一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法与流程

本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法。

背景技术：

稠油是粘度高、相对密度大的原油，国内叫“稠油”，国外叫“重油”。由于其流动性能差、甚至在油层条件下不能流动，因而采用常规开采方法很难经济有效地开发。从20世纪初开始，热力采油已逐渐成为开采这类原油的有效方法。稠油分布范围广，由于蕴藏有巨大的稠油资源量而被世界各产油国所重视，随着热力开采技术的发展，开采规模在逐步扩大，产量在不断增长，稠油热采在石油工业中已占有较重要的位置。

稠油中胶质与沥青含量较高，轻质馏分很少，然而，随着胶质与沥青含量增高，稠油的密度与粘度也相应增加，但稠油的粘度对温度极其敏感，随温度增加，粘度急剧下降。

稠油油藏一般采用热力开采方法，对油层加热的方式可分为两类。一是把热流体注入油层，如注热水、蒸汽吞吐、蒸汽驱等；另一类是在油层内燃烧产生热量，称为火烧油层采油法。

结合当前油田的开发状况，上述热采方法均具有一定的局限性：1)注热水、蒸汽吞吐、蒸汽驱三种方法在应用时在井筒内有一定的热损失，并对井筒有一定的腐蚀，减少了井筒的使用寿命，并增加了采油成本；2)对于油藏较厚的稠油油藏、超稠油油藏，注热水、蒸汽吞吐、蒸汽驱三种方法效果不佳，热采波及范围小，整体能动用的稠油较少，采油速度慢；3)火烧油层在作业中，地下燃烧温度可达300-500摄氏度，由于地层存在非均质性，火烧油层采油极易发生气窜，由于燃烧温度较高，所以难以对气窜地层进行有效封堵，且火烧油层采油方法调整作业相对不灵活，当进行调整作业时，恢复注气需要重新点火；4)上述热采方法大多用于直井井网生产，应用水平井进行配套热采技术相对较少，直井井网开采过程中经常会形成难以动用的“死油区”，往往经过多次工艺调整“死油区”中的原油也很难采出。

因此本发明提出一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法，本方法通过排式水平井网的布井方式增加了可动用原油储量，水平井相对于直井来说，具有采油指数高、生产压差小、无水采油期长、“死油区”不易形成等优势；通过将井下混相热流体发生器下入井内至油层上部，有效减少了井筒内的热损失及井筒腐蚀；通过井下自生高温混相热流体，可有效对稠油进行改质、降粘，增加其流动性和单井波及范围，增加其采油速度和最终采收率。

技术实现要素：

本发明实施例提供一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法，通过向目标油藏布置排式水平井网提高可采原油储量，并注入混相热流体进行驱油，混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油进行改质，减少原油中重质、胶质、沥青质的含量，起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，使其更易于被采出；本方法布井方式灵活，可根据实际油藏条件选择多种不同井位、井深；本方法可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油。

为了实现上述目的，本发明实施例提供了一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法，所述方法包括：在油田开发前期，结合混相热流体驱油机理及地质资料，对目标油藏布置排式水平井网，通过布置排式水平井网来提高可动用原油储量，水平井网布置完成后进行配套完井作业，完井后，在水平注入井脚跟处下入井下混相热流体发生器，并布置配套的地面系统，随后开始井下生成混相热流体进行驱替采油，从水平生产井中开采原油。

所述对目标油藏布置排式水平井网包括：所述排式水平井网中所述水平注入井方向与所述水平生产井方向可以是同向的，也可以是反向的；所述排式水平井网中水平注入井与水平生产井的水平段可以是等长的，也可以是非等长的；所述排式水平井网中水平注入井与水平生产井可以是对齐分布的，也可以是错位分布的；所述水平注入井水平段深度与所述水平生产井水平段深度可以是等高的，所述水平注入井水平段也可以位于所述水平生产井水平段上方或下方；各井之间的距离根据油藏条件可以在一定范围内变化。

优选的，所述排式水平井网布置范围为：水平井网间距范围300-1000米，水平段长度范围500-2000米。

所述的配套完井作业分为直井段完井和水平段完井，所述直井段完井中套管选用api套管系列中的h级、k级、j级，所述套管外壁与地层之间加水泥封堵层，所述水泥封堵层高100-300米，位于油层上方；水平段完井可以包括射孔完井、裸眼完井、衬管完井和砾石填充完井；完井时在所述水平注入井的直井段与水平井段相连处加设喷射保护层，所述喷射保护层为表面光滑耐高温不锈钢体构成，厚度5-10毫米，长度5-30米，起到保护水平井脚跟处套管不被混相热流体腐蚀作用。

所述的增产作业包括井下作业和地面作业：

所述井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5-10米处，并对所述封隔器进行做封；其中，所述供给管路包括燃料供给管线、冷却水供给管线、氧化剂供给管线和供给电缆；其中，所述井下混相热流体发生器由顶部连接组件、燃烧组件、汽化组件、螺旋增压组件和喷射组件组成；供给管路穿过封隔器与顶部连接组件相连接。

所述地面作业包括：连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统，所述氧化剂供给系统用于将氧化剂干燥、过滤后供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述燃料供给系统用于将燃料供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述冷却水供给系统用于将不同类型的水过滤、软化后供入所述井下混相热流体发生器，并提供工作压力；所述电点火系统用于对所述井下混相热流体发生器进行电点火操作，使上述氧化剂、燃料和水在井下混相热流体发生器中形成混相燃烧；所述监控系统用于实时监测所述氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和井下混相热流体发生器工作时产生的具体工作参数，以及水平生产井采出气的气体组分，如硫化氢、氧气、二氧化碳含量，进而判断油藏中采油情况以及井下混相热流体发生器内部燃烧质量，并可通过监控系统实现远程控制操作。

水平生产井采油过程中，通过控制采出液排量，进而调整油井动液面以及井底流压，使生产井井底流压保持1.5-4mpa之间，通过调整合理的排采速度，使注入地层内的混相热流体得到充分利用。

本发明实施例的有益效果在于：1)本发明通过向目标油藏布置排式水平井网提高可采原油储量，相对于传统的直井井网、水平井井网，本发明排式水平井网能更大限度提高地层中可采原油储量；2)本发明通过地面配套系统向井下混相热流体发生器提供氧化剂、燃料和水，在井下形成混相燃烧生成高温蒸汽和二氧化碳，并随之注入油层中，混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油进行改质，减少原油中重质、胶质、沥青质的含量，起到降低原油粘度、增加其流动性的作用，使其更易于被采出；3)相对于地面燃烧制造蒸汽，本发明采用井下燃烧方式，燃烧产物直接注入地层中，零排放，对环境无污染；4)本方法相对于蒸汽驱采油方法减少了井筒热损失以及蒸汽对井筒的腐蚀5)相对于火烧油层采油方法，减少了地面设施的体积，并且本方法相较火烧油层应用更为灵活，可适应不同地质条件的油藏，且在采油过程中可以随时停注进行调整措施作业，而火烧油层采油方法停止注气后恢复注气需要重新进行地下点火操作；6)本方法可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例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，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为水平井网同向对齐分布示意图。

图2为水平井网反向对齐分布示意图。

图3为水平井网同向错位分布示意图a。

图4为水平井网同向错位分布示意图b。

图5为水平井网反向错位分布示意图a。

图6为水平井网反向错位分布示意图b。

图7为水平段深度示意图。

图8为注入井完井示意图。

图9为水平井井下混相热流体发生器布置示意图。

图10为地面系统布置示意图。

附图标号：1、水平井直井段2、套管3、水泥封堵层4、喷射保护层5、水平井水平段6、油层7、封隔器8、供给管路9、地面供给系统连接装置10、顶部连接组件11、燃烧组件12、汽化组件13、螺旋增压组件14、喷射组件15、氧化剂供给系统16、燃料供给系统17、冷却水供给系统18、电点火系统19、监控系统20、采油树100、水平注入井200、水平生产井。

具体实施方式

本发明实施例提供一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法，在油田开发前期，结合混相热流体驱机理和地质资料，对目标油藏布置排式水平井网，通过布置排式水平井网来提高可动用原油储量，水平井网布置完成后进行配套完井作业，完井后，在水平注入井脚跟处下入井下混相热流体发生器，并布置配套的地面系统，随后开始井下生成混相热流体进行驱替采油，从水平生产井中开采原油；该方法通过布置排式水平井网来提高可动用原油储量，可将原本难以采出的原油通过自生井下混相热流体进行加热、降粘从而采出，该方法可有效提高最终采收率和采油速度。

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。

本发明实施例提供了一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法，所述方法包括如下步骤：

步骤一：在油田开发前期，结合混相热流体驱机理和地质资料，对目标油藏布置排式水平井网，排式水平井网有以下几种排布方式：

如图1所示，图1为水平井网同向对齐分布示意图，水平注入井与水平井生产同向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向对齐分布；

如图2所示，图2为水平井网反向对齐分布示意图，水平注入井与水平生产井反向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向对齐分布；

如图3所示，图3为水平井网同向错位分布示意图a，水平注入井与水平生产井同向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向错位分布，且水平注入井脚跟处位于水平生产井脚跟处后方；

如图4所示，图4为水平井网同向错位分布示意图b，水平注入井与水平生产井同向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向错位分布，且水平注入井脚跟处位于水平生产井脚跟处前方；

如图5所示，图5为水平井网反向错位分布示意图a，水平注入井与水平生产井反向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向错位分布，且水平注入井脚跟处位于水平生产井脚尖处前方；

如图6所示，图6为水平井网反向错位分布示意图b，水平注入井与水平生产井反向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向错位分布，且水平注入井脚跟处位于水平生产井脚尖处后方；

水平注入井水平段与水平生产井水平段深度排布有以下几种方式，如图7所示，为水平段深度示意图：

图7a为水平注入井水平段下入深度小于水平生产井水平段下入深度；

图7b为水平注入井水平段下入深度等于水平生产井水平段下入深度；

图7c为水平注入井水平段下入深度大于水平生产井水平段下入深度。

步骤二：水平井网布置完成后进行配套完井作业，如图8所示，配套完井作业分为水平井直井段1完井和水平井水平段5完井，水平井直井段1完井中套管2选用api套管系列中的h级、k级、j级，所述套管2外壁与地层之间加设水泥封堵层3，所述水泥封堵层高100-300米，位于油层上部；

水平井水平段5完井可以包括射孔完井、裸眼完井、衬管完井和砾石填充完井；

完井时在所述水平注入井的直井段与水平井段相连处加喷射保护层4，所述喷射保护层4为表面光滑耐高温不锈钢体构成，起到保护水平井脚跟处套管不被混相热流体腐蚀作用。

步骤三：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

其中所述井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，如图9所示，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图，井下混相热流体发生器由5部分组成，分别是：顶部连接组件10、燃烧组件11、汽化组件12、螺旋增压组件13、喷射组件14；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5-10米处，供给管路8与井下混相热流体发生器通过地面供给系统连接装置9相连接；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，如图10所示，所述的地面系统包括氧化剂供给系统15、燃料供给系统16、冷却水供给系统17、电点火系统18和监控系统19；将所述地面系统通过采油树20与供给管路8相连接。

步骤四：随后开始井下生成混相热流体进行驱替采油，并从水平生产井中开采原油；

当井下混相热流体发生器运行时，由地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件13增压进入喷射组件14，经由喷射组件14调整喷射方向进入油层，进入油层前首先喷射至水平井直井段1和水平井水平段5交汇处的喷射保护层4，喷射保护层4起到缓冲作用，避免水平井脚跟处套管被混相热流体直喷导致损坏。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，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获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1：

某油田一个区块，油层深度1850米，油层温度53摄氏度，油层厚度10米，原油粘度42000毫帕秒，原始地层压力18.2兆帕。

第一步：布置排式水平井网，布置方式参阅图2、图7a，水平注入井与水平生产井反向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向对齐分布，水平段长度为1000米，水平井距500米。水平注入井水平段下入深度小于水平生产井水平段下入深度4米。

第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图8，配套完井作业分为水平井直井段完井和水平井水平段完井，水平井直井段完井中套管选用api套管系列中的k级，套管直径为7英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为100米；水平井水平段完井选择裸眼完井；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为5毫米，长度为5米。

第三步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图9，所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部10米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图10，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第四步：随后开始井下生成混相热流体进行驱替采油，并从水平生产井中开采原油；

地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，电点火系统对其进行电点火操作，随后由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件及喷射组件后喷射进入油层；注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天70吨，二氧化碳量为每天20吨，注入压力为20兆帕。

实施例2：

某油田一个区块，油层深度1500米，油层温度45摄氏度，油层厚度15米，原油粘度32000毫帕秒，原始地层压力15.6兆帕。

第一步：布置排式水平井网，布置方式参阅图5、图7c，水平注入井与水平生产井反向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向错位分布，且水平注入井脚跟处位于水平生产井脚尖处前方400米，水平段长度为1200米，水平井距600米；水平注入井水平段下入深度大于水平生产井水平段下入深度6米。

第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图8，配套完井作业分为水平井直井段完井和水平井水平段完井，水平井直井段完井中套管选用api套管系列中的h级，套管直径为8-5/8英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为130米；水平井水平段完井选择裸眼完井；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为10毫米，长度为15米。

第三步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图9，所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部5米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图10，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第四步：随后开始井下生成混相热流体进行驱替采油，并从水平生产井中开采原油；

地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，电点火系统对其进行电点火操作，随后由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件及喷射组件后喷射进入油层；注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天120吨，二氧化碳量为每天30吨，注入压力为22兆帕。

实施例3：

某油田一个区块，油层深度2350米，油层温度70摄氏度，油层厚度13米，原油粘度86000毫帕秒，原始地层压力22兆帕。

第一步：布置排式水平井网，布置方式参阅图6、图7b，水平注入井与水平生产井反向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向错位分布，且水平注入井脚跟处位于水平生产井脚尖处后方300米，水平段长度为900米，水平井距400米；水平注入井水平段下入深度等于水平生产井水平段下入深度。

第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图8，配套完井作业分为水平井直井段完井和水平井水平段完井，水平井直井段完井中套管选用api套管系列中的k级，套管直径为7英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为300米；水平井水平段完井选择砾石填充完井；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为10毫米，长度为30米。

第三步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图9，所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部8米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图10，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第四步：随后开始井下生成混相热流体进行驱替采油，并从水平生产井中开采原油；

地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，电点火系统对其进行电点火操作，随后由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件及喷射组件后喷射进入油层；注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天100吨，二氧化碳量为每天25吨，注入压力为27兆帕。

实施例4：

某油田一个区块，油层深度900米，油层温度44摄氏度，油层厚度24米，原油粘度3000毫帕秒，原始地层压力10.8兆帕。

第一步：布置排式水平井网，布置方式参阅图1、图7b，水平注入井与水平井生产同向分布，水平注入井水平段与水平生产井水平段呈横向对齐分布，水平段长度为2000米，水平井距800米；水平注入井水平段下入深度等于水平生产井水平段下入深度。

第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图8，配套完井作业分为水平井直井段完井和水平井水平段完井，水平井直井段完井中套管选用api套管系列中的j级，套管直径为8-5/8英寸，套管外壁与地层之间加水泥封堵层，水泥封堵层高度为100米；水平井水平段完井选择衬管完井；喷射保护层材质为耐高温不锈钢，厚度为7毫米，长度为5米，。

第三步：增产作业，增产作业包括井下作业和地面作业：

井下作业包括：依次下入井下混相热流体发生器、封隔器、供给管路，并对所述封隔器进行做封，参阅图9，为水平井井下混相热流体发生器布置示意图；所述井下混相热流体发生器下入深度为油层上部6米处；

所述地面作业包括连接地面供给系统与井下混相热流体发生器，参阅图10，所述的地面系统包括氧化剂供给系统、燃料供给系统、冷却水供给系统、电点火系统和监控系统；将地面供给系统通过采油树与供给管路相连接。

第四步：随后开始井下生成混相热流体进行驱替采油，并从水平生产井中开采原油；

地面供给系统向井下混相热流体发生器供入氧化剂、燃料和水，电点火系统对其进行电点火操作，随后由其内部高压燃烧生成混相热流体，经由螺旋增压组件及喷射组件后喷射进入油层；注入混相热流体中，高温蒸汽量为每天200吨，二氧化碳量为每天45吨，注入压力为12兆帕。