專利名稱：深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法
技術領域：
本發(fā)明是關于石油開采領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泄油技術開采方法。
背景技術：
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)技術通常有蒸汽驅技術、蒸汽輔助重力泄油技術、蒸汽吞吐技術等注蒸汽開發(fā)技術，但是對于深層及超深層稠油油藏，以上注蒸汽開發(fā)技術存在諸多問題。 蒸汽輔助重力泄油技術是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，蒸汽由于密度遠遠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面擴展，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井中采出。加拿大油砂礦區(qū)的蒸汽輔助重力泄油技術開發(fā)效果表明，該技術具有上產快、峰值產量高、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存在以下幾個方面的關鍵問題一是蒸汽輔助重力泄油技術對井下蒸汽干度要求高，為了實現(xiàn)蒸汽腔向上的不斷上升和平面的不斷擴展，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，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，到達井底的蒸汽干度可以達到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開發(fā)過程中，形成的蒸汽腔很小，造成泄油面小，日產油偏低，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井內，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生蒸汽的設備的碳排放量過大，對環(huán)境造成污染。蒸汽驅技術是在水平井網、直井水平井組合井網或者直井井網條件下，注入井連續(xù)注蒸汽，生產井連續(xù)采油的開發(fā)方式。蒸汽驅技術適應的油藏條件為油藏埋深在1400米以內的稠油油藏，對于埋深超過1500米的稠油油藏，與蒸汽輔助重力泄油技術一樣，沿程蒸汽熱損失過大，到達井底基本為低干度蒸汽或者熱水，造成蒸汽驅效果變差，或者基本無效果。蒸汽吞吐技術是指在對同一口油井，在較短時間內連續(xù)注入一定量的蒸汽，然后關井一段時間燜井，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，在關井一段時間以后再開井生產的開發(fā)方式。與蒸汽驅和蒸汽輔助重力泄油技術一樣，蒸汽吞吐技術不適用于埋深超過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、蒸汽驅技術、蒸汽吞吐技術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，目前尚未有經濟高效的開發(fā)技術。由此，本發(fā)明人憑借多年從事相關行業(yè)的經驗與實踐，提出一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，以克服現(xiàn)有技術的缺陷
發(fā)明內容

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、低能耗、高采收率、低安全風險等特點。本發(fā)明的目的是這樣實現(xiàn)的，一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，所述開采方法包括以下步驟(I)在稠油油藏開采區(qū)域內設置水平注采井網，所述水平注采井網至少包括一對水平注采井；所述該對水平注采井包括設置在同一豎直平面位置的注入井和生產井，注入井水平段位于生產井水平段的正上方；(2)通過注入井和生產井同時進行注蒸汽循環(huán)預熱；(3)當注入井的水平段和生產井的水平段之間的油層溫度升高到預定溫度后，注入井和生產井同時停止循環(huán)預熱；注入井開始注入一個段塞的富氧空氣，并采用井下電點火器或者自燃點火方式點燃油層；(4)油層點燃后，注入井連續(xù)注入空氣；(5)生產井開始連續(xù)采油生產；(6)對生產井的排出氣體進行氧氣含量連續(xù)監(jiān)測；(7)對生產井的產出流體進行連續(xù)監(jiān)測；(8)生產結束，關閉注入井和生產井。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，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)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(I)中，當油層厚度較小，則減少水平注采井網內相鄰注采井對之間的井距布井，當油層厚度較大，則增加相鄰注采井對之間的井距布井；一般地，當油層厚度為15-20m時，水平注采井網相鄰的注采井對之間的井距為60-100m;當油層厚度為大于20m時，水平注采井網相鄰的注采井對之間的井距為100_150mo在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井和生產井的管柱均采用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
管的管柱結構。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井和生產井的篩管內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)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(2)中，注入井和生產井均采用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預熱方式；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)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(2)中，當蒸汽循環(huán)預熱進行的時間在60天以內時，(一般地，蒸汽循環(huán)預熱時間為120-160天，這里的60天以內指的是蒸汽循環(huán)預熱的過程中的時間)，所述注采井對的下部生產井水平段的環(huán)空內的長油管的注汽壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內的長油管的注汽壓力相等，下部生產井水平段的環(huán)空內的短油管的排液壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內的短油管的排液壓力相等。
在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(2)中，注入蒸汽的井口干度大于90%。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(2)中，當蒸汽循環(huán)預熱的時間達到60天以后時，生產井水平段的環(huán)空內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；生產井長油管與注汽井長油管的注汽壓力可以通過調整注汽速度來實現(xiàn)，生產井短油管與注汽井短油管的排液壓力可以通過調整油嘴尺寸來調節(jié)排液量，從而實現(xiàn)調節(jié)排液壓力的目的。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(3)中，預定溫度是指注入井水平段和生產井水平段之間的油層溫度升高到200°C以上，達到該預定溫度后，注入井內的短油管停止排液，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)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(4)中，空氣的注入速度隨油層內空氣腔的上升和擴展逐漸增加，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，當油層被點燃以后，轉換為連續(xù)注入空氣。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(4)中，注入的富氧空氣進入蒸汽腔以后，遇到200°C以上的高溫油層，空氣被自發(fā)點燃，開始火驅生產階段；當蒸汽腔內殘余油飽和度低于20%以下，不足以提供點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火器，并注入空氣，人工點燃油層；點火初期，對生產井的產出氣體進行連續(xù)監(jiān)測，優(yōu)選地，每小時監(jiān)測一次，當氣體中氧氣含量小于5%，產出氣體溫度上升到300°C以上時，認為油層已經被點燃。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(5)中，生產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整注入速度來實現(xiàn)，排液壓力可以通過調整油嘴尺寸來實現(xiàn)。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(5)中，火燒產量隨著注氣速度的增加逐漸上升，并進入了一個穩(wěn)產期，當火燒的產量開始明顯下降，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，表明空氣腔已經進入了下降階段，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，當氧氣含量接近6%時，將注空氣井的注氣速度下調，優(yōu)選地，注氣速度下調到150 200m3/d/m水平段長度，生產井的排液速度不變。在本發(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(7)中，平均每天相等時間間隔對生產井產出流體檢測化驗三次，優(yōu)選地，當氣液比大于IOOOmVm3時，提高生產井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓提高O. 2 O. 3MPa，生產井的排液速度下降1/5 1/4 ;當生產井的產出氣液比小于500m3/m3以后，降低生產井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓降低O. 2 O. 3MPa，重新提高生產井的排液量到原排液量?！ぴ诒景l(fā)明的一較佳實施方式中，在所述步驟(8)中，當生產井的單井平均日產油量小于3m3/d，且注空氣速度與生產井產油速度(空氣原油比)的比值大于5000m3/m3時，生產結束，關閉注入井和生產井。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，下部水平井為生產井，在上下水平井同時循環(huán)預熱一段時間，達到水平段實現(xiàn)熱連通以后，上部水平井連續(xù)注空氣點火燃燒驅油，下部水平井連續(xù)生產?？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展，燃燒面外側加熱的原油在重力作用下泄入油層底部的水平生產井內，通過靈活調控水平生產井的井底操作壓力，使得水平生產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井的水平段內的氣竄或者火竄，安全風險小。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，在地下火燒產生的熱量全部用于加熱油層內的原油，具有較高的熱利用率。同時，整個水平段火燒有效擴大了火燒過程中的可動油帶面積，油井可以實現(xiàn)快速上產，并維持較高的產量水平。此外，由于火燒耗油量少，主要燃燒物為稠油中的重質組分在燃燒過程中形成的結焦帶，原油的以及高溫熱裂解產生的輕質及中質組分均能有效的被采出。因此，具有高產、低能耗、高采收率、低安全風險等特點。本發(fā)明的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法具有以下技術效果(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、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，在地下火燒產生的熱量全部用于加熱油層內的原油，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展，因此初期火燒面積小，上產慢；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，因此油井可以實現(xiàn)快速上產，并維持較高的產量水平。
(3)直井火燒過程中，受到儲層內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井，造成局部生產井過早關井，井間剩余油較多，火驅波及面積小，采收率低等問題。而本發(fā)明所提供的水平井火驅方法，由于生產井的水平段位于注入井水平段的垂向下方，火驅過程中加熱的原油在重力作用下流向油層下部，在生產井水平段上方形成一個密封的油氣界面，將生產井的水平段埋在該油氣界面以下，使生產井起到與水泵抽吸近似的功效。生產井在生產過程中，通過靈活調節(jié)其水平段的排液量，可以實現(xiàn)油氣界面一直埋住生產井的水平段，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組分在燃燒過程中形成的結焦帶，原油的以及高溫熱裂解產生的輕質及中質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、低能耗、高采收率、低安全風險等特點。(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泄油開采方法，與蒸汽驅、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)直井火驅開采方法相比，采收率可提高10 20%以上；最終采收率可以達到60%以上，經濟效益明顯好于普通注蒸汽開采技術與常規(guī)直井火驅技術。


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泄油開采方法的水平注采井管柱結構示意圖；圖2 :為本發(fā)明中水平段火驅泄油機理與燃燒區(qū)帶展布特征示意圖；附圖標號注入井11生產井12注入井短油管111注入井長油管 H2 生產井短油管生產井長油管122注入井短油管注入井長油管2122 空氣腔2點火器點火器燃燒帶3 可動油流動帶 具體實施例方式為了對本發(fā)明的技術特征、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泄油開采方法包括以下步驟A、部署水平注采井網首先在該稠油油藏的油層內部署至少一對水平注采井對，本實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和生產井(水平注入井)12，注入井11和生產井12位于同一豎直平面內，注入井11水平段位于生產井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和生產井(水平注入井)12均為套管預應力完井，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內下入相互平行的一根短油管111和一根長油管112 ;生產井(水平注入井)12內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內分別下入一根電點火器21、22，點火器的尖端從短油管111和長油管112的出口端伸出。上述水平注采井網的示意圖如圖I所示。B、注蒸汽循環(huán)預熱 通過注入井11的長油管112與生產井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)預熱。循環(huán)預熱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)預熱，加速注入井11與生產井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)預熱180天時，注入井11與生產井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；生產井12排液數(shù)據表明，生產井12的短油管121排出液含水率從100%下降到了 85%，油層內的原油流入生產井12的量明顯增加，表明注采井間的油層原油流動能力已經大大增加，已經達到了預熱效果，因此，注入井11的短油管111停止排液，生產井12的長油管122停止注入蒸汽，注蒸汽循環(huán)預熱結束。C、水平段火驅點火階段注入井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，利用電點火器21、22同時點燃注入井水平段附近的油層；生產井12的短油管121與生產井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水平段與生產井12水平段之間的注采壓差保持在O. 4MPa ;對生產井12的產出氣體進行連續(xù)監(jiān)測，優(yōu)選地，每小時監(jiān)測一次，當氣體中氧氣含量小于5%，產出氣體溫度上升到300°C以上時，認為油層已經被點燃。油層點燃后，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，生產井12的短油管121與生產井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、水平段火驅連續(xù)生產階段
點火成功以后，進入水平段火驅連續(xù)生產階段，注氣速度為300m3/d/m水平段長度，因此，500米水平段長度對應的注汽速度為15000m3/d。點火初期生產井的排液速度IOOmVd0在火驅過程中，平均每天相等時間間隔監(jiān)測三次，當氧氣含量接近6%時，將注氣速度下調到150 200m3/d/m水平段長度，生產井的排液速度不變。當生產井12氣液比大于IOOOmVm3時，提高生產井12井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓提高O. 2 O. 3MPa，生產井12的排液速度下降1/5 1/4 ;當生產井12的產出氣液比小于500m3/m3以后，降低生產井12的井底流壓， 優(yōu)選地，將井底流壓降低O. 2 O. 3MPa，重新提高生產井12的排液量到原排液量。E、水平段火驅生產結束階段當生產井12的單井平均日產油量小于3m3/d，且注空氣速度與生產井12的產油速度(空氣原油比)的比值大于5000m3/m3時，生產結束，關閉注入井11和生產井12。表I為本發(fā)明與蒸汽輔助重力泄油的生產情況統(tǒng)計。表I
I ,k產效果對比
累產汕+敬(10't) I采收率(%)有效生產而
本發(fā)明17.906212.8如表I所示，從生產情況來看，采用蒸汽輔助重力泄油一直生產到結束的開發(fā)方式，經濟有效生產時間約為11. 2年，累計產油量約為13. 22X 104t，最終采收率約為46% ；而本發(fā)明的開采方法經濟有效生產時間約為12. 8年，累計產油量約為17. 90X 104t，最終采收率約為62%，比蒸汽輔助重力泄油技術開發(fā)大幅度提高了 16個百分點。本發(fā)明的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法具有以下技術效果(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、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，在地下火燒產生的熱量全部用于加熱油層內的原油，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展，因此初期火燒面積小，上產慢；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，因此油井可以實現(xiàn)快速上產，并維持較高的產量水平。(3)直井火燒過程中，受到儲層內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井，造成局部生產井過早關井，井間剩余油較多，火驅波及面積小，采收率低等問題。而本發(fā)明所提供的水平井火驅方法，由于生產井的水平段位于注入井水平段的垂向下方，火驅過程中加熱的原油在重力作用下流向油層下部，在生產井水平段上方形成一個密封的油氣界面，將生產井的水平段埋在該油氣界面以下，使生產井起到與水泵抽吸近似的功效。生產井在生產過程中，通過靈活調節(jié)其水平段的排液量，可以實現(xiàn)油氣界面一直埋住生產井的水平段，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組分在燃燒過程中形成的結焦帶，原油的以及高溫熱裂解產生的輕質及中質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、低能耗、高采收率、低安全風險等特點。(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泄油開采方法，與蒸汽驅、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)直井火驅開采方法相比，采收率可提高10 20%以上；最終采收率可以達到60%以上，經濟效益明顯好于普通注蒸汽開采技術與常規(guī)直井火驅技術。以上所述僅為本發(fā)明示意性的具體實施方式
，并非用以限定本發(fā)明的范圍。任何本領域的技術人員，在不脫離本發(fā)明的構思和原則的前提下所作出的等同變化與修改，均 應屬于本發(fā)明保護的范圍。
權利要求
1.一種深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，所述開采方法包括以下步驟 (1)在稠油油藏開采區(qū)域內設置水平注采井網，所述水平注采井網至少包括一對水平注采井；所述該對水平注采井包括設置在同一豎直平面位置的注入井和生產井，注入井水平段位于生產井水平段的正上方； (2)通過注入井和生產井同時進行注蒸汽循環(huán)預熱； (3)當注入井的水平段和生產井的水平段之間的油層溫度升高到預定溫度后，注入井和生產井同時停止循環(huán)預熱；注入井開始注入一個段塞的富氧空氣，并采用井下電點火器或者自燃點火方式點燃油層； (4)油層點燃后，注入井連續(xù)注入空氣； (5)生產井開始連續(xù)采油生產； (6)對生產井的排出氣體進行氧氣含量連續(xù)監(jiān)測； (7)對生產井的產出流體進行連續(xù)監(jiān)測； (8)生產結束，關閉注入井和生產井。
2.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，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.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，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井的水平段之間的垂直距離為5-6m。
4.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，當油層厚度較小，則減少水平注采井網內相鄰注采井對之間的井距布井，當油層厚度較大，則增加相鄰注采井對之間的井距布井；一般地，當油層厚度為15-20m時，水平注采井網相鄰的注采井對之間的井距為60-100m;當油層厚度為大于20m時，水平注采井網相鄰的注采井對之間的井距為100-150m。
5.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，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構。
6.如權利要求5所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，所述注入井和生產井的篩管內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.如權利要求6所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，注入井和生產井均采用長油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預熱方式；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)預熱期間，注汽速度可以控制在60-120噸/天。
8.如權利要求6所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，當蒸汽循環(huán)預熱進行的時間在60天以內時，所述注采井對的下部生產井水平段的環(huán)空內的長油管的注汽壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內的長油管的注汽壓力相等，下部生產井水平段的環(huán)空內的短油管的排液壓力與上部注入井水平段的環(huán)空內的短油管的排液壓力相等。
9.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，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.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，當蒸汽循環(huán)預熱的時間達到60天以后時，生產井水平段的環(huán)空內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.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(3)中，預定溫度是指注入井水平段和生產井水平段之間的油層溫度升高到200°C以上，達到該預定溫度后，注入井內的短油管停止排液，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.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(4)中，空氣的注入速度隨油層內空氣腔的上升和擴展逐漸增加，隨空氣腔下降逐漸減少，一般地，在2000-50000m3/d。
13.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，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，當油層被點燃以后，轉換為連續(xù)注入空氣。
14.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(4)中，注入的富氧空氣進入蒸汽腔以后，遇到200°C以上的高溫油層，空氣被自發(fā)點燃，開始火驅生產階段；當蒸汽腔內殘余油飽和度低于20%以下，不足以提供點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火器，并注入空氣，人工點燃油層；點火初期，對生產井的產出氣體進行連續(xù)監(jiān)測，優(yōu)選地，每小時監(jiān)測一次，當氣體中氧氣含量小于5%，產出氣體溫度上升到300°C以上時，認為油層已經被點燃。
15.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(5)中，生產井水平段與注入井水平段之間的注采壓差不超過O. 5MPa。
16.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(5)中，火燒產量隨著注氣速度的增加逐漸上升，并進入了一個穩(wěn)產期，當火燒的產量開始明顯下降，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，表明空氣腔已經進入了下降階段，將注氣速度減小到2000 10000m3/d。
17.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，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，當氧氣含量接近6%時，將注空氣井的注氣速度下調，優(yōu)選地，注氣速度下調到150 200m3/d/m水平段長度，生產井的排液速度不變。
18.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，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井產出流體檢測化驗三次，優(yōu)選地，當氣液比大于1000m3/m3時，提高生產井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓提高O. 2 O.3MPa，生產井的排液速度下降1/5 1/4 ;當生產井的產出氣液比小于500m3/m3以后，降低生產井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓降低O. 2 O. 3MPa，重新提高生產井的排液量到原排液量。
19.如權利要求I所述的深層及超深層稠油油藏雙水平井火驅泄油開采方法，其特征在于在所述步驟(8)中，當生產井的單井平均日產油量小于3m3/d，且注空氣速度與生產井產油速度的比值大于5000m3/m3時，生產結束，關閉注入井和生產井。
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泄油開采方法，在稠油油藏開采區(qū)域內設置水平注采井網，在同一垂直平面位置的油層內設置一口注入井和一口生產井，組成一個水平注采井對，生產井的水平段位于注入井水平段的正下方并與之平行；注入井和生產井同時進行注蒸汽循環(huán)預熱；當注入井和生產井的水平段之間的油層溫度升高到預定溫度后，注入井和生產井同時停止循環(huán)預熱；注入井開始連續(xù)注入一個段塞的富氧空氣并點燃整個水平段的油層，點火成功后注入井開始連續(xù)注入空氣，生產井開始連續(xù)采油生產。該開采方法比蒸汽輔助重力泄油技術等常規(guī)注蒸汽開采方法提高采收率10～20％以上，最終采收率達到60％以上，經濟效益優(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