專利名稱：稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明是關(guān)于石油開(kāi)采領(lǐng)域中稠油油藏的開(kāi)采方法，尤其涉及一種稠油油藏利用蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)開(kāi)發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法。
背景技術(shù)：
蒸汽輔助重力泄油技術(shù)是1978年加拿大Bulter所發(fā)明，在加拿大油砂礦區(qū)、我國(guó)的遼河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功應(yīng)用。其原理是在同一油層部署上下疊置的水平井對(duì)，在上部注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽由于密度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于原油而向上超覆在地層中形成蒸汽腔，隨著蒸汽的不斷注入，蒸汽腔不斷向上及側(cè)面擴(kuò)展，與油層中的原油發(fā)生熱交換。被加熱的原油粘度降低，與冷凝水在重力作用下向下流動(dòng)，從油層下部的水平生產(chǎn)井中采出。依據(jù)蒸汽輔助重力泄油技術(shù)原理，其開(kāi)采過(guò)程可分為四個(gè)階段循環(huán)預(yù)熱 階段、蒸汽腔上升階段、蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段、蒸汽腔下降階段。其中，蒸汽腔上升和擴(kuò)展階段為SAGD開(kāi)發(fā)的高產(chǎn)期，當(dāng)兩個(gè)相鄰SAGD井對(duì)的蒸汽腔不斷橫向擴(kuò)展而聚并后，由于蒸汽從一個(gè)蒸汽腔自由快速的進(jìn)入另一個(gè)蒸汽腔，因此相鄰兩個(gè)SAGD井對(duì)中，任何一個(gè)井對(duì)的操作壓力和注采參數(shù)對(duì)另外一個(gè)井對(duì)的生產(chǎn)效果均具有重要影響，當(dāng)其中一個(gè)井對(duì)的蒸汽腔操作壓力水平大于相鄰另一個(gè)井對(duì)時(shí)，則容易造成蒸汽竄入另一個(gè)井對(duì)蒸汽腔，從而造成另一個(gè)井對(duì)的蒸汽腔中蒸汽迅速增加，加劇該井對(duì)汽竄的風(fēng)險(xiǎn)。因此，國(guó)內(nèi)外礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，當(dāng)相鄰井對(duì)的蒸汽腔擴(kuò)展到一定程度發(fā)生聚并以后，汽竄頻率急劇增加，產(chǎn)量進(jìn)入快速遞減期，注入蒸汽的熱利用率急劇下降，蒸汽腔下降階段的時(shí)間縮短，蒸汽腔下部的原油儲(chǔ)量難以有效動(dòng)用，因此SAGD生產(chǎn)結(jié)束時(shí)刻，兩個(gè)相鄰蒸汽腔中間的油層下部仍然有相當(dāng)一部分剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量，而SAGD的采收率只有50%左右。CN101592028A公開(kāi)了一種氣體輔助SAGD開(kāi)采超稠油的方法，其發(fā)明的目的是提供一種提聞SAGD熱效率、增大蒸汽波及體積，進(jìn)一步提聞?dòng)推鹊某┯陀蜏p有效開(kāi)發(fā)技術(shù)。該方法包括以下工藝步驟選油層埋深為530m，剩余油飽和度> 0. 5，油層厚度> 10m，水平滲透率> 250mD，垂直與水平滲透率比值> 0. 1，油層孔隙度> 0. 2，油層中不存在連續(xù)分布的不滲透泥、頁(yè)巖夾層油藏；在吞吐直井間鉆水平井，井距在35米或在油層底部鉆一對(duì)水平井，垂向距離6米；吞吐3周期，井間形成熱連通后，用直井連續(xù)注蒸汽，水平井生產(chǎn)3年，用直井注氮?dú)夂驼羝?，地下體積比0. 5，氮?dú)獾目傋⑷肓窟_(dá)到0. IPV后停注，繼續(xù)注蒸汽，注汽速度為1.4m3/d.m，井底蒸汽干度為70%，采注比保持在I. 2 ;提高采出程度
6.0 9. 0%，提高油汽比0. 02 0. 05。該發(fā)明方法開(kāi)發(fā)超稠油油藏可以取得以下效果(I)有效減緩蒸汽向上覆巖層的傳熱速度，蒸汽向上覆蓋層的傳熱速度是純蒸汽SA⑶的70%； (2)有利于蒸汽腔的均勻擴(kuò)展，增加蒸汽室波及體積20% 30%; (3)延長(zhǎng)SAGD生產(chǎn)時(shí)間2 3年，提高采出程度6. 0% 9. 0%，提高油汽比0. 02 0. 05。但該發(fā)明方法有三個(gè)主要問(wèn)題一是該方法僅僅描述了蒸汽中添加氮?dú)庠跍p緩蒸汽向上覆蓋層的熱損失方面及擴(kuò)大蒸汽腔波及體積方面的優(yōu)勢(shì)，但并未詳細(xì)闡述相鄰SAGD蒸汽腔聚并后，如何防止其中一個(gè)蒸汽腔因?yàn)椴僮鲏毫Ω哂诹硪粋€(gè)蒸汽腔，而導(dǎo)致該蒸汽腔中的蒸汽竄入另一個(gè)蒸汽腔中，造成另一個(gè)蒸汽腔中蒸汽過(guò)多而發(fā)生汽竄的操作技術(shù)對(duì)策；二是該方法僅僅闡述其有利于蒸汽腔的均勻擴(kuò)展，但未詳細(xì)闡述在蒸汽腔下降過(guò)程中，相鄰蒸汽腔中間的油層下部?jī)?chǔ)量如何有效動(dòng)用的具體方法；三是未詳細(xì)闡述在SAGD蒸汽腔下降階段，單個(gè)SAGD井對(duì)內(nèi)的注汽井注入的氣體竄入下部生產(chǎn)井的風(fēng)險(xiǎn)及風(fēng)險(xiǎn)的規(guī)避對(duì)策。而國(guó)內(nèi)外的SAGD礦場(chǎng)試驗(yàn)表明，在SAGD蒸汽腔下降階段，單個(gè)SAGD井對(duì)的汽腔內(nèi)部，注汽井注入的蒸汽竄入下部生產(chǎn)井的頻率也越來(lái)越大。由此，本發(fā)明人憑借多年從事相關(guān)行業(yè)的經(jīng)驗(yàn)與實(shí)踐，提出一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，以克服現(xiàn)有技術(shù)的缺陷。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明的目的在于提供一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，可以在蒸汽輔助重力泄油基礎(chǔ)上，利用高溫火驅(qū)前緣，有效驅(qū)掃相鄰SAGD井對(duì)中間的油層下 部的剩余儲(chǔ)量，顯著提高采收率。本發(fā)明的另一目的在于提供一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，在相鄰蒸汽腔聚并后的產(chǎn)量遞減階段轉(zhuǎn)火驅(qū)，以降低注入成本，提高熱能利用率和采收率。本發(fā)明的又一目的在于提供一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，可以規(guī)避常規(guī)SAGD或氣體輔助SAGD后期的汽竄，延長(zhǎng)SAGD生產(chǎn)時(shí)間。本發(fā)明的目的是這樣實(shí)現(xiàn)的，一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，在蒸汽輔助重力泄油的蒸汽腔擴(kuò)展階段，當(dāng)相鄰的注采井對(duì)的蒸汽腔聚并后，利用中間注采井對(duì)的注入井注入空氣點(diǎn)火，該井對(duì)的生產(chǎn)井和左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的生產(chǎn)井生產(chǎn)，左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的注入井轉(zhuǎn)為火驅(qū)的排風(fēng)井；利用高溫火驅(qū)前緣有效驅(qū)掃相鄰注采井對(duì)中間的油層下部的剩余儲(chǔ)量，提高采收率。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，所述開(kāi)采方法包括以下步驟(I)在稠油油藏開(kāi)采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)；該水平注采井網(wǎng)包括至少三對(duì)注采井對(duì)；所述各個(gè)注采井對(duì)位于開(kāi)采區(qū)域內(nèi)的同一水平位置；每個(gè)注采井對(duì)的注入井和生產(chǎn)井位于同一豎直平面內(nèi)，生產(chǎn)井位于注入井的下方；(2)通過(guò)注入井和生產(chǎn)井同時(shí)進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；(3)當(dāng)注入井的水平段和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時(shí)停止循環(huán)預(yù)熱，注入井開(kāi)始連續(xù)注入蒸汽，蒸汽注入量為100-500噸/天;(4)生產(chǎn)井開(kāi)始連續(xù)采油生產(chǎn)；(5)將中間注采井對(duì)的水平注入井改為注入空氣井；(6)注入空氣點(diǎn)火，點(diǎn)火成功后，中間注采井對(duì)的水平注入井持續(xù)注空氣；(7)將左右兩個(gè)注采井對(duì)的注入井停止注蒸汽，改為火驅(qū)排風(fēng)井；(8)中間注采井對(duì)的生產(chǎn)井和左右兩個(gè)相鄰注采井對(duì)的生產(chǎn)井繼續(xù)生產(chǎn)；(9)對(duì)排風(fēng)井的排出氣體進(jìn)行氧氣含量連續(xù)監(jiān)測(cè)；(10)對(duì)生產(chǎn)井的產(chǎn)出流體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測(cè)；
(11)生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注氣井、排風(fēng)井和生產(chǎn)井。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，所述稠油油藏是指地下原油粘度大于IOOmPa. s的稠油油藏。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井的水平段位于油層中部，生產(chǎn)井的水平段位于油層底部且距離底部界面l_2m，注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間的垂直距離為5-6m。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，當(dāng)油層厚度較小，則減少水平注采井網(wǎng)內(nèi)相鄰注采井對(duì)之間的井距布井，當(dāng)油層厚度較大，則增加相鄰注采井對(duì)之間的井距布井；一般地，當(dāng)油層厚度為15-20m時(shí)，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對(duì)之間的水平井距為60-100m ;當(dāng)油層厚度為大于20m時(shí)，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對(duì)之間的水平井距為 100-150m。
在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的管柱均采用9英寸套管下懸掛7英寸篩管的管柱結(jié)構(gòu)。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的篩管內(nèi)均下入平行的長(zhǎng)油管和短油管，長(zhǎng)油管的與短油管的直徑均為2. 375英寸，長(zhǎng)油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端，長(zhǎng)油管與短油管的注汽與排液速度相等。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(2)中，所述注入井和生產(chǎn)井均采用長(zhǎng)油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預(yù)熱方式，最高注汽速度需確保水平段環(huán)空的趾端和跟端之間的壓差不超過(guò)0. 05MPa，最低蒸汽干度需確保從長(zhǎng)油管注入環(huán)空并到達(dá)水平段跟端的短油管入口處的蒸汽干度大于0 ;—般地，蒸汽循環(huán)預(yù)熱期間，注汽速度可以控制在60-120 噸 / 天。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱進(jìn)行的時(shí)間在60天以內(nèi)時(shí)(一般地，蒸汽循環(huán)預(yù)熱時(shí)間為120-160天，這里的60天以內(nèi)指的是蒸汽循環(huán)預(yù)熱的過(guò)程中的時(shí)間)，所述注采井對(duì)的生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長(zhǎng)油管的注汽壓力與生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長(zhǎng)油管的注汽壓力相等，下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力與上部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力相等。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，所述注入蒸汽的井口干度大于80%。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱的時(shí)間達(dá)到60天以后時(shí)，生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長(zhǎng)油管注汽壓力和短油管的排液壓力同時(shí)降低0. 3MPa(可以通過(guò)調(diào)節(jié)降低注汽量速度來(lái)降低注汽壓力和改變更換更大的油嘴尺寸來(lái)降低排液壓力)，注入井內(nèi)長(zhǎng)油管的注汽壓力和短油管的排液壓力保持不變；使注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間建立0. 3MPa的壓差，可以加速水平段之間的熱傳遞，提高原油流動(dòng)性；生產(chǎn)井長(zhǎng)油管與注汽井長(zhǎng)油管的注汽壓力可以通過(guò)調(diào)整注汽速度來(lái)實(shí)現(xiàn)，生產(chǎn)井短油管與注汽井短油管的排液壓力可以通過(guò)調(diào)整油嘴尺寸來(lái)調(diào)節(jié)排液量，從而實(shí)現(xiàn)調(diào)節(jié)排液壓力的目的。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(3)中，所述預(yù)定溫度是指注入井水平段和生產(chǎn)井水平段之間的油層溫度升高到120°C以上，達(dá)到該預(yù)定溫度后，注入井內(nèi)的短油管停止排液，注入井的短油管與長(zhǎng)油管同時(shí)連續(xù)注入蒸汽。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(4)中，所述生產(chǎn)井水平段與注入井水平段之間的注采壓差(注汽壓力與排液壓力之差)不超過(guò)0.5MPa;水平段注汽壓力減去水平段排液壓力等于注采壓差，注汽壓力可以通過(guò)調(diào)整注入速度來(lái)實(shí)現(xiàn)，排液壓力可以通過(guò)調(diào)整油嘴尺寸來(lái)實(shí)現(xiàn)。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(5)中，SAGD產(chǎn)量隨著注汽速度的增加逐漸上升，并進(jìn)入了一個(gè)穩(wěn)產(chǎn)期，當(dāng)SAGD產(chǎn)量開(kāi)始明顯下降，連續(xù)三個(gè)月的月遞減率超過(guò)10%，或者連續(xù)三個(gè)月的月油汽比降低幅度在0. 03以上，表明相鄰井對(duì)的兩個(gè)蒸汽腔已經(jīng)發(fā)生雙雙聚并，開(kāi)始進(jìn)入了產(chǎn)量快速遞減期，將中間井對(duì)的水平注汽井改為持續(xù)注入空氣；所述注入空氣的注氣速度為每單位水平段長(zhǎng)度200 300m3/d。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟出)中，注入的空氣進(jìn)入蒸汽腔以后，遇到200°C以上的高溫油層，空氣被自發(fā)點(diǎn)燃，開(kāi)始火驅(qū)生產(chǎn)階段；當(dāng)蒸汽腔內(nèi)殘余油飽和度低于20%以下，不足以提供點(diǎn)燃空氣所需的燃料時(shí)，在注空氣之前，注入一個(gè)段塞的甲烷氣體，一般地，甲烷氣體段塞量為10000 20000m3 ;然后向注空氣井井底下入電點(diǎn)火器，并 注入空氣，人工點(diǎn)燃油層；點(diǎn)火初期，對(duì)左右兩口排風(fēng)井的產(chǎn)出氣體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測(cè)，當(dāng)氣體中氧氣含量小于5%，產(chǎn)出氣體溫度上升到300°C以上時(shí)，認(rèn)為油層已經(jīng)被點(diǎn)燃。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(7)中，左右兩口排風(fēng)井的排風(fēng)速度之和等于中間注空氣井的注氣速度的I. 2 I. 5倍；點(diǎn)火初期左右兩口排風(fēng)井的排風(fēng)速度相等，即為中間注空氣井的注氣速度的0. 6 0. 75倍。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(8)中，點(diǎn)火初期三口生產(chǎn)井的排液速度相等。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(9)中，平均每天相等時(shí)間間隔監(jiān)測(cè)三次；當(dāng)氧氣含量接近6%時(shí)，將注空氣井的注氣速度下調(diào)，優(yōu)選地，注氣速度下調(diào)到每單位水平段長(zhǎng)度150 200m3/d，排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(10)中，平均每天相等時(shí)間間隔對(duì)生產(chǎn)井產(chǎn)出流體檢測(cè)化驗(yàn)三次；當(dāng)左右兩口生產(chǎn)井中，其中一口生產(chǎn)井產(chǎn)出流體中有大量燃燒產(chǎn)生的氣體，優(yōu)選地，當(dāng)氣液比大于1000m3/m3時(shí)，提高該生產(chǎn)井井底流壓，優(yōu)選地，將井底流壓提高0. 3 0. 5MPa，并提高與該生產(chǎn)井對(duì)應(yīng)的蒸汽腔內(nèi)的排風(fēng)井的排風(fēng)速度，優(yōu)選地，排風(fēng)速度提高到注氣速度的0. 75 0. 9倍，另一個(gè)排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變；當(dāng)中間井對(duì)的生產(chǎn)井產(chǎn)出流體中有大量燃燒產(chǎn)生的氣體，且氣液比大于IOOOmVm3時(shí)，提高該生產(chǎn)井井底流壓，將井底流壓提高0. 3MPa，同時(shí)提高左右兩口生產(chǎn)井的排液量，提高10 % 25 %，排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變；當(dāng)中間井對(duì)的生產(chǎn)井的產(chǎn)出氣液比小于500m3/m3以后，重新降低左右兩口生產(chǎn)井的排液量到原來(lái)排量。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在所述步驟(11)中，當(dāng)三口生產(chǎn)井的單井平均日產(chǎn)油量小于3m3/d，且注空氣速度與三口井產(chǎn)油量之和的比值大于5000mVm3時(shí)，生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注汽井、排風(fēng)井和生廣井。在本發(fā)明的一較佳實(shí)施方式中，在相鄰兩個(gè)注采井對(duì)中間，沿水平段等間距部署2 4 口直井，在火驅(qū)階段，將直井作為火驅(qū)的排風(fēng)井，而將左右兩個(gè)井對(duì)中的注汽井作為火驅(qū)階段的產(chǎn)出氣體監(jiān)測(cè)井。由上所述，本發(fā)明的開(kāi)采方法，在蒸汽輔助重力泄油的蒸汽腔擴(kuò)展階段，當(dāng)相鄰的注采井對(duì)的蒸汽腔聚并后，利用中間注采井對(duì)的注入井注入空氣點(diǎn)火，該井對(duì)的生產(chǎn)井和左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的生產(chǎn)井生產(chǎn)，左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的注入井轉(zhuǎn)為火驅(qū)的排風(fēng)井；該開(kāi)采方法可以利用高溫火驅(qū)前緣，有效驅(qū)掃相鄰SAGD井對(duì)中間的油層下部的剩余儲(chǔ)量，規(guī)避常規(guī)SAGD或氣體輔助SAGD后期的汽竄，延長(zhǎng)SAGD生產(chǎn)時(shí)間，顯著提高采收率。該方法組合了 SAGD與火驅(qū)的優(yōu)勢(shì)，在SAGD生產(chǎn)階段產(chǎn)量高，采油速度快，在相鄰蒸汽腔聚并后的產(chǎn)量遞減階段轉(zhuǎn)火驅(qū)，可以降低注入成本，提高熱能利用率和采收率。


以下附圖僅旨在于對(duì)本發(fā)明做示意性說(shuō)明和解釋，并不限定本發(fā)明的范圍。其中圖Ia :為本發(fā)明稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法的SAGD階段相鄰三個(gè)SAGD井對(duì)分布示意圖；圖Ib :為本發(fā)明稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法的SAGD階段水平注采井管柱結(jié)構(gòu)示意圖；圖2a :為本發(fā)明中蒸汽輔助重力泄油蒸汽腔上升階段的示意圖；圖2b :為本發(fā)明中蒸汽輔助重力泄油蒸汽腔擴(kuò)展階段相鄰蒸汽腔聚并時(shí)刻的示意圖；圖3a :為本發(fā)明中蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)初期的氣腔擴(kuò)展示意圖；圖3b :為本發(fā)明中蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)中期的氣腔擴(kuò)展示意圖；圖3c :為本發(fā)明中蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)末期的氣腔擴(kuò)展示意圖；圖3d :為本發(fā)明中蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)結(jié)束時(shí)刻氣腔擴(kuò)展示意圖；圖4 :為本發(fā)明稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法的SAGD轉(zhuǎn)火驅(qū)階段相鄰三個(gè)SAGD井對(duì)以及直井排風(fēng)井分布示意圖。附圖標(biāo)號(hào)氣腔1、2、3 注入井11、21、31 生產(chǎn)井12、22、32注入井短油管m 注入井長(zhǎng)油管112生產(chǎn)井短油管121131、132、生產(chǎn)井長(zhǎng)油管122注采井對(duì)10、20、30 直井排風(fēng)井 133、231、232、23具體實(shí)施例方式為了對(duì)本發(fā)明的技術(shù)特征、目的和效果有更加清楚的理解，現(xiàn)對(duì)照

本發(fā)明的具體實(shí)施方式
。本發(fā)明提出一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，在蒸汽輔助重力泄油的蒸汽腔擴(kuò)展階段，當(dāng)相鄰的注采井對(duì)的蒸汽腔聚并后，利用中間注采井對(duì)的注入井注入空氣點(diǎn)火，該井對(duì)的生產(chǎn)井和左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的生產(chǎn)井生產(chǎn)，左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的注入井轉(zhuǎn)為火驅(qū)的排風(fēng)井；該開(kāi)采方法可以利用高溫火驅(qū)前緣，有效驅(qū)掃相鄰SAGD井對(duì)中間的油層下部的剩余儲(chǔ)量，規(guī)避常規(guī)SAGD或氣體輔助SAGD后期的汽竄，延長(zhǎng)SAGD生產(chǎn)時(shí)間，顯著提高采收率。該方法組合了 SAGD與火驅(qū)的優(yōu)勢(shì)，具有SAGD生產(chǎn)階段產(chǎn)量高，采油速度快，在相鄰蒸汽腔聚并后的產(chǎn)量遞減階段轉(zhuǎn)火驅(qū)，可以降低注入成本，提高熱能利用率和米收率。所述該稠油油藏的主力油層埋藏淺，平均埋深為350m，原始油藏壓力為3. 2MPa，原始油減溫度為24 C ;原油黏度聞，油層溫度下脫氣原油黏度為55X10 mPa. S，該油層有效厚度平均為18m。本實(shí)施方式中，所述稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法包括以下具體步驟A、部署SAGD注采井網(wǎng)
在稠油油藏開(kāi)采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)；如圖la、圖Ib所示，該水平注采井網(wǎng)包括至少三對(duì)注采井對(duì)10、20、30 ;所述各個(gè)注采井對(duì)位于開(kāi)采區(qū)域內(nèi)的同一水平位置；每個(gè)注采井對(duì)中的注入井11、21、31和生產(chǎn)井12、22、32位于同一豎直平面內(nèi)，生產(chǎn)井位于對(duì)應(yīng)的注入井的下方；如圖Ia所示，三個(gè)相鄰的SAGD井對(duì)，包括注入井(水平注入井)11、21、31和生產(chǎn)井(水平井)12、22、32;注入井11和生產(chǎn)井12位于同一豎直平面位置，注入井21和生產(chǎn)井22位于同一豎直平面位置，注入井31和生產(chǎn)井32位于同一豎直平面位置，相鄰水平注采井對(duì)10、20、30之間的水平距離為80m，油層的上方為上覆地層；注入井(水平注入井)11、21、31和生產(chǎn)井(水平注入井)12、22、32均為套管預(yù)應(yīng)力完井，水平段下入7英寸的割縫篩管，水平段長(zhǎng)度為500m。以井對(duì)10為例說(shuō)明(井對(duì)
20、井對(duì)30的結(jié)構(gòu)與井對(duì)10相同)，如圖Ib所示，注入井11和生產(chǎn)井12內(nèi)下入相互平行的一根短油管111、121和一根長(zhǎng)油管112、122，短油管111、121與長(zhǎng)油管112、122的半徑均為2. 375英寸。并且，長(zhǎng)油管112、122下入到水平段趾端，短油管111、121下入到水平段跟端，長(zhǎng)油管112、122與短油管111、121的注汽與排液速度相等。B、SAGD注蒸汽循環(huán)預(yù)熱通過(guò)三對(duì)注采井對(duì)的注入井11(21、31)的長(zhǎng)油管112與生產(chǎn)井12(22、32)的長(zhǎng)油管122同時(shí)連續(xù)注入蒸汽，井口蒸汽干度為80%，注汽速度為100噸/天，井底注汽壓力為
5.3MPa，通過(guò)注入井11(21、31)的短油管111與生產(chǎn)井12 (22、32)的短油管121同時(shí)連續(xù)排液，短油管井底排液壓力為5. 2MPa，開(kāi)始等壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱；循環(huán)預(yù)熱60天后，注入井的長(zhǎng)油管的注汽壓力與注入井的短油管的排液壓力不變，生產(chǎn)井的長(zhǎng)油管的井底注汽壓力下降到5. 0MPa(下降了 0. 3MPa)，生產(chǎn)井的短油管的井底排液壓力下降到4. 9MPa(下降了 0. 3MPa)，開(kāi)始低壓注蒸汽循環(huán)預(yù)熱，加速注入井與生產(chǎn)井水平段之間的熱連通與流體聯(lián)通；循環(huán)預(yù)熱150天時(shí)，注入井與生產(chǎn)井水平段之間的油層中間溫度上升到120°C，原油黏度下降到IOOmPa. s以下；生產(chǎn)井排液數(shù)據(jù)表明，生產(chǎn)井的短油管排出液含水率從100%下降到了 85%，油層內(nèi)的原油流入生產(chǎn)井的量明顯增加，表明注采井間的油層原油流動(dòng)能力已經(jīng)大大增加，已經(jīng)達(dá)到了預(yù)熱效果，因此注入井的短油管停止排液，生產(chǎn)井的長(zhǎng)油管停止注入蒸汽，注蒸汽循環(huán)預(yù)熱結(jié)束。C、SAGD連續(xù)注采階段注入井的短油管與注入井的長(zhǎng)油管同時(shí)連續(xù)注入蒸汽，井底注入壓力均為5.2MPa，；生產(chǎn)井的短油管與生產(chǎn)井的長(zhǎng)油管同時(shí)連續(xù)排液，井底排液壓力均為4. 8MPa，注入井水平段與生產(chǎn)井水平段之間的注采壓差保持在0. 4MPa ；注入井的短油管與注入井的長(zhǎng)油管的注入速度的比例為I : 1，生產(chǎn)井的短油管與生產(chǎn)井的長(zhǎng)油管的排液速度的比例為I : I。其中蒸汽腔I、蒸汽腔2和蒸汽腔3上升階段如圖2a所示。D、SAGD轉(zhuǎn)注空氣點(diǎn)火階段SA⑶產(chǎn)量隨著注汽速度的增加逐漸上升，并進(jìn)入了一個(gè)穩(wěn)產(chǎn)期，平均日產(chǎn)油量達(dá)到90m3/d，生產(chǎn)7年后，SAGD產(chǎn)量開(kāi)始明顯下降，連續(xù)三個(gè)月的月遞減率達(dá)到12%，連續(xù)三個(gè)月的月油汽比降低幅度達(dá)到0. 04，表明相鄰井對(duì)的兩個(gè)蒸汽腔1/2或2/3已經(jīng)發(fā)生雙雙聚并，開(kāi)始進(jìn)入了產(chǎn)量快速遞減期，該階段的蒸汽腔I、蒸汽腔2和蒸汽腔3如圖2b所示。將中間注采井對(duì)20的水平注入井21改為注入空氣井；注入的空氣進(jìn)入蒸汽腔以后，遇到200°C以上的高溫油層，空氣被自發(fā)點(diǎn)燃，開(kāi)始火驅(qū)生產(chǎn)階段；當(dāng)蒸汽腔內(nèi)殘余油飽和度低于20%以下，不足以提供點(diǎn)燃空氣所需的燃料時(shí)，在注空氣之前，注入一個(gè)段塞的甲烷氣體，一般地，甲烷氣體段塞量為10000 20000m3 ；甲烷的注入速度為20000m3/d，注入一天的甲烷后，在將中間井對(duì)20的水平注入井21井底下入電點(diǎn)火器(其中，電點(diǎn)火器采用本領(lǐng)域公知的技術(shù)和產(chǎn)品)，并注入空氣，人工點(diǎn)燃油層。點(diǎn)火成功后，中間注采井對(duì)20的水平注入井21持續(xù)注空氣；將左右兩個(gè)注采井對(duì)10、30的注入井11、31停止注氣，改為火驅(qū)排風(fēng)井；點(diǎn)火初期，對(duì)左右兩口排風(fēng)井11、31的產(chǎn)出氣體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測(cè)，優(yōu)選地，每小時(shí)監(jiān)測(cè)一次，當(dāng)氣體中氧氣含量小于5%，產(chǎn)出氣體溫度上升到300°C以上時(shí)，認(rèn)為油層已經(jīng)被點(diǎn)燃。E、SAGD轉(zhuǎn)注空氣生產(chǎn)階段點(diǎn)火成功以后，進(jìn)入注空氣的生產(chǎn)階段，注氣速度為每單位水平段長(zhǎng)度300m3/d，因此，500米水平段長(zhǎng)度對(duì)應(yīng)的注汽速度為15000m3/d。點(diǎn)火初期左右兩口排風(fēng)井11、31的排風(fēng)速度相等，為中間注空氣井21的注氣速度的0. 6倍，即9000m3/d。點(diǎn)火初期三口生產(chǎn)井的排液速度相等，即100m3/d。在火驅(qū)過(guò)程中，平均每天相等時(shí)間間隔監(jiān)測(cè)三次，當(dāng)氧氣含量接近6%時(shí)，將注氣速度下調(diào)到每單位水平段長(zhǎng)度150 200m3/d，排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變。平均每天相等時(shí)間間隔對(duì)生產(chǎn)井12、22、32產(chǎn)出流體監(jiān)測(cè)三次，當(dāng)左右兩口生產(chǎn)井12、32中，其中一口生產(chǎn)井產(chǎn)出流體中有大量燃燒產(chǎn)生的氣體，且氣液比大于1000m3/m3時(shí)，提高該生產(chǎn)井井底流壓，將井底流壓提高0. 3MPa，并提高與該生產(chǎn)井對(duì)應(yīng)的蒸汽腔內(nèi)的排風(fēng)井的排風(fēng)速度到注氣速度的0. 75 0. 9倍，另一個(gè)排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變。當(dāng)中間井對(duì)20的生產(chǎn)井22產(chǎn)出流體中有大量燃燒產(chǎn)生的氣體，且氣液比大于IOOOmVm3時(shí)，提高該生產(chǎn)井22井底流壓，將井底流壓提高0. 3MPa，同時(shí)提高左右兩口生產(chǎn)井12、32的排液量到120m3/d，排風(fēng)井11、31的排風(fēng)速度不變，當(dāng)生產(chǎn)井22的產(chǎn)出氣液比小于500m3/m3以后，重新降低左右兩口生產(chǎn)井12、32的排液量到100m3/d。該階段的空氣腔1、2、3如圖3a、3b、3c所示。F、SAGD轉(zhuǎn)注空氣生產(chǎn)結(jié)束階段當(dāng)三口生產(chǎn)井12、22、32的單井平均日產(chǎn)油量小于3m3/d，且注空氣速度與三口井
12、22、32產(chǎn)油量之和的比值大于5000m3/m3時(shí)，生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注汽井22、排風(fēng)井11、31和生產(chǎn)井12、22、32。該結(jié)束時(shí)刻的空氣腔1、2、3如圖3d所示。
表I為本實(shí)施例的生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)。表I
權(quán)利要求
1.一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，在蒸汽輔助重力泄油的蒸汽腔擴(kuò)展階段，當(dāng)相鄰的注采井對(duì)的蒸汽腔聚并后，利用中間注采井對(duì)的注入井注入空氣點(diǎn)火，該井對(duì)的生產(chǎn)井和左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的生產(chǎn)井生產(chǎn)，左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的注入井轉(zhuǎn)為火驅(qū)的排風(fēng)井；利用高溫火驅(qū)前緣有效驅(qū)掃相鄰注采井對(duì)中間的油層下部的剩余儲(chǔ)量，提高采收率。
2.如權(quán)利要求I所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于所述開(kāi)采方法包括以下步驟 (1)在稠油油藏開(kāi)采區(qū)域內(nèi)設(shè)置水平注采井網(wǎng)； 該水平注采井網(wǎng)包括至少三對(duì)注采井對(duì)；所述各個(gè)注采井對(duì)位于開(kāi)采區(qū)域內(nèi)的同一水平位置；每個(gè)注采井對(duì)的注入井和生產(chǎn)井位于同一豎直平面內(nèi)，生產(chǎn)井位于注入井的下方； (2)通過(guò)注入井和生產(chǎn)井同時(shí)進(jìn)行注蒸汽循環(huán)預(yù)熱； (3)當(dāng)注入井的水平段和生產(chǎn)井的水平段之間的油層溫度升高到預(yù)定溫度后，注入井和生產(chǎn)井同時(shí)停止循環(huán)預(yù)熱，注入井開(kāi)始連續(xù)注入蒸汽，蒸汽注入量為100-500噸/天； (4)生產(chǎn)井開(kāi)始連續(xù)采油生產(chǎn)； (5)將中間注采井對(duì)的水平注入井改為注入空氣井； (6)注入空氣點(diǎn)火，點(diǎn)火成功后，中間注采井對(duì)的水平注入井持續(xù)注空氣； (7)將左右兩個(gè)注采井對(duì)的注入井停止注蒸汽，改為火驅(qū)排風(fēng)井； (8)中間注采井對(duì)的生產(chǎn)井和左右兩個(gè)相鄰注采井對(duì)的生產(chǎn)井繼續(xù)生產(chǎn)； (9)對(duì)排風(fēng)井的排出氣體進(jìn)行氧氣含量連續(xù)監(jiān)測(cè)； (10)對(duì)生產(chǎn)井的產(chǎn)出流體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測(cè)； (11)生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注氣井、排風(fēng)井和生產(chǎn)井。
3.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于所述稠油油藏是指地下原油粘度大于IOOmPa. s的稠油油藏。
4.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，所述注入井的水平段位于油層中部，生產(chǎn)井的水平段位于油層底部且距離底部界面l-2m，注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間的垂直距離為5-6m。
5.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，當(dāng)油層厚度較小，則減少水平注采井網(wǎng)內(nèi)相鄰注采井對(duì)之間的井距布井，當(dāng)油層厚度較大，則增加相鄰注采井對(duì)之間的井距布井。
6.如權(quán)利要求5所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于當(dāng)油層厚度為15-20m時(shí)，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對(duì)之間的井距為60-100m;當(dāng)油層厚度為大于20m時(shí)，水平注采井網(wǎng)相鄰的注采井對(duì)之間的井距為100-150m。
7.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的管柱均采用9英寸套管下懸掛7英寸篩管的管柱結(jié)構(gòu)。
8.如權(quán)利要求7所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(I)中，所述注入井和生產(chǎn)井的篩管內(nèi)均下入平行的長(zhǎng)油管和短油管，長(zhǎng)油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端，長(zhǎng)油管與短油管的注汽與排液速度相等。
9.如權(quán)利要求8所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，所述注入井和生產(chǎn)井均采用長(zhǎng)油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循環(huán)預(yù)熱方式，最高注汽速度需確保水平段環(huán)空的趾端和跟端之間的壓差不超過(guò)0. 05MPa，最低蒸汽干度需確保從長(zhǎng)油管注入環(huán)空并到達(dá)水平段跟端的短油管入口處的蒸汽干度大于O。
10.如權(quán)利要求9所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱進(jìn)行的時(shí)間在60天以內(nèi)時(shí)，所述注采井對(duì)的生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長(zhǎng)油管的注汽壓力與生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長(zhǎng)油管的注汽壓力相等，下部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力與上部生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的短油管的排液壓力相等。
11.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于所述注入蒸汽的井口干度大于80%。
12.如權(quán)利要求9所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在 于在所述步驟(2)中，當(dāng)蒸汽循環(huán)預(yù)熱的時(shí)間達(dá)到60天以后時(shí)，生產(chǎn)井水平段的環(huán)空內(nèi)的長(zhǎng)油管注汽壓力和短油管的排液壓力同時(shí)降低0. 3MPa，注入井內(nèi)長(zhǎng)油管的注汽壓力和短油管的排液壓力保持不變；使注入井的水平段與生產(chǎn)井的水平段之間建立0. 3MPa的壓差，可以加速水平段之間的熱傳遞，提高原油流動(dòng)性。
13.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(3)中，所述預(yù)定溫度是指注入井水平段和生產(chǎn)井水平段之間的油層溫度升高到120°C以上，達(dá)到該預(yù)定溫度后，注入井內(nèi)的短油管停止排液，注入井的短油管與長(zhǎng)油管同時(shí)連續(xù)注入蒸汽。
14.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(4)中，所述生產(chǎn)井水平段與注入井水平段之間的注采壓差不超過(guò)0. 5MPa。
15.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(5)中，所述注入空氣的注氣速度為每單位水平段長(zhǎng)度200 300m3/d。
16.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(6)中，注入的空氣進(jìn)入蒸汽腔以后，遇到200°C以上的高溫油層，空氣被自發(fā)點(diǎn)燃，開(kāi)始火驅(qū)生產(chǎn)階段；點(diǎn)火初期，對(duì)左右兩口排風(fēng)井的產(chǎn)出氣體進(jìn)行連續(xù)監(jiān)測(cè)，當(dāng)氣體中氧氣含量小于5%，產(chǎn)出氣體溫度上升到300°C以上時(shí)，認(rèn)為油層已經(jīng)被點(diǎn)燃。
17.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(7)中，左右兩口排風(fēng)井的排風(fēng)速度之和等于中間注空氣井的注氣速度的I. 2 I. 5倍；點(diǎn)火初期左右兩口排風(fēng)井的排風(fēng)速度相等，即為中間注空氣井的注氣速度的0. 6 0. 75 倍。
18.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(8)中，點(diǎn)火初期三口生產(chǎn)井的排液速度相等。
19.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(9)中，平均每天相等時(shí)間間隔監(jiān)測(cè)三次；當(dāng)氧氣含量接近6%時(shí)，將注空氣井的注氣速度下調(diào)，注氣速度下調(diào)到每單位水平段長(zhǎng)度150 200m3/d，排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變。
20.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(10)中，平均每天相等時(shí)間間隔對(duì)生產(chǎn)井產(chǎn)出流體檢測(cè)化驗(yàn)三次；當(dāng)左右兩口生產(chǎn)井中，其中一口生產(chǎn)井產(chǎn)出流體中有大量燃燒產(chǎn)生的氣體，提高該生產(chǎn)井井底流壓，并提高與該生產(chǎn)井對(duì)應(yīng)的蒸汽腔內(nèi)的排風(fēng)井的排風(fēng)速度，另一個(gè)排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變。
21.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(10)中，平均每天相等時(shí)間間隔對(duì)生產(chǎn)井產(chǎn)出流體檢測(cè)化驗(yàn)三次；當(dāng)中間井對(duì)的生產(chǎn)井產(chǎn)出流體中有大量燃燒產(chǎn)生的氣體，提高該生產(chǎn)井井底流壓，同時(shí)提高左右兩口生產(chǎn)井的排液量，排風(fēng)井的排風(fēng)速度不變。
22.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在所述步驟(11)中，當(dāng)三口生產(chǎn)井的單井平均日產(chǎn)油量小于3m3/d，且注空氣速度與三口井產(chǎn)油量之和的比值大于5000m3/m3時(shí)，生產(chǎn)結(jié)束，關(guān)閉注汽井、排風(fēng)井和生產(chǎn)井。
23.如權(quán)利要求2所述的稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，其特征在于在相鄰兩個(gè)注采井對(duì)中間，沿水平段等間距部署2 4 口直井，在火驅(qū)階段，將直井作為火驅(qū)的排風(fēng)井，而將左右兩個(gè)井對(duì)中的注汽井作為火驅(qū)階段的產(chǎn)出氣體監(jiān)測(cè)井。全文摘要
本發(fā)明為一種稠油油藏蒸汽輔助重力泄油后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開(kāi)采方法，在蒸汽輔助重力泄油的蒸汽腔擴(kuò)展階段，當(dāng)相鄰的注采井對(duì)的蒸汽腔聚并后，利用中間注采井對(duì)的注入井注入空氣點(diǎn)火，該井對(duì)的生產(chǎn)井和左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的生產(chǎn)井生產(chǎn)，左右兩個(gè)相鄰井對(duì)的注入井轉(zhuǎn)為火驅(qū)的排風(fēng)井；該開(kāi)采方法可以利用高溫火驅(qū)前緣，有效驅(qū)掃相鄰SAGD井對(duì)中間的油層下部的剩余儲(chǔ)量，規(guī)避常規(guī)SAGD或氣體輔助SAGD后期的汽竄，延長(zhǎng)SAGD生產(chǎn)時(shí)間，顯著提高采收率。該方法組合了SAGD與火驅(qū)的優(yōu)勢(shì)，在SAGD生產(chǎn)階段產(chǎn)量高，采油速度快，在相鄰蒸汽腔聚并后的產(chǎn)量遞減階段轉(zhuǎn)火驅(qū)，可以降低注入成本，提高熱能利用率和采收率。
文檔編號(hào)E21B43/24GK102747997SQ20121024436
公開(kāi)日2012年10月24日 申請(qǐng)日期2012年7月13日 優(yōu)先權(quán)日2012年7月13日
發(fā)明者吳永彬, 李秀巒, 王紅莊, 蔣有偉 申請(qǐng)人:中國(guó)石油天然氣股份有限公司