CN107023281A - 一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法 - Google Patents
一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107023281A CN107023281A CN201710433594.9A CN201710433594A CN107023281A CN 107023281 A CN107023281 A CN 107023281A CN 201710433594 A CN201710433594 A CN 201710433594A CN 107023281 A CN107023281 A CN 107023281A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- mixed phase
- hot fluid
- underground
- horizontal
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 110
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 230000005484 gravity Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 title claims abstract description 21
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 87
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 25
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 21
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 21
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 14
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 13
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 12
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 claims description 12
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 10
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 9
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 9
- 239000011440 grout Substances 0.000 claims description 9
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 7
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 7
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 abstract description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 abstract description 9
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 abstract description 3
- -1 reduce heavy Substances 0.000 abstract description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 12
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 3
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 2
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;molecular oxygen Chemical compound O=O.O=C=O UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 210000003296 saliva Anatomy 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000009938 salting Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，涉及油田采油技术领域。所述方法包括：结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置平行水平井网及配套完井作业，完井后在水平注入井脚跟处下入井下混相热流体发生器，并布置配套的地面供给系统，随后井下生成混相热流体进行重力泄油采油；该方法通过向目标油藏布置平行分布的水平井提高可采原油储量，并注入混相热流体进行重力泄油，混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可对原油改质，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；本方法可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油，也可以作为稠油、超稠油油藏三次采油。
Description
技术领域
本发明涉及油田采油技术领域，特别涉及一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法。
背景技术
SAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。其理论最初是基于注水采盐原理，即注入淡水将盐层中固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，通过持续向盐层上部注水，将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。将这一原理应用于注蒸汽热采过程中，就产生了重力泄油的概念。SAGD简称蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD)是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、较高的最终采收率及降低井间干扰，避免过早井间窜通的优点。
蒸汽辅助重力泄油在实际应用中存在一些问题，例如，原油粘度过高时，单纯的蒸汽降粘效果有一定局限性，因此导致重力泄油效果不佳；注入地下的蒸汽大多通过地面蒸汽锅炉生成，注入井底时在井筒内会有一定的热损失以及对井筒有一定的腐蚀，且在进行制造蒸汽时会对环境有一定的污染。
因此本发明提出一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，通过将井下混相热流体发生器放置井下油层上部，在井下燃烧生成混相热流体，减少井筒内的热损失及对井筒的腐蚀，燃烧生成的尾气直接注入地层中不会对环境造成污染，混相热流体中的二氧化碳和过热蒸汽对原油降粘效果较SAGD采油方法效果更为显著。
发明内容
本发明实施例提供一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，通过向目标油藏布置平行水平井网来提高可动用原油储量，通过注入混相热流体进行重力泄油；混相热流体中的二氧化碳和高温蒸汽可以对原油改质，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；该方法通过布置平行水平井网增加了地层中可采原油储量，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，可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油，也可以作为稠油、超稠油油藏三次采油。
为了实现上述目的，本发明实施例提供了一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，所述方法包括：结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置平行水平井网，井网中两口水平井为一组，其中一口井作为注入井，另一口井作为生产井，通过平行分布的水平井来提高可动用原油储量，水平井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，并布置配套的地面供给系统，随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，从水平生产井中开采原油。
所述平行水平井网包括：所述水平注入井水平段延伸方向与所述水平生产井水平段延伸方向可以是同向的，也可以是反向的。
所述平行水平井网布置范围为：水平注入井水平段与水平生产井水平段深度之差范围5-50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，位于油层上部；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，所述的地面供给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，相较SAGD采油方法，混相热流体中的二氧化碳和过热蒸汽对原油降粘效果更为显著；2)本发明所使用的井下混相热流体发生器直接下入井底油藏部位进行自生混相热流体，燃烧生成的尾气直接注入地层中不会对空气造成污染；3)相对于火烧油层重力泄油采油方法，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；4)本方法可以应用于难以动用的稠油、超稠油油藏一次采油，也可以作为稠油、超稠油油藏三次采油。
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为平行水平井网同向分布示意图。
图2为平行水平井网反向分布示意图。
图3为注入井完井示意图。
图4为水平井井下混相热流体发生器布置示意图。
图5为地面供给系统布置示意图。
附图标号：1、水平注入井 2、水平生产井 3、油层 4、套管 5、水平井直井段 6、水平井水平段 7、水泥封堵层 8、喷射保护层 9、供给管路 10、地面供给系统连接装置 11、顶部连接组件 12、燃烧组件 13、汽化组件 14、螺旋增压组件 15、喷射组件 16、封隔器 17、氧化剂供给系统 18、燃料供给系统 19、冷却水供给系统 20、电点火系统 21、监控系统22、采油树。
具体实施方式
本发明实施例提供一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，在油田开发前期，结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置平行水平井网，井网中两口水平井为一组，其中一口井作为注入井，另一口井作为生产井，通过布置平行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，并布置配套的地面供给系统，随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，从水平生产井中开采原油；该方法通过布置平行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自生井下混相热流体重力泄油采油方法，所述方法包括如下步骤：
步骤一：结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置平行水平井网，井网中两口水平井为一组，其中一口井作为注入井，另一口井作为生产井，通过布置平行水平井网来提高可动用原油储量，平行水平井网有以下两种排布方式：
如图1所示，图1为平行水平井网同向分布示意图，水平注入井与水平井生产同向分布，水平注入井水平段下入深度小于水平生产井水平段下入深度；
如图2所示，图2为平行水平井网反向分布示意图，水平注入井与水平生产井反向分布，水平注入井水平段下入深度小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3，配套完井作业分为水平井直井段5完井和水平井水平段6完井，水平井直井段5完井中套管4选用API套管系列中的H级、K级、J级，所述套管4外壁与地层之间加水泥封堵层7，所述水泥封堵层高100-300米，位于油层上部；
水平井水平段6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8，所述喷射保护层8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。
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4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11、燃烧组件12、汽化组件13、螺旋增压组件14、喷射组件15；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9与井下混相热流体发生器通过地面供给系统连接装置10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，所述的地面供给系统包括氧化剂供给系统17、燃料供给系统18、冷却水供给系统19、电点火系统20和监控系统21；将所述地面供给系统通过采油树22与供给管路9相连接。
步骤四：随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，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14增压进入喷射组件15，经由喷射组件15调整喷射方向进入油层，进入油层前首先喷射至直井段5和水平段6交汇处的喷射保护层，喷射保护层起到缓冲作用，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：布置平行水平井网，布置方式参阅图2，水平注入井与水平井生产反向分布，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8米，水平段长度为800米。
第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图3，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4，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5，所述的地面供给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重力泄油采油，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90吨，二氧化碳量为每天17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：布置平行水平井网，布置方式参阅图1，水平注入井与水平井生产同向分布，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12米，水平段长度为1200米。
第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图3，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230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4，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5，所述的地面供给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重力泄油采油，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160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：布置平行水平井网，布置方式参阅图1，水平注入井与水平井生产同向分布，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10米，水平段长度为900米。
第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图3，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20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4，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5，所述的地面供给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重力泄油采油，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125吨，二氧化碳量为每天27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，布井方式为水平井网，水平段长度为2000米，水平井距1200米，水平段位于油层底部，已经进行过水驱采油，目前注水压力14兆帕，注水量为600立方米/天，目前采收率为30.2％。
第一步：布置平行水平井网，布置方式参阅图2，在原有水平井网上部新钻入水平井作为注入井，原水平井网作为生产井，水平注入井与水平生产井反向分布，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18米，注入井水平段长度为1800米。
第二步：水平井网布置完成后进行配套完井作业，参阅图3，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22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4，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5，所述的地面供给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重力泄油采油，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260吨，二氧化碳量为每天60吨，注入压力为12兆帕。
Claims (9)
1.一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述方法包括：
结合混相热流体采油机理和地质资料，对目标油藏布置平行水平井网，井网中两口水平井为一组，其中一口井作为注入井，另一口井作为生产井，通过平行分布水平井来提高可动用原油储量，以及；
平行分布水平井布置完成后进行配套完井作业，以及；
上述配套完井作业后，在所述水平注入井进行增产作业，所述增产作业包括井下作业和地面作业，以及；
随后开始井下生成混相热流体进行重力泄油采油，从水平生产井中开采原油。
2.如权利要求1所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述水平注入井水平段延伸方向与所述水平生产井水平段延伸方向可以是同向的，也可以是反向的。
3.如权利要求1所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，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，位于油层上部；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脚跟处加喷射保护层。
4.如权利要求3所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，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。
5.如权利要求1所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，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。
6.如权利要求5所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，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。
7.如权利要求1所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，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。
8.如权利要求1所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，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，所述的地面供给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。
9.如权利要求1所述一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法，其特征在于，所述井下生成混相热流体包括，通过地面供给系统向井下注入氧化剂、燃料和水，在井下完成混相燃烧，并生成混相热流体，随后注入油层中进行重力泄油采油。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710433594.9A CN107023281A (zh) | 2017-06-10 | 2017-06-10 | 一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710433594.9A CN107023281A (zh) | 2017-06-10 | 2017-06-10 | 一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107023281A true CN107023281A (zh) | 2017-08-08 |
Family
ID=59531794
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710433594.9A Withdrawn CN107023281A (zh) | 2017-06-10 | 2017-06-10 | 一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107023281A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107701158A (zh) * | 2017-10-23 | 2018-02-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采泡沫型超重油的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102587877A (zh) * | 2012-03-08 | 2012-07-18 | 中国海洋石油总公司 | 一种多元热流体驱替工艺 |
| US20140008063A1 (en) * | 2010-11-22 | 2014-01-09 | Advanced Combustion Energy Systems, Inc. | Combustion thermal generator and systems and methods for enhanced oil recovery |
| US20160177691A1 (en) * | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for upgrading in situ heavy oil |
| CN106593377A (zh) * | 2016-12-19 | 2017-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 |
| CN106801598A (zh) * | 2017-03-31 | 2017-06-06 | 邓晓亮 | 井下燃烧制混相过热蒸汽装置及方法 |
-
2017
- 2017-06-10 CN CN201710433594.9A patent/CN107023281A/zh not_active Withdrawn
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20140008063A1 (en) * | 2010-11-22 | 2014-01-09 | Advanced Combustion Energy Systems, Inc. | Combustion thermal generator and systems and methods for enhanced oil recovery |
| CN102587877A (zh) * | 2012-03-08 | 2012-07-18 | 中国海洋石油总公司 | 一种多元热流体驱替工艺 |
| US20160177691A1 (en) * | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for upgrading in situ heavy oil |
| CN106593377A (zh) * | 2016-12-19 | 2017-04-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 |
| CN106801598A (zh) * | 2017-03-31 | 2017-06-06 | 邓晓亮 | 井下燃烧制混相过热蒸汽装置及方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 林晶等: ""SAGD水平井钻井技术"", <新疆石油天然气> * |
| 林晶等: ""新疆油田ＳＡＧＤ鱼骨状水平井钻井技术"", 《石油钻探技术》 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107701158A (zh) * | 2017-10-23 | 2018-02-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采泡沫型超重油的方法 |
| CN107701158B (zh) * | 2017-10-23 | 2019-07-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 开采泡沫型超重油的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102900415B (zh) | 深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法 | |
| CN108979609B (zh) | 深部干热岩高低温流体交替喷射辅助水力压裂造缝的方法 | |
| CN102747997B (zh) | 稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法 | |
| CN102587880B (zh) | 采油方法 | |
| CN102628350B (zh) | 一种浅层稠油油藏注丙烷开采方法 | |
| CN103206199B (zh) | 热流体压裂开采天然气水合物装置及方法 | |
| CN102852496B (zh) | 一种中深层稠油油藏开采方法 | |
| CN102518415B (zh) | 一种压裂单水平井蒸汽辅助重力泄油方法 | |
| CN102758603B (zh) | 一种超稠油油藏sagd开采后期注空气开采方法 | |
| CN107035354A (zh) | 一种加密水平井结合井下自生混相热流体的采油方法 | |
| CN101089362B (zh) | 一种改进的蒸汽吞吐采油方法 | |
| CN103225497B (zh) | 微波原位汽化地层水并驱替稠油的开采方法 | |
| CN105971576A (zh) | 水平井火驱辅助重力泄油模式开采特稠油、超稠油的方法 | |
| CN103244089B (zh) | 微波辅助溶剂萃取稠油的开采方法 | |
| RU2539048C2 (ru) | Способ добычи нефти при помощи внутрипластового горения (варианты) | |
| CN107013198A (zh) | 一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法 | |
| CN103939069A (zh) | 一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法 | |
| CN102678096A (zh) | 一种热水辅助重力泄油开采高凝油油藏的方法 | |
| CN101424179A (zh) | 超深超稠油热汽-气(co2、n2)井筒降粘采油技术 | |
| CN101139923A (zh) | 二氧化碳辅助蒸汽驱开发深层稠油油藏方法 | |
| CN102051161B (zh) | 稠油蒸汽吞吐深部封窜体系及其注入方法 | |
| CN106593368B (zh) | 一种改善sagd开发效果的预处理方法 | |
| CN106996283A (zh) | 一种水热裂解结合井下自生混相热流体的采油方法 | |
| CN104695933B (zh) | 一种基于分支井的煤层气化方法及煤层气化炉 | |
| CN106996284A (zh) | 一种利用油酸混合物稠油改质结合混相热流体驱采油方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| WW01 | Invention patent application withdrawn after publication |
Application publication date: 20170808 |
|
| WW01 | Invention patent application withdrawn after publication |