一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法
【专利摘要】本发明提供了一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其采用靠近油藏顶部的至少一口水平井或一排直井作为注入井井组，靠近油藏底部、与注入井组数目相同或多一口井的水平井作为采出井井组，所述注入井组与所述采出井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。对注入井和采出井同时或依次进行蒸汽吞吐或蒸汽与气体复合吞吐，在注入井和采出井之间建立热连通、降低地层压力，然后，向所述注入井同时或交替注入高温的水蒸汽和非凝析气体，所述注入蒸汽在油藏中渗流并加热油藏，同时蒸汽凝结成为热水，所述气体扩大加热腔、降低热损失、增大油藏压力，使原油在压力驱替与重力泄油的复合作用下向采出井流动并采出。
【专利说明】一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法
【技术领域】
[0001]本发明属于油田钻井、完井和采油工艺技术，特别涉及一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法。
【背景技术】
[0002]文献The Steam and Gas Push (SAGP).(R.Butler.Journal of CanadianPetroleum Technology, 1999，38 (3): 54-61.)中介绍的蒸汽与气体推动(Steam And GasPush,简称SAGP)是由RogerButler最早提出的一种稠油开采方法。该方法是采用与蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage,简称SAGD)相似的方法,采用上下正对平行的两口水平井，上部为注入井，下部为生产井，一般注入井和生产井之间距离为2m-5m，注入井距离油层顶部距离一般为15m，也就是说油层厚度一般要在17m-20m以上。在SAGP过程中，向蒸汽腔内注入较高浓度的非凝析气体，使气体在蒸汽腔内(尤其是油层顶部)聚集。要求油层顶部注入非凝析气体(例如甲烷)的摩尔浓度在90%以上，气体的露点要明显低于油层压力下的蒸汽饱和温度。为了保持油层顶部较高的气体浓度，需要在注入蒸汽的同时不断注入气体，以补充由于蒸汽腔扩展及采出和溶解气体的量。尽管由于注入蒸汽凝结而造成油层顶部的气体浓度较高，但是注入蒸汽中气体的浓度一般是很低的。注入蒸汽中非凝析气摩尔浓度一般仅有百分之几或更低。
[0003]蒸汽腔的压力是由蒸汽和非凝析气体来共同维持的，蒸汽和非凝析气体比例及采出气体的速度会影响蒸汽腔的温度分布。一种极端情况是仅注入蒸汽，油藏蒸汽腔被最终加热达到蒸汽饱和温度，这时虽然重力泄油的产量最高，但是蒸汽腔向顶部和周围油藏的热损失却很大，造成蒸汽腔侧向边缘斜率较大，蒸汽超覆严重。另一种极端情况是仅注入非凝析气体，生产井的产量低，气体很快向生产井突破而使开采速度不经济。将生产井加热可以提高产量，但是必须扩大井距来抑制气体向生产井的锥进。在不注蒸汽情况下采用较大井距虽然不涉及蒸汽热损失，但是由于注入井周围温度低，气体锥进会加重，并且残余油饱和度高、驱油效率低。在两种极端之间，最经济的情况是蒸汽腔顶部温度要明显低于蒸汽饱和温度，蒸汽向顶部气体聚集部分的传热仅靠热传导，由于整个加热腔温度低和顶部盖层加热面积小而使热损失明显降低。而在注入井和生产井近井地带，由于温度接近蒸汽饱和温度，降低油水流动的压力梯度，使油水快速采出，且在一定程度上控制蒸汽/气体锥进。
[0004]可见，上述SAGP技术方案主要适用于油层厚度在17m_20m以上的油藏，并且注入气体的摩尔浓度较低(一般为百分之几)，无法适用于以下情况:
[0005](I)压力很高的稠油油藏:在较高的油藏压力下采用上述SAGP开采时，注入蒸汽在注入井附近会快速凝结，造成蒸汽腔扩展困难、油藏加热效果差、采出井产油量低；另外，注入井和采出井之间的井距小，注入井附近凝结的热水和注入的非凝析气体容易向采出井锥进。
[0006](2)海上等水资源不足或蒸汽发生器注入能力不足:注入气体的摩尔浓度可达10%-20%，要远高于百分之几的水平，这时采用井距仅为2m-5m的两口上下正对平行水平井，气体锥进是很难控制的。
[0007](3)厚度仅为几米至十几米的薄油层:采用上述SAGP方法开采薄油层时，由于井距过小，容易产生气体向生产井锥进和过早突破的问题。
[0008](4)边底水稠油油藏:采用上述SAGP方法开采时，随着开采的不断深入，油藏含油部分压力不断降低，压力较高的边水和/或底水容易向含油部分锥进，造成油井出水、产量降低。
【发明内容】
[0009]为了解决以上问题，本发明提供了一种蒸汽-气体驱替与重力泄油的复合开采方法，其不仅适用于油层厚度在17m-20m以上的油藏，还解决了压力很高的稠油油藏、厚度仅为几米至十几米的薄油层、边底水稠油油藏的开采问题，同时还解决了海上等水资源不足或蒸汽发生器注入能力不足的问题。
[0010]按照本发明的方法是采用靠近油藏顶部的多个水平井作为注入井井组，靠近油藏底部的多个水平井作为采出井井组，所述注入井组与所述采出井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。向所述注入井同时或交替注入高温的水蒸汽和一定比例的非凝析气体，所述注入蒸汽在油藏中渗流并加热油藏，同时蒸汽凝结成为热水，降低原油粘度，加热的原油和水依靠压力和重力向所述采出井流动。所述注入气体可以携带热量扩大加热腔、溶解降低原油粘度和增大油藏压力，并在油藏顶部聚集降低蒸汽向油藏上部盖层的热损失，所述气体与凝结的热水依靠压力驱替和重力泄油的复合作用使稠油向采出井流动。
[0011]按照本发明的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法包括:
[0012]a.通过实验模拟、数值模拟和油藏工程分析，设计注入井和采出井的完井部位及注入蒸汽和非凝析气的气水比等注采参数；
[0013]b.完成注入井井组和采出井井组的钻井和完井作业，以及地面工程和采油工程作业；
[0014]c.注入井和采出井同时或依次采用蒸汽吞吐、蒸汽与气体复合吞吐等方法进行开采，对油藏进行预热并降低油藏压力；
[0015]d.待注入井和采出井之间建立有效热连通后，注入井停止采油，注入井注入蒸汽和非凝析气体，利用蒸汽的加热降粘和压力驱替作用，以及气体的扩大加热腔、降低原油粘度、增大油藏压力和在油藏顶部聚集降低向上部盖层的热损失作用，使原油在压力驱替与重力泄油的复合作用下向采出井流动并采出。
[0016]优选的是，在开采过程中，根据开采动态、监测数据等资料，在油藏数值模拟等油藏工程研究基础上，不断调整注入井的注入蒸汽速度、蒸汽温度、蒸汽干度和气水比，并调整采出井的产量或流压，提高采油速度和采收率。
[0017]在上述任一方案中优选的是，所述注入井井组靠近油藏顶部部署形成上部注入井组，所述采出井井组靠近油藏底部部署形成下部采出井组。
[0018]在上述任一方案中优选的是，所述注入井井组和所述采出井井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。
[0019]在上述任一方案中优选的是，所述注入井为水平井或直井，所述采出井为水平井。所述注入井为水平井时，一般位于油藏顶部下面2m-50m处，当油藏厚度较大时，可以增大所述注入井距离油藏顶部的距离。所述注入井为直井时，一般是在所述下部两口采出井中间位置部署多口直井，即在两口采出井之间形成一排直井注入井。所述采出井位于油藏底部的上面lm-5m处，当油藏边底水发育且厚度较大时，可以增大所述采出井距离油藏底部的距离。
[0020]在上述任一方案中优选的是，所述注入井和采出井为割缝筛管完井、绕丝筛管完井或射孔完井。
[0021]在上述任一方案中优选的是，所述采出井的井数与注入井的井数相同，或者采出井的井数较注入井的井数多一口井，或者根据油藏特点进行灵活部署。
[0022]在上述任一方案中优选的是，所述油藏为单层油藏。
[0023]在上述任一方案中优选的是，所述油藏为水平油藏或倾斜油藏。
[0024]在上述任一方案中优选的是，所述油藏为稠油油藏或稀油油藏，所述稠油油藏包括普通稠油油藏和特超稠油油藏。
[0025]在上述任一方案中优选的是，所述油藏为厚层油藏、中厚层油藏或薄层油藏。
[0026]在上述任一方案中优选的是，所述油藏为纯油藏或具有边底水和/或气顶的油藏。
[0027]在上述任一方案中优选的是，所述油藏为均质油藏或非均质油藏。
[0028]在上述任一方案中优选的是，所述油藏为深层高压油藏和低压油藏。
[0029]在上述任一方案中优选的是，在进行步骤c时，采用蒸汽吞吐或蒸汽与气体复合吞吐预热，即同时或者交替向注入井和采出井注入蒸汽或蒸汽与非凝析气体，蒸汽和非凝析气体的注入速度应满足合理加热和开采油藏的要求，进行吞吐采油，预热油藏，并通过开采原油来降低油藏压力。
[0030]在上述任一方案中优选的是，在进行步骤c时，还可以采用注蒸汽循环预热、电加热预热或者同时注蒸汽与电加热预热。
[0031]在上述任一方案中优选的是，所述的蒸汽是温度为100-370°C的高温水蒸汽。
[0032]在上述任一方案中优选的是，所述的蒸汽可以替换为热水。
[0033]在上述任一方案中优选的是，所述的非凝析气体为N2、CO2, CH4、烟气、火烧油层的尾气、空气或其它非凝析气体。
[0034]在上述任一方案中优选的是，所述的非凝析气体在标准状况下的体积与所述注入蒸汽的体积比(简称气水比)为0-300。体积比为O时即单纯注入蒸汽；所述蒸汽在油藏中渗流并加热油藏，同时，蒸汽冷凝成为热水，被加热的原油在蒸汽和热水的压力驱动、油藏弹性驱动和重力驱动下，向采出井流动并采出；所述非凝析气体一方面向油藏顶部渗流，并在油藏顶部聚集形成“人工气顶”，降低向上部盖层的热损失，同时，非凝析气体扩大加热腔，溶解降低原油粘度、增大油藏压力。在蒸汽、热水和气体的共同作用下，将原油向采出井驱动并采出。合理的气水比要根据油藏性质、气体性质、蒸汽注入参数及注入井和采出井的部署情况，通过油藏数值模拟等油藏工程方法或经验来确定。合理气水比应满足气体应该能够有效扩大蒸汽加热腔、溶解降低原油粘度、增大油藏压力、降低蒸汽的油藏热损失、与蒸汽共同驱替和辅助重力泄油，且不会造成气体过早突破，达到最佳的驱油效果。
[0035]根据注入蒸汽和气体的气水比、注入量和注入速度的不同，气体可以使蒸汽加热腔增大1-2倍以上，使原油粘度降低10%-90%，波及油藏的平均压力增大0.5MPa-5MPa。
[0036]在上述任一方案中优选的是，所述非凝析气体与地层天然气在采出后经过地面的油气分离和干燥等处理后，可以回注到注入井循环利用。
[0037]在上述任一方案中优选的是，所述注入井组采用水平井时，至包含至少一 口井，且所述注入井组部署于油藏顶部下面2m-50m，所述注入井之间距离为50m_100m，所述注入井完井段长度(也称作水平段长度)为100m-1500m。
[0038]在上述任一方案中优选的是，所述注入井组采用水平井时，采出井组井数与注入井组井数相等或比注入井数多一口井，所述采出井组部署于油藏底部上面lm-5m，所述采出井之间距离为50m-100m，所述采出井完井段长度为100m-1500m。
[0039]当所述注入井为一 口水平井时，所述采出井可为一 口或两口水平井，所述采出井为一 口时，采出井可在注入井正下方或侧方平行部署，采出井与注入井之间的距离设置应同时满足蒸汽和非凝析气体的有效驱油作用与控制蒸汽(或热水)和气体过早突破的要求；当所述采出井为两口时，两口采出井在注入井下部两侧平行部署。
[0040]当所述注入井为两口或两口以上水平井时，采出井井数可与注入井井数相等或较注入井井数多一口，采出井在注入井之间平行非正对部署，即采出井位于两口注入井中间的下部，注入井之间距离设置应同时满足蒸汽和非凝析气体的有效驱油作用与控制蒸汽(或热水)和气体过早突破的要求，采出井与上部两口注入井之间的距离设置应满足两口注入井的驱油效果相当的要求。
[0041]对于厚层油藏和中厚层油藏，所述注入井为水平井时，注入井可位于油藏顶部下面5m-50m，注入井组和采出井组可采用50m_70m的较小井距；对于薄层油藏，所述注入井为水平井时，注入井可位于油藏顶部下面2m-5m，注入井组和采出井组可采用70m-100m的较大井距。
[0042]对于相对均质的水平油藏，所述注入井为水平井时，上部注入井和下部水平井可采用相等井距，注入井与采出井之间井距的大小取决于油层厚度、渗透率和原油粘度等油藏性质参数及气水比(注入气体在大气压下的体积与注入蒸汽当量水体积之比)、注入蒸汽速度水平等注采参数；对于非均质油藏，可以采用不相等井距的井部署方式，例如，处于渗透率较高部位的注入井和采出井之间可采用较大的井距。
[0043]对于具有一定倾角的倾斜油藏，所述注入井为水平井时，注入井的油藏高部位一侧的采出井重点要考虑蒸汽和气体的驱油作用和控制蒸汽和气体过早突破，注入井的油藏低部位一侧的采出井重点考虑热水的驱油作用和控制热水过早突破。同时，还要综合考虑油层厚度、渗透率和原油粘度等油藏性质参数及气水比(注入气体在大气压下的体积与注入蒸汽当量水体积之比)、注入蒸汽速度等注采参数。
[0044]对于上述不同情况，也可采用采出井之间部署一排直井作为注入井，直井井距一般为50m-100m，根据采出井水平段的长度不同，每两口采出井之间一般可部署2 口-15 口直井。当注入蒸汽时，直井完井部位一般在油藏的中下部，当注入热水时，直井完井部位一般在油减中上部。
[0045]对于边底水发育的油藏，靠近边底水的采出井要适当避水，即适当增大采出井完井部位与油水界面的距离，以控制边底水向采出井的锥进。
[0046]对于气顶发育的油藏，要适当靠近气顶的注入井完井部位与油气界面的距离，以控制注入蒸汽向气顶渗流、浪费热量。
[0047]对于深层的高压油藏，为了扩大加热腔范围常采用较高的气水比，为了控制气体的过早突破，适合采用较大的注采井距。随着油藏开采的不断进行，油藏压力不断降低，可以适当降低注入蒸汽和非凝析气的气水比；对于低压油藏，一般采用较低的气水比，气体不各易突破，可米用较小的井距。
[0048]对于普通稠油油藏，由于稠油粘度低、流动性好，可以采用较高的气水比和较大的注采井距；对于特超稠油油藏，由于稠油粘度高、流动性差，可以采用较低的气水比和较小的注米井距。
[0049]在本发明中，所述注入井和采出井的部署需要根据油藏地质特征进行设计，所述注入气体与蒸汽的气水比的设计需要综合利用蒸汽的加热降粘和压力驱动作用，以及气体的扩大加热腔、降低热损失、溶解降低原油粘度和增大压力等作用，达到最佳的驱替和重力泄油复合开采效果和控制蒸汽、热水和气体的过早突破，较传统SAGD和SAGP方法，具有更广泛油藏适应性、更高的采油速度和采收率。
[0050]本发明适用范围不限于上述范围，适用的油藏厚度最小可达3m，最大油藏不限，可达IOOm以上；本发明也适用于渗透率非均质油藏，油藏渗透率变化范围可在几十毫达西至几千毫达西；本发明可适用于油藏条件下粘度为几个厘泊的稀油至上百万厘泊的稠油；注入井和采出井的水平井段长度可以为100m-1500m。
[0051]本发明具有如下有益效果:
[0052](I)本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过注入非凝析气体，可以在较高的油藏压力下扩大加热腔，适用于压力较高深层油藏。
[0053](2)本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过注入非凝析气体在油藏顶部聚集，降低向油藏上覆岩层的热损失，提高了油藏加热效率。
[0054](3)本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，采用注入井井组和采出井井组平行非正对排列方式，可以扩大注入井和采出井之间的距离，解决了常规SAGD和SAGP的注入井和采出井之间的距离限制，使得该方法既适用于厚层油藏和中厚层油藏，又适用于薄层油藏。另外，还可以有效控制蒸汽、热水和气体向采出井的过早突破。
[0055](4)本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过注入非凝析气体，可以提高油藏含油部分的压力，控制压力较高的边水和/或底水向油藏含油部分锥进，起到“稳油控水”的作用。
[0056](5)本发明提供的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，通过合理部署注入井和采出井，在开采过程中不断调整气水比，综合利用蒸汽的加热降粘和压力驱动作用，气体的扩大加热腔、降低热损失、降低原油粘度和增大压力作用，以及原油自身的重力作用，可以达到最佳的驱替和重力泄油复合开采效果。
【专利附图】
【附图说明】
[0057]图1是按照本发明的水平、均质油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法的一优选实施例的示意图；
[0058]图2是按照本发明的水平、均质油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法的一优选实施例的油藏剖面图；[0059]图3是按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法的油藏模型的一优选实施例；
[0060]图4是蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和蒸汽与气体推动(SAGP)开采方法的油藏模型的不意图；
[0061]图5是采出井间加密蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采方法的油藏模型的示意图；
[0062]图6是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、蒸汽与气体推动(SAGP)、采出井加密蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采方法和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例四种开采方式的累积采油量与时间的关系图；
[0063]图7是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、蒸汽与气体推动(SAGP)、采出井加密蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采方法和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例四种开米方式的产水率与时间的关系图；
[0064]图8是蒸汽与气体推动(SAGP)开采方法及按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例的生产气油比与时间的关系图；
[0065]图9是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、蒸汽与气体推动(SAGP)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例三种开采方式开采5年后的温度首Ij面不思图；
[0066]图10是厚层水平油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、蒸汽与气体推动(SAGP)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例三种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图；
[0067]图11是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式的累积采油量与时间的关系图；
[0068]图12是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式的产水率与时间的关系图；
[0069]图13是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式开采5年后的温度剖面示意图；
[0070]图14是薄层油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法一优选实施例两种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图；
[0071]图15是按照本发明的一种非等厚的非均质油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开米方法一优选实施例的不意图；
[0072]图16是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式的累积采油量与时间的关系；
[0073]图17是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开米一优选实施例两种开米方式的产水率与时间的关系；
[0074]图18是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的温度剖面示意图；
[0075]图19是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图；
[0076]图20是按照本发明的一种边底水发育的倾斜油藏蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法的一优选实施例的示意图；[0077]图21是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式的累积采油量与时间的关系图；
[0078]图22是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开米一优选实施例两种开米方式的产水率与时间的关系；
[0079]图23是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的温度剖面示意图；
[0080]图24是不等厚油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和按照本发明的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例两种开采方式开采5年后的含油饱和度剖面示意图。
[0081]图1-图24中的标记具体含义如下:
[0082]Ia:水平、均质、厚层的稠油油藏，Ib:水平、均质、薄层的稠油油藏，Ic:不等厚非均质稠油油藏，Id:边底水发育的倾斜稠油油藏，2:上覆岩层，3:下伏岩层，4:气顶，5:注入井，5a:薄层部位的注入井，5b:厚层部位的注入井，5c:远离水体的注入井，5d:靠近水体的注入井，6:采出井，6a:薄层部位的采出井，6b:厚层部位的采出井，6c:靠近水体的采出井，9:稠油，10:冷凝的热水，11:水体。
[0083]A:蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采，B:蒸汽与气体推动(SAGP)开采，C:采出井加密蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采，D:本发明所提供的本发明提供的蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采一优选实施例开采。
【具体实施方式】
[0084]为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图及本发明实施例，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是优选实施方式，本发明不局限于此。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0085]实施例1.1
[0086]参考图1和图2，在本实施例中，采用蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采方法开采水平、均质、厚层稠油油藏。
[0087]一个750mX500mX30m水平、均质、厚层的稠油油藏Ia,油藏顶部为上覆岩层2,下方为下伏岩层3，油藏顶深为1000m，厚度为30m，具体油藏参数见表1。建立了 15X100X15个网格的均质油藏地质模型，网格X方向大小为50m，网格Y方向大小为5m，网格Z方向大小为2m。蒸汽-N2驱替与重力泄油复合开采的油藏模型如图3所示，三口注入井5和三口采出井6均为水平井，水平段(即水平完井段)长300m，注入井5距油藏底部23m，采出井6距油藏底部3米，即三口注入井5平行部署在油藏顶部下面7米处，三口采出井6与上面三口注入井5平行非正对排列在油藏底部上面3米处，井位部署见表2。
[0088]表1油藏地质参数及水平井参数
[0089]
【权利要求】
1.一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其包括: a.通过实验模拟、数值模拟和油藏工程分析，设计注入井和采出井的完井部位及注入蒸汽和非凝析气的气水比； b.完成注入井井组和采出井井组的钻井和完井作业，以及地面工程和采油工程作业； c.注入井和采出井同时或依次采用蒸汽吞吐、蒸汽与气体复合吞吐方法进行开采，对油藏进行预热并降低油藏压力； d.待注入井和采出井之间建立有效热连通后，注入井停止吞吐采油，注入井注入蒸汽和非凝析气体，综合利用蒸汽的加热降粘和压力驱替作用，气体的扩大加热腔、降低热损失、降低原油粘度和增大油藏压力作用，使原油在压力驱替与重力泄油的复合作用下向采出井流动并采出。
2.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述注入井靠近油藏顶部部署形成上部注入井组，所述采出井靠近油藏底部部署形成下部采出井组。
3.如权利要求1所示的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述注入井井组和所述采出井井组平行非正对排列，即所述下部采出井处于所述上部两口注入井的中间部位。
4.如权利要求3所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述注入井为水平井或直井，所述采出井为水平井。
5.如权利要求3所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述注入井组包含至少一口井，所述采出井的井数与注入井的井数相同，或者采出井的井数较注入井的井数多一 口井，或者根据油藏特点进行灵活部署。
6.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述的蒸汽是温度为100-370°C的高温水蒸汽。
7.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述的非凝析气体为N2、CO2, CH4、烟气、火烧油层的尾气、空气或其它非凝析气体。
8.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述的非凝析气体在标准状况下的体积与所述注入蒸汽的体积比(简称气水比)为0-300。
9.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述注入井组至包含至少一 口井，且所述注入井组部署于油藏顶部下面2-50m，所述注入井之间距离为50-100m，所述注入井完井段长度为100-1500m。
10.如权利要求1所述的蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法，其特征在于:所述采出井组井数与注入井组井数相等或比注入井数多一口井，所述采出井组部署于油藏底部上面l-5m，所述采出井之间距离为50-100m，所述采出井完井段长度为100_1500m。
【文档编号】E21B43/24GK103939069SQ201410092762
【公开日】2014年7月23日 申请日期:2014年3月13日 优先权日:2014年3月13日
【发明者】钟立国, 于镝, 孙永涛, 林涛, 刘海涛, 孙玉豹, 王少华 申请人:中国石油大学(北京)