一种碳酸盐岩稠油油藏的热采方法及其应用的制作方法
【专利摘要】本发明涉及一种碳酸盐岩稠油油藏的热采方法。该方法采用水平井和直井相结合的技术，将注汽技术中的蒸汽注入地下改为将热量带入地下；同时，将水平段、造斜段举升改为直井段举升；将水平段一端动用改为两端动用，提高水平段动用程度；此外，还将单井注汽改为双U型连通井循环注汽或者多U型连通井循环注汽，这样可以使得压裂改造的渗流面积与相同长度水平段的普通裸眼水平井相比明显增大，进而井筒的翅片效应散热能力增加，从而提高蒸汽的利用率。通过本发明技术方案的实施，可以在降低生产成本的同时，将采收率提高15%。将本发明方法应用于石油开发工程领域的碳酸盐岩稠油油藏深井的水平井开发工艺，具有广泛的应用前景。
【专利说明】一种碳酸盐岩稠油油藏的热采方法及其应用
【技术领域】
[0001]本发明属于稠油油藏开采【技术领域】，涉及一种碳酸盐岩稠油油藏的热采方法及其在稠油油藏热采中的应用。
【背景技术】
[0002]稠油亦称重质原油或高粘度原油，在油田的石油开采中，稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性，尤其是对碳酸盐岩稠油油藏的开采，在开发和应用的各个方面都遇到一些技术难题。
[0003]例如，热量传输的问题。在油田热采开发过程中，主要要完成是将热量带入油层，根据稠油的温度的敏感性，提高原油的流动性，降低原油粘度，之所以碳酸盐岩稠油油藏的开发效果差，主要因为注汽速度太低热量无法带入地层，在超过1400m的油井注汽量低意味着在蒸汽沿途的停留时间长，热损失大，蒸汽到达井底的干度低，无法满足热采生产的需要。
[0004]再如，举升问题。目前的举升设备主要是针对直井开发，在造斜点以下存在抽油杆断脱，凡尔球关闭不严，柱塞和凡尔偏磨等技术问题，虽然针对水平段和造斜段的工艺技术进行了许多改进，但是主要的技术难题依然存在。
[0005]此外，还有长水平段动用不均的问题。一般来讲水平井的产液贡献主要在水平段的前半段或者高渗段，长时间是不利于油藏的整体动用，最终采收率降低。
[0006]而且，目前低渗稠油的开发主要依赖水平井工艺技术，但是由于低渗，注汽质量较差，热量难以到达地层，一般采取压裂、酸化等工艺措施，由于地层本身的特性决定了在同样的吸汽面积的情况下，吸汽能力较弱，现场施工多采用多井同注的办法，或者采取亚临界或超临界锅炉的办法，不仅未解决上述难题，还造成使用成本上升，安全系数下降。
[0007]因此，目前存在的问题是需要研究开发一种针对碳酸盐岩稠油油藏的热采方法，该方法可以解决上述碳酸盐岩稠油油藏的开采过程中遇到技术难题，例如热量传输、举升以及长水平段动用不均等问题，降低生产成本的同时，提高采收率。
【发明内容】
[0008]本发明所要解决的技术问题是针对上述现有技术的不足，提供一种碳酸盐岩稠油油藏的热采方法。该方法采用水平井和直井相结合的技术，将注汽技术中的蒸汽注入地下改为将热量带入地下；同时，将水平段、造斜段举升改为直井段举升；将水平段一端动用改为两端动用，提高水平段动用程度；此外，还将单井注汽改为双U型连通井循环注汽或者多U型连通井循环注汽，提高蒸汽的利用率。通过上述技术方案的实施，在降低生产成本的同时，提高采收率。
[0009]为此，本发明提供了一种碳酸盐岩稠油油藏的热采方法，其包括:
[0010]步骤A，布井:使相邻的水平井的水平段相互平行，且方向相同或相反，每口水平井的水平段末端都与一口直井交汇构成U型连通井，并且相邻的U型连通井之间通过汽液分离器连通构成热采连通井组；
[0011]步骤B，压裂:采用对水平井的水平段分段酸化压裂的方式来扩大水平井的水平段渗流面积，对相邻的水平井同时进行体积压裂，扩大裂缝干扰；
[0012]步骤C，生产:向U型连通井中的Tl段注汽进行热采生产。
[0013]根据本发明方法，还可以根据现场油藏及施工情况在步骤C中的热采生产之前先进行冷采，例如可以在步骤C中，先对U型连通井中的Tl段进行冷采生产，当所述U型连通井的冷采产量低于预定产量时，再向所述U型连通井中Tl段注汽进行热采生产。
[0014]本发明中所述“相邻的水平井的水平段相互平行”，是指各水平井的水平段在空间上相互平行，其最终结果是热采连通井组中的各水平井的水平段皆平行。
[0015]在本发明的一个优选实施方式中，为了分段压裂改造所产生的压裂段数最多，可压裂面积最大，各水平井的水平段方向与最小主应力的方向垂直。
[0016]本发明中，为了降低注汽压力，增加注汽速度，减少长水平段动用不均的难题，提高井间的驱油效果，减少水平井举升的偏磨问题，热采联通井组中的相邻U型连通井中的水平井的水平段之间的存在一定水平间距和垂直间距，并且，水平间距和垂直间距是根据油藏的构造特征、油层厚度、渗透率等来确定的。
[0017]具体说来，相邻U型连通井中的水平井的水平段之间的存在一定水平间距可以提高水平面井距之间的油藏动用程度，提高水平井距间的采收率；相邻U型连通井中的水平井的水平段之间的存在一定垂直间距提高两个水平面垂直间距之间的油藏动用程度，提高垂直间距的采收率；相邻U型连通井中的水平井的水平段之间同时存在水平间距和垂直间距可以提高油藏整体动用程度和采收率。
[0018]在本发明的一个实施方式中，在所述步骤A中，相邻两个水平井的水平段之间的水平间距的范围为200-400米。
[0019]在本发明的另一个实施方式中，在所述步骤A中，相邻两个水平井的水平段之间的垂直间距的范围为50-150米。
[0020]在本发明的又一实施方式中，在所述步骤A中，各U型连通井的井身结构相同，各水平井采用封隔器加隔热管完井，水平段采用裸眼完井，并对水平井之间连通的裂缝采用适度的封堵措施。另外，本发明方法可以采用丛式井。
[0021 ] 本发明中，布井方式采用立体水平井网，在步骤A中，所述热采联通井组包括2-10个U型连通井。优选所述热采联通井组包括2-4个U型连通井。
[0022]在本发明的一个优选实施方式中，在步骤A之前，还包括选定实施区块的步骤，其包括选定区块的地质条件；同时要求油藏控制程度要高，裸眼完井，水平段长度大于等于400m;此外还要求，油藏没有大的联通裂缝，周围水源充足。优选选定区块的地质条件为:油藏深度平均1420m，渗透率小于lOOmd，储层具有良好的含油性，原油粘度平均2000mps(50°C),即油层厚度大于65m，隔层不发育，含油饱和度大于60%，油层钻遇率大于90%，地层的回压达到超过地面注汽锅炉的额定压力，注汽速度低于预定最低注汽速度。
[0023]根据本发明，在所述步骤C中，所述热采生产包括:
[0024]步骤一，通过第一级U型连通井中的Tl段向所述第一级U型连通井注入蒸汽；
[0025]步骤二，在所述第一级U型连通井未达到预定注气量时，开第N级U型连通井，当第N-1级U型连通井中Tl段的注汽压力达到预定压力时，通过所述第N-1级U型连通井中的T2段控压开井，并使蒸汽和油水混合液进入第N-1级油水分离器，所分离出的蒸汽注入与所述第N-1级U型连通井相邻的第N级U型连通井，同时第N级U型连通井开始伴热生产，这里N等于2，3,4-；
[0026]步骤三，当第一级U型连通井达到预定注气量，停止注汽，准备生产。
[0027]在本发明的一个具体的实施方式中，在步骤三中，当第一级U型连通井达到预定注气量，停止注汽，开始焖井，并在焖井结束后开井生产。
[0028]在本发明的另一个具体的实施方式中，在步骤三中，在焖井结束后开井采取直井或水平井的垂直段举升的工艺进行生产。
[0029]本发明中，根据油藏条件确定焖井时间。在步骤三中，所述焖井的时间为5-10天。优选所述焖井的时间为5-7天。
[0030]根据本发明，所述Tl段为U型连通井中的水平井的垂直段或直井，所述Τ2段相应的为同一 U型连通井中的直井或水平井的垂直段。
[0031]在本发明的一个实施方式中，所述第一级U型连通井为热采连通井组中任意一个U型连通井。
[0032]在本发明的另一个实施方式中，所述第N级U型连通井设置在第一级U型连通井的一侧或二侧。所述第N级U型连通井包括1-2个U型连通井。
[0033]根据本发明，所述第N-1级U型连通井和所述第Ν+1级U型连通井分别与所述第N级U型连通井相邻并设置在所述第N级U型连通井的两侧，且分别通过汽液分离器与第N级U型连通井连通。
[0034]在本发明的一个实施方式中，所述第一级U型连通井的预定压力为预定最高注汽压力。所述第N级U型连通井的预定压力为所述第N-1级U型连通井的预定压力的0.8倍。
[0035]本发明中，所述预定最高注汽压力小于锅炉额定注汽压力，例如，当锅炉额定注汽压力为17MPa时，预定最高注汽压力可是为16.5MPa、16MPa或15MPa等等。
[0036]在本发明的另一个实施方式中，所述第一级U型连通井的预定注汽量为3000-6000m3。优选所述第一级U型连通井的预定注汽量为4000-6000m3。
[0037]本发明还提供了一种根据上文中所述的热采方法在稠油油藏热采中的应用。
[0038]在本发明的一个【具体实施方式】中，在同一试验区钻三口水平井，并在每口水平井的水平段末端依据磁定位技术钻三口直井，使每口水平井的水平段末端都与一口直井交汇构成U型连通井；使各水平井的水平段相互平行，且与最小主应力的方向垂直；将相邻的U型连通井通过汽液分离器连通构成热采连通井组。
[0039]在对上述热采连通井组进行热采的过程中，例如，可以确定位于热采连通井组一端的一口 U型联通井为第一级U型联通井，确定第一级U型联通井一侧两口 U型联通井分别为第二级和第三级U型联通井，亦即各级U型联通井均为一口 U型联通井；当第一级U型联通井注汽时，蒸汽经过第一级U型联通井中的直井井口注入水平井的水平段，蒸汽在水平段散失热量，加热地层，随着压力的提高，第一级U型联通井的水平井的垂直段开始出液(汽液混合物)，所出液体经地面第一级汽液分离器的分离，所分离出的液体(油水)进入集输系统，所分离出的蒸汽注入第二级U型联通井组的直井，第二级U型联通井开始伴热生产，随压力的提高，开始对第二级U型联通井注汽，第二级U型联通井缓慢加热，随着压力的升高，第二级U型联通井的水平井的垂直段的开始出液(汽液混合物)，所出液体经地面第二级汽液分离器分离，所分离出的油水进入集输系统，所分离出的蒸汽注入第三级U型联通井的直井。各级U型联通井组相距较近，U型联通井组之间的压差形成汽驱效应，其中的水平段的裂缝产生热管的翅片效应，提高了注汽效果。
[0040]本发明中，由于渗流面积增大，井筒的翅片效应散热能力增加，井筒的翅片效应散热量按照式I计算:
[0041]Q=M.F.(t「t2) I
[0042]Q:散热量；
[0043]M:岩石的传热系数；
[0044]F:传热面积；
[0045]:热载体的温度；
[0046]t2:受热体的温度。
[0047]在在本发明的另一个【具体实施方式】中，在对上述热采连通井组进行热采的过程中，例如，可以确定热采连通井组中间的一口 U型联通井为第一级U型联通井，第二级U型联通井分别位于第一级U型联通井的两侧并包括两口 U型联通井；当第一级U型联通井组注汽时，蒸汽经过第一级U型联通井中的直井井口注入水平井的水平段，蒸汽在水平段散失热量，加热地层，随着压力的提高，第一 U级型联通井的水平井的水平段开始出液(汽液混合物)，所述液体经地面第一级汽液分离器的分离，所分离出的液体(油水)进入集输系统，所分离出的蒸汽注入第二级U型联通井组的直井，第二级U型联通井开始伴热生产。各级U型联通井组相距较近，U型联通井组之间的压差形成汽驱效应，其中的水平段的裂缝产生热管的翅片效应，提高了注汽效果。
[0048]根据本发明方法该方法采用水平井和直井相结合的技术，将注汽技术中的蒸汽注入地下改为将热量带入地下；同时，将水平段、造斜段举升改为直井段举升；将水平段一端动用改为两端动用，提高水平段动用程度；此外，还将单井注汽改为双U型连通井循环注汽或者多U型连通井循环注汽，这样可以使得压裂改造的渗流面积与相同长度水平段的普通裸眼水平井相比明显增大，进而井筒的翅片效应散热能力增加，从而提高蒸汽的利用率。通过本发明技术方案的实施，可以在降低生产成本的同时，将采收率提高15%。
[0049]可以看出，本发明方法解决了油田热采开发过程中所存在的热量传输的问题、举升问题以及长水平段动用不均等问题。由于油田逐步转为稠油、非常规、页岩气开发，目前水平井开发可以提高单井控制储量和经济效益，水平井施工工艺是未来的石油开发技术方向，因此，将本发明方法应用于石油开发工程领域的碳酸盐岩稠油油藏深井的水平井开发工艺，具有广泛的应用前景。
【专利附图】
【附图说明】
[0050]在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行进一步详细说明:
[0051]图1是本发明的一个【具体实施方式】的布井方式及施工方案示意图。
[0052]图中附图标记的含义如下W1H1第一 U型连通井；V2H2第二 U型连通井；V3H3第三U型连通井A第一直井；v2第二直井；v3第三直井讯第一水平井；h2第二水平井；h3第三水平井；H1V第一水平井的垂直段；H2V第二水平井的垂直段；H3V第三水平井的垂直段出砠第一水平井的水平段；Η2Η第二水平井的水平段；Η3Η第三水平井的水平段&第一联通井注入蒸汽；s2第二联通井注入蒸汽；S3第三联通井注入蒸汽；Fi第一汽液分离器；F2第二汽液分离器；F3第三汽液分离器！L1第一产出液；L2第二产出液；L3第三产出液！O1第一分离油；02第二分离油；03第三分离油W1地面；M2第二联通井水平段位置；M3第一、第三联通井水平段位置；M2—M3水平段垂直间距；M4油藏底部吨第一水平井压裂裂缝间距；d2第二水平井压裂裂缝间距；d3第三水平井压裂裂缝间距；(1相邻两个水平井相邻裂缝间的间距。
[0053]在图中，相同类型的井及应力由相同的附图标记标示。附图并未按照实际的比例绘制。
【具体实施方式】
[0054]下面将结合实施例和附图来详细说明本发明，这些实施例和附图仅起说明性作用，并不局限于本发明的应用范围。
[0055]图1是本发明的一个【具体实施方式】的布井方式及施工方案示意图。如图所示，本发明方法的技术方案包括以下步骤:
[0056](I)布井:布井方式采用立体水平井网，使相邻的水平井的水平段相互平行，且方向相同或相反，各水平井的水平段方向与最小主应力的方向垂直；每口水平井的水平段末端都与一口直井交汇构成U型连通井，并且相邻的U型连通井之间通过汽液分离器连通构成热采连通井组。
[0057]在本发明的一个实施例中，热采连通井组包括三级U型连通井，第一级U型连通井为热采连通井组一端的一个U型连通井，即第一 U型连通井V1H1，在第一 U型连通井V1H1的一侧依次设置有第二级和第三级U型连通井，每级U型连通井均含一个U型连通井，即第二U型连通井V2H2和第三U型连通井V3H3 ;在该热采连通井组中，相邻两个水平井，例如第一水平井H1与第二水平井H2或第二水平井H2与第三水平井H3的水平段之间的水平间距在200?400米的范围内。相邻两个水平井，例如第一水平井H1与第二水平井H2或第二水平井H2与第三水平井H3的水平段之间的垂直间距在50?150米的范围内。
[0058]在本发明的另一实施例中，各U型连通井的井身结构相同，各水平井采用封隔器加隔热管完井，水平段采用裸眼，并对水平井之间连通的裂缝采用适度的封堵措施。
[0059](2)压裂:采用对水平井的水平段分段酸化压裂的方式来扩大水平井的水平段渗流面积，对相邻的水平井同时进行体积压裂，扩大裂缝干扰。
[0060](3)冷采:在生产初期，产能较大的情况下，通过第一 U型连通井V1H1中的直井V:、第二 U型连通井V2H2中的直井V2和第三U型连通井V3H3中的直井V3进行冷采，以降低水平井生广费用。
[0061](4)在步骤(3)中各U型连通井的直井产量降低时，通过第一 U型连通井V1H1中的直井V1向该第一 U型连通井注蒸汽S1，监测第一 U型连通井V1H1的注汽量和注汽压力。
[0062](5)在第一 U型连通井V1H1未达到预定注气量6000m3，开第二 U型连通井V2H2,在第一 U型连通井V1H1中的直井V1的注汽压力达到预定压力16MPa时，通过第一 U型连通井V1H1中的水平井H1的垂直段Hiv控压开井，并使第一产出液L1(蒸汽和油水混合液)进入第一油水分离器F1，所分离出的蒸汽S2注入与第一 U型连通井V1H1相邻的第二 U型连通井V2H2,同时，第二 U型连通井V2H2开始伴热生产，油水进入集输系统，监测第二 U型连通井V2H2的注汽量和注汽压力；
[0063](6)在第一 U型连通井V1H1未达到预定注气量6000m3，开第三U型连通井V3H3，在第二 U型连通井V2H2中直井V2的注汽压力达到预定压力12.8MPa时，通过第二 U型连通井V2H2中的水平井H2的垂直段H2v控压开井，并使第二产出液L2(蒸汽和油水混合液)进入第二油水分离器F2,所分离出的蒸汽S3注入与第二 U型连通井V2H2相邻的第三U型连通井V3H3,同时，第三U型连通井V3H3开始伴热生产，油水进入集输系统，监测第三U型连通井V3H3的注汽量和注汽压力。
[0064](7)当第一 U型连通井V1H1达到预定注气量6000m3，停止注汽，开始焖井，并在焖井5-7天后开井采取直井举升的工艺进行生产。
[0065]在本发明的一个例子中，在步骤(7)中，在第一 U型连通井V1H1没有达到预定注汽量6000m3时，开第四U型连通井V4H4 (未示出)，并对与第四U型连通井V3H3重复步骤(6 )的操作，即，在第三U型连通井V3H3中的直井V3的注汽压力达到预定压力10.24MPa时，通过第三U型连通井V3H3中的水平井H2的垂直段H2v控压开井，并使第三产出液L3 (蒸汽和油水混合液)进入第三油水分离器F3，所分离出的蒸汽S4注入与其相邻的第四个U型连通井V4H4 (未示出)，同时，第四个U型连通井V4H4 (未示出)开始伴热生产，油水进入集输系统，监测第四个U型连通井V4H4的注汽量和注汽压力。
[0066]热采连通井组中三口水平井HpH2和H3的压裂裂缝为分别为Clpd2和d3，当第一 U型连通井V1H1注汽时，蒸汽S1经过第一 U型连通井V1H1中的直井V1井口注入水平井H1的水平段，蒸汽在水平段散失热量，加热地层，随着压力的提高，第一 U型连通井V1H1的水平井H1的垂直段Hiv开始出第一产出液L1，经地面第一汽液分离器F1的分离，所分离出的第一分离油O1 (油水混合物)进入集输系统，所分离出的蒸汽S2注入第二 U型连通井V2H2的直井V2,第二 U型连通井V2H2开始伴热生产，随压力的提高，开始对第二 U型连通井V2H2注汽，第二 U型连通井V2H2缓慢加热，随着压力的升高，第二 U型连通井V2H2的水平井H2的垂直段H2v开始出第二产出液L2，第二产出液L2经地面第二汽液分离器F2分离，所分离出的第二分离油O2 (油水混合物)进入集输系统，所分离出的蒸汽S3注入第三U型连通井V3H3的直井V30第二和第三U型连通井相距较近，U型连通井之间的压差形成汽驱效应，其中的水平段的裂缝产生热管的翅片效应，提高注汽效果。
[0067]实施例
[0068]实施例1:
[0069]步骤1:选定实施区块
[0070](I)选定区块的地质条件:油藏深度平均1420m，渗透率小于lOOmd，储层具有良好的含油性，原油粘度平均2000mps (50°C )，即油层厚度大于65m，隔层不发育，含油饱和度大于60%，油层钻遇率大于90%，地层的回压达到超过地面注汽锅炉的额定压力，注汽速度低于预定最低注汽速度。
[0071](2)油藏控制程度高，裸眼完井，水平段长度大于等于400m。
[0072](3)油藏没有大的联通裂缝，周围水源充足。
[0073]步骤2:布井
[0074]在同一试验区钻三口水平井，在每口水平井的水平段末端依据磁定位技术钻三口直井，使每口水平井的水平段末端都与一口直井交汇构成U型连通井；在三口 U型井中，两口 U型井在油层上部，一口 U型井在油层下部，三口 U型井的水平段平行，与最小主应力的方向垂直，水平间距200m,垂直间距50m。
[0075]步骤3:压裂
[0076]三口水平井同时进行分段压裂，每口水平井压裂点间隔100m，两个压裂井的同时压裂点之间的裂缝间距50m，在压裂过程中地面监测裂缝走向，根据检测结果确定采用一级加砂或多级加砂，水平井同时压裂施工，利用地应力的相互干扰在地层形成网状裂缝。
[0077]压裂施工参数为:
[0078](I)单级加砂:陶粒20m3 ；
[0079](2 )单级施工用液量:300m3 ；
[0080](3)裂缝半长:90-140m。
[0081]步骤4:冷采
[0082]对U型连通井中的直井进行冷采生产，冷采周期为90天。
[0083]步骤5:热采
[0084]冷采一段时期，当产量低于预定产量5m3/d时，转入热采。
[0085]400m长的三段压裂的渗流面积与相同长度水平段的普通裸眼水平井相比增大了2625m2。
[0086]由于渗流面积增大，井筒的翅片效应散热能力增加，井筒的翅片效应散热量按照式I计算。
[0087]采用单炉对单井的高压注汽锅炉，注汽速度23t/h，注汽干度75%，注汽压力16Mpa，预定注汽量为6000m3，注汽周期15天，焖井7天。
[0088]第一级U型连通井注汽压力控制在16Mpa，采用电动阀门调节，分离器分离液与注汽锅炉的供水系统换热，提高锅炉的进口水温，以节能降耗。
[0089]步骤6:采油生产，采用直井举升技术，降低杆柱断脱，提高泵效10%以上，第一 U型联通井与对比例I中第一口单井相比增产100%，具体实验参数和结果见表I。
[0090]对比例1:
[0091]对比例I中的步骤1、步骤3、步骤6均与实施例1相同，所不同的是:
[0092]步骤2:布井
[0093]在同一试验区钻三口水平井，各水平井的水平段方向与最小主应力的方向垂直，水平间距200m，垂直间距50m。
[0094]步骤4:冷采
[0095]对水平井中的垂直段进行冷采生产，冷采周期为21天。
[0096]步骤5:热采
[0097]冷采一段时期，当产量低于预定产量5m3/d时，转入热采。
[0098]采用单炉对单井的高压注汽锅炉，注汽速度9t/h，注汽干度75%，注汽压力16Mpa，预定注汽量为4000m3，注汽周期25天，焖井7天，具体实验参数和结果见表I。
[0099]表I实施例1和对比例I的试验参数和结果
[0100]~mi 注汽速度注汽量~注汽周采油周期冷采周期周期增产
__(m3/d)__(m3)__其月 Cd) Cd)__(d)__(t)_
实施例1 23__6000 15__360__90__4200*
对比例 I 9_ 4000 25_ 18021_ 2000**
[0101]*实施例1中周期增产数据为第一 U型连通井数据，相关联通井组的数据不在统计范围之内。
[0102]#对比例I中周期增产数据为第一 U型连通井数据。
[0103]通过上述实施例和对比例可以看出，根据本发明方法该方法采用水平井和直井相结合的技术，将水平段一端动用改为两端动用，提高水平段动用程度；此外，还将单井注汽改为双U型连通井循环注汽或者多U型连通井循环注汽，这样可以使得压裂改造的渗流面积与相同长度水平段的普通裸眼水平井相比明显增大，进而井筒的翅片效应散热能力增力口，从而提高蒸汽的利用率。通过本发明技术方案的实施，可以在降低生产成本的同时，使单井增产100%，使采收率提高15%。
[0104]以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
【权利要求】
1.一种碳酸盐岩稠油油藏的热采方法，其包括: 步骤A，布井:使相邻的水平井的水平段相互平行，且方向相同或相反，每口水平井的水平段末端都与一口直井交汇构成U型连通井，并且相邻的U型连通井之间通过汽液分离器连通构成热采连通井组； 步骤B，压裂:采用对水平井的水平段分段酸化压裂的方式来扩大水平井的水平段渗流面积，对相邻的水平井同时进行体积压裂，扩大裂缝干扰； 步骤C，生产:向U型连通井中的Tl段注汽进行热采生产。
2.根据权利要求1所述的热采方法，其特征在于，在步骤C中，先对U型连通井中的Tl段进行冷采生产，当所述U型连通井的冷采产量低于预定产量时，再向所述U型连通井中Tl段注汽进行热采生产。
3.根据权利要求1或2所述的热采方法，其特征在于，在所述步骤A中，相邻两个水平井的水平段之间的水平间距的范围为200-400米。
4.根据权利要求1或2所述的热采方法，其特征在于，在所述步骤A中，相邻两个水平井的水平段之间的垂直间距的范围为50-150米。
5.根据上述权利要求1-4中任意一项所述的热采方法，其特征在于，在所述步骤C中，所述热采生产包括: 步骤一，通过第一级U型连通井中的Tl段向所述第一级U型连通井注入蒸汽； 步骤二，在所述第一级U型连通井未达到预定注气量时，开第N级U型连通井，当第N-1级U型连通井中Tl段的注汽压力达到预定压力时，通过所述第N-1级U型连通井中的T2段控压开井，并使蒸汽和油水混合液进入第N-1级油水分离器，所分离出的蒸汽注入与所述第N-1级U型连通井相邻的第N级U型连通井，同时第N级U型连通井开始伴热生产，这里N等于2，3,4-； 步骤三，当第一级U型连通井达到预定注气量，停止注汽，准备生产。
6.根据权利要求1-5中任意一项所述的热采方法，其特征在于，所述Tl段为U型连通井中的水平井的垂直段或直井，所述T2段相应的为同一 U型连通井中的直井或水平井的垂直段。
7.根据权利要求5或6所述的热采方法，其特征在于，所述第一级U型连通井为热采连通井组中任意一个U型连通井。
8.根据权利要求5-7中任意一项所述的热采方法，其特征在于，所述第N级U型连通井设置在第一级U型连通井的一侧或二侧； 所述第N级U型连通井包括1-2个U型连通井。
9.根据权利要求5-8中任意一项所述的热采方法，其特征在于，所述第N-1级U型连通井和所述第N+1级U型连通井分别与所述第N级U型连通井相邻并设置在所述第N级U型连通井的两侧，且分别通过汽液分离器与第N级U型连通井连通。
10.根据上述权利要求中任意一项所述的热采方法在稠油油藏热采中的应用。
【文档编号】E21B43/24GK104141479SQ201310169564
【公开日】2014年11月12日 申请日期:2013年5月9日 优先权日:2013年5月9日
【发明者】王连生, 刘传喜, 李颖, 任家萍, 王元庆, 林长志, 徐婷, 曹立迎, 杨森, 邹敏 申请人:中国石油化工股份有限公司, 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院