本發(fā)明涉及油田采油技術(shù)領(lǐng)域，特別涉及一種開采深層底水稠油油藏的方法。

背景技術(shù)：

稠油油藏一般是指在油層溫度下脫氣原油粘度大于100mpa·s的油藏，目前國內(nèi)在稠油油藏開發(fā)中廣泛應(yīng)用熱采技術(shù)，具體而言廣泛應(yīng)用的開發(fā)方式包括有：蒸汽輔助重力泄油、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等技術(shù)。

蒸汽輔助重力泄油(steamassistedgravitydrainage，sagd)技術(shù)由butler博士1978發(fā)明。經(jīng)過30多年不斷發(fā)展和改進，目前已經(jīng)形成成熟的商業(yè)化開采的應(yīng)用技術(shù)。在加拿大油砂開發(fā)、我國遼河油田和新疆油田等地區(qū)的超稠油油藏開發(fā)中都得到了成功應(yīng)用。蒸汽輔助重力泄油技術(shù)的生產(chǎn)方式是在油藏的底界部署一對平行的水平井，在上部水平井中注入大量高干度蒸汽，蒸汽和原油之間的密度差迫使蒸汽向上超覆，并和上部冷的原油接觸放熱，冷凝的水和加熱的原油受重力作用流動到下部水平井附近被產(chǎn)出。隨著蒸汽不斷注入，在注入井上部形成不斷擴展的蒸汽腔，蒸汽腔不斷波及到油藏的上部和側(cè)部，逐漸將整個油藏加熱并采出其中的儲量。目前該技術(shù)在加拿大和中國都已經(jīng)廣泛應(yīng)用，但是主要開發(fā)對象均為深度600m以淺的油藏。

然而針對深度大于800m的底水超稠油油藏，由于底水的存在，造成油藏壓力不易降低，衰竭開發(fā)有早期水淹和采收率低的危險。而且，因為其油藏埋深較大，造成注汽難以保持較高干度，若進行熱采開發(fā)會面臨熱效率低的風(fēng)險，若利用蒸汽輔助重力泄油技術(shù)保持高壓力操作，同樣也會引起明顯的熱效率低的問題。所以針對此類油藏尚無sagd技術(shù)應(yīng)用的先例，因此，急需一種可行的方法能有效的提高深層稠油油藏動用程度，提高熱利用率和開發(fā)效率，以提高深層底水稠油油藏的采收率和開發(fā)效果。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

為了克服現(xiàn)有技術(shù)的上述缺陷，本發(fā)明實施例所要解決的技術(shù)問題是提供了一種開采深層底水稠油油藏的方法，其能夠有效的提高深層稠油油藏動用程度，提高熱利用率和開發(fā)效率，從而提高整個油藏開發(fā)過程的經(jīng)濟性。

本發(fā)明實施例的具體技術(shù)方案是：

一種開采深層底水稠油油藏的方法，所述開采深層底水稠油油藏的方法包括以下步驟：

對目標稠油油藏進行篩選，選擇符合預(yù)設(shè)要求的目標稠油油藏；

在所述目標稠油油藏按照常規(guī)水平井部署方式部署至少兩口水平井或一口直井和一口水平井，兩口所述水平井或一口直井和一口水平井滿足第一預(yù)設(shè)條件；

向一口水平井持續(xù)注入滿足第二預(yù)設(shè)條件下的蒸汽，另一口井進行生產(chǎn)；

當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件；

持續(xù)向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持續(xù)進行生產(chǎn)。

優(yōu)選地，在所述對目標稠油油藏進行篩選，選擇符合預(yù)設(shè)要求的目標稠油油藏的步驟中，所述預(yù)設(shè)要求至少包括以下之一：目標稠油油藏的藏埋深大于400m、連續(xù)油藏厚度大于20m、油層滲透率在100md以上、油藏孔隙度在0.20以上、油藏原始壓力大于4mpa、油藏的原油粘度在10000mpa·s以上、油藏的垂向滲透率kv和水平方向滲透率kh之比值大于0.4。

優(yōu)選地，所述預(yù)設(shè)要求還包括油藏內(nèi)部存在連續(xù)的隔夾層和/或油藏下部底水水體在油藏體積的0至100倍之間。

優(yōu)選地，在所述在所述目標稠油油藏按照常規(guī)水平井部署方式部署至少兩口水平井，兩口所述水平井或一口直井和一口水平井滿足第一預(yù)設(shè)條件的步驟中，當為兩口所述水平井時，所述第一預(yù)設(shè)條件至少包括以下之一：所述水平井的長度在400米至1000米之間、兩口所述水平井的在垂直方向的位置距離在3米至8米之間、兩口所述水平井的水平投影距離在0米至10米之間、兩口所述水平井中位于下部的水平井距離油藏底部在2米至5米之間。

優(yōu)選地，在所述在所述目標稠油油藏按照常規(guī)水平井部署方式部署至少兩口水平井，兩口所述水平井或一口直井和一口水平井滿足第一預(yù)設(shè)條件的步驟中，當為一口直井和一口水平井時，所述第一預(yù)設(shè)條件為：直井為注汽井，水平井為生產(chǎn)井。

優(yōu)選地，在所述向一口水平井持續(xù)注入滿足第二預(yù)設(shè)條件下的蒸汽，另一口井進行生產(chǎn)的步驟中，所述第二預(yù)設(shè)條件為蒸汽的注入速度大于等于100t/d。

優(yōu)選地，在當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件的步驟中，預(yù)設(shè)數(shù)值為大于等于0.2mpa的數(shù)值。

優(yōu)選地，在當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件的步驟中，第三預(yù)設(shè)條件為注蒸汽速度在60t/d至120t/d之間。

優(yōu)選地，在當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件的步驟中，第四預(yù)設(shè)條件為單位時間內(nèi)注入的乙烷或丙烷或丁烷的體積倍數(shù)是注入蒸汽的10-200倍。

優(yōu)選地，所述開采深層底水稠油油藏的方法還包括以下步驟，在所述持續(xù)向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持續(xù)進行生產(chǎn)的步驟前，在地面通過油氣分離裝置連續(xù)回收產(chǎn)出的乙烷或丙烷或丁烷，將乙烷或丙烷或丁烷干燥處理后輸送到注入蒸汽的井繼續(xù)與蒸汽混合注入。

優(yōu)選地，在所述持續(xù)向所述水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持續(xù)進行生產(chǎn)的步驟中，當另一口井的日產(chǎn)油量低于至20t以下時停止向水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物。

優(yōu)選地，蒸汽的注入速度為100t/d-500t/d之間，另一口井的排液速度控制注入蒸汽速度的1.1-1.2倍之間。

優(yōu)選地，蒸汽的注入速度在300t/d-400t/d之間，另一口井的排液速度在400t/d-540t/d之間。

優(yōu)選地，在所述當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件的步驟中，開始注入乙烷或丙烷或丁烷氣體的時機為：在油藏蒸汽腔發(fā)育至油藏頂部時。

優(yōu)選地，所述開采深層底水稠油油藏的方法還包括以下步驟：通過溫度觀察井確認汽腔發(fā)育位置，所述溫度觀察井部署在蒸汽腔范圍內(nèi)，根據(jù)測溫井筒內(nèi)垂向上沿井筒連續(xù)分布的光纖獲取溫度和位置的關(guān)系，經(jīng)處理后獲得高溫區(qū)域即蒸汽腔的分布，根據(jù)高溫區(qū)域的分布情況將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件。

優(yōu)選地，所述開采深層底水稠油油藏的方法還包括以下步驟：在所述向一口水平井持續(xù)注入滿足第二預(yù)設(shè)條件下的蒸汽，另一口井進行生產(chǎn)的步驟之前，對兩口井進行蒸汽循環(huán)、電加熱或者蒸汽吞吐預(yù)熱以形成熱連通。

優(yōu)選地，兩口井均采用長管注汽、環(huán)空排液的方式進行循環(huán)預(yù)熱，預(yù)熱中注汽速度為50t/d-120t/d，預(yù)熱時間為150天-210天。

優(yōu)選地，當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，油藏中的蒸汽腔已經(jīng)發(fā)育到油藏的頂部蓋層，并且開始向側(cè)向擴展。

優(yōu)選地，在所述當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件的步驟中，另一口井在進行生產(chǎn)時操作壓力保持低于原始油藏壓力0mpa至0.2mpa。

本發(fā)明的技術(shù)方案具有以下顯著有益效果：

1、本發(fā)明提供一種利用超臨界乙烷或丙烷或丁烷作為主要的注入介質(zhì)以取代大部分蒸汽，在保持油藏內(nèi)氣體腔壓力的同時，保證了蒸汽腔中心部位較高的溫度。在蒸汽腔邊緣位置處利用烴類氣體在高壓超臨界狀態(tài)下的超強溶解能力，明顯降低了汽腔邊緣處稠油的粘度，隨著原油向蒸汽腔核心部位流動，溫度逐漸升高，溶解氣逐漸減少，同時由于溫度升高引起原油粘度變低抵消了濕氣溶解度降低引起的原油粘度升高，從而保持了原油的流動性，如此，在實現(xiàn)相近的產(chǎn)量的同時，注入的乙烷氣體有助于保持蒸汽腔的壓力，彌補了高壓蒸汽比容較小的缺點，節(jié)約了大量蒸汽，提高了整個油藏開發(fā)過程的經(jīng)濟性。

2、在本發(fā)明的操作中可以保持較高的操作壓力，因而在底水稠油油藏開發(fā)的過程中可以起到較好的保持壓力的作用，從而減少出現(xiàn)底水入侵現(xiàn)象的可能性。

3、本發(fā)明可以改善蒸汽腔的波及體積，節(jié)約使用蒸汽50％以上，提高油汽比至0.6至0.8，總體采收率達60％以上。

附圖說明

在此描述的附圖僅用于解釋目的，而不意圖以任何方式來限制本發(fā)明公開的范圍。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實施本發(fā)明。

圖1為本發(fā)明實施例的步驟流程圖。

圖2為實施例2中在超臨界乙烷蒸汽復(fù)合輔助重力泄油過程的溫度場分布側(cè)視圖。

圖3為實施例2超臨界乙烷蒸汽復(fù)合輔助重力泄油過程含油飽和度分布圖。

圖4為實施例2中超臨界乙烷蒸汽復(fù)合輔助重力泄油過程乙烷濃度分布圖。

具體實施方式

結(jié)合附圖和本發(fā)明具體實施方式的描述，能夠更加清楚地了解本發(fā)明的細節(jié)。但是，在此描述的本發(fā)明的具體實施方式，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。需要說明的是，當元件被稱為“設(shè)置于”另一個元件，它可以直接在另一個元件上或者也可以存在居中的元件。當一個元件被認為是“連接”另一個元件，它可以是直接連接到另一個元件或者可能同時存在居中元件。術(shù)語“安裝”、“相連”、“連接”應(yīng)做廣義理解，例如，可以是機械連接或電連接，也可以是兩個元件內(nèi)部的連通，可以是直接相連，也可以通過中間媒介間接相連，對于本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員而言，可以根據(jù)具體情況理解上述術(shù)語的具體含義。本文所使用的術(shù)語“垂直的”、“水平的”、“上”、“下”、“左”、“右”以及類似的表述只是為了說明的目的，并不表示是唯一的實施方式。

除非另有定義，本文所使用的所有的技術(shù)和科學(xué)術(shù)語與屬于本申請的技術(shù)領(lǐng)域的技術(shù)人員通常理解的含義相同。本文中在本申請的說明書中所使用的術(shù)語只是為了描述具體的實施方式的目的，不是旨在于限制本申請。本文所使用的術(shù)語“和/或”包括一個或多個相關(guān)的所列項目的任意的和所有的組合。

為了能夠有效的提高深層稠油油藏動用程度，提高熱利用率和開發(fā)效率，進而提高整個油藏開發(fā)過程的經(jīng)濟性，在本申請中提出了一種開采深層底水稠油油藏的方法，圖1為本發(fā)明開采深層底水稠油油藏的方法實施例的步驟流程圖，如圖1所示，本發(fā)明中開采深層底水稠油油藏的方法包括以下步驟：

對目標稠油油藏進行篩選，選擇符合預(yù)設(shè)要求的目標稠油油藏。在本步驟中，篩選目標稠油油藏，目標稠油油藏至少需要符合預(yù)設(shè)要求中的一項或多項，目標稠油油藏符合預(yù)設(shè)要求中的項數(shù)越多，利用本方法進行開采稠油油藏的效果越佳，通過現(xiàn)場項目試驗發(fā)現(xiàn)，預(yù)設(shè)要求至少可以包括目標稠油油藏的藏埋深大于400m、連續(xù)油藏厚度大于20m、油層滲透率在100md以上、油藏孔隙度在0.20以上、油藏原始壓力大于4mpa、油藏的原油粘度在10000mpa·s以上、油藏的垂向滲透率kv和水平方向滲透率kh之比值大于0.4。其次，在優(yōu)選的實施方式中，預(yù)設(shè)要求最好還包括油藏內(nèi)部最好需要存在連續(xù)的隔夾層，油藏下部底水水體是油藏體積的0至100倍之間。

在目標稠油油藏按照常規(guī)水平井部署方式部署至少兩口水平井或一口直井和一口水平井，兩口水平井或一口直井和一口水平井滿足第一預(yù)設(shè)條件。在本步驟中，對目標稠油油藏進行sagd井網(wǎng)部署，在一種實施方式中，按照常規(guī)水平井部署方式平行部署兩口水平井，在該方式中，第一預(yù)設(shè)條件至少包括以下之一：水平井的長度在400米至1000米之間、兩口水平井的在垂直方向的位置距離在3米至8米之間、兩口水平井的水平投影距離在0米至10米之間、兩口水平井中位于下部的水平井距離油藏底部在2米至5米之間；或者，在另一種實施方式中，按照常規(guī)水平井部署方式部署一口直井和一口水平井，在該實施方式中，第一預(yù)設(shè)條件為：直井為注汽井，水平井為生產(chǎn)井。

對兩口井進行蒸汽循環(huán)、電加熱或者蒸汽吞吐預(yù)熱以形成熱連通。在本步驟中，兩口井均可以采用長管注汽、環(huán)空排液的方式進行循環(huán)預(yù)熱，預(yù)熱中注汽速度為50t/d-120t/d，預(yù)熱時間為150天-210天。該步驟可以根據(jù)稠油油藏的實際情況決定是否執(zhí)行循環(huán)預(yù)熱以形成熱連通，因此，當不需要執(zhí)行循環(huán)預(yù)熱以形成熱連通時，該步驟可以省略。

向一口水平井持續(xù)注入滿足第二預(yù)設(shè)條件下的蒸汽，另一口井進行生產(chǎn)。在本步驟中，如果循環(huán)預(yù)熱啟動后，則保持正常sagd操作，當在目標稠油油藏部署的是兩口水平井時，向位于上部的一口水平井持續(xù)注入滿足第二預(yù)設(shè)條件下的蒸汽，另一口井即位于下部的水平井則進行生產(chǎn)。當在目標稠油油藏部署的是一口水平井和一口直井時，向水平井持續(xù)注入滿足第二預(yù)設(shè)條件下的蒸汽，另一直井則進行生產(chǎn)。同樣的，第二預(yù)設(shè)條件為蒸汽的注入速度需要大于等于100t/d。在上述步驟中，按照設(shè)計的400m長度以上的水平井時，第二預(yù)設(shè)條件為蒸汽的注入速度大于等于100t/d，要求100t以上的注汽速度是根據(jù)理論計算和經(jīng)驗判斷所得，該條件下注入的蒸汽干度沿井筒分布較均勻，水平井越長，該速度值越大，但是最低不應(yīng)低于100t左右。在保持進行生產(chǎn)的井處于較高產(chǎn)液量的同時，盡量控制井底不產(chǎn)出蒸汽。在保持合理產(chǎn)液量時即可以保持不產(chǎn)出蒸汽，若產(chǎn)液量過大，蒸汽會突破到井底，造成氣體產(chǎn)出，合理產(chǎn)液量與汽腔的規(guī)模，溫度和流體粘度相關(guān)，當泄流到井底的原油和冷凝水能保持穩(wěn)定的液面，也就是說在保持蒸汽和生產(chǎn)井不直接接觸時，產(chǎn)液速度是合理的。在一個優(yōu)選的實施方式中，通過現(xiàn)場試驗發(fā)現(xiàn)，蒸汽的注入速度為100t/d-500t/d之間，另一口井的排液速度控制注入蒸汽速度的1.1-1.2倍之間時，具有較好的效果。而蒸汽的注入速度在300t/d-400t/d之間，另一口井的排液速度在400t/d-540t/d之間時，效果更佳。

當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件。在本步驟中，通過壓力監(jiān)測設(shè)備監(jiān)測注汽井的注汽壓力，通過現(xiàn)場試驗分析，低預(yù)設(shè)數(shù)值一般為大于等于0.2mpa的數(shù)值。當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時，油藏中的蒸汽腔已經(jīng)發(fā)育到油藏的頂部蓋層，并且開始向側(cè)向擴展。此時為開始注入乙烷或丙烷或丁烷氣體的時機，即在油藏蒸汽腔發(fā)育至油藏頂部時。將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，第三預(yù)設(shè)條件一般可以為注蒸汽速度在60t/d至120t/d之間，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件，第四預(yù)設(shè)條件為單位時間內(nèi)注入的乙烷或丙烷或丁烷的體積倍數(shù)是注入蒸汽的10-200倍。

乙烷或丙烷或丁烷的標況體積是蒸汽冷水當量體積的10-200倍，在該倍數(shù)范圍下，乙烷或丙烷或丁烷在蒸汽腔中可以占據(jù)50％左右的摩爾濃度，降低蒸汽的分壓和節(jié)約蒸汽使用量。若使用量高于這個范圍，會造成乙烷或丙烷或丁烷分壓過大，降低汽腔溫度，而乙烷或丙烷或丁烷溶解降低的粘度不足以抵消溫度降低帶來的粘度升高，會降低產(chǎn)量。若低于這個范圍，注入乙烷或丙烷或丁烷量過少，則不能實現(xiàn)維持汽腔壓力和節(jié)約大量蒸汽的目的。

在上述步驟中，注入混合氣體的井盡量保持注入壓力高于初始油藏壓力不超過0.2mpa，另一口井在進行生產(chǎn)時操作壓力盡量保持低于原始油藏壓力0mpa至0.2mpa。保持注入氣體的井的操作壓力高的目的在于保持較好的注入能力，不然蒸汽不能順利注入地層，保持進行生產(chǎn)的井的操作壓力的目的在于減少底水向油藏中的突進，減少進行生產(chǎn)的井被水淹的風(fēng)險。

在上述步驟中，可以不通過當注入蒸汽的井的注汽壓力開始降低到比初始操作壓力低預(yù)設(shè)數(shù)值時來判斷蒸汽腔是否已經(jīng)發(fā)育到油藏的頂部蓋層，并且開始向側(cè)向擴展。而通過溫度觀察井確認汽腔發(fā)育位置，溫度觀察井部署在蒸汽腔范圍內(nèi)，根據(jù)測溫井筒內(nèi)垂向上沿井筒連續(xù)分布的光纖獲取溫度和位置的關(guān)系，經(jīng)處理后獲得高溫區(qū)域即蒸汽腔的分布，根據(jù)高溫區(qū)域的分布情況確定是否將注蒸汽速度降低至第三預(yù)設(shè)條件，再向同一口水平井中混合注入乙烷或丙烷或丁烷，注入的乙烷或丙烷或丁烷滿足第四預(yù)設(shè)條件。

為了節(jié)約乙烷或丙烷或丁烷的使用量，減小成本，可以在地面通過油氣分離裝置連續(xù)回收產(chǎn)出的乙烷或丙烷或丁烷，將乙烷或丙烷或丁烷干燥處理后輸送到注入蒸汽的井繼續(xù)與蒸汽混合注入。

持續(xù)向水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物以使得另一口井持續(xù)進行生產(chǎn)。在本步驟中，當另一口井的日產(chǎn)油量低于至20t以下時停止向水平井注入蒸汽和乙烷或丙烷或丁烷的混合物，該稠油油藏開采完成。

本發(fā)明提供一種利用超臨界乙烷或丙烷或丁烷作為主要的注入介質(zhì)以取代大部分蒸汽，在保持油藏內(nèi)氣體腔壓力的同時，保證了蒸汽腔中心部位較高的溫度。在蒸汽腔邊緣位置處利用烴類氣體在高壓超臨界狀態(tài)下的超強溶解能力，明顯降低了汽腔邊緣處稠油的粘度，隨著原油向蒸汽腔核心部位流動，溫度逐漸升高，溶解氣逐漸減少，同時由于溫度升高引起原油粘度變低抵消了濕氣溶解度降低引起的原油粘度升高，從而保持了原油的流動性，如此，在實現(xiàn)相近的產(chǎn)量的同時，注入的乙烷或丙烷或丁烷氣體有助于保持蒸汽腔的壓力，彌補了高壓蒸汽比容較小的缺點，節(jié)約了大量蒸汽，提高了整個油藏開發(fā)過程的經(jīng)濟性。同時，在本發(fā)明的操作中可以保持較高的操作壓力，因而在底水稠油油藏開發(fā)的過程中可以起到較好的保持壓力的作用，從而減少出現(xiàn)底水入侵現(xiàn)象的可能性。通過現(xiàn)場試驗發(fā)現(xiàn)，本發(fā)明可以改善蒸汽腔的波及體積，節(jié)約使用蒸汽達50％以上，提高油汽比至0.6至0.8，總體采收率達60％以上。

實施例1,

在本實施例1中提供了一個利用本申請中開采深層底水稠油油藏的方法在某一油田中的應(yīng)用。該油田的油藏性質(zhì)說明如下：油藏埋深在530m，油層有效厚度為106.0m，凈總厚度比為0.92，平均孔隙度為36.5％，平均水平滲透率5540md，水平滲透率與垂向滲透率的比值為0.7，油層內(nèi)部無純泥巖隔夾層，油層條件下原油粘度為23.2×10⁴cp。該油田已采用直井蒸汽吞吐開發(fā)5年，階段采出程度為10.7％，產(chǎn)量遞減率為23.4％，地層壓力在2mpa至3mpa之間。利用本申請中開采深層底水稠油油藏的方法的生產(chǎn)過程如下：

根據(jù)油田地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀，進行篩選。該油藏滿足以下條件：油層較淺為530m，剩余油飽和度大于0.50，油層厚度大于10.0m，水平滲透率大于250md，垂直與水平滲透率比值大于0.4，油層孔隙度大于0.20，油層中不存在連續(xù)分布的不滲透泥、頁巖夾層。

吞吐現(xiàn)有直井井距70m，在已有吞吐直井間新鉆水平井作為用于生產(chǎn)的井，水平井距離油藏底部5m，注采井井距在35米。

對新鉆的水平井吞吐一定周期，以使井間形成熱連通，在形成熱連通后，水平井作為生產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)，首先采用直井連續(xù)注高干度蒸汽，注汽速度120t/d，直井為5口，注汽壓力為5.5mpa，水平井排液速度為600t/d，水平井作為生產(chǎn)井，井底流壓為5.0mpa，連續(xù)生產(chǎn)；

連續(xù)生產(chǎn)3年后，溫度觀察井顯示在汽腔高度已經(jīng)增長到距離油藏底部50m，直井位置處的蒸汽腔已經(jīng)擴展到距離油藏底部70m左右。此時減少注入蒸汽的直井的井數(shù)至2口，單井注汽速度120t/d不變，停止注蒸汽的直井以12000m³/d的速度注入乙烷氣體，保持注汽直井的操作壓力為6.5mpa，水平井井底流壓提高至6.0mpa。

注入3天之后，地面氣液分離器開始分離出乙烷氣體，產(chǎn)出速度逐漸增加到16000m³/d。啟動回收裝置，將產(chǎn)出的乙烷收集并疏松到壓縮機，經(jīng)過壓縮機壓縮后重新注入油藏。連續(xù)生產(chǎn)8年之后，該油藏的瞬時日產(chǎn)油量降低到19t/d，生產(chǎn)結(jié)束。

sagd技術(shù)一般累積油汽比在0.2至0.4之間，階段采收率在40％左右，總體采收率在50％至60％之間。而本實施例1中采用本申請中的方法后的累積油汽比可達到0.747，階段采收率達到52％，加上吞吐階段的采出程度，總采收率達到72.7％，本申請中的方法具有較大的優(yōu)勢。

實施例2

在本實施例2中提供了一個利用本申請中開采深層底水稠油油藏的方法在另一油田中的應(yīng)用。該油田的油藏性質(zhì)說明如下：油藏埋深800m，油層有效厚度為32.0m，凈總厚度比為0.82，平均孔隙度為26.0％，平均水平滲透率為1250md，水平滲透率與垂向滲透率的比值為0.60，油層內(nèi)部無純泥巖隔夾層，油層條件下原油粘度為12.0×10⁴cp。油田是新開發(fā)區(qū)塊，原始含油飽和度70％，原始油藏壓力3.0mpa。利用本申請中開采深層底水稠油油藏的方法的生產(chǎn)過程如下：

根據(jù)油田地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀，進行篩選。該油藏滿足以下條件：油層埋深400m以上，初始含油飽和度大于0.50，油層厚度大于20.0m，水平滲透率大于250md，垂直與水平滲透率比值大于0.4，油層孔隙度大于0.20，油層中不存在連續(xù)分布的不滲透泥、頁巖夾層。

在靠近油層底部鉆一對水平井，兩口井垂向距離4米，水平面投影橫向距離0m，底部水平井距離油藏底部5m。

一對水平井同時采用井筒蒸汽循環(huán)的方式預(yù)熱油層3個月，當井間形成熱連通后，進入生產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)階段，首先采用上部水平井以恒定速度300t/d左右連續(xù)注入蒸汽，注入壓力最高不超過8.5mpa，下部水平井連續(xù)生產(chǎn)，日產(chǎn)量為400t/d，生產(chǎn)井井底流壓保持不低于7.5mpa。持續(xù)生產(chǎn)1年后，附近的觀察井測溫曲線顯示高溫區(qū)域已經(jīng)擴展至油藏頂部，同時注汽的水平井的注入速度穩(wěn)定在300t/d，注汽壓力開始逐漸下降。

此時上部水平注入井開始降低蒸汽注入速度至100t/d，同時注入8000至12000m³/d的速度注入乙烷氣體，控制注汽壓力不超過8.5mpa，下部生產(chǎn)井持續(xù)生產(chǎn)，控制井底流壓不低于7.5mpa。生產(chǎn)7年之后，單井日產(chǎn)油量降低至20t/d，生產(chǎn)結(jié)束。

與sagd技術(shù)對比，該方法的累積油汽比可達到0.866，階段采收率達到54％,加上吞吐階段的采出程度，總采收率達到65.7％，相對于sagd技術(shù)提高采收率9.7％左右，油汽比提高0.60左右。

圖2為實施例2中在超臨界乙烷蒸汽復(fù)合輔助重力泄油過程的溫度場分布側(cè)視圖，圖3為實施例2超臨界乙烷蒸汽復(fù)合輔助重力泄油過程含油飽和度分布圖，圖4為實施例2中超臨界乙烷蒸汽復(fù)合輔助重力泄油過程乙烷濃度分布圖。由圖2至圖4所示，本實施例中由于使用了乙烷氣體代替了大部分蒸汽，超臨界乙烷是指溫度超過32.2℃，壓力超過4.87mpa的乙烷氣體，這種狀態(tài)下的乙烷具有液體特性，可以與稠油無限互溶，又具有氣體的特性，密度極低，擴散性質(zhì)強的特點。當乙烷氣體代替了大部分蒸汽后，高溫區(qū)域的范圍明顯縮小，從蒸汽腔核心部位到邊緣區(qū)域形成較明顯的溫度梯度，這樣就大大減少了蒸汽腔在頂部的熱損失。高溫區(qū)域的含油飽和度降低至0.08左右，而溫度較低的區(qū)域含油飽和度同樣明顯降低到0.20左右，驗證了泄油過程是蒸汽熱作用和乙烷降粘作用的復(fù)合結(jié)果。在泄油界面位置處，乙烷濃度明顯增大，而此處溫度僅有120度左右，說明乙烷氣體在該處富集，并呈超臨界狀態(tài)溶解降粘，是泄油界面上的主要降粘因素。

通過實施例1和實施例2可知，本發(fā)明提供的一種開采深層底水稠油油藏的方法和常規(guī)的sagd的操作效果相比，本發(fā)明較大改善了sagd的生產(chǎn)效果，提高了蒸汽利用率，節(jié)約了蒸汽的使用量，提高了油藏的最終采收率；與溶劑輔助sagd方法相比，本發(fā)明中的方法具有操作簡單，成本低廉，易于回收等優(yōu)勢。在極端情況下，可以僅注入30％的蒸汽，同時保持較高的采油速度，因此，該方法可以大大提高稠油油藏開發(fā)的經(jīng)濟性。

多個元件、成分、部件或步驟能夠由單個集成元件、成分、部件或步驟來提供。另選地，單個集成元件、成分、部件或步驟可以被分成分離的多個元件、成分、部件或步驟。用來描述元件、成分、部件或步驟的公開“一”或“一個”并不說為了排除其他的元件、成分、部件或步驟。

本說明書中的各個實施例均采用遞進的方式描述，每個實施例重點說明的都是與其他實施例的不同之處，各個實施例之間相同相似的部分互相參見即可。上述實施例只為說明本發(fā)明的技術(shù)構(gòu)思及特點，其目的在于讓熟悉此項技術(shù)的人士能夠了解本發(fā)明的內(nèi)容并據(jù)以實施，并不能以此限制本發(fā)明的保護范圍。凡根據(jù)本發(fā)明精神實質(zhì)所作的等效變化或修飾，都應(yīng)涵蓋在本發(fā)明的保護范圍之內(nèi)。