具有污泥回注无害化的引流式石油开采方法与流程

本发明涉及石油开采领域,具体而言涉及到一种具有污泥回注无害化的引流式石油开采方法。

背景技术：

公知的，现有的石油开采技术都是在油田上建立大量油井及相关的配套系统，然后以自喷或机械采油的方式将原油举升到地面，再经由矿场油气集输系统对各井的产出物收

集、计量并输向联合处理站，进行油气水分离、除砂等工艺的处理后才能生产出合格原油输给用户；油田开采的石油经油水分离，会产生大量的污泥，石油开采污泥成分极其复杂，主要由乳化油、水、固体悬浮物等混合组成，其成分与地质条件、生产技术、污水处理工艺、污水水质、加药种类、排污方式以及管理操作水平有关，石油开采污泥的比阻比一般污泥大40倍，其可压缩性系数大20倍，属难过滤性污泥，又由于其颗粒细小，呈絮凝体状，含水量高，体积庞大，因此不易实现油-水-泥的三相分离。

石油开采污泥直接外排会占用大量土地，其含有的有毒物质会污染水、土壤和空气，污染生态环境；若将开采污泥直接在污水处理系统循环时，会造成污水处理系统的运行条件恶化，对生产造成不可预计的损失。因此，无论是从环境保护、维护正常生产还是从回收能源的角度出发，都必须对石油开采污泥进行无害化、资源化处理。

目前大多通过两种方式对石油开采污泥进行无害化处理，一是在开采污泥中加入一定组分的固化剂，使其发生一些稳定的、不可逆的物理化学反应，固化其中的部分水分和有毒物质，并使其有一定强度，以便堆放、储存和后续处理；二是采用焚烧技术处理开采污泥。但是固化处理后的污泥堆放占用了大面积土地，造成了资金的浪费，且加入有机固化剂可能带来二次污染；而焚烧方法成本和操作费用较高，污泥中的大量石油资源被浪费，焚烧产生的热量不能充分利用，且焚烧产生的so2、co及粉尘会对空气造成严重污染。

而在实际中，这些复杂的开采环节直接导致了现有的用于开采石油的系统设施种类繁多，结构复杂且比较昂贵；此外，到了冬季或天气寒冷时，不但这些系统管道内的原油流动性会变差，而且还可能会发生管道冻裂的现象，因此，为了防止管道冻裂和增加原油的流动性，通常都要进行加热或掺油、水稀释输送等工艺，但由于这些地面系统庞大且复杂，所以再次增大了油田的开采成本。

另一方面，由于我国现已投产的油田多数实施的都是注水开采法，就是向油田内注水，以水驱油，从而达到开采目的，因此，在整个开采的过程中，从油井中采出的水是从无到有，从低到高，最后达到含水极限，而同时，原油的产量则是由高到低，逐步下降，且一直降到没有经济效益为止，即油田的产量变化与油井含水上升密切相关；目前，根据陆上油田的开采实践，注水开采油田可划分为四个阶段，即：第一阶段、不含水至低含水阶段，其含水量为＜25％；第二阶段、中含水阶段，其含水量为25％～75％；第三阶段、高含水阶段，其含水量为75％～90％；第四阶段、特高含水阶段，其含水量为＞90％；由此可知，当油井含水为25％时，每采出3吨原油，就会同时采出1吨水，当含水上升到50％时，每采出1吨原油，就会同时采出1吨水，而当含水上升到75％时，每采出1吨原油，同时就会采出3吨水，即现行注水开采过程中出现的特高含水量和低采收率是油田开采中的一大难题；此外，还有一种用于开采粘度较高的稠油的热力采油法，其是利用降低原油粘度，通过岩石及流体热膨胀或蒸汽蒸馏等机理来提高原油采收率，但是，该方法在实际应用中仍然会导致大量稠油滞留地下无法采出。

综合以上考虑，针对现有技术中存在的不足之处，有必要提供一种功能多一、降低城市污染、工作效率高的具有新颖性和实用性的装置。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种具有污泥回注无害化的引流式石油开采方法，以此来解决现有技术中存在的处理成本高、对环境不利以及浪费石油开采污泥中的石油资源的问题，利用一种不需要建立大量油井和地面相关配套系统就能够对地下的石油进行开采，且原油采收率较高的引流式石油开采方法。

本发明通过以下技术方案来实现:具有污泥回注无害化的引流式石油开采方法，所述的方法采用将多批引流井以分批分阶段的钻井方式从地面穿透储油层，并钻通至设置于储油层边缘下方位置的二号区，从而通过二号区与储油层的位置关系使储油层形成漏斗效果，进而使储油层内的油、气流体能够在位差的作用下沿引流井喷涌至二号区；当储油层的油、气流体涌入二号区内，并在缓冲和滤砂后自然沉积；由于密度不同，在沉积的过程中油、气、水会自动分层，形成油气水界面；分层后，飘浮在二号区内上层的油、气会通过相应管路被举升至对应位于储油层上方位置的一号区内，该一号区再将举升上来的油、气输至联合站，从而完成对储油层内石油的开采；

所述联合站为由若干台并联的液压注入泵组成的泵站，将石油开采产生的污泥注入油田的废弃层中，具体处理步骤如下：

(1)对石油开采污泥进行取样，分析污泥成分和粒度，确定污泥的适合回注的地层深度；

(2)根据污泥成分分析结果，按照一定比例添加悬浮剂或固化剂；

(3)根据污泥粒度分析结果，确定污泥回注地层深度，通过泵站将污泥送至油田的废弃层中。

作为一种优选的技术方案，应用所述方法的开采系统包含位于地下的一号区、输油管道、二号区、石油通道、井底区、缓冲区、自动闸门、滤砂装置和位于地上的控制室；所述的一号区对应位于储油层的一侧上部，且设为环流式结构，一号区的一端通过输油管道与位于地上的联合站连通，一号区的另一端通过设有自动阀门的管路与石油通道的上端连接；所述的输油管道与一号区的结合部设有用于泵送和计量的设施；所述的石油通道设为垂直结构，且石油通道的下端与二号区连通；所述的二号区对应位于储油层边缘的下部，且设为水平的隧道式结构，二号区的一侧正下方设有一凹陷的井底区，二号区的另一侧设为缓冲区；所述的井底区与石油通道对应垂直，且井底区边缘与相邻的缓冲区的一侧之间设有一自动闸门；所述的缓冲区内底部至少设有两处滤砂装置，缓冲区的另一侧与贯穿储油层的引流井底部井口连通；所述的一号区对应自动阀门的位置设有第一空间区域，二号区应自动闸门上部的位置设有第二空间区域，这两个空间区域内均设有用于检测维护所述系统相应部分的附属设施，且这两个空间区域均与设在地面的控制室连通。

作为一种优选的技术方案，所述的引流井为多分支井、定向井、直井、斜井、水平井或大位移井；所述的多批引流井在储油层内构成互联互通的纵横交叉的引流通道网。

作为一种优选的技术方案，所述的储油层内的天然能量减弱，油、气流体由自喷逐渐转变为泄流的方式继续向二号区排放时，能够通过增加贯穿储油层至二号区的加密井来确保油、气流体的继续排放。

作为一种优选的技术方案，所述的一号区位于地表十米以下。

作为一种优选的技术方案，的二号区与储油层相距二十米以上，且二号区的顶部面至少要比储油层的底部面低五米。

作为一种优选的技术方案，所述的二号区的中心部正下方设有井底区，在井底区的两侧分别设一缓冲区，且这两个缓冲区的外侧均通过相应管路与贯穿储油层的引流井底部井口连通。

作为一种优选的技术方案，所述的自动闸门设为下开式结构。

作为一种优选的技术方案，所述液压注入泵中部设置双作用式液压缸，液压缸两端各有一个污泥缸，液压活塞杆在液压缸内，两端各安装一个污泥活塞，两个污泥缸外侧各安装一个阀箱，每个阀箱内有两个阀，上端为出液阀，下端为进液阀。

作为一种优选的技术方案，所述悬浮剂的添加量为石油开采污泥质量的0.05％～0.2％；所述固化剂的添加量为石油开采污泥质量的0.1％～0.25％。

本发明的有益效果在于：(1)根据石油开采污泥产于底层，与有层具有良好配伍性的原理，采用冲程长、冲次低、压力高的液压注入泵，将污泥打回油田废弃层，不但解决了油田开采污泥的处理难题，同时将污泥打回地下，从而将污泥中石油资源回收利用，提高油田的石油开采率，将石油开采污泥变废为宝。(2)本发明的石油开采方法不但简单有效，易于操作，而且还能够有效的降低开采成本和提高原油采收率。(3)本发明的石油开采方法采用了地下引流井的开采方式，即利用水的浮力对在注水或注蒸汽开采过程中进入二号区内的油水混合物实施了地下引流、蓄水、蓄油、滤砂以及油、水分离的采油过程，并能使原油能够在水的浮力作用下自动漂浮至一号区并输送至联合站，进而有效的提高了原油的采收率。

(4)本发明的石油开采方法在应用时是通过位于地下的石油通道及一号区将由储油层流入二号区的油水混合物引出，而不需要安装使用常规的采油设备和配套系统，因此，应用所述的方法不但能够实现油田的地下采油、蓄油、举升和集输的一体化开采，而且还能够有效的提高原油采收率，从而极大的为开采方节省了投入资金，降低了开采成本和增加了经济效益。

附图说明

图1是本发明的采油流程示意图；

图2是本发明方法的工作原理示意图；

图3是本发明应用于特高含水油田的采油流程示意图；

图4是本发明应用于特高含水油田的注水引流流程示意图；

图5是所述的开采系统示意图；

图6是所述的开采系统的另一结构示意图；

图7是本发明的另一采油流程示意图；

图8是本发明应用于稠油油田注蒸汽引流流程示意图；

图9是本发明的引流井的另一布局示意图。

图中序号说明：：1一号区、1-1自动阀门、2二号区、2-1井底区、2-2滤砂装置、2-3缓冲区、2-4自动闸门、2-5石油通道、3储油层、4引流井、5控制室、6采油井、7输油管道、8第一空间区域、9第二空间区域、10联合站、21阀箱、22排液阀、23进液阀、24污泥缸、25活塞、26出浆管线、27液压缸、28液压活塞杆、29进浆管线。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

结合附图6～7，应用所述方法的系统包含位于地下的一号区1、输油管道7、石油通道2-5、二号区2、井底区2-1、缓冲区2-3、自动闸门2-4、滤砂装置2-2和位于地上的控制室5；所述的一号区1对应位于储油层3的一侧上部，且设为环流式结构，从而便于将由二号区2举升上来的原油输至位于地上的联合站10；根据需要，能够将一号区1设置于地表十米以下，且将一号区1的一端通过输油管道7与位于地上的联合站10连通，所述联合站10为由若干台并联的液压注入泵组成的泵站，所用液压注入泵中部设置双作用式液压缸7，液压缸7两端各有一个污泥缸4，液压缸内设置液压活塞杆8，液压活塞杆8两端各安装一个活塞5，两个污泥缸4外侧各安装一个阀箱1，每个阀箱1内有两个阀，上端为排液阀2，下端为进液阀3。

工作时，当液压活塞杆8从左侧移动向右侧时，左侧阀箱1进液阀3打开，排液阀2关闭，左侧污泥缸4通过进浆管线9吸入污泥；右侧阀箱1内进液阀3关闭，排液阀2打开，右侧污泥缸4通过出浆管线6排出污泥，当液压活塞杆8从右侧移动向左侧时，右侧阀箱1进液阀3打开，排液阀2关闭，右侧污泥缸4通过进浆管线9吸入污泥；左侧阀箱1内进液阀3关闭，排液阀2打开，左侧污泥缸4通过出浆管线6排出污泥。液压活塞杆如此往复运动实现了石油开采污泥回注入废弃层。

将一号区1的另一端通过设有自动阀门1-1的管路与石油通道2-5的上端连接；所述的输油管道7与一号区1的结合部设有用于泵送和计量的设施，从而便于利用该设施对由一号区1输至联合站10的原油进行计量和泵送；所述的石油通道2-5设为垂直结构，且石油通道2-5的下端与二号区2连通，即二号区2能够通过石油通道2-5将原油举升至一号区1；所述的二号区2对应位于储油层3边缘的下部，且设为水平的隧道式结构，从而能够利用位差，即两者位置高度之间的落差使储油层3内的油、气流体自动流向二号区2；根据需要，所述的二号区2与储油层3边缘位置的间距为二十米以上，且二号区2的顶部面至少要比储油层3的底部面低五米，从而达到在利用这些间隔区域保障储油层3和二号区2安全的同时，也有效的确保了储油层3的原油能够顺利流至二号区2；二号区2的一侧正下方设有一凹陷的井底区2-1，该井底区2-1的作用是使原油和水分离开，从而达到将飘浮在上层的原油举升至一号区1的目的；二号区2的另一侧设为缓冲区2-3，即利用缓冲区2-3对流向井底区2-1的油水混合物进行缓冲，从而有效的避免了因油水混合物流速过快而导致原油不易与水分离的情况发生；所述的井底区2-1与石油通道2-5对应垂直，从而便于飘浮的原油能够直接通过石油通道2-5举升至一号区1；井底区2-1边缘与相邻的缓冲区2-3的一侧之间设有一自动闸门2-4，即利用自动闸门2-4达到有效蓄油和控制油水混合物的流向、流速的目的；为进一步的便于原油流入井底区2-1，能够将所述的自动闸门2-4设为下开式结构，从而能够在控制自动闸门2-4向上升起合拢关闭时，使自动闸门2-4的上部面与二号区2的顶面之间留有一段间距，这样不但能够最大限度的使飘浮在上层的原油通过留出的这一间距流入井底区2-1，而且还达到了尽可能降低水液流入井底区2-1的目的；为降低油水混合物中含有的过多的砂粒向自动闸门2-4和井底区2-1运移，所述的缓冲区2-3内底部至少设有两处滤砂装置2-2来过滤阻挡砂粒；缓冲区2-3的另一侧与贯穿储油层3的引流井4底部井口连通，即通过引流井4将相应的水液或蒸汽注入储油层3后，储油层3内的油、气流体能够自动顺着引流井4流入二号区2的缓冲区2-3，然后再流至井底区2-1；根据开采需要，能够在二号区2的中心部正下方设置井底区2-1，将井底区2-1的两侧分别设置为一缓冲区2-3，且这两个缓冲区2-3的外侧均通过相应管路与对应的贯穿储油层3的引流井4底部井口连通，从而达到能够利用二号区2两侧的两个缓冲区2-3同时对一个储油层3进行快速开采，或是对两个相邻的小型储油层3同时开采的目的；为便于维护，能够在一号区1对应自动阀门1－1的位置设置第一空间区域8，在二号区2对应自动闸门2-4上部的位置设置第二空间区域9，这两个空间区域内分别设有用于检测维护所述系统相应部分的附属设施，同时，这两个空间区域均与设在地面的控制室5连通，即便于相关人员通过控制室5进入这两个空间区域进行相应的维护检测等井下作业。

结合附图1～7所述的引流式石油开采方法，所述的自动闸门2-4不但能够用于控制进入缓冲区2-3的油、气、水流向，而且还能够起到蓄油和蓄能的作用，在油、气、水喷涌至二号区2内时，自动闸门2-4的保持在半开状态，只留上半部分的空间，供油、气大量的涌入井底区2-1；二号区2内油、气、水蓄满时会利用自喷和水体漂浮举升的方式，将漂浮在上层的油、气最大限度的举升至石油通道2-5并涌入一号区1，通过输油管道7输送至联合站10；所述的滤砂装置2-2固定设在相应的缓冲区2-3外端的位置，且施工人员能够根据开采需要，将滤砂装置2-2设置为矩形或拱形，即只要能起到滤砂效果的设置均能够使用；缓冲区2-3的作用是降低和缓冲大量喷涌入二号区2内的油、气、水的巨大冲击力；所述的二号区2的整体结构深度比储油层3底部位置至少低五至十米左右，从而能够使二号区2与储油层3形成倾斜位置的落差，便于储油层3内的油水混合物向二号区2自然排放；将引流井4以井排的方式从地面钻透储油层3，并钻通至二号区2，在二号区2缓冲区的外侧形成众多的地下井口，从而使储油层3形成漏斗效果，使储油层3内的油、水混合物通过这些地下井口向二号区2大量喷涌，在喷涌的过程中，油、水混合物涌入二号区2内的滤砂装置2-2和缓冲区2-3，所述的滤砂装置2-2起到阻挡、沉积砂石的作用，缓冲区2-3起到对油、水混合物的缓冲和蓄积作用；油、水混合物经自动闸门2-4流入井底区2-1，由于流入井底区2-1的油、气、水各自的密度不同，因此自然分层形成油、气、水界面，漂浮在上层的大量的油、气通过自喷进入石油通道2-5，并进而涌入一号区1，最后经由输油管道7输往联合站10；由于储油层3的漏斗效果，随着时间的推移，当储油层3内的天然能量减弱时，油、气自喷逐渐转变为泄流的方式继续向二号区2排放，这时能够通过分批增加贯穿储油层3至二号区2的加密井来确保油、气继续向二号区2排放；此外，所述的石油通道2-5的深度取决于一号区1与二号区2之间的距离。

结合附图3～5，将所述的方法应用于特高含水期油田时，需要先建造一号区1、二号区2和石油通道2-5，同时，对油田现有的采油井6进行功能转换，并结合注水井等地面配套系统与二号区2组合使用；以采油井6侧钻的方式采用水平井、多分支井或大位移井钻通至二号区2的缓冲区2-3内，使储油层3和二号区2贯通，并关闭采油井6的地面井口；当注水井向储油层3持续注水驱油时，油水混合物会经采油井6泄入二号区2，使二号区2的水位持续上升，漂浮在水面上的原油层会越积越厚，利用水体漂浮举升的方式，使油气流体源源不断的经石油通道2-5涌入一号区1；该技术特征的优点是：对进入采油井6的特高含水的油水混合物实施引流，使其泄入二号区2；由于油、水的密度不同，在二号区2内会形成油、水界面和泥沙沉积，从而实现了特高含水期的地下油、水分离；

所述方法采用水体漂浮的举升方式，以上述例为基础，在确认储油层3贯通二号区2，先关闭二号区2内一侧缓冲区2-3的自动闸门2-4，使被关闭自动闸门2-4的一侧缓冲区2-3处于蓄油状态；当注水井向储油层3持续注水驱油时，由于两侧缓冲区2-3互不联通，只有另一侧缓冲区2-3和井底区2-1处于联通状态，使水位快速上升，并通过水体漂浮举升的方式，使油、水混合物在分离为界面的同时，大量的漂浮进入石油通道2-5，当原油漂浮至石油通道2-5时，将缓冲区2-3一侧关闭的自动闸门2-4开启，开启后，一侧缓冲区2-3内的原油利用油、水的密度差，自然上浮穿越水体经石油通道2-5涌入一号区1；在注水作业时，由于注水井、储油层3、二号区2、石油通道2-5和一号区1相互之间所处的位置高差，水体在石油通道2-5内上浮的同时也会对缓冲区2-3内的地下井口产生倒灌，会使一部分原油上浮进入采油井内，这时应开启之前已关闭的地面井口，用常规的机械采油方式将井内的原油采出，或者向井内注空气或水，将井眼内的油、水驱入二号区2内，注入的气体进入二号区2的油、水中后，会产生大量气泡，促使原油加速穿越水体，并漂浮至一号区1，通过石油管道7输往联合站10；所述方法针对井底区域的水体漂浮举升方式如下：将二号区2井底内2-1两侧自动闸门2-4全部关闭，利用地面联合站10的污水直接从石油通道2-5回注入井底区2-1，随着水位的上升使井底区2-1的原油漂浮上升至石油通道2-5内，经一号区1输往联合站10；该技术特征的优点：不受油藏埋深的限制；不需额外的采油机械和地面系统，实现了在地下进行油、水自然分离，和利用了水体漂浮的自然规律，解决了注水开采中出现的特高含水问题。

结合附图5所述，根据开采需要，应用所述方法的开采系统能够只建造二号区2和石油通道2-5，并通过石油通道2-5将二号区2和地面集输系统直接连通，从而达到地下引流式石油开采的目的；这种简化系统的采油流程如下：将引流井4以井排的方式从地面钻至储油层3的中、下部或底部，并从储油层3的中、下部或底部钻通至二号区2，在二号区2内形成众多的地下井口，从而使储油层3形成漏斗效果，储油层3内的油、水混合物通过地下井口向二号区2大量喷涌，在喷涌的过程中，油、水混合物涌入二号区2内的滤砂装置2-2和缓冲区2-3，所述的滤砂装置2-2起到阻挡、沉积砂石的作用，缓冲区2-3起到对油、水混合物的缓冲和蓄积作用；油、水混合物经自动闸门2-4排入井底区2-1，由于流入井底区2-1的油、气、水各自的密度不同，会自然分层，形成油、气、水界面，漂浮在上层的油、气大量的漂浮进入石油通道2-5，并通过石油通道2-5直接输往地面集输系统；此外，利用这种简化系统进行稠油举升开采时，在二号区2对应的地面位置设立采油井并钻通至二号区2，以常规的机械采油方式，直接在二号区2内抽油；在开采后期能够根据开采需要改用水体漂浮举升采油的方式。

结合附图7，将所述的方法应用于稠油油藏开采时，需要与现有技术中的注蒸汽驱稠油热采技术相结合来实现稠油的开采，其采油原理是：用常规注蒸汽驱方式加热储油层3，热力降粘后流入引流井，经引流井向二号区2排放，随着时间的推移，储油层3内的第一批地下引流井的能量会逐渐减弱，为了提高采收率和持续开采，应钻第二批地下引流井和相配套的注蒸汽井；在第一批地下引流井所处区块位置的周边相邻区块开钻第二批地下引流井；第二批地下引流井在储油层3内以长距离裸眼钻井的方式从第一批地下引流井井距间隙穿越，并和二号区2钻通，在二号区2内建立新的引流井口群；这种开采方法的用途和有益效果是：把采油区域的范围不断扩大，将周边区块的油水混合物引流排放泄入二号区2，同时第二批引流井井群在储油层3内以长距离裸眼钻井方式从第一批引流井井距的间隙穿越，从而不但起到了加密井的作用，而且还能够使井距间的滞留油和周边区块的油气流体畅流进入裸眼井筒，并排放泄入二号区2内，对于提高油气的采收率具有实质性的技术效果；由于地质构造的非均质性和各井间距、位置的不同，根据油气开采需要，第二批地下引流井可以用定向井在储油层3内与第一批地下引流井的井筒钻通，使二者互联互通成为一体化结构；第二批地下引流井内的油水混合物经由第一批地下引流井排放泄入二号区2内，该技术的有益效果是：第二批地下引流井在储油层3内的裸眼井筒与第一批地下引流井内的裸眼井筒的互联互通，增加和加长了储油层3内的纵横的油井通道，扩大了油气水与井筒的接触面积，从而使油气水畅流进入井筒；此外，储油层3与二号区2位置的高差能够使进入井筒内的原油源源不断的、自然排放泄入二号区2内；当第二批地下引流井油气流体能量减弱或枯竭时，开始在第二批地下引流井所处区块的周边相邻区块开钻第三批地下引流井，并和第二批地下引流井互联互通；当第三批地下引流井油气流体能量减弱或枯竭时，在第三批地下引流井所处区块的周边相邻区块开钻第四批地下引流井，并和第三批地下引流井互联互通，并以此类推，直至油田开采完毕；当上述的第一、二、三、四等多批地下引流井在储油层3内互联互通，使储油层3内形成了一个纵横交叉的油气混合物引流通道网，在井网分布范围内，油气混合物源源不断的向二号区2排放，由于互联互通的钻井方式，同时也大大节省了钻井的成本。

由于本发明采用的是地下引流式采油，其地面配套系统较简单，因此对于大中型油田，包括陆地油田、沿海油田及沙漠、戈壁和极寒地区等环境条件严峻的油田，以及油藏大面积分布、储量丰富、油田面积在一百平方公里左右，埋深大于一千米、油层净总厚度大于二十米的常规油田、稠油油田和低渗油田进行开采时，能够根据油藏整体分布特征和开采需要，利用本发明所述的方法对同一储油层3进行多点开采，如附图8所示的三点开采：以储油层3为中心，围绕储油层3建造三处所述的开采系统，每个系统均作为一个独立的采油区，分别以多批引流井互联互通的方式向油藏的中心区块开采，并根据开采需要，配套设立注水井或注蒸汽井,并采用多分支井、定向井或大位移井以达到提高采收率的目的；对于上述规模的油田，每个采油区的二号区2总长可为五千米，直径为十米，可容纳油、水混合物数十万立方左右，其中，井底区2-1长度为一千米，深度为二十米，井底区2-1两侧的缓冲蓄油隧道各长两千米；一号区1长度为二百米，直径五米的联排环流蓄油区；石油通道2-5为双通道结构，每个通道直径二米，为竖井或斜井；一号区1和二号区2之间的距离为石油通道2-5的深度；一号区1、二号区2和石油通道2-5均为钢筋混凝土结构；根据开采需要，采用现有技术的多分支井、定向井、直井、斜井、水平井或大位移井等作为引流井，从地面穿越储油层3并钻通至二号区2，利用储油层3内的各种天然能量，将油、水混合物引流、排放、泄入二号区2；在二号区2内钻通的井口数量根据开采需要设立；由于所述的方法充分利用了储油层3与二号区2之间的高差而产生引流和重力泄油的漏斗作用，因此不需要在地面和井眼内安装采油机械和集输系统；所述开采系统中的附属设施如下：在二号区2和相对应的地面之间建立竖井或斜井通道，通道的井底部位设有三个大小为五十平方米左右、高二米左右的地下洞室，各洞室之间互联互通，用透明的高强度玻璃钢材料做封闭门；该地下洞室至二号区2两侧的自动闸门2-4位置，各自建造一条通道，通道的终端空间内安装自动闸门和油水界面仪；从地下洞室到安装自动闸门的空间终端位置的通道规格约为宽一米五、高两米的通道；地面至地下洞室的竖井或斜井的井筒直径约为二至二点五平方米，井深为地面至地下洞室的距离；该竖井或斜井的地面位置安装绞车，地面人员可以乘绞车进入井下，即地面技术人员可从地面直接进入井下，对储油层3的地质构造特征、油品类型，尤其是对特稠油藏或超稠油藏，低渗油藏等低品位油藏做实地和现场的直观研究，适时采取有针对性的开采技术措施，同时，还能够使技术人员对二号区2、自动闸门、油水界面仪等设施进行适时的维护和检测，从而保障原油的正常开采作业，此外，根据需要，通道内还能够作为井下人员的研究和应急保障以及相关器材的存放场所；根据开采需要，在通道和洞室内配套安装有通风系统，电力、照明系统，智能化、可视化通讯系统，医疗保障-给氧系统，消防设施，采油区域的温度、压力、气体检测装置等。

为保障安全，所述的开采系统及附属设施的质量标准均要求按照gb50455-2008《地下水封石洞油库设计规范》、tb10003-2005《铁路隧道设计规范》、dl/t5195-2004《水工隧洞设计规范》、gb50021-2001《岩土工程勘察规范》和gb50086-2001《锚杆喷射混凝土支护技术规范》等相关规定建造安装。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“一端”、“前上方”、“端部”、“长度”、“宽度”、“内”、“上”、“另一端”、“两端”、“水平”、“同轴”、“底部”、“下方”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

此外，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”等的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“啮合”、“连接”、“嵌装”、“罩盖”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系，除非另有明确的限定。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

以上所述仅为本发明的优选实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利用本发明说明书内容所作的等效结构变换，或直接或间接运用附属在其他相关产品的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。