CN107806336B - 蒸汽辅助重力泄油启动的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种蒸汽辅助重力泄油启动的方法。该方法包括：S1，分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽并进行蒸汽循环；S2，分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入溶剂，并焖井。向注气井和生产井中注入蒸汽有利于使注气井和生产井附近的油层快速升温，向注汽井与生产井内同时注入溶剂，并焖井扩展可动油带，这有利于降低稠油的粘度并提高其流动性，扩大波及半径；同时上述由于蒸汽循环过程为一种动态的方式，因而其还有利于提高采油通道的拓宽速度，从而有利于提高后续的生产过程的采油效率和采油量。
Description
技术领域
本发明涉及稠油开采领域，具体而言，涉及一种蒸汽辅助重力泄油启动的方法。
背景技术
蒸汽辅助重力泄油技术(简称：SAGD)于1978年由加拿大Bulter发明，并在加拿大油砂矿区、我国的辽河油田、新疆油田等地的稠油油藏领域得到了成功应用。其原理是：在同一油层部署上下叠置的水平井对，在上部注汽井中注入高干度蒸汽，蒸汽由于密度远远小于原油而向上超覆在地层中形成蒸汽腔。随着蒸汽的不断注入，蒸汽腔不断向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换。被加热的原油粘度降低，与冷凝水在重力作用下向下流动，从油层下部的水平生产井中采出。
SAGD开采分为两个阶段：SAGD启动阶段和SAGD生产阶段。
在进行SAGD生产之前，必须对井进行热循环启动。从将蒸汽注入生产井和注汽井到开始转为SAGD开采这个阶段称为启动阶段，或者预热阶段。预热阶段的目标是在最短时间内，实现油层的均匀加热，使注汽井和生产井均匀加热连通，注汽井与生产井之间建立泄油通道。在SAGD启动阶段，目前SAGD启动通常有吞吐预热启动和注蒸汽循环预热启动两种方法，其中，吞吐预热启动注入压力高、温度高、容易对完井井身结构造成损害。注蒸汽循环预热启动加热均匀，启动平稳，一般分为三步：(1)蒸汽在两口井中循环，储层主要通过热传导来传递热量；(2)两井之间形成井间压差，注汽井压力高于生产井，使井间原油往生产井流动，为转入完全的SAGD生产作准备；(3)上部注蒸汽井环空停止排液，下部生产井停止注蒸汽，转入完全的SAGD生产阶段。
对于常规的注蒸汽循环预热，注汽井与生产井井筒内均下入一根伸入水平段脚尖的长油管与一根伸入水平段脚跟的短油管，蒸汽分别从上部注汽井与下部生产井井筒内的长油管注入，再分别从上部注汽井与下部生产井井筒内的短油管采出。依靠注入蒸汽与油层之间的热传导、热对流作用加热注汽井与生产井之间的油层，降低原油粘度到150厘泊以下，使之具有较好的流动性，从而在转入SAGD生产阶段后，注汽井与生产井之间的油层内原油能顺利流动并形成泄油通道，使得蒸汽腔能够不断扩展，原油能够不断下泄被采出。
但常规的注蒸汽循环预热方法，受到油层导热率、热扩散系数等热物性参数的影响，纯蒸汽循环预热加热速度慢，通常需要注蒸汽循环预热150～300天，注采井间油层内原油粘度才能达到150厘泊以下。由于循环预热要求从短油管排出的蒸汽具有至少10％的干度，因此要求注入蒸汽的井口干度较高，通常高于80％，尤其对于埋藏较深的油藏，则沿程蒸汽干度热损失更大，井口蒸汽干度通常需要达到100％。因此，在循环预热阶段将消耗大量的蒸汽与大量的热能，而造成SAGD预热时间过长，初期开采成本居高不下，上产速度慢等问题。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种蒸汽辅助重力泄油启动的方法，以解决现有稠油油藏蒸汽辅助重力泄油启动时间长及成本高的问题。
为了实现上述目的，本发明一个方面提供了一种蒸汽辅助重力泄油启动的方法，该方法包括：S1，分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽并进行蒸汽循环；S2，分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入溶剂，并焖井。
进一步地，蒸汽循环的时间为20～30天。
进一步地，步骤S2中，溶剂包括溶剂主体与表面活性剂的混合物，溶剂主体选自甲苯、二甲苯和柴油中的一种或多种；优选地，溶剂主体为甲苯或二甲苯，且溶剂主体与表面活性剂之间的重量比为100～200：1；优选地，溶剂主体为柴油，且柴油与表面活性剂之间的重量比为800～1000：1；表面活性剂优选为C12～C16的烷基糖苷。
进一步地，上述方法还包括：S3，对注气井和生产井进行第一加热过程，并焖井；S4，使注气井和生产井排液，然后分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽与溶剂的形成的混合流体，并焖井；S5，同时对注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处进行第二加热过程，且使生产井水平段的脚跟处进行排液；及S6，对注气井进行第三加热过程，使生产井排液，启动阶段完毕进入生产阶段。
进一步地，混合流体中溶剂与蒸汽的重量比为0.4～0.6：1。
进一步地，第一加热过程、第二加热过程和第三加热过程为注入蒸汽加热。
进一步地，步骤S2中，注气井的总溶剂注入量为100～300吨/天，优选注气井水平段的脚尖处和脚跟处的注入比例为1～1.5：1；生产井的总溶剂注入量为100～300吨/天，优选生产井水平段的脚尖处和脚跟处的注入比例为1.5～1：1。
进一步地，步骤S3中，注气井的总蒸汽注入量为100～200吨/天，优选注气井水平段的脚尖处和脚跟处的注入蒸汽的比例为2.0～2.5:1；生产井的总蒸汽注入量为100～200吨/天，优选生产井水平段的脚尖处和脚跟处的注入蒸汽的比例为2.0～2.5:1。
进一步地，在步骤S2中，当注气井和生产井中的压力达到油层破裂压力时进行焖井过程，优选焖井时间为2～3天。
进一步地，在步骤S5中，排液过程的时间为10～15天。
应用本发明的技术方案，向注气井和生产井中注入蒸汽有利于使注气井和生产井附近的油层快速升温，向注汽井与生产井内同时注入溶剂，并焖井扩展可动油带，这有利于降低稠油的粘度并提高其流动性，扩大波及半径；同时上述由于蒸汽循环过程为一种动态的方式，因而其还有利于提高采油通道的拓宽速度，从而有利于提高后续的生产过程的采油效率和采油量。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将结合实施例来详细说明本发明。
正如背景技术所描述的，现有稠油油藏蒸汽辅助重力泄油启动时间长及成本高的问题。为了解决上述技术问题，本发明提供了一种蒸汽辅助重力泄油启动的方法，该方法包括：S1，分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽并进行蒸汽循环；S2，分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入溶剂，并焖井。
向注气井和生产井中注入蒸汽有利于使注气井和生产井附近的油层快速升温，向注汽井与生产井内同时注入溶剂，并焖井扩展可动油带，这有利于降低稠油的粘度并提高其流动性，扩大波及半径；同时上述由于蒸汽循环过程为一种动态的方式，因而其还有利于提高采油通道的拓宽速度，从而有利于提高后续的生产过程的采油效率和采油量。与常规始终采用蒸汽循环相比，大大节省了蒸汽的用量，提高了热效率。
本申请中“焖井”的过程采用本领域常规的方式即可。
优选地，向SAGD注汽井与生产井的井筒内均下入一根伸入水平段脚尖的长油管、一根伸入水平段脚跟且与长油管相互平行的短油管，一根热电偶温度监测管以及一根测压毛细管，通过长油管和短油管进行注气或排液，并借助于热电偶温度监测管检测注气井或生产井中温度，借助于测压毛细血管检测注气井或生产井中的压力。
上述方法中，本领域技术人员可以选择蒸汽循环的时间。在一种优选的实施例中，蒸汽循环的时间为20～30天。蒸汽循环的时间包括但不限于上述时间，而将蒸汽循环的时间限定在上述范围内能够使注气井和生产井井筒附近升温到合适的温度，进而在加入溶剂后有利于进一步提高溶剂的降粘效率，同时还能进一步节约蒸汽的用量，降低工艺成本。
在一种优选的实施例中，步骤S2中，溶剂包括但不限于溶剂主体与表面活性剂的混合物，溶剂主体选自甲苯、二甲苯和柴油组成的组中的一种或多种。由于稠油是一种包含多种组分的混合物因而甲苯、二甲苯、柴油的混合物作为溶剂有利于更进一步提高溶剂的降粘效率，同时在上述混合溶剂中加入表面活性剂还有利于通过与原油之间超低界面张力的驱油作用提高驱油效率，并通过对原油的乳化作用降低稠油的粘度。优选地，当溶剂主体为甲苯或二甲苯，甲苯或二甲苯与表面活性剂之间的重量比为100～200：1；当溶剂主体为柴油时，柴油与表面活性剂之间的重量比为800～1000：1。对溶剂中各组分的比例关系进行限定有利于提高驱油与原油乳化效果，进一步驱油效率，提高原油降粘率和流动能力，进而缩短蒸汽辅助重力泄油的启动时间。
优选表面活性剂包括但不限于C12～C16的烷基糖苷。表面活性剂的种类包括但不限于上述几种，但上述几种表面活性剂具有优异的乳化降粘和分散性能，且与原油之间具有超低界面张力，可以快速分散到原油中，实现高效驱油和快速乳化并降低原油粘度，因而选用上述几种物质作为溶剂的其中一种组分有利于进一步提高溶剂的驱油和乳化降粘效果。上述溶剂配方体系，有利于使原油同时受到甲苯、二甲苯和柴油等轻烃溶剂的溶油降粘和C12～C16烷基糖苷等超低界面张力乳化降粘剂的驱油/乳化降粘多重作用，实现协同加速降粘，而进一步缩短蒸汽辅助重力泄油启动的时间。
在一种优选的实施例中，方法还包括：S3，对注气井和生产井进行第一加热过程，并焖井；S4，使注气井和生产井排液，然后分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽与溶剂的形成的混合流体，并焖井；S5，同时对注气井水平段的脚尖处和脚跟处和生产井水平段的脚尖处进行第二加热过程，且使生产井水平段的脚跟处进行排液；及S6，对注气井进行第三加热过程，使生产井排液，启动阶段完毕进入生产阶段。
注汽井与生产井经过溶剂浸泡，在溶剂充分扩散后，在注汽井与生产井中同时进行第一加热过程。进行第一加热过程有利于促进溶剂分子深入油层进行溶油降粘，同时有利于调节对热扩散半径，增加注采井之间渗流通道的均匀性。优选溶剂浸泡的时间为2～3天。
第一加热过程结束后使注气井和生产井排液，然后分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽与溶剂的形成的混合流体，并焖井。注汽井与生产井同时排液，有利于将前述步骤形成的可动油带内的热油以及冷凝液排出，充分提供蒸汽扩展空间，排液完毕后，再次以一定比例高压力注入溶剂和蒸汽混合流体，接近油层破裂压力后停注，焖井2～5天以使稠油充分换热和降粘。优选混合流体中溶剂与蒸汽的重量比为0.4～0.6：1。这有利于更进一步提高换热效率和降粘效果。
对注气井和生产井水平段的脚尖处进行第二加热过程，同时使生产井水平段的脚跟处进行排液，这能够在不形成优先渗流通道的情况下，进一步扩展加热半径，强化和增加渗流通道，还有利于提高生产阶段的产油量。
上述方法中，第一加热过程、第二加热过程和第三加热过程可以选用本领域常用的非明火加热方式。在一种优选的实施例中，第一加热过程、第二加热过程和第三加热过程包括但不限于注入蒸汽加热。选用注入蒸汽的方式进行加热有利于进一步提高稠油降粘的效率。
在一种优选的实施例中，步骤S3中，注气井的总溶剂注入速度为100～300吨/天。注气井的总溶剂注入速度包括但不限于上述范围，但将其限定在上述范围内有利于更进一步提高稠油降粘效率，缩短蒸汽辅助重力泄油启动阶段的时间。优选注气井水平段的脚尖处和脚跟处的注入速度比为1.5～1.0：1。步骤S2中，稠油降粘阶段刚开始启动，将注气井水平段脚尖处和脚跟处的注入速度限定在上述范围内有利于使注气井内的压力保持平衡，从而保证蒸汽辅助重力泄油启动过称的安全性。
生产井的总溶剂注入量为100～300吨/天，生产井的总溶剂注入速度包括但不限于上述范围，但将其限定在上述范围内有利于更进一步提高稠油降粘效率，缩短蒸汽辅助重力泄油启动阶段的时间。优选生产井水平段的脚尖处和脚跟处的注入比为1～1.5：1。将生产井水平段脚尖处和脚跟处的注入速度限定在上述范围内有利于使生产井内的压力保持平衡，从而进一步保证蒸汽辅助重力泄油启动过程的安全性。
在一种优选的实施例中，第一加热过程、第二加热过程和第三加热过程为注入蒸汽加热；步骤S3中，注气井的总蒸汽注入量为100～200吨/天，优选注气井水平段的脚尖处和脚跟处的注入比为2.0～2.5:1。
采用注入蒸汽加热的方式作为第一加热过程、第二加热过程和第三加热过程，这有利于使井筒周围温度快速升温，同时还可以提高井筒内的压力从而进一步促进溶剂分子伸入油层，提高溶油速率，扩大波及半径。优选当注气井中压力接近油层破裂压力时停注。经过步骤S2中的处理，稠油层中的可流动油已逐渐增多，同时由于注气井水平段脚尖处的可流动油多于脚跟处，将注气井水平段脚尖处与脚跟处的注入蒸汽的速度限定为2.0～2.5:1，有利于提高注气井水平段脚尖处的溶油效率和降粘效率。同时由于注气井水平段脚跟处与排油出口较为接近，使注气井水平段脚跟处的注入速度低于脚尖处的注入速度还有利于提高启动阶段的安全性。
生产井的总蒸汽注入速度为100～200吨/天，优选生产井水平段的脚尖处和脚跟处的注入蒸汽的速度比为2.0～2.5:1。同样由于生产井水平段脚尖处的可流动油多于脚跟处，将生产井水平段脚尖处与脚跟处的注入蒸汽的速度限定为2.0～2.5:1，有利于提高生产井水平段脚尖处的溶油效率和降粘效率。同时由于生产井水平段脚跟处与排油出口较为接近，使生产井水平段脚跟处的注入速度低于脚尖处的注入速度还有利于提高启动阶段的安全性。
在一种优选的实施例中，在步骤S2～S4中，当注气井和生产井中的压力达到油层破裂压力时进行焖井过程，优选焖井时间为2～3天。随着压力的提高，溶剂的溶油降粘效率会明显得到提升，因而将注气井和生产井中的压力达到油层破裂压力时有利于更进一步提高溶油效率和降粘效率，从而缩短启动阶段的周期。
在一种优选的实施例中，在步骤S5中，排液过程的时间为10～15天，这样有利于提高储层注入的液体采出率，不影响后续生产。
以下结合具体实施例对本发明作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本发明所要求保护的范围。
实施例1至7中向SAGD注汽井与生产井井筒内均下入一根伸入水平段脚尖的长油管、一根伸入水平段脚跟且与长油管相互平行的短油管，一根热电偶温度监测管以及一根测压毛细管。
实施例1
本实施例提供的SAGD快速启动方法包括以下具体步骤：
S1，注汽井与生产井同时注蒸汽循环预热，循环时间为25天。
S2，向注汽井与生产井长油管与短油管内同时注入溶剂，溶剂类型为二甲苯与表面活性剂的混合物(比例为100:1，表面活性剂类型为碳链为C12-14的烷基糖苷APG1214)；注汽井与生产井的单井溶剂总注入速度均为120吨/天，长油管与短油管注入速度比为1：1，注入压力达到油层破裂压力0.2Mpa后停注(油层深度为250m，油层破裂压力为5.5Mpa)，焖井2天。
S3，向注汽井与生产井长油管与短油管内同时注入蒸汽进行第一加热过程，其中注汽干度为100％，注汽井和生产井的单井注入速度均为120吨/天，长油管与短油管注入比例为7：3，注入压力达到油层破裂压力0.2MPa时，停注焖井3天；
S4，注汽井与生产井开短油管排液，注汽井与生产井间压差始终保持为0.3～0.5Mpa，压力降至地层压力时(油层深度为250m，地层压力为2.4Mpa)，注汽井与生产井长油管和短油管同时注溶剂-蒸汽的混合流体(重量比为1：2)，达到破裂压力后停注(油层深度为250m，油层破裂压力为5.5Mpa)，焖井3天；
S5，注汽井的长油管和短油管同时注汽进行第二加热过程，生产井的长油管注汽进行第二加热过程，同时生产井短油管排液15天，排液期间注汽井与生产井间压差始终保持为0～0.3Mpa；
S6，关闭生产井长油管注汽，注汽井注汽，生产井排液，进入SAGD生产阶段。
SAGD井采用常规注蒸汽循环预热启动方法，达到热连通标准时启动阶段需要140天左右。而采用上述启动方法，本实施例SAGD启动阶段只需要65天，比常规预热启动方法少了1/2以上，从而大大提高了热能利用率，可实现SAGD快速预热启动，加快了SAGD上产速度。
实施例2
本实施例提供的SAGD快速启动方法包括以下具体步骤：
S1，注汽井与生产井同时注蒸汽循环预热，循环时间为30天。
S2，向注汽井与生产井长油管与短油管内同时注入溶剂，溶剂类型为柴油与表面活性剂的混合物(比例为1000:1，表面活性剂类型为碳链为C12-16的烷基糖苷APG1216)；注汽井与生产井的单井溶剂总注入速度均为100吨/天，长油管与短油管注入速度比为1：1，注入压力达到油层破裂压力0.2Mpa后停注(油层深度为300m，油层破裂压力为6.5Mpa)，焖井2天。
S3，向注汽井与生产井长油管与短油管内同时注入蒸汽进行第一加热过程，其中注汽干度100％，注汽井和生产井的单井注入速度均为130吨/天，长油管与短油管注入比例为7：3，注入压力达到油层破裂压力0.4MPa时，停注焖井2天；
S4，注汽井与生产井开短油管排液，注汽井与生产井间压差始终保持为0.2～0.4Mpa，压力降至地层压力时(油层深度为250m，地层压力为2.4Mpa)，注汽井与生产井长油管和短油管同时注溶剂-蒸汽混合流体(重量比为1：2)，破裂压力后停注(油层深度为300m，油层破裂压力为6.5Mpa)，焖井3天；
S5，注汽井长油管和短油管同时注汽进行第二加热过程，生产井的长油管注汽进行第二加热过程，同时生产井的短油管排液13天，排液期间注汽井与生产井间压差始终保持为0.1～0.4Mpa；
S6，关闭生产井长油管注汽，注汽井注汽，生产井排液，进入SAGD生产阶段。
SAGD井采用常规注蒸汽循环预热启动方法，达到热连通标准时启动阶段需要160天左右。而采用上述的启动方法，本实施例SAGD启动阶段只需要70天，比常规预热启动方法少了1/2以上时间，从而大大提高了热能利用率，可实现SAGD快速预热启动，加快了SAGD上产速度。
实施例3
在实施例1的基础上，二甲苯与表面活性剂的混合物中二甲苯与表面活性剂的重量比为50:1，其他条件与实施例1相同。采用实施例3的启动方法，达到热连通标准时启动阶段需要100天左右。
实施例4
在实施例2的基础上，柴油与表面活性剂的混合物中柴油与表面活性剂的重量比为600:1，其他条件与实施例2相同。采用实施例4的启动方法，达到热连通标准时启动阶段需要110天左右。
实施例5
在实施例1的基础上，步骤S5中对注气井和生产井的长管进行注气，同时短管排液，其他条件与实施例1相同。采用实施例5的启动方法，达到热连通标准时启动阶段需要100天左右。
实施例6
在实施例1的基础上，步骤S4中注溶剂-蒸汽混合流体(重量比为1：5)，其他条件与实施例1相同。采用实施例6的启动方法，达到热连通标准时启动阶段需要110天左右。
实施例7
在实施例1的基础上，步骤S2中溶剂为二甲苯，其他条件与实施例1相同。采用实施例7的启动方法，达到热连通标准时启动阶段需要110天左右。
从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：
比较实施例1、3、4、7可知，将步骤S2中混合溶剂进行合理选择并将其组分限定在一定范围内有利于缩短启动时间；比较实施例1和5可知在步骤S5中调整注气管和生产管的短油管的排液方式有利于缩短启动时间；比较实施例1和6可知，将混合流体中溶剂与蒸汽的比例限定在一定的范围内有利于缩短启动时间。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (15)
1.一种蒸汽辅助重力泄油启动的方法，其特征在于，所述方法包括：
S1，分别向注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽并进行蒸汽循环；
S2，分别向所述注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及所述生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入溶剂，并焖井；
所述方法还包括：
S3，对所述注气井和生产井进行第一加热过程，并焖井；
S4，使所述注气井和所述生产井排液，然后分别向所述注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及所述生产井水平段的脚尖处和脚跟处注入蒸汽与所述溶剂的形成的混合流体，并焖井；
S5，同时对所述注气井水平段的脚尖处和脚跟处以及所述生产井水平段的脚尖处进行第二加热过程，且使所述生产井水平段的脚跟处进行排液；及
S6，对所述注气井进行第三加热过程，使所述生产井排液，启动阶段完毕进入生产阶段；所述混合流体中所述溶剂与所述蒸汽的重量比为(0.4～0.6)：1。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述蒸汽循环的时间为20～30天。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S2中，所述溶剂包括溶剂主体与表面活性剂的混合物，所述溶剂主体选自甲苯、二甲苯和柴油中的一种或多种。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述溶剂主体为甲苯或二甲苯，且所述溶剂主体与所述表面活性剂之间的重量比为100～200：1。
5.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述溶剂主体为柴油，且柴油与所述表面活性剂之间的重量比为800～1000：1；所述表面活性剂优选为C12～C16的烷基糖苷。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述第一加热过程、所述第二加热过程和所述第三加热过程为注入蒸汽加热。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤S2中，所述注气井的总溶剂注入量为100～300吨/天；
所述生产井的总溶剂注入量为100～300吨/天。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述注气井水平段的脚尖处和脚跟处的注入比例为1～1.5：1。
9.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述生产井水平段的脚尖处和脚跟处的注入比例为1.5～1：1。
10.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述步骤S3中，所述注气井的总蒸汽注入量为100～200吨/天；
所述生产井的总蒸汽注入量为100～200吨/天。
11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述注气井水平段的脚尖处和脚跟处的注入蒸汽的比例为2.0～2.5:1。
12.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，所述生产井水平段的脚尖处和脚跟处的注入蒸汽的比例为2.0～2.5:1。
13.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S2中，当所述注气井和所述生产井中的压力达到油层破裂压力时进行所述焖井过程。
14.根据权利要求13所述的方法，其特征在于，焖井时间为2～3天。
15.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤S5中，所述排液过程的时间为10～15天。
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