中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法
【專利摘要】本發(fā)明提出一種中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，所述中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法包括：步驟A：選擇合格油藏；步驟B：在所述合格油藏中部署雙水平井；步驟C：對上水平井和下水平井同時進行蒸汽吞吐開發(fā)，使所述合格油藏降壓至3.5MPa以下；步驟D：在所述雙水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井機械舉升管柱，在雙水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井機械舉升管柱；步驟E：循環(huán)預(yù)熱，上水平井和下水平井同時進行連續(xù)的注入采出，將蒸汽在上水平井和下水平井內(nèi)同時注入，同時利用機械舉升回采冷凝液，上水平井內(nèi)的冷凝液由上水平井采出，下水平井的冷凝液由下水平井采出。
【專利說明】中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及石油注采領(lǐng)域，具體涉及一種中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，即一種實現(xiàn)中深層超稠油油藏雙水平井SAGD (蒸汽輔助重力泄油)高效、均衡預(yù)熱啟動方法。
【背景技術(shù)】
[0002]蒸汽輔助重力泄油(SAGD)是開發(fā)稠油油藏的有效技術(shù)手段，對于在地層原始條件下沒有流動能力的高粘度原油，需經(jīng)歷油層預(yù)熱階段，實現(xiàn)注采井之間的熱連通，充分預(yù)熱油層是實現(xiàn)重力泄油的前提。
[0003]為建立雙水平井組合SAGD注、采井之間的熱連通一般采取兩種預(yù)熱的方式，即蒸汽吞吐預(yù)熱和蒸汽循環(huán)預(yù)熱。
[0004]其中蒸汽吞吐預(yù)熱是上下水平井同時進行蒸汽吞吐開發(fā)，目的是降低地層壓力，建立熱連通，吞吐預(yù)熱階段最終可使水平井井間連通溫度達到80°C，壓力下降至3MPa左右，階段采出程度可達到21%。但是蒸汽吞吐預(yù)熱不能均勻加熱水平段，隨著吞吐輪次的增力口，溫場呈繼承性發(fā)展，非均質(zhì)程度更加嚴重，所以，完全依靠高壓吞吐生產(chǎn)來達到取得熱連通目的，往往會造成水平段加熱不均勻，必將制約轉(zhuǎn)入SAGD開發(fā)后生產(chǎn)效果，降低最終米收率。
[0005]循環(huán)預(yù)熱是指高溫蒸汽在不進入油層(或極少量進入油層)的情況下加熱油層，蒸汽僅在水平井內(nèi)循環(huán)一圈，故稱循環(huán)預(yù)熱。從理論上講在注采井中進行足夠長時間(2-4個月)的蒸汽循環(huán)后，注采井間能夠建立熱連通，且水平段可得到均勻加熱。但是實際應(yīng)用中僅在淺層稠油油藏實現(xiàn)了蒸汽的自循環(huán)預(yù)熱，對于中深層稠油油藏(600-1000m)，由于蒸汽吞吐壓力較淺層更低，例如，已開發(fā)油藏在蒸汽吞吐降壓至3-4MPa，在中深層稠油油藏，高溫?zé)崴y以實現(xiàn)自循環(huán)，中深層稠油油藏的循環(huán)預(yù)熱難以實現(xiàn)，限制了中深層稠油油藏的開米。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0006]本發(fā)明提供一種中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，以針對中深層稠油油藏的循環(huán)預(yù)熱問題，主要解決中深層稠油油藏的循環(huán)預(yù)熱難以實現(xiàn)的問題。
[0007]為此，本發(fā)明提出一種中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，所述中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法包括:
[0008]步驟A:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深為600-1000m，連續(xù)油層厚度大于等于10m，垂向滲透率與水平滲透率比例大于0.3 ；
[0009]步驟B:在所述合格油藏中設(shè)置雙水平井，所述雙水平井包括:井距為4-6m的上水平井和下水平井，雙水平井的井深小于1600米，雙水平的水平段長度在300m以上；
[0010]步驟C:對上水平井和下水平井同時進行蒸汽吞吐開發(fā)，使所述合格油藏降壓至
3.5MPa 以下；[0011]步驟D:然后，在所述雙水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井機械舉升管柱，上水平井注汽管柱下深到上水平井水平段的2/3處，在所述雙水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井機械舉升管柱，下水平井注汽管柱下深到下水平井水平段的腳尖處；
[0012]步驟E:然后循環(huán)預(yù)熱，上水平井和下水平井同時進行連續(xù)的注入采出，將蒸汽在上水平井和下水平井內(nèi)同時注入，同時利用機械舉升回采冷凝液，上水平井內(nèi)的冷凝液由上水平井采出，下水平井的冷凝液由下水平井采出。
[0013]進一步地，中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法還包括:步驟F:在循環(huán)預(yù)熱2-4個月后，轉(zhuǎn)為蒸汽輔助重力泄油開發(fā)，注汽井注汽，生產(chǎn)井降壓生產(chǎn)，其中，上水平井為注汽井，下水平井為生產(chǎn)井。
[0014]進一步地，步驟C中，上水平井和下水平井同時進行蒸汽吞吐開發(fā)使油藏降壓至3至 3.5MPa。
[0015]進一步地，所述合格油藏的油藏區(qū)塊中的超稠油流體特性為:油層溫度下脫氣原油粘度大于50000mPa.s,相對密度大于0.98g/cm3。
[0016]進一步地，步驟F具體包括:待注汽井和生產(chǎn)井之間的溫度大于90°C，注汽井的水平段和生產(chǎn)井的水平段的80%以上區(qū)域溫度達到150°C時，轉(zhuǎn)入蒸汽輔助重力泄油開發(fā)，或者注汽井連續(xù)注汽，水平井連續(xù)生產(chǎn)。
[0017]進一步地，所述步驟A具體為步驟Al:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深為995m，50°C下脫氣原油粘度為53450?72340mPa.s，連續(xù)油層厚度等于15m ；
[0018]所述步驟B具體為步驟B1:在所述合格油藏中設(shè)置兩個成對的雙水平井，每對所述雙水平井包括:井距為5m的上水平井和下水平井；
[0019]所述步驟E具體為步驟El:工作注汽速率為110t/d，井口干度為95%，單井注汽IOOOOt,
[0020]所述步驟F具體為步驟Fl:循環(huán)預(yù)熱4個月，采注比在0.8至1.2之間。
[0021 ] 進一步地，所述步驟D還包括步驟Dl:所述上水平井做為監(jiān)測井，在所述上水平井下入光纖測溫系統(tǒng)。
[0022]進一步地，通過機械舉升強制循環(huán)，蒸汽不激勵進入油層，傳熱方式以熱傳導(dǎo)為主，僅靠蒸汽與地層溫度的溫差引起的熱傳導(dǎo)傳熱方式加熱地層；采出液為注入的蒸汽冷卻后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
[0023]進一步地，所述步驟A具體為步驟A2:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深680米，50°C下脫氣原油粘度為147500?485400mPa.s，連續(xù)油層厚度為80米。
[0024]上水平井機械舉升管柱設(shè)置在所述上水平井的造斜段，下水平井機械舉升管柱設(shè)置在所述下水平井的造斜段。
[0025]相對于中深層油藏傳統(tǒng)的循環(huán)預(yù)熱方式，本發(fā)明在循環(huán)預(yù)熱之前在雙水平井中下入了機械舉升管柱，以在循環(huán)預(yù)熱的過程中，能夠通過機械舉升管柱的機械舉升將高溫?zé)崴e升回采，強制蒸汽循環(huán)，達到等油層的溫差均勻加熱，這樣，就克服了傳統(tǒng)的循環(huán)預(yù)熱方式在中深層油藏難以實現(xiàn)循環(huán)預(yù)熱的缺點?！緦＠綀D】

【附圖說明】
[0026]圖1為根據(jù)本發(fā)明實施例的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法的工作原理示意圖；
[0027]圖2為本發(fā)明實施例的水平井注汽、采油、以及溫度壓力實時監(jiān)測三管同井筒采油工藝設(shè)備的主視方向的結(jié)構(gòu)示意圖；
[0028]圖3為本發(fā)明的實施例的水平井注汽、采油、以及溫度壓力實時監(jiān)測三管同井筒采油工藝設(shè)備的井口閥門系統(tǒng)的主視方向的剖視結(jié)構(gòu)示意圖；
[0029]圖4為本發(fā)明的實施例的位于技術(shù)套管的垂直段中的水平井注汽、采油、以及溫度壓力實時監(jiān)測三管同井筒采油工藝設(shè)備的水平方向剖面結(jié)構(gòu)示意圖；
[0030]圖5為本發(fā)明的實施例的位于技術(shù)套管的水平段中的水平井注汽、采油、以及溫度壓力實時監(jiān)測三管同井筒采油工藝設(shè)備的垂直方向剖面結(jié)構(gòu)示意圖；
[0031]圖6為本發(fā)明的實施例的水平井注汽、采油、以及溫度壓力實時監(jiān)測三管同井筒采油工藝設(shè)備的井口閥門系統(tǒng)的無接箍油管懸掛器的剖視結(jié)構(gòu)示意圖(側(cè)視方向)。
[0032]附圖標號說明:
[0033]1、上水平井 10、水平段13、造斜段15、上水平井機械舉升管柱
[0034]17、上水平井注汽管柱
[0035]3、下水平井30、水平段33、造斜段35、下水平井機械舉升管柱
[0036]17、下水平井注汽管柱
[0037]101技術(shù)套管102注蒸汽管柱103機械舉升管柱、104抽油泵、105末端篩106水平井的篩管懸掛器107注蒸汽管柱的垂直段108注蒸汽管柱的水平段109無接箍油管110連續(xù)油管202蒸汽入口，203套管環(huán)空出入口，204光桿，205光桿密封器，206膠皮閘門，207遠程液壓封井器，208無接箍油管懸掛器209厚法蘭密封主體304抽油管接箍305隔熱管306保溫層307隔熱內(nèi)管
【具體實施方式】
[0038]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【專利附圖】

【附圖說明】本發(fā)明的【具體實施方式】。
[0039]如圖1所示，本發(fā)明提出一種中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，所述中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法包括:
[0040]步驟A:選擇合格油藏，根據(jù)已知油藏地質(zhì)參數(shù)及超稠油流體特性確認實施本發(fā)明的可行性；本發(fā)明的合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深為600-1000m為中深層油藏，連續(xù)油層厚度大于等于10m，垂向滲透率與水平滲透率比例大于0.3，本發(fā)明針對油藏埋深為600-1000m的中深層油藏，淺層油藏的預(yù)熱無需本發(fā)明的工藝方法，太深油藏則需要更為復(fù)雜的工藝和設(shè)備；
[0041]步驟B:在所述合格油藏中設(shè)置雙水平井，所述雙水平井包括:井距為4-6m的上水平井I和下水平井3，雙水平井的井深小于1600米，雙水平井的各水平段長度在300m以上，雙水平井的設(shè)置以及雙水平井的各項參數(shù)為后序的循環(huán)預(yù)熱提供了保證；
[0042]步驟C:對上水平I井和下水平井3同時進行蒸汽吞吐開發(fā)，使所述合格油藏降壓至3.5MPa以下，為后續(xù)的循環(huán)預(yù)熱準備壓力和溫度條件，例如，通過下入用于蒸汽吞吐開發(fā)的管柱進行蒸汽吞吐開發(fā)，合格油藏降壓至3.5MPa以下后，再將用于蒸汽吞吐開發(fā)的管柱提升出來；
[0043]步驟D:合格油藏降壓至3.5MPa以下后，在所述雙水平井的上水平井I中下入上水平井注汽管柱17和上水平井機械舉升管柱15，上水平井注汽管柱17下深到上水平井水平段10的2/3處，即距離上水平井水平段10的末端為上水平井水平段10長度的1/3，在所述雙水平井的下水平井3中下入下水平井注汽管柱37和下水平井機械舉升管柱35，下水平井注汽管柱37下深到下水平井水平段30的腳尖處；上水平井機械舉升管柱15設(shè)置在所述上水平井的造斜段13或腳跟處，下水平井機械舉升管柱35設(shè)置在所述下水平井的造斜段33或腳跟處；上述參數(shù)的設(shè)置，考慮到實現(xiàn)水平井之間的熱連通，以及上水平井的水平段整體的預(yù)熱效果和下水平井的水平段整體的預(yù)熱效果，保證各水平井的冷凝液得以強制循環(huán)；
[0044]步驟E:然后進行循環(huán)預(yù)熱，上水平井和下水平井同時進行連續(xù)的注入采出，將蒸汽在上水平井和下水平井內(nèi)同時注入，同時利用機械舉升回采冷凝液，高溫蒸汽從井口到井下后，冷凝成冷凝液，上水平井內(nèi)的冷凝液由上水平井采出，下水平井的冷凝液由下水平井采出，蒸汽在井中又進有回，形成完整循環(huán)，達到了中深層油藏循環(huán)預(yù)熱的目的。
[0045]通過設(shè)置雙水平井、以及在雙水平井中設(shè)置機械舉升管柱，并選擇合適的各工藝參數(shù)，能夠?qū)崿F(xiàn)中深層油藏的雙水平井的強制蒸汽循環(huán)，實現(xiàn)等溫差均勻加熱，使得雙水平井之間的油層已充分預(yù)熱并達到熱連通條件。
[0046]進一步地，中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法還包括:步驟F:在循環(huán)預(yù)熱2-4個月后，轉(zhuǎn)為蒸汽輔助重力泄油開發(fā)，用注汽井注汽，生產(chǎn)井降壓生產(chǎn)，其中，上水平井為注汽井，下水平井為生產(chǎn)井，讓油層流體進入到生產(chǎn)井中，采用機械舉升連續(xù)生產(chǎn)，實現(xiàn)重力泄油開發(fā)。
[0047]進一步地，步驟C中，上水平井和下水平井同時進行蒸汽吞吐開發(fā)使油藏降壓至3至3.5MPa。因為，壓力降得太低也不利于高溫水或冷凝液的舉升。
[0048]進一步地，所述合格油藏的油藏區(qū)塊中的超稠油流體特性為:油層溫度下脫氣原油粘度大于50000mPa *s,相對密度大于0.98g/cm3。這些參數(shù)適合本發(fā)明的舉升和預(yù)熱過程。
[0049]進一步地，步驟F具體包括:待注汽井和生產(chǎn)井之間的油層溫度大于90°C，注汽井的水平段和生產(chǎn)井的水平段的80%以上區(qū)域溫度達到150°C時，這樣，注采井之間的油層已充分預(yù)熱并達到熱連通條件，然后轉(zhuǎn)入蒸汽輔助重力泄油開發(fā)，即注汽井連續(xù)注汽，水平井連續(xù)生產(chǎn)。
[0050]進一步地，所述步驟A具體為步驟Al:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深為995m，50°C下脫氣原油粘度為53450?72340mPa.s連續(xù)油層厚度等于15m ；
[0051]所述步驟B具體為步驟B1:在所述合格油藏中設(shè)置兩個成對的雙水平井，每對所述雙水平井包括:井距為5m的上水平井和下水平井，這樣，可以增加效率和產(chǎn)量；
[0052]所述步驟E具體為步驟El:工作注汽速率為110t/d，井口干度為95%，單井注汽lOOOOt，這些參數(shù)有利于注采井之間的油層已充分預(yù)熱并達到熱連通條件。[0053]所述步驟F具體為步驟Fl:循環(huán)預(yù)熱4個月，可以實現(xiàn)充分預(yù)熱，采注比在0.8至
1.2之間，以實現(xiàn)連續(xù)循環(huán)，作為較佳選擇，采注比為I，循環(huán)比較理想。
[0054]進一步地，所述步驟D還包括步驟Dl:所述上水平井做為監(jiān)測井，在所述上水平井下入光纖測溫系統(tǒng)，用于檢測井下溫度，通過上水平井光纖測溫監(jiān)測資料顯示，下水平井注汽后，水平段溫度逐漸升高，熱連通井段較長，表明兩口井之間正在逐步連通。
[0055]例如，上水平井做為監(jiān)測井時，本發(fā)明采用下面一個實施例的水平井注汽、采油、以及溫度壓力實時監(jiān)測三管同井筒采油工藝設(shè)備，以同時下入注蒸汽管柱102、機械舉升管柱103、以及連續(xù)油管，連續(xù)油管內(nèi)設(shè)有光纖測溫系統(tǒng)，例如包括毛細管及多組熱電偶，以實現(xiàn)在同一井筒中，注汽、舉升、測溫的有機組合，在同一井筒中，能夠?qū)崿F(xiàn)上述三個功能。
[0056]如圖2，所述三管同井筒采油工藝設(shè)備包括:井口閥門系統(tǒng)、注蒸汽管柱102、機械舉升管柱103、以及無接箍油管109。
[0057]技術(shù)套管101，設(shè)置在水平井的井筒中，所述技術(shù)套管包括:相互連接的技術(shù)套管的垂直段及技術(shù)套管的水平段；在一較佳實施中，所述技術(shù)套管101的垂直段的內(nèi)徑≥220mm，所述技術(shù)套管的水平段的內(nèi)徑≥178mm。
[0058]井口閥門系統(tǒng)，如圖3，設(shè)置在水平井的井筒的井口處或地面，并連接技術(shù)套管101 ；
[0059]注蒸汽管柱102、機械舉升管柱103、以及無接箍油管109，分別設(shè)置在技術(shù)套管101中，如圖4和圖5，注蒸汽管柱102、機械舉升管柱103、以及無接箍油管109互不包含，或者說注蒸汽管柱102、機械舉升管柱103、以及無接箍油管109這三者沒有套接的關(guān)系，這三個管柱或管道中的任一個均設(shè)置在其他兩個之外；
[0060]所述無接箍油管109包括:相互連接的無接箍油管的垂直段及無接箍油管的水平段；所述無接箍油管的垂直段位于所述技術(shù)套管的垂直段中，所述無接箍油管的水平段位于所述技術(shù)套管的水平段中，所述無接箍油管柱的末端位于所述注蒸汽管柱的出汽口前部，用于保護溫壓監(jiān)測連續(xù)油管；
[0061]如圖4和圖5，所述連續(xù)油管110，設(shè)置在所述無接箍油管109中，所述連續(xù)油管內(nèi)設(shè)有毛細管及多組熱電偶，所述連續(xù)油管包括:相互連接的連續(xù)油管的垂直段及連續(xù)油管的水平段，所述連續(xù)油管的垂直段位于所述無接箍油管的垂直段中，所述連續(xù)油管的垂直段水平段位于所述無接箍油管的水平段中，所述連續(xù)油管的末端與無接箍油管末端基本相當，用于充填毛細管測壓及熱電偶測溫；所述毛細管測試壓力應(yīng)小于15MPa，所述多組熱電偶測試溫度應(yīng)小于450°C，與所述連續(xù)油管間采用耐熱保護材料充填；
[0062]所述注蒸汽管柱102包括:相互連接的注蒸汽管柱的垂直段107及注蒸汽管柱的水平段108，所述注蒸汽管柱的垂直段位于所述技術(shù)套管的垂直段中，所述注蒸汽管柱的水平段位于所述技術(shù)套管的水平段中，所述注蒸汽管柱的末端向水平井井筒注入蒸汽實現(xiàn)原油開發(fā)及油層預(yù)熱；如圖4和圖5所示，注汽管柱從外向內(nèi)包括:隔熱外管305、保溫層306以及隔熱內(nèi)管307，保溫層306夾設(shè)在隔熱外管305與隔熱內(nèi)管307之間；
[0063]所述機械舉升管柱103設(shè)置在所述技術(shù)套管的垂直段中，用于舉升井筒內(nèi)的液體(原油)；如圖5，機械舉升管柱103包括通過抽油管接箍304連接起來的抽油管；
[0064]如圖6，所述井口閥門系統(tǒng)包括:厚法蘭密封主體209、無接箍油管懸掛器208、抽油管出口 201以及蒸汽入口 202 (如圖3)，蒸汽入口 202設(shè)置在厚法蘭密封主體209上。[0065]所述無接箍油管109及連續(xù)油管110懸掛在所述無接箍油管懸掛器208上，所述機械舉升管柱103連接所述抽油管出口 201，所述注蒸汽管柱102連接所述蒸汽入口 202。如圖6，無接箍油管懸掛器208設(shè)置在厚法蘭密封主體209上，無接箍油管懸掛器208中有信號接收系統(tǒng)，將連續(xù)油管HO中接收到的信號轉(zhuǎn)換為溫度和壓力數(shù)據(jù)。此外，如圖3，所述井口閥門系統(tǒng)還包括:套管環(huán)空出入口 203，光桿204，光桿密封器205，膠皮閘門206，遠程液壓封井器207。
[0066]本發(fā)明除了在井筒中同時設(shè)有三個管柱或管道外，在井口處，本發(fā)明與現(xiàn)有井口設(shè)備有明顯區(qū)別。其中的一個主要區(qū)別為:本發(fā)明在井口處，即在井口閥門系統(tǒng)同時設(shè)有連接或懸掛三個管柱或管道的部件，機械舉升管柱連接所述抽油管出口 201，注蒸汽管柱102連接所述蒸汽入口 202，無接箍油管109及連續(xù)油管110懸掛在所述無接箍油管懸掛器208。也可以說，注蒸汽管柱和機械舉升管柱都直接懸掛在厚法蘭密封主體209上，為井口原有的油管懸掛器，這一點與現(xiàn)有技術(shù)是相同的，但除此之外，本發(fā)明還在厚法蘭密封主體209上懸掛了無接箍油管懸掛器208，用于固定和連接連續(xù)油管110。
[0067]為了保證在井口閥門系統(tǒng)的有限空間內(nèi)能夠同時連接或懸掛三個管柱或管道，本發(fā)明在厚法蘭密封主體209上除了開設(shè)蒸汽入口 202外，還為無接箍油管懸掛器208的設(shè)置留出了空間，使得二者或不影響，互不干涉，無接箍油管懸掛器208設(shè)置在蒸汽入口 202的側(cè)向，從圖3上看，無接箍油管懸掛器208設(shè)置在蒸汽入口 202的后方。
[0068]本發(fā)明實現(xiàn)了同井筒內(nèi)的注汽、采油、監(jiān)測，使得注汽、采油、監(jiān)測可在同一井筒內(nèi)同時進行，而現(xiàn)有技術(shù)僅僅為吞吐開發(fā)進行的注汽和監(jiān)測，需要在注汽結(jié)束后提出注汽與監(jiān)測管柱、下入采油管柱后才能進行采油作業(yè)。 [0069]進一步地，如圖2，所述三管同井筒采油工藝設(shè)備還包括:抽油泵104，連接在所述機械舉升管柱103的下底端，用于抽取水平井中的蒸汽冷凝水及蒸汽冷凝水中摻雜的原油。所述抽油泵的活塞與抽油桿采用抽油桿脫接器連接。所述抽油泵下入深度L滿足:
[0070]L ≥ H-100 (P-1)
[0071]其中，H為油層垂直深度，P為地層壓力。
[0072]進一步地，如圖2，所述三管同井筒采油工藝設(shè)備還包括:水平井的篩管懸掛器106，設(shè)置在所述技術(shù)套管中，于懸掛水平井水平段的篩管，末端篩105位于篩管的末端，用于向所述技術(shù)套管的水平段注入蒸汽。
[0073]進一步地，如圖5，所述注蒸汽管柱最大外徑、機械舉升管柱及無接箍油管最大外徑之和比所述技術(shù)套管的垂直段的內(nèi)徑至少小10mm，以保證三個管柱或管道都能安裝在技術(shù)套管中。進一步地，所述技術(shù)套管的垂直部分的內(nèi)徑> 220mm，以保證三個管柱或管道都能安裝在技術(shù)套管中。
[0074]進一步地，所述無接箍油管的內(nèi)徑應(yīng)至少大于40_，所述連續(xù)油管的內(nèi)徑應(yīng)至少小于38mm，以便無接箍油管容納連續(xù)油管。
[0075]進一步地，所述技術(shù)套管的垂直部分的內(nèi)徑> 220mm，所述機械舉升管柱的最大外徑> 70_，這樣，能夠減小機械舉升管柱的外徑尺寸，增加其他兩個管柱或管道的空間，進一步地，所述抽油泵本體及抽油泵接箍的最大外徑均< 92mm，以獲得合理的空間分配。所述機械舉升管柱的內(nèi)徑> 62mm,以保證舉升效率。進一步地，所述注蒸汽管柱的內(nèi)徑> 40mm,以保證注汽質(zhì)量。[0076]進一步地，所述注蒸汽管柱的接箍的外徑與無接箍油管的最大外徑之和比所述技術(shù)套管的水平段的內(nèi)徑至少小10mm，以使得注蒸汽管柱能夠設(shè)置在技術(shù)套管的水平段中。
[0077]作為較佳的選擇，所述注蒸汽管柱102的內(nèi)徑≥ 40mm，外徑≤ 89mm ;所述注蒸汽管柱102的接箍的外徑比所述技術(shù)套管的水平段的內(nèi)徑至少小10mm，較佳地，所述注蒸汽管柱的接箍的外徑≥ 108mm,所述接箍采用雙向倒角連接。
[0078]較佳地，所述機械舉升管柱103的外徑≥70mm,內(nèi)徑≥62mm ;所述注蒸汽管柱102的最大外徑與機械舉升管103柱的最大外徑之和比所述技術(shù)套管101的垂直部分的內(nèi)徑至少小IOmm,機械舉升管柱103的接箍大約為89mm。
[0079]進一步地，通過機械舉升強制循環(huán)，蒸汽不激勵進入油層，傳熱方式以熱傳導(dǎo)為主，僅靠蒸汽與地層(或油層)溫度的溫差引起的熱傳導(dǎo)傳熱方式加熱地層；采出液為注入的蒸汽冷卻后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
[0080]進一步地，所述步驟A具體為步驟A2:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深680米，50°C下脫氣原油粘度為147500~485400mPa.s，連續(xù)油層厚度為80米。
[0081]下面更為詳細的描述幾個具體實例:
[0082]實例1:某油藏的一砂巖組油層，即為砂巖組油藏，埋深955米，50°C下脫氣原油粘度為53450~72340mPa.s,油層厚度為15米，在直井蒸汽吞吐末期，油藏區(qū)域內(nèi)部署2個成對水平井井組，包括2 口水平注汽井、2 口水平生產(chǎn)井，1 口水平觀察井，水平井方向與構(gòu)造線基本保持平行，上下水平井間距離為5米。針對該油藏的地質(zhì)特征和原油性質(zhì)，開展了雙水平井井對的循環(huán)預(yù)熱試驗。
[0083]油層平均厚度大于15米，孔隙度，滲透率，垂向滲透率與水平方向滲透率比值大于0.3,適合SAGD技術(shù)開米；
[0084]未開發(fā)油藏，布井方式為雙水平井組，上下水平井間距5米；
[0085]在上下水平井井筒內(nèi)分別下入注汽管柱、舉升管柱和舉升設(shè)備，同時在上水平井下入光纖測溫系統(tǒng)，監(jiān)測水平段溫度變化；
[0086]在注汽管柱內(nèi)注入濕飽和蒸汽，利用舉升設(shè)備回采，強制蒸汽循環(huán)，注汽速率為110t/d，井口干度為95%，單井注汽lOOOOt，循環(huán)預(yù)熱4個月，采注比在1.0。
[0087]上水平井光纖測溫監(jiān)測資料顯示，下水平井注汽后，上水平井水平段溫度逐漸升高，熱連通井段260m，占總水平段的58%，表明兩口井之間正在逐步連通。
[0088]實例2:某油田館陶組油層為中深層超稠油油藏，埋深680米，50°C下脫氣原油粘度為147500~485400mPa.s,油層厚度為80米。在本發(fā)明之前，該油藏采用雙水平井組合方式，其生產(chǎn)歷程劃分為吞吐及吞吐預(yù)熱兩個階段，在吞吐階段，下水平井吞吐四周期，上水平井投產(chǎn)后，井組吞吐預(yù)熱二周期。周期產(chǎn)油量和油汽比均在下降，采出程度為18%。
[0089]針對該油藏的地質(zhì)特征和原油性質(zhì)，本發(fā)明實施了上下水平井的循環(huán)預(yù)熱。
[0090](1)油層平均厚度大于15米，孔隙度，滲透率，垂向滲透率與水平方向滲透率比值大于0.3，適合SAGD技術(shù)開采；
[0091](2)已開發(fā)油藏，布井方式為雙水平井組合，上下水平井間距4米；
[0092](3)在上下水平井井筒內(nèi)均下入注汽管柱、舉升管柱和舉升設(shè)備；
[0093](4)在注汽管柱內(nèi)注入濕飽和蒸汽，利用舉升設(shè)備回采，強制蒸汽循環(huán)，工作注汽速率為110t/d，井口干度為95%，單井注汽lOOOOt，循環(huán)預(yù)熱4個月，采注比在1.0。
[0094]該井組通過等溫差循環(huán)預(yù)熱使未達到均勻動用的2/3水平段得到均勻動用，全部水平段溫度均達到150°C。并且轉(zhuǎn)入SA⑶開發(fā)后，取得了較好的效果。上水平井轉(zhuǎn)注，日注汽180噸，下水平井采用Φ 120mm泵開井生產(chǎn)，井組日產(chǎn)液184噸，日產(chǎn)油40.3噸，含水78.2%，瞬時油汽比0.19，瞬時采注比0.87。SAGD階段注汽43164噸，階段產(chǎn)液48858噸，階段產(chǎn)油7042噸，階段油汽比0.16，階段采注比1.13，平均日產(chǎn)油32.8t/d，超過前吞吐預(yù)熱平均日產(chǎn)油量。
[0095]本發(fā)明能解決中深層超稠油油藏水平井因儲層非均質(zhì)造成的動用不均、預(yù)熱啟動難的問題，對提高SAGD初期水平段的利用效率和加快SAGD的產(chǎn)油速率起到重要促進。
[0096]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。為本發(fā)明的各組成部分在不沖突的條件下可以相互組合，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)明保護的范圍。
【權(quán)利要求】
1.一種中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于，所述中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法包括: 步驟A:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深為600-1000m，連續(xù)油層厚度大于等于10m，垂向滲透率與水平滲透率比例大于0.3 ； 步驟B:在所述合格油藏中設(shè)置雙水平井，所述雙水平井包括:井距為4-6m的上水平井和下水平井，雙水平井的井深小于1600米，雙水平的水平段長度在300m以上； 步驟C:對上水平井和下水平井同時進行蒸汽吞吐開發(fā)，使所述合格油藏降壓至3.5MPa 以下； 步驟D:然后，在所述雙水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井機械舉升管柱，上水平井注汽管柱下深到上水平井水平段的2/3處，在所述雙水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井機械舉升管柱，下水平井注汽管柱下深到下水平井水平段的腳尖處； 步驟E:然后循環(huán)預(yù)熱，上水平井和下水平井同時進行連續(xù)的注入采出，將蒸汽在上水平井和下水平井內(nèi)同時注入，同時利用機械舉升回采冷凝液，上水平井內(nèi)的冷凝液由上水平井采出，下水平井的冷凝液由下水平井采出。
2.如權(quán)利要求1所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于，中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法還包括:步驟F:在循環(huán)預(yù)熱2至4個月后，轉(zhuǎn)為蒸汽輔助重力泄油開發(fā)，注汽井注汽，生產(chǎn)井降壓生產(chǎn)，其中，上水平井為注汽井，下水平井為生產(chǎn)井。
3.如權(quán)利要求1所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于，步驟C中，上水平井和下水平井同時進行蒸汽吞吐開發(fā)使油藏降壓至3至3.5MPa。
4.如權(quán)利要求1所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于，所述合格油藏的油藏區(qū)塊中的超稠油流體特性為:油層溫度下脫氣原油粘度大于50000mPa.s,相對密度大于 0.98g/cm3。
5.如權(quán)利要求2所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于，步驟F具體包括:待注汽井和生產(chǎn)井之間的溫度大于90°C，注汽井的水平段和生產(chǎn)井的水平段的80%以上區(qū)域溫度達到150°C時，轉(zhuǎn)入蒸汽輔助重力泄油開發(fā)。
6.如權(quán)利要求2所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于， 所述步驟A具體為步驟Al:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深為995m，50°C下脫氣原油粘度為53450~72340mPa.s，連續(xù)油層厚度等于15m ； 所述步驟B具體為步驟B1:在所述合格油藏中設(shè)置兩個成對的雙水平井，每對所述雙水平井包括:井距為5m的上水平井和下水平井； 所述步驟E具體為步驟El:工作注汽速率為110t/d，井口干度為95%，單井注汽1000Ot, 所述步驟F具體為步驟Fl:循環(huán)預(yù)熱4個月，采注比在0.8至1.2之間。
7.如權(quán)利要求1所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于，所述步驟D還包括步驟Dl:所述上水平井做為監(jiān)測井，在所述上水平井下入光纖測溫系統(tǒng)。
8.如權(quán)利要求1所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于， 通過機械舉升強制循環(huán)，蒸汽不激勵進入油層，傳熱方式以熱傳導(dǎo)為主，僅靠蒸汽與地層溫度的溫差引起的熱傳導(dǎo)傳熱方式加熱地層；采出液為注入的蒸汽冷卻后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
9.如權(quán)利要求1所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于， 所述步驟A具體為步驟A2:選擇合格油藏，所述合格油藏的地質(zhì)參數(shù)滿足以下條件:油藏埋深680米，50°C下脫氣原油粘度為147500~485400mPa.s，連續(xù)油層厚度為80米。
10.如權(quán)利要求1所述的中深層油藏雙水平井等溫差強制蒸汽循環(huán)預(yù)熱方法，其特征在于，上水平井機械舉升管柱設(shè) 置在所述上水平井的造斜段，下水平井機械舉升管柱設(shè)置在所述下水平井的造斜段。
【文檔編號】E21B43/24GK103615225SQ201310625525
【公開日】2014年3月5日 申請日期:2013年11月28日 優(yōu)先權(quán)日:2013年11月28日
【發(fā)明者】楊立強, 楊建平, 梁建宇, 王宏遠, 鄢旭, 侯國儒, 魏耀 申請人:中國石油天然氣股份有限公司