一种单水平井溶剂辅助的开采方法技术

本发明专利技术提供了一种单水平井溶剂辅助的开采方法。该方法包括：步骤一：部署单支水平井井网，水平井的水平段与油藏底部的距离＜1m；步骤二：在大于复合气体溶剂露点压力下，通过长管注入C1-C4有机化合物与CO2的复合气体溶剂；步骤三：关井1-2天，对水平井的水平段进行加热，当加热到50-70℃时，停止加热；步骤四：采用长管伴注稀油，短管采油的方式开采，采出过程持续两天，当井下的压力低于1MPa时，通过长管注入复合气体溶剂，重复步骤三，复合气体溶剂的注入量为溶剂腔体积的1-3倍；步骤五：重复步骤二-步骤四，当采出程度达到50％以上，开采效率低于经济极限时，结束开采。本发明专利技术的开采方法的单井成本低，对钻井技术要求低、无水过程且能耗低。

【技术实现步骤摘要】
一种单水平井溶剂辅助的开采方法
本专利技术涉及一种油藏开采方法，特别涉及一种热采经济性差的薄层稠油油藏的单水平井溶剂辅助的开采方法，属于石油开采

技术介绍
目前油藏的主流的开发技术是使用蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等注蒸汽开采技术进行开采。其中，SAGD开发稠油在加拿大取得了成功，获得商业应用。国内也开始尝试，但有些应用受制于诸多因素的限制，如油藏的厚度薄、埋藏深、含边底水，导致热损失大、开发速度慢、油气比低、经济效率差。而双水平井对钻井轨迹要求很高，平行度差，井间距波动大，严重影响开发效果。此外，在SAGD启动阶段，传统的5米井间油藏热联通和流体联通需要消耗大量的水和热量，而且效果还不是很好。油藏的厚度薄，开发速度慢，油气比低、经济效率差的油藏开发成为了油藏开发过程中普遍遇到的难题。因此，解决薄层稠油油藏热采热损失大、对钻井井眼轨迹要求高的难题是本领域亟待解决的技术问题。
技术实现思路
为了解决上述技术问题，本专利技术提供了一种单水平井溶剂辅助的开采方法，该开采充分发挥水平井重力泄油的优势，利用有机溶剂吞吐采油的方式有效动用稠油，具有单井成本低，对钻井技术要求低、无水过程且能耗低的优点。为了达到上述目的，本专利技术提供了一种单水平井溶剂辅助的开采方法，该开采方法包括以下步骤：步骤一：部署单支水平井井网，水平井的水平段与油藏底部的距离＜1m；步骤二：在大于露点压力的压力下，通过长管注入C1-C4有机化合物与CO2的复合气体溶剂，所述露点压力为复合气体溶剂的露点压力；步骤三：关井1-2天，对水平井的水平段进行加热，当加热到50-70℃时，停止加热；步骤四：采用长管伴注稀油，短管采油的方式开采，采出过程持续两天，当井下的压力低于1MPa时，通过长管注入所述复合气体溶剂，并重复步骤三的步骤，其中，复合气体溶剂的注入量为溶剂腔体积的1-3倍；步骤五：重复步骤二至步骤四的步骤，当采出程度达到50％以上，开采效率低于经济极限时，结束开采，完成所述单水平井溶剂辅助的开采。在本专利技术提供的上述开采方法中，在步骤一中，水平井的水平段与油藏底部的距离越小越经济，但是如果指标定的过低，会导致部分水平井井段处于基底岩层中，对生产不具有任何作用，有很高的风险，一般设定小于1米，具体数值本领域技术人员可以根据具体需求选择合适的距离。在本专利技术提供的上述开采方法中，步骤四中的溶剂腔是指随着溶剂的注入，注入井上方的部分稠油被采出，这部分空间被后续注入的溶剂占据，我们称这部分空间为油藏内部形成的溶剂腔。溶剂腔随着开发过程的进行不断扩大。在本专利技术提供的上述开采方法中，在步骤五中，当注入的溶剂成本、设备与操作费用的总和>按当前油价估算的产出原油价值时则开采效率低于经济极限，以一个操作周期为评估基础。在本专利技术的上述开采方法中，优选地，在步骤二中，所述C1-C4有机化合物包括甲烷、乙烷、丙烷和丁烷中的一种或几种的组合。在本专利技术的上述开采方法中，优选地，在步骤二中，复合气体溶剂中CO2的体积含量为20％-80％。在本专利技术的上述开采方法中，复合气体溶剂中二氧化碳的含量可以根据油藏特点进行选择。选择的依据是：复合气体溶剂的露点压力接近操作压力但比操作压力略低。这样注入油藏的流体既能进入两相区内(如图1所示)，又能保证绝大部分注入溶剂处于气相，使得复合气体溶剂的消耗少(气相密度低)，但压力又足够高，利于提高复合气体溶剂在稠油中的溶解度。在本专利技术的上述开采方法中，优选地，水平井的水平段内设置有加热装置。其中，该加热装置可以为电加热装置。在本专利技术的上述开采方法中，优选地，所述水平井的水平段内设置有测温装置和测压装置，以实施监测井内的温度和压力。在本专利技术提供的上述开采方法中，在所述步骤二中，露点压力是指气相烃类增压过程中保持单一气相的最高压力，是随油藏温度和复合气体溶剂的组成而变化的。如，20℃下，复合气体溶剂的露点压力为1.5-6MPa。露点压力一般比地层压力高，以保证复合气体溶剂能够注入，但也不会特别高，否则不经济，本领域技术人员可以根据实际情况进行判断。在本专利技术的上述开采方法中，采用的长管用于注气，注气速率不要求高，长管的直径没有特别要求，一般使用普通型号的油管即可，一般为2(7/8)in型号的油管。短管用于采液，采出液是稠油、溶剂、稀油的混合物，采出过程为泵抽，使用普通型号的油管即可，一般为2(7/8)in型号的油管。根据本专利技术的具体实施方式，在步骤四中，长管伴注稀油主要是防止产出原油脱气后黏度大幅回升，而导致采出管线被堵。采用的稀油可以是油田其它区块自产的脱水低黏原油，也可以是稠油稀释剂，具体以降黏和成本控制为选择依据。在本专利技术的上述开采方法中，采出过程为降压生产的过程。根据本专利技术的具体实施方式，当采出程度达到50％以上，溶剂油比大幅上升，产出油量快速下降，并导致开采效率低于经济极限时，结束生产。本专利技术提供的上述开采方法，主要包括部署井网、溶剂注入、浸泡和采出四个阶段；部署单支水平井井网，作为注采井网，其中，要保证水平井的水平段与油藏底部的距离<1米，水平井内置加热装置，用于均匀加热，下入测温点和测压点用于监测开采过程的温度和压力；而且在井筒内下入的筛管，筛管中下入多管柱(测温管、加热管柱、长管、短管等)，溶剂注入阶段长管注复合溶剂，采出阶段长管伴注稀油，短管采油；注入阶段，根据储层埋深、空隙压力、地层温度等因素，选择合适的复合气体溶剂，注入阶段的持续时间短，开始注入的较短时间内绝大部分溶剂顺利进入，此后流量变小，吸纳溶剂能力弱；复合气体溶剂在露点压力以上注入，保障溶剂进入气液两相区，此时溶剂的消耗量小，同时压力够高，在原油中的溶解度大，高压注入溶剂，达到补充地层能量的目的；注入复合溶剂后关井一段时间，进入浸泡阶段，浸泡时间略长(平均1-2天，取决于原油黏度和产油速率)，主要为高压溶剂溶解降黏，降压生产时形成泡沫油。在填砂管中形成三个特征区域，如图2所示；采出阶段为降压过程，泡沫油在溶剂气驱的作用下(重力影响相对很弱)产出，伴随压力下降，原油黏度上升，这一过程通过降压，原油和复合溶剂的混合体将形成泡沫油状，在溶解气驱的作用下，溶剂腔内的原油(泡沫油状)被快速推向井底，井底原油脱气后黏度回升，此时通过注入稀油和井底加热，降低其黏度，然后采用泵抽的方式将原油举升到地面。本专利技术提供的上述开采方法，使用的复合气体溶剂可以进行分离并回收，加压后循环使用。本专利技术的开采方法通过溶剂降黏、溶解气驱、重力泄油、分子热扩散等过程，以吞吐的形式强化稠油的采出。其中，注入的溶剂为气相，易于分离回收，循环使用；其中，复合气体溶剂的注入状态位于两相区内，靠近露点线，以尽可能的提高复合气体溶剂在稠油中的溶解度，同时减少其消耗量；在浸泡阶段，溶剂分子在热扩散的作用下进入油相中，一般扩散深度为2cm/d，非常缓慢。在重力作用下，降黏后的稠油慢慢脱离油相，促进溶剂-油接触前缘前移，补偿了溶解扩散速度低的不足；采出阶段为降压生产，在降压过程中，部分液态溶剂气化，补充驱动力。此外，溶解于稠油中的溶剂在降压生产中会形成泡沫油，产生较强的向井筒的驱动力。两种机理下形成非常大的采出驱动力。本专利技术提供的上述开采方法适用于热采经济性差的薄层超稠油油藏，而且该开采方法的能耗低，排放少本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种单水平井溶剂辅助的开采方法，该开采方法包括以下步骤：步骤一：部署单支水平井井网，水平井的水平段与油藏底部的距离＜1m；步骤二：在大于露点压力的压力下，通过长管注入C1‑C4有机化合物与CO2的复合气体溶剂，所述露点压力为复合气体溶剂的露点压力；步骤三：关井1‑2天，对水平井的水平段进行加热，当加热到50‑70℃时，停止加热；步骤四：采用长管伴注稀油，短管采油的方式开采，采出过程持续两天，当井下的压力低于1MPa时，通过长管注入所述复合气体溶剂，重复步骤三的步骤，其中，复合气体溶剂的注入量为溶剂腔体积的1‑3倍；步骤五：重复步骤二至步骤四的步骤，当采出程度达到50％以上，开采效率低于经济极限时，结束开采，完成所述单水平井溶剂辅助的开采。

【技术特征摘要】
1.一种单水平井溶剂辅助的开采方法，该开采方法包括以下步骤：步骤一：部署单支水平井井网，水平井的水平段与油藏底部的距离＜1m；步骤二：在大于露点压力的压力下，通过长管注入C1-C4有机化合物与CO2的复合气体溶剂，所述露点压力为复合气体溶剂的露点压力，复合气体溶剂的注入量为溶剂腔体积的1-3倍；步骤三：关井1-2天，对水平井的水平段进行加热，当加热到50-70℃时，停止加热；步骤四：采用长管伴注稀油，短管采油的方式开采，采出过程持续两天，当井下的压力低于1MPa时，通过长管注入所述复合气体溶剂，重复步骤三的步骤，其中，复合气体溶剂的注...

【专利技术属性】
技术研发人员：张胜飞，李秀峦，王红庄，周游，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11