薄淺層超稠油水平井、降黏劑、氮氣輔助蒸汽吞吐方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001] 本發(fā)明涉及油田采油技術(shù)領(lǐng)域，尤其涉及薄淺層超稠油油藏水平井、降黏劑、氮氣 輔助蒸汽吞吐復(fù)合開采方法。
【背景技術(shù)】
[0002] 近年來，超稠油開發(fā)日益引起石油界的重視，我國在超稠油開發(fā)方面取得了顯著 的進(jìn)展，包括超臨界注汽、SAGD、HDCS等技術(shù)在某些特殊超稠油油藏的開發(fā)中發(fā)揮了重要作 用。但是，薄淺層超稠油油藏的開發(fā)存在以下難題：（1)原油黏度大，常規(guī)蒸汽吞吐技術(shù)動 用范圍??；(2)儲層埋藏淺，生產(chǎn)壓差小，舉升難度大；（3)油層厚度??；(4)蒸汽在油層上 部超覆，波及體積小，油層熱損失大。因此，對于薄淺層超稠油油藏，除了需要降低原油黏 度，增加稠油的流動性之外，由于油層埋藏淺，地層壓力低，原油在油層中流動的驅(qū)動力小， 所以還需要補充地層能量，才能實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。同時，在薄淺層超稠油油藏注蒸汽過程 中，還存在注汽壓力高，易壓開地層，造成蒸汽沿裂縫竄流，造成蒸汽大量浪費，并且蒸汽在 油層運移過程中產(chǎn)生的超覆作用，不能使油層整體得到動用，以及生產(chǎn)過程中油層產(chǎn)量低 等問題。
[0003] 在超稠油開發(fā)方面，我國近年先后以注蒸汽為主，發(fā)展了水平井注蒸汽、蒸汽+降 黏劑、蒸汽+氣體（如CO2、氮氣等）、水平井+降黏劑+CO2+蒸汽等技術(shù)。以上技術(shù)只能滿 足薄淺層超稠油油藏開發(fā)中一個或幾個要求，不能很好地、全面的解決薄淺層超稠油油藏 的開采問題，因此本領(lǐng)域內(nèi)仍然需要一種新型的薄淺層超稠油油藏的開采工藝技術(shù)，同時 實現(xiàn)降低原油黏度、補充地層能量、降低注汽壓力、防止蒸汽超覆、減少地層熱損失、增加泄 流面積的目的。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0004] 本發(fā)明的目的是通過水平井、化學(xué)降黏劑、氮氣、蒸汽吞吐，可以實現(xiàn)薄淺層超稠 油的高效開發(fā)。針對油田埋藏淺（400~570m)、地層溫度低（22~28°C )、儲集層?。?~ 6m，平均3. 5m)、地下原油黏度高（50000~90000mPa · s)但熱敏性好、適合熱采的稠油油 藏，提出了綜合水平井、降黏劑、氮氣、蒸汽的復(fù)合開發(fā)稠油方式，各要素的綜合作用顯著提 高了蒸汽波及體積、驅(qū)油效率和原油流動能力，降低了原油黏度。
[0005] 為了達(dá)成上述目的，本發(fā)明采用如下技術(shù)措施：
[0006] 本發(fā)明的薄淺層超稠油水平井、降黏劑、氮氣輔助蒸汽吞吐方法，包括如下步驟：
[0007] a.鉆水平井水平井長度為120~200m，井距、排距120~160m ;
[0008] b.注入降黏劑計算油管容積，先用油溶性降黏劑沖滿油管，然后關(guān)閉套管閥門，繼 續(xù)向井筒注入油溶性降黏劑5~20t ;優(yōu)選適合開發(fā)區(qū)塊原油的降黏劑，注入地層后可以有 效降低原油黏度及后續(xù)注氮、注汽啟動壓力；通過后續(xù)注入的氮氣和蒸汽攜帶并擴大降黏 劑的作用范圍；
[0009] C.注入氮氣利用注氮車將95%以上純度的氮氣從油套環(huán)空注入油層，可以起到 溶解降黏、隔熱保溫、補充地層能量及擴大蒸汽波及范圍等作用；通過油套環(huán)空向井中注入 氮氣后，關(guān)閉井口套管閘門，確保后續(xù)注蒸汽過程中，氮氣始終充滿油套環(huán)空，對井筒起隔 熱保溫作用；
[0010] d.注入蒸汽采用注采一體化管柱，通過油管注蒸汽：下注汽管柱，管柱結(jié)構(gòu)從 下至上分別為，帶均勻配汽閥和補償器的均勻配汽管柱，上接注采一體化泵，泵上為外徑 Φ87. 6mm油管，井口安裝亞臨界注汽井口；
[0011] e.燜井注完蒸汽后井口安裝耐溫壓力表，開始燜井；燜井時間取決于注入蒸汽量 及井口壓力，應(yīng)根據(jù)實際情況調(diào)整燜井時間，燜井時間一般在2~4d ;
[0012] f.放噴以每天井口壓力降落0. 5MPa為油井放噴時間，用油嘴控制放噴，防止因放 噴速度過大而擾動地層和沖蝕濾砂管，暢噴至3t/d液量時轉(zhuǎn)抽，要求在放噴階段每8h測量 一次產(chǎn)液含砂量，確定合理的油嘴；
[0013] g.啟抽暢噴至3t/d液量時采用注采一體化管柱啟抽。
[0014] 本發(fā)明的目的還可通過如下技術(shù)措施實現(xiàn)：
[0015] 步驟b所述油溶性降黏劑的注入量為5~20t ;步驟c所述氮氣的注入量為 30000~50000Nm3,步驟d所述蒸汽的注入量為1600~2200t ;
[0016] 本發(fā)明的有益效果：
[0017] HDNS采油技術(shù)即水平井（Horizontal well)、油溶性復(fù)合降黏劑（Dissolver)、氮 氣（Nitrogen)和蒸汽（Steam)四個英文詞組的首字母組合。通過水平井技術(shù)和油溶性降 黏劑技術(shù)的協(xié)同作用，降低注汽壓力，防止壓開地層，提高蒸汽比容，擴大加熱體積和熱焓 利用率，解決了注汽壓力高、比容小的難題；通過油溶性降黏劑、氮氣的協(xié)同作用，降低原油 黏度和注汽壓力，增加了原油的流動性和驅(qū)動能量，提高了驅(qū)替效率，蒸汽+氮氣驅(qū)提高驅(qū) 替效率10. 32 %，蒸汽+5 %降黏劑驅(qū)提高驅(qū)替效率14. 62 %，蒸汽+氮氣+5 %降黏劑驅(qū)提 高驅(qū)替效率34. 57%，蒸汽+氮氣+降黏劑提高的驅(qū)替效率比單獨加氮氣和單獨加降黏劑 提高驅(qū)替效率之和還要大，解決了地層壓力小和熱水驅(qū)油效率低的難題。通過氮氣和蒸汽 的協(xié)同作用，起到很好的隔熱作用，減小井筒熱損失，氮氣在油層中運移可移會產(chǎn)生上超作 用，阻止了蒸汽的超覆作用，提高了蒸汽的利用效率，高壓壓縮后的氮氣在生產(chǎn)過程中會產(chǎn) 生較強的彈性能量，成為淺層超稠油油藏重要的原油驅(qū)動力之一，解決了蒸汽超覆，熱效率 低的難題。該發(fā)明運用物理模擬、室內(nèi)實驗、數(shù)值模擬和油藏工程方法深入研宄了本發(fā)明的 技術(shù)原理：
[0018] (1)水平井作用機理
[0019] -是開發(fā)熱損失小，可大大提高單井控制儲量及采油效率，提高熱能利用率及縱 向動用程度。根據(jù)單井地質(zhì)模型預(yù)測，隨著油層厚度增加，直井、水平井累積熱損失逐漸減 小，在相同油層厚度下，水平井比直井熱損失降低20%~30%，水平井與油藏接觸面積大 大增加，在增加儲量動用程度的同時，減少了熱量損失，所以利用水平井開發(fā)能夠取得更好 的熱采效果。二是水平井開發(fā)可降低注汽壓力、提高吸汽能力。三是水平井開發(fā)可改變應(yīng) 力方向、增加固井長度，有效防止管外竄，由于油水間互，直井注蒸汽開發(fā)易造成水竄，泥巖 隔層較薄時，鉆直井易造成管外竄。而鉆水平井可改變應(yīng)力方向、增加固井長度，有效防止 管外竄。四是水平井長井段泄油面積大，1 口水平井的控制儲量相當(dāng)于4 口直井，而且水平 井的周期產(chǎn)油量是直井的7. 1倍，水平井的油汽比是直井的1. 3倍。
[0020] (2)氮氣作用機理
[0021] 一是減小儲層熱損失。隨著氮氣的加入，巖石導(dǎo)熱系數(shù)隨著氮氣的加入逐漸降低， 當(dāng)氣體飽和度達(dá)到36%時，巖石導(dǎo)熱系數(shù)下降16%。同時，由于重力分異的作用，油藏上部 含氣飽和度較高，降低了薄層稠油油藏沿上部蓋層熱量的損失，提高了蒸汽的加熱范圍和 溫度場均勻分布的程度。二是氮氣為非凝析氣體，不溶于水，微溶于油，其壓縮系數(shù)是二氧 化碳的3倍，具有比其他氣體更高的膨脹性。氮氣的分壓作用、微氣泡賈敏效應(yīng)和重力分 異作用可以提高蒸汽的加熱范圍。三是在熱采中輔助使用可以降低井筒熱損失、提高井底 蒸汽干度，提高熱能利用率、提高蒸汽驅(qū)油效率、補充地層能量，提高回采水率。四是根據(jù) 數(shù)值模擬結(jié)果，在吞吐過程中注入氮氣可以增加近井地帶壓力〇. SMPa左右，有效增加了淺 層稠油油藏的地層能量。五是提高采收率。隨著氮氣注入量增大，采收率隨之增大，在注 入0. 05PV氮氣時，采收率為62. 51 %，注入0. 8PV氮氣時，采收率提高到76. 48 %。這是由 于隨著氮氣注入量的增加，溶解進(jìn)入原油中的氮氣增多，起到了更好的降黏作用，同時使原 油體積膨脹效果更