专利名称：一种中深层稠油油藏开采方法
技术领域：
本发明涉及一种稠油油藏的开采方法，尤其涉及一种中深层稠油油藏开采方法，属于石油开采技术领域。
背景技术：
中深层稠油油藏是指油藏埋深在900-2000m之间的稠油油藏，在我国稠油油田中，大约占60 %地质储量的稠油油藏属于中深层稠油油藏。对于80 %以上的中深层稠油油藏，目前已经进入多轮次蒸汽吞吐阶段，但是目前的周期产油、油汽比等较低，经济效益差，亟需转换开发方式。
由于稠油地下黏度高，流动困难，稠油黏度对于温度非常敏感，随着温度升高，原油黏度急剧降低，流动性显著提高，因此目前世界范围内稠油开采的方式主要是采取措施提高原油流动性、提高油水流度比来提高原油波及体积和驱替效率，稠油油藏的开采主体技术主要是蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)等热力开采技术。蒸汽吞吐技术是指周期性向油层中注入一定量的湿饱和蒸汽，加热近井地带一定范围内的原油使其黏度降低，通过关井焖井一段时间后开井开采原油的方法。蒸汽驱是指在一定的井网形式下，由注入井连续不断地往油层注入高干度的蒸汽，蒸汽不断地加热油层，从而大大降低了地层原油的粘度。注入的蒸汽在地层中变为热的流体，将原油驱替到生产井的周围，并被采到地面上来。蒸汽驱作为一种蒸汽吞吐后的主体接替技术，在蒸汽吞吐基础上可提高采收率20%以上，在美国Kern River等油田得到了成功应用。蒸汽辅助重力泄油技术是1978年加拿大Bulter所发明，在加拿大油砂矿区、我国的辽河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功应用，其原理是在注入井中注入蒸汽，蒸汽在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，加热后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生产井中产出。蒸汽辅助重力泄油技术的采收率可达到40% -60%，适用于开采单层厚度大于15m的稠油油藏。对于中深层稠油油藏，蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)等热力开采技术面临以下难题(I)中深层稠油油藏埋藏深，蒸汽的井筒沿程热损失较大，因此蒸汽热利用率低，低蒸汽干度条件下的蒸汽驱、SAGD开发效果差；(2)中深层稠油油藏蒸汽吞吐平面上平均有效加热范围只有30-40m左右，因此需要井网密度小于50m才能达到较高的采收率，但密井网带来的钻井成本、地面投资以及操作费用均大大增加，且单井控制储量低，单井生命周期短；(3)从目前世界上深层稠油开发技术上看，对于中深层稠油油藏，因注蒸汽过程中热损失太大，除蒸汽吞吐开发技术经济效益较高以外，尚无其它经济高效的开发技术手段。CN101139923A提供了一种二氧化碳辅助蒸汽驱开发深层稠油油藏方法，该方法是采用直井与水平井组合蒸汽驱开发深层稠油油藏，同时采取在注蒸汽的同时注入二氧化碳气体。ニ氧化碳与蒸汽冷水当量地下体积比为8-10，ニ氧化碳总注入量为0.2-0. 5PV。该方法是为了解决深层稠油油藏传统単一注蒸汽干度难以满足汽驱要求，致使油汽比低、采收率低的问题。ニ氧化碳在超越凝析水前缘，与前面的冷油相遇后，溶解部分原油，降低粘度，提高原油流动性，缩短汽驱初期阶段的低产期，提高采油速度。该方式在蒸汽吞吐的基础上，能提高采出程度30%左右，累积油汽比可以达到O. 2以上，加上吞吐阶段的采出程度，总采收率可以达到50%左右。但是该方法不足之处在于，对于没有ニ氧化碳气源的油藏，需要专门购买价格较高的ニ氧化碳气体以維持持续的注入，此外，地面需要昂贵的ニ氧化碳气体压缩机组与专用注入设备。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供ー种中深层稠油油藏的开采方法，采用碳酸氢铵水溶液与蒸汽进行交替驱油来提高中深层稠油油藏的采收率。为达到上述目的，本发明提供了一种中深层稠油油藏开采方法，该方法是采用碳
酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱开发中深层稠油油藏的方法，其是采用直井(蒸汽吞吐老井)与新钻的水平加密井(注汽井、注入井)组成直井-水平井组合井网，或者利用直井(蒸汽吞吐老井)与新钻的直井(注汽井、注入井)组成反九点直井井网，将常温的碳酸氢铵水溶液与高温蒸汽交替连续注入油层，生产井连续采油。本发明提供的中深层稠油油藏开采方法可以包括以下步骤(I)、在中深层稠油油藏内，根据现有的生产井(即蒸汽吞吐老井)的井网形式设置注采井网当现有的井网形式为面积井网时，在面积井网中间新钻垂直注入井形成反九点直井注采井网，该注入井采用套管预应カ完井方式，水泥返高到地面，在注入井内下入隔热油管；当现有的井网形式为排状线性井网时，在两排直井井排中间新钻水平注入井，形成直井-水平井组合井网，注入井采用套管预应カ完井方式，套管以下的水平段利用筛管悬挂器接割缝筛管，在注入井内下入隔热连续油管，隔热连续油管下入注入井水平段的脚跟；(2)、在新钻的垂直注入井或者水平注入井进行蒸汽吞吐1-2年(一般为2-3个吞吐周期，每个周期的时间一般为半年到一年左右)，预热新钻注入井的近井地帯，使注入井与周围生产井之间形成有效的热连通；(3)、首先向垂直注入井或者水平注入井连续注入蒸汽，注入蒸汽达到设计的段塞注入量时，开始注入常温的碳酸氢铵水溶液，连续注入碳酸氢铵水溶液达到设计的段塞注入量时，重新注入蒸汽，如此往复交替进行注入，直到该油藏的生产井采出液的综合含水率达到92v%时停止交替注入，在注入过程中采用生产井连续排液。根据本发明的具体实施方案，在上述方法的步骤(2)中，所进行的蒸汽吞吐可以按照该中深层稠油油藏原有的蒸汽吞吐方式进行，例如，将蒸汽呑吐注汽速度控制为100-150t/d，井口蒸汽干度控制为80%左右，周期注汽量控制为1500-2000t，周期焖井时间控制为5-8天。在经过1-2年的蒸汽吞吐之后，可以使注入井与生产井之间油层的温度平均上升20°C以上。
本发明所提供的开采方法利用碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱提高中深层稠油油藏采收率的原理是碳酸氢铵易溶于水，0°c时在水中的溶解度为11. 3%，20°C时在水中的溶解度为21%，4(TC时在水中的溶解度为35%。碳酸氢铵在36°C以上开始分解为二氧化碳、氨气和水，60°C完全分解，因此，在地面常温(24°C)条件下，碳酸氢铵水溶液比较稳定。在交替驱的实施过程中，将一定量的蒸汽先注入油层，将近井地带加热到60°C以上后，在常温条件下注入一定量的碳酸氢铵水溶液，当碳酸氢铵进入井底和油层与高温油层和高温冷凝水相遇时，会发生迅速的分解反应，产生大量的氨气和二氧化碳，从而使得注入剂的体积迅速大大增加，生成的氨气和二氧化碳与原油有很好的互溶性，因此，氨气和二氧化碳在流动过程中不断溶解在原油中，显著降低原油粘度，减少油水流度比，扩大井间剩余油波及体积，提高油井产量和采收率。在本发明提供的上述开采方法中，优选地，中深层稠油油藏为满足以下条件的油藏油层埋深为900-2000m，剩余油饱和度>40%，油层总厚度> 10m，净总厚度比> O. 5，平均油层孔隙度> 19%，渗透率> IOOmD,渗透率变异系数< O. 7，如果发育有两个油层，则纵向两个油层之间发育有稳定的隔层，且油层顶底盖层为完全封闭；如果发育有一个油层，则油层顶底盖层为完全封闭。 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在直井-水平井组合井网中，水平注入井的水平段的左右两侧各包括三口生产井。在本发明提供的上述开采方法中，优选地，所采用的碳酸氢铵水溶液的浓度为22wt % -30wt %。在本发明提供的上述开采方法中，优选地，所采用的蒸汽由蒸汽锅炉提供；更优选地，该蒸汽锅炉为撬装式可移动锅炉。在本发明提供的上述开采方法中，优选地，蒸汽的设计的段塞注入量为约6000-10000 吨。在本发明提供的上述开采方法中，优选地，碳酸氢铵水溶液的设计的段塞注入量为约 5000-8000 吨。图I为直井反九点井网条件下，碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的从直井注入井注入、到直井生产井采出的驱油过程的示意图，在这种情况下，直井注入井I先注入一个段塞的蒸汽，升高直井注入井I附近地层的温度，然后注入一个段塞的碳酸氢铵水溶液，碳酸氢铵水溶液在直井注入井I井底附近地层由于蒸汽加热油层而发生剧烈分解反应，产生大量氨气和二氧化碳，由于氨气和二氧化碳气体流速远高于冷凝水的流速，因此率先进入驱替前缘并溶解于原油中，显著降低原油粘度，形成高含气可动油区4，流速较慢的高温冷凝水在高含气可动油区4之后形成高温冷凝水区5，而注入井I井底附近地层则为正在注入地层的碳酸氢铵水溶液段塞形成的碳酸氢铵水溶液反应区6 ;通过碳酸氢铵水溶液与蒸汽持续不断的交替注入，高含气可动油区4不断向前推进，冷油区3的范围逐渐缩小，从而实现扩大波及体积和提高采收率的目的。图2为直井-水平井组合井网条件下，碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的从水平井注入井注入、到直井生产井采出的驱油过程的示意图；在这种情况下，水平注入井9先注入一个段塞的蒸汽，升高注入井9附近地层的温度，然后注入一个段塞的碳酸氢铵水溶液，碳酸氢铵水溶液在注入井9井底附近地层由于蒸汽加热油层而发生剧烈分解反应，产生大量氨气和ニ氧化碳，由于氨气和ニ氧化碳气体流速远高于冷凝水的流速，因此率先进入驱替前缘并溶解于原油中，显著降低原油粘度，形成高含气可动油区4，流速较慢的高温冷凝水在高含气可动油区4之后形成高温冷凝水区5，而注入井9井底附近地层则为正在注入地层的碳酸氢铵水溶液段塞形成的碳酸氢铵水溶液反应区6 ;通过碳酸氢铵水溶液与蒸汽持续不断的交替注入，高含气可动油区4不断向前推进，冷油区3的范围逐渐缩小，从而实现扩大波及体积和提高采收率的目的。根据本发明的具体实施方案，该采用碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱提高中深层稠油油藏采收率的方法可以按照以下具体步骤进行(I)判断油藏是否是适合碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的中深层稠油油藏根据油田地质特征与开发现状，进行油田粗筛选，适合碳酸氢铵水溶液与蒸汽交 替驱的中深层稠油油藏满足以下条件油层埋深在900-2000m之间，剰余油饱和度> 40%，油层总厚度> 10m，净总厚度比>0.5，平均油层孔隙度> 19%，渗透率> IOOmD(毫达西)，滲透率变异系数< O. 7，如果发育两个油层，则纵向两个油层之间发育有稳定的隔层，且顶底盖层需要完全封闭；如果发育一个油层，则油层顶底盖层需要完全封闭。(2)部署碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱井网在适合碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的中深层稠油油藏内，需要考虑现有的蒸汽吞吐老井的井网形式部署注采井网(驱替井网)当油藏现有的直井蒸汽吞吐井网为面积井网时，在面积井网中间新钻垂直注入井形成反九点直井注采井网；当油藏现有的直井蒸汽吞吐井网为排状线性井网时，在两排直井井排中间新钻水平注入井，形成直井-水平井组合井网；(3)注入井钻完井根据步骤(2)中部署的驱替井网，开始新钻注入井当注入井为直井(垂直注入井)时，注入井采用套管预应カ完井方式，水泥返高到地面，在注入井内下入隔热油管；当注入井为水平井(水平注入井)时，注入井采用套管预应カ完井方式，套管以下的水平段利用筛管悬挂器接割缝筛管，在注入井内下入隔热连续油管，隔热连续油管下入水平井的脚跟。(4)安装地面注蒸汽锅炉由于本发明所采用的注入方式为碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替注入，在注入碳酸氢铵水溶液期间，蒸汽锅炉可以为其它周边呑吐井注汽，因此，为实现锅炉满负荷运转，減少锅炉数量和投资成本，地面注蒸汽锅炉采用撬装式可移动锅炉，优选将撬装式可移动锅炉安装在井口附近。(5)预热新钻注入井在新钻的垂直注入井或者水平注入井进行蒸汽吞吐1-2年(一般为2-3个周期)，目的是预热新钻注入井的近井地帯，使注入井与周围生产井之间形成有效的热连通，注入井与生产井(蒸汽吞吐老井)之间油层的温度平均上升20°C以上时达到预热效果，完成预热。(6)安装地面碳酸氢铵水溶液注入泵站将碳酸氢铵水溶液注入泵站安装在注入井附近，目的在于缩短泵站到注入井之间的沿程管线长度。
(7)注入井交替注入碳酸氢铵水溶液与蒸汽，实施交替驱首先向注入井连续注入蒸汽，注入蒸汽达到设计的段塞注入量时，切换注入管线到碳酸氢铵水溶液注入管线，开始注入常温(约24°C)碳酸氢铵水溶液，连续注入碳酸氢铵水溶液达到设计的段塞注入量时，重新切换注入管线到注蒸汽管线，开始蒸汽驱，如此往复，在注入过程中，生产井连续进行开采和排液。本发明提供的中深层稠油油藏开采方法是利用碳酸氢铵水溶液注入工艺简单，碳酸氢铵在段塞蒸汽产生的井底高温条件下极易分解为氨气、二氧化碳和水的特点，在井底及油层中就地分解产生氨气和二氧化碳，再利用氨气、二氧化碳与地层原油高度互溶的特性，大幅度降低原油粘度，实现了低成本提高油井产量和采收率的目的。本发明的碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱开发中深层稠油油藏方法与现有单纯的蒸汽驱采油相比有较大的改进注入段塞蒸汽驱降黏原油、预热油层、加速碳酸氢铵分解；注入碳酸氢铵在油层中就地产生氨气和二氧化碳，氨气和二氧化碳通过与原油互溶降黏原油，通过氨气和二氧化碳气驱扩大波及体积，通过碳酸氢铵水溶液液态注入方式使注入程 序简单化经济化。因此，本发明提供的中深层稠油油藏开采方法兼具蒸汽驱、二氧化碳驱以及氨气驱的优势，不存在单纯蒸汽驱热利用率低、二氧化碳辅助蒸汽驱注入设备昂贵以及二氧化碳气源缺乏等不足之处。在蒸汽吞吐基础上，采用本发明提供的中深层稠油油藏开采方法能够在蒸汽吞吐基础上提高采收率35%左右，加上蒸汽吞吐阶段的采出程度，总体采收率可以达到55%以上。
图I为直井反九点井网条件下，碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的从直井注入井注入、到直井生产井采出的驱油过程的示意图；图2为直井-水平井组合井网条件下，碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的从水平井注入井注入、到直井生产井采出的驱油过程的示意图；图3为直井反九点井网的示意图；图4为直井-水平井组合井网的示意图。主要附图标号说明直井注入井 I 直井生产井2 冷油区 3高含气可动油区4 高温冷凝水区 5 反应区 6注入泵站7 撬装式蒸汽发生器8 水平注入井9
具体实施例方式为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。实施例I本实施例提供了一种中深层稠油油藏开采方法，其是采用碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱提高中深层稠油油藏采收率的方法，在采用蒸汽吞吐开发已经17年的油田进行，该油田平均蒸汽吞吐为12个轮次，蒸汽吞吐阶段采出程度为211 %，地层压力已经下降到2. 8MPa，吞吐处于低压、地产、低油汽比的“三低”开采阶段，亟需提高采收率接替技术。
本实施例提供的中深层稠油油藏开采方法包括以下具体步骤(I)判断油藏是否是适合碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的稠油油藏该目标稠油油藏平均埋深1020m，属于中深层稠油油藏；发育两个主力油层，本实施例所针对的油藏的主力油层总厚度为35. lm，油层平均净总厚度比为O. 89，平均孔隙度为28%，平均渗透率为1500mD，平均渗透率变异系数为O. 89，油层条件下原油粘度为IlOOmPa · s,蒸汽吞吐后剩余油饱和度49%,纵向两个油层之间发育有稳定的隔层,且油层顶底盖层完全封闭。根据筛选条件表明，该油藏适合是碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的稠油油藏。(2)部署碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱井网该油藏蒸汽吞吐阶段的直井井网为面积井网，具备采用直井注采井网开展碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的条件，并且发育了两个主力油层，具备层间接替的条件，因此，在该油藏直井吞吐老井井网中间新钻I 口直井注入井1，形成I个直井反九点井网，相邻生产 井2的间距为80m。该直井反九点井网的示意图见图3。(3)注入井钻完井根据步骤(2)中部署的驱替井网，开始新钻直井注入井1，该直井注入井I采用套管预应力完井方式，水泥返高到地面，在该直井注入井I内下入隔热油管，射孔段位于主力油层中下部。(4)安装地面注蒸汽锅炉由于注入方式为碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替注入，在注入碳酸氢铵水溶液期间，蒸汽锅炉可以为其它周边吞吐井注汽，因此，为实现锅炉满负荷运转，减少锅炉数量和投资成本，地面注蒸汽锅炉采用撬装式可移动锅炉8，将撬装式可移动锅炉8安装在井口附近，该撬装式蒸汽发生器8的产蒸汽速度为12吨/小时，该撬装式可移动锅炉8通过蒸汽注入管线与直井注入井I的井口连接。(5)预热新钻注入井I在新钻的直井注入井I中进行蒸汽吞吐(蒸汽吞吐注汽速度100_150t/d，井口蒸汽干度80%，周期注汽量1500-2000t，周期焖井时间5-8天)I. 5年(2个周期)，目的是预热新钻注入井I的近井地带，使注入井I与周围生产井2之间形成有效的热连通。吞吐两周期以后，注入井I与生产井2之间油层的温度平均上升20°C以上。(6)安装地面碳酸氢铵水溶液注入泵站7碳酸氢铵水溶液的注入泵站7位于注入井附近，目的在于缩短注入泵站7到注入井I之间的沿程管线长度，该注入泵站7通过碳酸氢铵水溶液注入管线与直井注入井I的井口连接。(7)直井注入井I交替注入碳酸氢铵水溶液与蒸汽，实施交替驱首先向直井注入井I连续注入井口蒸汽干度为70%的蒸汽，注入速度为200吨/天，注入蒸汽达到30天时，切换注入管线到碳酸氢铵水溶液注入管线，开始注入常温(24°C )碳酸氢铵水溶液，考虑到碳酸氢铵在地下分解产生的巨大气体体积速度，将碳酸氢铵水溶液的注入速度设定为150吨/天；连续注入碳酸氢铵水溶液30天时，重新切换注入管线到蒸汽注入管线，开始注入蒸汽，如此往复；在注入过程中，生产井连续进行开采和排液，该直井反九点井网内的生产井2与注入井I的采注比保持在I. 2-1. 3之间。当该油藏采出液的平均含水率达到92v%时，该油藏采用本实施例提供的碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱开采方法的开发宣告结束，停止注汽和生产。采用本实施例提供的碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的中深层稠油油藏开采方法可在蒸汽吞吐基础上提高采收率36%，加上蒸汽吞吐采出程度211%，最終采收率可达到57. 1%。实施例2本实施例提供了一种中深层稠油油藏开采方法，其是采用碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱提高中深层稠油油藏采收率的方法，在采用 蒸汽吞吐开发已经14年的油田进行，该油田平均蒸汽吞吐为10个轮次，蒸汽吞吐阶段采出程度为19.7%，地层压カ已经下降到3. 5MPa，吞吐处于低压、地产、低油汽比的“三低”开采阶段，亟需提高采收率接替技木。本实施例提供的中深层稠油油藏开采方法包括以下具体步骤(I)判断油藏是否是适合碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的稠油油藏该目标稠油油藏平均埋深1470m，属于中深层稠油油藏；发育I个主力油层，本实施例所针对的油藏的主力油层总厚度为29m，油层平均净总厚度比为O. 86，平均孔隙度为25%，平均渗透率为1300mD，平均渗透率变异系数为O. 83，油层条件下原油粘度为ISOOmPa *s，蒸汽吞吐后剰余油饱和度51%，油层顶底发育有完全封闭的顶底盖层。根据筛选条件表明，该油藏适合是碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的稠油油藏。(2)部署碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱井网由于该油藏蒸汽吞吐阶段的直井井网为面积井网，具备采用直井-水平井组合井网开展碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的条件，因此，在该油藏两个直井吞吐老井井排中间新钻I ロ水平注入井9，形成I个直井-水平井组合井网，同一井排相邻直井的间距为80m，直井生产井2与水平注入井9的水平段之间的距离为80m，该水平注入井9的水平段长度为320m。该直井-水平井组合井网的示意图见图4。 (3)注入井I钻完井根据步骤(2)中部署的驱替井网，开始新钻水平注入井9，水平注入井9采用套管预应カ完井方式，在注入井内下入隔热油管，隔热油管下入水平段脚跟；在套管下面利用筛管悬挂器接筛管，套管内部直径为9. 5英寸，隔热油管内部直径为4. 5英寸，筛管直径为7英寸，筛管采用割缝筛管，筛管长度为320m。(4)安装地面注蒸汽锅炉由于注入方式为碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替注入，在注入碳酸氢铵水溶液期间，蒸汽锅炉可以为其它周边呑吐井注汽，因此，为实现锅炉满负荷运转，減少锅炉数量和投资成本，地面注蒸汽锅炉采用撬装式可移动锅炉8，将撬装式可移动锅炉8安装在井口附近，该撬装式蒸汽发生器8的产蒸汽速度为15吨/小吋，该撬装式可移动锅炉8通过蒸汽注入管线与直井注入井I的井口连接。(5)预热新钻水平注入井9在新钻的垂直注入井9中进行蒸汽吞吐(蒸汽吞吐注汽速度100_150t/d，井口蒸汽干度80%，周期注汽量1500-2000t，周期焖井时间5-8天)I. 8年(吞吐2周期)，目的是预热新钻水平注入井9的近井地帯，使注入井9与周围垂直生产井2之间形成有效的热连通。吞吐两周期以后，注入井9与垂直生产井2之间油层的温度平均上升20°C以上。(6)安装地面碳酸氢铵水溶液注入泵站7碳酸氢铵水溶液的注入泵站7位于注入井附近，目的在于缩短注入泵站7到水平注入井9之间的沿程管线长度，该注入泵站7通过碳酸氢铵水溶液注入管线与水平注入井9的井口连接。(7)水平注入井9交替注入碳酸氢铵水溶液与蒸汽，实施交替驱首先向水平注入井9连续注入井口蒸汽干度为70%的蒸汽，注入速度为220吨/天，注入蒸汽达到30天时，切换注入管线到碳酸氢铵水溶液注入管线，开始注入常温(24°C )碳酸氢铵水溶液，考虑到碳酸氢铵在地下分解产生的巨大气体体积速度，将碳酸氢铵水溶液的注入速度设定为190吨/天；连续注入碳酸氢铵水溶液30天时，重新切换注入管线到蒸汽注入管线，开始注入蒸汽，如此往复；
在注入过程中，生产井连续进行开采和排液，该直井反九点井网内的直井生产井2与水平注入井9的采注比保持在I. 2-1. 3之间。当该油藏采出液的平均含水率达到92v%时，该油藏采用本实施例提供的碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱技术的开发宣告结束，停止注汽和生产。采用本实施例提供的碳酸氢铵水溶液与蒸汽交替驱的中深层稠油油藏开采方法可在蒸汽吞吐基础上提高采收率34%，加上蒸汽吞吐采出程度19. 7%，最终采收率可达到53. 7%。
权利要求
1.一种中深层稠油油藏开采方法，其包括以下步骤 (1)、在中深层稠油油藏内，根据现有的生产井的井网形式设置注采井网 当现有的井网形式为面积井网时，在面积井网中间新钻垂直注入井形成反九点直井注采井网，该注入井采用套管预应力完井方式，水泥返高到地面，在注入井内下入隔热油管； 当现有的井网形式为排状线性井网时，在两排直井井排中间新钻水平注入井，形成直井-水平井组合井网，注入井采用套管预应力完井方式，套管以下的水平段利用筛管悬挂器接割缝筛管，在注入井内下入隔热连续油管，隔热连续油管下入注入井水平段的脚跟； (2)、在新钻的垂直注入井或者水平注入井进行蒸汽吞吐1-2年，预热新钻注入井的近井地带，使注入井与周围生产井之间形成有效的热连通； (3)、首先向垂直注入井或者水平注入井连续注入蒸汽，注入蒸汽达到设计的段塞注入量时，开始注入常温的碳酸氢铵水溶液，连续注入碳酸氢铵水溶液达到设计的段塞注入量 时，重新注入蒸汽，如此往复交替进行注入，直到该油藏的生产井采出液的综合含水率达到92v%时停止交替注入，在注入过程中采用生产井连续采油并排液。
2.根据权利要求I所述的开采方法，其中，所述中深层稠油油藏为满足以下条件的油藏油层埋深为900-2000m，剩余油饱和度>40%，油层总厚度> 10m，净总厚度比> O. 5，平均油层孔隙度> 19%，渗透率> IOOmD,渗透率变异系数< O. 7，如果发育有两个油层，则纵向两个油层之间发育有稳定的隔层，且油层顶底盖层为完全封闭，如果发育有一个油层，则油层顶底盖层为完全封闭。
3.根据权利要求I所述的开采方法，其中，在所述直井-水平井组合井网中，水平注入井的水平段的左右两侧各包括三口生产井。
4.根据权利要求I所述的开采方法，其中，所述碳酸氢铵水溶液的浓度为22wt % -30wt %。
5.根据权利要求I所述的开采方法，其中，所述蒸汽由蒸汽锅炉提供。
6.根据权利要求5所述的开采方法，其中，所述蒸汽锅炉为撬装式可移动锅炉。
7.根据权利要求I所述的开采方法，其中，所述蒸汽的设计的段塞注入量为6000-10000 吨。
8.根据权利要求I所述的开采方法，其中，所述碳酸氢铵水溶液的设计的段塞注入量为 5000-8000 吨。
全文摘要
本发明涉及一种中深层稠油油藏开采方法。该方法包括以下步骤在中深层稠油油藏内，根据现有的蒸汽吞吐老井的井网形式设置注采井网；在新钻的垂直注入井或者水平注入井进行蒸汽吞吐1-2年，预热新钻注入井的近井地带，使注入井与周围生产井之间形成有效的热连通；首先向垂直注入井或者水平注入井连续注入蒸汽，注入蒸汽达到设计的段塞注入量时，开始注入常温的碳酸氢铵水溶液，连续注入碳酸氢铵水溶液达到设计的段塞注入量时，重新注入蒸汽，如此往复交替进行注入，直到该油藏的生产井采出液的综合含水率达到92v％时停止交替注入，在注入过程中采用生产井连续采油并排液。采用本发明提供的上述方法可以有效提高中深层稠油油藏的采收率。
文档编号E21B43/22GK102852496SQ201210119450
公开日2013年1月2日 申请日期2012年4月20日 优先权日2012年4月20日
发明者吴永彬, 蒋有伟, 李秀峦, 王红庄, 聂凌云, 赵欣, 李晓玲 申请人:中国石油天然气股份有限公司