中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法
中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法
【专利摘要】本发明提出一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括：步骤A：选择合格油藏；步骤B：在所述合格油藏中部署双水平井；步骤C：对上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至3.5MPa以下；步骤D：在所述双水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井机械举升管柱，在双水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井机械举升管柱；步骤E：循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，上水平井内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。
【专利说明】中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及石油注采领域，具体涉及一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，即一种实现中深层超稠油油藏双水平井SAGD (蒸汽辅助重力泄油)高效、均衡预热启动方法。
【背景技术】
[0002]蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是开发稠油油藏的有效技术手段，对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，需经历油层预热阶段，实现注采井之间的热连通，充分预热油层是实现重力泄油的前提。
[0003]为建立双水平井组合SAGD注、采井之间的热连通一般采取两种预热的方式，即蒸汽吞吐预热和蒸汽循环预热。
[0004]其中蒸汽吞吐预热是上下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，目的是降低地层压力，建立热连通，吞吐预热阶段最终可使水平井井间连通温度达到80°C，压力下降至3MPa左右，阶段采出程度可达到21%。但是蒸汽吞吐预热不能均匀加热水平段，随着吞吐轮次的增力口，温场呈继承性发展，非均质程度更加严重，所以，完全依靠高压吞吐生产来达到取得热连通目的，往往会造成水平段加热不均匀，必将制约转入SAGD开发后生产效果，降低最终米收率。
[0005]循环预热是指高温蒸汽在不进入油层(或极少量进入油层)的情况下加热油层，蒸汽仅在水平井内循环一圈，故称循环预热。从理论上讲在注采井中进行足够长时间(2-4个月)的蒸汽循环后，注采井间能够建立热连通，且水平段可得到均匀加热。但是实际应用中仅在浅层稠油油藏实现了蒸汽的自循环预热，对于中深层稠油油藏(600-1000m)，由于蒸汽吞吐压力较浅层更低，例如，已开发油藏在蒸汽吞吐降压至3-4MPa，在中深层稠油油藏，高温热水难以实现自循环，中深层稠油油藏的循环预热难以实现，限制了中深层稠油油藏的开米。
【发明内容】
[0006]本发明提供一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，以针对中深层稠油油藏的循环预热问题，主要解决中深层稠油油藏的循环预热难以实现的问题。
[0007]为此，本发明提出一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括:
[0008]步骤A:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为600-1000m，连续油层厚度大于等于10m，垂向渗透率与水平渗透率比例大于0.3 ；
[0009]步骤B:在所述合格油藏中设置双水平井，所述双水平井包括:井距为4-6m的上水平井和下水平井，双水平井的井深小于1600米，双水平的水平段长度在300m以上；
[0010]步骤C:对上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至
3.5MPa 以下；[0011]步骤D:然后，在所述双水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井机械举升管柱，上水平井注汽管柱下深到上水平井水平段的2/3处，在所述双水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井机械举升管柱，下水平井注汽管柱下深到下水平井水平段的脚尖处；
[0012]步骤E:然后循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，上水平井内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]进一步地，中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法还包括:步骤F:在循环预热2-4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井。
[0014]进一步地，步骤C中，上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发使油藏降压至3至 3.5MPa。
[0015]进一步地，所述合格油藏的油藏区块中的超稠油流体特性为:油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa.s,相对密度大于0.98g/cm3。
[0016]进一步地，步骤F具体包括:待注汽井和生产井之间的温度大于90°C，注汽井的水平段和生产井的水平段的80%以上区域温度达到150°C时，转入蒸汽辅助重力泄油开发，或者注汽井连续注汽，水平井连续生产。
[0017]进一步地，所述步骤A具体为步骤Al:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为995m，50°C下脱气原油粘度为53450?72340mPa.s，连续油层厚度等于15m ；
[0018]所述步骤B具体为步骤B1:在所述合格油藏中设置两个成对的双水平井，每对所述双水平井包括:井距为5m的上水平井和下水平井；
[0019]所述步骤E具体为步骤El:工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽IOOOOt,
[0020]所述步骤F具体为步骤Fl:循环预热4个月，采注比在0.8至1.2之间。
[0021 ] 进一步地，所述步骤D还包括步骤Dl:所述上水平井做为监测井，在所述上水平井下入光纤测温系统。
[0022]进一步地，通过机械举升强制循环，蒸汽不激励进入油层，传热方式以热传导为主，仅靠蒸汽与地层温度的温差引起的热传导传热方式加热地层；采出液为注入的蒸汽冷却后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
[0023]进一步地，所述步骤A具体为步骤A2:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500?485400mPa.s，连续油层厚度为80米。
[0024]上水平井机械举升管柱设置在所述上水平井的造斜段，下水平井机械举升管柱设置在所述下水平井的造斜段。
[0025]相对于中深层油藏传统的循环预热方式，本发明在循环预热之前在双水平井中下入了机械举升管柱，以在循环预热的过程中，能够通过机械举升管柱的机械举升将高温热水举升回采，强制蒸汽循环，达到等油层的温差均匀加热，这样，就克服了传统的循环预热方式在中深层油藏难以实现循环预热的缺点。【专利附图】
【附图说明】
[0026]图1为根据本发明实施例的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法的工作原理示意图；
[0027]图2为本发明实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的主视方向的结构示意图；
[0028]图3为本发明的实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的井口阀门系统的主视方向的剖视结构示意图；
[0029]图4为本发明的实施例的位于技术套管的垂直段中的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的水平方向剖面结构示意图；
[0030]图5为本发明的实施例的位于技术套管的水平段中的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的垂直方向剖面结构示意图；
[0031]图6为本发明的实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的井口阀门系统的无接箍油管悬挂器的剖视结构示意图(侧视方向)。
[0032]附图标号说明:
[0033]1、上水平井 10、水平段13、造斜段15、上水平井机械举升管柱
[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、下水平井机械举升管柱
[0036]17、下水平井注汽管柱
[0037]101技术套管102注蒸汽管柱103机械举升管柱、104抽油泵、105末端筛106水平井的筛管悬挂器107注蒸汽管柱的垂直段108注蒸汽管柱的水平段109无接箍油管110连续油管202蒸汽入口，203套管环空出入口，204光杆，205光杆密封器，206胶皮闸门，207远程液压封井器，208无接箍油管悬挂器209厚法兰密封主体304抽油管接箍305隔热管306保温层307隔热内管
【具体实施方式】
[0038]为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照【专利附图】
【附图说明】本发明的【具体实施方式】。
[0039]如图1所示，本发明提出一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括:
[0040]步骤A:选择合格油藏，根据已知油藏地质参数及超稠油流体特性确认实施本发明的可行性；本发明的合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为600-1000m为中深层油藏，连续油层厚度大于等于10m，垂向渗透率与水平渗透率比例大于0.3，本发明针对油藏埋深为600-1000m的中深层油藏，浅层油藏的预热无需本发明的工艺方法，太深油藏则需要更为复杂的工艺和设备；
[0041]步骤B:在所述合格油藏中设置双水平井，所述双水平井包括:井距为4-6m的上水平井I和下水平井3，双水平井的井深小于1600米，双水平井的各水平段长度在300m以上，双水平井的设置以及双水平井的各项参数为后序的循环预热提供了保证；
[0042]步骤C:对上水平I井和下水平井3同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至3.5MPa以下，为后续的循环预热准备压力和温度条件，例如，通过下入用于蒸汽吞吐开发的管柱进行蒸汽吞吐开发，合格油藏降压至3.5MPa以下后，再将用于蒸汽吞吐开发的管柱提升出来；
[0043]步骤D:合格油藏降压至3.5MPa以下后，在所述双水平井的上水平井I中下入上水平井注汽管柱17和上水平井机械举升管柱15，上水平井注汽管柱17下深到上水平井水平段10的2/3处，即距离上水平井水平段10的末端为上水平井水平段10长度的1/3，在所述双水平井的下水平井3中下入下水平井注汽管柱37和下水平井机械举升管柱35，下水平井注汽管柱37下深到下水平井水平段30的脚尖处；上水平井机械举升管柱15设置在所述上水平井的造斜段13或脚跟处，下水平井机械举升管柱35设置在所述下水平井的造斜段33或脚跟处；上述参数的设置，考虑到实现水平井之间的热连通，以及上水平井的水平段整体的预热效果和下水平井的水平段整体的预热效果，保证各水平井的冷凝液得以强制循环；
[0044]步骤E:然后进行循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，高温蒸汽从井口到井下后，冷凝成冷凝液，上水平井内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，蒸汽在井中又进有回，形成完整循环，达到了中深层油藏循环预热的目的。
[0045]通过设置双水平井、以及在双水平井中设置机械举升管柱，并选择合适的各工艺参数，能够实现中深层油藏的双水平井的强制蒸汽循环，实现等温差均匀加热，使得双水平井之间的油层已充分预热并达到热连通条件。
[0046]进一步地，中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法还包括:步骤F:在循环预热2-4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，用注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井，让油层流体进入到生产井中，采用机械举升连续生产，实现重力泄油开发。
[0047]进一步地，步骤C中，上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发使油藏降压至3至3.5MPa。因为，压力降得太低也不利于高温水或冷凝液的举升。
[0048]进一步地，所述合格油藏的油藏区块中的超稠油流体特性为:油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa *s,相对密度大于0.98g/cm3。这些参数适合本发明的举升和预热过程。
[0049]进一步地，步骤F具体包括:待注汽井和生产井之间的油层温度大于90°C，注汽井的水平段和生产井的水平段的80%以上区域温度达到150°C时，这样，注采井之间的油层已充分预热并达到热连通条件，然后转入蒸汽辅助重力泄油开发，即注汽井连续注汽，水平井连续生产。
[0050]进一步地，所述步骤A具体为步骤Al:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为995m，50°C下脱气原油粘度为53450?72340mPa.s连续油层厚度等于15m ；
[0051]所述步骤B具体为步骤B1:在所述合格油藏中设置两个成对的双水平井，每对所述双水平井包括:井距为5m的上水平井和下水平井，这样，可以增加效率和产量；
[0052]所述步骤E具体为步骤El:工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽lOOOOt，这些参数有利于注采井之间的油层已充分预热并达到热连通条件。[0053]所述步骤F具体为步骤Fl:循环预热4个月，可以实现充分预热，采注比在0.8至
1.2之间，以实现连续循环，作为较佳选择，采注比为I，循环比较理想。
[0054]进一步地，所述步骤D还包括步骤Dl:所述上水平井做为监测井，在所述上水平井下入光纤测温系统，用于检测井下温度，通过上水平井光纤测温监测资料显示，下水平井注汽后，水平段温度逐渐升高，热连通井段较长，表明两口井之间正在逐步连通。
[0055]例如，上水平井做为监测井时，本发明采用下面一个实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备，以同时下入注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及连续油管，连续油管内设有光纤测温系统，例如包括毛细管及多组热电偶，以实现在同一井筒中，注汽、举升、测温的有机组合，在同一井筒中，能够实现上述三个功能。
[0056]如图2，所述三管同井筒采油工艺设备包括:井口阀门系统、注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109。
[0057]技术套管101，设置在水平井的井筒中，所述技术套管包括:相互连接的技术套管的垂直段及技术套管的水平段；在一较佳实施中，所述技术套管101的垂直段的内径≥220mm，所述技术套管的水平段的内径≥178mm。
[0058]井口阀门系统，如图3，设置在水平井的井筒的井口处或地面，并连接技术套管101 ；
[0059]注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109，分别设置在技术套管101中，如图4和图5，注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109互不包含，或者说注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109这三者没有套接的关系，这三个管柱或管道中的任一个均设置在其他两个之外；
[0060]所述无接箍油管109包括:相互连接的无接箍油管的垂直段及无接箍油管的水平段；所述无接箍油管的垂直段位于所述技术套管的垂直段中，所述无接箍油管的水平段位于所述技术套管的水平段中，所述无接箍油管柱的末端位于所述注蒸汽管柱的出汽口前部，用于保护温压监测连续油管；
[0061]如图4和图5，所述连续油管110，设置在所述无接箍油管109中，所述连续油管内设有毛细管及多组热电偶，所述连续油管包括:相互连接的连续油管的垂直段及连续油管的水平段，所述连续油管的垂直段位于所述无接箍油管的垂直段中，所述连续油管的垂直段水平段位于所述无接箍油管的水平段中，所述连续油管的末端与无接箍油管末端基本相当，用于充填毛细管测压及热电偶测温；所述毛细管测试压力应小于15MPa，所述多组热电偶测试温度应小于450°C，与所述连续油管间采用耐热保护材料充填；
[0062]所述注蒸汽管柱102包括:相互连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术套管的垂直段中，所述注蒸汽管柱的水平段位于所述技术套管的水平段中，所述注蒸汽管柱的末端向水平井井筒注入蒸汽实现原油开发及油层预热；如图4和图5所示，注汽管柱从外向内包括:隔热外管305、保温层306以及隔热内管307，保温层306夹设在隔热外管305与隔热内管307之间；
[0063]所述机械举升管柱103设置在所述技术套管的垂直段中，用于举升井筒内的液体(原油)；如图5，机械举升管柱103包括通过抽油管接箍304连接起来的抽油管；
[0064]如图6，所述井口阀门系统包括:厚法兰密封主体209、无接箍油管悬挂器208、抽油管出口 201以及蒸汽入口 202 (如图3)，蒸汽入口 202设置在厚法兰密封主体209上。[0065]所述无接箍油管109及连续油管110悬挂在所述无接箍油管悬挂器208上，所述机械举升管柱103连接所述抽油管出口 201，所述注蒸汽管柱102连接所述蒸汽入口 202。如图6，无接箍油管悬挂器208设置在厚法兰密封主体209上，无接箍油管悬挂器208中有信号接收系统，将连续油管HO中接收到的信号转换为温度和压力数据。此外，如图3，所述井口阀门系统还包括:套管环空出入口 203，光杆204，光杆密封器205，胶皮闸门206，远程液压封井器207。
[0066]本发明除了在井筒中同时设有三个管柱或管道外，在井口处，本发明与现有井口设备有明显区别。其中的一个主要区别为:本发明在井口处，即在井口阀门系统同时设有连接或悬挂三个管柱或管道的部件，机械举升管柱连接所述抽油管出口 201，注蒸汽管柱102连接所述蒸汽入口 202，无接箍油管109及连续油管110悬挂在所述无接箍油管悬挂器208。也可以说，注蒸汽管柱和机械举升管柱都直接悬挂在厚法兰密封主体209上，为井口原有的油管悬挂器，这一点与现有技术是相同的，但除此之外，本发明还在厚法兰密封主体209上悬挂了无接箍油管悬挂器208，用于固定和连接连续油管110。
[0067]为了保证在井口阀门系统的有限空间内能够同时连接或悬挂三个管柱或管道，本发明在厚法兰密封主体209上除了开设蒸汽入口 202外，还为无接箍油管悬挂器208的设置留出了空间，使得二者或不影响，互不干涉，无接箍油管悬挂器208设置在蒸汽入口 202的侧向，从图3上看，无接箍油管悬挂器208设置在蒸汽入口 202的后方。
[0068]本发明实现了同井筒内的注汽、采油、监测，使得注汽、采油、监测可在同一井筒内同时进行，而现有技术仅仅为吞吐开发进行的注汽和监测，需要在注汽结束后提出注汽与监测管柱、下入采油管柱后才能进行采油作业。 [0069]进一步地，如图2，所述三管同井筒采油工艺设备还包括:抽油泵104，连接在所述机械举升管柱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掺杂的原油。所述抽油泵的活塞与抽油杆采用抽油杆脱接器连接。所述抽油泵下入深度L满足:
[0070]L ≥ H-100 (P-1)
[0071]其中，H为油层垂直深度，P为地层压力。
[0072]进一步地，如图2，所述三管同井筒采油工艺设备还包括:水平井的筛管悬挂器106，设置在所述技术套管中，于悬挂水平井水平段的筛管，末端筛105位于筛管的末端，用于向所述技术套管的水平段注入蒸汽。
[0073]进一步地，如图5，所述注蒸汽管柱最大外径、机械举升管柱及无接箍油管最大外径之和比所述技术套管的垂直段的内径至少小10mm，以保证三个管柱或管道都能安装在技术套管中。进一步地，所述技术套管的垂直部分的内径> 220mm，以保证三个管柱或管道都能安装在技术套管中。
[0074]进一步地，所述无接箍油管的内径应至少大于40_，所述连续油管的内径应至少小于38mm，以便无接箍油管容纳连续油管。
[0075]进一步地，所述技术套管的垂直部分的内径> 220mm，所述机械举升管柱的最大外径> 70_，这样，能够减小机械举升管柱的外径尺寸，增加其他两个管柱或管道的空间，进一步地，所述抽油泵本体及抽油泵接箍的最大外径均< 92mm，以获得合理的空间分配。所述机械举升管柱的内径> 62mm,以保证举升效率。进一步地，所述注蒸汽管柱的内径> 40mm,以保证注汽质量。[0076]进一步地，所述注蒸汽管柱的接箍的外径与无接箍油管的最大外径之和比所述技术套管的水平段的内径至少小10mm，以使得注蒸汽管柱能够设置在技术套管的水平段中。
[0077]作为较佳的选择，所述注蒸汽管柱102的内径≥ 40mm，外径≤ 89mm ;所述注蒸汽管柱102的接箍的外径比所述技术套管的水平段的内径至少小10mm，较佳地，所述注蒸汽管柱的接箍的外径≥ 108mm,所述接箍采用双向倒角连接。
[0078]较佳地，所述机械举升管柱103的外径≥70mm,内径≥62mm ;所述注蒸汽管柱102的最大外径与机械举升管103柱的最大外径之和比所述技术套管101的垂直部分的内径至少小IOmm,机械举升管柱103的接箍大约为89mm。
[0079]进一步地，通过机械举升强制循环，蒸汽不激励进入油层，传热方式以热传导为主，仅靠蒸汽与地层(或油层)温度的温差引起的热传导传热方式加热地层；采出液为注入的蒸汽冷却后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
[0080]进一步地，所述步骤A具体为步骤A2:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500~485400mPa.s，连续油层厚度为80米。
[0081]下面更为详细的描述几个具体实例:
[0082]实例1:某油藏的一砂岩组油层，即为砂岩组油藏，埋深955米，50°C下脱气原油粘度为53450~72340mPa.s,油层厚度为15米，在直井蒸汽吞吐末期，油藏区域内部署2个成对水平井井组，包括2 口水平注汽井、2 口水平生产井，1 口水平观察井，水平井方向与构造线基本保持平行，上下水平井间距离为5米。针对该油藏的地质特征和原油性质，开展了双水平井井对的循环预热试验。
[0083]油层平均厚度大于15米，孔隙度，渗透率，垂向渗透率与水平方向渗透率比值大于0.3,适合SAGD技术开米；
[0084]未开发油藏，布井方式为双水平井组，上下水平井间距5米；
[0085]在上下水平井井筒内分别下入注汽管柱、举升管柱和举升设备，同时在上水平井下入光纤测温系统，监测水平段温度变化；
[0086]在注汽管柱内注入湿饱和蒸汽，利用举升设备回采，强制蒸汽循环，注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽lOOOOt，循环预热4个月，采注比在1.0。
[0087]上水平井光纤测温监测资料显示，下水平井注汽后，上水平井水平段温度逐渐升高，热连通井段260m，占总水平段的58%，表明两口井之间正在逐步连通。
[0088]实例2:某油田馆陶组油层为中深层超稠油油藏，埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500~485400mPa.s,油层厚度为80米。在本发明之前，该油藏采用双水平井组合方式，其生产历程划分为吞吐及吞吐预热两个阶段，在吞吐阶段，下水平井吞吐四周期，上水平井投产后，井组吞吐预热二周期。周期产油量和油汽比均在下降，采出程度为18%。
[0089]针对该油藏的地质特征和原油性质，本发明实施了上下水平井的循环预热。
[0090](1)油层平均厚度大于15米，孔隙度，渗透率，垂向渗透率与水平方向渗透率比值大于0.3，适合SAGD技术开采；
[0091](2)已开发油藏，布井方式为双水平井组合，上下水平井间距4米；
[0092](3)在上下水平井井筒内均下入注汽管柱、举升管柱和举升设备；
[0093](4)在注汽管柱内注入湿饱和蒸汽，利用举升设备回采，强制蒸汽循环，工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽lOOOOt，循环预热4个月，采注比在1.0。
[0094]该井组通过等温差循环预热使未达到均匀动用的2/3水平段得到均匀动用，全部水平段温度均达到150°C。并且转入SA⑶开发后，取得了较好的效果。上水平井转注，日注汽180吨，下水平井采用Φ 120mm泵开井生产，井组日产液184吨，日产油40.3吨，含水78.2%，瞬时油汽比0.19，瞬时采注比0.87。SAGD阶段注汽43164吨，阶段产液48858吨，阶段产油7042吨，阶段油汽比0.16，阶段采注比1.13，平均日产油32.8t/d，超过前吞吐预热平均日产油量。
[0095]本发明能解决中深层超稠油油藏水平井因储层非均质造成的动用不均、预热启动难的问题，对提高SAGD初期水平段的利用效率和加快SAGD的产油速率起到重要促进。
[0096]以上所述仅为本发明示意性的【具体实施方式】，并非用以限定本发明的范围。为本发明的各组成部分在不冲突的条件下可以相互组合，任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。
【权利要求】
1.一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括: 步骤A:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为600-1000m，连续油层厚度大于等于10m，垂向渗透率与水平渗透率比例大于0.3 ； 步骤B:在所述合格油藏中设置双水平井，所述双水平井包括:井距为4-6m的上水平井和下水平井，双水平井的井深小于1600米，双水平的水平段长度在300m以上； 步骤C:对上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至3.5MPa 以下； 步骤D:然后，在所述双水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井机械举升管柱，上水平井注汽管柱下深到上水平井水平段的2/3处，在所述双水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井机械举升管柱，下水平井注汽管柱下深到下水平井水平段的脚尖处； 步骤E:然后循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，上水平井内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.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法还包括:步骤F:在循环预热2至4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井。
3.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，步骤C中，上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发使油藏降压至3至3.5MPa。
4.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，所述合格油藏的油藏区块中的超稠油流体特性为:油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa.s,相对密度大于 0.98g/cm3。
5.如权利要求2所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，步骤F具体包括:待注汽井和生产井之间的温度大于90°C，注汽井的水平段和生产井的水平段的80%以上区域温度达到150°C时，转入蒸汽辅助重力泄油开发。
6.如权利要求2所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于， 所述步骤A具体为步骤Al:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为995m，50°C下脱气原油粘度为53450~72340mPa.s，连续油层厚度等于15m ； 所述步骤B具体为步骤B1:在所述合格油藏中设置两个成对的双水平井，每对所述双水平井包括:井距为5m的上水平井和下水平井； 所述步骤E具体为步骤El:工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽1000Ot, 所述步骤F具体为步骤Fl:循环预热4个月，采注比在0.8至1.2之间。
7.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，所述步骤D还包括步骤Dl:所述上水平井做为监测井，在所述上水平井下入光纤测温系统。
8.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于， 通过机械举升强制循环，蒸汽不激励进入油层，传热方式以热传导为主，仅靠蒸汽与地层温度的温差引起的热传导传热方式加热地层；采出液为注入的蒸汽冷却后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
9.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于， 所述步骤A具体为步骤A2:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500~485400mPa.s，连续油层厚度为80米。
10.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，上水平井机械举升管柱设 置在所述上水平井的造斜段，下水平井机械举升管柱设置在所述下水平井的造斜段。
【文档编号】E21B43/24GK103615225SQ201310625525
【公开日】2014年3月5日 申请日期:2013年11月28日 优先权日:2013年11月28日
【发明者】杨立强, 杨建平, 梁建宇, 王宏远, 鄢旭, 侯国儒, 魏耀 申请人:中国石油天然气股份有限公司
【专利摘要】本发明提出一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括：步骤A：选择合格油藏；步骤B：在所述合格油藏中部署双水平井；步骤C：对上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至3.5MPa以下；步骤D：在所述双水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井机械举升管柱，在双水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井机械举升管柱；步骤E：循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，上水平井内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。
【专利说明】中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法
【技术领域】
[0001]本发明涉及石油注采领域，具体涉及一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，即一种实现中深层超稠油油藏双水平井SAGD (蒸汽辅助重力泄油)高效、均衡预热启动方法。
【背景技术】
[0002]蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是开发稠油油藏的有效技术手段，对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，需经历油层预热阶段，实现注采井之间的热连通，充分预热油层是实现重力泄油的前提。
[0003]为建立双水平井组合SAGD注、采井之间的热连通一般采取两种预热的方式，即蒸汽吞吐预热和蒸汽循环预热。
[0004]其中蒸汽吞吐预热是上下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，目的是降低地层压力，建立热连通，吞吐预热阶段最终可使水平井井间连通温度达到80°C，压力下降至3MPa左右，阶段采出程度可达到21%。但是蒸汽吞吐预热不能均匀加热水平段，随着吞吐轮次的增力口，温场呈继承性发展，非均质程度更加严重，所以，完全依靠高压吞吐生产来达到取得热连通目的，往往会造成水平段加热不均匀，必将制约转入SAGD开发后生产效果，降低最终米收率。
[0005]循环预热是指高温蒸汽在不进入油层(或极少量进入油层)的情况下加热油层，蒸汽仅在水平井内循环一圈，故称循环预热。从理论上讲在注采井中进行足够长时间(2-4个月)的蒸汽循环后，注采井间能够建立热连通，且水平段可得到均匀加热。但是实际应用中仅在浅层稠油油藏实现了蒸汽的自循环预热，对于中深层稠油油藏(600-1000m)，由于蒸汽吞吐压力较浅层更低，例如，已开发油藏在蒸汽吞吐降压至3-4MPa，在中深层稠油油藏，高温热水难以实现自循环，中深层稠油油藏的循环预热难以实现，限制了中深层稠油油藏的开米。
【发明内容】
[0006]本发明提供一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，以针对中深层稠油油藏的循环预热问题，主要解决中深层稠油油藏的循环预热难以实现的问题。
[0007]为此，本发明提出一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括:
[0008]步骤A:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为600-1000m，连续油层厚度大于等于10m，垂向渗透率与水平渗透率比例大于0.3 ；
[0009]步骤B:在所述合格油藏中设置双水平井，所述双水平井包括:井距为4-6m的上水平井和下水平井，双水平井的井深小于1600米，双水平的水平段长度在300m以上；
[0010]步骤C:对上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至
3.5MPa 以下；[0011]步骤D:然后，在所述双水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井机械举升管柱，上水平井注汽管柱下深到上水平井水平段的2/3处，在所述双水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井机械举升管柱，下水平井注汽管柱下深到下水平井水平段的脚尖处；
[0012]步骤E:然后循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，上水平井内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]进一步地，中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法还包括:步骤F:在循环预热2-4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井。
[0014]进一步地，步骤C中，上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发使油藏降压至3至 3.5MPa。
[0015]进一步地，所述合格油藏的油藏区块中的超稠油流体特性为:油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa.s,相对密度大于0.98g/cm3。
[0016]进一步地，步骤F具体包括:待注汽井和生产井之间的温度大于90°C，注汽井的水平段和生产井的水平段的80%以上区域温度达到150°C时，转入蒸汽辅助重力泄油开发，或者注汽井连续注汽，水平井连续生产。
[0017]进一步地，所述步骤A具体为步骤Al:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为995m，50°C下脱气原油粘度为53450?72340mPa.s，连续油层厚度等于15m ；
[0018]所述步骤B具体为步骤B1:在所述合格油藏中设置两个成对的双水平井，每对所述双水平井包括:井距为5m的上水平井和下水平井；
[0019]所述步骤E具体为步骤El:工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽IOOOOt,
[0020]所述步骤F具体为步骤Fl:循环预热4个月，采注比在0.8至1.2之间。
[0021 ] 进一步地，所述步骤D还包括步骤Dl:所述上水平井做为监测井，在所述上水平井下入光纤测温系统。
[0022]进一步地，通过机械举升强制循环，蒸汽不激励进入油层，传热方式以热传导为主，仅靠蒸汽与地层温度的温差引起的热传导传热方式加热地层；采出液为注入的蒸汽冷却后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
[0023]进一步地，所述步骤A具体为步骤A2:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500?485400mPa.s，连续油层厚度为80米。
[0024]上水平井机械举升管柱设置在所述上水平井的造斜段，下水平井机械举升管柱设置在所述下水平井的造斜段。
[0025]相对于中深层油藏传统的循环预热方式，本发明在循环预热之前在双水平井中下入了机械举升管柱，以在循环预热的过程中，能够通过机械举升管柱的机械举升将高温热水举升回采，强制蒸汽循环，达到等油层的温差均匀加热，这样，就克服了传统的循环预热方式在中深层油藏难以实现循环预热的缺点。【专利附图】
【附图说明】
[0026]图1为根据本发明实施例的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法的工作原理示意图；
[0027]图2为本发明实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的主视方向的结构示意图；
[0028]图3为本发明的实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的井口阀门系统的主视方向的剖视结构示意图；
[0029]图4为本发明的实施例的位于技术套管的垂直段中的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的水平方向剖面结构示意图；
[0030]图5为本发明的实施例的位于技术套管的水平段中的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的垂直方向剖面结构示意图；
[0031]图6为本发明的实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备的井口阀门系统的无接箍油管悬挂器的剖视结构示意图(侧视方向)。
[0032]附图标号说明:
[0033]1、上水平井 10、水平段13、造斜段15、上水平井机械举升管柱
[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、下水平井机械举升管柱
[0036]17、下水平井注汽管柱
[0037]101技术套管102注蒸汽管柱103机械举升管柱、104抽油泵、105末端筛106水平井的筛管悬挂器107注蒸汽管柱的垂直段108注蒸汽管柱的水平段109无接箍油管110连续油管202蒸汽入口，203套管环空出入口，204光杆，205光杆密封器，206胶皮闸门，207远程液压封井器，208无接箍油管悬挂器209厚法兰密封主体304抽油管接箍305隔热管306保温层307隔热内管
【具体实施方式】
[0038]为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照【专利附图】
【附图说明】本发明的【具体实施方式】。
[0039]如图1所示，本发明提出一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括:
[0040]步骤A:选择合格油藏，根据已知油藏地质参数及超稠油流体特性确认实施本发明的可行性；本发明的合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为600-1000m为中深层油藏，连续油层厚度大于等于10m，垂向渗透率与水平渗透率比例大于0.3，本发明针对油藏埋深为600-1000m的中深层油藏，浅层油藏的预热无需本发明的工艺方法，太深油藏则需要更为复杂的工艺和设备；
[0041]步骤B:在所述合格油藏中设置双水平井，所述双水平井包括:井距为4-6m的上水平井I和下水平井3，双水平井的井深小于1600米，双水平井的各水平段长度在300m以上，双水平井的设置以及双水平井的各项参数为后序的循环预热提供了保证；
[0042]步骤C:对上水平I井和下水平井3同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至3.5MPa以下，为后续的循环预热准备压力和温度条件，例如，通过下入用于蒸汽吞吐开发的管柱进行蒸汽吞吐开发，合格油藏降压至3.5MPa以下后，再将用于蒸汽吞吐开发的管柱提升出来；
[0043]步骤D:合格油藏降压至3.5MPa以下后，在所述双水平井的上水平井I中下入上水平井注汽管柱17和上水平井机械举升管柱15，上水平井注汽管柱17下深到上水平井水平段10的2/3处，即距离上水平井水平段10的末端为上水平井水平段10长度的1/3，在所述双水平井的下水平井3中下入下水平井注汽管柱37和下水平井机械举升管柱35，下水平井注汽管柱37下深到下水平井水平段30的脚尖处；上水平井机械举升管柱15设置在所述上水平井的造斜段13或脚跟处，下水平井机械举升管柱35设置在所述下水平井的造斜段33或脚跟处；上述参数的设置，考虑到实现水平井之间的热连通，以及上水平井的水平段整体的预热效果和下水平井的水平段整体的预热效果，保证各水平井的冷凝液得以强制循环；
[0044]步骤E:然后进行循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，高温蒸汽从井口到井下后，冷凝成冷凝液，上水平井内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，蒸汽在井中又进有回，形成完整循环，达到了中深层油藏循环预热的目的。
[0045]通过设置双水平井、以及在双水平井中设置机械举升管柱，并选择合适的各工艺参数，能够实现中深层油藏的双水平井的强制蒸汽循环，实现等温差均匀加热，使得双水平井之间的油层已充分预热并达到热连通条件。
[0046]进一步地，中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法还包括:步骤F:在循环预热2-4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，用注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井，让油层流体进入到生产井中，采用机械举升连续生产，实现重力泄油开发。
[0047]进一步地，步骤C中，上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发使油藏降压至3至3.5MPa。因为，压力降得太低也不利于高温水或冷凝液的举升。
[0048]进一步地，所述合格油藏的油藏区块中的超稠油流体特性为:油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa *s,相对密度大于0.98g/cm3。这些参数适合本发明的举升和预热过程。
[0049]进一步地，步骤F具体包括:待注汽井和生产井之间的油层温度大于90°C，注汽井的水平段和生产井的水平段的80%以上区域温度达到150°C时，这样，注采井之间的油层已充分预热并达到热连通条件，然后转入蒸汽辅助重力泄油开发，即注汽井连续注汽，水平井连续生产。
[0050]进一步地，所述步骤A具体为步骤Al:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为995m，50°C下脱气原油粘度为53450?72340mPa.s连续油层厚度等于15m ；
[0051]所述步骤B具体为步骤B1:在所述合格油藏中设置两个成对的双水平井，每对所述双水平井包括:井距为5m的上水平井和下水平井，这样，可以增加效率和产量；
[0052]所述步骤E具体为步骤El:工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽lOOOOt，这些参数有利于注采井之间的油层已充分预热并达到热连通条件。[0053]所述步骤F具体为步骤Fl:循环预热4个月，可以实现充分预热，采注比在0.8至
1.2之间，以实现连续循环，作为较佳选择，采注比为I，循环比较理想。
[0054]进一步地，所述步骤D还包括步骤Dl:所述上水平井做为监测井，在所述上水平井下入光纤测温系统，用于检测井下温度，通过上水平井光纤测温监测资料显示，下水平井注汽后，水平段温度逐渐升高，热连通井段较长，表明两口井之间正在逐步连通。
[0055]例如，上水平井做为监测井时，本发明采用下面一个实施例的水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备，以同时下入注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及连续油管，连续油管内设有光纤测温系统，例如包括毛细管及多组热电偶，以实现在同一井筒中，注汽、举升、测温的有机组合，在同一井筒中，能够实现上述三个功能。
[0056]如图2，所述三管同井筒采油工艺设备包括:井口阀门系统、注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109。
[0057]技术套管101，设置在水平井的井筒中，所述技术套管包括:相互连接的技术套管的垂直段及技术套管的水平段；在一较佳实施中，所述技术套管101的垂直段的内径≥220mm，所述技术套管的水平段的内径≥178mm。
[0058]井口阀门系统，如图3，设置在水平井的井筒的井口处或地面，并连接技术套管101 ；
[0059]注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109，分别设置在技术套管101中，如图4和图5，注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109互不包含，或者说注蒸汽管柱102、机械举升管柱103、以及无接箍油管109这三者没有套接的关系，这三个管柱或管道中的任一个均设置在其他两个之外；
[0060]所述无接箍油管109包括:相互连接的无接箍油管的垂直段及无接箍油管的水平段；所述无接箍油管的垂直段位于所述技术套管的垂直段中，所述无接箍油管的水平段位于所述技术套管的水平段中，所述无接箍油管柱的末端位于所述注蒸汽管柱的出汽口前部，用于保护温压监测连续油管；
[0061]如图4和图5，所述连续油管110，设置在所述无接箍油管109中，所述连续油管内设有毛细管及多组热电偶，所述连续油管包括:相互连接的连续油管的垂直段及连续油管的水平段，所述连续油管的垂直段位于所述无接箍油管的垂直段中，所述连续油管的垂直段水平段位于所述无接箍油管的水平段中，所述连续油管的末端与无接箍油管末端基本相当，用于充填毛细管测压及热电偶测温；所述毛细管测试压力应小于15MPa，所述多组热电偶测试温度应小于450°C，与所述连续油管间采用耐热保护材料充填；
[0062]所述注蒸汽管柱102包括:相互连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术套管的垂直段中，所述注蒸汽管柱的水平段位于所述技术套管的水平段中，所述注蒸汽管柱的末端向水平井井筒注入蒸汽实现原油开发及油层预热；如图4和图5所示，注汽管柱从外向内包括:隔热外管305、保温层306以及隔热内管307，保温层306夹设在隔热外管305与隔热内管307之间；
[0063]所述机械举升管柱103设置在所述技术套管的垂直段中，用于举升井筒内的液体(原油)；如图5，机械举升管柱103包括通过抽油管接箍304连接起来的抽油管；
[0064]如图6，所述井口阀门系统包括:厚法兰密封主体209、无接箍油管悬挂器208、抽油管出口 201以及蒸汽入口 202 (如图3)，蒸汽入口 202设置在厚法兰密封主体209上。[0065]所述无接箍油管109及连续油管110悬挂在所述无接箍油管悬挂器208上，所述机械举升管柱103连接所述抽油管出口 201，所述注蒸汽管柱102连接所述蒸汽入口 202。如图6，无接箍油管悬挂器208设置在厚法兰密封主体209上，无接箍油管悬挂器208中有信号接收系统，将连续油管HO中接收到的信号转换为温度和压力数据。此外，如图3，所述井口阀门系统还包括:套管环空出入口 203，光杆204，光杆密封器205，胶皮闸门206，远程液压封井器207。
[0066]本发明除了在井筒中同时设有三个管柱或管道外，在井口处，本发明与现有井口设备有明显区别。其中的一个主要区别为:本发明在井口处，即在井口阀门系统同时设有连接或悬挂三个管柱或管道的部件，机械举升管柱连接所述抽油管出口 201，注蒸汽管柱102连接所述蒸汽入口 202，无接箍油管109及连续油管110悬挂在所述无接箍油管悬挂器208。也可以说，注蒸汽管柱和机械举升管柱都直接悬挂在厚法兰密封主体209上，为井口原有的油管悬挂器，这一点与现有技术是相同的，但除此之外，本发明还在厚法兰密封主体209上悬挂了无接箍油管悬挂器208，用于固定和连接连续油管110。
[0067]为了保证在井口阀门系统的有限空间内能够同时连接或悬挂三个管柱或管道，本发明在厚法兰密封主体209上除了开设蒸汽入口 202外，还为无接箍油管悬挂器208的设置留出了空间，使得二者或不影响，互不干涉，无接箍油管悬挂器208设置在蒸汽入口 202的侧向，从图3上看，无接箍油管悬挂器208设置在蒸汽入口 202的后方。
[0068]本发明实现了同井筒内的注汽、采油、监测，使得注汽、采油、监测可在同一井筒内同时进行，而现有技术仅仅为吞吐开发进行的注汽和监测，需要在注汽结束后提出注汽与监测管柱、下入采油管柱后才能进行采油作业。 [0069]进一步地，如图2，所述三管同井筒采油工艺设备还包括:抽油泵104，连接在所述机械举升管柱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掺杂的原油。所述抽油泵的活塞与抽油杆采用抽油杆脱接器连接。所述抽油泵下入深度L满足:
[0070]L ≥ H-100 (P-1)
[0071]其中，H为油层垂直深度，P为地层压力。
[0072]进一步地，如图2，所述三管同井筒采油工艺设备还包括:水平井的筛管悬挂器106，设置在所述技术套管中，于悬挂水平井水平段的筛管，末端筛105位于筛管的末端，用于向所述技术套管的水平段注入蒸汽。
[0073]进一步地，如图5，所述注蒸汽管柱最大外径、机械举升管柱及无接箍油管最大外径之和比所述技术套管的垂直段的内径至少小10mm，以保证三个管柱或管道都能安装在技术套管中。进一步地，所述技术套管的垂直部分的内径> 220mm，以保证三个管柱或管道都能安装在技术套管中。
[0074]进一步地，所述无接箍油管的内径应至少大于40_，所述连续油管的内径应至少小于38mm，以便无接箍油管容纳连续油管。
[0075]进一步地，所述技术套管的垂直部分的内径> 220mm，所述机械举升管柱的最大外径> 70_，这样，能够减小机械举升管柱的外径尺寸，增加其他两个管柱或管道的空间，进一步地，所述抽油泵本体及抽油泵接箍的最大外径均< 92mm，以获得合理的空间分配。所述机械举升管柱的内径> 62mm,以保证举升效率。进一步地，所述注蒸汽管柱的内径> 40mm,以保证注汽质量。[0076]进一步地，所述注蒸汽管柱的接箍的外径与无接箍油管的最大外径之和比所述技术套管的水平段的内径至少小10mm，以使得注蒸汽管柱能够设置在技术套管的水平段中。
[0077]作为较佳的选择，所述注蒸汽管柱102的内径≥ 40mm，外径≤ 89mm ;所述注蒸汽管柱102的接箍的外径比所述技术套管的水平段的内径至少小10mm，较佳地，所述注蒸汽管柱的接箍的外径≥ 108mm,所述接箍采用双向倒角连接。
[0078]较佳地，所述机械举升管柱103的外径≥70mm,内径≥62mm ;所述注蒸汽管柱102的最大外径与机械举升管103柱的最大外径之和比所述技术套管101的垂直部分的内径至少小IOmm,机械举升管柱103的接箍大约为89mm。
[0079]进一步地，通过机械举升强制循环，蒸汽不激励进入油层，传热方式以热传导为主，仅靠蒸汽与地层(或油层)温度的温差引起的热传导传热方式加热地层；采出液为注入的蒸汽冷却后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
[0080]进一步地，所述步骤A具体为步骤A2:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500~485400mPa.s，连续油层厚度为80米。
[0081]下面更为详细的描述几个具体实例:
[0082]实例1:某油藏的一砂岩组油层，即为砂岩组油藏，埋深955米，50°C下脱气原油粘度为53450~72340mPa.s,油层厚度为15米，在直井蒸汽吞吐末期，油藏区域内部署2个成对水平井井组，包括2 口水平注汽井、2 口水平生产井，1 口水平观察井，水平井方向与构造线基本保持平行，上下水平井间距离为5米。针对该油藏的地质特征和原油性质，开展了双水平井井对的循环预热试验。
[0083]油层平均厚度大于15米，孔隙度，渗透率，垂向渗透率与水平方向渗透率比值大于0.3,适合SAGD技术开米；
[0084]未开发油藏，布井方式为双水平井组，上下水平井间距5米；
[0085]在上下水平井井筒内分别下入注汽管柱、举升管柱和举升设备，同时在上水平井下入光纤测温系统，监测水平段温度变化；
[0086]在注汽管柱内注入湿饱和蒸汽，利用举升设备回采，强制蒸汽循环，注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽lOOOOt，循环预热4个月，采注比在1.0。
[0087]上水平井光纤测温监测资料显示，下水平井注汽后，上水平井水平段温度逐渐升高，热连通井段260m，占总水平段的58%，表明两口井之间正在逐步连通。
[0088]实例2:某油田馆陶组油层为中深层超稠油油藏，埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500~485400mPa.s,油层厚度为80米。在本发明之前，该油藏采用双水平井组合方式，其生产历程划分为吞吐及吞吐预热两个阶段，在吞吐阶段，下水平井吞吐四周期，上水平井投产后，井组吞吐预热二周期。周期产油量和油汽比均在下降，采出程度为18%。
[0089]针对该油藏的地质特征和原油性质，本发明实施了上下水平井的循环预热。
[0090](1)油层平均厚度大于15米，孔隙度，渗透率，垂向渗透率与水平方向渗透率比值大于0.3，适合SAGD技术开采；
[0091](2)已开发油藏，布井方式为双水平井组合，上下水平井间距4米；
[0092](3)在上下水平井井筒内均下入注汽管柱、举升管柱和举升设备；
[0093](4)在注汽管柱内注入湿饱和蒸汽，利用举升设备回采，强制蒸汽循环，工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽lOOOOt，循环预热4个月，采注比在1.0。
[0094]该井组通过等温差循环预热使未达到均匀动用的2/3水平段得到均匀动用，全部水平段温度均达到150°C。并且转入SA⑶开发后，取得了较好的效果。上水平井转注，日注汽180吨，下水平井采用Φ 120mm泵开井生产，井组日产液184吨，日产油40.3吨，含水78.2%，瞬时油汽比0.19，瞬时采注比0.87。SAGD阶段注汽43164吨，阶段产液48858吨，阶段产油7042吨，阶段油汽比0.16，阶段采注比1.13，平均日产油32.8t/d，超过前吞吐预热平均日产油量。
[0095]本发明能解决中深层超稠油油藏水平井因储层非均质造成的动用不均、预热启动难的问题，对提高SAGD初期水平段的利用效率和加快SAGD的产油速率起到重要促进。
[0096]以上所述仅为本发明示意性的【具体实施方式】，并非用以限定本发明的范围。为本发明的各组成部分在不冲突的条件下可以相互组合，任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。
【权利要求】
1.一种中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，所述中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法包括: 步骤A:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为600-1000m，连续油层厚度大于等于10m，垂向渗透率与水平渗透率比例大于0.3 ； 步骤B:在所述合格油藏中设置双水平井，所述双水平井包括:井距为4-6m的上水平井和下水平井，双水平井的井深小于1600米，双水平的水平段长度在300m以上； 步骤C:对上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发，使所述合格油藏降压至3.5MPa 以下； 步骤D:然后，在所述双水平井的上水平井中下入上水平井注汽管柱和上水平井机械举升管柱，上水平井注汽管柱下深到上水平井水平段的2/3处，在所述双水平井的下水平井中下入下水平井注汽管柱和下水平井机械举升管柱，下水平井注汽管柱下深到下水平井水平段的脚尖处； 步骤E:然后循环预热，上水平井和下水平井同时进行连续的注入采出，将蒸汽在上水平井和下水平井内同时注入，同时利用机械举升回采冷凝液，上水平井内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.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法还包括:步骤F:在循环预热2至4个月后，转为蒸汽辅助重力泄油开发，注汽井注汽，生产井降压生产，其中，上水平井为注汽井，下水平井为生产井。
3.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，步骤C中，上水平井和下水平井同时进行蒸汽吞吐开发使油藏降压至3至3.5MPa。
4.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，所述合格油藏的油藏区块中的超稠油流体特性为:油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa.s,相对密度大于 0.98g/cm3。
5.如权利要求2所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，步骤F具体包括:待注汽井和生产井之间的温度大于90°C，注汽井的水平段和生产井的水平段的80%以上区域温度达到150°C时，转入蒸汽辅助重力泄油开发。
6.如权利要求2所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于， 所述步骤A具体为步骤Al:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深为995m，50°C下脱气原油粘度为53450~72340mPa.s，连续油层厚度等于15m ； 所述步骤B具体为步骤B1:在所述合格油藏中设置两个成对的双水平井，每对所述双水平井包括:井距为5m的上水平井和下水平井； 所述步骤E具体为步骤El:工作注汽速率为110t/d，井口干度为95%，单井注汽1000Ot, 所述步骤F具体为步骤Fl:循环预热4个月，采注比在0.8至1.2之间。
7.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，所述步骤D还包括步骤Dl:所述上水平井做为监测井，在所述上水平井下入光纤测温系统。
8.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于， 通过机械举升强制循环，蒸汽不激励进入油层，传热方式以热传导为主，仅靠蒸汽与地层温度的温差引起的热传导传热方式加热地层；采出液为注入的蒸汽冷却后形成的冷凝水，采注比保持在1.0。
9.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于， 所述步骤A具体为步骤A2:选择合格油藏，所述合格油藏的地质参数满足以下条件:油藏埋深680米，50°C下脱气原油粘度为147500~485400mPa.s，连续油层厚度为80米。
10.如权利要求1所述的中深层油藏双水平井等温差强制蒸汽循环预热方法，其特征在于，上水平井机械举升管柱设 置在所述上水平井的造斜段，下水平井机械举升管柱设置在所述下水平井的造斜段。
【文档编号】E21B43/24GK103615225SQ201310625525
【公开日】2014年3月5日 申请日期:2013年11月28日 优先权日:2013年11月28日
【发明者】杨立强, 杨建平, 梁建宇, 王宏远, 鄢旭, 侯国儒, 魏耀 申请人:中国石油天然气股份有限公司
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