CN112855103A - 一种超稠油油藏的采收方法及注汽井的排布方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及超稠油SAGD开发技术领域，尤其涉及一种超稠油油藏的采收方法及注汽井的排布方法，该采收方法，包括：在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且注汽直井的末端位于双水平井的下水平井上方，双水平井包括上水平井和下水平井，以使上水平井和所述注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至1.5:1～3:1；通过上水平井和注汽直井注入蒸汽，使得在超稠油油藏内形成大于预设体积的蒸汽腔，进而使得被加热的原油从下水平井采出，通过在双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，使得注汽直井是零星分布，有效避开大部分低物性夹层，通入的蒸汽能够在竖直方向上增大蒸汽腔的体积，进而有利于原油的采出，因而提高了采收率。

Description

一种超稠油油藏的采收方法及注汽井的排布方法

技术领域

本发明涉及超稠油SAGD开发技术领域，尤其涉及一种超稠油油藏的采收方法及注汽井的排布方法。

背景技术

对于超稠油油藏的开发，目前常采用SAGD(蒸汽辅助重力泄油方法)开发技术，在SAGD开发技术中采用双水平井进行开采，相比较于直平组合区域开采效果较差，主要原因是，双水平井区域受低物性夹层的影响，使得上下水平井的热联通程度及泄油通道形成受到影响。

因此，如何在超稠油油藏中提高采收率是目前亟待解决的技术问题。

发明内容

鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的超稠油油藏的采收方法及注汽井的排布方法。

第一方面，本发明提供了一种超稠油油藏的采收方法，包括：

在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且所述注汽直井的末端位于所述双水平井的下水平井上方，所述双水平井包括上水平井和下水平井，以使所述上水平井和所述注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至1.5:1～3:1；

通过所述上水平井和所述注汽直井注入蒸汽，使得在超稠油油藏内形成大于预设体积的蒸汽腔，进而使得被加热的原油从所述下水平井采出。

优选地，所述双水平井的末端在所述超稠油油藏内由北西向南东方向呈阶梯型进行排布。

优选地，所述在每组双水平井的两侧交错排布的注汽直井的截面中，所述注汽直井依次连线呈折线状。

优选地，相邻的注汽直井之间的距离为70～100m。

优选地，相邻组双水平井之间的距离为70～100m。

优选地，双水平井的末端和所述注汽直井的末端均位于低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间，所述低物性夹层的电阻率、孔隙度、渗透率均小于油藏储层的电阻率、孔隙度以及渗透率。

优选地，所述注汽直井为大斜度井。

优选地，所述大斜度井外侧具有预设厚度的管套。

优选地，所述具有预设厚度的管套位于所述大斜度井伸入所述蒸汽腔的端部。

第二方面，本发明还提供了超稠油油藏的注汽井的排布方法，包括：

在超稠油油藏按照预设规则排布多组双水平井；

在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且所述注汽直井的末端位于所述双水平井的下水平井上方，所述双水平井包括上水平井和下水平井，以使所述上水平井和所述注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至1.5:1～3:1。

本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

本发明提供了一种超稠油油藏的采收方法，包括：在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且注汽直井的末端位于双水平井的下水平井上方，该双水平井包括上水平井和下水平井，以使注采井数比增加至1.5：1～3： 1；在由上水平井和注汽直井注入蒸汽后，使得在超稠油油藏内形成大于预设体积的蒸汽腔，进而使得被加热的原油从下水平井采出，通过在双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，使得注汽直井是零星分布，有效避开大部分低物性夹层，通入的蒸汽能够在竖直方向上增大蒸汽腔的体积，进而有利于原油的采出，因而提高了采收率。

附图说明

通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考图形表示相同的部件。在附图中：

图1示出了本发明实施例中超稠油油藏的采收方法的流程示意图；

图2示出了本发明实施例中低物性夹层的第Ⅲ套低物性夹层的的分布示意图；

图3示出了本发明实施例中该双水平井在超稠油油藏内排布分布图；

图4示出了本发明实施例中注汽直井的截面中注汽直井依次连线的结构示意图；

图5示出了本发明实施例中大斜度井外侧设置预设厚度管套的结构示意图；

图6示出了本发明实施例中直井辅助双水平井的排布示意图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。

实施例一

本发明的第一实施例提供了一种超稠油油藏的采收方法，应用于超稠油油藏中，超稠油是一种比较粘稠的石油，因其粘度高，密度大而得名，该超稠油开采曾是世界性难题，之前，大多数超稠油很多被“尘封”在地下，或者开采不完全，很少有开发效果良好的超稠油整装油田。

该超稠油油藏的采收方法，如图1所示，包括：

S101，在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且所述注汽直井的末端位于双水平井的下水平井上方，该双水平井包括上水平井和下水平井，以使上水平井和注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至 1.5:1～3:1。

S102，通过上水平井和注汽直井注入蒸汽，使得在超稠油油藏内形成大于预设体积的蒸汽腔，进而使得被加热的原油从下水平井采出。

在具体的实施方式中，对开采油藏的地质进行分析，得到低物性夹层的展布特征，按照低物性夹层按照发育厚度和连续纵向由上至下主要分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三套，由西向东连续发育，第Ⅲ套低物性夹层成主要影响泄油通道的因素。图 2示出了低物性夹层的第Ⅲ套低物性夹层的的分布示意图，其中，深色区域表示低物性夹层区域，浅色区域表示油藏储层。

因此，在低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间适合开采。

首先，将双水平井布置于低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间。该双水平井的末端在该超稠油油藏内由北西向南东方向呈阶梯型进行排布，具体如图3所示，其中，左边区域布置的井为双水平井。

在布置有多组双水平井的区域，开始布置注汽直井。

对于注汽直井与双水平井组合的产量公式：

其中，常量：K为油层中油相有效渗透率；Φ为油层孔隙度，％；h为生产井以上部分的纯油层厚度，g为重力加速度；ΔS₀为蒸汽温度下的可动油饱和度；a为油层热扩散系数；m为原油粘度系数。

变量：q为产油量；N为注入井的数量；Li为注汽直井井距；V_s为原油运动粘度，该运动粘度由操作压力(即温度)控制，操作压力越高数值越低。

对于变量来说，通过增加注汽直井的数量或者注汽直井的井距，可以提高产油量。本发明中主要通过增加注入井的数量，来提高产量。

在未排布该注汽直井之前，该注汽直井的数量与生产井的数量之比为1:1。

执行S101，在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且，注汽直井的末端位于双水平井的下水平井上方，该双水平井包括上水平井和下水平井，其中，上水平井为用于通入蒸汽的注汽井，下水平井为用于采收原有的生产井。通过在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井之后，使得上水平井和注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至1.5:1～3:1。

在每组双水平井的两侧交错排布的注汽直井的截面中注汽直井依次连线呈折线状，具体如图4所示。

采用呈折线方式排布的注汽直井，能够将注汽直井的末端分布零散，进而有效避开大部分低物性夹层，使得能够有效注气。

相邻的注汽直井之间的距离为70～100m，相邻组双水平井之间的距离为 70～100m。

由于双水平井布置于低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间，而注汽直井排布在双水平井延伸方向的两侧，该注汽直井也布置于低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间。

其中，该低物性夹层的一些特性与油藏储层存在明显区别，具体如下表所示：

由上表可知，该低物性夹层的电阻率、孔隙度、渗透率均低于油藏储层的电阻率、孔隙度以及渗透率。由此，能够确定出低物性夹层的位置。

上述采用的注汽直井具体为大斜度井，采用大斜度井，能够提高注汽直井端与物性夹层的接触面积，从而促进蒸汽腔的扩展，形成有效泄油通道。

在一种可选的实施方式中，该大斜度井外侧具有预设厚度的管套，能够在高温高压的条件下，保护大斜度井，避免损坏。

在一种可选的实施方式中，如图5所示，该具有预设厚度的管道位于大斜度井伸入蒸汽腔的端部，由于只有位于蒸汽腔的大斜度井的端部才会受到高温高压环境的侵蚀，对于并未伸入蒸汽腔的大斜度井的井段来说，无需增加管道的厚度，从而有效节约成本。

如图6所示，为排布注汽直井之后，形成的直井辅助双水平井形成的排布示意图。

最后，在布置该注汽直井之后，执行S102，通过上水平井和注汽直井注入蒸汽，使得在超稠油油藏内形成大于预设体积的蒸汽腔，进而使得被加热的原油从下水平井采出。

由于采用上水平井和注汽直井组合的形式，使得平面径向流加上垂向重力流形成三维渗流，形成的蒸汽腔更大，从而热交换面积就更大，泄油能力更强。

通过增加注汽直井的数量，而且，是增加注汽直井，使得在通过注汽直井通入蒸汽之后，形成的蒸汽腔在竖直方向上扩大体积。具体地，该蒸汽腔由原有的18m扩展至30m，进而使得井组生产效果大幅改善。

在具体地实施方式中，在形成完整的直平组合开发井网，共部署注汽直井 10口，其中新井7口，利用老井3口，注采井数比由最初1:1调整为2.5:1，从而解决低物性夹层对双水平井SAGD开发效果的影响，改善开发效果。

在采用上述的结构之后，平均单井组日产油液由不足200吨增加至310吨，日产油增加至49吨。自实施重构的井网之后，年产油大幅上升，由3.9万吨增加至5.7万吨。

本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

本发明提供了一种超稠油油藏的采收方法，包括：在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且注汽直井的末端位于双水平井的下水平井上方，该双水平井包括上水平井和下水平井，以使注采井数比增加至1.5：1～3：1；在由上水平井和注汽直井注入蒸汽后，使得在超稠油油藏内形成大于预设体积的蒸汽腔，进而使得被加热的原油从下水平井采出，通过在双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，使得注汽直井是零星分布，有效避开大部分低物性夹层，通入的蒸汽能够在竖直方向上增大蒸汽腔的体积，进而有利于原油的采出，因而提高了采收率。

实施例二

基于相同的发明构思，本发明还提供了一种超稠油油藏的注汽直井的排布方法，包括：

在超稠油油藏按照预设规则排布多组双水平井；

在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且注汽直井的末端位于双水平井的下水平井上方，该双水平井包括上水平井和下水平井，以使上水平井和注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至1.5:1～3:1。

在一种可选的实施方式中，该在超稠油油藏内位于低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间，按照由北西向南东方向呈阶梯型排布多组双水平井，使得多组双水平井的末端位于所述低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间，且多组双水平井的末端呈阶梯型分布。

在一种可选的实施方式中，在每组双水平井的两侧交错排布的注汽直井的截面中注汽直井依次连线呈折线状，采用呈折线方式排布的注汽直井，能够将注汽直井的末端分布零散，进而有效避开大部分低物性夹层，使得能够有效注气。

在一种可选的实施方式中，上述采用的注汽直井具体为大斜度井，采用大斜度井，能够提高注汽井端与物性夹层的接触面积，从而促进蒸汽腔的扩展，形成有效泄油通道。

在一种可选的实施方式中，该大斜度井外侧具有预设厚度的管套，能够在高温高压的条件下，保护大斜度井，避免损坏。

在一种可选的实施方式中，该具有预设厚度的管道位于大斜度井伸入蒸汽腔的端部，由于只有位于蒸汽腔的大斜度井的端部才会受到高温高压环境的侵蚀，对于并未伸入蒸汽腔的大斜度井的井段来说，无需增加管道的厚度，从而有效节约成本。

尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (10)

1.一种超稠油油藏的采收方法，其特征在于，包括：

在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且所述注汽直井的末端位于所述双水平井的下水平井上方，所述双水平井包括上水平井和下水平井，以使所述上水平井和所述注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至1.5:1～3:1；

通过所述上水平井和所述注汽直井注入蒸汽，使得在超稠油油藏内形成大于预设体积的蒸汽腔，进而使得被加热的原油从所述下水平井采出。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述双水平井的末端在所述超稠油油藏内由北西向南东方向呈阶梯型进行排布。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述在每组双水平井的两侧交错排布的注汽直井的截面中，所述注汽直井依次连线呈折线状。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，相邻的注汽直井之间的距离为70～100m。

5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，相邻组所述双水平井之间的距离为70～100m。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述双水平井的末端和所述注汽直井的末端均位于低物性夹层的Ⅱ套和Ⅲ套之间，所述低物性夹层的电阻率、孔隙度、渗透率均小于油藏储层的电阻率、孔隙度以及渗透率。

7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述注汽直井为大斜度井。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述大斜度井外侧具有预设厚度的管套。

9.如权利要求8所述的方法，其特征在于，所述具有预设厚度的管套位于所述大斜度井伸入所述蒸汽腔的端部。

10.一种超稠油油藏的注汽井的排布方法，其特征在于，包括：

在超稠油油藏按照预设规则排布多组双水平井；

在每组双水平井延伸方向的两侧交错排布注汽直井，且所述注汽直井的末端位于所述双水平井的下水平井上方，所述双水平井包括上水平井和下水平井，以使所述上水平井和所述注汽直井的总和数量与下水平井的数量之比增加至1.5:1～3:1。

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