[发明专利]利用底水蒸汽驱开采油气提高单井经济效益方法

说明书

利用底水蒸汽驱开采油气提高单井经济效益方法，即通过控压、稳压方式加热油气藏地层水上部，预热油气藏，使地层水持续沸腾，利用油气藏底水蒸汽驱进行油气开采，其中，通过提高生产井单井控制储量及减少加热水平井数量的方法提高油藏单井累产油，通过以多分枝生产井替代单枝水平生产井、提高油藏预热温度、调控生产井排液量及电加热功率中一种或多种组合方式，抑制延缓底水侵入，提高原油水平径向流动速度，进一步提高单井控制储量提高后的油藏采收率及采油速度、降低吨油电费成本及能耗，进而提高单井经济效益。数模计算结果显示，80m×200m×600m多分枝水平生产井模型平均单井累产油18~27万吨，经济效益是80m×80m×200m小井距模型的3~5倍。

技术领域

本方法属于石油天然气工业行业中，通过加热油气藏底水层上部预热油气藏、产生底水蒸汽，利用原油升温降黏采油机理及底水蒸汽驱、底水热水驱、储层弹性压力驱等综合采油气驱动力开采油气方法。油气藏为各类天然含边底水油/气藏，也可以是人工从地面向油气藏注水形成的边/顶/底水油气藏。加热油气藏地层水方法，不限于电加热，可以是任何形式的能量转化成热能，通过加热地层水开采油气。

背景技术

CN201480001286.3及CN201911298237.1公开了一种利用水平井电加热油气藏底水层上部开采油气热采方法，其中，CN201480001286.3作为油藏集中热采方法，水资源消耗少，王义刚等，《水平井电加热油藏地层水热采方法可行性分析》，非常规油气，2018.2，Vol.5， No.1公开该方法80m×80m×300m数模采油效果：采出程度介于40%~53.8%±，吨油电费成本1341~1388元/吨，吨油能耗94~97×10⁵kJ/t，生产周期内采油速度5.7~7.7，适合油气藏底水层厚度薄或不发育，地面水资源不充足区域； CN201911298237.1方法，在上述集中热采方法集中预热基础上，增加采油阶段底水蒸汽驱驱油动力，即，在地层原油可动及生产压差作用条件下，通过控压、稳压、持续加热地层水方式，使地层水进入沸腾状态并持续产生底水蒸汽，形成以底水蒸汽驱、底水热水驱及储层弹性压力驱为主的综合开采油气驱动能量，弥补油气藏内地层能量亏空，提高各类含底水油气藏储量动用程度和采出程度，这种方法更适合底水发育油气藏，后期经过同样的80m×80m×300m热采数模论证（图1），采出程度可达81~86%，吨油电费成本950~1194元，能耗66.6~83.7×10⁵kJ/t，平均年采油速度6.2~7.8，通过电加热器节能及电加热水平井部署优化设计，可进一步节能1/3~1/2，吨油电费成本可降低至475~796元/吨，吨油能耗33.2~65.8×10⁵kJ/t。

理论分析及数模计算证实，这两种方法能够满足地层原油可动可采，采收率及采油速度高、吨油电费及能耗低。但其存在的问题是，模型计算井距小，由于电加热水平井算法不同，单井累产油介于2~5.7万吨，这对于像海上钻井平台这样作业面积小、钻井成本高的采油气区域，单井经济收益仍然无法满足要求。而在注蒸汽等传统热采方法中，200m×300m井网密度并不能取得理想热采开发效果，热量注不进、原油采不出、底水侵入等诸多客观因素制约油藏的采油效果，储量难动用、油藏采收率低、经济效益差等问题较陆地小井距热采开发效果更突出、更明显。

因此，探索底水蒸汽驱采油气方法是否适应大井距生产方式，多少单井控制储量是合适的，如何提高利用底水蒸汽驱开采油气方法中的单井经济效益，为本方案的重点解决内容。

发明内容

理论上说，通过加热底水预热油气藏，地层原油可达到充分热连通状态，原油可动可采，通过增加单控储量方法提高单井经济效益，是可以实现的。另一方面，一定体积的地层原油达到一定的预热效果，需提供的热能是一定的，由电加热水平井的数量、电加热的功率及加热时间决定。因此，为提高单井累产油、均匀加热底水层上部，减少加热井数，可采用多分枝加热水平井，延长加热时间、调整加热方式，以此达到提高单控储量、提升单井经济效益、满足实际生产需求的目的。