本發(fā)明涉及石油開(kāi)采
技術(shù)領(lǐng)域：
，具體而言，涉及一種用于蒸汽驅(qū)采油的直井及稠油的開(kāi)采方法。
背景技術(shù)：
：蒸汽吞吐是常用的稠油熱采方法，其基本過(guò)程是先向油井注入一定量的蒸汽，關(guān)井一段時(shí)間，待蒸汽的熱能向油層擴(kuò)散后，再開(kāi)井生產(chǎn)。蒸汽吞吐作業(yè)的過(guò)程可分為三個(gè)階段，即注汽、燜井及回采。其基本的增產(chǎn)機(jī)理有加熱降粘、加熱后油層彈性能量的釋放、重力驅(qū)作用、回采過(guò)程中吸收余熱、地層的壓實(shí)作用、油層解堵作用、蒸汽膨脹的驅(qū)動(dòng)作用、溶劑抽提作用、改善油相滲透率的作用、預(yù)熱作用、放大壓差的作用等。總體而言，蒸汽吞吐開(kāi)采屬于依靠天然能量開(kāi)采，只是在人工注入一定數(shù)量蒸汽并加熱油層后，產(chǎn)生了一系列強(qiáng)化采油機(jī)理，主要還是原油加熱降粘的作用。對(duì)于50℃條件下脫氣原油粘度大于2萬(wàn)厘泊的超稠油而言，動(dòng)用半徑非常有限，一般動(dòng)用半徑僅能達(dá)到15-20m，采出程度不超過(guò)20％，初期遞減率達(dá)到20％-30％，吞吐生產(chǎn)6-7輪次后效果急劇變差。為了提高注蒸汽熱采的總體效果以及石油的采收率，需要將蒸汽吞吐開(kāi)采至適當(dāng)時(shí)機(jī)轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)開(kāi)采，現(xiàn)有技術(shù)中常用的兩種蒸汽驅(qū)采油方式分別是采用雙水平井進(jìn)行石油開(kāi)采和采用直井-水平井的組合進(jìn)行石油開(kāi)采，主要原理是通過(guò)蒸汽輔助加熱原油降低粘度，而后依靠重力作用泄油，并在生產(chǎn)井中連續(xù)不斷的采出原油，其作業(yè)方式屬于多井聯(lián)合作業(yè)，注汽井專(zhuān)門(mén)注汽，生產(chǎn)井專(zhuān)門(mén)生產(chǎn)。但是對(duì)于原油粘度極高的超稠油油藏而言，上述兩種方式對(duì)油層的連續(xù)性要求較高，一般要求水平段長(zhǎng)度大于400m，油層縱向連續(xù)厚度10m以上才能夠?qū)崿F(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效。技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：本發(fā)明的主要目的在于提供一種用于蒸汽驅(qū)采油的直井及稠油的開(kāi)采方法，以實(shí)現(xiàn)在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采油的采油過(guò)程中對(duì)稠油的有效開(kāi)采。為了實(shí)現(xiàn)上述目的，根據(jù)本發(fā)明的一個(gè)方面，提供了一種用于蒸汽驅(qū)采油的直井，包括：第一油管，設(shè)置于油層中，且第一油管的底端高于油層的中心位置；第二油管，設(shè)置于油層中，且第二油管的底端低于油層的中心位置；封隔器，套設(shè)在第二油管的外側(cè)，且封隔器位于第二油管的底端與第一油管的底端之間；油井套管，套設(shè)在第一油管、第二油管和封隔器的外側(cè)，且油井套管具有位于油層中的射孔井段。進(jìn)一步地，射孔井段位于靠近第一油管的一側(cè)。進(jìn)一步地，射孔井段包括第一射孔段和第二射孔段，第一射孔段高于油層的中心位置，第二射孔段低于油層的中心位置。進(jìn)一步地，第一射孔段和第二射孔段的間距為1～2m。進(jìn)一步地，第一油管位于油層中的長(zhǎng)度與第二油管位于油層中的長(zhǎng)度之比為2～4。進(jìn)一步地，在油層中第一油管與第二油管的間距為15～20mm。進(jìn)一步地，直井還包括設(shè)置于第二油管中的溫度測(cè)量?jī)x和壓力傳感器。進(jìn)一步地，油層的平均厚度大于7m。進(jìn)一步地，油層的上表面距離地面的距離為150m～800m。根據(jù)本發(fā)明的另一方面，提供了一種稠油的開(kāi)采方法，包括以下步驟：S1、在油層中設(shè)置油井套管；S2、將第一油管和第二油管送入油井套管中；S3、采用蒸汽吞吐采油方式，通過(guò)第一油管和第二油管注入蒸汽，以對(duì)油層進(jìn)行開(kāi)采；S4、將封隔器送入油井套管中，使封隔器套設(shè)在第二油管的外側(cè)，且封隔器位于第二油管的底端與第一油管的底端之間，坐封封隔器，使封隔器將油井套管分隔成兩個(gè)區(qū)域；S5、將蒸汽吞吐采油方式轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)采油方式，通過(guò)對(duì)第一油管注入蒸汽，利用第二油管對(duì)油層進(jìn)行開(kāi)采。進(jìn)一步地，步驟S1還包括：對(duì)油井套管進(jìn)行射孔，以形成位于油層中的射孔井段。進(jìn)一步地，射孔井段位于靠近第一油管的一側(cè)，射孔井段包括第一射孔段和第二射孔段，第一射孔段高于油層的中心位置，且第二射孔段低于油層的中心位置。進(jìn)一步地，步驟S2還包括：將溫度測(cè)量?jī)x和壓力傳感器送入第二油管中。進(jìn)一步地，在步驟S3中，采用蒸汽吞吐采油方式對(duì)油層進(jìn)行3～5輪開(kāi)采，每輪開(kāi)采的周期為60～250天，間隔周期為70～265天。進(jìn)一步地，在蒸汽吞吐采油方式中，井底蒸汽干度不低于0.7，輪注汽量為1000～3000噸，注汽速度為80～250噸/天，且燜井時(shí)間為3～5天。進(jìn)一步地，第一射孔段和第二射孔段的間距為1～2m，在步驟S4中，將封隔器送入油井套管中，使封隔器位于第一射孔段和第二射孔段之間的油井套管中。進(jìn)一步地，在蒸汽驅(qū)采油方式中，注汽速度為80～250噸/天，采注比大于1.2。進(jìn)一步地，步驟S5還包括：采用蒸汽驅(qū)采油方式對(duì)油層進(jìn)行開(kāi)采至預(yù)定時(shí)間后，向第一油管注入氮?dú)夂驼羝幕旌蠚?，注入的氮?dú)夂驼羝捏w積比為0.2～0.5，當(dāng)?shù)獨(dú)獾淖⑷肓窟_(dá)到0.15PV后，停止向第一油管注入氮?dú)?。?yīng)用本發(fā)明的技術(shù)方案，本發(fā)明提供了一種用于蒸汽驅(qū)采油的直井，由于上述直井包括其底端高于油層中心位置的第一油管、其底端低于油層中心位置的第二油管和設(shè)置于第二油管的底端與第一油管的底端之間的封隔器，從而不僅能夠在蒸汽吞吐采油方式中應(yīng)用第一油 管和第二油管進(jìn)行注汽并采油，還能夠在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采油方式后，應(yīng)用封隔器在直井中形成蒸汽腔，并利用第一油管進(jìn)行注汽，第二油管進(jìn)行采油，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)了在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采油的采油過(guò)程中對(duì)油層的有效開(kāi)采；并且，由于上述第一油管和上述第二油管均設(shè)置于一個(gè)直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術(shù)中的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，僅利用單直井實(shí)現(xiàn)了蒸汽驅(qū)采油方式中的同井注采與重力泄油，進(jìn)而大大減少了井部署的數(shù)量，降低了成本，提高了蒸汽驅(qū)采油方式的經(jīng)濟(jì)效益。附圖說(shuō)明構(gòu)成本申請(qǐng)的一部分的說(shuō)明書(shū)附圖用來(lái)提供對(duì)本發(fā)明的進(jìn)一步理解，本發(fā)明的示意性實(shí)施例及其說(shuō)明用于解釋本發(fā)明，并不構(gòu)成對(duì)本發(fā)明的不當(dāng)限定。在附圖中：圖1示出了本發(fā)明實(shí)施方式所提供的應(yīng)用于蒸汽驅(qū)采油方式的直井的示意圖；圖2示出了本發(fā)明實(shí)施方式所提供的應(yīng)用于蒸汽吞吐采油方式的直井的示意圖；以及圖3示出了本發(fā)明實(shí)施方式所提供的稠油的開(kāi)采方法中轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)采油方式后的開(kāi)采示意圖。具體實(shí)施方式需要說(shuō)明的是，在不沖突的情況下，本申請(qǐng)中的實(shí)施例及實(shí)施例中的特征可以相互組合。下面將參考附圖并結(jié)合實(shí)施例來(lái)詳細(xì)說(shuō)明本發(fā)明。需要注意的是，這里所使用的術(shù)語(yǔ)僅是為了描述具體實(shí)施方式，而非意圖限制根據(jù)本申請(qǐng)的示例性實(shí)施方式。如在這里所使用的，除非上下文另外明確指出，否則單數(shù)形式也意圖包括復(fù)數(shù)形式，此外，還應(yīng)當(dāng)理解的是，當(dāng)在本說(shuō)明書(shū)中使用術(shù)語(yǔ)“包含”和/或“包括”時(shí)，其指明存在特征、步驟、操作、器件、組件和/或它們的組合。為了便于描述，在這里可以使用空間相對(duì)術(shù)語(yǔ)，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用來(lái)描述如在圖中所示的一個(gè)器件或特征與其他器件或特征的空間位置關(guān)系。應(yīng)當(dāng)理解的是，空間相對(duì)術(shù)語(yǔ)旨在包含除了器件在圖中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附圖中的器件被倒置，則描述為“在其他器件或構(gòu)造上方”或“在其他器件或構(gòu)造之上”的器件之后將被定位為“在其他器件或構(gòu)造下方”或“在其他器件或構(gòu)造之下”。因而，示例性術(shù)語(yǔ)“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”兩種方位。該器件也可以其他不同方式定位(旋轉(zhuǎn)90度或處于其他方位)，并且對(duì)這里所使用的空間相對(duì)描述做出相應(yīng)解釋。由
背景技術(shù)：
可知，現(xiàn)有技術(shù)中常用的兩種蒸汽驅(qū)采油方式分別是采用雙水平井進(jìn)行石油開(kāi)采和采用直井-水平井的組合進(jìn)行石油開(kāi)采，但是對(duì)于原油粘度極高的超稠油油藏而言，上述兩種方式對(duì)油層的連續(xù)性要求較高。本發(fā)明的發(fā)明人針對(duì)上述問(wèn)題進(jìn)行研究，提供了一種用于蒸汽驅(qū)采油的直井，如圖1所示，包括：第一油管10，設(shè)置于油層60中，且所述第一油 管10的底端高于所述油層60的中心位置；第二油管20，設(shè)置于所述油層60中，且所述第二油管20的底端低于所述油層60的中心位置；封隔器30，套設(shè)在所述第二油管20的外側(cè)，且所述封隔器30位于所述第二油管20的底端與所述第一油管10的底端之間；油井套管40，套設(shè)在所述第一油管10、所述第二油管20和所述封隔器30的外側(cè)，且所述油井套管40具有位于所述油層60中的射孔井段50。上述用于蒸汽驅(qū)采油的直井由于包括其底端高于油層中心位置的第一油管、其底端低于油層中心位置的第二油管和設(shè)置于第二油管的底端與第一油管的底端之間的封隔器，從而不僅能夠在蒸汽吞吐采油方式中應(yīng)用第一油管和第二油管進(jìn)行注汽并采油，還能夠在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采油方式后，應(yīng)用封隔器在直井中形成蒸汽腔，并利用第一油管進(jìn)行注汽，第二油管進(jìn)行采油，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)了在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采油的采油過(guò)程中對(duì)油層的有效開(kāi)采；并且，由于上述第一油管和上述第二油管均設(shè)置于一個(gè)直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術(shù)中的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，僅利用單直井實(shí)現(xiàn)了蒸汽驅(qū)采油方式中的同井注采與重力泄油，進(jìn)而大大減少了井部署的數(shù)量，降低了成本，提高了蒸汽驅(qū)采油方式的經(jīng)濟(jì)效益。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅(qū)采油的直井中，優(yōu)選地，所述射孔井段50位于靠近所述第一油管10的一側(cè)。在蒸汽驅(qū)采油方式中，采用上述優(yōu)選的實(shí)施方式能夠通過(guò)利用第一油管10更有效地將蒸汽注入油層60中，從而更有利于蒸汽對(duì)油層60的加熱，進(jìn)而提高了油層60中原油的開(kāi)采效率。并且，本發(fā)明中的蒸汽驅(qū)采油方式包括SAGD采油方式，SAGD即蒸汽輔助重力泄油。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅(qū)采油的直井中，優(yōu)選地，所述射孔井段50包括第一射孔段510和第二射孔段520，所述第一射孔段510高于所述油層60的中心位置，所述第二射孔段520低于所述油層60的中心位置。上述優(yōu)選的設(shè)置方式能夠更合理的利用射孔段，使射孔井段50有效地避開(kāi)了封隔器30設(shè)置于油井套管40上的位置，從而有效地避免了射孔段位置不當(dāng)(如位于油層60中心位置)造成地射孔工序的浪費(fèi)。在上述優(yōu)選的實(shí)施方式中，所述第一射孔段510和所述第二射孔段520的間距為1～2m。采用上述優(yōu)選的參數(shù)范圍，能夠使封隔器30有效地避開(kāi)射孔井段50的位置，從而避免了封隔器30對(duì)射孔井段50的封堵，使射孔井段50能夠更為有效地對(duì)油層60進(jìn)行注汽。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅(qū)采油的直井中，優(yōu)選地，所述第一油管10位于所述油層60中的長(zhǎng)度與所述第二油管20位于所述油層60中的長(zhǎng)度之比為2～4。更為優(yōu)選地，在所述油層60中所述第一油管10與所述第二油管20的間距為15～20mm。采用上述優(yōu)選的參數(shù)范圍能夠使設(shè)置于直井中的第一油管10與第二油管20更為有效地進(jìn)行注汽和采油，從而提高了第一油管10與第二油管20的采油效率。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅(qū)采油的直井中，優(yōu)選地，所述直井還包括設(shè)置于所述第二油管20中的溫度測(cè)量?jī)x和壓力傳感器。上述溫度測(cè)量?jī)x由于設(shè)置于第二油管20中，從而能夠有效地對(duì)第二油管20中的環(huán)境溫度進(jìn)行測(cè)試；并且，由于壓力傳感器由于第二油管20中，從而能夠有效地對(duì)第二油管20中的環(huán)境壓力進(jìn)行測(cè)試，進(jìn)而更夠通過(guò)測(cè)得的環(huán)境溫度和環(huán)境 壓力對(duì)直井中的環(huán)境條件進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)控，從而對(duì)采油過(guò)程中的工藝條件進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)控。其中，上述溫度測(cè)量?jī)x可以為熱電偶，上述壓力傳感器可以為毛細(xì)管。優(yōu)選地，本申請(qǐng)的用于蒸汽驅(qū)采油的直井用于淺層超稠油油藏的開(kāi)采，其中，油層60的平均厚度大于7m，油層60的上表面距離地面的距離為150m～800m，所述油層60的孔隙度大于0.2，水平滲透率大于300md，垂直滲透率與水平滲透率之比大于0.3，剩余油飽和度大于0.50。根據(jù)本發(fā)明的另一方面，提供了一種稠油的開(kāi)采方法，包括以下步驟：S1、在油層60中設(shè)置油井套管40；S2、將所述第一油管10和所述第二油管20送入所述油井套管40中；S3、采用蒸汽吞吐采油方式，通過(guò)所述第一油管10和所述第二油管20注入蒸汽，以對(duì)所述油層60進(jìn)行開(kāi)采；S4、將封隔器30送入所述油井套管40中，使所述封隔器30套設(shè)在所述第二油管20的外側(cè)，且所述封隔器30位于所述第二油管20的底端與所述第一油管10的底端之間，坐封所述封隔器30，使所述封隔器30將所述油井套管40分隔成兩個(gè)區(qū)域；S5、將所述蒸汽吞吐采油方式轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)采油方式，通過(guò)對(duì)所述第一油管10注入蒸汽，利用所述第二油管20對(duì)所述油層60進(jìn)行開(kāi)采。上述開(kāi)采方法中由于第一油管的底端高于油層中心位置，第二油管的底端低于油層中心位置，以及封隔器設(shè)置于第二油管的底端與第一油管的底端之間，從而不僅能夠在蒸汽吞吐采油方式中應(yīng)用第一油管和第二油管進(jìn)行注汽并采油，還能夠在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采油方式后，應(yīng)用封隔器在直井中形成蒸汽腔，并利用第一油管進(jìn)行注汽，第二油管進(jìn)行采油，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)了在蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采油的采油過(guò)程中對(duì)油層的有效開(kāi)采；并且，由于上述第一油管和上述第二油管均設(shè)置于一個(gè)直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術(shù)中的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，僅利用單直井實(shí)現(xiàn)了蒸汽驅(qū)采油方式中的同井注采與重力泄油，進(jìn)而大大減少了井部署的數(shù)量，降低了成本，提高了蒸汽驅(qū)采油方式的經(jīng)濟(jì)效益。如圖2所示為本發(fā)明提供的一種用于蒸汽吞吐采油的直井，包括：第一油管10，設(shè)置于油層60中，且所述第一油管10的底端高于所述油層60的中心位置；第二油管20，設(shè)置于所述油層60中，且所述第二油管20的底端低于所述油層60的中心位置；油井套管40，套設(shè)在所述第一油管10、所述第二油管20和所述封隔器30的外側(cè)，且所述油井套管40具有位于所述油層60中的射孔井段50。下面將結(jié)合圖1和圖2更詳細(xì)地描述根據(jù)本發(fā)明提供的稠油的開(kāi)采方法的示例性實(shí)施方式。然而，這些示例性實(shí)施方式可以由多種不同的形式來(lái)實(shí)施，并且不應(yīng)當(dāng)被解釋為只限于這里所闡述的實(shí)施方式。應(yīng)當(dāng)理解的是，提供這些實(shí)施方式是為了使得本申請(qǐng)的公開(kāi)徹底且完整，并且將這些示例性實(shí)施方式的構(gòu)思充分傳達(dá)給本領(lǐng)域普通技術(shù)人員。首先，執(zhí)行步驟S1：在油層60中設(shè)置油井套管40。在上述步驟中，進(jìn)行適合油藏粗篩選，所選油層60埋深淺于800m，油層60厚度>7m，油層60孔隙度>0.2，水平滲透率>300md，垂直滲透率與水平滲透率比值>0.3，剩余油飽和度>0.50，油層60中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁(yè)巖夾層。在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，所述步驟S1還包括：對(duì)所述油井套管40進(jìn)行射孔，以形成位于所述油層60中的射孔井段50。更為優(yōu)選地，所述射孔井段50位于靠近所述第一油管10的一側(cè)，所述射孔井段50包括第一射孔段510和第二射孔段520，所述第一射孔段510高于所述油層60的中心位置，且所述第二射孔段520低于所述油層60的中心位置。上述優(yōu)選的實(shí)施方式能夠使形成的射孔井段50有效地避開(kāi)封隔器30設(shè)置于油井套管40上的位置，從而有效地避免了射孔段位置不當(dāng)(如位于油層60中心位置)造成地射孔工序的浪費(fèi)。在完成步驟S1之后，執(zhí)行步驟S2：將所述第一油管10和所述第二油管20送入所述油井套管40中。優(yōu)選地，所述第一油管10位于所述油層60中的長(zhǎng)度與所述第二油管20位于所述油層60中的長(zhǎng)度之比為2～4。更為優(yōu)選地，在所述油層60中所述第一油管10與所述第二油管20的間距為15～20mm。采用上述優(yōu)選的參數(shù)范圍能夠使設(shè)置于直井中的第一油管10與第二油管20更為有效地進(jìn)行注汽和采油，從而提高了第一油管10與第二油管20的采油效率，進(jìn)而提高了最終原油的采油率。在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，所述步驟S2還包括：將溫度測(cè)量?jī)x和壓力傳感器送入所述第二油管20中。送于第二油管20中的上述溫度測(cè)量?jī)x能夠有效地對(duì)第二油管20中的環(huán)境溫度進(jìn)行測(cè)試；并且，送于第二油管20中的壓力傳感器能夠有效地對(duì)第二油管20中的環(huán)境壓力進(jìn)行測(cè)試，進(jìn)而更夠通過(guò)測(cè)得的環(huán)境溫度和環(huán)境壓力對(duì)直井中的環(huán)境條件進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)控，從而對(duì)采油過(guò)程中的工藝條件進(jìn)行實(shí)時(shí)調(diào)控。其中，上述溫度測(cè)量?jī)x可以為熱電偶，上述壓力傳感器可以為毛細(xì)管。在完成步驟S2之后，執(zhí)行步驟S3：采用蒸汽吞吐采油方式，通過(guò)所述第一油管10和所述第二油管20注入蒸汽，以對(duì)所述油層60進(jìn)行開(kāi)采。在蒸汽吞吐的采油方式中，首先，第一油管10和第二油管20均用于注入蒸汽，關(guān)井一段時(shí)間，待蒸汽的熱能向油層60擴(kuò)散后，再開(kāi)井并利用第一油管10和第二油管20進(jìn)行采油。由于上述第一油管10和上述第二油管20均設(shè)置于一個(gè)直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術(shù)中的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，僅利用單直井實(shí)現(xiàn)了蒸汽吞吐采油方式，進(jìn)而大大減少了井部署的數(shù)量，降低了成本，提高了蒸汽吞吐采油方式的經(jīng)濟(jì)效益。在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，在所述步驟S3中，采用所述蒸汽吞吐采油方式對(duì)所述油層60進(jìn)行3～5輪開(kāi)采，每輪開(kāi)采的周期為60～250，間隔周期為70～265。上述優(yōu)選的參數(shù)范圍能夠起到預(yù)熱油層60的作用，同時(shí)可以利用蒸汽吞吐初期較高的采油速度采出一定量的原油，提高了最終原油的采油率。在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，在所述蒸汽吞吐采油方式中，井底蒸汽干度不低于0.7，輪注汽量為1000～3000噸，注汽速度為80～250噸/天，且燜井時(shí)間為3～5天。采用上述優(yōu)選的參數(shù)范圍能夠在蒸汽吞吐采油方式中，針對(duì)于本申請(qǐng)?zhí)峁┑纳鲜鲋本畬?shí)現(xiàn)對(duì)原油的有效開(kāi)采，從而提高了最終原油的采油率。在完成步驟S3后，執(zhí)行步驟S4：將封隔器30送入所述油井套管40中，使所述封隔器30套設(shè)在所述第二油管20的外側(cè)，且所述封隔器30位于所述第二油管20的底端與所述第一 油管10的底端之間，坐封所述封隔器30，使所述封隔器30將所述油井套管40分隔成兩個(gè)區(qū)域。在上述步驟中，通過(guò)熱力或壓力作用使封隔器30坐封，從而在蒸汽驅(qū)采油方式中油層60中能夠形成一個(gè)SAGD蒸汽腔，進(jìn)而利用第一油管10進(jìn)行注汽，第二油管20進(jìn)行采油實(shí)現(xiàn)了蒸汽驅(qū)采油方式中原油的有效開(kāi)采。在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，所述第一射孔段510和所述第二射孔段520的間距為1～2m，在所述步驟S4中，將所述封隔器30送入所述油井套管40中，使所述封隔器30位于所述第一射孔段510和所述第二射孔段520之間的所述油井套管40中。上述優(yōu)選的實(shí)施方式能夠使封隔器30有效地避開(kāi)射孔井段50的位置，從而避免了封隔器30對(duì)射孔井段50的封堵，使射孔井段50能夠在蒸汽驅(qū)采油方式中更為有效地對(duì)油層60進(jìn)行注汽。在完成步驟S4后，執(zhí)行步驟S5：將所述蒸汽吞吐采油方式轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)采油方式，通過(guò)對(duì)所述第一油管10注入蒸汽，利用所述第二油管20對(duì)所述油層60進(jìn)行開(kāi)采。在上述步驟中，第一油管10僅用于注入蒸汽，第二油管20僅用于對(duì)油層60進(jìn)行開(kāi)采，由于上述第一油管10和上述第二油管20均設(shè)置于一個(gè)直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術(shù)中的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，僅利用單直井實(shí)現(xiàn)了蒸汽驅(qū)采油方式，進(jìn)而大大減少了井部署的數(shù)量，降低了成本，提高了蒸汽驅(qū)采油方式的經(jīng)濟(jì)效益；并且，轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)采油方式(SAGD)進(jìn)行操作，直接終止了蒸汽吞吐階段的油產(chǎn)量遞減，進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段，借助重力泄油作用，能夠達(dá)到相當(dāng)高的原油采收率，最終采收率可比蒸汽吞吐提高10％～25％，達(dá)到20％～45％以上。本申請(qǐng)?zhí)峁┑某碛偷拈_(kāi)采方法中轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)采油方式后的開(kāi)采示意圖如圖3所示，通過(guò)第一油管10注入蒸汽，封隔器30坐封后在油層60中形成SAGD蒸汽腔，蒸汽腔一方面驅(qū)使非凝析氣擴(kuò)散至油層頂，另一方面利用凝析液將熱油從油層底帶入直井的第二油管20中進(jìn)行采油；并且，從圖中可以看出，SAGD蒸汽腔形成的蒸汽范圍遠(yuǎn)大于蒸汽吞吐采油方式中蒸汽形成的吞吐波及區(qū)域的范圍，從而采用蒸汽驅(qū)采油方式能夠在采油后期實(shí)現(xiàn)對(duì)油層中原油的有效開(kāi)采，進(jìn)而提高了油層中原油的采收率。在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，在所述蒸汽驅(qū)采油方式中，注汽速度為80～250噸/天，采注比大于1.2。采用上述優(yōu)選的參數(shù)范圍能夠在蒸汽驅(qū)采油方式中，針對(duì)于本申請(qǐng)?zhí)峁┑纳鲜鲋本畬?shí)現(xiàn)對(duì)原油的有效開(kāi)采，從而提高了最終原油的采油率。在一種優(yōu)選的實(shí)施方式中，所述步驟S5還包括：采用所述蒸汽驅(qū)采油方式對(duì)所述油層60進(jìn)行開(kāi)采至預(yù)定時(shí)間后，向所述第一油管10注入氮?dú)夂驼羝幕旌蠚猓⑷氲牡獨(dú)夂驼羝捏w積比為0.2～0.5，當(dāng)?shù)獨(dú)獾淖⑷肓窟_(dá)到0.15PV后，停止向所述第一油管10注入氮?dú)?。?yōu)選地，上述預(yù)定時(shí)間為1～3年。生產(chǎn)預(yù)定時(shí)間后注入氮?dú)廨o助，既有維持蒸汽腔壓力，進(jìn)一步增加蒸汽波及體積和均勻性的作用，又可以實(shí)現(xiàn)氮?dú)庠谟蛯?0頂部覆蓋隔熱，從而降低熱損失，增加熱效率。下面將結(jié)合實(shí)施例進(jìn)一步說(shuō)明本申請(qǐng)?zhí)峁┑挠糜谡羝?qū)采油的直井及稠油的開(kāi)采方法。實(shí)施例1本實(shí)施例提供一種稠油的開(kāi)采方法：(1)進(jìn)行油藏粗篩選，所選油層埋深300m，油層厚度為8m，油層孔隙度為0.25，水平滲透率為800md，垂直滲透率與水平滲透率比值為0.7，剩余油飽和度為0.68，油層中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁(yè)巖夾層，50℃條件下脫氣原油粘度為3萬(wàn)厘泊。(2)單口直井中設(shè)置油井套管，并向油井套管內(nèi)下入第一油管和第二油管，第一油管下入油層中上部，第二油管下入油層底部，同時(shí)下入熱電偶和毛細(xì)管測(cè)取泵口附近的溫度和壓力。(2)蒸汽吞吐生產(chǎn)前在油層段分段射孔，油層中部預(yù)留2m區(qū)域不射孔，采用雙管注汽和生產(chǎn)3輪次，輪注汽量為3000噸，注汽速度為250噸/天，燜井時(shí)間為3天。(3)第3輪生產(chǎn)結(jié)束后下入封隔器，下入位置在油層中部預(yù)留區(qū)域中部。(4)第一油管連續(xù)注蒸汽，第二油管連續(xù)生產(chǎn)，其中，注汽速度為250噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-15℃之間；并且，在蒸汽的熱力作用下，封隔器卡緊油井套管和第二油管。(5)生產(chǎn)2年后第一油管注入氮?dú)夂驼羝旌狭黧w，地下體積比為0.5，氮?dú)獾目傋⑷肓窟_(dá)到0.15PV后停注，第一油管注氮?dú)夂驼羝旌狭黧w期間第二油管繼續(xù)連續(xù)生產(chǎn)，采注比為1.2。(6)繼續(xù)第二油管注蒸汽，注汽速度為250噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-15℃之間，直至生產(chǎn)結(jié)束。實(shí)施例2本實(shí)施例提供一種稠油的開(kāi)采方法：(1)進(jìn)行油藏粗篩選，所選油層埋深450m，油層厚度為15m，油層孔隙度為0.28，水平滲透率為1500md，垂直滲透率與水平滲透率比值為0.8，剩余油飽和度為0.70，油層中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁(yè)巖夾層，50℃條件下脫氣原油粘度為4萬(wàn)厘泊。(2)單口直井中設(shè)置油井套管，并向油井套管中下入第一油管和第二油管，第一油管下入油層中上部，第二油管下入油層底部，同時(shí)下入熱電偶和毛細(xì)管測(cè)取泵口附近的溫度和壓力。(2)蒸汽吞吐生產(chǎn)前在油層段分段射孔，油層中部預(yù)留2m區(qū)域不射孔，采用雙管注汽和生產(chǎn)5輪次，輪注汽量為2000噸，注汽速度為100噸/天，燜井時(shí)間為3天。(3)第5輪生產(chǎn)結(jié)束后下入封隔器，下入位置在油層中部預(yù)留區(qū)域中部。(4)第一油管連續(xù)注蒸汽，第二油管連續(xù)生產(chǎn)，其中，注汽速度為100噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-20℃之間；并且，在蒸汽的熱力作用下，封隔器卡緊油井套管和第二油管。(5)生產(chǎn)2年后第一油管注入氮?dú)夂驼羝旌狭黧w，地下體積比為0.5，氮?dú)獾目傋⑷肓窟_(dá)到0.15PV后停注，第一油管注氮?dú)夂驼羝旌狭黧w期間長(zhǎng)管繼續(xù)連續(xù)生產(chǎn)，采注比為1.2。(6)繼續(xù)短管注蒸汽，注汽速度為150噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-20℃之間，直至生產(chǎn)結(jié)束。對(duì)比例1本對(duì)比例提供一種稠油的開(kāi)采方法：(1)進(jìn)行油藏粗篩選，所選油層埋深450m，油層厚度為15m，油層孔隙度為0.28，水平滲透率為1500md，垂直滲透率與水平滲透率比值為0.8，剩余油飽和度為0.70，油層中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁(yè)巖夾層，50℃條件下脫氣原油粘度為2萬(wàn)厘泊。(2)單口直井中設(shè)置油井套管，并向油井套管中下入一根油管，同時(shí)下入注采兩用泵。(3)蒸汽吞吐生產(chǎn)前在油層段射孔，油層頂部預(yù)留油層厚度的1/4不射孔，注汽和生產(chǎn)8輪次，輪注汽量2000噸，注汽速度100噸/天，燜井時(shí)間3天，直至生產(chǎn)結(jié)束。對(duì)上述實(shí)施例1至2與對(duì)比例1的采收率和油汽比進(jìn)行了測(cè)試，測(cè)試結(jié)果如下表所示：采收率，％油汽比，f實(shí)施例1350.18實(shí)施例2380.25對(duì)比例1180.13從上表中可以看出，實(shí)施例1中的稠油的開(kāi)采方法與常規(guī)蒸汽吞吐采油方式相比，采收率提高17％，油汽比提高0.05；實(shí)施例2與常規(guī)蒸汽吞吐采油方式相比，采收率提高20％，油汽比提高0.12。從以上的描述中，可以看出，本發(fā)明上述的實(shí)施例實(shí)現(xiàn)了如下技術(shù)效果：(1)首先采用蒸汽吞吐3～5輪，能夠起到預(yù)熱油層的作用，同時(shí)可以利用蒸汽吞吐初期較高的采油速度采出一定量的原油；(2)蒸汽吞吐采油方式轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)采油方式進(jìn)行操作，直接終止了蒸汽吞吐階段的油產(chǎn)量遞減，進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段，借助重力泄油作用，能夠達(dá)到相當(dāng)高的原油采收率，最終采收率可比蒸汽吞吐提高10％～25％，達(dá)到20％～45％以上；(3)生產(chǎn)預(yù)定時(shí)間后注入氮?dú)廨o助，既有維持蒸汽腔壓力，進(jìn)一步增加蒸汽波及體積和均勻性的作用，又可以實(shí)現(xiàn)氮?dú)庠谟蛯禹敳扛采w隔熱，從而降低熱損失，增加熱效率；(4)本發(fā)明摒棄現(xiàn)有技術(shù)中多井聯(lián)合作業(yè)的采油方式，僅采用單直井進(jìn)行蒸汽吞吐采油方式以及蒸汽驅(qū)采油方式中的注汽與采油，實(shí)現(xiàn)了蒸汽驅(qū)采油方式中的同井注采與重力泄油，從而大大減少了井部署的數(shù)量，降低了成本，提高了蒸汽驅(qū)采油方式的經(jīng)濟(jì)效益。以上所述僅為本發(fā)明的優(yōu)選實(shí)施例而已，并不用于限制本發(fā)明，對(duì)于本領(lǐng)域的技術(shù)人員來(lái)說(shuō)，本發(fā)明可以有各種更改和變化。凡在本發(fā)明的精神和原則之內(nèi)，所作的任何修改、等同替換、改進(jìn)等，均應(yīng)包含在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。當(dāng)前第1頁(yè)1 2 3