CN104847322A - 深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，包括以下步骤：在稠油油藏内井网进行水驱后，普通稠油含水达到90%以后，注水井停止注水，转为采油井常规生产，同时在水驱分流线上加密新的热采井，进行蒸汽吞吐开采；待油层压力降至9MPa以下，由注汽井连续向油层注入蒸汽。所述注汽井注入蒸汽为高干度锅炉产生的出口干度95%以上的高干度蒸汽。所述注汽井使用高效隔热管柱，千米热损失率为5%，井底蒸汽干度≥60%。本发明通过流线转变和高干度蒸汽克服水驱后地层含水高、压力高对蒸汽驱的不利影响，实现水驱后普通稠油油藏在较高含水（≥90%）和较高压力（7～9MPa）条件下的有效蒸汽驱，打破了深层水驱稠油地层压力高、含水高不能蒸汽驱的束缚，能够大幅度提高水驱后普通稠油油藏原油采收率。

Description

深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法

技术领域

本发明涉及油田采油技术，尤其是一种深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法。

背景技术

国内具有丰富的普通稠油资源（地层条件粘度>50mPa·s），早期由于热采技术的不成熟，以注水开发为主，受原油粘度的影响，水驱普通稠油采收率低，当地层原油粘度>150mPa·s时，采收率一般<20％，意味着80%以上原油被滞留地下，迫切需要转换开发方式来提高该类油藏的采收率。

国外六十年代以来就把注蒸汽热采应用于水驱后稀油或稠油油藏的开采中，以提高其采收率。目前国外已实施的水驱转蒸汽驱稠油油藏均为浅层，油藏埋深一般在300～800m，最浅的仅有142m，油藏压力一般<5MPa。与国外油藏条件相比，国内水驱普通稠油油藏大多为深层,油藏埋深一般>900m，水驱后地层压力高（＞10MPa）、含水高（综合含水一般在90%以上），增加了转蒸汽驱的开发难度，目前国内外还没有深层普通稠油水驱后转蒸汽驱的相关研究。

发明内容

本发明的目的在于提供深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，克服水驱后地层含水高、压力高对蒸汽驱的不利影响，实现水驱后普通稠油油藏在较高含水（≥90%）和较高压力（7～9MPa）条件下的有效蒸汽驱，打破了深层水驱稠油地层压力高、含水高不能蒸汽驱的束缚，能够大幅度提高水驱后普通稠油油藏原油采收率。

为了达成上述目的，本发明采用了如下技术方案，深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，包括以下步骤：

在稠油油藏内井网进行水驱后，普通稠油含水达到90%以后，注水井停止注水，转为采油井生产，同时在水驱分流线上加密新的热采井，进行蒸汽吞吐开采；

待油层压力降至9MPa以下，由注汽井连续向油层注入蒸汽。

所述注汽井注入蒸汽为高干度锅炉产生的出口干度95%以上的高干度蒸汽。

所述注汽井使用高效隔热管柱，千米热损失率为5%，井底蒸汽干度≥60%。

作为水驱用的注水井和老油井采用常规方式完井，且套管强度较低，承受不了高温蒸汽，不能作为注汽井，注汽只能使用新加密的热采井而不能使用注水井或老油井向内注汽。

作为水驱用的注水井和老油井在蒸汽驱时根据采液温度控制采液量可作为采油井利用。

所述水驱分流线为老水井和老油井之间形成的分流线，在分流线中心部位加密新的热采井。

所述稠油油藏为剩余油饱和度0.4以上、有效厚度4.5m以上、纯总比0.36以上、水油体积比低于5、边底水不活跃的水驱普通稠油油藏。

相较于现有技术，本发明具有以下有益效果：

本发明可以为深层水驱普通稠油油藏开发后期提供一种大幅提高原油采收率方法，适用于剩余油饱和度0.4以上、有效厚度4.5m以上、纯总比0.36以上、水油体积比低于5、边底水不活跃的水驱普通稠油油藏。

相对传统的蒸汽驱技术，由于井底蒸汽驱干度只能达到40%，因此实施蒸汽驱时要求地层压力低于5MPa，本发明提供了一种高压蒸汽驱方法，通过高干度锅炉注入干度60%以上的蒸汽，在7MPa下可获得与40%干度，5MPa下相同的比容（蒸汽腔）和更高的蒸汽热焓。同时通过在水驱分流线加密，实现平面上变流线驱替，避开高含水区域，从而克服水驱后地层含水高、压力高对蒸汽驱的不利影响，实现水驱后普通稠油油藏在较高含水（≥90%）和较高压力（7～9MPa）条件下的有效蒸汽驱，打破了深层水驱稠油地层压力高、含水高不能蒸汽驱的束缚，能够大幅度提高水驱后普通稠油油藏原油采收率20%以上。

附图说明

图1是水驱转不同蒸汽驱井网平面流线转变示意图。

图中，1、老油井；2、老水井；3、新钻热采井。

具体实施方式

本发明给出反九点面积注水井网转蒸汽驱实施例，下面结合附图予以说明。

实施例1

图中描述了普通稠油水驱井网为一个200×283m的反九点面积井组时，预测水驱最终采收率为23.2%。在水驱含水至90%以后，中心注水井停止注水，转为采油井生产，常规老油井仍保持生产，同时在水驱分流线上加密4口新的水平井，形成一个141×200m的水平井反五点热采井网，加密的热采水平井蒸汽吞吐开采，采用高真空隔热管、隔热管隔热接箍密封器、强制解封封隔器、隔热补偿器的全密闭无热点注汽工艺。由于老水井已停住，地层无能量补充，而新加密的水平井注蒸汽吞吐属衰竭式开采，且水平井排液量较大，地层能量会不断下降，待油层压力降至7MPa左右，采用高干度锅炉连续向4口水平井注入出口干度高达95%以上的蒸汽。预测此水平井反五点井网蒸汽驱最终采收率可达41.2%，比水驱提高18%，油汽比0.17。

实施例2

在反九点面积水驱井组水驱含水至90%以后，中心注水井停止注水，转为采油井生产，常规老油井仍保持生产，同时在水驱分流线上加密4口新的直井，形成一个141×200m的反五点热采井网，加密的热采水平井蒸汽吞吐开采，采用高真空隔热管、隔热管隔热接箍密封器、强制解封封隔器、隔热补偿器的全密闭无热点注汽工艺。由于老水井已停住，地层无能量补充，而新加密的水平井注蒸汽吞吐属衰竭式开采，且水平井排液量较大，地层能量会不断下降，待油层压力降至7MPa左右，采用高干度锅炉连续向4口水平井注入出口干度高达95%以上的蒸汽。预测此水平井反五点井网蒸汽驱最终采收率可达43.8%，比水驱提高20.6%，油汽比0.19。

实施例3

在反九点面积水驱井组水驱含水至90%以后，中心注水井停止注水，转为采油井生产，常规老油井仍保持生产，同时在水驱分流线上加密4口新的直井，形成一个141×200m的反九点热采井网，加密的热采水平井蒸汽吞吐开采，采用高真空隔热管、隔热管隔热接箍密封器、强制解封封隔器、隔热补偿器的全密闭无热点注汽工艺。由于老水井已停住，地层无能量补充，而新加密的水平井注蒸汽吞吐属衰竭式开采，且水平井排液量较大，地层能量会不断下降，待油层压力降至7MPa左右，采用高干度锅炉连续向4口水平井注入出口干度高达95%以上的蒸汽。预测此水平井反五点井网蒸汽驱最终采收率可达47.6%，比水驱提高24.4%，油汽比0.21。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，非用以限定本发明的专利范围，其他运用本发明的专利精神的等效变化，均应俱属本发明的专利范围。

Claims (7)

1.深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，包括以下步骤：

在稠油油藏内井网进行水驱后，普通稠油含水达到90%以后，注水井停止注水，转为采油井生产，同时在水驱分流线上加密新的热采井，进行蒸汽吞吐开采；

待油层压力降至9MPa以下，由注汽井连续向油层注入蒸汽。

2.根据权利要求1所述的深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，其特征在于，所述注汽井注入蒸汽为高干度锅炉产生的出口干度95%以上的高干度蒸汽。

3.根据权利要求1所述的深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，其特征在于，所述注汽井使用高效隔热管柱，千米热损失率为5%，井底蒸汽干度≥60%。

4.根据权利要求1所述的深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，其特征在于，作为水驱用的注水井和老油井采用常规方式完井，且套管强度较低，承受不了高温蒸汽，不能作为注汽井，注汽只能使用新加密的热采井而不能使用注水井或老油井向内注汽。

5.根据权利要求1所述的深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，其特征在于，作为水驱用的注水井和老油井在蒸汽驱时根据采液温度控制采液量可作为采油井利用。

6.根据权利要求1所述的深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，其特征在于，所述水驱分流线为老水井和老油井之间形成的分流线，在分流线中心部位加密新的热采井。

7.根据权利要求1所述的深层普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率方法，其特征在于，所述稠油油藏为剩余油饱和度0.4以上、有效厚度4.5m以上、纯总比0.36以上、水油体积比低于5、边底水不活跃的水驱普通稠油油藏。