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一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法

阅读：1028发布：2020-07-28

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权利要求

1.一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法，其包括以下步骤：
(1)在浅层稠油油藏开采区域内设置水平注采井网，在同一垂直平面位置的油层内设置一口注入井和一口生产井，组成一个注采井对，所述注入井为水平注入井，所述生产井为水平生产井，该水平注采井网包括至少一对注采井对；
(2)通过注入井和生产井同时进行注蒸汽循环预热；
所述注入井和所述生产井均采用长油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循环预热方式，并且，最高注汽速度需确保水平段的环空的趾端和跟端之间的压差不超过0.05MPa，最低蒸汽干度需确保从长油管注入环空并到达水平段跟端的短油管入口处的蒸汽干度大于0；
当蒸汽循环预热进行的时间在60天以内时，所述注采井对的生产井水平段环空内的长油管注汽压力与注入井水平段环空内的长油管注汽压力相等，生产井水平段环空内的短油管的排液压力与注入井水平段环空内的短油管的排液压力相等；
所述注汽压力和所述排液压力均比丙烷的临界压力高0.5-1.0MPa；
当蒸汽循环预热的时间达到60天以后时，下部生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力和短油管的排液压力同时降低0.3MPa，但均高于丙烷的临界压力，并且，上部注入井内长油管的注汽压力和短油管的排液压力保持不变；
(3)当注入井的水平段和生产井的水平段之间的油层温度升高到预定温度后，注入井
3
和生产井同时停止循环预热，注入井开始连续注入丙烷，丙烷的注入速度为5000-25000m/d；
(4)生产井开始连续采油生产。
2.如权利要求1所述的开采方法，其中，所述浅层稠油油藏是指埋深在500m以内的稠油油藏。
3.如权利要求1所述的开采方法，其中，在所述步骤(1)中，所述注入井的水平段位于油层中部，所述生产井的水平段位于油层底部且距离底部界面1-2m，所述注入井的水平段与所述生产井的水平段之间的垂直距离为5-6m。
4.如权利要求1所述的开采方法，其中，在所述步骤(1)中，当油层厚度为15-20m时，所述水平注采井网相邻的注采井对之间的井距为60-100m；当油层厚度大于20m时，所述水平注采井网相邻的注采井对之间的井距为100-150m。
5.如权利要求1所述的开采方法，其中，在所述步骤(1)中，所述注入井和所述生产井的管柱均采用9英寸套管下悬挂7英寸筛管的管柱结构。
6.如权利要求5所述的开采方法，其中，所述注入井和所述生产井的筛管内均下入平行的长油管和短油管，长油管的直径为3.5英寸，短油管的直径为2.375英寸，并且，所述长油管下入到水平段趾端，所述短油管下入到水平段跟端。
7.如权利要求1或6所述的开采方法，其中，在所述步骤(3)中，预定温度是指注入井水平段和生产井水平段之间的油层温度升高到120℃以上，达到该预定温度后，注入井的短油管停止排液，注入井的短油管与长油管同时连续注入丙烷。
8.如权利要求1所述的开采方法，其中，在所述步骤(3)中，注入井水平段的注入压力高于丙烷的临界压力。
9.如权利要求1所述的开采方法，其中，在所述步骤(4)中，生产井的长油管停止注汽，生产井的短油管与长油管同时连续进行采油生产，并且，生产井水平段的井底流压高于丙烷的临界压力。
10.如权利要求1所述的开采方法，其中，在所述步骤(4)中，生产井水平段与注入井水平段之间的注采压差不超过0.5MPa。
11.如权利要求1所述的开采方法，其中，在所述步骤(4)中，当原油产量无经济效益时，注入井关井，逐步将生产井水平段的环空内的生产压力降低到0.6MPa，使丙烷低于临界压力后变为气相而被开采出来。
12.如权利要求7所述的开采方法，其中，在所述步骤(3)中，注入井水平段的注入压力高于丙烷的临界压力。
13.如权利要求7所述的开采方法，其中，在所述步骤(4)中，生产井的长油管停止注汽，生产井的短油管与长油管同时连续进行采油生产，并且，生产井水平段的井底流压高于丙烷的临界压力。
14.如权利要求7所述的开采方法，其中，在所述步骤(4)中，生产井水平段与注入井水平段之间的注采压差不超过0.5MPa。
15.如权利要求7所述的开采方法，其中，在所述步骤(4)中，当原油产量无经济效益时，注入井关井，逐步将生产井水平段的环空内的生产压力降低到0.6MPa，使丙烷低于临界压力后变为气相而被开采出来。

说明书全文

一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法

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，尤其涉及一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法，属于石油开采领域。

背景技术

[0002] 稠油是全球二十一世纪规模最大的原油资源类型。世界原油总储量大约为1.4-2.1万亿吨，其中70％为普通稠油、超稠油及油砂。稠油资源主要分布在加拿大、委内瑞拉、美国、中国等国家和地区，我国稠油资源量180亿吨，储量规模巨大。公开资料表明，稠油、油砂的产量将在未来20年达到世界原油产量的50％，成为世界能源供给的重要组成部分。世界各大油公司已把稠油开采技术研发与资源动用作为重大发展战略。

[0003] 由于稠油地下黏度高，流动困难，因此采用常规冷采方法产量低，采收率低，开发效果差。但是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、火烧油层、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)等热力开采技术。

[0004] 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。但蒸汽吞吐本质上是一种消耗地层能量的降压开采方法，对于浅层稠油油藏，尤其是油藏埋深小于500m的稠油油藏，由于油藏本身压力小，能量少，因此蒸汽吞吐周期时间短，经济有效周期少，采收率仅仅8％-15％。

[0005] 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，但由于需要连续不断地注入蒸汽，地面锅炉燃烧产生的温室气体排放量大；同时注入蒸汽向顶底盖层的热损失大，蒸汽能耗大，生产汽油比低，经济效益差；尤其对于厚层稠油油藏，由于蒸汽超覆造成油层下部原油动用率较低，蒸汽波及体积有限，最终采收率较低。

[0006] 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，但由于蒸汽流动性远高于液体，因此，蒸汽容易窜入下部生产井，造成水平段动用程度低。

[0007] 火烧油层技术是指通过向油层中注入空气，通过自燃点火或者人工点火，使空气在油层内与原油发生高温氧化反应产生热量以降低原油黏度。在罗马尼亚的Suplacude Barcau油田和印度的Mehsana油田得到了成功应用，在我国辽河油田高3块、高3-6-18块也开展了先导试验，由于火烧油层实施工艺复杂，需要在地下点火并维持高的注气量，此外，火驱火线调控较困难，目前尚未形成有效的火驱火线前缘调控技术，在火驱过程中，火线容易突破生产井井底，造成严重的安全隐患，因此现场成功率不高。

[0008] CN101004132A公开了一种注空气辅助蒸汽吞吐稠油开采技术，其是通过在蒸汽吞吐和蒸汽驱的过程中注入空气提高采收率和工程效益。该方法包括以下工艺步骤：钻井之后稠油层进行套管防砂完井，以抑制后期开采的出砂；完井过程中建成人工井底，以承受注蒸汽和高压空气时的高压；完井注入热蒸汽(200℃以上)，增加油层温度，降低稠油黏度；待油层温度升高后，可将空气注入同一油层，然后关井，使原油和氧气发生低温氧化反应放出热量并产生二氧化碳和氮气的混合气，增加驱油能量；氧化反应可裂解稠油改变原油组分，增加原油流动性和油品质量；空气中的氧气可大部分被氧化反应消耗掉，不产生油井氧气引爆引起的安全隐患；空气资源丰富，可降低成本。但该方法有三个主要问题：一是该方法仅提供了注空气辅助蒸汽吞吐开采工艺，但注空气辅助蒸汽吞吐本质上是一种依靠油藏能量的泄压开采技术，对于埋深小于500m的浅层稠油油藏，由于油藏压力能量很低，因此其采收率有限；二是虽然该方法适于蒸汽驱的过程，但未提及采取何种技术措施提高蒸汽驱热利用率，减少蒸汽驱热损失等关键技术问题；三是没有说明在注空气辅助蒸汽驱过程中如何控制注入的空气来避免产生油气和氧气混合气体引爆的安全隐患问题。

[0009] CN101403290A提供了一种聚合物凝胶驱油提高超稠油采油率的方法。该方法的工艺步骤包括：首先将交联剂母液与水相混合，得到预混物，混合比例为：交联剂母液∶水＝1∶1-1.2；将上述预混物与聚合物母液相混合，得到聚合物凝胶溶液，混合比例为预混物∶聚合物母液＝1∶500-3000；将上述聚合物凝胶注入进油田的注聚井井口，聚合物凝胶的浓度为1000ppm-7000ppm，注入压力为6MPa-10MPa。该方法用聚合物凝胶驱油，可以提高注入水的黏度，从而有效改善注入水和地层原油的流度比、扩大注入水的波及提及，提高原油采收率。但该方法有三个主要问题：一是由于超稠油是指地面脱气原油黏度大于50000厘泊的原油，该专利申请未公布聚合物凝胶配方体系的黏度，公开资料表明(胡勇，
3+
卢祥国.污水配制的Al 交联聚合物凝胶性能特征[J].油田化学，2004，21(4)：336-339)：
聚合物凝胶配方体系的黏度通常不超过50厘泊，因此该注入流体与油之间的流度比在
1000以上，如此高流度比条件下原油波及体积和提高采收率幅度值得商榷；二是该专利申请公开的实施例中未提及该方法提高采收率的应用效果；三是聚合物凝胶滞留在油层中将造成环境污染。

[0010] CN101122225A提供了一种用于立井注汽水平井采油的火驱采油方法。该方法是采用立井注蒸汽和水平井采油的复合井组布井方式，即6口立井注汽井注汽，两口采油井采油，或9口立井注汽井注汽，3口采油井采油。钻井时立井注汽井钻入油层1/2厚度上面注汽，水平井位于立井组油层1/2厚度的下部位置，利用上部立井注汽油层燃烧后产生的顶部压力挤压下部原油，而原油又依靠自重流向水平井段从采油井采出，该方法克服了存在油层内部高渗透通道易形成油层水平方向汽窜的弊端，可提高油层火驱最终采收率15％。但与CN101004132A所公开的技术方案一样，该专利申请所提出的方法未说明采用如何控制措施规避火线前缘突进生产井底引发爆炸的安全隐患问题。

发明内容

[0011] 为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种用于浅层稠油油藏的注丙烷开采方法，利用油层中部的水平井在高于丙烷临界压力条件下连续注入丙烷，油层底部的水平井连续生产，利用超临界丙烷与原油分子之间的对流扩散与传质作用，萃取出原油中的轻质、中质和重质组分，实现原油就地改质和大幅度提高采收率的目的，该方法具有采收率高、丙烷可循环利用、开采成本低、经济效益好、能耗低、低排放低、操作简单安全、绿色环保等特点。

[0012] 为达到上述目的，本发明提供了一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法，包括以下步骤：

[0013] (1)在浅层稠油油藏开采区域内设置水平注采井网，在同一平面位置(该平面位置是指垂直平面位置，注入井水平段位于生产井水平段的正上方)的油层内设置一对注入井和生产井；

[0014] (2)通过注入井和生产井同时进行注蒸汽循环预热；

[0015] (3)当注入井的水平段和生产井的水平段之间的油层温度升高到预定温度后，注入井和生产井同时停止循环预热，注入井开始连续注入丙烷，丙烷的注入速度随蒸汽腔的扩展逐渐增加，随蒸汽腔下降逐渐减少，一般地，丙烷的注入速度为5000-25000m3/d；

[0016] (4)生产井开始连续采油生产。

[0017] 注入井和生产井的设置方式可以根据本领域的常规方式进行，注入井为水平注入井，生产井为水平生产井，在油层中，注入井和生产井分别有一段水平段。一对注入井和生产井组成一对注采井对。在本发明中，一个水平注采井网包括至少一对注采井对。

[0018] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，浅层稠油油藏是指埋深在500m以内的稠油油藏。

[0019] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(1)中，注入井的水平段位于油层中部，生产井的水平段位于油层底部且距离底部界面1-2m，注入井的水平段与生产井的水平段之间的垂直距离为5-6m。

[0020] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(1)中，当油层厚度较小，则减少水平注采井网内相邻注采井对之间的井距布井，当油层厚度较大，则增加相邻注采井对之间的井距布井。一般地，当油层厚度为15-20m时，水平注采井网相邻的注采井对之间的井距为60-100m；当油层厚度大于20m时，水平注采井网相邻的注采井对之间的井距为100-150m。

[0021] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(1)中，注入井和生产井的管柱均采用9英寸(in)套管下悬挂7英寸筛管的管柱结构。

[0022] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，注入井和生产井的筛管内均下入平行的长油管和短油管，长油管的直径为3.5英寸，短油管的直径为2.375英寸，并且，长油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端。

[0023] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(2)中，注入井和生产井均采用长油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循环预热方式，并且，最高注汽速度需确保水平段环空的趾端和跟端之间的压差不超过0.05MPa，最低蒸汽干度需确保从长油管注入环空并到达水平段跟端的短油管入口处的蒸汽干度大于0。一般地，蒸汽循环预热期间，注汽速度可以控制在60-120吨/天。

[0024] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(2)中，当蒸汽循环预热进行的时间在60天以内时(一般地，蒸汽循环预热时间为120-160天，这里的60天以内指的是蒸汽循环预热的过程中的时间)，注采井对的生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力与生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力相等，下部生产井水平段的环空内的短油管的排液压力与上部生产井水平段的环空内的短油管的排液压力相等。

[0025] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，注汽压力和排液压力均比丙烷的临界压力(4.25MPa)高0.5MPa以上，优选为0.5-1.0MPa。

[0026] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(2)中，当蒸汽循环预热的时间达到60天以后时，生产井水平段的环空内的长油管注汽压力和短油管的排液压力同时降低0.3MPa(可以通过调节降低注汽量速度来降低注汽压力和改变更换更大的油嘴尺寸来降低排液压力)，但均高于丙烷的临界压力，并且，注入井内长油管的注汽压力和短油管的排液压力保持不变。使注入井的水平段与生产井的水平段之间建立0.3MPa的压差，可以加速水平段之间的热传递，提高原油流动性。生产井长油管与注入井长油管的注汽压力可以通过调整注汽速度来实现，生产井短油管与注入井短油管的排液压力可以通过调整油嘴尺寸来调节排液量，从而实现调节排液压力的目的。

[0027] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(3)中，预定温度是指注入井水平段和生产井水平段之间的油层温度升高到120℃以上，达到该预定温度后，注入井的短油管停止排液，注入井的短油管与长油管同时连续注入丙烷。

[0028] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(3)中，注入井水平段的注入压力高于丙烷的临界压力(4.25MPa)；这个可以通过提高注汽速度实现。

[0029] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(4)中，生产井的长油管停止注汽，生产井的短油管与长油管同时连续进行采油生产，并且，生产井水平段的井底流压高于丙烷的临界压力(4.25MPa)；可以通过改变油嘴尺寸来实现，油嘴尺寸越大，排液速度越高，水平段的井底流压越低。

[0030] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(4)中，生产井水平段与注入井水平段之间的注采压差(注汽压力与排液压力之差)不超过0.5MPa；水平段注汽压力减去水平段排液压力等于注采压差，注汽压力可以通过调整注入速度来实现，排液压力可以通过调整油嘴尺寸来实现。

[0031] 在本发明提供的上述开采方法中，优选地，在步骤(4)中，当原油产量无经济效益时(一般地，按油价75美元/桶计算，水平井日产油的经济极限为2吨/天，当低于此极限时，就可以认为没有经济效益)，注入井关井，逐步将生产井水平段的环空内的生产压力降低到0.6MPa，使丙烷低于临界压力后变为气相而被开采出来。

[0032] 本发明所提供的浅层稠油油藏注丙烷开采方法具有以下技术效果：

[0033] (1)本发明所提供的开采方法采用注蒸汽等压差后转低压差预热循环的方式，能够有效地加热注采井水平段之间的原油，促进水平段之间流体的连通，避免了注入丙烷冷采初期原油流动阻力大、注采井水平段之间连通困难等问题，实现了快速上产、丙烷腔快速上升的目的；

[0034] (2)由于注采井水平段之间垂直距离约为5m，因此循环预热达到预定温度所需时间较短，蒸汽注入量有限，地面锅炉尾气排放量小，对环境污染小；

[0035] (3)注入压力和生产压力在丙烷临界压力4.25MPa以上，使得超临界的丙烷在油层中为轻于稠油的液相，有效避免了丙烷挥发产生气窜，因此生产井不会发生气窜风险，使得生产井操作简单，而相比蒸汽辅助重力泄油过程中，蒸汽的汽窜是影响水平段动用程度的重要因素；

[0036] (4)通过丙烷与原油分子之间的对流扩散与传质作用，有效萃取出原油的轻质、中质和重质组分，从而大幅度降低原油黏度，提高原油流动能力，实现原油就地改质，最终采收率可以达到85％以上，除了少量沥青质沉积于油层岩石表面外，其余组分均被采出；

[0037] (5)在生产过程中，随原油一同采出来的丙烷到达地面后，在低于临界压力的大气压条件下迅速变为气相脱离原油，因此不需要复杂的脱气工艺；脱离出来的丙烷被重新注入油层，不断循环使用，可以实现丙烷的高效利用，显著降低操作成本；

[0038] (6)在生产末期，通过关闭注入井，降低生产井井底流压，使油层压力降低到丙烷临界压力以下，丙烷在油层中发生相变成为气相，体积发生剧烈膨胀而被生产井采出，从而最大限度减少了油层孔隙中滞留的丙烷，降低了丙烷损失和开采成本。

[0039] 相对与其它稠油开采技术，本发明所提供的浅层稠油油藏注丙烷开采方法还具有以下技术优势：

[0040] (1)相比稠油油藏注入CO2开采方法，由于CO2具有较强的腐蚀作用，对管柱和管线要求高，完井、生产、以及地面等设施均需要防腐材料，成本较高，而本发明采用注入丙烷的方式，丙烷无腐蚀作用，对管线要求较低；

[0041] (2)在稠油油藏注入氮气的开采方法中，由于氮气为非凝析气体，无法与原油混相，在较高的气液流度比下，氮气容易发生气窜，驱油效率和采收率较低，而本发明所提供的开采方法采用的丙烷的临界压力低，且与原油能完全混相，可实现低压混相开采；

[0042] (3)在稠油注空气低温氧化方法中，由于原油低温氧化所需油层温度在50℃以上，因此浅层稠油油藏无法实现低温氧化反应，注空气采收率有限，此外，产出井口的气体中氧气含量超标时，有爆炸危险，因此不适用于浅层稠油油藏，而本发明所提供的开采方法采用注丙烷的方式，其开发效果和采收率不受油藏温度的限制。附图说明

[0043] 图1为实施例1所提供的注丙烷开采方法所采用的水平注采井网的示意图；

[0044] 图2a-图2c分别为丙烷腔上升、扩展及下降阶段的示意图。

[0045] 主要附图标号说明：

[0046] 注入井 1 生产井 2 产出气液分离罐 3[0047] 油水分离器 4 丙烷压缩机组 5 注入井套管 6[0048] 注入井短油管 7 注入井长油管 8 注入井筛管 9[0049] 生产井套管 10 生产井短油管 11 生产井长油管 12[0050] 生产井筛管 13 上覆地层 14 油层 15[0051] 丙烷注入管线 16 生产井产液管线 17 油水混合物输运管线 18[0052] 脱水油外输管线 19 丙烷回注管线 20 注入井测试电缆 21[0053] 注入井测试点 22 生产井测试电缆 23 生产井测试点 24[0054] 丙烷腔 25 丙烷腔 26

具体实施方式

[0055] 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。

[0056] 实施例1

[0057] 本实施例提供一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法，该浅层稠油油藏的主力油层埋藏浅，平均埋深为300m，原始油藏压力为2.8MPa，原始油藏温度为19℃；原油黏度高，油层温度下脱气原油黏度为105万厘泊，油层有效厚度平均为15m。

[0058] 本实施例提供的浅层稠油油藏注丙烷开采方法包括以下具体步骤：

[0059] A、部署水平注采井网

[0060] 首先在该浅层稠油油藏的主力稠油层15内部署注入井(水平注入井)1和生产井(水平注入井)2，注入井1和生产井2位于同一平面位置，该水平注采井对与相邻水平注采井对之间的距离为80m，油层15的上方为上覆地层14；

[0061] 注入井1与生产井2均下入直径为9in的中间套管，分别为注入井套管6和生产井套管10，套管下面用筛管悬挂器接直径为7in的割缝筛管，分别为注入井1水平段的注入井筛管9和生产井2水平段的生产井筛管13，注入井筛管9的长度为500m，生产井筛管13的长度为500m，生产井筛管13与油层15底界的距离为1m，注入井筛管9与生产井筛管13之间的垂直距离为5m；

[0062] 在钻井过程中，为了确保注入井筛管9与生产井筛管13之间的垂直距离为5m，利用磁导向精确控制井轨迹；

[0063] 注入井1与生产井2内均下入相互平行的短油管与长油管，分别为注入井短油管7、注入井长油管8、生产井短油管11和生产井长油管12，短油管直径为2.375in，长油管直径为3.5in，短油管下入水平段跟端，长油管下入水平段趾端，短油管与长油管均为连续油管；

[0064] 在水平注入井1的水平段的环空内均匀分布11个热电偶测温点和测压点，即注入井水平段温度(压力)测试点22，通过注入井水平段测试电缆21将其与地面测试装置连接；在水平生产井2的水平段的环空内均匀分布11个热电偶测温点和测压点，即生产井水平段温度(压力)测试点23，通过生产井水平段测试电缆24将其与地面测试装置连接；

[0065] 在地面设置产出气液分离罐3、油水分离器4以及丙烷压缩机组5，其中，产出气液分离罐3通过生产井产液管线17与生产井2的井口连接，产出气液分离罐3通过丙烷回注管线20与丙烷压缩机组5连接，产出气液分离罐3通过油水混合物输运管线18与油水分离器4连接，油水分离器4连接有脱水油外输管线19，丙烷压缩机组5通过丙烷注入管线16与注入井1的井口连接。

[0066] 上述水平注采井网的示意图如图1所示。

[0067] B、注蒸汽循环预热

[0068] 通过注入井长油管8与生产井长油管12同时连续注入蒸汽，井口蒸汽干度为80％，注汽速度为100吨/天，井底注汽压力为5.3MPa，通过注入井短油管7与生产井短油管11同时连续排液，短油管井底排液压力为5.2MPa，开始等压注蒸汽循环预热；

[0069] 循环预热60天后，注入井长油管8的注汽压力与注入井短油管7的排液压力不变，生产井长油管12的井底注汽压力下降到5.0MPa(下降了0.3MPa)，生产井短油管11的井底排液压力下降到4.9MPa(下降了0.3MPa)，开始低压注蒸汽循环预热，加速注入井筛管9与生产井筛管13之间的热连通与流体连通；

[0070] 循环预热达到150天时，注入井筛管9与生产井筛管13之间的油层中间温度上升到120℃，原油黏度下降到100厘泊以下；生产井排液数据表明，生产井短油管11排出液含水率从100％下降到了85％，油层内的原油从生产井筛管13流入环空的量明显增加，表明注采井间的油层原油流动能力已经大大增加，已经达到了预热效果，因此注入井短油管7停止排液，生产井长油管12停止注入蒸汽，注蒸汽循环预热结束。

[0071] C、连续注采阶段

[0072] 注入井短油管7与注入井长油管8同时连续注入丙烷，井底注入压力均为5.3MPa，高于丙烷临界压力4.25MPa，丙烷以液相注入油层15；生产井短油管11与生产井长油管12同时连续排液，井底排液压力均为4.8MPa，高于丙烷临界压力4.25MPa，注入井1水平段与生产井2水平段之间的注采压差保持在0.5MPa；

[0073] 注入井短油管7的注入速度与注入井长油管8的注入速度的比例为1∶2，生产井短油管11的排液速度与生产井长油管12的排液速度的比例为1∶2；

[0074] 在确保压力稳定的前提下，注入速度根据注入压力来确定，由于刚开始丙烷腔(丙烷腔的形成及变化原理是在注入井中注入高于临界压力的丙烷，由于丙烷重度远小于油层内原油的重度，因此丙烷由于重力分异作用向上超覆，而溶解丙烷的原油其黏度大幅度降低，流动能力明显提高，在重力分异作用下流入油层下部的生产井。不断超覆的丙烷在地层中形成丙烷腔，在注入压力和重力分异双重作用下，丙烷腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生质量交换；当丙烷腔的横向扩展力小于丙烷自身重力时，丙烷腔开始下降，最终下降到生产井底)较小，泄油面积较小，因此丙烷注入速度较低，仅为100吨/天，随着丙烷与原油分子之间不断的对流扩散与传质，原油中的轻质、中质、重质组分不断被萃取成为高流动性的油流，在原油重力作用下，高流动性的原油进入油层底部的生产井而被采出。由于丙烷分子质量与密度均比稠油低，因此，如图2a-图2c所示(这三幅图为截面示意图)，其为丙烷腔上升、扩展及下降阶段的示意图，丙烷腔26外侧的灰色部分代表地层，丙烷腔26在密度差和重力分异作用下开始纵向上升，当丙烷腔26纵向上升到油层顶部后，开始横向扩展，随着丙烷腔26的不断扩展，丙烷的注入速度不断提高，该油层条件下利用本注采井对井身结构，注入井1最高注入速度达到了350吨/天，生产井2的排液速度受生产井2井底流压控制，最高排液速度达到了380吨/天。

[0075] 在开采过程中，进入生产井2被一同采出的丙烷进入地面产出气液分离罐3，由于产出气液分离罐3中的压力为1个大气压，低于丙烷临界压力，因此丙烷迅速发生相变后挥发成为气体而与原油分离，分离出来的丙烷气体经由丙烷回注管线20进入丙烷压缩机组5，丙烷压缩机组5将回采的丙烷经由丙烷注入管线16分别从注入井短油管7和注入井长油管8重新注入油层15，而分离了丙烷的油水混合物经由油水混合物输运管线18进入油水分离器4，进行进一步分离脱水后通过脱水油外输管线19外输。

[0076] D、生产结束阶段

[0077] 丙烷腔横向扩展到40m处与相邻井对的丙烷腔相交，之后丙烷腔在丙烷与原油重力与泄油方向作用下开始逐渐下降，丙烷的注入速度和原油产量均开始进入递减阶段；当丙烷腔下降到生产井筛管13附近时，日产油量下降到2吨/天左右，产出液中的丙烷的体积百分比达到90％以上，表明该井对所在油层中的原油控制储量已经基本上被采出，采收率达到85％以上，注采井对进入了生产结束阶段。

[0078] 为了提高经济效益，需要尽可能采出丙烷，减少丙烷在油层孔隙中的滞留，由于生3
产井2井底压力控制在4.8MPa，油层中的丙烷呈液态，该压力条件下其比容为0.0044m/
3
kg，当生产井2井底流压下降到0.6MPa时，丙烷挥发成气态，其比容为0.079m/kg，比
4.25MPa时体积膨胀了17倍，因此，生产井2井底流压下降到0.6MPa后，油层孔隙及丙烷腔中液态的丙烷体积将剧烈膨胀，油层中单位孔隙体积中滞留的丙烷气体质量大大减少，大量丙烷被采出。为此，在生产结束阶段，采取降低生产井井底流压的策略，将生产井井底流压下降到0.6MPa，使丙烷从液相转变为气相，实现高度回收，计算结果表明，丙烷回收率达到92％。

[0079] 表1为本实施例的生产与经济效益情况统计。如表1所示，从生产情况来看，采用水平井蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开发方式，经济有效生产时间约为8.5年，累计产油量约4
为7.55×10t，最终采收率约为43.1％，而采用本实施例提供方法的经济有效生产时间为
4
9年，累计产油量为15.24×10t，最终采收率为87.0％，比前者大幅度提高了43.9个百分点。从经济效益对比来看，以油价50美元/桶计算，采用水平井蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开发方式由于需要连续注入大量蒸汽，地面锅炉产生蒸汽成本较高，目前产生每吨蒸汽成本为14元，因此产油成本较高，财务净现值NPV为6189万元，内部收益率IRR为23％，需要
3.2年收回投资；而采用本实施例的开采方法，由于产出丙烷全部回注，最终丙烷回收率达到92％，只有8％的丙烷滞留在油层中，因此开采成本远远低于注蒸汽成本；同时，本实施例的方法注入方式简单，操作费大大减少，因此本实施例的方法最终财务净现值NPV达到了24477万元，内部收益率IRR达到97％，1.5年即可收回投资。

[0080] 表1

[0081]

[0082] 实施例2

[0083] 本实施例提供了一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法，该浅层稠油油藏是新疆油田风城浅层稠油油区八道湾组的油层，该稠油油区的主力油层平均埋深为220m，油层有效厚度平均为17m，原始油藏压力为2.0MPa，原始油藏温度为17℃，油层温度下脱气原油黏度为87万厘泊。

[0084] 本实施例提供的浅层稠油油藏注丙烷开采方法包括以下具体步骤：

[0085] A、部署水平井

[0086] 首先在该浅层稠油油藏的主力稠油层15内部署注入井(水平注入井)1和生产井(水平注入井)2，注入井1和生产井2位于同一平面位置，该水平注采井对与相邻水平注采井对之间的距离为80m，油层15的上方为上覆地层14；

[0087] 注入井1与生产井2均下入直径为9in的中间套管，分别为注入井套管6和生产井套管10，套管下面用筛管悬挂器接直径为7in的割缝筛管，分别为注入井1水平段的注入井筛管9和生产井2水平段的生产井筛管13，注入井筛管9的长度为500m，生产井筛管13的长度为500m，生产井筛管13与油层15底界的距离为1m，注入井筛管9与生产井筛管13之间的垂直距离为5m；

[0088] 在钻井过程中，为了确保注入井筛管9与生产井筛管13之间的垂直距离为5m，利用磁导向精确控制井轨迹；

[0089] 注入井1与生产井2内均下入相互平行的短油管与长油管，分别为注入井短油管7、注入井长油管8、生产井短油管11和生产井长油管12，短油管直径为2.375in，长油管直径为3.5in，短油管下入水平段跟端，长油管下入水平段趾端，短油管与长油管的类型均为连续油管；

[0090] 在水平注入井1的水平段的环空内均匀分布11个热电偶测温点和测压点，即注入井水平段温度(压力)测试点22，通过注入井水平段测试电缆21将其与地面测试装置连接；在水平生产井2的水平段的环空内均匀分布11个热电偶测温点和测压点，即生产井水平段温度(压力)测试点23，通过生产井水平段测试电缆24将其与地面测试装置连接；

[0091] 在地面设置产出气液分离罐3、油水分离器4以及丙烷压缩机组5，其中，产出气液分离罐3通过生产井产液管线17与生产井2的井口连接，产出气液分离罐3通过丙烷回注管线20与丙烷压缩机组5连接，产出气液分离罐3通过油水混合物输运管线18与油水分离器4连接，油水分离器4连接有脱水油外输管线19，丙烷压缩机组5通过丙烷注入管线16与注入井1的井口连接。

[0092] 上述水平注采井网的示意图如图1所示。

[0093] B、注蒸汽循环预热启动

[0094] 通过注入井长油管8与生产井长油管12同时连续注入蒸汽，井口蒸汽干度为75％，注汽速度为100吨/天，井底注汽压力为5.3MPa，通过注入井短油管7与生产井短油管11同时连续排液，短油管井底排液压力为5.2MPa，开始等压注蒸汽循环预热；

[0095] 循环预热60天后，注入井长油管8的注汽压力与注入井短油管7的排液压力不变，生产井长油管12的井底注汽压力下降到5.0MPa(下降了0.3MPa)，生产井短油管11的井底排液压力下降到4.9MPa(下降了0.3MPa)，开始低压注蒸汽循环预热，加速注入井筛管9与生产井筛管13之间的热连通与流体连通；

[0096] 循环预热达到130天时，注入井筛管9与生产井筛管13之间的油层中间温度上升到120℃，原油黏度下降到100厘泊以下；生产井排液数据表明，生产井短油管11排出液含水率从100％下降到了87％，油层内的原油从生产井筛管13流入环空的量明显增加，表明注采井间的油层原油流动能力已经大大增加，已经达到了预热效果，因此注入井短油管7停止排液，生产井长油管12停止注入蒸汽，注蒸汽循环预热结束。

[0097] C、连续注采阶段

[0098] 注入井短油管7与注入井长油管8同时连续注入丙烷，井底注入压力均为5.3MPa，高于丙烷临界压力4.25MPa，丙烷以液相注入油层15；生产井短油管11与生产井长油管12同时连续排液，井底排液压力均为4.8MPa，高于丙烷临界压力4.25MPa，注入井1水平段与生产井2水平段之间的注采压差保持在0.5MPa；

[0099] 注入井短油管7的注入速度与注入井长油管8的注入速度的比例为1∶2，生产井短油管11的排液速度与生产井长油管12的排液速度的比例为1∶2；

[0100] 在确保压力稳定的前提下，注入速度根据注入压力来确定，随着丙烷腔的不断扩展，丙烷的注入速度不断提高，该油层条件下利用本注采井对井身结构，注入井1最高注入速度达到了390吨/天，生产井2的排液速度受生产井2井底流压控制，最高排液速度达到了410吨/天；

[0101] 在开采过程中，进入生产井2被一同采出的丙烷进入地面产出气液分离罐3，分离出来的丙烷气体经由丙烷回注管线20进入丙烷压缩机组5，丙烷压缩机组5将回采的丙烷经由丙烷注入管线16分别从注入井短油管7和注入井长油管8重新注入油层15，而分离了丙烷的油水混合物经由油水混合物输运管线18进入油水分离器4，进行进一步分离脱水后通过脱水油外输管线19外输。

[0102] D、生产结束阶段

[0103] 丙烷腔横向扩展到50m处与相邻井对的丙烷腔相交，之后丙烷腔在丙烷与原油重力与泄油方向作用下开始逐渐下降，丙烷的注入速度和原油产量均开始进入递减阶段；当丙烷腔下降到生产井筛管13附近时，日产油量下降到2吨/天左右，产出液中丙烷的体积百分比达到90％以上，表明该井对所在油层中的原油控制储量已经基本上被采出，采收率达到87％以上，注采井对进入了生产结束阶段。

[0104] 为了提高经济效益，需要尽可能采出丙烷，减少丙烷在油层孔隙中的滞留，在生产结束阶段，采取降低生产井井底流压的策略，将生产井井底流压下降到0.6MPa，使丙烷从液相转变为气相后发生体积膨胀而被采出地面，实现高度回收，计算结果表明，丙烷回收率达到93％。

[0105] 表2为本实施例的生产与经济效益情况统计。如表2所示，从生产情况来看，采用水平井蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开发方式，经济有效生产时间约为9.9年，累计产油量约为4
10.24×10t，最终采收率约为41.3％，而本实施例的方法经济有效生产时间约为11年，累
4
计产油量约为21.98×10t，最终采收率约为88.6％，比前者大幅度提高了44.7个百分点。
从经济效益对比来看，以油价50美元/桶计算，采用水平井蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开发方式由于需要连续注入大量蒸汽，地面锅炉产生蒸汽成本较高，目前产生每吨蒸汽成本为14元，因此产油成本较高，财务净现值NPV为8814万元，内部收益率IRR为21％，需要2.9年收回投资；而采用本实施例的开采方法，由于产出丙烷全部回注，最终丙烷回收率达到93％，只有7％的丙烷滞留在油层，因此开采成本远远低于注蒸汽成本；同时，本实施例的开采方法注入方式简单，操作费大大减少，因此本实施例的开采方法最终财务净现值NPV达到了
37067万元，内部收益率IRR达到99％，1.4年即可收回投资。

[0106] 表2

[0107]

[0108] 因此，从生产过程来看，本实施例的开采方法操作成本低廉，从生产效果来看，本实施例的开采方法取得的原油采收率远远高于蒸汽吞吐转蒸汽驱的采收率，从经济效益来看，本实施例的开采方法因其低能耗低排放的优点，可以取得很好的经济效益，具有很强的抗风险能力。

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一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法

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