專利名稱：深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明是關(guān)于石油開采領(lǐng)域中稠油油藏的開采方法，尤其涉及一種深層及超深層稠油油藏利用雙水平井火驅(qū)泄油技術(shù)開采方法。
背景技術(shù)：
深層及超深層稠油油藏是指油藏埋藏深度大于1500米的稠油油藏，在我國吐哈魯克沁等地具有巨大的儲量規(guī)模。稠油油藏的開發(fā)技術(shù)通常有蒸汽驅(qū)技術(shù)、蒸汽輔助重力泄油技術(shù)、蒸汽吞吐技術(shù)等注蒸汽開發(fā)技術(shù)，但是對于深層及超深層稠油油藏，以上注蒸汽開發(fā)技術(shù)存在諸多問題。 蒸汽輔助重力泄油技術(shù)是1978年加拿大Bulter所發(fā)明，在加拿大油砂礦區(qū)、我國的新疆油田等地的稠油油藏得到了成功應(yīng)用。其原理是在同一油層部署上下疊置的水平 井對，在上部注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽由于密度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于原油而向上超覆在地層中形成蒸汽腔，隨著蒸汽的不斷注入，蒸汽腔不斷向上及側(cè)面擴(kuò)展，與油層中的原油發(fā)生熱交換。被加熱的原油粘度降低，與冷凝水在重力作用下向下流動，從油層下部的水平生產(chǎn)井中采出。加拿大油砂礦區(qū)的蒸汽輔助重力泄油技術(shù)開發(fā)效果表明，該技術(shù)具有上產(chǎn)快、峰值產(chǎn)量高、油汽比高、采收率高等優(yōu)勢。但是對于埋藏深度超過1500米的深層及超深層稠油及超稠油油藏，蒸汽輔助重力泄油技術(shù)存在以下幾個方面的關(guān)鍵問題一是蒸汽輔助重力泄油技術(shù)對井下蒸汽干度要求高，為了實(shí)現(xiàn)蒸汽腔向上的不斷上升和平面的不斷擴(kuò)展，通常要求井底蒸汽干度大于80%，由于加拿大、新疆油田的稠油油藏埋藏淺，平均埋深通常在500米以內(nèi)，因此，井口的高干度蒸汽在向井底注入過程中，沿著注氣井油管的沿程熱損失較小，通常井口蒸汽干度在90%以上的情況下，采用隔熱注汽油管，到達(dá)井底的蒸汽干度可以達(dá)到80%以上；但對于埋深超過1500米的深層及超深層稠油油藏，例如我國的吐哈超深層油藏(油藏埋深超過2000米)，井口注入的蒸汽在超長井筒內(nèi)的沿程熱損失過大，井口注入干飽和蒸汽(干度100%)的情況下，即使采用隔熱注汽油管，到達(dá)井底的蒸汽干度也只有40%左右甚至更低，因此在蒸汽輔助重力泄油技術(shù)開發(fā)過程中，形成的蒸汽腔很小，造成泄油面小，日產(chǎn)油偏低，同時，冷凝水過多也會造成冷凝水在重力作用下快速泄入油層底部的生產(chǎn)井內(nèi)，造成泄水高滲通道，大大影響水平段的均勻動用和最終采收率的提高。二是連續(xù)注蒸汽造成燃煤鍋爐等用于加熱產(chǎn)生蒸汽的設(shè)備的碳排放量過大，對環(huán)境造成污染。蒸汽驅(qū)技術(shù)是在水平井網(wǎng)、直井水平井組合井網(wǎng)或者直井井網(wǎng)條件下，注入井連續(xù)注蒸汽，生產(chǎn)井連續(xù)采油的開發(fā)方式。蒸汽驅(qū)技術(shù)適應(yīng)的油藏條件為油藏埋深在1400米以內(nèi)的稠油油藏，對于埋深超過1500米的稠油油藏，與蒸汽輔助重力泄油技術(shù)一樣，沿程蒸汽熱損失過大，到達(dá)井底基本為低干度蒸汽或者熱水，造成蒸汽驅(qū)效果變差，或者基本無效果。蒸汽吞吐技術(shù)是指在對同一口油井，在較短時間內(nèi)連續(xù)注入一定量的蒸汽，然后關(guān)井一段時間燜井，使得注入的蒸汽充分加熱近井地帶的稠油，從而降低其原油黏度，提高原油流動性，在關(guān)井一段時間以后再開井生產(chǎn)的開發(fā)方式。與蒸汽驅(qū)和蒸汽輔助重力泄油技術(shù)一樣，蒸汽吞吐技術(shù)不適用于埋深超過1500米的稠油油藏?？傊?，對于埋藏深度大于1500米的深層及超深層稠油油藏，蒸汽輔助重力泄油技術(shù)、蒸汽驅(qū)技術(shù)、蒸汽吞吐技術(shù)等均存在著蒸汽井底干度低，熱利用率低，能量損失大，油汽比低等諸多缺點(diǎn)，目前尚未有經(jīng)濟(jì)高效的開發(fā)技術(shù)。由此，本發(fā)明人憑借多年從事相關(guān)行業(yè)的經(jīng)驗(yàn)與實(shí)踐，提出一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，以克服現(xiàn)有技術(shù)的缺陷
發(fā)明內(nèi)容

本發(fā)明的目的在于提供一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，可以有效克服深層及超深層稠油油藏注蒸汽過程中的蒸汽熱利用率低等問題，該開采方法具有高產(chǎn)、低能耗、高采收率、低安全風(fēng)險(xiǎn)等特點(diǎn)。本發(fā)明的目的是這樣實(shí)現(xiàn)的，一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，所述開采方法包括以下步驟(I)在稠油油藏開采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)，所述水平注采井網(wǎng)至少包括一對水平注采井；所述該對水平注采井包括設(shè)置在同一豎直平面位置的注入井和生產(chǎn)井，注入井水平段位于生產(chǎn)井水平段的正上方；(2)通過注入井和生產(chǎn)井同時進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；(3)當(dāng)注入井的水平段和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時停止循環(huán)預(yù)熱；注入井開始注入一個段塞的富氧空氣，并采用井下電點(diǎn)火器或者自燃點(diǎn)火方式點(diǎn)燃油層；(4)油層點(diǎn)燃后，注入井連續(xù)注入空氣；(5)生產(chǎn)井開始連續(xù)采油生產(chǎn)；(6)對生產(chǎn)井的排出氣體進(jìn)行氧氣含量連續(xù)監(jiān)測；(7)對生產(chǎn)井的產(chǎn)出流體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測；(8)生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注入井和生產(chǎn)井。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，所述稠油油藏是指埋藏深度大于1500米且地下原油粘度大于IOOmPa. s的深層及超深層稠油油藏。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井的水平段位于油層中部，生產(chǎn)井的水平段位于油層底部且距離底部界面l-2m，注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間的垂直距離為5-6m。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，當(dāng)油層厚度較小，則減少水平注采井網(wǎng)內(nèi)相鄰注采井對之間的井距布井，當(dāng)油層厚度較大，則增加相鄰注采井對之間的井距布井；一般地，當(dāng)油層厚度為15-20m時，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為60-100m;當(dāng)油層厚度為大于20m時，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為100_150mo在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的管柱均采用9英寸、耐溫500°C、抗富氧腐蝕的套管下懸掛7英寸、耐溫500°C、抗富氧腐蝕的篩
管的管柱結(jié)構(gòu)。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的篩管內(nèi)均下入平行的長油管和短油管，長油管與短油管的直徑均為2. 375英寸；長油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端，長油管與短油管的注汽與排液速度相等。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(2)中，注入井和生產(chǎn)井均采用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預(yù)熱方式；最高注汽速度需確保水平段環(huán)空的趾端和跟端之間的壓差不超過O. 05MPa，最低蒸汽干度需確保從長油管注入環(huán)空并到達(dá)水平段跟端的短油管入口處的蒸汽干度大于O ;—般地，蒸汽循環(huán)預(yù)熱期間，注汽速度可以控制在60-120 噸 / 天。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱進(jìn)行的時間在60天以內(nèi)時，(一般地，蒸汽循環(huán)預(yù)熱時間為120-160天，這里的60天以內(nèi)指的是蒸汽循環(huán)預(yù)熱的過程中的時間)，所述注采井對的下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管的注汽壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管的注汽壓力相等，下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力相等。
在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(2)中，注入蒸汽的井口干度大于90%。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱的時間達(dá)到60天以后時，生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管注汽壓力和短油管的排液壓力同時降低O. 3MPa，(可以通過調(diào)節(jié)降低注汽量速度來降低注汽壓力和改變更換更大的油嘴尺寸來降低排液壓力)，并且，注入井內(nèi)長油管的注汽壓力和短油管的排液壓力保持不變；使注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間建立O. 3MPa的壓差，以加速水平段之間的熱傳遞，提高原油流動性；生產(chǎn)井長油管與注汽井長油管的注汽壓力可以通過調(diào)整注汽速度來實(shí)現(xiàn)，生產(chǎn)井短油管與注汽井短油管的排液壓力可以通過調(diào)整油嘴尺寸來調(diào)節(jié)排液量，從而實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)排液壓力的目的。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(3)中，預(yù)定溫度是指注入井水平段和生產(chǎn)井水平段之間的油層溫度升高到200°C以上，達(dá)到該預(yù)定溫度后，注入井內(nèi)的短油管停止排液，注入井的短油管與長油管同時連續(xù)注入氧氣含量大于98%的富氧空氣。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(4)中，空氣的注入速度隨油層內(nèi)空氣腔的上升和擴(kuò)展逐漸增加，隨空氣腔下降逐漸減少，一般地，在2000-50000m3/d。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(4)中，所述富氧空氣段塞的大小為1000 2000m3，當(dāng)油層被點(diǎn)燃以后，轉(zhuǎn)換為連續(xù)注入空氣。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(4)中，注入的富氧空氣進(jìn)入蒸汽腔以后，遇到200°C以上的高溫油層，空氣被自發(fā)點(diǎn)燃，開始火驅(qū)生產(chǎn)階段；當(dāng)蒸汽腔內(nèi)殘余油飽和度低于20%以下，不足以提供點(diǎn)燃富氧空氣所需的燃料時，在注富氧空氣之前，注入一個段塞的甲燒氣體，一般地，甲燒氣體段塞量為10000 20000m3 ;然后向注空氣井井底下入電點(diǎn)火器，并注入空氣，人工點(diǎn)燃油層；點(diǎn)火初期，對生產(chǎn)井的產(chǎn)出氣體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測，優(yōu)選地，每小時監(jiān)測一次，當(dāng)氣體中氧氣含量小于5%，產(chǎn)出氣體溫度上升到300°C以上時，認(rèn)為油層已經(jīng)被點(diǎn)燃。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(5)中，生產(chǎn)井水平段與注入井水平段之間的注采壓差(注氣壓力與排液壓力之差)不超過O. 5MPa ;水平段注氣壓力減去水平段排液壓力等于注采壓差，注氣壓力可以通過調(diào)整注入速度來實(shí)現(xiàn)，排液壓力可以通過調(diào)整油嘴尺寸來實(shí)現(xiàn)。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(5)中，火燒產(chǎn)量隨著注氣速度的增加逐漸上升，并進(jìn)入了一個穩(wěn)產(chǎn)期，當(dāng)火燒的產(chǎn)量開始明顯下降，連續(xù)三個月的月遞減率超過10%，或者連續(xù)三個月的空氣原油比增加幅度在500以上，表明空氣腔已經(jīng)進(jìn)入了下降階段，將注氣速度減小到2000 10000m3/d。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟￠)中，平均每天相等時間間隔監(jiān)測三次，當(dāng)氧氣含量接近6%時，將注空氣井的注氣速度下調(diào)，優(yōu)選地，注氣速度下調(diào)到150 200m3/d/m水平段長度，生產(chǎn)井的排液速度不變。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(7)中，平均每天相等時間間隔對生產(chǎn)井產(chǎn)出流體檢測化驗(yàn)三次，優(yōu)選地，當(dāng)氣液比大于IOOOmVm3時，提高生產(chǎn)井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓提高O. 2 O. 3MPa，生產(chǎn)井的排液速度下降1/5 1/4 ;當(dāng)生產(chǎn)井的產(chǎn)出氣液比小于500m3/m3以后，降低生產(chǎn)井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓降低O. 2 O. 3MPa，重新提高生產(chǎn)井的排液量到原排液量。·在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(8)中，當(dāng)生產(chǎn)井的單井平均日產(chǎn)油量小于3m3/d，且注空氣速度與生產(chǎn)井產(chǎn)油速度(空氣原油比)的比值大于5000m3/m3時，生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注入井和生產(chǎn)井。由上所述，本發(fā)明深層及超深層稠油油藏的雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，在同一油層中部署水平段上下疊置的雙水平井，上部水平井為注氣井，下部水平井為生產(chǎn)井，在上下水平井同時循環(huán)預(yù)熱一段時間，達(dá)到水平段實(shí)現(xiàn)熱連通以后，上部水平井連續(xù)注空氣點(diǎn)火燃燒驅(qū)油，下部水平井連續(xù)生產(chǎn)?？諝馀c原油密度差作用下形成的燃燒腔不斷上升和平面擴(kuò)展，燃燒面外側(cè)加熱的原油在重力作用下泄入油層底部的水平生產(chǎn)井內(nèi)，通過靈活調(diào)控水平生產(chǎn)井的井底操作壓力，使得水平生產(chǎn)井的水平段沉沒在下泄的原油中，可以有效避免空氣和火線向下部水平生產(chǎn)井的水平段內(nèi)的氣竄或者火竄，安全風(fēng)險(xiǎn)小。該開采方法有效避免了深層及超深層稠油油藏注蒸汽過程中的蒸汽熱利用率低等問題，在地下火燒產(chǎn)生的熱量全部用于加熱油層內(nèi)的原油，具有較高的熱利用率。同時，整個水平段火燒有效擴(kuò)大了火燒過程中的可動油帶面積，油井可以實(shí)現(xiàn)快速上產(chǎn)，并維持較高的產(chǎn)量水平。此外，由于火燒耗油量少，主要燃燒物為稠油中的重質(zhì)組分在燃燒過程中形成的結(jié)焦帶，原油的以及高溫?zé)崃呀猱a(chǎn)生的輕質(zhì)及中質(zhì)組分均能有效的被采出。因此，具有高產(chǎn)、低能耗、高采收率、低安全風(fēng)險(xiǎn)等特點(diǎn)。本發(fā)明的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法具有以下技術(shù)效果(I)本發(fā)明所提供的開采方法有效避免了深層及超深層稠油油藏在常規(guī)蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油等注蒸汽過程中的蒸汽熱利用率低等問題，在地下火燒產(chǎn)生的熱量全部用于加熱油層內(nèi)的原油，具有較高的熱利用率。(2)本發(fā)明所提供的開采方法為水平井的水平段全井段火燒。相比直井火燒而言，在直井火燒過程中，火燒范圍從直井近井地帶向外逐漸擴(kuò)展，因此初期火燒面積小，上產(chǎn)慢；本發(fā)明所提供的方法為水平段全井段火燒，水平段的長度決定火燒范圍，因此在火燒初期整個水平段便進(jìn)入了火燒的燃燒和泄油范圍，其火燒面積范圍相比直井火燒大大增加，因此油井可以實(shí)現(xiàn)快速上產(chǎn)，并維持較高的產(chǎn)量水平。
(3)直井火燒過程中，受到儲層內(nèi)部局部高滲透條帶的影響，火線容易沿著高滲透條帶快速突破生產(chǎn)井，造成局部生產(chǎn)井過早關(guān)井，井間剩余油較多，火驅(qū)波及面積小，采收率低等問題。而本發(fā)明所提供的水平井火驅(qū)方法，由于生產(chǎn)井的水平段位于注入井水平段的垂向下方，火驅(qū)過程中加熱的原油在重力作用下流向油層下部，在生產(chǎn)井水平段上方形成一個密封的油氣界面，將生產(chǎn)井的水平段埋在該油氣界面以下，使生產(chǎn)井起到與水泵抽吸近似的功效。生產(chǎn)井在生產(chǎn)過程中，通過靈活調(diào)節(jié)其水平段的排液量，可以實(shí)現(xiàn)油氣界面一直埋住生產(chǎn)井的水平段，因此，利用該油氣界面有效防止了氣竄，安全系數(shù)大大提高。(4)由于火燒耗油量少，主要燃燒物為稠油中的重質(zhì)組分在燃燒過程中形成的結(jié)焦帶，原油的以及高溫?zé)崃呀猱a(chǎn)生的輕質(zhì)及中質(zhì)組分均能有效的被采出。因此，綜合來看，本發(fā)明所提供的開采方法具有高產(chǎn)、低能耗、高采收率、低安全風(fēng)險(xiǎn)等特點(diǎn)。(5)本發(fā)明所提供的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，與蒸汽驅(qū)、蒸汽吞吐以及蒸汽輔助重力泄油開采方法相比，采收率可提高15 30%以上；與常規(guī)直井火驅(qū)開采方法相比，采收率可提高10 20%以上；最終采收率可以達(dá)到60%以上，經(jīng)濟(jì)效益明顯好于普通注蒸汽開采技術(shù)與常規(guī)直井火驅(qū)技術(shù)。


以下附圖僅旨在于對本發(fā)明做示意性說明和解釋，并不限定本發(fā)明的范圍。其中圖I :為本發(fā)明深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法的水平注采井管柱結(jié)構(gòu)示意圖；圖2 :為本發(fā)明中水平段火驅(qū)泄油機(jī)理與燃燒區(qū)帶展布特征示意圖；附圖標(biāo)號注入井11生產(chǎn)井12注入井短油管111注入井長油管 H2 生產(chǎn)井短油管生產(chǎn)井長油管122注入井短油管注入井長油管2122 空氣腔2點(diǎn)火器點(diǎn)火器燃燒帶3 可動油流動帶 具體實(shí)施例方式為了對本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對照

本發(fā)明的具體實(shí)施方式
。如圖I、圖2所示，本發(fā)明提出一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，該稠油油藏的主力油層埋藏深，平均埋深為1850m，原始油藏壓力16MPa，原始油藏溫度69°C ;原油黏度高，油層溫度下原油黏度為48萬厘泊，油層厚度有效平均19m。本發(fā)明的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法包括以下步驟A、部署水平注采井網(wǎng)首先在該稠油油藏的油層內(nèi)部署至少一對水平注采井對，本實(shí)施方式中部署一對水平注采井對，該對水平注采井對包括注入井(水平注入井)11和生產(chǎn)井(水平注入井)12，注入井11和生產(chǎn)井12位于同一豎直平面內(nèi)，注入井11水平段位于生產(chǎn)井12水平段的正上方；油層的上方為上覆地層。注入井(水平注入井)11和生產(chǎn)井(水平注入井)12均為套管預(yù)應(yīng)力完井，水平段下入7英寸的割縫篩管，水平段長度為500m。注入井(水平注入井)11內(nèi)下入相互平行的一根短油管111和一根長油管112 ;生產(chǎn)井(水平注入井)12內(nèi)下入相互平行的一根短油管121和一根長油管122 ;短油管111、121與長油管112、122的半徑均為2. 375英寸；并且，長油管112、122下入到水平段趾端，短油管111、121下入到水平段跟端。注入井(水平注入井)11的短油管111和長油管112內(nèi)分別下入一根電點(diǎn)火器21、22，點(diǎn)火器的尖端從短油管111和長油管112的出口端伸出。上述水平注采井網(wǎng)的示意圖如圖I所示。B、注蒸汽循環(huán)預(yù)熱 通過注入井11的長油管112與生產(chǎn)井12的長油管122同時連續(xù)注入蒸汽，井口蒸汽干度為80%，注汽速度為100噸/天，井底注汽壓力為16. IMPa，通過注入井11的短油管111與生產(chǎn)井12的短油管121同時連續(xù)排液，短油管井底排液壓力為16MPa，開始等壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱。循環(huán)預(yù)熱60天后，注入井11的長油管112的注汽壓力與注入井11的短油管111的排液壓力不變，生產(chǎn)井12的長油管122的井底注汽壓力下降到15. 8MPa(下降了
O.3MPa)，生產(chǎn)井12的短油管121的井底排液壓力下降到15. 7MPa(下降了 O. 3MPa)，可以通過調(diào)節(jié)降低注汽量速度來降低注汽壓力和改變更換更大的油嘴尺寸來降低排液壓力，使注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間建立O. 3MPa的壓差，開始低壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱，加速注入井11與生產(chǎn)井12水平段之間的熱連通與流體聯(lián)通，可以加速水平段之間的熱傳遞，提高原油流動性。循環(huán)預(yù)熱180天時，注入井11與生產(chǎn)井12水平段之間的油層中間溫度上升到200°C，原油黏度下降到100厘泊以下；生產(chǎn)井12排液數(shù)據(jù)表明，生產(chǎn)井12的短油管121排出液含水率從100%下降到了 85%，油層內(nèi)的原油流入生產(chǎn)井12的量明顯增加，表明注采井間的油層原油流動能力已經(jīng)大大增加，已經(jīng)達(dá)到了預(yù)熱效果，因此，注入井11的短油管111停止排液，生產(chǎn)井12的長油管122停止注入蒸汽，注蒸汽循環(huán)預(yù)熱結(jié)束。C、水平段火驅(qū)點(diǎn)火階段注入井11的短油管111與注入井11的長油管112同時連續(xù)注入1000 2000m3的氧氣含量為98%的富氧空氣，井底注入壓力均為16. IMPa ;注入完畢后，利用電點(diǎn)火器21、22同時點(diǎn)燃注入井水平段附近的油層；生產(chǎn)井12的短油管121與生產(chǎn)井12的長油管122同時連續(xù)排液，井底排液壓力均為15. 7MPa，注入井11水平段與生產(chǎn)井12水平段之間的注采壓差保持在O. 4MPa ;對生產(chǎn)井12的產(chǎn)出氣體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測，優(yōu)選地，每小時監(jiān)測一次，當(dāng)氣體中氧氣含量小于5%，產(chǎn)出氣體溫度上升到300°C以上時，認(rèn)為油層已經(jīng)被點(diǎn)燃。油層點(diǎn)燃后，注入井11連續(xù)注入空氣。注入井11的短油管111與注入井11的長油管112的注入速度的比例為I : 1，生產(chǎn)井12的短油管121與生產(chǎn)井12的長油管122的排液速度的比例為I : I。其中水平段燃燒區(qū)帶展布特征如圖2所示。D、水平段火驅(qū)連續(xù)生產(chǎn)階段
點(diǎn)火成功以后，進(jìn)入水平段火驅(qū)連續(xù)生產(chǎn)階段，注氣速度為300m3/d/m水平段長度，因此，500米水平段長度對應(yīng)的注汽速度為15000m3/d。點(diǎn)火初期生產(chǎn)井的排液速度IOOmVd0在火驅(qū)過程中，平均每天相等時間間隔監(jiān)測三次，當(dāng)氧氣含量接近6%時，將注氣速度下調(diào)到150 200m3/d/m水平段長度，生產(chǎn)井的排液速度不變。當(dāng)生產(chǎn)井12氣液比大于IOOOmVm3時，提高生產(chǎn)井12井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓提高O. 2 O. 3MPa，生產(chǎn)井12的排液速度下降1/5 1/4 ;當(dāng)生產(chǎn)井12的產(chǎn)出氣液比小于500m3/m3以后，降低生產(chǎn)井12的井底流壓， 優(yōu)選地，將井底流壓降低O. 2 O. 3MPa，重新提高生產(chǎn)井12的排液量到原排液量。E、水平段火驅(qū)生產(chǎn)結(jié)束階段當(dāng)生產(chǎn)井12的單井平均日產(chǎn)油量小于3m3/d，且注空氣速度與生產(chǎn)井12的產(chǎn)油速度(空氣原油比)的比值大于5000m3/m3時，生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注入井11和生產(chǎn)井12。表I為本發(fā)明與蒸汽輔助重力泄油的生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)。表I
I ,k產(chǎn)效果對比
累產(chǎn)汕+敬(10't) I采收率(%)有效生產(chǎn)而
本發(fā)明17.906212.8如表I所示，從生產(chǎn)情況來看，采用蒸汽輔助重力泄油一直生產(chǎn)到結(jié)束的開發(fā)方式，經(jīng)濟(jì)有效生產(chǎn)時間約為11. 2年，累計(jì)產(chǎn)油量約為13. 22X 104t，最終采收率約為46% ；而本發(fā)明的開采方法經(jīng)濟(jì)有效生產(chǎn)時間約為12. 8年，累計(jì)產(chǎn)油量約為17. 90X 104t，最終采收率約為62%，比蒸汽輔助重力泄油技術(shù)開發(fā)大幅度提高了 16個百分點(diǎn)。本發(fā)明的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法具有以下技術(shù)效果(I)本發(fā)明所提供的開采方法有效避免了深層及超深層稠油油藏在常規(guī)蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油等注蒸汽過程中的蒸汽熱利用率低等問題，在地下火燒產(chǎn)生的熱量全部用于加熱油層內(nèi)的原油，具有較高的熱利用率。(2)本發(fā)明所提供的開采方法為水平井的水平段全井段火燒。相比直井火燒而言，在直井火燒過程中，火燒范圍從直井近井地帶向外逐漸擴(kuò)展，因此初期火燒面積小，上產(chǎn)慢；本發(fā)明所提供的方法為水平段全井段火燒，水平段的長度決定火燒范圍，因此在火燒初期整個水平段便進(jìn)入了火燒的燃燒和泄油范圍，其火燒面積范圍相比直井火燒大大增加，因此油井可以實(shí)現(xiàn)快速上產(chǎn)，并維持較高的產(chǎn)量水平。(3)直井火燒過程中，受到儲層內(nèi)部局部高滲透條帶的影響，火線容易沿著高滲透條帶快速突破生產(chǎn)井，造成局部生產(chǎn)井過早關(guān)井，井間剩余油較多，火驅(qū)波及面積小，采收率低等問題。而本發(fā)明所提供的水平井火驅(qū)方法，由于生產(chǎn)井的水平段位于注入井水平段的垂向下方，火驅(qū)過程中加熱的原油在重力作用下流向油層下部，在生產(chǎn)井水平段上方形成一個密封的油氣界面，將生產(chǎn)井的水平段埋在該油氣界面以下，使生產(chǎn)井起到與水泵抽吸近似的功效。生產(chǎn)井在生產(chǎn)過程中，通過靈活調(diào)節(jié)其水平段的排液量，可以實(shí)現(xiàn)油氣界面一直埋住生產(chǎn)井的水平段，因此，利用該油氣界面有效防止了氣竄，安全系數(shù)大大提高。(4)由于火燒耗油量少，主要燃燒物為稠油中的重質(zhì)組分在燃燒過程中形成的結(jié)焦帶，原油的以及高溫?zé)崃呀猱a(chǎn)生的輕質(zhì)及中質(zhì)組分均能有效的被采出。因此，綜合來看，本發(fā)明所提供的開采方法具有高產(chǎn)、低能耗、高采收率、低安全風(fēng)險(xiǎn)等特點(diǎn)。(5)本發(fā)明所提供的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，與蒸汽驅(qū)、蒸汽吞吐以及蒸汽輔助重力泄油開采方法相比，采收率可提高15 30%以上；與常規(guī)直井火驅(qū)開采方法相比，采收率可提高10 20%以上；最終采收率可以達(dá)到60%以上，經(jīng)濟(jì)效益明顯好于普通注蒸汽開采技術(shù)與常規(guī)直井火驅(qū)技術(shù)。以上所述僅為本發(fā)明示意性的具體實(shí)施方式
，并非用以限定本發(fā)明的范圍。任何本領(lǐng)域的技術(shù)人員，在不脫離本發(fā)明的構(gòu)思和原則的前提下所作出的等同變化與修改，均 應(yīng)屬于本發(fā)明保護(hù)的范圍。
權(quán)利要求
1.一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，所述開采方法包括以下步驟 (1)在稠油油藏開采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)，所述水平注采井網(wǎng)至少包括一對水平注采井；所述該對水平注采井包括設(shè)置在同一豎直平面位置的注入井和生產(chǎn)井，注入井水平段位于生產(chǎn)井水平段的正上方； (2)通過注入井和生產(chǎn)井同時進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱； (3)當(dāng)注入井的水平段和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時停止循環(huán)預(yù)熱；注入井開始注入一個段塞的富氧空氣，并采用井下電點(diǎn)火器或者自燃點(diǎn)火方式點(diǎn)燃油層； (4)油層點(diǎn)燃后，注入井連續(xù)注入空氣； (5)生產(chǎn)井開始連續(xù)采油生產(chǎn)； (6)對生產(chǎn)井的排出氣體進(jìn)行氧氣含量連續(xù)監(jiān)測； (7)對生產(chǎn)井的產(chǎn)出流體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測； (8)生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注入井和生產(chǎn)井。
2.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于所述稠油油藏是指埋藏深度大于1500米且地下原油粘度大于IOOmPa. s的深層及超深層稠油油藏。
3.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，所述注入井的水平段位于油層中部，生產(chǎn)井的水平段位于油層底部且距離底部界面l-2m，注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間的垂直距離為5-6m。
4.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，當(dāng)油層厚度較小，則減少水平注采井網(wǎng)內(nèi)相鄰注采井對之間的井距布井，當(dāng)油層厚度較大，則增加相鄰注采井對之間的井距布井；一般地，當(dāng)油層厚度為15-20m時，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為60-100m;當(dāng)油層厚度為大于20m時，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對之間的井距為100-150m。
5.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的管柱均采用9英寸、耐溫500°C、抗富氧腐蝕的套管下懸掛7英寸、耐溫500°C、抗富氧腐蝕的篩管的管柱結(jié)構(gòu)。
6.如權(quán)利要求5所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的篩管內(nèi)均下入平行的長油管和短油管，長油管與短油管的直徑均為2. 375英寸；長油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端，長油管與短油管的注汽與排液速度相等。
7.如權(quán)利要求6所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，注入井和生產(chǎn)井均采用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預(yù)熱方式；最高注汽速度需確保水平段環(huán)空的趾端和跟端之間的壓差不超過O. 05MPa，最低蒸汽干度需確保從長油管注入環(huán)空并到達(dá)水平段跟端的短油管入口處的蒸汽干度大于O ; —般地，蒸汽循環(huán)預(yù)熱期間，注汽速度可以控制在60-120噸/天。
8.如權(quán)利要求6所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱進(jìn)行的時間在60天以內(nèi)時，所述注采井對的下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管的注汽壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管的注汽壓力相等，下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力相等。
9.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，注入蒸汽的井口干度大于90%。
10.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱的時間達(dá)到60天以后時，生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長油管注汽壓力和短油管的排液壓力同時降低O. 3MPa，并且，注入井內(nèi)長油管的注汽壓力和短油管的排液壓力保持不變；使注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間建立O. 3MPa的壓差，以加速水平段之間的熱傳遞，提高原油流動性。
11.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(3)中，預(yù)定溫度是指注入井水平段和生產(chǎn)井水平段之間的油層溫度升高到200°C以上，達(dá)到該預(yù)定溫度后，注入井內(nèi)的短油管停止排液，注入井的短油管與長油管同時連續(xù)注入氧氣含量大于98 %的富氧空氣。
12.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(4)中，空氣的注入速度隨油層內(nèi)空氣腔的上升和擴(kuò)展逐漸增加，隨空氣腔下降逐漸減少，一般地，在2000-50000m3/d。
13.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(4)中，所述富氧空氣段塞的大小為1000 2000m3，當(dāng)油層被點(diǎn)燃以后，轉(zhuǎn)換為連續(xù)注入空氣。
14.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(4)中，注入的富氧空氣進(jìn)入蒸汽腔以后，遇到200°C以上的高溫油層，空氣被自發(fā)點(diǎn)燃，開始火驅(qū)生產(chǎn)階段；當(dāng)蒸汽腔內(nèi)殘余油飽和度低于20%以下，不足以提供點(diǎn)燃富氧空氣所需的燃料時，在注富氧空氣之前，注入一個段塞的甲烷氣體，一般地，甲烷氣體段塞量為10000 20000m3 ;然后向注空氣井井底下入電點(diǎn)火器，并注入空氣，人工點(diǎn)燃油層；點(diǎn)火初期，對生產(chǎn)井的產(chǎn)出氣體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測，優(yōu)選地，每小時監(jiān)測一次，當(dāng)氣體中氧氣含量小于5%，產(chǎn)出氣體溫度上升到300°C以上時，認(rèn)為油層已經(jīng)被點(diǎn)燃。
15.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(5)中，生產(chǎn)井水平段與注入井水平段之間的注采壓差不超過O. 5MPa。
16.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(5)中，火燒產(chǎn)量隨著注氣速度的增加逐漸上升，并進(jìn)入了一個穩(wěn)產(chǎn)期，當(dāng)火燒的產(chǎn)量開始明顯下降，連續(xù)三個月的月遞減率超過10%，或者連續(xù)三個月的空氣原油比增加幅度在500以上，表明空氣腔已經(jīng)進(jìn)入了下降階段，將注氣速度減小到2000 10000m3/d。
17.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(6)中，平均每天相等時間間隔監(jiān)測三次，當(dāng)氧氣含量接近6%時，將注空氣井的注氣速度下調(diào)，優(yōu)選地，注氣速度下調(diào)到150 200m3/d/m水平段長度，生產(chǎn)井的排液速度不變。
18.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(7)中，平均每天相等時間間隔對生產(chǎn)井產(chǎn)出流體檢測化驗(yàn)三次，優(yōu)選地，當(dāng)氣液比大于1000m3/m3時，提高生產(chǎn)井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓提高O. 2 O.3MPa，生產(chǎn)井的排液速度下降1/5 1/4 ;當(dāng)生產(chǎn)井的產(chǎn)出氣液比小于500m3/m3以后，降低生產(chǎn)井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓降低O. 2 O. 3MPa，重新提高生產(chǎn)井的排液量到原排液量。
19.如權(quán)利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(8)中，當(dāng)生產(chǎn)井的單井平均日產(chǎn)油量小于3m3/d，且注空氣速度與生產(chǎn)井產(chǎn)油速度的比值大于5000m3/m3時，生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注入井和生產(chǎn)井。
全文摘要
本發(fā)明為一種深層及超深層稠油油藏的雙水平井火驅(qū)泄油開采方法，在稠油油藏開采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)，在同一垂直平面位置的油層內(nèi)設(shè)置一口注入井和一口生產(chǎn)井，組成一個水平注采井對，生產(chǎn)井的水平段位于注入井水平段的正下方并與之平行；注入井和生產(chǎn)井同時進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；當(dāng)注入井和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時停止循環(huán)預(yù)熱；注入井開始連續(xù)注入一個段塞的富氧空氣并點(diǎn)燃整個水平段的油層，點(diǎn)火成功后注入井開始連續(xù)注入空氣，生產(chǎn)井開始連續(xù)采油生產(chǎn)。該開采方法比蒸汽輔助重力泄油技術(shù)等常規(guī)注蒸汽開采方法提高采收率10～20％以上，最終采收率達(dá)到60％以上，經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)于常規(guī)注蒸汽開采方法。
文檔編號E21B43/30GK102900415SQ20121036209
公開日2013年1月30日 申請日期2012年9月25日 優(yōu)先權(quán)日2012年9月25日
發(fā)明者吳永彬, 趙欣, 高亮, 何萬軍, 李秀巒 申請人:中國石油天然氣股份有限公司