一種淺層稠油油藏注丙烷開採方法

2023-05-14 16:42:11 4

專利名稱：一種淺層稠油油藏注丙烷開採方法
技術領域：
本發明涉及一種油田中的稠油油藏的開採方法，尤其涉及一種淺層稠油油藏注丙燒開米方法，屬於石油開米領域。
背景技術：
稠油是全球二十一世紀規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、委內瑞拉、美國、中國等國家和地區，我國稠油資源量180億噸，儲量規模巨大。公開資料表明，稠油、油砂的產量將在未來20年達到世界原油產量的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採技術研發與資源動用作為重大發展戰略。 由於稠油地下黏度高，流動困難，因此採用常規冷採方法產量低，採收率低，開發效果差。但是稠油黏度對於溫度非常敏感，隨著溫度升高，原油黏度急劇降低，流動性顯著提高，因此目前世界範圍內稠油開採的方式主要是採取措施提高原油流動性、提高油水流度比來提高原油波及體積和驅替效率，稠油油藏的開採主體技術主要是蒸汽吞吐、蒸汽驅、火燒油層、蒸汽輔助重力洩油(SAGD)等熱力開採技術。蒸汽吞吐技術是指周期性向油層中注入一定量的溼飽和蒸汽，加熱近井地帶一定範圍內的原油使其黏度降低，通過關井燜井一段時間後開井開採原油的方法。但蒸汽吞吐本質上是一種消耗地層能量的降壓開採方法，對於淺層稠油油藏，尤其是油藏埋深小於500m的稠油油藏，由於油藏本身壓力小，能量少，因此蒸汽吞吐周期時間短，經濟有效周期少，採收率僅僅8 % -15%。蒸汽驅作為一種蒸汽吞吐後的主體接替技術，在蒸汽吞吐基礎上可提高採收率20%以上，在美國Kern River等油田得到了成功應用，但由於需要連續不斷地注入蒸汽，地面鍋爐燃燒產生的溫室氣體排放量大；同時注入蒸汽向頂底蓋層的熱損失大，蒸汽能耗大，生產汽油比低，經濟效益差；尤其對於厚層稠油油藏，由於蒸汽超覆造成油層下部原油動用率較低，蒸汽波及體積有限，最終採收率較低。蒸汽輔助重力洩油技術是1978年加拿大Bulter所發明，在加拿大油砂礦區、我國的遼河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功應用。其原理是在注入井中注入蒸汽，蒸汽在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側面擴展，與油層中的原油發生熱交換，加熱後的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用洩到下面的水平生產井中產出。蒸汽輔助重力洩油技術的採收率可達到40%-60%，適用於開採單層厚度大於15m的稠油油藏，但由於蒸汽流動性遠高於液體，因此，蒸汽容易竄入下部生產井，造成水平段動用程度低。火燒油層技術是指通過向油層中注入空氣，通過自燃點火或者人工點火，使空氣在油層內與原油發生高溫氧化反應產生熱量以降低原油黏度。在羅馬尼亞的SuplacudeBarcau油田和印度的Mehsana油田得到了成功應用，在我國遼河油田高3塊、高3_6_18塊也開展了先導試驗，由於火燒油層實施工藝複雜，需要在地下點火併維持高的注氣量，此夕卜，火驅火線調控較困難，目前尚未形成有效的火驅火線前緣調控技術，在火驅過程中，火線容易突破生產井井底，造成嚴重的安全隱患，因此現場成功率不高。CN101004132A公開了一種注空氣輔助蒸汽吞吐稠油開採技術，其是通過在蒸汽吞吐和蒸汽驅的過程中注入空氣提高採收率和工程效益。該方法包括以下工藝步驟鑽井之後桐油層進彳丁套管防砂完井，以抑制後期開米的出砂；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；待油層溫度升高後，可將空氣注入同一油層，然後關井，使原油和氧氣發生低溫氧化反應放出熱量並產生二氧化碳和氮氣的混合氣，增加驅油能量；氧化反應可裂解稠油改變原油組分，增加原油流動性和油品質量；空氣中的氧氣可大部分被氧化反應消耗掉，不產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。但該方法有三個主要問題一是該方法僅提供了注空氣輔助蒸汽吞吐開採工藝，但注空氣輔助蒸汽吞吐本質上是一種依靠油藏能量的洩壓開採技術，對於埋深小於500m的淺層稠油油藏，由於油藏壓力能量很低，因此其採收率有限；二是雖然該方法適於蒸汽驅的過程，但未提及採取何種技術措施提高蒸汽驅熱利用率，減少蒸汽驅熱損失等關鍵技術問題；三是沒有說明在注空氣輔助蒸汽驅過程中如何控制注入的空氣來避免產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油提高超稠油採油率的方法。該方法的工藝步驟包括首先將交聯劑母液與水相混合，得到預混物，混合比例為交聯劑母液水=I 1-1. 2;將上述預混物與聚合物母液相混合，得到聚合物凝膠溶液，混合比例為預混物聚合物母液=I 500-3000 ;將上述聚合物凝膠注入進油田的注聚井井口，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、擴大注入水的波及提及，提高原油採收率。但該方法有三個主要問題一是由於超稠油是指地面脫氣原油黏度大於50000釐泊的原油，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.汙水配製的Al3+交聯聚合物凝膠性能特徵[J].油田化學，2004，21 (4) :336_339)聚合物凝膠配方體系的黏度通常不超過50釐泊，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採收率幅度值得商榷；二是該專利申請公開的實施例中未提及該方法提高採收率的應用效果；三是聚合物凝膠滯留在油層中將造成環境汙染。CNlO 1122225A提供了一種用於立井注汽水平井採油的火驅採油方法。該方法是採用立井注蒸汽和水平井採油的複合井組布井方式，即6 口立井注汽井注汽，兩口採油井採油，或9 口立井注汽井注汽，3 口採油井採油。鑽井時立井注汽井鑽入油層1/2厚度上面注汽，水平井位於立井組油層1/2厚度的下部位置，利用上部立井注汽油層燃燒後產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採油井採出，該方法克服了存在油層內部高滲透通道易形成油層水平方向汽竄的弊端，可提高油層火驅最終採收率15%。但與CN101004132A所公開的技術方案一樣，該專利申請所提出的方法未說明採用如何控制措施規避火線前緣突進生產井底引發爆炸的安全隱患問題。

發明內容
為解決上述技術問題，本發明的目的在於提供一種用於淺層稠油油藏的注丙烷開採方法，利用油層中部的水平井在高於丙烷臨界壓力條件下連續注入丙烷，油層底部的水平井連續生產，利用超臨界丙烷與原油分子之間的對流擴散與傳質作用，萃取出原油中的輕質、中質和重質組分，實現原油就地改質和大幅度提高採收率的目的，該方法具有採收率高、丙烷可循環利用、開採成本低、經濟效益好、能耗低、低排放低、操作簡單安全、綠色環保等特點。 為達到上述目的，本發明提供了一種淺層稠油油藏注丙烷開採方法，包括以下步驟(I)在淺層稠油油藏開採區域內設置水平注採井網，在同一平面位置(該平面位置是指垂直平面位置，注入井水平段位於生產井水平段的正上方)的油層內設置一對注入井和生廣井；(2)通過注入井和生產井同時進行注蒸汽循環預熱；(3)當注入井的水平段和生產井的水平段之間的油層溫度升高到預定溫度後，注入井和生產井同時停止循環預熱，注入井開始連續注入丙烷，丙烷的注入速度隨蒸汽腔的擴展逐漸增加，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)生產井開始連續採油生產。注入井和生產井的設置方式可以根據本領域的常規方式進行，注入井為水平注入井，生產井為水平生產井，在油層中，注入井和生產井分別有一段水平段。一對注入井和生產井組成一對注採井對。在本發明中，一個水平注採井網包括至少一對注採井對。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，淺層稠油油藏是指埋深在500m以內的稠油油藏。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(I)中，注入井的水平段位於油層中部，生產井的水平段位於油層底部且距離底部界面l-2m，注入井的水平段與生產井的水平段之間的垂直距離為5-6m。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(I)中，當油層厚度較小，則減少水平注採井網內相鄰注採井對之間的井距布井，當油層厚度較大，則增加相鄰注採井對之間的井距布井。一般地，當油層厚度為15-20m時，水平注採井網相鄰的注採井對之間的井距為60-100m ;當油層厚度大於20m時，水平注採井網相鄰的注採井對之間的井距為100_150mo在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(I)中，注入井和生產井的管柱均採用9英寸(in)套管下懸掛7英寸篩管的管柱結構。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，注入井和生產井的篩管內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，並且，長油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(2)中，注入井和生產井均採用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環預熱方式，並且，最高注汽速度需確保水平段環空的趾端和跟端之間的壓差不超過O. 05MPa，最低蒸汽幹度需確保從長油管注入環空併到達水平段跟端的短油管入口處的蒸汽幹度大於O。一般地，蒸汽循環預熱期間，注汽速度可以控制在60-120噸/天。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(2)中，當蒸汽循環預熱進行的時間在60天以內時(一般地，蒸汽循環預熱時間為120-160天，這裡的60天以內指的是蒸汽循環預熱的過程中的時間)，注採井對的生產井水平段的環空內的長油管的注汽壓力與生產井水平段的環空內的長油管的注汽壓力相等，下部生產井水平段的環空內的短油管的排液壓力與上部生產井水平段的環空內的短油管的排液壓力相等。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，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，優選為 O. 5-1. OMPa0在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(2)中，當蒸汽循環預熱的時間達到60天以後時，生產井水平段的環空內的長油管注汽壓力和短油管的排液壓力同時降低O. 3MPa(可以通過調節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)，但均高於丙烷的臨界壓力，並且，注入井內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，提高原油流動性。生產井長油管與注入井長油管的注汽壓力可以通過調整注汽速度來實現，生產井短油管與注入井短油管的排液壓力可以通過調整油嘴尺寸來調節排液量，從而實現調節排液壓力的目的。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(3)中，預定溫度是指注入井水平段和生產井水平段之間的油層溫度升高到120°C以上，達到該預定溫度後，注入井的短油管停止排液，注入井的短油管與長油管同時連續注入丙烷。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(3)中，注入井水平段的注入壓力高於丙烷的臨界壓力(4.25MPa);這個可以通過提高注汽速度實現。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(4)中，生產井的長油管停止注汽，生產井的短油管與長油管同時連續進行採油生產，並且，生產井水平段的井底流壓高於丙烷的臨界壓力(4.25MPa);可以通過改變油嘴尺寸來實現，油嘴尺寸越大，排液速度越高，水平段的井底流壓越低。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(4)中，生產井水平段與注入井水平段之間的注採壓差(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於注採壓差，注汽壓力可以通過調整注入速度來實現，排液壓力可以通過調整油嘴尺寸來實現。在本發明提供的上述開採方法中，優選地，在步驟(4)中，當原油產量無經濟效益時(一般地，按油價75美元/桶計算，水平井日產油的經濟極限為2噸/天，當低於此極限時，就可以認為沒有經濟效益)，注入井關井，逐步將生產井水平段的環空內的生產壓力降低到O. 6MPa，使丙烷低於臨界壓力後變為氣相而被開採出來。本發明所提供的淺層稠油油藏注丙烷開採方法具有以下技術效果(I)本發明所提供的開採方法採用注蒸汽等壓差後轉低壓差預熱循環的方式，能夠有效地加熱注採井水平段之間的原油，促進水平段之間流體的連通，避免了注入丙烷冷採初期原油流動阻力大、注採井水平段之間連通困難等問題，實現了快速上產、丙烷腔快速上升的目的；(2)由於注採井水平段之間垂直距離約為5m，因此循環預熱達到預定溫度所需時間較短，蒸汽注入量有限，地面鍋爐尾氣排放量小，對環境汙染小；(3)注入壓力和生產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於稠油的液相，有效避免了丙烷揮發產生氣竄，因此生產井不會發生氣竄風險，使得生產井操作簡單，而相比蒸汽輔助重力洩油過程中，蒸汽的汽竄是影響水平段動用程度的重要因素；(4)通過丙烷與原油分子之間的對流擴散與傳質作用，有效萃取出原油的輕質、中質和重質組分,從而大幅度降低原油黏度,提高原油流動能力，實現原油就地改質,最終採收率可以達到85%以上，除了少量浙青質沉積於油層巖石表面外，其餘組分均被採出；(5)在生產過程中，隨原油一同採出來的丙烷到達地面後，在低於臨界壓力的大氣壓條件下迅速變為氣相脫離原油，因此不需要複雜的脫氣工藝；脫離出來的丙烷被重新注入油層，不斷循環使用，可以實現丙烷的高效利用，顯著降低操作成本；(6)在生產末期，通過關閉注入井，降低生產井井底流壓，使油層壓力降低到丙烷臨界壓力以下，丙烷在油層中發生相變成為氣相，體積發生劇烈膨脹而被生產井採出，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採成本。相對與其它稠油開採技術，本發明所提供的淺層稠油油藏注丙烷開採方法還具有 以下技術優勢(I)相比稠油油藏注入CO2開採方法，由於CO2具有較強的腐蝕作用，對管柱和管線要求高，完井、生產、以及地面等設施均需要防腐材料，成本較高，而本發明採用注入丙烷的方式，丙烷無腐蝕作用，對管線要求較低；(2)在稠油油藏注入氮氣的開採方法中，由於氮氣為非凝析氣體，無法與原油混相，在較高的氣液流度比下，氮氣容易發生氣竄，驅油效率和採收率較低，而本發明所提供的開採方法採用的丙烷的臨界壓力低，且與原油能完全混相，可實現低壓混相開採；(3)在稠油注空氣低溫氧化方法中，由於原油低溫氧化所需油層溫度在50°C以上，因此淺層稠油油藏無法實現低溫氧化反應，注空氣採收率有限，此外，產出井口的氣體中氧氣含量超標時，有爆炸危險，因此不適用於淺層稠油油藏，而本發明所提供的開採方法採用注丙烷的方式，其開發效果和採收率不受油藏溫度的限制。


圖I為實施例I所提供的注丙烷開採方法所採用的水平注採井網的示意圖；圖2a-圖2c分別為丙烷腔上升、擴展及下降階段的示意圖。主要附圖標號說明注入井I生產井2產出氣液分離罐3油水分離器4丙烷壓縮機組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生產井套管10生產井短油管n生產井長油管12生產井篩管13上覆地層14油層15丙烷注入管線16生產井產液管線17油水混合物輸運管線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22生產井測試電纜23生產井測試點24丙烷腔25丙烷腔2具體實施方式
為了對本發明的技術特徵、目的和有益效果有更加清楚的理解，現對本發明的技術方案進行以下詳細說明，但不能理解為對本發明的可實施範圍的限定。實施例I本實施例提供一種淺層稠油油藏注丙烷開採方法，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105萬釐泊，油層有效厚度平均為15m。本實施例提供的淺層稠油油藏注丙烷開採方法包括以下具體步驟A、部署水平注採井網首先在該淺層稠油油藏的主力稠油層15內部署注入井(水平注入井)I和生產井(水平注入井)2，注入井I和生產井2位於同一平面位置，該水平注採井對與相鄰水平注採 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和生產井2水平段的生產井篩管13，注入井篩管9的長度為500m，生產井篩管13的長度為500m,生產井篩管13與油層15底界的距離為Im,注入井篩管9與生產井篩管13之間的垂直距離為5m ；在鑽井過程中，為了確保注入井篩管9與生產井篩管13之間的垂直距離為5m，利用磁導向精確控制井軌跡；注入井I與生產井2內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、生產井短油管11和生產井長油管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油管；在水平注入井i的水平段的環空內均勻分布11個熱電偶測溫點和測壓點，即注入井水平段溫度(壓力)測試點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；在水平生產井2的水平段的環空內均勻分布11個熱電偶測溫點和測壓點，即生產井水平段溫度(壓力)測試點23，通過生產井水平段測試電纜24將其與地面測試裝置連接；在地面設置產出氣液分離罐3、油水分離器4以及丙烷壓縮機組5，其中，產出氣液分離罐3通過生產井產液管線17與生產井2的井口連接，產出氣液分離罐3通過丙烷回注管線20與丙烷壓縮機組5連接，產出氣液分離罐3通過油水混合物輸運管線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。上述水平注採井網的示意圖如圖I所示。B、注蒸汽循環預熱通過注入井長油管8與生產井長油管12同時連續注入蒸汽，井口蒸汽幹度為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與生產井短油管11同時連續排液，短油管井底排液壓力為5. 2MPa，開始等壓注蒸汽循環預熱；循環預熱60天後，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，生產井長油管12的井底注汽壓力下降到5. 0MPa(下降了 O. 3MPa)，生產井短油管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預熱，加速注入井篩管9與生產井篩管13之間的熱連通與流體連通；循環預熱達到150天時，注入井篩管9與生產井篩管13之間的油層中間溫度上升到120°C，原油黏度下降到100釐泊以下；生產井排液數據表明，生產井短油管11排出液含水率從100%下降到了 85%，油層內的原油從生產井篩管13流入環空的量明顯增加，表明注採井間的油層原油流動能力已經大大增加，已經達到了預熱效果，因此注入井短油管7停止排液，生產井長油管12停止注入蒸汽，注蒸汽循環預熱結束。C、連續注採階段注入井短油管7與注入井長油管8同時連續注入丙烷，井底注入壓力均為5. 3MPa，高於丙烷臨界壓力4. 25MPa，丙烷以液相注入油層15 ;生產井短油管11與生產井長油管12同時連續排液，井底排液壓力均為4. 8MPa，高於丙烷臨界壓力4. 25MPa，注入井I水平段與生產井2水平段之間的注採壓差保持在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，生產井短油管11的排液速度與生產井長油管12的排液速度的比例為1:2;在確保壓力穩定的前提下，注入速度根據注入壓力來確定，由於剛開始丙烷腔(丙烷腔的形成及變化原理是在注入井中注入高於臨界壓力的丙烷，由於丙烷重度遠小於油層內原油的重度，因此丙烷由於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，流動能力明顯提高，在重力分異作用下流入油層下部的生產井。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，丙烷腔向上及側面擴展，與油層中的原油發生質量交換；當丙烷腔的橫向擴展力小於丙烷自身重力時，丙烷腔開始下降，最終下降到生產井底)較小，洩油麵積較小，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散與傳質，原油中的輕質、中質、重質組分不斷被萃取成為高流動性的油流，在原油重力作用下，高流動性的原油進入油層底部的生產井而被採出。由於丙烷分子質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、擴展及下降階段的示意圖，丙烷腔26外側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，當丙烷腔26縱向上升到油層頂部後，開始橫向擴展，隨著丙烷腔26的不斷擴展，丙烷的注入速度不斷提高，該油層條件下利用本注採井對井身結構，注入井I最高注入速度達到了 350噸/天，生產井2的排液速度受生產井2井底流壓控制，最高排液速度達到了 380噸/天。在開採過程中，進入生產井2被一同採出的丙烷進入地面產出氣液分離罐3，由於產出氣液分離罐3中的壓力為I個大氣壓，低於丙烷臨界壓力，因此丙烷迅速發生相變後揮發成為氣體而與原油分離，分離出來的丙烷氣體經由丙烷回注管線20進入丙烷壓縮機組5，丙烷壓縮機組5將回採的丙烷經由丙烷注入管線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由油水混合物輸運管線18進入油水分離器4，進行進一步分離脫水後通過脫水油外輸管線19外輸。D、生產結束階段
丙烷腔橫向擴展到40m處與相鄰井對的丙烷腔相交，之後丙烷腔在丙烷與原油重力與洩油方向作用下開始逐漸下降，丙烷的注入速度和原油產量均開始進入遞減階段；當丙烷腔下降到生產井篩管13附近時，日產油量下降到2噸/天左右，產出液中的丙烷的體積百分比達到90%以上，表明該井對所在油層中的原油控制儲量已經基本上被採出，採收率達到85%以上，注採井對進入了生產結束階段。為了提高經濟效益，需要儘可能採出丙烷，減少丙烷在油層孔隙中的滯留，由於生產井2井底壓力控制在4. 8MPa，油層中的丙烷呈液態，該壓力條件下其比容為O. 0044m3/kg,當生產井2井底流壓下降到O. 6MPa時，丙烷揮發成氣態，其比容為O. 079m3/kg,比4. 25MPa時體積膨脹了 17倍，因此，生產井2井底流壓下降到O. 6MPa後，油層孔隙及丙烷腔中液態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量大大減少，大量丙烷被採出。為此，在生產結束階段，採取降低生產井井底流壓的策略，將生產井井底流壓下降到O. 6MPa，使丙烷從液相轉變為氣相，實現高度回收，計算結果表明，丙烷回收率達到 92%。表I為本實施例的生產與經濟效益情況統計。如表I所示，從生產情況來看，採用水平井蒸汽吞吐後轉蒸汽驅的開發方式，經濟有效生產時間約為8. 5年，累計產油量約為7. 55X 104t，最終採收率約為43. 1%，而採用本實施例提供方法的經濟有效生產時間為 9年，累計產油量為15. 24X 104t，最終採收率為87. 0%，比前者大幅度提高了 43. 9個百分點。從經濟效益對比來看，以油價50美元/桶計算，採用水平井蒸汽吞吐後轉蒸汽驅的開發方式由於需要連續注入大量蒸汽，地面鍋爐產生蒸汽成本較高，目前產生每噸蒸汽成本為14元，因此產油成本較高，財務淨現值NPV為6189萬元，內部收益率IRR為23%，需要
3.2年收回投資；而採用本實施例的開採方法，由於產出丙烷全部回注，最終丙烷回收率達到92%，只有8%的丙烷滯留在油層中，因此開採成本遠遠低於注蒸汽成本；同時，本實施例的方法注入方式簡單，操作費大大減少，因此本實施例的方法最終財務淨現值NPV達到了 24477萬元，內部收益率IRR達到97%，I. 5年即可收回投資。表I
生產效果對比經濟效益對比
累產油景I採收率j冇效生產財務淨現值I內部收益率I投資冋收期 __(IO4I) (%) 時間(年) (萬元)(％)__(年)
水平井茲汽吞
7.55 43.18.56189233.2
吐轉滌汽驅_______
本發明15.24 87.09.024477971.5實施例2本實施例提供了一種淺層稠油油藏注丙烷開採方法，該淺層稠油油藏是新疆油田風城淺層稠油油區八道灣組的油層，該稠油油區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87萬釐泊。本實施例提供的淺層稠油油藏注丙烷開採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內部署注入井(水平注入井)I和生產井(水平注入井)2，注入井I和生產井2位於同一平面位置，該水平注採井對與相鄰水平注採井對之間的距離為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和生產井2水平段的生產井篩管13，注入井篩管9的長度為500m，生產井篩管13的長度為500m,生產井篩管13與油層15底界的距離為Im,注入井篩管9與生產井篩管13之間的垂直距離為5m ；在鑽井過程中，為了確保注入井篩管9與生產井篩管13之間的垂直距離為5m，利用磁導向精確控制井軌跡；注入井I與生產井2內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、生產井短油管11和生產井長油管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油管；在水平注入井i的水平段的環空內均勻分布11個熱電偶測溫點和測壓點，即注入井水平段溫度(壓力)測試點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；在水平生產井2的水平段的環空內均勻分布11個熱電偶測溫點和測壓點，即生產井水平段溫度(壓力)測試點23，通過生產井水平段測試電纜24將其與地面測試裝置連接；在地面設置產出氣液分離罐3、油水分離器4以及丙烷壓縮機組5，其中，產出氣液分離罐3通過生產井產液管線17與生產井2的井口連接，產出氣液分離罐3通過丙烷回注管線20與丙烷壓縮機組5連接，產出氣液分離罐3通過油水混合物輸運管線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。上述水平注採井網的示意圖如圖I所示。B、注蒸汽循環預熱啟動通過注入井長油管8與生產井長油管12同時連續注入蒸汽，井口蒸汽幹度為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與生產井短油管11同時連續排液，短油管井底排液壓力為5. 2MPa，開始等壓注蒸汽循環預熱；循環預熱60天後，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，生產井長油管12的井底注汽壓力下降到5. 0MPa(下降了 O. 3MPa)，生產井短油管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預熱，加速注入井篩管9與生產井篩管13之間的熱連通與流體連通；循環預熱達到130天時，注入井篩管9與生產井篩管13之間的油層中間溫度上升到120°C，原油黏度下降到100釐泊以下；生產井排液數據表明，生產井短油管11排出液含水率從100%下降到了 87%，油層內的原油從生產井篩管13流入環空的量明顯增加，表明注採井間的油層原油流動能力已經大大增加，已經達到了預熱效果，因此注入井短油管7停止排液，生產井長油管12停止注入蒸汽，注蒸汽循環預熱結束。C、連續注採階段注入井短油管7與注入井長油管8同時連續注入丙烷，井底注入壓力均為5. 3MPa， 高於丙烷臨界壓力4. 25MPa，丙烷以液相注入油層15 ;生產井短油管11與生產井長油管12同時連續排液，井底排液壓力均為4. 8MPa，高於丙烷臨界壓力4. 25MPa，注入井I水平段與生產井2水平段之間的注採壓差保持在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，生產井短油管11的排液速度與生產井長油管12的排液速度的比例為1:2;在確保壓力穩定的前提下，注入速度根據注入壓力來確定，隨著丙烷腔的不斷擴展，丙烷的注入速度不斷提高，該油層條件下利用本注採井對井身結構，注入井I最高注入速度達到了 390噸/天，生產井2的排液速度受生產井2井底流壓控制，最高排液速度達到了 410噸/天； 在開採過程中，進入生產井2被一同採出的丙烷進入地面產出氣液分離罐3，分離出來的丙烷氣體經由丙烷回注管線20進入丙烷壓縮機組5，丙烷壓縮機組5將回採的丙烷經由丙烷注入管線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由油水混合物輸運管線18進入油水分離器4，進行進一步分離脫水後通過脫水油外輸管線19外輸。D、生產結束階段丙烷腔橫向擴展到50m處與相鄰井對的丙烷腔相交，之後丙烷腔在丙烷與原油重力與洩油方向作用下開始逐漸下降，丙烷的注入速度和原油產量均開始進入遞減階段；當丙烷腔下降到生產井篩管13附近時，日產油量下降到2噸/天左右，產出液中丙烷的體積百分比達到90%以上，表明該井對所在油層中的原油控制儲量已經基本上被採出，採收率達到87%以上，注採井對進入了生產結束階段。為了提高經濟效益，需要儘可能採出丙烷，減少丙烷在油層孔隙中的滯留，在生產結束階段，採取降低生產井井底流壓的策略，將生產井井底流壓下降到O. 6MPa，使丙烷從液相轉變為氣相後發生體積膨脹而被採出地面，實現高度回收，計算結果表明，丙烷回收率達到 93%。表2為本實施例的生產與經濟效益情況統計。如表2所示，從生產情況來看，採用水平井蒸汽吞吐後轉蒸汽驅的開發方式，經濟有效生產時間約為9. 9年，累計產油量約為10. 24X 104t，最終採收率約為41. 3%，而本實施例的方法經濟有效生產時間約為11年，累計產油量約為21. 98X 104t，最終採收率約為88. 6%，比前者大幅度提高了 44. 7個百分點。從經濟效益對比來看，以油價50美元/桶計算，採用水平井蒸汽吞吐後轉蒸汽驅的開發方式由於需要連續注入大量蒸汽，地面鍋爐產生蒸汽成本較高，目前產生每噸蒸汽成本為14元，因此產油成本較高，財務淨現值NPV為8814萬元，內部收益率IRR為21%，需要2. 9年收回投資；而採用本實施例的開採方法，由於產出丙烷全部回注，最終丙烷回收率達到93%，只有7%的丙烷滯留在油層，因此開採成本遠遠低於注蒸汽成本；同時，本實施例的開採方法注入方式簡單，操作費大大減少，因此本實施例的開採方法最終財務淨現值NPV達到了37067萬元，內部收益率IRR達到99%，I. 4年即可收回投資。表2
生產效果對比經濟效益對比
累產油量I採收率I有效牛產時財務淨現值I內部收益率I投資冋收期 __(104t) (%) 間(年) (萬元)(％)__(年)
10.24 41.39.98814212.9
吐轉蒸汽驅_______
本發明 21.98 88.611.0 37067991.4
因此，從生產過程來看，本實施例的開採方法操作成本低廉,從生產效果來看,本實施例的開採方法取得的原油採收率遠遠高於蒸汽吞吐轉蒸汽驅的採收率，從經濟效益來 看，本實施例的開採方法因其低能耗低排放的優點，可以取得很好的經濟效益，具有很強的抗風險能力。
權利要求
1.一種淺層稠油油藏注丙烷開採方法，其包括以下步驟 (1)在淺層稠油油藏開採區域內設置水平注採井網，在同一垂直平面位置的油層內設置一口注入井和一口生產井，組成一個注採井對，所述注入井為水平注入井，所述生產井為水平生產井，該水平注採井網包括至少一對注採井對； (2)通過注入井和生產井同時進行注蒸汽循環預熱； (3)當注入井的水平段和生產井的水平段之間的油層溫度升高到預定溫度後，注入井和生產井同時停止循環預熱，注入井開始連續注入丙烷，丙烷的注入速度為5000-25000m3/d ； (4)生產井開始連續採油生產。
2.如權利要求I所述的開採方法，其中，所述淺層稠油油藏是指埋深在500m以內的稠油油藏。
3.如權利要求I所述的開採方法，其中，在所述步驟(I)中，所述注入井的水平段位於油層中部，所述生產井的水平段位於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井的水平段之間的垂直距離為5-6m。
4.如權利要求I所述的開採方法，其中，在所述步驟(I)中，當油層厚度為15-20m時，所述水平注採井網相鄰的注採井對之間的井距為60-100m ;當油層厚度大於20m時，所述水平注採井網相鄰的注採井對之間的井距為100-150m。
5.如權利要求I所述的開採方法，其中，在所述步驟(I)中，所述注入井和所述生產井的管柱均採用9英寸套管下懸掛7英寸篩管的管柱結構。
6.如權利要求5所述的開採方法，其中，所述注入井和所述生產井的篩管內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，並且，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.如權利要求6所述的開採方法，其中，在所述步驟(2)中，所述注入井和所述生產井均採用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環預熱方式，並且，最高注汽速度需確保水平段的環空的趾端和跟端之間的壓差不超過0. 05MPa，最低蒸汽幹度需確保從長油管注入環空併到達水平段跟端的短油管入口處的蒸汽幹度大於O。
8.如權利要求7所述的開採方法，其中，在所述步驟(2)中，當蒸汽循環預熱進行的時間在60天以內時，所述注採井對的生產井水平段環空內的長油管注汽壓力與注入井水平段環空內的長油管注汽壓力相等，生產井水平段環空內的短油管的排液壓力與注入井水平段環空內的短油管的排液壓力相等。
9.如權利要求I或8所述的開採方法，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.如權利要求7或8所述的開採方法，其中，在所述步驟(2)中，當蒸汽循環預熱的時間達到60天以後時，下部生產井水平段的環空內的長油管的注汽壓力和短油管的排液壓力同時降低0. 3MPa，但均高於丙烷的臨界壓力，並且，上部注入井內長油管的注汽壓力和短油管的排液壓力保持不變。
11.如權利要求I或6所述的開採方法，其中，在所述步驟(3)中，預定溫度是指注入井水平段和生產井水平段之間的油層溫度升高到120°C以上，達到該預定溫度後，注入井的短油管停止排液，注入井的短油管與長油管同時連續注入丙烷。
12.如權利要求I或11所述的開採方法，其中，在所述步驟(3)中，注入井水平段的注入壓力高於丙烷的臨界壓力。
13.如權利要求I或11所述的開採方法，其中，在所述步驟(4)中，生產井的長油管停止注汽，生產井的短油管與長油管同時連續進行採油生產，並且，生產井水平段的井底流壓高於丙烷的臨界壓力。
14.如權利要求I或11所述的開採方法，其中，在所述步驟(4)中，生產井水平段與注入井水平段之間的注採壓差不超過0. 5MPa。
15.如權利要求I或11所述的開採方法，其中，在所述步驟(4)中，當原油產量無經濟效益時，注入井關井，逐步將生產井水平段的環空內的生產壓力降低到0. 6MPa，使丙烷低於臨界壓力後變為氣相而被開採出來。
全文摘要
本發明涉及一種淺層稠油油藏注丙烷開採方法，其包括以下步驟在淺層稠油油藏開採區域內設置水平注採井網，在同一垂直平面位置的油層內設置一口注入井和一口生產井，組成一個注採井對，所述注入井為水平注入井，所述生產井為水平生產井，該水平注採井網包括至少一對注採井對；通過注入井和生產井同時進行注蒸汽循環預熱；當注入井的水平段和生產井的水平段之間的油層溫度升高到預定溫度後，注入井和生產井同時停止循環預熱，注入井開始連續注入丙烷，丙烷的注入量為5000-25000m3/d；生產井開始連續採油生產。該淺層稠油油藏注丙烷開採方法具有採收率高、丙烷可循環利用、開採成本低、經濟效益好、能耗低、低排放低、操作簡單安全、綠色環保等特點。
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 優先權日2012年4月20日
發明者吳永彬, 李秀巒, 王紅莊, 趙欣 申請人:中國石油天然氣股份有限公司