稠油油藏sagd開(kāi)采方法
【專(zhuān)利摘要】本發(fā)明涉及一種稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，它包括在稠油油藏上開(kāi)設(shè)第一SAGD井組，對(duì)第一SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱并注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；當(dāng)?shù)谝籗AGD井組的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，開(kāi)設(shè)第二SAGD井組；當(dāng)?shù)谝籗AGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向第一SAGD井組中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞；當(dāng)?shù)谝籗AGD井組的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向第二SAGD井組中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；當(dāng)?shù)谝籗AGD井組生產(chǎn)結(jié)束，第二SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向第二SAGD井組交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力。
【專(zhuān)利說(shuō)明】稠油油藏SAGD開(kāi)采方法

【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及一種油田中的稠油油藏的開(kāi)采方法，尤其涉及整裝稠油油藏采用蒸汽輔助重力泄油技術(shù)整體開(kāi)采的開(kāi)采方法，屬于石油開(kāi)采領(lǐng)域。

【背景技術(shù)】
[0002]Steam Assisted Gravity Drainage (簡(jiǎn)稱(chēng) SAGD)為蒸汽輔助重力泄油技術(shù)。SAGD是1978年加拿大Bulter所發(fā)明，在加拿大油砂礦區(qū)、我國(guó)的遼河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功應(yīng)用，其原理是在同一油層部署上下疊置的水平井對(duì)，在上部注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽由于密度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于原油而向上超覆在地層中形成蒸汽腔，隨著蒸汽的不斷注入，蒸汽腔不斷向上及側(cè)面擴(kuò)展，與油層中的原油發(fā)生熱交換，被加熱的原油粘度降低，與冷凝水在重力作用下向下流動(dòng)，從油層下部的水平生產(chǎn)井中采出。
[0003]對(duì)于以新疆風(fēng)城超稠油油藏等整裝大型稠油油藏為例的稠油油藏，前期的雙水平井SA⑶先導(dǎo)試驗(yàn)已經(jīng)取得了很好的開(kāi)發(fā)效果，目前正在進(jìn)入采用SA⑶技術(shù)整體開(kāi)發(fā)階段。但受到地面鍋爐、管線(xiàn)、采出液處理能力、煉廠(chǎng)煉油能力等因素的影響，整裝稠油油藏的SAGD開(kāi)發(fā)通常分批實(shí)施。但在SAGD開(kāi)發(fā)過(guò)程中，在不同的開(kāi)發(fā)階段，SAGD井組內(nèi)蒸汽腔的壓力不同:SAGD生產(chǎn)初期為逐步升壓階段；在3八60蒸汽腔上升到油層頂部后進(jìn)入橫向擴(kuò)展階段，蒸汽腔壓力從低于油層破裂壓力逐步下降到原始油層壓力；在SAGD蒸汽腔下降階段，由于蒸汽的注入逐漸減少，蒸汽腔內(nèi)壓力進(jìn)一步逐漸下降。因此，在分批實(shí)施過(guò)程中，處于上一批次開(kāi)發(fā)并且位于邊部的SAGD井組，與下一批次開(kāi)發(fā)并且位于邊部的SAGD井組由于投入生產(chǎn)時(shí)間不同，使得相鄰S(chǎng)AGD蒸汽腔內(nèi)的壓力不同，而由于井距通常在50 — 100米內(nèi)，相鄰蒸汽腔在擴(kuò)展過(guò)程中距離越來(lái)越近，因此在壓差作用下，后投入開(kāi)發(fā)的SAGD蒸汽腔內(nèi)的蒸汽在較高壓力作用下，將大量涌入相鄰的已進(jìn)入開(kāi)發(fā)末期且壓力逐漸降低的SAGD蒸汽腔內(nèi)，造成后投入開(kāi)發(fā)的SAGD蒸汽腔內(nèi)蒸汽流失而無(wú)法充分加熱本蒸汽腔內(nèi)原油，后投入開(kāi)發(fā)的SAGD效果將遠(yuǎn)遠(yuǎn)差于先投入開(kāi)發(fā)的SAGD效果。
[0004]CN101592028A公開(kāi)了一種氣體輔助SAGD開(kāi)采超稠油的方法，其發(fā)明的目的是提供一種提聞SAGD熱效率、增大蒸汽波及體積，進(jìn)一步提聞?dòng)推鹊某┯陀蜏p有效開(kāi)發(fā)技術(shù)。該方法包括以下工藝步驟:選油層為530m，剩余油飽和度>0.5，油層厚度>10m，水平滲透率>250mD，垂直與水平滲透率比值>0.1，油層孔隙度>0.2，油層中不存在連續(xù)分布的不滲透泥、頁(yè)巖夾層油藏；在吞吐直井間鉆水平井，井距在35米或在油層底部鉆一對(duì)水平井，垂向距離6米；吞吐3周期，井間形成熱連通后，用直井連續(xù)注蒸汽，水平井生產(chǎn)3年，用直井注氮?dú)夂驼羝?，地下體積比0.5，氮?dú)獾目傋⑷肓窟_(dá)到0.1PV后停注，繼續(xù)注蒸汽，注汽速度為1.4m3/d.m，井底蒸汽干度為70%，采注比保持在1.2 ;提高采出程度6.0?9.0%，提高油汽比0.02?0.05。該發(fā)明方法開(kāi)發(fā)超稠油油藏可以取得以下效果:(1)有效減緩蒸汽向上覆巖層的傳熱速度，蒸汽向上覆蓋層的傳熱速度是純蒸汽SA⑶的70% ;(2)有利于蒸汽腔的均勻擴(kuò)展，增加蒸汽室波及體積20%?30% ；(3)延長(zhǎng)SAGD生產(chǎn)時(shí)間2?3年，提高采出程度6.0%?9.0%，提高油汽比0.02?0.05。但該發(fā)明方法僅針對(duì)降低單個(gè)蒸汽腔向頂?shù)咨w層熱損失，未考慮大面積開(kāi)發(fā)過(guò)程中，針對(duì)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔的操作參數(shù)調(diào)整方法；同時(shí)，該方法指出水平井連續(xù)注純蒸汽SAGD生產(chǎn)3年后改為注入蒸汽與氮?dú)獾幕旌衔?，氮?dú)獾目傋⑷肓繛?.1PV，然后繼續(xù)注入純蒸汽，但在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，在SAGD后期和末期繼續(xù)注入純蒸汽，但未詳細(xì)闡述注汽壓力控制措施。


【發(fā)明內(nèi)容】

[0005]為了克服現(xiàn)有技術(shù)的上述缺陷，本發(fā)明所要解決的技術(shù)問(wèn)題是提供一種稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，可以有效避免分批開(kāi)發(fā)過(guò)程中由于不同批次投產(chǎn)的SAGD井組蒸汽腔內(nèi)壓力不同產(chǎn)生的汽竄，提高蒸汽熱利用率與采收率。
[0006]為達(dá)到上述目的，本發(fā)明提供了一種稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，該稠油油藏為整裝未開(kāi)發(fā)的稠油油藏，其特征在于，它包括以下步驟:
[0007]在稠油油藏上開(kāi)設(shè)第一 SAGD井組，對(duì)所述第一 SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱，預(yù)熱后向所述第一 SAGD井組中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0008]當(dāng)所述第一 SAGD井組的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第一SAGD井組處開(kāi)設(shè)第二 SAGD井組；
[0009]當(dāng)所述第一 SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第一 SAGD井組注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第一 SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第二 SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱；
[0010]當(dāng)所述第一 SAGD井組的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第二 SAGD井組中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0011]當(dāng)所述第一 SAGD井組生產(chǎn)結(jié)束，所述第二 SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第二 SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)。
[0012]優(yōu)選地，它還包括以下步驟:
[0013]當(dāng)所述第二 SAGD井組的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第二SAGD井組處開(kāi)設(shè)第三SAGD井組；
[0014]當(dāng)所述第二 SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第二 SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第三SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱；
[0015]當(dāng)所述第二 SAGD井組的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第三SAGD井組中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0016]當(dāng)所述第二 SAGD井組生產(chǎn)結(jié)束，所述第三SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第三SAGD井組交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第三SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)。
[0017]當(dāng)?shù)诙?SAGD井組預(yù)熱時(shí)，所述第一 SAGD井組的蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;當(dāng)?shù)诙?SAGD井組從預(yù)熱轉(zhuǎn)入逐步生產(chǎn)階段，所述第一 SAGD井組的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。
[0018]優(yōu)選地，每個(gè)SAGD井組不同階段的蒸汽腔壓力與注入介質(zhì)控制方法為:
[0019](a)預(yù)熱階段:
[0020]蒸汽腔壓力:原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物；
[0021](b)蒸汽腔上升階段:
[0022]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa ;注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物；
[0023](c)蒸汽腔橫向擴(kuò)展到井間中部位置階段:
[0024]蒸汽腔壓力:油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa逐步下降到原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物；
[0025](d)蒸汽腔下降一生產(chǎn)結(jié)束階段:
[0026]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa ;注入介質(zhì):交替的非凝析氣體與蒸汽組合物段塞。
[0027]優(yōu)選地，當(dāng)所述第三SAGD井組預(yù)熱階段，所述第二 SAGD井組蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;當(dāng)所述第三SAGD井組從預(yù)熱階段轉(zhuǎn)入逐步升壓的SAGD生產(chǎn)階段，所述第二 SAGD井組的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)A⑶井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。后續(xù)新增SAGD井組的操作方法以此類(lèi)推。
[0028]優(yōu)選地，每個(gè)SAGD井組包括多個(gè)相互平行、且沿構(gòu)造等高線(xiàn)排布的SAGD井對(duì)，以及設(shè)置在相鄰兩個(gè)SAGD井對(duì)之間的至少1 口垂直監(jiān)測(cè)井。
[0029]優(yōu)選地，每個(gè)SAGD井組包括3?5個(gè)SAGD井對(duì)，每個(gè)SAGD井對(duì)由1 口注入井與1 口生產(chǎn)井組成，其中所述注入井與生產(chǎn)井為水平段相互平行、上下相互疊置的水平井。
[0030]優(yōu)選地，對(duì)每個(gè)SAGD井組采用注蒸汽循環(huán)、熱溶劑循環(huán)、以及電磁、微波、高頻脈沖、電加熱方式進(jìn)行預(yù)熱。
[0031]優(yōu)選地，所述蒸汽組合物為至少50wt%的蒸汽與碳數(shù)為3?11的輕質(zhì)烷烴溶劑、或柴油、汽油、煤油、石腦油、棕櫚油等輕質(zhì)油的一種或幾種的組合物。
[0032]優(yōu)選地，所述非凝析氣體為空氣、氮?dú)狻⒍趸?、天然氣、一氧化碳、氫氣、硫化氫、氦氣、煙道氣的一種或幾種混合氣體。
[0033]優(yōu)選地，在交替注入非凝析氣體與蒸汽組合物段塞之前先注入一個(gè)段塞的非凝析氣體，其中所述段塞在地下體積為10000?100000m3。
[0034]本發(fā)明所提供的稠油油藏階梯式SAGD開(kāi)采方法具有以下技術(shù)效果:
[0035](1)常規(guī)的SAGD操作方法為生產(chǎn)初期蒸汽腔高壓操作，然后在不同生產(chǎn)階段蒸汽腔壓力逐步下降，目的在于低壓條件下蒸汽具有更大的比容，可以減少蒸汽注入量；但由于不同批次SAGD井組投產(chǎn)時(shí)間不同，所處階段不同，因此相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間經(jīng)常發(fā)生汽竄，且難以有效控制。因此，本發(fā)明所提出了階梯式SAGD井組壓力控制方法與階梯式SAGD分期分批開(kāi)采方法，在SAGD生產(chǎn)初期逐步升高蒸汽腔壓力到油層破裂壓力以下，由于高壓下單位質(zhì)量蒸汽熱焓更高，因此可以提高蒸汽的熱焓注入速度，提高蒸汽腔上升速度，加快蒸汽高溫降粘速度，并有效提高采油速度；注入的蒸汽組合物為蒸汽與溶劑的混合體系，有助于發(fā)揮蒸汽高溫降粘+溶劑溶油降粘雙重優(yōu)勢(shì)，進(jìn)一步提高泄油速度，加快蒸汽腔上升。
[0036]當(dāng)SAGD蒸汽腔上升到油層頂部開(kāi)始橫向擴(kuò)展階段，逐步降低蒸汽腔壓力到原始油層壓力，有利于穩(wěn)定油層壓力，使得相鄰S(chǎng)AGD井組等壓平穩(wěn)預(yù)熱，有效避免相鄰新投產(chǎn)的SAGD井組在預(yù)熱階段由于兩個(gè)井組蒸汽腔之間壓力不均造成汽竄；
[0037]在SAGD蒸汽腔下降階段，提高SAGD蒸汽腔壓力，并與相鄰S(chǎng)AGD井組的蒸汽腔壓力同步上升，同樣有利于避免兩個(gè)井組蒸汽腔之間壓力不均造成汽竄；同時(shí)，在SAGD下降階段，由于蒸汽腔范圍較大，加熱油層范圍大，向頂?shù)咨w層的熱損失也大，在此階段首先注入一個(gè)段塞的非凝析氣體，有利于在蒸汽腔頂部形成一個(gè)非凝析氣的次生氣頂，起到向頂?shù)咨w層的隔熱作用，提高蒸汽熱利用率；然后再進(jìn)行非凝析氣體與蒸汽組合物段塞交替注入，有利于減少蒸汽注入量；由于非凝析氣體具有比蒸汽更大的比容與體積系數(shù)，因此可以快速填充蒸汽腔空間，平衡蒸汽腔內(nèi)部壓力，使之快速與相鄰(下一批次)SAGD井組蒸汽腔內(nèi)壓力平衡，有效杜絕相鄰(下一批次)SAGD井組蒸汽腔的蒸汽向該(上一批次)SAGD井組蒸汽腔內(nèi)的汽竄。
[0038]本發(fā)明提出的相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔同步升壓降壓的近平衡壓力控制方法，可以有效控制蒸汽腔內(nèi)壓力，防止相鄰的下一批次SAGD井組在生產(chǎn)初期升壓階段由于不同批次的相鄰蒸汽腔存在壓力差造成的蒸汽汽竄，有效杜絕了相鄰蒸汽腔竄通與油汽比降低的不利情況。同時(shí)注入非凝析氣體及段塞，大大減少了蒸汽注入量，大幅度降低了開(kāi)采成本。

【專(zhuān)利附圖】

【附圖說(shuō)明】
[0039]在此描述的附圖僅用于解釋目的，而不意圖以任何方式來(lái)限制本發(fā)明公開(kāi)的范圍。另外，圖中的各部件的形狀和比例尺寸等僅為示意性的，用于幫助對(duì)本發(fā)明的理解，并不是具體限定本發(fā)明各部件的形狀和比例尺寸。本領(lǐng)域的技術(shù)人員在本發(fā)明的教導(dǎo)下，可以根據(jù)具體情況選擇各種可能的形狀和比例尺寸來(lái)實(shí)施本發(fā)明。
[0040]圖1為實(shí)施例1所提供的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法的開(kāi)采步驟示意圖；
[0041]圖2為實(shí)施例1所提供的稠油油藏SA⑶開(kāi)采方法的不同批次SAGD井組井位示意圖；
[0042]圖3為實(shí)施例1所提供的稠油油藏SA⑶開(kāi)采方法的不同批次SAGD井組不同階段壓力控制示意圖。
[0043]以上附圖的附圖標(biāo)記:1、SAGD井對(duì)；2、監(jiān)測(cè)井；3、第一 SAGD井組；4、第二 SAGD井組；5、第三SAGD井組；11、第一 SAGD井組的蒸汽腔在循環(huán)預(yù)熱階段時(shí)的壓力；12、第一 SAGD井組的蒸汽腔上升階段的壓力；13、第一 SAGD井組的蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段的壓力；21、第二SAGD井組的蒸汽腔在循環(huán)預(yù)熱階段時(shí)的壓力；22、第二 SAGD井組的蒸汽腔上升階段的壓力；23、第二 SAGD井組的蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段的壓力；31、第三SAGD井組的蒸汽腔在循環(huán)預(yù)熱階段時(shí)的壓力；32、第三SA⑶井組的蒸汽腔上升階段的壓力；33、第三SA⑶井組的蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段的壓力。

【具體實(shí)施方式】
[0044]結(jié)合附圖和本發(fā)明【具體實(shí)施方式】的描述，能夠更加清楚地了解本發(fā)明的細(xì)節(jié)。但是，在此描述的本發(fā)明的【具體實(shí)施方式】，僅用于解釋本發(fā)明的目的，而不能以任何方式理解成是對(duì)本發(fā)明的限制。在本發(fā)明的教導(dǎo)下，技術(shù)人員可以構(gòu)想基于本發(fā)明的任意可能的變形，這些都應(yīng)被視為屬于本發(fā)明的范圍。
[0045]參照?qǐng)D1-圖3所示，一種稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，該稠油油藏為整裝未開(kāi)發(fā)的稠油油藏，它包括以下步驟:
[0046]在稠油油藏開(kāi)采區(qū)域部署第一 SAGD井組3，第一 SAGD井組3包括SAGD井對(duì)I與監(jiān)測(cè)井2。SAGD井對(duì)I為沿構(gòu)造等高線(xiàn)排狀部署，具體為從構(gòu)造高部位向構(gòu)造低部位分批部署；相鄰S(chǎng)AGD井對(duì)平面距離50?150m，同一個(gè)SAGD井對(duì)內(nèi)部注汽井與生產(chǎn)井垂向距離5m ;每批SAGD井組中的SAGD井對(duì)I優(yōu)選為3排；每?jī)蓚€(gè)相鄰S(chǎng)AGD井對(duì)I的水平段中部的中間位置部署一口直井監(jiān)測(cè)井2。
[0047]對(duì)所述第一 SAGD井組3進(jìn)行預(yù)熱，預(yù)熱后向所述第一 SAGD井組3中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0048]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第一SAGD井組3處開(kāi)設(shè)第二 SAGD井組4 ；
[0049]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第一 SAGD井組3注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第一 SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第二 SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱；
[0050]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第二 SAGD井組4中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0051]當(dāng)所述第一 SAGD井組3生產(chǎn)結(jié)束，所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組4交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第二 SAGD井組4繼續(xù)生產(chǎn)。
[0052]在另一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第二 SAGD井組4處開(kāi)設(shè)第三SAGD井組5 ；
[0053]當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組4注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第二 SAGD井組4繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第三SAGD井組5進(jìn)行預(yù)熱；
[0054]當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第三SAGD井組5中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0055]當(dāng)所述第二 SAGD井組4生產(chǎn)結(jié)束，所述第三SAGD井組5的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第三SAGD井組5交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第三SAGD井組5繼續(xù)生產(chǎn)。
[0056]當(dāng)?shù)诙?SAGD井組4預(yù)熱時(shí)，所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;當(dāng)?shù)诙?SAGD井組4從預(yù)熱轉(zhuǎn)入逐步生產(chǎn)階段，所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。
[0057]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，每個(gè)SAGD井組不同階段的蒸汽腔壓力與注入介質(zhì)控制方法為:
[0058](a)預(yù)熱階段:
[0059]蒸汽腔壓力:原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物；
[0060](b)蒸汽腔上升階段:
[0061]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa ;注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物；
[0062](C)蒸汽腔橫向擴(kuò)展到井間中部位置階段:
[0063]蒸汽腔壓力:油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa逐步下降到原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物；
[0064](d)蒸汽腔下降一生產(chǎn)結(jié)束階段:
[0065]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa ;注入介質(zhì):交替的非凝析氣體與蒸汽組合物段塞。
[0066]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，當(dāng)所述第三SAGD井組5預(yù)熱階段，所述第二 SAGD井組4蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ；當(dāng)所述第三SAGD井組5從預(yù)熱階段轉(zhuǎn)入逐步升壓的SAGD生產(chǎn)階段，所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)A⑶井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。后續(xù)新增SAGD井組的操作方法以此類(lèi)推。
[0067]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，每個(gè)SAGD井組包括多個(gè)相互平行、且沿構(gòu)造等高線(xiàn)排布的SAGD井對(duì)，以及設(shè)置在相鄰兩個(gè)SAGD井對(duì)之間的至少I(mǎi) 口垂直監(jiān)測(cè)井。
[0068]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，每個(gè)SAGD井組包括3?5個(gè)SAGD井對(duì)，每個(gè)SAGD井對(duì)由I 口注入井與I 口生產(chǎn)井組成，其中所述注入井與生產(chǎn)井為水平段相互平行、上下相互疊置的水平井。
[0069]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，對(duì)每個(gè)SAGD井組采用注蒸汽循環(huán)、熱溶劑循環(huán)、以及電磁、微波、高頻脈沖、電加熱方式進(jìn)行預(yù)熱。
[0070]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，所述蒸汽組合物為至少50wt%的蒸汽與碳數(shù)為3?11的輕質(zhì)烷烴溶劑、或柴油、汽油、煤油、石腦油、棕櫚油等輕質(zhì)油的一種或幾種的組合物。
[0071]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，所述非凝析氣體為空氣、氮?dú)?、二氧化碳、天然氣、一氧化碳、氫氣、硫化氫、氦氣、煙道氣的一種或幾種混合氣體。
[0072]在一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，在交替注入非凝析氣體與蒸汽組合物段塞之前先注入一個(gè)段塞的非凝析氣體，其中所述段塞在地下體積為10000?100000m3。
[0073]參照?qǐng)D2所示，依次類(lèi)推，還可以對(duì)稠油油藏開(kāi)設(shè)第三SAGD井組5、第四SAGD井組等以對(duì)稠油油藏進(jìn)行持續(xù)開(kāi)采。
[0074]實(shí)施例1
[0075]參照?qǐng)D1-圖3所示，一種稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，該稠油油藏為整裝未開(kāi)發(fā)的稠油油藏，平均埋深為300m，原始油藏壓力為2.8MPa，油層破裂壓力6MPa，油層厚度有效平均26m，適合部署SAGD井組規(guī)模開(kāi)發(fā)。
[0076]本實(shí)施例提供的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法包括以下具體步驟:
[0077]參照?qǐng)D2所示，在稠油油藏開(kāi)采區(qū)域部署第一 SAGD井組3，第一 SAGD井組3包括SAGD井對(duì)I與監(jiān)測(cè)井2。每個(gè)SAGD井對(duì)由I 口注入井與I 口生產(chǎn)井組成，其中所述注入井與生產(chǎn)井為水平段相互平行、上下相互疊置的水平井。SA⑶井對(duì)I為沿構(gòu)造等高線(xiàn)排狀部署，具體為從構(gòu)造高部位向構(gòu)造低部位分批部署；相鄰S(chǎng)AGD井對(duì)平面距離50m，同一個(gè)SAGD井對(duì)內(nèi)部注汽井與生產(chǎn)井垂向距離5m ;每批SAGD井組中的SAGD井對(duì)I為3排；每?jī)蓚€(gè)相鄰S(chǎng)AGD井對(duì)I的水平段中部的中間位置部署一口直井監(jiān)測(cè)井2。
[0078]對(duì)所述第一 SAGD井組3進(jìn)行預(yù)熱，所述預(yù)熱方式為注蒸汽循環(huán)預(yù)熱。
[0079]預(yù)熱后向所述第一 SAGD井組3中注入純蒸汽以進(jìn)行生產(chǎn)。
[0080]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第一SAGD井組3處開(kāi)設(shè)第二 SAGD井組4 ；
[0081]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第一 SAGD井組3注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第一 SAGD井組3繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第二 SAGD井組4進(jìn)行預(yù)熱；所述非凝析氣體為空氣。
[0082]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第二 SAGD井組4中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；所述蒸汽組合物為50wt%的蒸汽與等質(zhì)量比例的碳數(shù)為3?8的輕質(zhì)烷烴溶劑組合物。
[0083]當(dāng)所述第一 SAGD井組3生產(chǎn)結(jié)束，所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組4交替注入純非凝析氣體空氣與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第二 SAGD井組4繼續(xù)生產(chǎn)。
[0084]在另一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第二 SAGD井組4處開(kāi)設(shè)第三SAGD井組5 ；
[0085]當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組4注入井中交替注入純非凝析氣體空氣與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第二SAGD井組4繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第三SAGD井組5進(jìn)行預(yù)熱；所述交替的非凝析氣體空氣與蒸汽組合物段塞為首先注入一個(gè)段塞的非凝析氣體，然后再進(jìn)行非凝析氣體空氣與蒸汽組合物段塞交替注入；其中所述段塞大小為1000m3(地下體積)。
[0086]當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第三SAGD井組5中注入純蒸汽形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0087]當(dāng)所述第二 SAGD井組4生產(chǎn)結(jié)束，所述第三SAGD井組5的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第三SAGD井組5交替注入純非凝析氣體空氣與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第三SAGD井組5繼續(xù)生產(chǎn)。
[0088]當(dāng)?shù)诙?SAGD井組4預(yù)熱時(shí)，所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差0.1MPa ;當(dāng)?shù)诙?SAGD井組4從預(yù)熱轉(zhuǎn)入逐步生產(chǎn)階段，所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差0.1MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。
[0089]在本實(shí)施方式中，每個(gè)SAGD井組不同階段的蒸汽腔壓力與注入介質(zhì)控制方法為:
[0090](a)預(yù)熱階段:
[0091]蒸汽腔壓力:原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽；
[0092](b)蒸汽腔上升階段:
[0093]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3MPa ;注入介質(zhì):純蒸汽；
[0094](c)蒸汽腔橫向擴(kuò)展到井間中部位置階段:
[0095]蒸汽腔壓力:油層破裂壓力以下0.3MPa逐步下降到原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽；
[0096](d)蒸汽腔下降一生產(chǎn)結(jié)束階段:
[0097]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3MPa ;注入介質(zhì):交替的非凝析氣體空氣與蒸汽組合物段塞。
[0098]在本實(shí)施方式中，當(dāng)所述第三SAGD井組5預(yù)熱階段，所述第二 SAGD井組4蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)A⑶井組蒸汽腔之間的壓力差0.1MPa ;當(dāng)所述第三SAGD井組5從預(yù)熱階段轉(zhuǎn)入逐步升壓的SAGD生產(chǎn)階段，所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)A⑶井組蒸汽腔之間的壓力差0.1MPa ；每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。后續(xù)新增SAGD井組的操作方法以此類(lèi)推。
[0099]采用本發(fā)明所提出的階梯式SAGD壓力操作方法與分批開(kāi)采方法，不同批次SAGD井組之間汽竄頻率從普通SAGD開(kāi)發(fā)的70%下降到10%以下，蒸汽腔橫向擴(kuò)展到井中間位置后轉(zhuǎn)為交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞，每個(gè)井組節(jié)省蒸汽量40 %，累計(jì)油汽比比普通的純蒸汽SA⑶提高了 I倍。最終采收率比普通純蒸汽SA⑶提高了 17%。
[0100]實(shí)施例2
[0101]參照?qǐng)D1-圖3所示，一種稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，該稠油油藏為整裝未開(kāi)發(fā)的稠油油藏，平均埋深為500m，原始油藏壓力為4.8MPa，油層破裂壓力lOMPa，油層厚度有效平均34m，適合部署SAGD井組規(guī)模開(kāi)發(fā)。
[0102]本實(shí)施例提供的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法包括以下具體步驟:
[0103]參照?qǐng)D2所示，在稠油油藏開(kāi)采區(qū)域部署第一 SAGD井組3，第一 SAGD井組3包括SAGD井對(duì)I與監(jiān)測(cè)井2。每個(gè)SAGD井對(duì)由I 口注入井與I 口生產(chǎn)井組成，其中所述注入井與生產(chǎn)井為水平段相互平行、上下相互疊置的水平井。SA⑶井對(duì)I為沿構(gòu)造等高線(xiàn)排狀部署，具體為從構(gòu)造高部位向構(gòu)造低部位分批部署；相鄰S(chǎng)AGD井對(duì)平面距離150m，同一個(gè)SAGD井對(duì)內(nèi)部注汽井與生產(chǎn)井垂向距離5m ;每批SAGD井組中的SAGD井對(duì)I為3排；每?jī)蓚€(gè)相鄰S(chǎng)AGD井對(duì)I的水平段中部的中間位置部署一口直井監(jiān)測(cè)井2。
[0104]對(duì)所述第一 SAGD井組3進(jìn)行預(yù)熱，所述預(yù)熱方式為電加熱預(yù)熱。
[0105]預(yù)熱后向所述第一 SAGD井組3中注入蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；所述蒸汽組合物為80wt %的蒸汽與等質(zhì)量比例的柴油、汽油、煤油、石腦油、棕櫚油的組合物。
[0106]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第一SAGD井組3處開(kāi)設(shè)第二 SAGD井組4 ；
[0107]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第一 SAGD井組3注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第一 SAGD井組3繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第二 SAGD井組4進(jìn)行預(yù)熱；所述非凝析氣體為等質(zhì)量比例的空氣、氮?dú)?、二氧化碳、天然氣、一氧化碳、氫氣、硫化氫、氦氣、煙道氣的混合氣體。
[0108]當(dāng)所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第二 SAGD井組4中注入蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0109]當(dāng)所述第一 SAGD井組3生產(chǎn)結(jié)束，所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組4交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第二 SAGD井組4繼續(xù)生產(chǎn)。
[0110]在另一個(gè)優(yōu)選的實(shí)施方式中，當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第二 SAGD井組4處開(kāi)設(shè)第三SAGD井組5 ；
[0111]當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組4注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第二 SAGD井組4繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第三SAGD井組5進(jìn)行預(yù)熱；所述交替的非凝析氣體與蒸汽組合物段塞為首先注入一個(gè)段塞的非凝析氣體，然后再進(jìn)行非凝析氣體與蒸汽組合物段塞交替注入；其中所述段塞大小為10000m3(地下體積)。
[0112]當(dāng)所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第三SAGD井組5中注入蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)；
[0113]當(dāng)所述第二 SAGD井組4生產(chǎn)結(jié)束，所述第三SAGD井組5的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第三SAGD井組5交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第三SAGD井組5繼續(xù)生產(chǎn)。
[0114]當(dāng)?shù)诙?SAGD井組4預(yù)熱時(shí)，所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差0.05MPa ;當(dāng)?shù)诙?SAGD井組4從預(yù)熱轉(zhuǎn)入逐步生產(chǎn)階段，所述第一 SAGD井組3的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差0.05MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。
[0115]在本實(shí)施方式中，每個(gè)SAGD井組不同階段的蒸汽腔壓力與注入介質(zhì)控制方法為:
[0116](a)預(yù)熱階段:
[0117]蒸汽腔壓力:原始油層壓力；注入介質(zhì):蒸汽組合物；
[0118](b)蒸汽腔上升階段:
[0119]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.5MPa ;注入介質(zhì):蒸汽組合物；
[0120](C)蒸汽腔橫向擴(kuò)展到井間中部位置階段:
[0121]蒸汽腔壓力:油層破裂壓力以下0.5MPa逐步下降到原始油層壓力；注入介質(zhì):蒸汽組合物；
[0122](d)蒸汽腔下降一生產(chǎn)結(jié)束階段:
[0123]蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.5MPa ;注入介質(zhì):交替的非凝析氣體與蒸汽組合物段塞。
[0124]參照?qǐng)D3所示，第一 SAGD井組的蒸汽腔在循環(huán)預(yù)熱階段時(shí)的壓力、第一 SAGD井組的蒸汽腔上升階段的壓力以及第一 SAGD井組的蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段的壓力如圖中曲線(xiàn)11、12和13所示。第二 SAGD井組的蒸汽腔在循環(huán)預(yù)熱階段時(shí)的壓力、第二 SAGD井組的蒸汽腔上升階段的壓力以及第二 SAGD井組的蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段的壓力如圖中曲線(xiàn)21、22和23所示。第三SAGD井組的蒸汽腔在循環(huán)預(yù)熱階段時(shí)的壓力、第三SAGD井組的蒸汽腔上升階段的壓力以及第三SAGD井組的蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段的壓力如圖中曲線(xiàn)31、32和33所
/Jn ο
[0125]在本實(shí)施方式中，當(dāng)所述第三SAGD井組5預(yù)熱階段，所述第二 SAGD井組4蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差0.05MPa ;當(dāng)所述第三SAGD井組5從預(yù)熱階段轉(zhuǎn)入逐步升壓的SAGD生產(chǎn)階段，所述第二 SAGD井組4的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差0.05MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。后續(xù)新增SAGD井組的操作方法以此類(lèi)推。
[0126]采用本發(fā)明所提出的階梯式SAGD開(kāi)采方法，不同批次SAGD井組之間汽竄頻率從普通SAGD開(kāi)發(fā)的80%下降到20%以下，蒸汽腔橫向擴(kuò)展到井中間位置后轉(zhuǎn)為交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞。，每個(gè)井組節(jié)省蒸汽量30%，累計(jì)油汽比比普通的純蒸汽SAGD提高了 0.9倍。最終采收率比普通純蒸汽SAGD提高了 15%。
[0127]本說(shuō)明書(shū)中的各個(gè)實(shí)施例均采用遞進(jìn)的方式描述，每個(gè)實(shí)施例重點(diǎn)說(shuō)明的都是與其他實(shí)施例的不同之處，各個(gè)實(shí)施例之間相同相似的部分互相參見(jiàn)即可。
[0128]上述實(shí)施例只為說(shuō)明本發(fā)明的技術(shù)構(gòu)思及特點(diǎn)，其目的在于讓熟悉此項(xiàng)技術(shù)的人士能夠了解本發(fā)明的內(nèi)容并據(jù)以實(shí)施，并不能以此限制本發(fā)明的保護(hù)范圍。凡根據(jù)本發(fā)明精神實(shí)質(zhì)所作的等效變化或修飾，都應(yīng)涵蓋在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。
【權(quán)利要求】
1.一種稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于，它包括以下步驟: 在稠油油藏上開(kāi)設(shè)第一 SAGD井組，對(duì)所述第一 SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱，預(yù)熱后向所述第一SAGD井組中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)； 當(dāng)所述第一 SAGD井組的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第一 SAGD井組處開(kāi)設(shè)第二 SAGD井組； 當(dāng)所述第一 SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第一 SAGD井組注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第一 SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第二 SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱； 當(dāng)所述第一 SAGD井組的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第二 SAGD井組中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)； 當(dāng)所述第一 SAGD井組生產(chǎn)結(jié)束，所述第二 SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第二 SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于，它還包括以下步驟: 當(dāng)所述第二 SAGD井組的蒸汽腔上升到油層頂部時(shí)，在稠油油藏鄰近所述第二 SAGD井組處開(kāi)設(shè)第三SAGD井組； 當(dāng)所述第二 SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第二 SAGD井組注入井中交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持第二 SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)并對(duì)所述第三SAGD井組進(jìn)行預(yù)熱； 當(dāng)所述第二 SAGD井組的蒸汽腔處于下降階段時(shí)，向所述第三SAGD井組中注入純蒸汽或蒸汽組合物形成蒸汽腔以進(jìn)行生產(chǎn)； 當(dāng)所述第二 SAGD井組生產(chǎn)結(jié)束，所述第三SAGD井組的蒸汽腔擴(kuò)展到井間中部位置時(shí)，向所述第三SAGD井組交替注入純非凝析氣體與蒸汽組合物段塞以控制蒸汽腔內(nèi)壓力，保持所述第三SAGD井組繼續(xù)生產(chǎn)。
3.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:每個(gè)SAGD井組不同階段的蒸汽腔壓力與注入介質(zhì)控制方法為: (a)預(yù)熱階段: 蒸汽腔壓力:原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物； (b)蒸汽腔上升階段: 蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa ;注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物； (C)蒸汽腔橫向擴(kuò)展到井間中部位置階段: 蒸汽腔壓力:油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa逐步下降到原始油層壓力；注入介質(zhì):純蒸汽或蒸汽組合物； (d)蒸汽腔下降一生產(chǎn)結(jié)束階段: 蒸汽腔壓力:原始油層壓力逐步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa ;注入介質(zhì):交替的非凝析氣體與蒸汽組合物段塞。
4.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:當(dāng)?shù)诙AGD井組預(yù)熱時(shí)，所述第一 SAGD井組的蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;當(dāng)?shù)诙?SAGD井組從預(yù)熱轉(zhuǎn)入逐步生產(chǎn)階段，所述第一 SAGD井組的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)A⑶井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。
5.根據(jù)權(quán)利要求2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:當(dāng)所述第三SAGD井組預(yù)熱階段，所述第二 SAGD井組蒸汽腔內(nèi)壓力為原始油層壓力，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;當(dāng)所述第三SAGD井組從預(yù)熱階段轉(zhuǎn)入逐步升壓的SAGD生產(chǎn)階段，所述第二 SAGD井組的蒸汽腔壓力隨之同步上升到油層破裂壓力以下0.3?0.5MPa，兩個(gè)相鄰S(chǎng)AGD井組蒸汽腔之間的壓力差不超過(guò)0.1MPa ;每個(gè)SAGD井組內(nèi)部的各SAGD井對(duì)蒸汽腔壓力相等。后續(xù)新增SAGD井組的操作方法以此類(lèi)推。
6.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:每個(gè)SAGD井組包括多個(gè)相互平行、且沿構(gòu)造等高線(xiàn)排布的SA⑶井對(duì)，以及設(shè)置在相鄰兩個(gè)SA⑶井對(duì)之間的至少I(mǎi)口垂直監(jiān)測(cè)井。
7.根據(jù)權(quán)利要求6所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:每個(gè)SAGD井組包括3?5個(gè)SAGD井對(duì)，每個(gè)SAGD井對(duì)由I 口注入井與I 口生產(chǎn)井組成，其中所述注入井與生產(chǎn)井為水平段相互平行、上下相互疊置的水平井。
8.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:對(duì)每個(gè)SAGD井組采用注蒸汽循環(huán)、熱溶劑循環(huán)、以及電磁、微波、高頻脈沖、電加熱方式進(jìn)行預(yù)熱。
9.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:所述蒸汽組合物為至少50wt%的蒸汽與碳數(shù)為3?11的輕質(zhì)烷烴溶劑、或柴油、汽油、煤油、石腦油、棕櫚油等輕質(zhì)油的一種或幾種的組合物。
10.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:所述非凝析氣體為空氣、氮?dú)狻⒍趸?、天然氣、一氧化碳、氫氣、硫化氫、氦氣、煙道氣的一種或幾種混合氣體。
11.根據(jù)權(quán)利要求1或2所述的稠油油藏SAGD開(kāi)采方法，其特征在于:在交替注入非凝析氣體與蒸汽組合物段塞之前先注入一個(gè)段塞的非凝析氣體，其中所述段塞在地下體積為 10000 ?100000m3。
【文檔編號(hào)】E21B43/24GK104265253SQ201410383837
【公開(kāi)日】2015年1月7日 申請(qǐng)日期:2014年8月6日 優(yōu)先權(quán)日:2014年8月6日
【發(fā)明者】吳永彬, 李秀巒 申請(qǐng)人:中國(guó)石油天然氣股份有限公司