CN107013198A - 一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法 - Google Patents

Abstract

一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，涉及油田采油技术领域。所述方法包括：结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置两口平行丛式水平井，通过多口平行分布的分支水平井来提高可动用原油储量，丛式水平井布置完成后进行配套完井作业，完井后，在丛式水平注入井内布置井下混相热流体发生器，并布置配套的地面供给系统，随后井下生成混相热流体进行重力泄油采油；注入混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油改质，减少原油中重质、胶质、沥青质的含量，起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，本方法可以应用于常规采油方法难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油，也可以作为稠油、超稠油油藏三次采油。

Description

一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法

技术领域

本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法。

背景技术

SAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。其理论最初是基于注水采盐原理，即注入淡水将盐层中固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，通过持续向盐层上部注水，将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。将这一原理应用于注蒸汽热采过程中，就产生了重力泄油的概念，SAGD简称蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD)是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、较高的最终采收率及降低井间干扰，避免过早井间窜通的优点。

蒸汽辅助重力泄油在实际应用中存在一些问题，例如，原油粘度过高时，单纯的蒸汽降粘效果有一定局限性，因此导致重力泄油效果不佳；注入地下的蒸汽大多通过地面蒸汽锅炉生成，注入井底时在井筒内会有一定的热损失以及对井筒有一定的腐蚀，且在进行制造蒸汽时会对环境有一定的污染。

丛式水平井是指在一个井场或平台上，钻出若干口水平井，各井井底则伸向不同方位，丛式井广泛应用于海上油田开发、沙漠中油田开发等，丛式井主要有以下优点：可满足钻井工程上某些特殊需要；可加快油田勘探开发速度，节约钻井成本；可最大限度提高可动用原油储量；便于完井后油井的集中管理，减少集输流程，节省人、财、物的投资。

因此本发明一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，通过布置两口丛式水平井最大限度提高可动原油储量，将井下混相热流体发生器放置于丛式水平井下油层上部，在井下制造混相热流体，减少井筒内的热损失及对井筒的腐蚀，燃烧生成的尾气直接注入地层中不会对环境造成污染，混相热流体中的二氧化碳和过热蒸汽对原油降粘效果较SAGD采油方法效果更为显著。

发明内容

本发明实施例提供一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，通过向目标油藏布置两口平行丛式水平井，通过多口平行分布的分支水平井来提高可动用原油储量，随后注入混相热流体进行重力泄油采油，混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油改质，减少原油中重质、胶质、沥青质的含量，起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，使其更易于被采出；该方法通过布置平行水平井网增加了地层原油可采储量，可将原本难以采出的原油通过自生井下混相热流体进行加热、降粘从而采出，该方法可有效提高最终采收率和采油速度，可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油，也可以作为稠油、超稠油油藏三次采油。

为了实现上述目的，本发明实施例提供了一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，所述方法包括：结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置两口平行丛式水平井，其中位于油层上部的丛式水平井作为注入井，位于油层下部的丛式水平井作为生产井，通过平行分布的丛式水平井来提高可动用原油储量；水平井布置完成后进行配套完井作业，配套完井作业后，在所述水平注入井进行增产作业，所述增产作业包括井下作业和地面作业，随后井下生成混相热流体进行重力泄油采油，从水平生产井中开采原油。

所述丛式水平井组包括一个直井段，包括一个或多个水平井段，水平井段长度范围为500-2000米，其中所包含的水平井段之间均为可连通的；所述两口平行丛式水平井组在油层中高低排布，所述丛式水平注入井水平段与所述丛式水平生产井水平段高度差范围为5-60米。

所述的配套完井作业分为直井段完井和水平段完井，所述直井段完井中套管选用API套管系列中的H级、K级、J级，所述套管外壁与地层之间加设水泥封堵层，所述水泥封堵层高100-300米，位于油层上部；水平段完井可以包括射孔完井、裸眼完井、衬管完井和砾石填充完井；完井时在所述水平注入井的直井段与水平井段相连处加喷射保护层，所述喷射保护层为表面光滑耐高温不锈钢体构成，厚度5-10毫米，长度5-30米，起到保护水平井脚跟处套管不被混相热流体腐蚀作用。

所述的增产作业包括井下作业和地面作业：

所述井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5-10米处，并对所述封隔器进行做封；其中，所述供给管路包括燃料供给管线、冷却水供给管线、氧化剂供给管线和供给电缆；其中，所述井下混相热流体发生器由顶部连接组件、燃烧组件、汽化组件、螺旋增压组件和喷射组件组成；供给管路穿过封隔器与顶部连接组件相连接。

所述地面作业包括：连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，所述的地面供给系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统，所述氧化剂供给系统用于将氧化剂干燥、过滤后供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述燃料供给系统用于将燃料供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述冷却水供给系统用于将不同类型的水过滤、软化后供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述电点火系统用于对所述井下混相热流体发生器进行电点火操作，使上述氧化剂、燃料和水在井下混相热流体发生器中形成混相燃烧；所述监控系统用于实时监测所述氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和井下混相热流体发生器工作时产生的具体工作参数，以及生产井采出气的气体组分，如硫化氢、氧气、二氧化碳含量，进而判断油藏中采油情况以及井下混相热流体发生器内部燃烧质量，并可通过监控系统实现远程控制操作。

水平生产井采油过程中，通过控制采出液排量，进而调整油井动液面以及井底流压，使生产井井底流压保持1.5-4Mpa之间，通过调整合理的排采速度，使注入地层内的混相热流体得到充分利用。

本发明实施例的有益效果在于：1)本发明通过向目标油藏布置两口平行丛式水平井组提高可采原油储量，相对于传统的直井井网、水平井井网、SAGD井网，本发明平行丛式水平井组通过调整分支水平井方向、长度，能最大限度提高地层中可采原油储量；2)本发明通过地面配套系统向井下混相热流体发生器提供氧化剂、燃料和水，在井下形成混相燃烧生成高温蒸汽和二氧化碳，并随之注入油层中，混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油进行改质，减少原油中重质、胶质、沥青质的含量，起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，使其更易于被采出，相较SAGD采油方法，混相热流体中的二氧化碳和过热蒸汽对原油降粘效果更为显著；3)本发明所使用的井下混相热流体发生器直接下入井底油藏部位进行自生混相热流体，燃烧生成的尾气直接注入地层中，可达到零排放，不会对空气造成污染；4)相对于火烧油层重力泄油采油方法，本方法减少了地面设施的体积，可适应不同井场及海上平台，且本方法相较火烧油层应用更为灵活，可适应不同地质条件的油藏，在采油过程中可以随时停注进行调整措施作业，而火烧油层采油方法停止注气后恢复注气需要重新进行地下点火操作；5)本方法可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油，也可以作为稠油、超稠油油藏三次采油。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为平行丛式水平井网同向布置示意图。

图2为平行丛式水平井网反向布置示意图。

图3为注入井完井示意图。

图4为井下混相热流体发生器布置示意图。

图5为地面系统布置示意图。

图6为案例丛式井布井示意图A。

图7为案例丛式井布井示意图B。

附图标号：1、丛式水平注入井2、丛式水平生产井3、油层4、套管5、水平井直井段6、水平井水平段7、水泥封堵层8、喷射保护层9、供给管路10、地面供给系统连接装置11、发生器头部组件12、燃烧组件13、汽化组件14、螺旋增压组件15、喷射组件16、封隔器17、氧化剂供给系统18、燃料供给系统19、冷却水供给系统20、电点火系统21、监控系统22、采油树23、直井段与水平段连接处24、第一分支水平井段25、第二分支水平井段26、第三分支水平井段27、第四分支水平井段28、第五分支水平井段29、第一主水平井段30、第二主水平井段31、第二主水平井第一分段32、第二主水平井第二分段33、第二主水平井第三分段34、第二主水平井第四分段35、第一主水平井第一分段36、第一主水平井第二分段37、第一主水平井第三分段38、第一主水平井第四分段。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明实施例提供了一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，所述方法包括如下步骤：

步骤一：结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置两套平行丛式水平井组，其中位于油层上部的丛式水平井作为注入井，位于油层下部的丛式水平井作为生产井，通过平行分布的丛式水平井来提高可动用原油储量，布置方式分为两种：

如图1所示，图1为平行丛式水平井网同向布置示意图，丛式水平注入井与丛式水平生产井同向分布，丛式水平注入井水平段下入深度小于丛式水平生产井水平段下入深度；

如图2所示，图2为平行丛式水平井网反向布置示意图，丛式水平注入井与丛式水平生产井反向分布，丛式水平注入井水平段下入深度小于丛式水平生产井水平段下入深度；

步骤二：水平井网布置完成后进行配套完井作业，如图3，配套完井作业分为水平井直井段5完井和水平井水平段6完井，水平井直井段5完井中套管4选用API套管系列中的H级、K级、J级，所述套管4外壁与地层之间加水泥封堵层7，所述水泥封堵层高100-300米，位于油层上部；

水平井水平段6完井可以包括射孔完井、裸眼完井、衬管完井和砾石填充完井；

完井时在所述水平注入井的直井段与水平井段相连处加喷射保护层8，所述喷射保护层8为表面光滑耐高温不锈钢体构成，厚度5-10毫米，长度5-30米，起到保护水平井脚跟处套管不被混相热流体腐蚀作用。

步骤三：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

其中所述井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，如图4所示，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图，井下混相热流体发生器由5部分组成，分别是：发生器头部组件11、燃烧组件12、汽化组件13、螺旋增压组件14、喷射组件15；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5-10米处，供给管路9与井下混相热流体发生器通过地面供给系统连接装置10相连接；

如图5所示，所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，所述的地面系统包括氧化剂供给系统17、燃料供给系统18、冷却水供给系统19、电点火系统20和监控系统21；将所述地面系统通过采油树22与供给管路9相连接。

步骤四：随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，并从丛式水平生产井中开采原油；

当井下混相热流体发生器运行时，由地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件14增压进入喷射组件15，经由喷射组件15调整喷射方向进入油层，进入油层前首先喷射至直井段5和水平段6交汇处的喷射保护层8，喷射保护层8起到缓冲作用，避免水平井脚跟处套管被混相热流体直喷导致损坏。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1：

某油田一个区块，油层深度2450米，油层温度52摄氏度，油层厚度8米，原油粘度42000毫帕秒，原始地层压力18.8兆帕。

第一步：布置平行丛式水平井网，布置方式参阅图1、图6，丛式水平注入井与丛式水平生产井同向分布，丛式水平注入井水平段下入深度小于丛式水平生产井水平段下入深度5米，主水平段长度1000米，第一分支水平井段长度为800米，第二分支水平井段长度为900米，第三分支水平井段长度为850米，第四分支水平段长度为500米，第五分支水平段长度为900米。第一分支水平段与直井段与水平段连接处23之间距离为200米，第二分支水平段与第一分支水平段之间距离为200米，第三分支水平段与第二分支水平段之间距离为200米，第四分支水平段与第三分支水平段之间距离为200米，第五分支水平段与第四分支水平段之间距离为150米，丛式水平注入井与丛式水平生产井布置方式相同。

第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图3，配套完井作业分为水平井直井段完井和水平井水平段完井，水平井直井段完井中套管选用API套管系列中的K级，套管直径为7英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为100米；水平井水平段完井选择裸眼完井；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为5毫米，长度为5米。

第三步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图4，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部8米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图5，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第四步：随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，并从水平生产井中开采原油；

地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，电点火系统对其进行电点火操作，随后由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件及喷射组件后喷射进入油层；注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天300吨，二氧化碳量为每天70吨，注入压力为20兆帕。

实施例2：

某油田一个区块，油层深度1500米，油层温度45摄氏度，油层厚度70米，原油粘度32000毫帕秒，原始地层压力15.6兆帕。

第一步：布置平行丛式水平井网，布置方式参阅图2、图6，丛式水平注入井与丛式水平生产井反向分布，丛式水平注入井水平段下入深度小于丛式水平生产井水平段下入深度60米，主水平段长度1300米，第一分支水平井段长度为1000米，第二分支水平井段长度为900米，第三分支水平井段长度为1050米，第四分支水平段长度为1000米，第五分支水平段长度为950米。第一分支水平段与直井段与水平段连接处23之间距离为400米，第二分支水平段与第一分支水平段之间距离为200米，第三分支水平段与第二分支水平段之间距离为200米，第四分支水平段与第三分支水平段之间距离为200米，第五分支水平段与第四分支水平段之间距离为250米，丛式水平注入井与丛式水平生产井布置方式相同。

第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图3，配套完井作业分为水平井直井段完井和水平井水平段完井，水平井直井段完井中套管选用API套管系列中的H级，套管直径为7英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为300米；水平井水平段完井选择裸眼完井；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为10毫米，长度为25米。

第三步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图4，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部10米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图5，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第四步：随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，并从水平生产井中开采原油；

地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，电点火系统对其进行电点火操作，随后由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件及喷射组件后喷射进入油层；注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天420吨，二氧化碳量为每天80吨，注入压力为22兆帕。

实施例3：

某油田一个区块，油层深度2350米，油层温度70摄氏度，油层厚度24米，原油粘度86000毫帕秒，原始地层压力22兆帕。

第一步：布置平行丛式水平井网，布置方式参阅图1、图7，丛式水平注入井与丛式水平生产井同向分布，丛式水平注入井水平段下入深度小于丛式水平生产井水平段下入深度20米，第一主水平段长度2000米，第二主水平段长度1200米，第一主水平段第一分段长度为500米，第一主水平段第二分段长度为700米，第一主水平段第三分段长度为900米，第一主水平段第四分段长度为900米，第二主水平段第一分段长度为800米，第二主水平段第二分段长度为800米，第二主水平段第三分段长度为800米，第二主水平段第四分段长度为900米。第一主水平段第一分段距离直井段与水平段连接处距离为600米，第一主水平段第二分段与第一主水平段第一分段之间距离为400米，第一主水平段第三分段与第一主水平段第二分段之间距离为400米，第一主水平段第四分段与第一主水平段第三分段之间距离为400米，第二主水平段距离直井段与水平井段连接处为300米，第二主水平段第一分段与第一主水平段之间距离为400米，第二主水平段第二分段与第二主水平段第一分段之间距离为200米，第二主水平段第三分段与第二主水平段第二分段之间距离为200米，第二主水平段第四分段与第二主水平段第三分段之间距离为200米，丛式水平注入井与丛式水平生产井布置方式相同。

第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图3，配套完井作业分为水平井直井段完井和水平井水平段完井，水平井直井段完井中套管选用API套管系列中的K级，套管直径为8-5/8英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为230米；水平井水平段完井选择砾石填充完井；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为7毫米，长度为30米。

第三步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图4，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图5，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第四步：随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，并从水平生产井中开采原油；

地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，电点火系统对其进行电点火操作，随后由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件及喷射组件后喷射进入油层；注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天700吨，二氧化碳量为每天100吨，注入压力为27兆帕。

Claims (10)

1.一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述方法包括：

结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置两口平行丛式水平井，其中位于油层上部的丛式水平井作为注入井，位于油层下部的丛式水平井作为生产井，通过平行分布的丛式水平井来提高可动用原油储量，以及；

水平井布置完成后进行配套完井作业，以及；

配套完井作业后，在所述丛式水平注入井进行增产作业，所述增产作业包括井下作业和地面作业，以及；

随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，从丛式水平生产井中开采原油。

2.如权利要求1所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述丛式水平井组包括一个直井段，包括一个或多个水平井段，水平井段长度范围为500-2000米，其中所包含的水平井段之间均为可连通的。

3.如权利要求1所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述两口平行丛式水平井组在油层中高低排布，所述丛式水平注入井水平段与所述丛式水平生产井水平段高度差范围为5-60米。

4.如权利要求1所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，配套完井作业分为直井段完井和水平段完井，所述直井段完井中套管外壁与地层之间加设水泥封堵层，所述水泥封堵层高100-300米，位于油层上部；水平段完井可以包括射孔完井、裸眼完井、衬管完井和砾石填充完井；完井时在所述水平注入井的直井段与水平井段相连处加设喷射保护层。

5.如权利要求4所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述喷射保护层为表面光滑耐高温不锈钢体构成，厚度5-10毫米，长度5-30米，起到保护水平井脚跟处套管不被混相热流体腐蚀作用。

6.如权利要求1所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5-10米处，并对所述封隔器进行做封。

7.如权利要求6所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述供给管路包括燃料供给管线、冷却水供给管线、氧化剂供给管线和供给电缆。

8.如权利要求1所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述井下混相热流体发生器由顶部连接组件、燃烧组件、汽化组件、螺旋增压组件和喷射组件组成。

9.如权利要求1所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，所述的地面供给系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统。

10.如权利要求1所述一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述井下生成混相热流体包括，通过地面供给系统向井下注入氧化剂、燃料和水，在井下完成混相燃烧，并生成混相热流体，随后注入油层中进行重力泄油采油。