[发明专利]一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法

说明书

本发明提供了一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法。所述方法包括：部署注采井网；对所述注采井网进行预热，以建立井间热连通和压力连通；转入SAGD阶段，该阶段包括注入过热蒸汽，进行SAGD初期生产；所述SAGD初期生产结束后，注入汽化后的溶剂和过热蒸汽，进行SAGD中期生产；所述SAGD中期生产结束后，注入过热蒸汽，直至SAGD生命期结束。本发明提供的技术方案充分发挥了溶剂稀释溶解降粘、渗透泥岩薄夹层和过热蒸汽热降粘的协同作用，大幅缩短预热时间、提高产油量、降低注汽量和污水处理量，最终提高经济效益。

技术领域

本发明涉及一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术特别适合于开采原油粘度非常高的超稠油或油砂。最常用的布井方式为在靠近油层底部钻一对双水平井，注采井网间保持5-10m井距。该技术的基本原理是热传导与热对流相结合，蒸汽从上方水平井注入油层，蒸汽向上及侧向移动，依靠受热沥青和冷凝蒸汽的重力作用通过下方水平井开采稠油。

溶剂汽化后与蒸汽混注入油藏，在温度较低的蒸汽腔边界处蒸汽和汽化溶剂冷凝，蒸汽释放潜热，溶剂溶解并稀释原油，两种机理协同作用下能够大幅度降低原油粘度，从而加速蒸汽腔侧向扩展速度，提高SAGD产油速度。目前在Cenovus和Encana公司Christina Lake项目、Connacher公司Algar项目以及Nexen公司Long Lake项目等3个加拿大油砂项目开展了先导试验，采用的溶剂有丁烷、某种混合溶剂(主要成分为C4-C8)和航空煤油(主要成分为C7-C12)，效果差异较大：前面两种溶剂对应产油速度分别增加20％和30％，停注3年后的溶剂回收率分别为70％和89％，而混注航空煤油的先导试验没有取得明显增油效果。

根据Butler提出的相关理论可知，SAGD产油速度主要依赖于油层厚度、水平井长和蒸汽温度下的原油粘度等因素，当油层厚度一定、水平井筒足够长时，只能通过降低原油粘度来提高产油速度，最常用的方法就是提高蒸汽温度。一方面，目前大多数超稠油油藏及油砂SAGD项目多采用高干度(0.9以上)的湿饱和蒸汽，其蒸汽温度与操作压力呈正相关，考虑到盖层稳定性和安全性，操作压力不能无限提高，特别地，当储层埋深较浅(75m<埋深<250m)时，操作压力往往较低(小于3.0MPa)，从而降低油砂SAGD效果；另一方面，操作压力不变的条件下继续提高蒸汽温度，最终形成过热蒸汽。

相比湿饱和蒸汽，过热蒸汽热焓更高、比容更大，在哈萨克斯坦肯基亚克等几个稠油蒸汽吞吐项目现场实施中取得了不错的应用效果，但在超稠油油藏及油砂SAGD项目中尚未见到应用。早期SAGD开发超稠油或油砂埋深在400m以上，不超过破裂压力的情况下，最大注汽压力和注汽温度分别可达3.5MPa和242℃，以干度为0.9以上的湿饱和蒸汽作为注入介质已经能够达到较高单井产能和满足生产需求，但随着开发进行，超稠油或油砂SAGD开发已经扩大规模至埋深在200m以内储层，最大注汽压力和注汽温度低至2.0MPa和212℃，相等蒸汽质量和干度条件下，比容增加74％，只能降低注汽速度，制约着产油速度的提高。若以过热蒸汽作为SAGD注入介质，能够大幅降低蒸汽比容、增加热焓，提高单井注汽速度，，辅以在此更高温度条件下较易汽化的低浓度混合溶剂，有望改善浅层油砂开发效果；400m以上的深层超稠油或油砂应用过热蒸汽，需要隔热管等辅助技术措施、增加成本，否则会大幅降低过热度，导致比容增加，无法采用更高注汽速度，从而降低单井产能。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法，该方法大幅缩短预热时间、提高了产油量、降低了注汽量，综合减少溶剂滞留损失和节约水处理的成本，经济效益显著。

为达到上述目的，本发明提供了一种利用溶剂和过热蒸汽辅助重力泄油的方法，该方法包括以下步骤：

步骤一、在稠油油藏或油砂中部署注采井网，所述注采井网为一对在竖直方向上平行设置的水平井；