本發(fā)明涉及油田采油技術(shù)領(lǐng)域，特別涉及一種井下自生混相熱流體吞吐采油方法。

背景技術(shù)：

稠油就是粘度高、相對密度大的原油，國內(nèi)叫“稠油”，國外叫“重油”。由于其流動性能差、甚至在油層條件下不能流動，因而采用常規(guī)開采方法很難經(jīng)濟有效地開發(fā)。從20世紀(jì)初開始，熱力采油已逐漸成為開采這類原油的有效方法。稠油分布范圍廣，由于蘊藏有巨大的稠油資源量而被世界各產(chǎn)油國所重視，隨著熱力開采技術(shù)的發(fā)展，開采規(guī)模在逐步擴大，產(chǎn)量在不斷增長，稠油熱采在石油工業(yè)中已占有較重要的位置。

稠油中膠質(zhì)與瀝青含量較高，輕質(zhì)餾分很少，隨著膠質(zhì)與瀝青含量增高，稠油的密度與粘度也增加。但稠油的粘度對溫度極其敏感，隨溫度增加，粘度急劇下降，基于稠油粘度對溫度的強敏感特性，熱力采油方法通常被認為是開采稠油油藏最有效的手段，我國大部分油田以蒸汽吞吐方式開采稠油，取得良好的經(jīng)濟效益，但注蒸汽條件下，稠油粘度下降只是暫時的，隨著注入和開采過程中的熱量損失，溫度下降，稠油粘度逐漸回升，給井筒舉升和地面技術(shù)帶來一系列困難；火燒油層方法，可以通過燃燒稠油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)成分，生產(chǎn)高溫?zé)煹罋?，以溶于稠油中，對稠油進行改質(zhì)、降粘，但火燒油層現(xiàn)場實施過程中，注入氣難以控制，極易造成氣竄、火線分部不均等問題，且難以調(diào)整作業(yè)。

針對上述問題，本發(fā)明提出一種井下自生混相熱流體吞吐采油方法，相對蒸汽吞吐方法，降粘效果更為顯著，減少井筒舉升和地面作業(yè)的困難，相對火燒油層采油方法，本發(fā)明更易于操控，更為靈活。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明實施例提供一種井下自生混相熱流體吞吐采油方法，首先對目標(biāo)吞吐井進行完井作業(yè)，完井后向井下布置井下混相熱流體發(fā)生器及其配套地面系統(tǒng)，通過地面系統(tǒng)向井下混相熱流體發(fā)生器供入氧化劑、燃料和水進行混相燃燒，生成混相熱流體并注入油層，當(dāng)混相熱流體注入量達到預(yù)設(shè)范圍后悶井，悶井時間達到預(yù)設(shè)范圍后進行自噴采油作業(yè)。

該方法通過向油層注入混相熱流體進行吞吐采油，混相熱流體中的二氧化碳和高溫蒸汽可以對原油進行改質(zhì)，減少原油中重質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量，起到降低原油粘度、增加其流動性的作用，使其更易于被采出；本方法可以應(yīng)用于難以動用的稠油、超稠油油藏一次采油，通過若干輪次的吞吐，可有效增加注入井和生產(chǎn)井的連通性；也可以作為稠油、超稠油油藏三次采油，對已經(jīng)經(jīng)過多輪蒸汽吞吐后的油井，本方法可使原本蒸汽難以動用的殘余油增加流動性，可作為多輪蒸汽吞吐油井后期采油方法。

為了實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明實施例提供一種井下自生混相熱流體吞吐采油方法，首先對目標(biāo)吞吐井進行完井作業(yè)；完井作業(yè)后進行增產(chǎn)作業(yè)，增產(chǎn)作業(yè)包括井下作業(yè)和地面作業(yè)，其中所述井下作業(yè)包括：向所述目標(biāo)吞吐井布置井下混相熱流體發(fā)生器，其中所述地面作業(yè)包括：布置井下混相熱流體發(fā)生器配套地面系統(tǒng)；通過地面系統(tǒng)向井下熱流體發(fā)生器供入氧化劑、燃料和水進行井下生成混相熱流體并注入油層，當(dāng)混相熱流體注入量達到預(yù)設(shè)范圍后悶井；悶井時間達到預(yù)設(shè)范圍后進行采油作業(yè)。

所述完井作業(yè)包括套管外壁與地層之間加設(shè)水泥封堵層，套管選用api套管系列中的h級、k級或j級，所述水泥封堵層高100-300米，位于油層上部，完井時在所述吞吐井人工井底加設(shè)噴射保護層；所述噴射保護層為表面光滑耐高溫不銹鋼體構(gòu)成，為桶狀，厚度5-10毫米，高度1-3米，起到保護人工井底不被混相熱流體腐蝕作用。

所述的增產(chǎn)作業(yè)包括井下作業(yè)和地面作業(yè)：

所述井下作業(yè)包括：依次下入井下混相熱流體發(fā)生器、封隔器、供給管路，所述井下混相熱流體發(fā)生器下入深度為油層上部5-10米處，并對所述封隔器進行做封；其中，所述供給管路包括燃料供給管線、冷卻水供給管線、氧化劑供給管線和供給電纜；其中，所述井下混相熱流體發(fā)生器由頂部連接組件、燃燒組件、汽化組件、螺旋增壓組件和噴射組件組成；供給管路穿過封隔器與頂部連接組件相連接。

所述地面作業(yè)包括：連接地面供給系統(tǒng)與井下混相熱流體發(fā)生器，所述的地面系統(tǒng)包括氧化劑供給系統(tǒng)、燃料供給系統(tǒng)、冷卻水供給系統(tǒng)、電點火系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)，所述氧化劑供給系統(tǒng)用于將氧化劑干燥、過濾后供入所述井下混相熱流體發(fā)生器，并提供工作壓力；所述燃料供給系統(tǒng)用于將燃料供入所述井下混相熱流體發(fā)生器，并提供工作壓力；所述冷卻水供給系統(tǒng)用于將不同類型的水過濾、軟化后供入所述井下混相熱流體發(fā)生器，并提供工作壓力；所述電點火系統(tǒng)用于對所述井下混相熱流體發(fā)生器進行電點火操作，使上述氧化劑、燃料和水在井下混相熱流體發(fā)生器中形成混相燃燒；所述監(jiān)控系統(tǒng)用于實時監(jiān)測所述氧化劑供給系統(tǒng)、燃料供給系統(tǒng)、冷卻水供給系統(tǒng)、電點火系統(tǒng)和井下混相熱流體發(fā)生器工作時產(chǎn)生的具體工作參數(shù)，以及自噴采油時采出氣的氣體組分，如硫化氫、氧氣、二氧化碳含量，進而判斷油藏中采油情況以及井下混相熱流體發(fā)生器內(nèi)部燃燒質(zhì)量，并可通過監(jiān)控系統(tǒng)實現(xiàn)遠程控制操作。

所述混相熱流體注入量的預(yù)設(shè)范圍包括：所述的預(yù)設(shè)范圍為所述混相熱流體進入近井地帶5-20米范圍，當(dāng)達到所述預(yù)設(shè)范圍后，關(guān)閉供給系統(tǒng)及采油樹閥門進行悶井，所述悶井時間范圍為7-15天，再此期間混相熱流體與地層中原油進行降粘反應(yīng)，增加近井地帶稠油流動性。

所述采油作業(yè)包括：悶井后進行自噴采油，通過調(diào)整采出液排量，使井底流壓保持2-4mpa之間進行生產(chǎn)，以保證采出液溫度不超過100℃，使混相熱流體中的熱量得到充分利用，自噴結(jié)束后下入抽油泵采油至達不到經(jīng)濟效益為止。

本發(fā)明實施例的有益效果在于：1)本發(fā)明通過地面配套系統(tǒng)向井下混相熱流體發(fā)生器提供氧化劑、燃料和水，在井下形成混相燃燒生成高溫蒸汽和二氧化碳，并隨之注入油層中，混相熱流體中的二氧化碳和高溫蒸汽可以對原油進行改質(zhì)，減少原油中重質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量，起到降低原油粘度、增加其流動性的作用，使其更易于被采出；2)相對于地面燃燒制造蒸汽，本發(fā)明采油地下燃燒，燃燒產(chǎn)物直接注入地層中，零排放，對環(huán)境無污染；3)本方法相較火燒油層應(yīng)用更為靈活，可適應(yīng)不同地質(zhì)條件的油藏，且在采油過程中可以隨時停注進行調(diào)整措施作業(yè)，而火燒油層采油方法停止注氣后恢復(fù)注氣需要重新進行地下點火操作；4)可對于多輪蒸汽吞吐油井使用本發(fā)明方法，可對原本蒸汽難以動用的殘余油增加其流動性，使原本蒸汽吞吐無效井增加采收率。

附圖說明

為了更清楚地說明本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案，下面將對實施例描述中所需要使用的附圖作簡單地介紹，顯而易見地，下面描述中的附圖僅僅是本發(fā)明的一些實施例，對于本領(lǐng)域技術(shù)人員來講，在不付出創(chuàng)造性勞動的前提下還可以根據(jù)這些附圖獲得其他的附圖。

圖1為一種井下自生混相熱流體吞吐采油方法流程示意圖。

圖2為完井示意圖。

圖3為井下混相熱流體布置示意圖。

圖4為地面系統(tǒng)布置示意圖。

附圖標(biāo)號：1、套管2、水泥封堵層3、油層4、人工井底5、噴射保護層6、氧化劑供給管線7、燃料供給管線8、冷卻水供給管線9、供給電纜10、地面供給系統(tǒng)連接裝置11、頂部連接組件12、燃燒組件13、汽化組件14、螺旋增壓組件15、噴射組件16、封隔器17、氧化劑供應(yīng)系統(tǒng)18、燃料供應(yīng)系統(tǒng)19、冷卻水供應(yīng)系統(tǒng)20、監(jiān)控系統(tǒng)21、電點火系統(tǒng)22、采油樹。

具體實施方式

下面將結(jié)合本發(fā)明實施例中的附圖，對本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例僅是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例?；诒景l(fā)明中的實施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動前提下所獲得的所有其他實施例，都屬于本發(fā)明保護的范圍。

本發(fā)明實施例提供了一種井下自生混相熱流體吞吐采油方法，所述方法包括如下步驟：

步驟一，對目標(biāo)吞吐井進行完井作業(yè)，如圖2所示，套管1外壁與地層之間加設(shè)水泥封堵層2，所述水泥封堵層2高100-300米，位于油層上部，完井時在所述吞吐井人工井底4加設(shè)噴射保護層5；噴射保護層5為表面光滑耐高溫不銹鋼體構(gòu)成，為桶狀，厚度5-10毫米，高度1-3米，起到保護人工井底4不被混相熱流體腐蝕作用。

步驟二：增產(chǎn)作業(yè)，增產(chǎn)作業(yè)包括井下作業(yè)和地面作業(yè)：

其中所述井下作業(yè)包括：依次下入井下混相熱流體發(fā)生器、封隔器、供給管路，并對所述封隔器進行做封，如圖3所示，井下混相熱流體發(fā)生器由5部分組成，分別是：頂部連接組件11、燃燒組件12、汽化組件13、螺旋增壓組件14、噴射組件15；所述井下混相熱流體發(fā)生器下入深度為油層上部5-10米處，供給管路與井下混相熱流體發(fā)生器通過地面供給系統(tǒng)連接裝置10相連接；

所述地面作業(yè)包括連接地面供給系統(tǒng)與井下混相熱流體發(fā)生器，如圖4所示，所述的地面系統(tǒng)包括氧化劑供給系統(tǒng)17、燃料供給系統(tǒng)18、冷卻水供給系統(tǒng)19、監(jiān)控系統(tǒng)20和電點火系統(tǒng)21；將所述地面系統(tǒng)通過采油樹22與供給管路相連接。

步驟三，通過地面系統(tǒng)向井下注入氧化劑、燃料和水，在井下完成混相燃燒，并生成混相熱流體，隨后注入油層中，井下混相熱流體發(fā)生器部件中的螺旋增壓組件14底部裝設(shè)有單向增壓閥，可有效防止在注入過程和悶井過程中井內(nèi)產(chǎn)生溢流現(xiàn)象。注入混相熱流體中，高溫蒸汽注入量為每天20-300噸，二氧化碳注入量為每天3-40噸。

步驟四，關(guān)閉氧化劑供應(yīng)系統(tǒng)、燃料供應(yīng)系統(tǒng)、水供應(yīng)系統(tǒng)，關(guān)閉采油樹入口閥門，進行悶井作業(yè)。

步驟五，悶井后進行自噴采油，通過調(diào)整采出液排量，使井底流壓保持2-4mpa之間進行生產(chǎn)，以保證采出液溫度不超過100℃，使混相熱流體中的熱量得到充分利用，自噴結(jié)束后下入抽油泵采油至達不到經(jīng)濟效益為止。

圖1為本發(fā)明實施例的方法整體流程圖，如圖1所示，該方法包括：

101、對目標(biāo)吞吐井進行完井

102、對目標(biāo)吞吐井進行增產(chǎn)作業(yè)

103、通過地面系統(tǒng)向井下注入氧化劑、燃料和水，井下混相燃燒，生成混相熱流體注入油層，注入量達到預(yù)設(shè)范圍后悶井

104、悶井時間達到預(yù)設(shè)范圍后，井底壓力大于原始地層壓力時，進行自噴采油

105、自噴結(jié)束后或井底壓力小于原始地層壓力時，下入抽油泵進行抽油作業(yè)

其中103可以包括：地面系統(tǒng)供給的氧化劑為空氣、富氧氣體、貧氧氣體中的一種。

其中103還可以包括：地面系統(tǒng)供給的燃料為天然氣、汽油、柴油、甲烷、氫氣或其他燃料中的一種。

其中103還可以包括：地面系統(tǒng)供給的水為蒸餾水、軟化水、過濾水或其他不產(chǎn)生水垢的水中的一種。

為使本發(fā)明實施例的目的、技術(shù)方案和優(yōu)點更加清楚，下面將結(jié)合本發(fā)明實施例中的附圖，對本發(fā)明實施例中的技術(shù)方案進行清楚、完整地描述，顯然，所描述的實施例是本發(fā)明一部分實施例，而不是全部的實施例?；诒景l(fā)明中的實施例，本領(lǐng)域普通技術(shù)人員在沒有做出創(chuàng)造性勞動前提下獲得的所有其他實施例，都屬于本發(fā)明保護的范圍。

實施例1：

某油田一口注水井，油層深度1700米，油層溫度50攝氏度，油層厚度22米，原油粘度44000毫帕秒，原始地層壓力17.5兆帕，已經(jīng)進行過水驅(qū)采油，但注水壓力大，注水量小，油層中可動用儲量較小，目前注水壓力33兆帕，注水量為5立方米/天，目前采收率為2％，對此油井進行第一輪吞吐生產(chǎn)。

第一步：對目標(biāo)吞吐井進行完井作業(yè)，參閱圖2，套管選用api套管系列中的k級，套管直徑為7英寸，套管外壁與地層之間加水泥封堵層，水泥封堵層高度為100米；噴射保護層材質(zhì)為耐高溫不銹鋼，厚度為10毫米，高度為1米。

第二步：增產(chǎn)作業(yè)，增產(chǎn)作業(yè)包括井下作業(yè)和地面作業(yè)：

井下作業(yè)包括：依次下入井下混相熱流體發(fā)生器、封隔器、供給管路，并對所述封隔器進行做封，參閱圖3，為水平井井下混相熱流體發(fā)生器布置示意圖；所述井下混相熱流體發(fā)生器下入深度為油層上部5米處；

所述地面作業(yè)包括連接地面供給系統(tǒng)與井下混相熱流體發(fā)生器，參閱圖4，所述的地面系統(tǒng)包括氧化劑供給系統(tǒng)、燃料供給系統(tǒng)、水供給系統(tǒng)、電點火系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)；將地面供給系統(tǒng)通過采油樹與供給管路相連接。

第三步：通過地面系統(tǒng)向井下注入氧化劑、燃料和水，在井下完成混相燃燒生成混相熱流體，并注入油層中，注入混相熱流體中，高溫蒸汽量為每天30噸，二氧化碳量為每天5噸，注入時間為5天，注入范圍為近井地帶5米。

第四步：關(guān)閉氧化劑供應(yīng)系統(tǒng)、燃料供應(yīng)系統(tǒng)、水供應(yīng)系統(tǒng)，關(guān)閉采油樹入口閥門，進行悶井作業(yè)，悶井7天。

第五步：悶井后觀察地層壓力20兆帕，進行放噴作業(yè)，放噴持續(xù)20天，放噴階段出液量700噸，含水率10％。

第六步：在井內(nèi)下入抽油泵進行采油，采油持續(xù)30天，采油階段出液量480噸，含水率15％。

第七步：重復(fù)第二步至第六步，最終進行吞吐7次，總出液量7300噸，總含水率20％。

實施例2：

某油田一個區(qū)塊，油層深度2200米，油層溫度70攝氏度，油層厚度20米，原油粘度75000毫帕秒，原始地層壓力19兆帕，由于地層原油粘度較大，原油在井下不具備流動性，目前開采屬于一次采油。

第一步：對目標(biāo)吞吐井進行完井作業(yè)，參閱圖2，套管選用api套管系列中的j級，套管直徑為8-5/8英寸，套管外壁與地層之間加水泥封堵層，水泥封堵層高度為300米；噴射保護層材質(zhì)為耐高溫不銹鋼，厚度為7毫米，高度為2米。

第二步：增產(chǎn)作業(yè)，增產(chǎn)作業(yè)包括井下作業(yè)和地面作業(yè)：

井下作業(yè)包括：依次下入井下混相熱流體發(fā)生器、封隔器、供給管路，并對所述封隔器進行做封，參閱圖3，為水平井井下混相熱流體發(fā)生器布置示意圖；所述井下混相熱流體發(fā)生器下入深度為油層上部10米處；

所述地面作業(yè)包括連接地面供給系統(tǒng)與井下混相熱流體發(fā)生器，參閱圖4，所述的地面系統(tǒng)包括氧化劑供給系統(tǒng)、燃料供給系統(tǒng)、水供給系統(tǒng)、電點火系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)；將地面供給系統(tǒng)通過采油樹與供給管路相連接。

第三步：通過地面系統(tǒng)向井下注入氧化劑、燃料和水，在井下完成混相燃燒生成混相熱流體，并注入油層中，注入混相熱流體中，高溫蒸汽量為每天25噸，二氧化碳量為每天4噸，注入時間為7天，注入范圍為近井地帶10米。

第四步：關(guān)閉氧化劑供應(yīng)系統(tǒng)、燃料供應(yīng)系統(tǒng)、水供應(yīng)系統(tǒng)，關(guān)閉采油樹入口閥門，進行悶井作業(yè)，悶井10天。

第五步：悶井后觀察地層壓力20兆帕，進行放噴作業(yè)，放噴持續(xù)15天，放噴階段出液量530噸，含水率10％。

第六步：在井內(nèi)下入抽油泵進行采油，采油持續(xù)30天，采油階段出液量620噸，含水率6％。

第七步：重復(fù)第二步至第六步，最終進行吞吐6次，總出液量3500噸，總含水率11％。

實施例3：

某油田一個區(qū)塊，油層深度1400米，油層溫度55攝氏度，油層厚度13米，原油粘度23000毫帕秒，原始地層壓力12兆帕。已進行過蒸汽吞吐6次，累計注入蒸汽11000噸飽和蒸汽，目前采收率為42.6％。

第一步：對目標(biāo)吞吐井進行完井作業(yè)，參閱圖2，套管選用api套管系列中的j級，套管直徑為7英寸，套管外壁與地層之間加水泥封堵層，水泥封堵層高度為230米；噴射保護層材質(zhì)為耐高溫不銹鋼，厚度為5毫米，高度為3米。

第二步：增產(chǎn)作業(yè)，增產(chǎn)作業(yè)包括井下作業(yè)和地面作業(yè)：

井下作業(yè)包括：依次下入井下混相熱流體發(fā)生器、封隔器、供給管路，并對所述封隔器進行做封，參閱圖3，為水平井井下混相熱流體發(fā)生器布置示意圖；所述井下混相熱流體發(fā)生器下入深度為油層上部5米處；

所述地面作業(yè)包括連接地面供給系統(tǒng)與井下混相熱流體發(fā)生器，參閱圖4，所述的地面系統(tǒng)包括氧化劑供給系統(tǒng)、燃料供給系統(tǒng)、水供給系統(tǒng)、電點火系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)；將地面供給系統(tǒng)通過采油樹與供給管路相連接。

第三步：通過地面系統(tǒng)向井下注入氧化劑、燃料和水，在井下完成混相燃燒生成混相熱流體，并注入油層中，注入混相熱流體中，高溫蒸汽量為每天140噸，二氧化碳量為每天30噸，注入時間10天，注入范圍為近井地帶20米。

第四步：關(guān)閉氧化劑供應(yīng)系統(tǒng)、燃料供應(yīng)系統(tǒng)、水供應(yīng)系統(tǒng)，關(guān)閉采油樹入口閥門，進行悶井作業(yè)，悶井15天。

第五步：悶井后觀察地層壓力20兆帕，進行放噴作業(yè)，放噴持續(xù)7天，放噴階段出液量1150噸，含水率80％。

第六步：在井內(nèi)下入抽油泵進行采油，采油持續(xù)15天，采油階段出液量980噸，含水率90％。

第七步：重復(fù)第二步至第六步，最終進行吞吐4次，總出液量6700噸，總含水率75％。

以上實施例僅用以說明本發(fā)明實施例的技術(shù)方案，而非對其限制；盡管參照前述實施例對本發(fā)明實施例進行了詳細的說明，本領(lǐng)域的普通技術(shù)人員應(yīng)當(dāng)理解：其依然可以對前述各實施例所記載的技術(shù)方案進行修改，或者對其中部分技術(shù)特征進行等同替換；而這些修改或者替換，并不使相應(yīng)技術(shù)方案的本質(zhì)脫離本發(fā)明實施例各實施例技術(shù)方案的精神和范圍。以上具體實施方式僅用于說明本發(fā)明，而非用于限定本發(fā)明。