一种注超临界溶剂开采超稠油的方法发明专利

专利名称：一种注超临界溶剂开采超稠油的方法

专利类型：发明专利

专利申请号：CN202010716524.6

专利申请（专利权）人：中国石油天然气股份有限公司
权利人地址：北京市东城区东直门北大街9号

专利发明（设计）人：张胜飞,李秀峦,王红庄,苟燕,张忠义,沈德煌,孙新革

专利摘要：本发明提供了一种注超临界溶剂开采超稠油的方法。所述方法包括如下步骤：(1)向井内注入蒸汽；(2)注入蒸汽结束后，向井内注入超临界溶剂，并维持气液界面生产。本发明方法溶剂易于回收分离并循环使用，无毒害，对环境无污染；本发明方法没有水敏伤害；本发明方法没有水处理需求；本发明方法可大幅降低能耗，提高经济效率；本发明方法可大幅降低残余油饱和度，提高采收率。

主权利要求：
1.一种注超临界溶剂开采超稠油的方法，其中，所述方法包括如下步骤：(1)向井内注入蒸汽，完成井间联通，并持续注入蒸汽至蒸汽腔高度发育至油藏厚度的
1/3‑2/3；
(2)注入蒸汽结束后，在相同温度、压力下向井内注入超临界溶剂，并维持气液界面生‑产；所述超临界溶剂满足如下条件：汉森溶解度小于20，泄油前缘温度下扩散系数大于10
6 2
cm/s，溶剂质量分率为2％时溶剂与原油混合物黏度低于10mPa·S；注入超临界溶剂的注入压力高于超临界溶剂的临界压力，且注入超临界溶剂的注入压力和超临界溶剂的临界压力差值大于等于100KPa；所述超临界溶剂选自丙烷、丁烷、丙酮、乙醚、甲苯、石油醚、环己烷、正己烷和正戊烷中的一种或多种的混合。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)是在定压下进行注采。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(1)还包括选井和布井的步骤，然后再向井内注入蒸汽。
4.根据权利要求3所述的方法，其中，步骤(1)选井的依据包括油藏条件下脱气原油粘度低于500000mPaS，沥青质含量低于5wt％，泥质含量小于15wt％。
5.根据权利要求3所述的方法，其中，步骤(1)布井方式包括双水平井或直井‑水平井组合。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)包括将生产产出的流体经过初级降压后进行气液分离，对气相部分加压，液化部分作为超临界溶剂循环使用，不可液化部分作为燃气燃烧。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)包括将生产产出的流体经过初级降压后进行气液分离，液相部分经过降粘处理送至集油站处理。
8.根据权利要求1所述的方法，其中，步骤(2)在生产过程中当油溶剂比显著下降时，开始伴注非凝结气，并降低溶剂腔压力，以强化溶剂回收。
9.根据权利要求8所述的方法，其中，步骤(2)在生产过程中当油溶剂比下降至0.1时，开始伴注非凝结气。
10.根据权利要求8或9所述的方法，其中，所述非凝结气选自氮气、甲烷、天然气、二氧化碳和烟道气中的一种或多种的混合。 说明书 : 一种注超临界溶剂开采超稠油的方法技术领域[0001] 本发明涉及油藏开采领域，具体的说，本发明涉及一种注超临界溶剂开采超稠油的方法。背景技术[0002] 世界范围稠油储量巨大，目前稠油开发的主流技术是蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD及其改进的方法。通过蒸汽将大量的热量带入油藏中，加热原油并大幅降低原油黏度。SAGD(蒸汽辅助重力泄油)是在油藏底部部署双水平井，从上部水平井连续注蒸汽，下部水平井连续产油。蒸汽在超覆作用下不断向上扩展，遇到冷油藏冷凝，放出潜热，凝结水和受热原油在重力作用下向下部生产井流动，在井下泵抽、气举等举升作用下，油水混合物到达地面，经过破乳油水分离，从而得到超稠油。SAGD充分发挥了水平井储层控制能力强、产油速度高的优点，同时结合了重力泄油技术采收率高的优势，是目前开发超稠油的主体技术，在国内外超稠油、油砂的开发中得到了广泛的应用。然而由于埋藏相对较深，管线沿程热损失大，井底蒸汽干度低，而有效加热油藏的是干蒸气，大量热水无效循环。此外，由于油层薄，注入蒸气上覆，大量蒸气在油层顶部与盖层结合部位冷凝，部分蒸气释放的潜热大部分被盖层吸收，无法有效加热油藏。由于SAGD项目的蒸汽消耗量大，需要燃烧大量天然气产生蒸汽，在高油价时期，投入产出比依然可观。但低油价背景下，部分SAGD项目经济效率相对较差的问题逐渐暴露出来，部分油公司纷纷退出了SAGD生产经营。同时SAGD生产各个环节产生大量温室气体，随着政策监管逐步趋严，温室气体的排放标准越来越高，技术改进升级势在必行。[0003] 而采用溶剂冷采过程，在低温下操作，不存在热损失问题。溶剂与稠油有良好的互溶性，其粘度密度低于稠油，当其溶于稠油时可大幅降低原油粘度，从而加速泄油。可达到降低薄层超稠油开发能耗的目的，极大的降低能耗、减少温室气体排放。以vapex、csi为代表的溶剂技术自概念提出至今受到了学术界的广泛关注，由于实际应用中产油速率、产出程度、开发效率低，无法获得经济产量没有得到工业化推广应用。需要开展技术攻关，优化适当的注采条件，以获得接近、甚至优于热采的开发效果。[0004] 在此背景下，利用热‑溶剂协同降粘的技术思路越来越受到重视，尤其是完全无水的热溶剂过程。无水的热溶剂应用最大的挑战之一是溶剂成本较高，溶剂需要就地进行分离并循环使用，以降低成本。无水的热溶剂应用的另一个挑战就是选择合适的溶剂和操作参数，使得溶剂有合适的相行为，溶剂既能携带热能，又能发生相变进行有效传质。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注超临界溶剂开采超稠油的方法，在稠油开发中其能够大幅减少能耗、提高采收率。[0006] 为达上述目的，本发明提供了一种注超临界溶剂开采超稠油的方法，其中，所述方法包括如下步骤：[0007] (1)向井内注入蒸汽；[0008] (2)注入蒸汽结束后，向井内注入超临界溶剂，并维持气液界面生产。[0009] 本发明的溶剂在超临界态下注入，注入温度高于溶剂临界温度，操作压力高于溶剂临界压力，溶剂的聚集形成溶剂腔。[0010] 本发明利用超临界溶剂的低粘流动性好、高传质能力特性，强化溶剂向油相的对流及传质，从而达到降粘和大幅降低残余油饱和度目的；[0011] 本发明形成的溶剂腔呈连续、多相态分布，靠近注气井内核区为超临界态(压力大于临界压力，温度高于临界温度)，外围靠近泄油前缘为欠饱和态区(压力大于临界压力，温度低于临界温度)。[0012] 注入溶剂密度分布为自内核向外围逐渐增高，有利于高温溶剂在密度差的作用下超覆，向油层顶部及溶剂腔前缘对流扩散，同时提高前缘温度。[0013] 本发明的方法主要依靠高温溶剂传热降粘，另外溶剂萃取特性，帮助改质降粘。[0014] 本发明所使用的溶剂在泄油前缘同时进行传热传质，在泄油前缘传热后温度下降，溶剂发生相变，从超临界态向欠饱和态变化，密度大幅上升。溶剂在前缘必须凝结，不可形成气相为主的隔热层，确保传热能力不受抑制。[0015] 原油与低温、高密度相变后的溶剂混合后，在重力作用下下泄，形成的混合物为液态混合物，对注入超临界溶剂形成液阻气的作用。生产时调节注入与产出平衡，可维持一个液封的动态界面，实现连续注采。[0016] 本发明步骤(1)的注入蒸汽方法与常规双水平井SAGD相似，以控制井下压力为准(高于油藏初始压力，低于油藏破裂压力)，连续注入。[0017] 根据本发明一些具体实施方案，其中，本发明步骤(1)向井内注入蒸汽为连续注入。[0018] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)包括向井内注入蒸汽，并完成井间联通。[0019] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)包括向井内注入蒸汽，完成井间联通，持续注入蒸汽至汽腔高度发育至油藏厚度的1/3‑2/3。[0020] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)包括注入蒸汽结束后，在相同温度、压力下注入超临界溶剂(连续注入)。[0021] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)是在定压下进行注采。[0022] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)注入超临界溶剂的注入压力高于超临界溶剂的临界压力。[0023] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)注入超临界溶剂的注入压力和超临界溶剂的临界压力差值大于等于100KPa。[0024] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)注入超临界溶剂的注入压力和超临界溶剂的临界压力差值为100‑500KPa。[0025] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)注入超临界溶剂的注入压力和超临界溶剂的临界压力差值为100‑300KPa。[0026] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)注入超临界溶剂的注入压力和超临界溶剂的临界压力差值为200‑300KPa。[0027] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)包括先在井内注蒸汽循环(即将蒸汽注入井筒并产出来，不要求蒸汽进入地层，主要是利用蒸汽加热井筒周围的原油)，使得井间联通(譬如上下井间有明显的压力和温度联动反应(从上部井注入流体，从下部井就能产出))，然后再开始生产。[0028] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)所述维持气液界面生产包括控制产出井的产出速度，从而避免从上部泄下来的液体全部产出，且维持一定的高度，以防止将注入井注入的气相蒸汽或者溶剂直接产出。[0029] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)还包括选井和布井的步骤，然后再向井内注入蒸汽。[0030] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)选井的依据包括油藏条件下脱气原油粘度低于500000mPaS，沥青质含量低于5wt％，泥质含量小于15wt％。[0031] 本发明选井的依据还包括油藏储层泥质含量低，没有天然裂缝、气顶，盖层完整。[0032] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(1)布井方式类似SAGD，包括双水平井或直径‑水平井组合。[0033] 根据本发明一些具体实施方案，其中，井间距平均为5米。[0034] 根据本发明一些具体实施方案，其中，井间距为4‑6米。[0035] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)包括将生产产出的流体经过初级降压后进行气液分离(并计量)，对气相部分加压，液化部分作为超临界溶剂循环使用，不可液化部分(通常为油藏内的原生气及溶解气)作为燃气燃烧(送到锅炉作为燃气燃烧)。[0036] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)包括将生产产出的流体经过初级降压后进行气液分离，液相部分经过降粘处理送至集油站处理。[0037] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)包括将气液分离得到的液相部分保温并用柴油降粘，然后送到集油站处理。[0038] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)所述送到集油站处理包括对液相部分进行沉降和除水处理。[0039] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)在生产过程中当油溶剂比显著下降时，开始伴注非凝结气，并降低溶剂腔压力，以强化溶剂回收。[0040] 其中可以理解的是，所述的油溶剂比显著下降，是指如果油溶剂比低了就不经济，当油溶剂比下降到经济极限以下时就要停止注入超临界溶剂。而经济极限是根据当时的原油价格、溶剂价格、操作成本等因素决定的。而根据本发明一些具体实施方案，当油溶剂比显著下降至0.1时，开始伴注非凝结气，并降低溶剂腔压力。[0041] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)在生产过程中当油溶剂比下降达到50％时，开始伴注非凝结气，并降低溶剂腔压力，以强化溶剂回收。[0042] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)伴注非凝结气的注气压力低于注溶剂阶段压力，且不断下降。[0043] 根据本发明一些具体实施方案，其中，步骤(2)的降低溶剂腔压力的降低速度为0‑10KPA/d。[0044] 根据本发明一些具体实施方案，其中，所述非凝结气选自氮气、甲烷、天然气、二氧化碳和烟道气中的一种或多种的混合。[0045] 根据本发明一些具体实施方案，其中，所述非凝结气选自氮气。[0046] 根据本发明一些具体实施方案，其中，所述超临界溶剂满足如下条件：汉森溶解度‑6 2小于20(与稠油互溶性好)，泄油前缘温度下扩散系数大于10 cm/s；同时溶剂质量分率为2％时溶剂与原油混合物黏度低于10mPa·S(有良好的降黏能力)。[0047] 根据本发明一些具体实施方案，其中，所述超临界溶剂的汉森溶解度小于16。[0048] 根据本发明一些具体实施方案，其中，溶剂质量分率为2％时溶剂与原油混合物黏度低于5mPa·S。[0049] 本发明的溶剂质量分率为2％时溶剂与原油混合物黏度是在温度180‑200℃条件下测得的。[0050] 本发明要求溶剂在超临界状态注入，并在前缘发生相变而凝结，密度增大后在重力下下泄，不可形成气相，阻止传热。因此，相态的变化是溶剂输送、回采的关键，也是本采油方法的核心。[0051] 另外，所述超临界溶剂还满足如下条件：[0052] a)成本低；[0053] b)易分离回收，循环使用；[0054] c)溶剂有效回收率高；[0055] d)没有脱沥青风险；[0056] e)溶剂临界压力低于油藏压力；[0057] f)溶剂在操作温区内密度变化范围大；[0058] g)溶剂可以为单一组分，或者为混合物。[0059] 根据本发明一些具体实施方案，其中，所述超临界溶剂的碳原子数为3‑10。[0060] 根据本发明一些具体实施方案，其中，所述超临界溶剂选自丙烷、丁烷、丙酮、乙醚、甲苯、石油醚、环己烷、正己烷和正戊烷中的一种或多种的混合。[0061] 根据本发明一些具体实施方案，其中，所述超临界溶剂选自丙烷和/或丁烷。[0062] 综上所述，本发明提供了一种注超临界溶剂开采超稠油的方法。本发明的方法具有如下优点：[0063] (1)本发明方法获得与SAGD相近的采油速度；[0064] (2)本发明方法溶剂易于回收分离并循环使用，无毒害，对环境无污染；[0065] (3)本发明方法没有水敏伤害；[0066] (4)本发明方法没有水处理需求；[0067] (5)本发明方法可大幅降低能耗，提高经济效率；[0068] (6)本发明方法可大幅降低残余油饱和度，提高采收率；[0069] (7)本方法可连续操作，产油速度快，采收率高(超过80％)。附图说明[0070] 图1为实施例1操作压力下的溶剂密度变化；[0071] 图2为实施例1注超临界溶剂阶段温度场；[0072] 图3为实施例1注超临界溶剂后溶剂在气相中的浓度分布；[0073] 图4为实施例1注超临界溶剂后溶剂在油相中的摩尔浓度。具体实施方式[0074] 以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。[0075] 实施例1[0076] 一个埋深400米的稠油油藏，50℃脱气原油黏度87000mPaS。孔隙度31％，渗透率1.7达西，含油饱和度81％，油藏厚度25m。双水平井水平段长400米，井眼直径8.5in。井间距5米，水平生产井位于底部基底岩石上方1米处，井内下入测温、测压点；水平井筛管内下入长短管柱；循环预热阶段注汽压力4MPa，井下蒸汽流量75方/天，井口蒸汽干度95％，循环3个月后判断联通良好，转半SAGD过渡后转至正常SAGD生产4‑12个月。然后开始注超临界溶剂，根据油藏条件，所选溶剂为丁烷，临界温度为152℃，临界压力为3.796MPa。注入溶剂温3度和压力分别为250℃、4MPa。溶剂注入速度为475m /d。注入井附近形成超临界区(见图2)，温度在溶剂的临界温度之上，密度相对较低(见图1)。在超临界区边缘，温度下降到临界点，密度大幅上升。而在溶剂前缘，由于向冷油传热温度更低，密度继续增大，有利于在重力作用下与原油混合下泄。随着溶剂腔扩展到边界，产油速率、油溶剂比下降，此时溶剂在气相中的浓度分布见图3，可见溶剂充满了大部分溶剂腔，少部分在泄油前缘。溶剂在油相中的摩尔浓度见图4，溶剂腔区残余油很少，溶解的溶剂也很少。峰值产油速度达到56吨/天，超临界溶剂开发6年后开始注氮气，强化溶剂回收。开发结束时，超临界溶剂核心区残余油饱和度低于2％。整个过程溶剂回收率为94％。采出程度87％。相比SAGD注蒸汽过程，能耗降低40％。

专利地区：北京

专利申请日期：2020-07-23

专利公开日期：2024-07-26

专利公告号：CN113969772B