一种用于开采厚层稠油油藏的方法和装置与流程

本发明涉及稠油开采技术领域，尤其涉及一种用于开采厚层稠油油藏的方法和装置。

背景技术：

随着全球经济的迅猛发展，资源的需求量日益增大，被誉为三大能源之一的石油资源更是需求紧张，寻求经济有效的开发石油资源的方式已成为当前油田开发的主题。经研究发现，世界原油总储量大约为1.4～2.1万亿吨，其中，70％为普通稠油、超稠油和油砂。稠油是全球21世纪规模最大的原油资源类型。世界各大油气公司已把稠油开采技术研究与资源动用作为重大发展战略。

稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。稠油的地下黏度高，流动性差，因此，采用常规冷采方法开采稠油的产量低、采收率低和开发效果差。但是，稠油黏度对于温度非常敏感，稠油的黏度随其温度升高会急剧降低，即温度升高后稠油的流动性会显著提高，所以，目前全世界范围内开采稠油的方式主要是采取措施提高稠油的流动性和稠油的油水流动比来提高稠油的产量和开采率。现有的稠油油藏的开采技术主要是蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力卸油等热力开采技术。

其中，稠油油藏的蒸汽吞吐开采技术，是周期性向稠油油藏中注入一定量的湿饱和蒸汽，加热近井地带的一定范围内的原油，使其黏度降低，通过关井一段时间之后再开井开采稠油的方法。蒸汽吞吐开采技术虽然可以开采一定范围内的稠油，但是蒸汽吞吐本质上是一种消耗地层能量的降压开采方法，对于埋深小于500米的稠油油藏，由于油藏本身压力小、地层能量小，导致蒸汽吞吐用于稠油开采的开采周期长、采收率低。

蒸汽驱作为一种用于蒸汽吞吐之后的主体接替技术，在蒸汽吞吐基础上可以提高稠油的采收率，但是，由于蒸汽驱需要连续不断地注入蒸汽，造成地面锅炉燃烧产生的温室气体排放量大，同时注入蒸汽向顶底盖层的热损失大，蒸汽能耗比较大，经济效益差，尤其对于厚层稠油油藏，由于蒸汽驱的蒸汽超覆盖造成油层下部原油动用率比较低，蒸汽的波及体积有限，最终采收率较低。

蒸汽辅助重力卸油技术的原理是，在注入井中注入蒸汽，蒸汽在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔逐渐向上部和侧面扩散，与油层中的稠油发生热交换，加热后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用卸到下面的水平生产井中产出。蒸汽辅助重力卸油技术的采收率高，但是由于蒸汽流动性远高于液体，最终导致蒸汽容易窜入下部生产井，造成水平段动用程度低。

火烧油层技术是指通过向油层中注入空气，采用自然点火或者人工点火，使空气在油层内与原油发生高温氧化反应产生大量的热量，以降低稠油的黏度。由于火烧油层技术的实施工艺复杂，需要在地下点火并维持较高的注气量，另外火驱火线调控较困难，目前尚未形成有效的火驱火线前缘调控技术，在火驱过程中，火线容易突破生产井井底，造成严重的安全隐患，因此，火烧油层技术的现场成功率不高。

技术实现要素：

针对上述问题，本发明提供一种用于开采厚层稠油油藏的方法和装置，旨在提升稠油油藏中轻质、中质和重质成分的采收率，整体上提升厚层稠油油藏的采收率，实现厚层稠油油藏的低成本、低能耗、低排放的绿色环保型开采，提升厚层稠油油藏的开采经济效率和操作安全性。

一方面，本发明提供一种用于开采厚层稠油油藏的方法，所述方法包括：

在厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井，所述生产井为竖直井，所述注入井为水平井，所述注入井的水平段向所述生产井延伸，所述注入井均匀的设置在所述生产井的一周，所述生产井和所述注入井相互配合形成一个稠油注采井对；

向所述注入井和所述生产井中同时注入不饱和水蒸气，以实现对所述厚层稠油油藏的循环预热；

若所述注入井的井底和所述生产井的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止向所述注入井和所述生产井中注入不饱和水蒸气；

向所述注入井中连续注入稠油开采混合液，所述稠油开采混合液的注入温度高于100℃，所述稠油开采混合液的注入压力大于5mpa，所述稠油开采混合液是水、酒精和丙烯混合物；

若所述厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa时，所述生产井开始连续开采所述厚层稠油，其中，所述生产井连续开采所述厚层稠油的过程中，始终保持所述厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa。

另一方面，本发明还提供一种用于开采厚层稠油油藏的装置，所述装置包括：

设置模块，用于在厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井，所述生产井为竖直井，所述注入井为水平井，所述注入井的水平段向所述生产井延伸，所述注入井均匀的设置在所述生产井的一周，所述生产井和所述注入井相互配合形成一个稠油注采井对；

第一注入模块，用于向所述注入井和所述生产井中同时注入不饱和水蒸气，以实现对所述厚层稠油油藏的循环预热；

检测模块，用于若所述注入井的井底和所述生产井的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止向所述注入井和所述生产井中注入不饱和水蒸气；

第二注入模块，用于向所述注入井中连续注入稠油开采混合液，所述稠油开采混合液的注入温度高于100℃，所述稠油开采混合液的注入压力大于5mpa，所述稠油开采混合液是水、酒精和丙烯混合物；

开采模块，用于若所述厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa时，所述生产井开始连续开采所述厚层稠油，其中，所述生产井连续开采所述厚层稠油的过程中，始终保持所述厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa。

可选的，所述稠油开采混合液中水、酒精和丙烯混合物的重量比为3:2:2。

可选的，所述设置模块具体用于：

若所述厚层稠油油藏的厚度小于25米时，在所述厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井，其中，所述注入井的水平段位于所述生产井的开采段的中部；

若所述厚层稠油油藏的厚度大于25米时，在所述厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井，其中，2口所述注入井的水平段位于所述生产井的开采段的1/3处，2口所述注入井的水平段位于所述生产井的开采段的2/3处，水平段位于所述生产井的开采段的1/3处的所述注入井与水平段位于所述生产井的开采段的2/3处的所述注入井间隔分布。

可选的，所述开采模块具体用于：

若所述厚层稠油油藏的地层压力大于4.5mpa时，所述生产井开始连续开采所述厚层稠油，其中，所述生产井连续开采所述厚层稠油的过程中，始终保持所述厚层稠油油藏的地层压力大于4.5mpa。

可选的，所述第二注入模块具体用于：

向所述注入井和所述生产井的油管内，同时注入不饱和水蒸气，其中，所述不饱和水蒸气的井口蒸汽干度为92％，不饱和水蒸气的注入速度为120吨/天，不饱和水蒸气的井底注入压力为4.5mpa；

从所述注入井和所述生产井的套管内，同时排出注入的水蒸气，循环所述不饱和水蒸气的注入和排出过程不低于45天，以实现对所述厚层稠油油藏的循环预热。

本发明至少具有如下有益效果：

本发明提供了一种用于开采厚层稠油油藏的方法，在厚层稠油油藏的开采区域设置一口竖直生产井和4口水平注入井，通过向注入井和生产井中同时注入不饱和水蒸气对厚层稠油油藏循环加热，若注入井的井底和生产井的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止注入不饱和水蒸气之后，向注入井中连续注入水、酒精和丙烯混合形成的稠油开采混合液；之后始终保持该厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa，通过生产井实现对该厚层油藏的连续开采。通过合理的设置注入井和生产井，并向注入井中注入温度高于100℃、注入压力大于5mpa的水、酒精和丙烯混合物，注入厚层油藏的混合物中的酒精由于压力降低至低于超临界压力变为液体，丙烯的压力高于其超临界压力仍然为气体，变为液体的酒精和水相互混合实现对稠油的稀释和降黏，仍然为气体的丙烯向厚层稠油的上部和侧部扩散，实现对上部和侧部稠油的加热和降黏，最后通过位于中部的竖直开采井实现厚层稠油的开采。同时，本发明的用于开采厚层稠油油藏的方法，采用酒精和丙烯实现对稠油油藏中轻质、中质和重质成分的萃取，提升厚层稠油油藏的采收率，实现厚层稠油油藏的低成本、低能耗、低排放的绿色环保型开采，提升厚层稠油油藏的开采经济效率和操作安全性。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施例提供的用于开采厚层稠油油藏的方法的流程示意图；

图2为本发明实施例提供的注入井与生产井的设置方式示意图；

图3-1为本发明实施例提供的另一种注入井与生产井的设置方式示意图；

图3-2为本发明实施例提供的另一种注入井与生产井的设置方式的侧视示意图；

图4-1为本发明实施例提供的再一种注入井与生产井的设置方式示意图；

图4-2为本发明实施例提供的再一种注入井与生产井的设置方式的侧视示意图；

图5为本发明实施例提供的用于开采厚层稠油油藏的装置的结构框图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。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。

本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

本发明提供了一种用于开采厚层稠油油藏的方法和装置，属于稠油开采技术领域，旨在提升稠油油藏中轻质、中质和重质成分的采收率，整体上提升厚层稠油油藏的采收率，实现厚层稠油油藏的低成本、低能耗、低排放的绿色环保型开采，提升厚层稠油油藏的开采经济效率和操作安全性。

本发明提供的用于开采厚层稠油油藏的方法，在厚层稠油油藏的开采区域设置一口竖直生产井和4口水平注入井，通过向注入井和生产井中同时注入不饱和水蒸气对厚层稠油油藏循环加热，若注入井的井底和生产井的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止注入不饱和水蒸气之后，向注入井中连续注入水、酒精和丙烯混合形成的稠油开采混合液；之后始终保持该厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa，通过生产井实现对该厚层油藏的连续开采。通过合理的设置注入井和生产井，并向注入井中注入温度高于100℃、注入压力大于5mpa的水、酒精和丙烯混合物，注入厚层油藏的混合物中的酒精由于压力降低至低于超临界压力变为液体，丙烯的压力高于其超临界压力仍然为气体，变为液体的酒精和水相互混合实现对稠油的稀释和降黏，仍然为气体的丙烯向厚层稠油的上部和侧部扩散，实现对上部和侧部稠油的加热和降黏，最后通过位于中部的竖直开采井实现厚层稠油的开采。

同时，本发明实施例的用于开采厚层稠油油藏的方法，采用酒精和丙烯实现对稠油油藏中轻质、中质和重质成分的萃取，提升厚层稠油油藏的采收率，实现厚层稠油油藏的低成本、低能耗、低排放的绿色环保型开采，提升厚层稠油油藏的开采经济效率和操作安全性。

本发明实施例的用于开采厚层稠油油藏的方法，适用于平均埋深大于400m、原始油藏压力小于3mpa、原始油藏温度小于20℃、油藏平均厚度大于15米的厚层稠油油藏，其中，该厚层稠油油藏的原油粘度高，原始油藏温度下的脱气原油黏度大于112万厘泊。

下面将结合附图1～图5所示，对本发明实施例的用于开采厚层稠油油藏的方法进行详细说明。参考图1所示，本发明实施例的用于开采厚层稠油油藏的方法，包括：

步骤110：在厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井。

首先，在该厚层稠油油藏的开采区域内设置一口生产井，该生产井为竖直井，生产井的开采段位于该厚层稠油油藏厚度方向的中下部，即生产井的射孔段贯穿该厚层稠油油藏的厚度方向的中下部。在该厚层稠油油藏的开采区域内设置四口注入井，其中，该注入井为水平井，四口注入井对称的设置在生产井的圆周方向上，且注入井的水平段向生产井延伸，具体的，注入井的水平段向生产井的开采段延伸。均匀设置在生产井一周的4口注入井和该生产井相互配合，形成一个本发明实施例的稠油注采井队。

示例的，参考图2所示，厚层稠油油藏a的开采区域b内设置有生产井c，生产井c内设置有套管和生产油管，其中，生产油管安装在套管内部，套管包括技术套管和生产套管，生产套管位于生产井c的开采段，用于形成生产井c的射孔段。参考图2所示，在生产井c的圆周方向上均匀的设置4口注入井d，其中，注入井d的中心与生产井c的中心之间的连线间的夹角α为90°，即注入井d对称的设置在生产井c的圆周方向上，每一口注入井d之间的间距相同，每一口注入井d到生产井c之间的间距相同，可以保证注入井d的注入效果相同，可以最大限度的提高厚层稠油油藏的采收率，降低由于注入开采不均匀造成的厚层稠油油藏最终残油较多，提高该厚层稠油油藏的开采价值。

示例的，参考图2所示，注入井d的中心到生产井c的中心之间的最小距离不能小于4米，注入井d的中心到生产井c的中心之间的最大距离不能大于8米。其中，优选的，注入井d的中心到生产井c的中心之间的距离为6米。需要说明的是，注入井d的中心到生产井c的中心之间的间距不能设置的过小也不能设置的过大，如果注入井d的中心到生产井c的中心之间的间距设置的过小，将会降低注入井d的注入液对厚层稠油油藏的原油处理范围，在该注入液还未完全与稠油反应，对稠油进行稀释就会流动到生产井c开采范围内，进而通过生产井c被采出，将会降低注入开采的经济效益；同时，发明人经过多次的仿真实验还发现，如果将注入井d的中心到生产井c的中心之间的间距设置的过大，将会导致通过注入井d注入的高温注入液加热降低黏度之后的稠油，再次冷却黏度升高，不利于稀释降黏之后的稠油经生产井c采出。

其次，需要说明的是，针对本发明提供的开采厚层稠油油藏的方法，发明人经过大量的实验发现，将注入井d的中心和生产井c的中心之间的间距设置为6米，与本发明实施例的注入稠油开采混合液相结合，采用本发明设定的稠油开采混合液的注入温度和注入压强，可以在保证本发明实施例的注入稠油开采混合液与该厚层稠油油藏的稠油充分反应，对该厚层稠油油藏的稠油进行加热降黏并相互稀释反应之后，从与其配合的生产井c中采出。本发明实施例的注入稠油开采混合液与设置为6米的注入井d的中心和生产井c的中心之间的间距相结合，大量的实验研究发现，可以提高该厚层稠油油藏的采收率，有助于注入稠油开采混合液与该厚层稠油油藏的原油反应，充分降低稠油的黏度，提高该厚层稠油油藏的流动性，有助于降低稠油的开采成本。

参考图2所示，生产井c的圆周方向上均匀的对称设置4口注入井d，且注入井d的中心到生产井c的中心之间的最小距离大于4米，注入井d的中心到生产井c的中心之间的最大距离小于8米，发明人经过多次试验发现，这样配置注入井d的数量和位置，可以最大限度的发挥注入井d的经济效率，同时也保证了相邻的注入井d的中心间的距离不会太大也不会太小，可以在避免注入井d相互影响的前提下，充分发挥注入井d的经济价值。

参考图3-1和图3-2所示，若厚层稠油油藏a的厚度小于25米时，即该厚层稠油油藏a的厚度小于预设的临界阈值，则在该厚层稠油油藏a的开采区域b设置一口生产井c和四口注入井d，其中，注入井d的出口与生产井c的入口均设置在同一高度范围内，也即注入井d的水平段位于生产井c的开采段的中部。

参考图4-1和图4-2所示，若厚层稠油油藏a的厚度大于25米时，即该厚层稠油油藏a的厚度大于预设的临界阈值，说明该厚层稠油油藏a的厚度过大，则在厚层稠油油藏a的开采区域b设置一口生产井c和四口注入井d，其中，2口注入井d的水平段位于生产井c的开采段的1/3处，2口注入井d的水平段位于生产井c的开采段的2/3处，且水平段位于生产井c的开采段的1/3处的注入井d与水平段位于生产井c的开采段的2/3处的注入井d间隔分布。也即是，当厚层稠油油藏的厚度过大时，为提高注入井d的注入稠油开采混合液与稠油油藏尽可能的反应，保证现有数量的注入井d和生产井c相互配合，最大限度开采该厚层稠油油藏；同时，将注入井d的出口对称设置在生产井c的开采段的不同高度，可以实现注入液与生产井c不同高度段的厚层稠反应，有助于保证生产井c的生产段各处的均匀产能，最大限度的提高该厚层稠油油藏的开采经济价值。

步骤120：向所述注入井和所述生产井中同时注入不饱和水蒸气，以实现对所述厚层稠油油藏的循环预热。

具体的，向注入井d和生产井c的油管内，同时注入不饱和水蒸气，其中，注入的不饱和水蒸气的井口蒸汽干度为92％，不饱和水蒸气的注入速度为120吨/天，不饱和水蒸气的井底注入压力为4.5mpa；即通过注入井d和生产井c的油管，向该厚层稠油油藏注入不饱和蒸汽，同时从注入井d和生产井c的套管内排出与该厚层稠油油藏发生热交换之后的不饱和水蒸气，实现对该厚层稠油油藏的循环预热。需要说明的是，需要循环不饱和水蒸气的注入和排出过程不低于45天，以实现对所述厚层稠油油藏的循环预热。

步骤130：若所述注入井的井底和所述生产井的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止向所述注入井和所述生产井中注入不饱和水蒸气。

通过注入井d和生产井c相互配合注入不饱和水蒸气实现对该厚层稠油油藏的循环预热天数达到预定的天数之后，示例的，若循环预热60天之后，注入井d的水平段与生产井c的开采段之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止向注入井d和生产井c中注入不饱和水蒸气。即若注入井d的井底和生产井c的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，表明循环预热的效果已经实现，该厚层稠油油藏已经具备了注入本发明实施例的稠油开采混合液进行开采的条件。

示例的，若检测到注入井d的井底和生产井c的井底之间的油层温度升高至100℃，且原油粘度下降至105万厘泊以下；并且从生产井c的开采段的排出液的含水率从最初的100％下降至80％，表明该厚层稠油油藏内的原油经生产井c的开采段进入生产井c环空的量明显增加，即表明注入井d的井底和生产井c的井底之间的稠油流动性大大提高，已经达到了预热的效果，可以停止向注入井d和生产井c中注入不饱和水蒸气。

步骤140：向所述注入井中连续注入稠油开采混合液。

具体的，停止向注入井d和生产井c中注入不饱和水蒸气之后，关闭生产井c并向注入井d中连续注入稠油开采混合液，其中，稠油开采混合液的注入温度高于100℃，稠油开采混合液的注入压力大于5mpa。

其中，稠油开采混合液是水、酒精和丙烯形成的混合物，具体的，稠油开采混合液中水、酒精和丙烯的重量比为3:2:2，示例的，稠油开采混合液可以是300千克的水与200千克的酒精和200千克的丙烯混合搅拌之后形成的混合液。

示例的，可以将水、酒精和丙烯形成的稠油开采混合液在地面加热至105℃，经注入泵加压至5.5mpa之后，通过位于采油井周围的4口注入井d同时向该厚层稠油油藏注入温度为105℃、压力为5.5mpa的稠油开采混合液。

示例的，还可以将水、酒精和丙烯形成的稠油开采混合液在地面加热至100℃，经注入泵加压至5mpa之后，同时通过位于采油井周围的4口注入井d向该厚层稠油油藏注入该稠油开采混合液。

通过注入井d向该厚层稠油油藏内注入温度高于100℃、压力大于5mpa的稠油开采混合液，在刚开始的注入过程中，关闭生产井c。注入一段时间之后，若监测到该厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa时，执行步骤150。

步骤150：若所述厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa时，所述生产井开始连续开采所述厚层稠油。

通过向设置在生产井c周围的注入井d同时注入温度高于100℃、压力大于5mpa的稠油开采混合液，若注入一段时间之后，监测到该厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa时，在保证持续通过注入井d向该厚层稠油油藏内注入温度高于100℃、压力大于5mpa的稠油开采混合液的同时，开启生产井c进行连续开采该厚层稠油。

需要说明的是，在开启生产井c进行开采厚层稠油的过程中，需要保持该厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa，且保证注入井d和生产井c之间的压差小于1mpa。

由于本发明实施例提供的开采厚层稠油油藏的方法中采用的注入稠油开采混合液为水、酒精和丙烯的混合物，其中，酒精的超临界温度为97℃、超临界压力为4.3mpa，丙烯的超临界温度为91.6℃、超临界压力为4.76mpa，优选的，在开启生产井c进行开采厚层稠油的过程中，需要保持该厚层稠油油藏的地层压力大于4.5mpa，且保证注入井d和生产井c之间的压差小于0.26mpa。

由于酒精的超临界温度为97℃、超临界压力为4.3mpa，丙烯的超临界温度为91.6℃、超临界压力为4.76mpa，同时，本发明实施例的开采厚层稠油油藏的方法中，向注入井d中注入的稠油开采混合液的温度高于100℃、压力大于5mpa，即在注入的过程中，稠油开采混合液中的酒精和丙烯都处于超临界压力之上，温度在其超临界温度以上，注入的过程中酒精和丙烯均为液体。

在开启生产井c之后，始终保持该厚层稠油油藏的地层压力大于4.5mpa，且保证注入井d和生产井c之间的压差小于0.26mpa，即开启生产井c之后，注入该厚层稠油油藏内的稠油开采混合液的压力降低至4.5mpa到4.76mpa之间，而酒精的超临界压力为4.3mpa，丙烯的超临界压力为4.76mpa，此时，该厚层稠油油藏的压力大于酒精的超临界压力，小于丙烯的超临界压力，所以开启生产井c之后，注入该厚层稠油油藏内的酒精仍然为液体，注入的稠油开采混合液中的酒精与注入井d水平段的下部的稠油原油反应，根据相似相溶原理，酒精和原油均为有机溶剂，相互之间发生有机互溶，注入的酒精可以将注入井d水平段下部的原油进行稀释降黏，最终可以保证注入井d水平段下部的稠油黏度降低之后，经生产井c采出。同时，由于开启生产井c之后的该厚层稠油油藏的压力在4.5mpa到4.76mpa之间，小于丙烯的超临界压力，导致注入该厚层稠油油藏内的丙烯部分变为气体状态，通过该注入井d水平段的出口向该注入井d水平段的上部原油中渗透，与注入井d水平段的原油发生反应之后，提升了注入井d水平段上部的原油温度，导致注入井d水平段上部的原油的黏度降低之后向下流动，进而经过生产井c的开采段采出。

开启生产井c之后，注入的稠油开采混合液中的酒精和丙烯分别与注入井d水平段上部和下部的原油发生反应，根据化学溶剂的相似相溶原理，该注入稠油开采混合液可以将稠油中的轻质、中质和重质原油成分萃取出来成为高流动性的油流，经生产井c中的机械举升装置开采出来。

需要说明的是，通过生产井c将原油与注入的稠油开采混合液形成的混合物举升至地面，经地面处理站分离处理之后，分离出的原油可以输送至化工厂，分离出的稠油开采混合液经过处理之后，可以继续循环使用。

本发明提供了一种用于开采厚层稠油油藏的方法，在厚层稠油油藏的开采区域设置一口竖直生产井和4口水平注入井，通过向注入井和生产井中同时注入不饱和水蒸气对厚层稠油油藏循环加热，若注入井的井底和生产井的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止注入不饱和水蒸气之后，向注入井中连续注入水、酒精和丙烯混合形成的稠油开采混合液；之后始终保持该厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa，通过生产井实现对该厚层油藏的连续开采。通过合理的设置注入井和生产井，并向注入井中注入温度高于100℃、注入压力大于5mpa的水、酒精和丙烯混合物，本发明实施例的开采厚层稠油油藏的方法，合理利用了厚层稠油油藏的压力、酒精的超临界压力和丙烯的超临界压力，注入厚层油藏的混合物中的酒精由于压力降低至低于超临界压力变为液体，丙烯的压力高于其超临界压力仍然为气体，变为液体的酒精和水相互混合实现对稠油的稀释和降黏，仍然为气体的丙烯向厚层稠油的上部和侧部扩散，实现对上部和侧部稠油的加热和降黏，最后通过位于中部的竖直开采井实现厚层稠油的开采。同时，本发明的用于开采厚层稠油油藏的方法，采用酒精和丙烯实现对稠油油藏中轻质、中质和重质成分的萃取，提升厚层稠油油藏的采收率，实现厚层稠油油藏的低成本、低能耗、低排放的绿色环保型开采，提升厚层稠油油藏的开采经济效率和操作安全性。

以辽河油田的高升油田为例，采用本发明实施例的厚层稠油油藏的开采方法进行开采生产，其生产与经济效益情况如下表表一所示。其中，辽河油田的高升油田为厚层稠油油藏，该油田的稠油油层厚度为32米，采用图4所示的生产井和注入井设置方式，对该厚层稠油油藏进行开采，同时采用本发明实施例提供的开采厚层稠油油藏的方法，注入本发明实施例的稠油开采混合液进行开采。参考表一所示，从生产情况可以看出，通过仿真实验，采用水平井蒸汽吞吐后转为蒸汽驱的开采方式，有效经济生产时间大约为8年，累积原油产量约为8.64x10⁴t，该厚层稠油油藏的最终采收率低于45％，造成大量的原油残留在地下，导致该厚层稠油油藏的开采经济效益低。而采用本发明实施例提供的开采厚层稠油油藏的方法开采高升油田，现实情况时，采用本发明实施例提供的方法，该油田的经济有效开采时间达到了12年，远远高于水平井蒸汽吞吐后转为蒸汽驱的开采方式。同时，参考表一所示，采用本发明实施例提供的方法，该油田的最终累积原油产量为17.88x10⁴t，最终采收率达到了89％，其原油产量比前者提高了106.94％，采收率比前者提高了97.77％，通过对比可以发现，本发明实施例的开采厚层稠油油藏的方法，可以大幅度提升厚层稠油油藏的采收率和开采经济价值。

表一

图5为本发明实施例提供的一种用于开采厚层稠油油藏的装置，参考图5所示，该装置包括：

设置模块501，用于在厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井，所述生产井为竖直井，所述注入井为水平井，所述注入井的水平段向所述生产井延伸，所述注入井均匀的设置在所述生产井的一周，所述生产井和所述注入井相互配合形成一个稠油注采井对；

第一注入模块502，用于向所述注入井和所述生产井中同时注入不饱和水蒸气，以实现对所述厚层稠油油藏的循环预热；

检测模块503，用于若所述注入井的井底和所述生产井的井底之间的油层温度升高至预定的温度之后，停止向所述注入井和所述生产井中注入不饱和水蒸气；

第二注入模块504，用于向所述注入井中连续注入稠油开采混合液，所述稠油开采混合液的注入温度高于100℃，所述稠油开采混合液的注入压力大于5mpa，所述稠油开采混合液是水、酒精和丙烯混合物；

开采模块505，用于若所述厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa时，所述生产井开始连续开采所述厚层稠油，其中，所述生产井连续开采所述厚层稠油的过程中，始终保持所述厚层稠油油藏的地层压力大于4mpa。

可选的，该稠油开采混合液中水、酒精和丙烯混合物的重量比为3:2:2。

可选的，设置模块501具体用于：

若所述厚层稠油油藏的厚度小于25米时，在所述厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井，其中，所述注入井的水平段位于所述生产井的开采段的中部；

若所述厚层稠油油藏的厚度大于25米时，在所述厚层稠油油藏的开采区域设置一口生产井和四口注入井，其中，2口所述注入井的水平段位于所述生产井的开采段的1/3处，2口所述注入井的水平段位于所述生产井的开采段的2/3处，水平段位于所述生产井的开采段的1/3处的所述注入井与水平段位于所述生产井的开采段的2/3处的所述注入井间隔分布。

可选的，开采模块505具体用于：

若所述厚层稠油油藏的地层压力大于4.5mpa时，所述生产井开始连续开采所述厚层稠油，其中，所述生产井连续开采所述厚层稠油的过程中，始终保持所述厚层稠油油藏的地层压力大于4.5mpa。

可选的，第二注入模块504具体用于：

向所述注入井和所述生产井的油管内，同时注入不饱和水蒸气，其中，所述不饱和水蒸气的井口蒸汽干度为92％，不饱和水蒸气的注入速度为120吨/天，不饱和水蒸气的井底注入压力为4.5mpa；

从所述注入井和所述生产井的套管内，同时排出注入的水蒸气，循环所述不饱和水蒸气的注入和排出过程不低于45天，以实现对所述厚层稠油油藏的循环预热。

需要说明的是：上述实施例提供的用于开采厚层稠油油藏的装置在进行厚层稠油油藏的开采时，仅以上述各功能模块的划分进行举例说明，实际应用中，可以根据需要而将上述功能分配由不同的功能模块完成，即将设备的内部结构划分成不同的功能模块，以完成以上描述的全部或者部分功能。另外，上述实施例提供的用于开采厚层稠油油藏的装置与用于开采厚层稠油油藏的方法实施例属于同一构思，其具体实现过程详见方法实施例，这里不再赘述。

最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。