專利名稱：一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及油田采油技術(shù)領(lǐng)域，特別涉及一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法。
背景技術(shù)：
超稠油原油粘度高，油層溫度下脫氣原油粘度大于50000mPa. s,目前新疆風(fēng)城油田采用雙水平井蒸汽輔助重力泄油(以蒸汽作為熱源、依靠浙青及凝析液的重力作用開采稠油)技術(shù)(SAGD)。該過程以蒸汽作為熱源、依靠降粘后原油自身重力開采稠油。如果雙水平井想要獲得好的開采效果，油層厚度必須大于15m。當(dāng)油層厚度小于15m的極限值時， 可以采用單水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)。該技術(shù)只采用單水平井的內(nèi)置長管注汽然后通過環(huán)空將油層內(nèi)稠油采出。
單水平井SAGD技術(shù)發(fā)明于上世紀90年代，如PETROLEUM SOCIETY :2000_010，傳統(tǒng)的單水平井SAGD采收率低，達不到經(jīng)濟有效開發(fā)的目的。單水平井SAGD開采的缺點比較明顯，由于內(nèi)管(攜帶蒸汽到趾端)隔熱效果很難保證，內(nèi)管和環(huán)空流體熱交換很大，蒸汽很難有效通過內(nèi)管到達趾端，因此蒸汽很容易在跟端采油處形成，另外單水平井熱交換面積小，蒸汽消化能力小，汽腔擴展有限，采收率一般小于15%。
國外于20世紀70年代末期開始研究稠油開采中用直井的壓裂(利用地面高壓泵組，將高粘液體以高過地層吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高壓，當(dāng)此壓力大于井壁附近的地應(yīng)力和地層巖石抗張強度時，便在井底附近地層產(chǎn)生裂縫)增產(chǎn)改造技術(shù) (FAST)，如SPE10707-PA。國內(nèi)遼河油田于1997年在杜84塊建立了一個試驗井組。該方法首先壓裂生產(chǎn)井和注汽井使其產(chǎn)生溝通的水平裂縫，再高壓注入蒸汽保持注汽井和生產(chǎn)井的裂縫連通，然后進入生產(chǎn)階段以注汽井穩(wěn)定注汽，充分發(fā)揮了水平縫作為熱流體運移的通道。由于FAST只是利用直井井組進行壓裂，其裂縫的控制范圍遠低于水平井，未充分利用水平井采油速度快和井控程度高的特點。發(fā)明內(nèi)容
實施例提供一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法，以提高油藏的采收率和開發(fā)效果。
為了達到上述技術(shù)目的，本發(fā)明實施例提供了一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法，所述方法包括
于油藏中將一水平井平行于地層傾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位， 水平井跟端位于水平井低部位，將一直井布置于油藏構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井對其周圍儲層進行壓裂改造；
將水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式進行預(yù)熱，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)，加熱注采井附近地層并促進井間連通性；
在生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，將蒸汽加熱的原油利用自身重力從水平井中產(chǎn)出。
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述直井底部在水平井趾端的正上方3- !處。
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述預(yù)熱時間為4-6個月。
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述油藏滿足以下條件油藏深度< 1000m;油層厚度> 5m。
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述油藏滿足以下條件油層厚度> 5m。
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述油藏滿足以下條件油層平面滲透率> 500md，油層垂向滲透率> 200md。
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述油藏滿足以下條件原油粘度> 2000mPa.So
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述油藏滿足以下條件含油飽和度> 50%。
優(yōu)選的，在本發(fā)明的一實施例中，所述油藏滿足以下條件凈毛比> 0. 7。
上述技術(shù)方案具有如下有益效果因為采用于油藏中將一水平井平行于地層傾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，將一直井布置于油藏構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井對其周圍儲層進行壓裂改造；將水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式進行預(yù)熱，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)，加熱注采井附近地層并促進井間連通性；在生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，將蒸汽加熱的原油利用自身重力從水平井中產(chǎn)出的技術(shù)手段，所以達到了提高油藏的采收率和開發(fā)效果的技術(shù)效^ ο


為了更清楚地說明本發(fā)明實施例或現(xiàn)有技術(shù)中的技術(shù)方案，下面將對實施例或現(xiàn)有技術(shù)描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發(fā)明的一些實施例，對于本領(lǐng)域普通技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動性的前提下，還可以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。
圖1為本發(fā)明實施例一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法流程圖2為本發(fā)明應(yīng)用實例壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)方案設(shè)計圖3為本發(fā)明應(yīng)用實例壓裂后蒸汽擴展剖面示意圖4為本發(fā)明應(yīng)用實例未壓裂蒸汽擴展剖面示意圖。
具體實施方式
下面將結(jié)合本發(fā)明實施例中的附圖，對本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅僅是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例。基于本發(fā)明中的實施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發(fā)明保護的范圍。
壓裂技術(shù)作為儲層改造技術(shù)廣泛運用于低滲透油藏中，但在稠油油田生產(chǎn)中竟處于試驗研究階段，尚未廣泛使用。本發(fā)明創(chuàng)造性的將壓裂技術(shù)引入到稠油單水平井生產(chǎn)中， 以增加水平井段動用程度，提高油藏的采收率和開發(fā)效果。為了增加水平井段動用程度，提高油藏的采收率和開發(fā)效果，如圖1所示，為本發(fā)明實施例一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法流程圖，所述方法包括
101、于油藏中將一水平井平行于地層傾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，將一直井布置于油藏構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井對其周圍儲層進行壓裂改造；
優(yōu)選的，所述油藏滿足以下條件油藏深度< IOOOm ；油層厚度> 5m ；油層厚度> 5m ；油層平面滲透率> 500md，油層垂向滲透率> 200md ；原油粘度> 2000mPa. s ；含油飽和度> 50% ；凈毛比> 0. 7。優(yōu)選的，所述直井底部在水平井趾端的正上方3-細處。
102、將水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式進行預(yù)熱，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)， 加熱注采井附近地層并促進井間連通性；
優(yōu)選的，所述預(yù)熱時間為4-6個月。
103、在生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，將蒸汽加熱的原油利用自身重力從水平井中產(chǎn)出ο
本發(fā)明實施例上述技術(shù)方案具有如下有益效果因為采用于油藏中將一水平井平行于地層傾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，將一直井布置于油藏構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井對其周圍儲層進行壓裂改造；將水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式進行預(yù)熱，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)，加熱注采井附近地層并促進井間連通性；在生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，將蒸汽加熱的原油利用自身重力從水平井中產(chǎn)出的技術(shù)手段，所以達到了提高油藏的采收率和開發(fā)效果的技術(shù)效果。本發(fā)明實施例單水井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)引入水平井壓裂技術(shù)，利用地下井筒附近地應(yīng)力分布特點，控制裂縫優(yōu)化油層內(nèi)部縫長和半徑，提高儲層的導(dǎo)流能力。利用過熱蒸汽加熱地下稠油并利用其自身的重力采出。本發(fā)明實施例屬于石油開發(fā)領(lǐng)域，特別涉及一種新型的稠油熱采采油方法，結(jié)合水平井壓裂技術(shù)和單水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)雙重優(yōu)勢，利用油層人造裂縫作為蒸汽和稠油運移優(yōu)勢通道，提高油層動用率和熱能利用率，最終提高薄層超稠油的最終采收率。
本發(fā)明實施例具體具有以下優(yōu)點
1)單水平井SAGD的適用范圍廣雙水平井的生產(chǎn)方式極限值為大于15m的油層， 當(dāng)油層厚度較小時雙水平井開發(fā)效果受限，因為注汽井和生產(chǎn)井間垂向上一般保持5m的距離，蒸汽腔可擴展高度受限，同時噸油操作成本將提高。單水平井適用的范圍為大于5m 的稠油油層，其適用油藏更廣，一些處于經(jīng)濟極限邊緣的超稠油油田利用此方法更能獲得好的收益。
2)經(jīng)濟成本更低目前國內(nèi)鉆雙水平井時需要利用磁導(dǎo)向儀保持注采井間平行關(guān)系，其操作費用較高，利用單水平井和直井組合的方式可以很大程度上降低整體運營成本。
3)采收率提高水平井壓裂技術(shù)增加了稠油油藏?zé)峤粨Q面積，水平井壓裂后的裂縫也可作為流通通道，提高了注汽井的注汽能力；稠油油藏一般小于1000m，淺層稠油水平井受壓裂時更易產(chǎn)生水平縫，相比水平井不壓裂時易受蒸汽超覆效應(yīng)影響，汽腔只在5-10m 范圍內(nèi)形成，有裂縫時上部蒸汽腔的超覆趨勢明顯減弱，蒸汽腔在油層底部沿水平裂縫發(fā)育方向上擴展可達40-50m，最終采收率最高可達50 %。
4)水平井與直井組合的SAGD生產(chǎn)方式更易穩(wěn)定操作目前現(xiàn)場使用1 口水平井用于注汽和生產(chǎn)，通過長管將蒸汽送到水平井指端，蒸汽在輸送過程中一部分熱量傳遞給環(huán)空中液體，導(dǎo)致長管中蒸汽干度降低且熱損失嚴重，日產(chǎn)油量低且含水高，生產(chǎn)不易控制。單水平井和直井組合的方式，操作更靈活方便，更易控制汽液界面減低汽竄的風(fēng)險。
如圖2所示，為本發(fā)明應(yīng)用實例壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)方案設(shè)計圖，圖2中包括直井1、水平井2、壓裂區(qū)域3，長管4，短管5。
本發(fā)明應(yīng)用實例具體步驟操作流程如下①判斷油藏滿足條件油藏深度 < 1000m;油層厚度> 5m;油層平面滲透率> 500md，油層垂向滲透率> 200md ；原油粘度 > 2000mPa. s ；含油飽和度> 50% ；凈毛比> 0. 7 ；②將一口水平井平行于地層傾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，直井布置于油藏構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方3-細處，并利用水平井對周圍儲層進行壓裂改造提高導(dǎo)流能力；③預(yù)熱階段，水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)，預(yù)熱時間4-6個月，加熱注采井附近地層并促進井間熱連通性；④生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，蒸汽加熱的油層利用自身重力從水平井中產(chǎn)出。單水平井和直井組合構(gòu)成了 1對注采井組。壓裂區(qū)域3為水平井壓裂區(qū)域，判斷裂縫的形態(tài)，一般根據(jù)最小主應(yīng)力原理，裂縫總是產(chǎn)生于強度最弱、阻力最小的方向，即巖石破裂面垂直于最小主應(yīng)力軸方向。一般情況下，地層埋深小于IOOOm時，垂直方向為最小主應(yīng)力方向，因此形成水平縫；地層埋深大于 IOOOm時，水平方向為最小主應(yīng)力方向，因此形成垂直縫。
如圖3所示，為本發(fā)明應(yīng)用實例壓裂后蒸汽擴展剖面示意圖。圖3中包括注汽的直井11、蒸汽波及區(qū)域12、未波及區(qū)域13、壓裂區(qū)域14。水平井壓裂產(chǎn)生裂縫區(qū)域，壓裂作用區(qū)域?qū)Я髂芰^強，蒸汽腔及熱凝液將順著裂縫擴展。如圖3所示，受熱面積垂直于直井段方向上擴展較遠，未波及區(qū)域相對而言面積較少。整體看受熱區(qū)域明顯高于不壓裂的情況，同時蒸汽的超覆趨勢也受裂縫影響也有所減弱。
如圖4所示，為本發(fā)明應(yīng)用實例未壓裂蒸汽擴展剖面示意圖。圖4中包括注汽的直井21、蒸汽波及區(qū)域22、未波及區(qū)域23。蒸汽波及區(qū)域在不壓裂時蒸汽超覆現(xiàn)象嚴重，最終開采效果要差于水平井壓裂情況。
由上可見，本發(fā)明應(yīng)用實例1)適用范圍擴大，油層有效厚度大于5m的稠油，可以考慮使用該新技術(shù)；幻壓裂規(guī)?？煽刂疲瑑?yōu)化縫長、縫寬和導(dǎo)流能力等參數(shù)優(yōu)化，增加了油層熱交換面積；3)因水平裂縫導(dǎo)流能力存在將提高蒸汽注汽速度，采油速度也會相應(yīng)提高，降低了資金投入的風(fēng)險，單水平井和直井組合的方式更易控制汽液界面，降低汽竄的風(fēng)險；4)與雙水平井SAGD相比，壓裂單水平井SAGD其鉆井成本相應(yīng)降低，操作難度也降低了 ；5)與單水平SA⑶相比，壓裂單水平井SAGD，熱效率提高且可以連續(xù)操作，保持了穩(wěn)定的操作方式，最終采收率最高可達50%。
實例1
油田區(qū)塊數(shù)值模擬研究中，模型做了沒有水平裂縫和有水平裂縫的對比。油藏基本參數(shù)孔隙度30 %，含油飽和度75 %，滲透率1500md，油層厚度10m，油藏溫度下原油脫氣粘度50000mPa. s。注采參數(shù)井底干度75%，蒸汽最大注入壓力3. 5MPa。裂縫基本參數(shù)研究表明，裂縫的滲透率一般為幾百到幾千達西，縫寬一般為4-10mm，考慮到數(shù)值模擬模型網(wǎng)格最小0. 2m，本次模擬裂縫的滲透率設(shè)為300000md(300達西)，模擬最大裂縫半徑40m (井距一半)。
1)當(dāng)模型不考慮裂縫時，最大注汽量只有50m3/d左右，最大日產(chǎn)油只有5m3/d，62220d時，累計油汽比只有0. 09，采收率20%左右；
2)當(dāng)模型考慮水平裂縫時，最大日注汽量可以達到100m3/d，最大日產(chǎn)油16m3/d， 2220d時累計油汽比0. 154，采收率68%。
實例2
新疆某油藏深度200m，油層厚度15m，油層滲透率1500md，油層溫度18°C ；油藏溫度下原油脫氣粘度50000mPa. s，含油飽和度75%，油層傾角8°。注采參數(shù)井底干度75%， 蒸汽最大注入壓力3. 5MPa。裂縫基本參數(shù)壓裂縫寬為4-10mm，最大裂縫半徑40m。
1)根據(jù)油藏特征進行篩選，符合壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油篩選標準油藏深度< IOOOm ；油層厚度> 5m ；油層平面滲透率> 500md，油層垂向滲透率> 200md ；原油粘度> 2000mPa. s ；含油飽和度> 50% ；凈毛比> 0. 7 ；
2)水平井段長設(shè)計為260m，一口水平井平行于地層傾角方向布置，趾端位于高部位，跟段位于低部位，直井布置于構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方3-細處， 直井射開油層上部；
3)首先對水平段壓裂，水平縫設(shè)計縫寬為4-10mm，最大裂縫半徑40m ；
4)預(yù)熱階段，水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)，預(yù)熱時間4-6個月，加熱注采井附近地層并促進井間連通性。
5)生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，蒸汽加熱的原油利用自身重力從水平井中產(chǎn)出。
綜上可見，本發(fā)明實施例是一種新型壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)方案， 和雙水平井SAGD相比，單水平井方式擴大了 SAGD的適用范圍，降低了鉆井成本；和單水平 SAGD相比，采用單水平和直井組合的方式更易操作控制，熱能利用率高，同時使用壓裂技術(shù)增加了稠油油藏?zé)峤粨Q面積，降低了蒸汽的超覆現(xiàn)象和提高了波及體積，提高了驅(qū)油效率。
以上所述的具體實施方式
，對本發(fā)明的目的、技術(shù)方案和有益效果進行了進一步詳細說明，所應(yīng)理解的是，以上所述僅為本發(fā)明的具體實施方式
而已，并不用于限定本發(fā)明的保護范圍，凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)，所做的任何修改、等同替換、改進等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。
權(quán)利要求
1.一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法，其特征在于，所述方法包括于油藏中將一水平井平行于地層傾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，將一直井布置于油藏構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井對其周圍儲層進行壓裂改造；將水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式進行預(yù)熱，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)，加熱注采井附近地層并促進井間連通性；在生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，將蒸汽加熱的原油利用自身重力從水平井中產(chǎn)出。
2.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述直井底部在水平井趾端的正上方3- !處。
3.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述預(yù)熱時間為4-6個月。
4.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏滿足以下條件油藏深度<IOOOm ； 油層厚度> 5m。
5.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏滿足以下條件油層厚度>5m。
6.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏滿足以下條件油層平面滲透率> 500md，油層垂向滲透率> 200md。
7.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏滿足以下條件原油粘度>2000mPa.So
8.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏滿足以下條件含油飽和度>50%。
9.如權(quán)利要求1所述方法，其特征在于，所述油藏滿足以下條件凈毛比>0. 7。
全文摘要
本發(fā)明實施例提供一種壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法，所述壓裂單水平井蒸汽輔助重力泄油方法包括于油藏中將一水平井平行于地層傾角方向布置，水平井趾端位于水平井高部位，水平井跟端位于水平井低部位，將一直井布置于油藏構(gòu)造高部位，且直井底部在水平井趾端的正上方，并利用水平井對其周圍儲層進行壓裂改造；將水平井采用長管注，短管采的預(yù)熱方式進行預(yù)熱，直井采用低壓吞吐生產(chǎn)，加熱注采井附近地層并促進井間連通性；在生產(chǎn)階段用直井連續(xù)注汽，將蒸汽加熱的原油利用自身重力從水平井中產(chǎn)出。本發(fā)明實施例可以增加水平井段動用程度，提高油藏的采收率和開發(fā)效果。
文檔編號E21B43/24GK102518415SQ20111041554
公開日2012年6月27日 申請日期2011年12月13日 優(yōu)先權(quán)日2011年12月13日
發(fā)明者劉春澤, 周游, 席長豐, 張忠義, 李曉玲, 李秀巒, 梁金中, 王伯軍, 王紅莊, 蔣有偉, 馬德勝 申請人:中國石油天然氣股份有限公司