一种含气稠油油藏井下电加热开采原油的方法技术

本发明专利技术提供一种含气稠油油藏井下电加热开采原油的方法，包括以下步骤：(1)对含气稠油油藏内的水平井进行CO2蓄能体积压裂操作，使得水平段均匀发育水力压裂裂缝缝网；(2)向水平段压裂裂缝中铺设热敏支撑剂，形成传热网络；(3)向水平段井筒下入加热电缆，对水平段油层进行电加热，达到预设井筒温度；(4)开井回采并控制日产液量在预设范围内；(5)当日产油量小于预设值时，向井底注入降粘剂、气体和泡沫促发体系并焖井；(6)开井回采并控制日产液量在预设范围内；(7)重复步骤(5)和(6)，进行至少2个轮次吞吐生产，当单个轮次产油量小于下限值时，停止生产。所述方法提升了原油的流动性和采收率，改善了吞吐生产效果。改善了吞吐生产效果。改善了吞吐生产效果。

【技术实现步骤摘要】
一种含气稠油油藏井下电加热开采原油的方法


[0001]本专利技术属于原油开采
，涉及一种含气稠油油藏的开采方法，尤其涉及一种含气稠油油藏井下电加热开采原油的方法。

技术介绍

[0002]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，通常估算为5％
‑
8％；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。
[0003]对于粘度和流动阻力极大的稠油，水驱、化学驱或气驱等方法均无法开采或开采效果差，本领域技术人员主要采用热力采油方法。蒸汽吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油等注蒸汽方法是目前应用范围最广的热力采油方法，约有80％的稠油是依靠注蒸汽采出的。但是，注蒸汽热力采油方法主要存在以下问题：(1)地面和井筒热损失高，通常高达10
‑
30％以上；(2)蒸汽冷凝后的油水两相流动会影响稠油产量，且冷凝后的热水会吸收大量热量；(3)井底和地层内的蒸汽相分离及蒸汽超覆会降低热利用率和波及效率；(4)不适用于深层、海上、沙漠和强水敏油藏；(5)开采的中后期产量低、油汽比低、经济效益差，需要转换开发方法。特别地，采油平台空间有限的海上稠油油藏、水资源匮乏的沙漠稠油油藏及深层稠油油藏很难实施注蒸汽热采，目前主要靠常规冷采方法进行开采，采油速度和采收率低，亟待采用有效的稠油开发新方法。
[0004]此外，火烧油层开采技术是稠油热采的另一种重要的开采技术。该技术通过注气井点燃油层后，向油层连续注入空气助燃，形成移动燃烧带。火线前方原油受热降粘、蒸馏，蒸馏后的轻质油、蒸汽及燃烧所产生的二氧化碳等烟气在热力作用下向生产井运动，未被蒸馏的重质成分在高温条件下产生裂化、分解作用，最终成为焦炭，成为维持油层继续向前燃烧的燃料；高温作用下，油层束缚水及燃烧生成的水成为水蒸气，携带大量热量向前运动，再次驱替原油，形成一个多种驱动的复杂过程，把原油驱向生产井。被燃烧掉的裂解残渣仅为原油储量的10
‑
15％，较其他采油方式具有驱油效率高的优点，平均采收率可达50％以上，但是这种方法驱油机理复杂，操作相当困难，且不利于开采有裂缝的油藏。
[0005]CN101161987A公开了一种火烧吞吐开采稠油的工艺技术，采用电热器点火、天然气点火或自燃点火等点火技术，将油(水)井油层加热到450℃以上的温度，用空气压缩机向油(水)井内连续注入空气(富氧)15
‑
25天后停止点火，焖井5
‑
10天，开井生产(注水)，达到增产增注的目的。主要是针对高轮次吞吐开采井进行开采，也适用于未实施蒸汽吞吐开采的油(水)井。所述专利技术提供的火烧吞吐开采稠油的工艺技术并未提及点火前的通井过程，而未通井容易产生点火不均匀，且在井筒内有爆炸和回火的风险。此外，所述专利技术提供的工艺中需停止点火并焖井后进行开井生产(注水)，所述注水是指注水井注水驱油，而在注入空气(富氧)过程中或注入空气(富氧)后不注水，这样在进行火烧吞吐开采时，油井在焖井和采油期间处于高温环境，油井管柱容易产生高温损坏，且采出液温度过高。
[0006]由此可见，如何提供一种含气稠油油藏的开采方法，提升高粘度原油的流动性，改善吞吐生产效果，从而提高原油采收率，成为了目前本领域技术人员迫切需要解决的问题。

技术实现思路

[0007]本专利技术的目的在于提供一种含气稠油油藏井下电加热开采原油的方法，所述方法提升了高粘度原油的流动性，改善了吞吐生产效果，从而提高了原油采收率。
[0008]为达到此专利技术目的，本专利技术采用以下技术方案：
[0009]本专利技术提供一种含气稠油油藏井下电加热开采原油的方法，所述方法包括以下步骤：
[0010](1)对含气稠油油藏内的水平井进行CO2蓄能体积压裂操作，使得水平段均匀发育水力压裂裂缝缝网；
[0011](2)向步骤(1)所得水平段压裂裂缝中铺设热敏支撑剂，形成传热网络；
[0012](3)向水平段井筒下入加热电缆，对水平段油层进行电加热，达到预设井筒温度；
[0013](4)开井回采并控制日产液量在预设范围内；
[0014](5)当日产油量小于预设值时，向井底注入降粘剂、气体和泡沫促发体系并焖井；
[0015](6)开井回采并控制日产液量在预设范围内；
[0016](7)重复步骤(5)和(6)，进行至少2个轮次吞吐生产，当单个轮次产油量小于下限值时，停止生产。
[0017]其中，步骤(5)和(6)持续进行电加热，且控电方式与步骤(3)相同。
[0018]本专利技术提供的方法结合CO2蓄能体积压裂和电加热辅助天然衰竭生产，在油藏中产生大量分布的裂缝缝网，大幅提升了天然衰竭期间的产量；通过水平段均匀电加热促进了水平段的均衡动用；通过在压裂裂缝中铺设热敏支撑剂加速了油层的热量传递和升温，提升了原油流动性和产量；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扩大了泡沫油体系在油层中的作用范围，且电加热大幅降低了井筒附近原油粘度和入井原油流动阻力，改善了吞吐生产效果，从而提高了原油采收率。
[0019]优选地，步骤(1)所述CO2蓄能体积压裂操作在所述水平井上分为多段多簇进行，每段2
‑
3簇，且每段长度为40
‑
60m，例如可以是40m、42m、44m、46m、48m、50m、52m、54m、56m、58m或60m，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0020]优选地，步骤(1)所述CO2蓄能体积压裂操作的具体过程为：从所述水平井的井口向含气稠油油藏内依次注入液态CO2和前置液，使得裂缝开启。
[0021]优选地，所述液态CO2在单位长度水平段的注入量为1
‑
3m3/m，例如可以是1m3/m、1.2m3/m、1.4m3/m、1.6m3/m、1.8m3/m、2m3/m、2.2m3/m、2.4m3/m、2.6m3/m、2.8m3/m或3m3/m，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0022]优选地，所述前置液注入结束的判断标准为油藏压力达到油藏破裂压力以上5
‑
10MPa，例如可以是5MPa、5.5MPa、6MPa、6.5MPa、7MPa、7.5MPa、8MPa、8.5MPa、9MPa、9.5MPa或10MPa，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
[0023]优选地，步骤(2)所述铺设热敏支撑剂的具体过程为：向油藏内依次注入携砂液和顶替液，焖井后排液。
[0024]优选地，所述携砂液中的支撑剂包括碳纤维、氧化铝、氧化镁、氧化锌、氮化铝、氮
化硼或碳化硅中的任意一种或至少两种本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种含气稠油油藏井下电加热开采原油的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：(1)对含气稠油油藏内的水平井进行CO2蓄能体积压裂操作，使得水平段均匀发育水力压裂裂缝缝网；(2)向步骤(1)所得水平段压裂裂缝中铺设热敏支撑剂，形成传热网络；(3)向水平段井筒下入加热电缆，对水平段油层进行电加热，达到预设井筒温度；(4)开井回采并控制日产液量在预设范围内；(5)当日产油量小于预设值时，向井底注入降粘剂、气体和泡沫促发体系并焖井；(6)开井回采并控制日产液量在预设范围内；(7)重复步骤(5)和(6)，进行至少2个轮次吞吐生产，当单个轮次产油量小于下限值时，停止生产；其中，步骤(5)和(6)持续进行电加热，且控电方式与步骤(3)相同。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述CO2蓄能体积压裂操作在所述水平井上分为多段多簇进行，每段2
‑
3簇，且每段长度为40
‑
60m。3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述CO2蓄能体积压裂操作的具体过程为：从所述水平井的井口向含气稠油油藏内依次注入液态CO2和前置液，使得裂缝开启；优选地，所述液态CO2在单位长度水平段的注入量为1
‑
3m3/m；优选地，所述前置液注入结束的判断标准为油藏压力达到油藏破裂压力以上5
‑
10MPa。4.根据权利要求1
‑
3任一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)所述铺设热敏支撑剂的具体过程为：向油藏内依次注入携砂液和顶替液，焖井后排液；优选地，所述携砂液中的支撑剂包括碳纤维、氧化铝、氧化镁、氧化锌、氮化铝、氮化硼或碳化硅中的任意一种或至少两种的组合与陶粒的混合物；优选地，所述陶粒占支撑剂质量的25
‑
50％；优选地，所述顶替液注入结束的判断标准为油藏压力达到油藏破裂压力以上10
‑
20MPa；优选地，所述焖井的时间为40
‑
60天。5.根据权利要求1
‑
4任一项所述的方法，其特征在于，步骤(3)所述加热电缆为恒温加热电缆；优选地，所述恒温加热电缆的内部铺设有测温光纤；优选地，所述恒温加热光缆的每米加热功率为400
‑
2500W；优选地，步骤(3)所述预设井筒温度为100
‑
250℃。6.根据权利要求1
‑
5任一项所述的方法，其特征在于，步骤(4)与步骤(6)所述日产液量依据恒定的井底压差进行范围设定；优选地，所述井底压差控制在0.5
‑
3MPa。7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述日产液量的最高值计算公式为：
式中，μ
o
(T)为电加热井筒附近1m范围内的含气稠油粘度，mPa.s；B
o
为原油体积系数，无因次；C
w
为含水率，无因次；h为油层厚度，m；K
h
为油层垂向渗透率，μm2；L为水平段长度，m；ΔP为井底压差，10
‑1MPa；r
eh
为水平段供给半径，m；r
w
为井筒半径，m。8.根据权利要求1
‑
7任一项所述的方法，其特征在于，步骤(5)所述日产油量的预设值为2
‑
5m3；优选地，步骤(5)所述降粘剂包括石脑油和/或凝析油；优选地，步骤(5)所述气体包括CO2、N2、甲烷、天然气、空气或水蒸气中的任意一种或至少两种的组合；优选地，步骤(5)所述泡沫促发体系包括高耐油发泡剂和稳泡剂；优选地，所述高耐油发泡剂的耐油饱和度≥40％，且发泡高度≥2倍；优选地，所述高耐油发泡剂在泡沫促发体系中的浓度为0.5
‑
3wt％；优选地，所述稳泡剂在泡沫促发体系中的浓度为0.1
‑
1.5wt％；优选地，步骤(5)所述注入的具体过程为：先注入降粘...

【专利技术属性】
技术研发人员：吴永彬，蒋有伟，丁超，杨兆臣，赵长虹，吕柏林，卢迎波，邢向荣，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：