能作為注汽井，注汽只能使用新加密的熱采井而不能使用注水井或老油井向內(nèi)注汽。
5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，其特征在于，作為水驅(qū)用的注水井和老油井在蒸汽驅(qū)時(shí)根據(jù)采液溫度控制采液量可作為采油井利用。
6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，其特征在于，所述水驅(qū)分流線(xiàn)為老水井和老油井之間形成的分流線(xiàn)，在分流線(xiàn)中心部位加密新的熱米井。
7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，其特征在于，所述稠油油藏為剩余油飽和度0.4以上、有效厚度4.5m以上、純總比0.36以上、水油體積比低于5、邊底水不活躍的水驅(qū)普通稠油油藏。
【專(zhuān)利摘要】本發(fā)明公開(kāi)了深層普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率方法，包括以下步驟：在稠油油藏內(nèi)井網(wǎng)進(jìn)行水驅(qū)后，普通稠油含水達(dá)到90%以后，注水井停止注水，轉(zhuǎn)為采油井常規(guī)生產(chǎn)，同時(shí)在水驅(qū)分流線(xiàn)上加密新的熱采井，進(jìn)行蒸汽吞吐開(kāi)采；待油層壓力降至9MPa以下，由注汽井連續(xù)向油層注入蒸汽。所述注汽井注入蒸汽為高干度鍋爐產(chǎn)生的出口干度95%以上的高干度蒸汽。所述注汽井使用高效隔熱管柱，千米熱損失率為5%，井底蒸汽干度≥60%。本發(fā)明通過(guò)流線(xiàn)轉(zhuǎn)變和高干度蒸汽克服水驅(qū)后地層含水高、壓力高對(duì)蒸汽驅(qū)的不利影響，實(shí)現(xiàn)水驅(qū)后普通稠油油藏在較高含水（≥90%）和較高壓力（7～9MPa）條件下的有效蒸汽驅(qū)，打破了深層水驅(qū)稠油地層壓力高、含水高不能蒸汽驅(qū)的束縛，能夠大幅度提高水驅(qū)后普通稠油油藏原油采收率。
【IPC分類(lèi)】E21B43-20, E21B43-24
【公開(kāi)號(hào)】CN104847322
【申請(qǐng)?zhí)枴緾N201410054218
【發(fā)明人】畢義泉, 周英杰, 趙紅雨, 吳光煥, 楊艷霞, 牛麗娟, 劉西雷, 蔚雪梅, 李偉, 魏超平, 王可君, 韋濤
【申請(qǐng)人】中國(guó)石油化工股份有限公司, 中國(guó)石油化工股份有限公司勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院
【公開(kāi)日】2015年8月19日
【申請(qǐng)日】2014年2月18日