一种含气稠油油藏的原油开采方法与流程

本发明涉及原油开采，具体涉及一种含气稠油油藏的原油开采方法。

背景技术：

1、含气稠油油藏是指稠油油藏中天然含有溶解气，在天然衰竭冷采过程中，随着油层压力的下降，溶解气脱离原油，从而形成溶解气驱，鉴于含气稠油油藏在脱气后原油粘度快速上升，因此天然能量衰竭冷采的采收率极低；而脱气后的原油粘度通常高达1000～50000mpa.s，流动阻力极大，注入流体难以进入油层深部，开发效果较差。因此，如何提高含气稠油油藏的开采率，是亟待解决的技术难题。

技术实现思路

1、本发明的目的是克服现有技术的不足而提供一种开采率高的含气稠油油藏的原油开采方法，解决中深层含气高粘稠油油藏的高效开发和提高采收率技术问题。本发明提供的含气稠油油藏的原油开采方法，对含气稠油油藏进行co2蓄能体积压裂+电加热辅助天然衰竭生产，能在油藏中产生大量分布的体积缝网，能大幅提高天然衰竭期间的产量，通过水平段均匀加热促进水平段的均衡动用；通过高导热支撑剂则可以加速油层的热量传递和升温；通过控制排液量和生产压差来控制脱气速度，减缓脱气，延长气体在原油中的存在时间，提高原油流动性和产量；在天然衰竭后采用电加热辅助吞吐的方式进行生产，注入的泡沫油促发体系可以提高泡沫油体系在油层中的作用范围，电加热则可以大幅降低井筒附近原油粘度和入井原油流动阻力，提高吞吐生产效果，从而提高原油采收率。

2、本发明是通过以下技术方案予以实现的：

3、一种含气稠油油藏的原油开采方法，包括如下步骤：

4、(1)对含气稠油油藏内的水平井进行压裂操作，形成压裂裂缝缝网；

5、(2)向水平段压裂裂缝铺设热敏支撑剂，形成传热网络；

6、(3)向水平段井筒下入加热电缆，对水平段油层进行电加热，并达到预设井筒温度；

7、(4)开井回采并控制日产液量超过预设值；

8、(5)当日产油量达到预设值以下后，向井底注入降粘剂、气体和泡沫促发体系；

9、(6)停止注入并焖井；

10、(7)开井回采并控制日产液量超过预设值；

11、(8)重复第(5)～(7)步，进行多轮次吞吐生产，当单个轮次日产油量无法达到预设值时，停止生产。

12、优选地，步骤(1)中对含气稠油油藏内的水平井进行多段多簇的co2复合介质蓄能体积压裂操作，使水平段均匀发育水力压裂裂缝缝网。

13、更优选地，步骤(1)中所述多段多簇的co2复合介质蓄能体积压裂操作包括：

14、从水平段脚尖向脚跟方向进行分段逐级压裂，每段2～3簇，每段距离40～60m；从水平井口向所述含气稠油油藏注入液态co2复合介质，然后注入前置液，使裂缝开启。

15、更优选地，所述液态co2复合介质成分为co2、非凝析气、二甲醚及助剂的混合物。

16、更优选地，所述非凝析气包括烟道气、n2、甲烷和空气中的一种或者几种。

17、更优选地，所述co2与非凝析气在标准状况下的体积比为10:1～1:1。

18、更优选地，所述助剂为乙醇，质量浓度为10％-90％。

19、更优选地，所述二甲醚与助剂的体积比为5:1～9:1。

20、更优选地，所述co2与二甲醚的体积比为90:10～99:1。

21、更优选地，步骤(1)中单位长度水平段的co2复合介质在地下温度、压力条件下的注入量为1～3m3/m；所述前置液注入结束的判断标志为达到油藏破裂压力以上5～10mpa。

22、更优选地，所述前置液为滑溜水与盐酸的组合物，质量比为5:1～9:1，盐酸质量浓度为25-50％。

23、优选地，步骤(2)中所述热敏支撑剂包括携砂液。

24、更优选地，所述携砂液包括碳纤维、氧化铝、氧化镁、氧化锌、氮化铝、氮化硼和碳化硅中的至少一种与陶粒的混合物。

25、更优选地，碳纤维、氧化铝、氧化镁、氧化锌、氮化铝、氮化硼和碳化硅中的至少一种与陶粒的质量比为1:1～3:1。

26、优选地，步骤(2)中向水平段压裂裂缝铺设热敏支撑剂后，向油藏注入顶替液，直到油藏压力达到预设值，所述预设值为油藏破裂压力以上10～20mpa，注入完毕后，焖井40～60天开始排液。

27、更优选地，所述顶替液为50℃条件下粘度20-50mpa.s的稠化水。

28、优选地，步骤(3)中所述加热电缆为恒温加热电缆，表面温度为100～250℃。

29、更优选地，步骤(3)中所述加热电缆内部铺设1根测温光纤，监测水平段加热电缆表面温度，并反馈给地面控电柜进行智能功率调节；每米加热功率为400～2500w，表面温度为100～250℃。

30、优选地，步骤(3)中所述预设井筒温度为100～250℃。

31、步骤(4)中所述日产液量的预设值依据恒定井底压差确定。

32、为限制大量脱气，井底压差控制在1～3mpa；根据如下公式计算日产液量的预设值：

33、

34、其中μo(t)为电加热井筒附近1米范围内的含气原油粘度，mpa.s；与加热温度相关，不同温度下的含气粘度通过地面流变仪进行测试得到；

35、bo为原油体积系数，无因次；

36、cw为含水率，无因次；

37、h为油层厚度，m；

38、kh为油层垂向渗透率，um2；

39、l为水平段长度，m；

40、δp为井底压差，10-1mpa；

41、reh为水平段供给半径，m；

42、rw为井筒半径，m。

43、更优选地，井底压差δp为1～3mpa。

44、优选地，步骤(5)中日产油量预设值为2～5m3/d。

45、优选地，步骤(5)中所述降粘剂为油溶性降粘剂。

46、更优选地，所述降粘剂为一种或者多种油溶性降粘剂的组合物。

47、更优选地，所述降粘剂包括柴油、石脑油和凝析油中的至少一种。

48、优选地，步骤(5)中所述气体包括co2、n2、甲烷、烟道气、天然气、lng、空气和水蒸汽中的一种或几种。

49、优选地，步骤(5)中所述泡沫促发体系由发泡剂和稳泡剂组成，其中发泡剂浓度为0.5～3wt％，稳泡剂浓度为0.1～1.5wt％。

50、更优选地，所述发泡剂为高耐油发泡剂，耐油饱和度达到40％以上，发泡高度达到2倍以上。

51、优选地，步骤(5)中所述注入的方式为首先注入降粘剂段塞，注入量为0.01～0.05pv，然后气体和泡沫促发体系以0.01～0.03pv小段塞交替注入，气体和泡沫促发体系的总注入量为0.2～0.3pv。

52、优选地，在所述步骤(4)～(7)过程中，电加热持续进行，控电方式与步骤(3)相同，电缆表面温度与步骤(3)相同。

53、所述步骤(7)日产液量的控制方法与步骤(4)相同。

54、所述步骤(8)每个轮次日产油量的下限值与油价动态相关，当核算利润为0对应的产油量为该井吞吐轮次的日产油量下限。

55、本发明的有益效果是：

56、本发明在含气稠油油藏部署水平井，进行co2复合介质蓄能体积压裂，并向井筒水平段下入加热电缆，开展电加热辅助天然衰竭生产，前期评价比常规天然衰竭生产提高产量1.2倍，提高天然衰竭采收率4.3％；在天然衰竭生产结束后，再向油藏内注入降粘剂、气体和泡沫促发剂进行电加热辅助多轮次吞吐，形成二次泡沫油，大幅提高了吞吐产量和天然衰竭后的采收率。

57、在co2中添加复合介质进行蓄能体积压裂，复合介质可以有效地克服单纯的co2在压裂返排过程中，难以气化的缺陷，通过伴注复合介质，有利于气化co2，使其进入地层深部，并且在回采的过程中，能够通过气体的压缩特性，来蓄积弹性能量，提高压裂的效果，并延长衰竭开采的时间。

58、液态co2复合介质中添加非凝析气、二甲醚及助剂，由于二甲醚能够完全溶于水，也能溶解于液态co2，因此能够对复合介质的混相，起到很好的促进作用。拟混相的多组分复合介质，能够发挥单组分介质意想不到的作用，提高压裂的效果，同时提高压裂后衰竭生产的效果。