稠油油藏sagd开采方法
【专利摘要】本发明涉及一种稠油油藏SAGD开采方法，它包括在稠油油藏上开设第一SAGD井组，对第一SAGD井组进行预热并注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；当第一SAGD井组的蒸汽腔上升到油层顶部时，开设第二SAGD井组；当第一SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向第一SAGD井组中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞；当第一SAGD井组的蒸汽腔处于下降阶段时，向第二SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；当第一SAGD井组生产结束，第二SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向第二SAGD井组交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力。
【专利说明】稠油油藏SAGD开采方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及一种油田中的稠油油藏的开采方法，尤其涉及整装稠油油藏采用蒸汽辅助重力泄油技术整体开采的开采方法，属于石油开采领域。
【背景技术】
[0002]Steam Assisted Gravity Drainage (简称 SAGD)为蒸汽辅助重力泄油技术。SAGD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，其原理是在同一油层部署上下叠置的水平井对，在上部注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽由于密度远远小于原油而向上超覆在地层中形成蒸汽腔，随着蒸汽的不断注入，蒸汽腔不断向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，被加热的原油粘度降低，与冷凝水在重力作用下向下流动，从油层下部的水平生产井中采出。
[0003]对于以新疆风城超稠油油藏等整装大型稠油油藏为例的稠油油藏，前期的双水平井SA⑶先导试验已经取得了很好的开发效果，目前正在进入采用SA⑶技术整体开发阶段。但受到地面锅炉、管线、采出液处理能力、炼厂炼油能力等因素的影响，整装稠油油藏的SAGD开发通常分批实施。但在SAGD开发过程中，在不同的开发阶段，SAGD井组内蒸汽腔的压力不同:SAGD生产初期为逐步升压阶段；在3八60蒸汽腔上升到油层顶部后进入横向扩展阶段，蒸汽腔压力从低于油层破裂压力逐步下降到原始油层压力；在SAGD蒸汽腔下降阶段，由于蒸汽的注入逐渐减少，蒸汽腔内压力进一步逐渐下降。因此，在分批实施过程中，处于上一批次开发并且位于边部的SAGD井组，与下一批次开发并且位于边部的SAGD井组由于投入生产时间不同，使得相邻SAGD蒸汽腔内的压力不同，而由于井距通常在50 — 100米内，相邻蒸汽腔在扩展过程中距离越来越近，因此在压差作用下，后投入开发的SAGD蒸汽腔内的蒸汽在较高压力作用下，将大量涌入相邻的已进入开发末期且压力逐渐降低的SAGD蒸汽腔内，造成后投入开发的SAGD蒸汽腔内蒸汽流失而无法充分加热本蒸汽腔内原油，后投入开发的SAGD效果将远远差于先投入开发的SAGD效果。
[0004]CN101592028A公开了一种气体辅助SAGD开采超稠油的方法，其发明的目的是提供一种提闻SAGD热效率、增大蒸汽波及体积，进一步提闻油汽比的超桐油油减有效开发技术。该方法包括以下工艺步骤:选油层为530m，剩余油饱和度>0.5，油层厚度>10m，水平渗透率>250mD，垂直与水平渗透率比值>0.1，油层孔隙度>0.2，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层油藏；在吞吐直井间钻水平井，井距在35米或在油层底部钻一对水平井，垂向距离6米；吞吐3周期，井间形成热连通后，用直井连续注蒸汽，水平井生产3年，用直井注氮气和蒸汽，地下体积比0.5，氮气的总注入量达到0.1PV后停注，继续注蒸汽，注汽速度为1.4m3/d.m，井底蒸汽干度为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。该发明方法开发超稠油油藏可以取得以下效果:(1)有效减缓蒸汽向上覆岩层的传热速度，蒸汽向上覆盖层的传热速度是纯蒸汽SA⑶的70% ;(2)有利于蒸汽腔的均匀扩展，增加蒸汽室波及体积20%?30% ；(3)延长SAGD生产时间2?3年，提高采出程度6.0%?9.0%，提高油汽比0.02?0.05。但该发明方法仅针对降低单个蒸汽腔向顶底盖层热损失，未考虑大面积开发过程中，针对相邻SAGD井组蒸汽腔的操作参数调整方法；同时，该方法指出水平井连续注纯蒸汽SAGD生产3年后改为注入蒸汽与氮气的混合物，氮气的总注入量为0.1PV，然后继续注入纯蒸汽，但在实际生产过程中，在SAGD后期和末期继续注入纯蒸汽，但未详细阐述注汽压力控制措施。
【发明内容】
[0005]为了克服现有技术的上述缺陷，本发明所要解决的技术问题是提供一种稠油油藏SAGD开采方法，可以有效避免分批开发过程中由于不同批次投产的SAGD井组蒸汽腔内压力不同产生的汽窜，提高蒸汽热利用率与采收率。
[0006]为达到上述目的，本发明提供了一种稠油油藏SAGD开采方法，该稠油油藏为整装未开发的稠油油藏，其特征在于，它包括以下步骤:
[0007]在稠油油藏上开设第一 SAGD井组，对所述第一 SAGD井组进行预热，预热后向所述第一 SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0008]当所述第一 SAGD井组的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第一SAGD井组处开设第二 SAGD井组；
[0009]当所述第一 SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第一 SAGD井组注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第一 SAGD井组继续生产并对所述第二 SAGD井组进行预热；
[0010]当所述第一 SAGD井组的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第二 SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0011]当所述第一 SAGD井组生产结束，所述第二 SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第二 SAGD井组继续生产。
[0012]优选地，它还包括以下步骤:
[0013]当所述第二 SAGD井组的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第二SAGD井组处开设第三SAGD井组；
[0014]当所述第二 SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第二 SAGD井组继续生产并对所述第三SAGD井组进行预热；
[0015]当所述第二 SAGD井组的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第三SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0016]当所述第二 SAGD井组生产结束，所述第三SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第三SAGD井组交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第三SAGD井组继续生产。
[0017]当第二 SAGD井组预热时，所述第一 SAGD井组的蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;当第二 SAGD井组从预热转入逐步生产阶段，所述第一 SAGD井组的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。
[0018]优选地，每个SAGD井组不同阶段的蒸汽腔压力与注入介质控制方法为:
[0019](a)预热阶段:
[0020]蒸汽腔压力:原始油层压力；注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物；
[0021](b)蒸汽腔上升阶段:
[0022]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa ;注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物；
[0023](c)蒸汽腔横向扩展到井间中部位置阶段:
[0024]蒸汽腔压力:油层破裂压力以下0.3?0.5MPa逐步下降到原始油层压力；注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物；
[0025](d)蒸汽腔下降一生产结束阶段:
[0026]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa ;注入介质:交替的非凝析气体与蒸汽组合物段塞。
[0027]优选地，当所述第三SAGD井组预热阶段，所述第二 SAGD井组蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;当所述第三SAGD井组从预热阶段转入逐步升压的SAGD生产阶段，所述第二 SAGD井组的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa，两个相邻SA⑶井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。后续新增SAGD井组的操作方法以此类推。
[0028]优选地，每个SAGD井组包括多个相互平行、且沿构造等高线排布的SAGD井对，以及设置在相邻两个SAGD井对之间的至少1 口垂直监测井。
[0029]优选地，每个SAGD井组包括3?5个SAGD井对，每个SAGD井对由1 口注入井与1 口生产井组成，其中所述注入井与生产井为水平段相互平行、上下相互叠置的水平井。
[0030]优选地，对每个SAGD井组采用注蒸汽循环、热溶剂循环、以及电磁、微波、高频脉冲、电加热方式进行预热。
[0031]优选地，所述蒸汽组合物为至少50wt%的蒸汽与碳数为3?11的轻质烷烃溶剂、或柴油、汽油、煤油、石脑油、棕榈油等轻质油的一种或几种的组合物。
[0032]优选地，所述非凝析气体为空气、氮气、二氧化碳、天然气、一氧化碳、氢气、硫化氢、氦气、烟道气的一种或几种混合气体。
[0033]优选地，在交替注入非凝析气体与蒸汽组合物段塞之前先注入一个段塞的非凝析气体，其中所述段塞在地下体积为10000?100000m3。
[0034]本发明所提供的稠油油藏阶梯式SAGD开采方法具有以下技术效果:
[0035](1)常规的SAGD操作方法为生产初期蒸汽腔高压操作，然后在不同生产阶段蒸汽腔压力逐步下降，目的在于低压条件下蒸汽具有更大的比容，可以减少蒸汽注入量；但由于不同批次SAGD井组投产时间不同，所处阶段不同，因此相邻SAGD井组蒸汽腔之间经常发生汽窜，且难以有效控制。因此，本发明所提出了阶梯式SAGD井组压力控制方法与阶梯式SAGD分期分批开采方法，在SAGD生产初期逐步升高蒸汽腔压力到油层破裂压力以下，由于高压下单位质量蒸汽热焓更高，因此可以提高蒸汽的热焓注入速度，提高蒸汽腔上升速度，加快蒸汽高温降粘速度，并有效提高采油速度；注入的蒸汽组合物为蒸汽与溶剂的混合体系，有助于发挥蒸汽高温降粘+溶剂溶油降粘双重优势，进一步提高泄油速度，加快蒸汽腔上升。
[0036]当SAGD蒸汽腔上升到油层顶部开始横向扩展阶段，逐步降低蒸汽腔压力到原始油层压力，有利于稳定油层压力，使得相邻SAGD井组等压平稳预热，有效避免相邻新投产的SAGD井组在预热阶段由于两个井组蒸汽腔之间压力不均造成汽窜；
[0037]在SAGD蒸汽腔下降阶段，提高SAGD蒸汽腔压力，并与相邻SAGD井组的蒸汽腔压力同步上升，同样有利于避免两个井组蒸汽腔之间压力不均造成汽窜；同时，在SAGD下降阶段，由于蒸汽腔范围较大，加热油层范围大，向顶底盖层的热损失也大，在此阶段首先注入一个段塞的非凝析气体，有利于在蒸汽腔顶部形成一个非凝析气的次生气顶，起到向顶底盖层的隔热作用，提高蒸汽热利用率；然后再进行非凝析气体与蒸汽组合物段塞交替注入，有利于减少蒸汽注入量；由于非凝析气体具有比蒸汽更大的比容与体积系数，因此可以快速填充蒸汽腔空间，平衡蒸汽腔内部压力，使之快速与相邻(下一批次)SAGD井组蒸汽腔内压力平衡，有效杜绝相邻(下一批次)SAGD井组蒸汽腔的蒸汽向该(上一批次)SAGD井组蒸汽腔内的汽窜。
[0038]本发明提出的相邻SAGD井组蒸汽腔同步升压降压的近平衡压力控制方法，可以有效控制蒸汽腔内压力，防止相邻的下一批次SAGD井组在生产初期升压阶段由于不同批次的相邻蒸汽腔存在压力差造成的蒸汽汽窜，有效杜绝了相邻蒸汽腔窜通与油汽比降低的不利情况。同时注入非凝析气体及段塞，大大减少了蒸汽注入量，大幅度降低了开采成本。
【专利附图】
【附图说明】
[0039]在此描述的附图仅用于解释目的，而不意图以任何方式来限制本发明公开的范围。另外，图中的各部件的形状和比例尺寸等仅为示意性的，用于帮助对本发明的理解，并不是具体限定本发明各部件的形状和比例尺寸。本领域的技术人员在本发明的教导下，可以根据具体情况选择各种可能的形状和比例尺寸来实施本发明。
[0040]图1为实施例1所提供的稠油油藏SAGD开采方法的开采步骤示意图；
[0041]图2为实施例1所提供的稠油油藏SA⑶开采方法的不同批次SAGD井组井位示意图；
[0042]图3为实施例1所提供的稠油油藏SA⑶开采方法的不同批次SAGD井组不同阶段压力控制示意图。
[0043]以上附图的附图标记:1、SAGD井对；2、监测井；3、第一 SAGD井组；4、第二 SAGD井组；5、第三SAGD井组；11、第一 SAGD井组的蒸汽腔在循环预热阶段时的压力；12、第一 SAGD井组的蒸汽腔上升阶段的压力；13、第一 SAGD井组的蒸汽腔横向扩展阶段的压力；21、第二SAGD井组的蒸汽腔在循环预热阶段时的压力；22、第二 SAGD井组的蒸汽腔上升阶段的压力；23、第二 SAGD井组的蒸汽腔横向扩展阶段的压力；31、第三SAGD井组的蒸汽腔在循环预热阶段时的压力；32、第三SA⑶井组的蒸汽腔上升阶段的压力；33、第三SA⑶井组的蒸汽腔横向扩展阶段的压力。
【具体实施方式】
[0044]结合附图和本发明【具体实施方式】的描述，能够更加清楚地了解本发明的细节。但是，在此描述的本发明的【具体实施方式】，仅用于解释本发明的目的，而不能以任何方式理解成是对本发明的限制。在本发明的教导下，技术人员可以构想基于本发明的任意可能的变形，这些都应被视为属于本发明的范围。
[0045]参照图1-图3所示，一种稠油油藏SAGD开采方法，该稠油油藏为整装未开发的稠油油藏，它包括以下步骤:
[0046]在稠油油藏开采区域部署第一 SAGD井组3，第一 SAGD井组3包括SAGD井对I与监测井2。SAGD井对I为沿构造等高线排状部署，具体为从构造高部位向构造低部位分批部署；相邻SAGD井对平面距离50?150m，同一个SAGD井对内部注汽井与生产井垂向距离5m ;每批SAGD井组中的SAGD井对I优选为3排；每两个相邻SAGD井对I的水平段中部的中间位置部署一口直井监测井2。
[0047]对所述第一 SAGD井组3进行预热，预热后向所述第一 SAGD井组3中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0048]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第一SAGD井组3处开设第二 SAGD井组4 ；
[0049]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第一 SAGD井组3注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第一 SAGD井组继续生产并对所述第二 SAGD井组进行预热；
[0050]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第二 SAGD井组4中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0051]当所述第一 SAGD井组3生产结束，所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组4交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第二 SAGD井组4继续生产。
[0052]在另一个优选的实施方式中，当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第二 SAGD井组4处开设第三SAGD井组5 ；
[0053]当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组4注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第二 SAGD井组4继续生产并对所述第三SAGD井组5进行预热；
[0054]当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第三SAGD井组5中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0055]当所述第二 SAGD井组4生产结束，所述第三SAGD井组5的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第三SAGD井组5交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第三SAGD井组5继续生产。
[0056]当第二 SAGD井组4预热时，所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;当第二 SAGD井组4从预热转入逐步生产阶段，所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。
[0057]在一个优选的实施方式中，每个SAGD井组不同阶段的蒸汽腔压力与注入介质控制方法为:
[0058](a)预热阶段:
[0059]蒸汽腔压力:原始油层压力；注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物；
[0060](b)蒸汽腔上升阶段:
[0061]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa ;注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物；
[0062](C)蒸汽腔横向扩展到井间中部位置阶段:
[0063]蒸汽腔压力:油层破裂压力以下0.3?0.5MPa逐步下降到原始油层压力；注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物；
[0064](d)蒸汽腔下降一生产结束阶段:
[0065]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa ;注入介质:交替的非凝析气体与蒸汽组合物段塞。
[0066]在一个优选的实施方式中，当所述第三SAGD井组5预热阶段，所述第二 SAGD井组4蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ；当所述第三SAGD井组5从预热阶段转入逐步升压的SAGD生产阶段，所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa，两个相邻SA⑶井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。后续新增SAGD井组的操作方法以此类推。
[0067]在一个优选的实施方式中，每个SAGD井组包括多个相互平行、且沿构造等高线排布的SAGD井对，以及设置在相邻两个SAGD井对之间的至少I 口垂直监测井。
[0068]在一个优选的实施方式中，每个SAGD井组包括3?5个SAGD井对，每个SAGD井对由I 口注入井与I 口生产井组成，其中所述注入井与生产井为水平段相互平行、上下相互叠置的水平井。
[0069]在一个优选的实施方式中，对每个SAGD井组采用注蒸汽循环、热溶剂循环、以及电磁、微波、高频脉冲、电加热方式进行预热。
[0070]在一个优选的实施方式中，所述蒸汽组合物为至少50wt%的蒸汽与碳数为3?11的轻质烷烃溶剂、或柴油、汽油、煤油、石脑油、棕榈油等轻质油的一种或几种的组合物。
[0071]在一个优选的实施方式中，所述非凝析气体为空气、氮气、二氧化碳、天然气、一氧化碳、氢气、硫化氢、氦气、烟道气的一种或几种混合气体。
[0072]在一个优选的实施方式中，在交替注入非凝析气体与蒸汽组合物段塞之前先注入一个段塞的非凝析气体，其中所述段塞在地下体积为10000?100000m3。
[0073]参照图2所示，依次类推，还可以对稠油油藏开设第三SAGD井组5、第四SAGD井组等以对稠油油藏进行持续开采。
[0074]实施例1
[0075]参照图1-图3所示，一种稠油油藏SAGD开采方法，该稠油油藏为整装未开发的稠油油藏，平均埋深为300m，原始油藏压力为2.8MPa，油层破裂压力6MPa，油层厚度有效平均26m，适合部署SAGD井组规模开发。
[0076]本实施例提供的稠油油藏SAGD开采方法包括以下具体步骤:
[0077]参照图2所示，在稠油油藏开采区域部署第一 SAGD井组3，第一 SAGD井组3包括SAGD井对I与监测井2。每个SAGD井对由I 口注入井与I 口生产井组成，其中所述注入井与生产井为水平段相互平行、上下相互叠置的水平井。SA⑶井对I为沿构造等高线排状部署，具体为从构造高部位向构造低部位分批部署；相邻SAGD井对平面距离50m，同一个SAGD井对内部注汽井与生产井垂向距离5m ;每批SAGD井组中的SAGD井对I为3排；每两个相邻SAGD井对I的水平段中部的中间位置部署一口直井监测井2。
[0078]对所述第一 SAGD井组3进行预热，所述预热方式为注蒸汽循环预热。
[0079]预热后向所述第一 SAGD井组3中注入纯蒸汽以进行生产。
[0080]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第一SAGD井组3处开设第二 SAGD井组4 ；
[0081]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第一 SAGD井组3注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第一 SAGD井组3继续生产并对所述第二 SAGD井组4进行预热；所述非凝析气体为空气。
[0082]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第二 SAGD井组4中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；所述蒸汽组合物为50wt%的蒸汽与等质量比例的碳数为3?8的轻质烷烃溶剂组合物。
[0083]当所述第一 SAGD井组3生产结束，所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组4交替注入纯非凝析气体空气与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第二 SAGD井组4继续生产。
[0084]在另一个优选的实施方式中，当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第二 SAGD井组4处开设第三SAGD井组5 ；
[0085]当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组4注入井中交替注入纯非凝析气体空气与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第二SAGD井组4继续生产并对所述第三SAGD井组5进行预热；所述交替的非凝析气体空气与蒸汽组合物段塞为首先注入一个段塞的非凝析气体，然后再进行非凝析气体空气与蒸汽组合物段塞交替注入；其中所述段塞大小为1000m3(地下体积)。
[0086]当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第三SAGD井组5中注入纯蒸汽形成蒸汽腔以进行生产；
[0087]当所述第二 SAGD井组4生产结束，所述第三SAGD井组5的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第三SAGD井组5交替注入纯非凝析气体空气与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第三SAGD井组5继续生产。
[0088]当第二 SAGD井组4预热时，所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差0.1MPa ;当第二 SAGD井组4从预热转入逐步生产阶段，所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3MPa，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差0.1MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。
[0089]在本实施方式中，每个SAGD井组不同阶段的蒸汽腔压力与注入介质控制方法为:
[0090](a)预热阶段:
[0091]蒸汽腔压力:原始油层压力；注入介质:纯蒸汽；
[0092](b)蒸汽腔上升阶段:
[0093]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3MPa ;注入介质:纯蒸汽；
[0094](c)蒸汽腔横向扩展到井间中部位置阶段:
[0095]蒸汽腔压力:油层破裂压力以下0.3MPa逐步下降到原始油层压力；注入介质:纯蒸汽；
[0096](d)蒸汽腔下降一生产结束阶段:
[0097]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3MPa ;注入介质:交替的非凝析气体空气与蒸汽组合物段塞。
[0098]在本实施方式中，当所述第三SAGD井组5预热阶段，所述第二 SAGD井组4蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SA⑶井组蒸汽腔之间的压力差0.1MPa ;当所述第三SAGD井组5从预热阶段转入逐步升压的SAGD生产阶段，所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3MPa，两个相邻SA⑶井组蒸汽腔之间的压力差0.1MPa ；每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。后续新增SAGD井组的操作方法以此类推。
[0099]采用本发明所提出的阶梯式SAGD压力操作方法与分批开采方法，不同批次SAGD井组之间汽窜频率从普通SAGD开发的70%下降到10%以下，蒸汽腔横向扩展到井中间位置后转为交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞，每个井组节省蒸汽量40 %，累计油汽比比普通的纯蒸汽SA⑶提高了 I倍。最终采收率比普通纯蒸汽SA⑶提高了 17%。
[0100]实施例2
[0101]参照图1-图3所示，一种稠油油藏SAGD开采方法，该稠油油藏为整装未开发的稠油油藏，平均埋深为500m，原始油藏压力为4.8MPa，油层破裂压力lOMPa，油层厚度有效平均34m，适合部署SAGD井组规模开发。
[0102]本实施例提供的稠油油藏SAGD开采方法包括以下具体步骤:
[0103]参照图2所示，在稠油油藏开采区域部署第一 SAGD井组3，第一 SAGD井组3包括SAGD井对I与监测井2。每个SAGD井对由I 口注入井与I 口生产井组成，其中所述注入井与生产井为水平段相互平行、上下相互叠置的水平井。SA⑶井对I为沿构造等高线排状部署，具体为从构造高部位向构造低部位分批部署；相邻SAGD井对平面距离150m，同一个SAGD井对内部注汽井与生产井垂向距离5m ;每批SAGD井组中的SAGD井对I为3排；每两个相邻SAGD井对I的水平段中部的中间位置部署一口直井监测井2。
[0104]对所述第一 SAGD井组3进行预热，所述预热方式为电加热预热。
[0105]预热后向所述第一 SAGD井组3中注入蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；所述蒸汽组合物为80wt %的蒸汽与等质量比例的柴油、汽油、煤油、石脑油、棕榈油的组合物。
[0106]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第一SAGD井组3处开设第二 SAGD井组4 ；
[0107]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第一 SAGD井组3注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第一 SAGD井组3继续生产并对所述第二 SAGD井组4进行预热；所述非凝析气体为等质量比例的空气、氮气、二氧化碳、天然气、一氧化碳、氢气、硫化氢、氦气、烟道气的混合气体。
[0108]当所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第二 SAGD井组4中注入蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0109]当所述第一 SAGD井组3生产结束，所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组4交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第二 SAGD井组4继续生产。
[0110]在另一个优选的实施方式中，当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第二 SAGD井组4处开设第三SAGD井组5 ；
[0111]当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组4注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第二 SAGD井组4继续生产并对所述第三SAGD井组5进行预热；所述交替的非凝析气体与蒸汽组合物段塞为首先注入一个段塞的非凝析气体，然后再进行非凝析气体与蒸汽组合物段塞交替注入；其中所述段塞大小为10000m3(地下体积)。
[0112]当所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第三SAGD井组5中注入蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产；
[0113]当所述第二 SAGD井组4生产结束，所述第三SAGD井组5的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第三SAGD井组5交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第三SAGD井组5继续生产。
[0114]当第二 SAGD井组4预热时，所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差0.05MPa ;当第二 SAGD井组4从预热转入逐步生产阶段，所述第一 SAGD井组3的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.5MPa，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差0.05MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。
[0115]在本实施方式中，每个SAGD井组不同阶段的蒸汽腔压力与注入介质控制方法为:
[0116](a)预热阶段:
[0117]蒸汽腔压力:原始油层压力；注入介质:蒸汽组合物；
[0118](b)蒸汽腔上升阶段:
[0119]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.5MPa ;注入介质:蒸汽组合物；
[0120](C)蒸汽腔横向扩展到井间中部位置阶段:
[0121]蒸汽腔压力:油层破裂压力以下0.5MPa逐步下降到原始油层压力；注入介质:蒸汽组合物；
[0122](d)蒸汽腔下降一生产结束阶段:
[0123]蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.5MPa ;注入介质:交替的非凝析气体与蒸汽组合物段塞。
[0124]参照图3所示，第一 SAGD井组的蒸汽腔在循环预热阶段时的压力、第一 SAGD井组的蒸汽腔上升阶段的压力以及第一 SAGD井组的蒸汽腔横向扩展阶段的压力如图中曲线11、12和13所示。第二 SAGD井组的蒸汽腔在循环预热阶段时的压力、第二 SAGD井组的蒸汽腔上升阶段的压力以及第二 SAGD井组的蒸汽腔横向扩展阶段的压力如图中曲线21、22和23所示。第三SAGD井组的蒸汽腔在循环预热阶段时的压力、第三SAGD井组的蒸汽腔上升阶段的压力以及第三SAGD井组的蒸汽腔横向扩展阶段的压力如图中曲线31、32和33所
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[0125]在本实施方式中，当所述第三SAGD井组5预热阶段，所述第二 SAGD井组4蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差0.05MPa ;当所述第三SAGD井组5从预热阶段转入逐步升压的SAGD生产阶段，所述第二 SAGD井组4的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.5MPa，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差0.05MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。后续新增SAGD井组的操作方法以此类推。
[0126]采用本发明所提出的阶梯式SAGD开采方法，不同批次SAGD井组之间汽窜频率从普通SAGD开发的80%下降到20%以下，蒸汽腔横向扩展到井中间位置后转为交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞。，每个井组节省蒸汽量30%，累计油汽比比普通的纯蒸汽SAGD提高了 0.9倍。最终采收率比普通纯蒸汽SAGD提高了 15%。
[0127]本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可。
[0128]上述实施例只为说明本发明的技术构思及特点，其目的在于让熟悉此项技术的人士能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡根据本发明精神实质所作的等效变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围之内。
【权利要求】
1.一种稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于，它包括以下步骤: 在稠油油藏上开设第一 SAGD井组，对所述第一 SAGD井组进行预热，预热后向所述第一SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产； 当所述第一 SAGD井组的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第一 SAGD井组处开设第二 SAGD井组； 当所述第一 SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第一 SAGD井组注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第一 SAGD井组继续生产并对所述第二 SAGD井组进行预热； 当所述第一 SAGD井组的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第二 SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产； 当所述第一 SAGD井组生产结束，所述第二 SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第二 SAGD井组继续生产。
2.根据权利要求1所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于，它还包括以下步骤: 当所述第二 SAGD井组的蒸汽腔上升到油层顶部时，在稠油油藏邻近所述第二 SAGD井组处开设第三SAGD井组； 当所述第二 SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第二 SAGD井组注入井中交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持第二 SAGD井组继续生产并对所述第三SAGD井组进行预热； 当所述第二 SAGD井组的蒸汽腔处于下降阶段时，向所述第三SAGD井组中注入纯蒸汽或蒸汽组合物形成蒸汽腔以进行生产； 当所述第二 SAGD井组生产结束，所述第三SAGD井组的蒸汽腔扩展到井间中部位置时，向所述第三SAGD井组交替注入纯非凝析气体与蒸汽组合物段塞以控制蒸汽腔内压力，保持所述第三SAGD井组继续生产。
3.根据权利要求1或2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:每个SAGD井组不同阶段的蒸汽腔压力与注入介质控制方法为: (a)预热阶段: 蒸汽腔压力:原始油层压力；注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物； (b)蒸汽腔上升阶段: 蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa ;注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物； (C)蒸汽腔横向扩展到井间中部位置阶段: 蒸汽腔压力:油层破裂压力以下0.3?0.5MPa逐步下降到原始油层压力；注入介质:纯蒸汽或蒸汽组合物； (d)蒸汽腔下降一生产结束阶段: 蒸汽腔压力:原始油层压力逐步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa ;注入介质:交替的非凝析气体与蒸汽组合物段塞。
4.根据权利要求1或2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:当第二SAGD井组预热时，所述第一 SAGD井组的蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;当第二 SAGD井组从预热转入逐步生产阶段，所述第一 SAGD井组的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa，两个相邻SA⑶井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。
5.根据权利要求2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:当所述第三SAGD井组预热阶段，所述第二 SAGD井组蒸汽腔内压力为原始油层压力，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;当所述第三SAGD井组从预热阶段转入逐步升压的SAGD生产阶段，所述第二 SAGD井组的蒸汽腔压力随之同步上升到油层破裂压力以下0.3?0.5MPa，两个相邻SAGD井组蒸汽腔之间的压力差不超过0.1MPa ;每个SAGD井组内部的各SAGD井对蒸汽腔压力相等。后续新增SAGD井组的操作方法以此类推。
6.根据权利要求1或2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:每个SAGD井组包括多个相互平行、且沿构造等高线排布的SA⑶井对，以及设置在相邻两个SA⑶井对之间的至少I口垂直监测井。
7.根据权利要求6所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:每个SAGD井组包括3?5个SAGD井对，每个SAGD井对由I 口注入井与I 口生产井组成，其中所述注入井与生产井为水平段相互平行、上下相互叠置的水平井。
8.根据权利要求1或2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:对每个SAGD井组采用注蒸汽循环、热溶剂循环、以及电磁、微波、高频脉冲、电加热方式进行预热。
9.根据权利要求1或2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:所述蒸汽组合物为至少50wt%的蒸汽与碳数为3?11的轻质烷烃溶剂、或柴油、汽油、煤油、石脑油、棕榈油等轻质油的一种或几种的组合物。
10.根据权利要求1或2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:所述非凝析气体为空气、氮气、二氧化碳、天然气、一氧化碳、氢气、硫化氢、氦气、烟道气的一种或几种混合气体。
11.根据权利要求1或2所述的稠油油藏SAGD开采方法，其特征在于:在交替注入非凝析气体与蒸汽组合物段塞之前先注入一个段塞的非凝析气体，其中所述段塞在地下体积为 10000 ?100000m3。
【文档编号】E21B43/24GK104265253SQ201410383837
【公开日】2015年1月7日 申请日期:2014年8月6日 优先权日:2014年8月6日
【发明者】吴永彬, 李秀峦 申请人:中国石油天然气股份有限公司