CN112593905B - 一种高粘油的开采方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种高粘油的开采方法。该方法是将高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合注入高粘油油藏进行吞吐开采的方法；其中，所述高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合将地层中的高粘油通过溶解和加热进行降粘，并增加地层压力；所述高温低粘油包括高粘油现场就地蒸馏所得轻质馏分和中间馏分中的一种或两种以上的组合；所述轻质馏分是将经过脱水脱盐处理的高粘油进行常压蒸馏得到的；所述中间馏分是将经过脱水脱盐处理的高粘油进行常压蒸馏得到的重质馏分进行减压蒸馏得到的。

Description

一种高粘油的开采方法
技术领域
本发明涉及一种高粘油的开采方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
粘度较高的稠油和高凝油一般是采用注蒸汽等热力方式进行开采，其中，注蒸汽开采方式包括蒸汽吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油。注蒸汽时除了要进行注入水水质净化处理和产出液脱水之外，还要采用锅炉将净化后的水加热产生高温蒸汽。虽然注蒸汽开采稠油可获得显著的开采效果，但也存在很多问题：(1)注蒸汽开采主要是通过高温蒸汽来加热油层，能耗大、成本高且因产生大量二氧化碳和污水而对环境产生不利影响；(2)锅炉用水的水处理成本高，采出液脱水处理难度大(高含水和高产液量时问题尤为突出)；(3)由于注入水和地下水的水质复杂容易产生结垢、矿物溶蚀，也容易产生油水乳化；(4)容易产生蒸汽超覆和汽窜等复杂的开采问题；(5)高粘的稠油和高凝油在井筒举升过程中因为温度降低而流动性变差，需要采用井下掺稀油和井筒电加热等方法来保证井筒中稠油和高凝油的流动性。因此，现有蒸汽吞吐等注蒸汽开采方法中由于通过注入经过水质处理和加热的高温“水”蒸汽，而产生了能耗大、成本高和环境影响大等诸多问题，在低油价条件下稠油注蒸汽开发的经济效益也不理想，亟待研发稠油和高凝油低成本开采方法来替代注入高温“水”蒸汽开采方法。
除了向油藏地层中注入高温蒸汽加热地层中稠油或高凝油使其粘度明显降低之外，通过掺入或溶解粘度较低的原油也可使稠油或高凝油的粘度明显降低，向井筒和地面管线中的稠油或高凝油中掺入稀油来降低原油粘度和提高原油流动性方面已经有了广泛的研究和应用，在掺稀油的同时通过加热、注入天然气和乳化降粘剂等可以提高井筒掺稀降粘和井筒举升采油的效果或者减少掺入的稀油用量(参考文献1-7)。关于水驱稀油井和稠油井采用热油解堵方法可解除近井地层有机伤害以及“劈水疏油”等作用而提高油井产量(参考文献8-10)。关于在注蒸汽热采过程中注入低粘油或溶剂等来辅助蒸汽吞吐开采也有研究和应用(参考文献11)。发明专利“一种稠油催化改质降粘采输一体化方法及其装置”(参考文献12)给出了一种稠油油藏开采的稠油催化改质降粘采输一体化方法。一方面通过蒸馏将轻质组分注入油井减少井筒举升时掺稀油的用量，另一方面，分离出的稠油经催化改质降粘能直接外输。其技术方案是：按照稀油与稠油的质量比0.4-1.0掺入井筒中，降低稠油粘度；再从井中采出掺稀稠油，经换热器升温，加热炉加热到350℃，进入蒸馏塔，收集350℃前馏分油经换热器降温，注入井筒对稠油掺稀循环使用；350℃后重馏分油用泵输送到加热炉升温至370℃-420℃，再用泵加入改质催化剂，一同输入反应塔；在反应塔内重馏分油在改质催化剂作用下，催化改质为低粘度稠油，改质稠油经换热后直接外输。该技术方案的实质是收集350℃前馏分油冷却至60℃后注入井筒内将从地层流出的稠油通过掺稀降粘，解决井筒中稠油向上举升流动过程中因为温度降低而使稠油粘度增加、流动性变差的问题，而没有提出向地层中注入轻质馏分将地层中高粘度的稠油采出。
可见，目前向油井中注入稀油，包括发明专利“一种稠油催化改质降粘采输一体化方法及其装置”(参考文献12)的技术方案，均是用于“井筒”掺稀降粘采油和近井地带解堵，而不是向油藏的“地层”中注入低粘油进而替代现有注蒸汽技术开采地层中难采的稠油或高凝油。因此，对于稠油油藏和高凝油油藏，现有方法和工艺只是注高温“水”蒸汽开采的辅助措施，而无法从根本上解决注高温“水”蒸汽存在的能耗大和成本高等核心问题，也无法替代注蒸汽开采稠油油藏和高凝油油藏。
参考文献：
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发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种高粘油开采方法，其是通过将高温低粘油注入高粘油油藏的地层对高粘油进行降粘，实现低成本、低能耗的开采。
为达到上述目的，本发明提供了一种高粘油的开采方法，其中，该方法是将高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合注入高粘油油藏进行吞吐开采的方法；
其中，所述高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合将地层中的高粘油通过溶解和加热进行降粘，并增加地层压力；其中，所述高温低粘油包括高粘油现场就地蒸馏所得轻质馏分和中间馏分中的一种或两种以上的组合；所述轻质馏分是将经过脱水脱盐处理的高粘油进行常压蒸馏得到的；所述中间馏分是将经过脱水脱盐处理的高粘油进行常压蒸馏得到的重质馏分进行减压蒸馏得到的；其中，所述气体包括天然气、氮气、二氧化碳和烟道气中的一种或两种以上的组合。
本发明的方法是通过将油井采出的高粘油蒸馏得到高温低粘油，然后将高温低粘油注入油藏“地层”中，然后进行高粘油的开采。该方法主要是利用高温低粘油的稀释降粘和油层加热来提高油藏“地层”中高粘油的流动性，并提高地层压力和驱油，进而提高油井产量和油藏采收率。
根据本发明的具体实施方案，优选地，当高粘油蒸馏得到的轻质馏分、中间馏分的含量无法满足注入和吞吐开采的需要时，可以将油田低粘油油藏采出的低粘油(例如稀油等)或其他来源的粘度低于采出高粘油的油与采出高粘油混合进行蒸馏，即以所述经过脱水脱盐处理的高粘油与低粘油的混合物进行常压蒸馏。尤其在油田现场就地对高粘油进行蒸馏时，有些情况下会出现生产井采出的高粘油中的轻质馏分和中间馏分的含量无法满足注入和吞吐开采需要的情况，此时可以加入其它来源的低粘油一并进行蒸馏。这样能够更加便捷地实施本发明的技术方案，更好地实现高粘油的开采。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在高温低粘油与气体的组合中，所述气体包括天然气、氮气、二氧化碳和烟道气中的一种或两种以上的组合。
根据本发明的具体实施方案，优选地，当采用高温低粘油与气体的组合时，所述将高温低粘油与气体的组合注入高粘油油藏的地层按照将二者进行同时注入或段塞式注入的方式，其中，所述同时注入是采用使高温低粘油和气体在地面管线混合、井口混合或井底混合的方式进行，即气体的注入方式可以为地面管线混合、井口混合、井底混合(分别由油管和油管与套管的环形空间注入后在井底混合，所述混合是指气体与高温低粘油的混合)，以及所述段塞式注入是在注入高温低粘油之前、注入高温低粘油之后或者注入高温低粘油过程中将气体以段塞式注入。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述常压蒸馏的温度为350℃-360℃。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述减压蒸馏的温度为350℃-370℃。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述脱水脱盐处理的高粘油的含水率为5％以下。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述常压蒸馏和所述减压蒸馏采用油田生产井采出的高粘油在采油现场经过沉降处理、脱水脱盐处理之后进行，即可以采用现场就地蒸馏的方式进行。
根据本发明的具体实施方案，优选地，现场就地蒸馏的装置是由具有换热功能的沉降罐和脱水脱盐处理罐、常压加热炉、常压塔、减压加热炉、减压塔、缓存罐和泵组成，其中，沉降罐的出口经管线与脱水脱盐处理罐的入口相连，脱水脱盐处理罐的出口通过管线与常压加热炉相连，常压加热炉的出口通过管线与常压塔的中下部相连，常压塔的底部通过管线与减压加热炉的入口相连，减压加热炉的出口通过管线与减压塔的下部相连，常压塔的顶部和减压塔的顶部通过管线与脱水脱盐处理罐的内部换热器的入口和沉降罐的内部换热器的入口相连，减压塔的底部接减压渣油输出管，脱水脱盐处理罐的换热器的出口通过管线与低粘油缓存罐的入口相连，低粘油缓存罐的出口与高粘油生产井的井口相连，气体注入管线也与高粘油生产井的井口相连，以便将蒸馏得到的馏分作为高温低粘油注入生产井。
根据本发明的具体实施方案，优选地，实施现场就地蒸馏是将采出的稠油或高凝油等高粘油在采油井场、联合站、中转站、靠近油田的炼油厂等采油现场就地蒸馏。所述现场就地蒸馏可以包括以下步骤：将生产井采出的高粘油通过泵注入沉降罐进行一次脱水和脱砂处理；经过一次脱水和脱砂处理后的高粘油再通过泵注入脱水脱盐处理罐进行深度脱水和脱盐处理，高粘油含水率优选降至5％以下；将脱水脱盐处理后的高粘油通过泵注入常压加热炉，将高粘油加热(常压蒸馏温度优选350℃-360℃)后进入常压蒸馏塔进行常压蒸馏得到轻质馏分和重质馏分，再将重质馏分通过泵注入减压加热炉，将高粘油加热(减压蒸馏温度优选350℃-370℃)后进入减压蒸馏塔进行减压蒸馏得到中间馏分和减压渣油，最终得到轻质馏分、中间馏分和重质渣油三种馏分。重质渣油经过换热后外输或作为现场蒸馏加热等的燃料，轻质馏分、中间馏分或者二者按照一定比例混合(或者进一步加入低粘油)作为开采用高温低粘油，经过脱水脱盐处理罐和沉降罐内部换热器降温后进入缓存罐，缓存罐中的高温低粘油可通过泵注入高粘油生产井。
根据本发明的具体实施方案，优选地，该开采方法通过油管(优选隔热油管)将高温低粘油注入高粘油油藏地层。
根据本发明的具体实施方案，优选地，注入高粘油油藏地层的高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的温度控制在安全注入温度以下；该低粘油安全注入温度根据所述高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的最低着火温度来确定。
根据本发明的具体实施方案，高温低粘油的安全注入温度要兼顾注入油藏取得较好的采油效果、安全注入而不会着火、以及低于油井管柱与工具设备的温度限制。单纯注入高温低粘油的最高注入温度优选为100℃-240℃，当注入高温低粘油与气体(例如氮气、二氧化碳、惰性气体)的组合时，气体能够起到一定的保护作用，高温低粘油的注入温度可提高至240℃-300℃。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述最低着火温度根据所述高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的着火温度来估算，并通过着火模拟实验来确定。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述着火模拟实验采用着火模拟实验装置进行，该着火模拟实验装置至少包括：第一注入泵、第一中间容器、高温箱、加热盘管、回压阀、可视燃烧釜、收集器、气瓶、压力表；其中，所述第一注入泵通过管线与第一中间容器的底部相连，第一中间容器的上部出口通过管线与高温箱中的加热盘管的入口相连，所述加热盘管的出口通过管线与回压阀相连，所述回压阀通过管线与所述可视燃烧釜相连，所述可视燃烧釜的上部通过管线与空气气瓶、氧气气瓶和氮气气瓶分别相连，管线上安装有压力表，所述可视燃烧釜的下部通过管线与所述收集器相连；优选地，所述着火模拟实验装置还包括第二注入泵和第二中间容器，所述第二注入泵通过管线与第二中间容器的底部相连，第二中间容器的上部出口通过管线与高温箱中的加热盘管的入口相连。上述着火模拟实验装置的部分部件优选满足以下条件：所述第一注入泵和第二注入泵的最高注入压力为30MPa-70MPa，所述高温箱的最高加热温度在500℃以上、控温精度≤±0.5℃，所述回压阀的控压范围为0-70MPa，加热盘管的长度为10m-20m、直径为3mm、耐压30MPa-70MPa，所述可视燃烧釜的实验压力范围为0-10MPa、并配备耐压视窗和加热控温系统；所述加热盘管与所述可视燃烧釜之间的管线设有保温部件，例如绝缘材料。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述着火模拟实验包括以下步骤；
根据高温低粘油的组成选择相应的馏分和/或低粘油制成实验样品或者将高温低粘油直接作为实验样品；将实验样品加入第一中间容器，通过第一注入泵加压使低粘油分注入高温箱中的加热盘管(当需要注入气体时，气体加入第二中间容器，通过第二注入泵加压使气体与实验样品混合后进入高温箱中的加热盘管)，高温箱设定温度为实验温度，通过回压阀将加热至实验温度的实验样品控制在实验压力水平，使高温高压的实验样品进入设定温度、压力和气体环境下的可视燃烧釜，通过视窗观察流进可视燃烧釜的实验样品是否着火；其中，所述回压阀控制的实验压力根据现场高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的注入压力来设定，所述可视燃烧釜的温度、压力和气体环境模拟可能发生泄漏的环境；所述高温箱的加热温度根据注入实验样品可能着火的温度来确定，实验时根据实验样品的组成预估最低着火温度，并上调和下调一定温度(优选5℃-10℃)进行着火模拟实验，并根据着火模拟实验结果放大或缩小调整着火模拟实验的加热温度，直至测定实验样品的最低着火温度；将最低着火温度乘以安全系数可得相应的高温低粘油的安全注入温度；优选地，所述着火温度预估可根据实验样品的组成以及各组成成分的着火温度进行体积加权平均或者质量加权平均来估算。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在注入高粘油油藏地层之前，所述高温低粘油先与进行沉降处理和/或脱水脱盐处理的高粘油进行换热，以使其降温至安全注入温度。具体可以采用以下方式：将高温低粘油通过采出高粘油的沉降罐和脱水脱盐处理罐进行换热，在加热罐中的采出高粘油的同时，使高温低粘油适当降温至安全注入温度。
根据本发明的具体实施方案，优选地，本发明所提供的开采方法是通过将油井采出原油在采油现场就地蒸馏得到高温低粘油馏分并通过脱水脱盐处理罐和沉降罐经过适当换热降温至安全注入温度，采用低温低粘油、气体或水等顶替介质将高粘油生产井油管和油管与套管环空中气体顶替后，将高温低粘油馏分通过油井的油管注入油藏“地层”中，同时可注入气体等其他介质，停注焖井一段时间后进行采油，当开采一定时间或者产量降至一定水平时转入下一周期吞吐开采。本发明所提供的开采方法可以包括以下步骤：
(1)通过油管和油套环空向高粘油生产井注入顶替介质顶替油管和油套环空中的空气，优选地，所述顶替介质包括低温低粘油、气体和水中的一种或两种以上的组合；
(2)将高温低粘油通过生产井的油管注入高粘油油藏的地层中，所述高温低粘油的注入量根据高粘油粘度、油藏开采程度和油井类型来确定；
(3)在注入高温低粘油的过程中或者注入高温低粘油之后，通过油管和/或油套环空注入气体，以扩大注入的高温低粘油的地层波及范围；其中，所述注入气体与低粘油在大气压下的体积比优选根据低粘油注入量、气体在低粘油中的溶解度、气体波及范围、波及范围内地层流体饱和度、以及所要达到的油层压力来确定；
(4)注入结束并焖井一段时间后，油井开井生产。
根据本发明的具体实施方案，优选地，当油井开采一段时间且油井产量降至一定水平后，结束本周期开采，转下一周期注高温低粘油或高温低粘油与气体的组合进行吞吐。其中，重复上述步骤(1)-(4)称为一个周期。
根据本发明的具体实施方案，优选地，当利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油时，该开采方法包括以下具体步骤：
a.将油田生产井采出的高粘油在采油现场进行脱水和脱盐处理后，加热至350℃-360℃后进行常压蒸馏得到轻质馏分和重质馏分，再将重质馏分加热至350℃-370℃后进行减压蒸馏得到中间馏分和减压渣油，最终得到轻质馏分、中间馏分和重质馏分三种馏分，可将其中的轻质馏分、中间馏分或者将按照一定比例混合得到开采用的高温低粘油。
b.将高温低粘油通过采出高粘油的沉降罐和脱水脱盐处理罐进行换热，在将罐中采出高粘油加热的同时，使高温低粘油适当降温至安全注入温度。
c.通过油管和油管与套管环形空间向注低粘油馏分吞吐开采的高粘油生产井注入低温低粘油、气体或水等顶替介质，顶替油管和油管与套管环形空间中的空气，保证后续注入高温低粘油的安全。
d.将换热后的高温低粘油通过高粘油生产井的油管注入高粘油油藏的地层中。
e.在注入高温低粘油过程中或者注入高温低粘油后，通过油管和/或油套环空注入气体，扩大注入高温低粘油的地层波及范围。
f.注入结束并焖井一段时间后，油井开井生产，在注入气体驱动及重力、弹性能等油藏天然能量作用下，地层中被注入低粘油稀释和加热的高粘油流向井底并采出，提高地层高粘油的开采速度和采收率。
g.当油井生产一段时间且产量降至一定程度后，重新将采出的高粘油进行蒸馏、注入、焖井和采油，如此进行循环吞吐开采，通过现场就地蒸馏利用采出高粘油中的低粘油馏分和辅助的气体将油藏地层中的高粘油不断开采出来，实现通过采出高粘油本身蒸馏所得低粘油回注“带”出油藏高粘油，由于去除了常规注蒸汽开采的水质处理和锅炉产生蒸汽并大幅减少采出水量，使高粘油的开采成本可降至蒸汽吞吐的1/2以下且具有环境友好的优点，可用于替代现有高能耗、高成本的蒸汽吞吐开采方法。
根据本发明的具体实施方案，优选地，步骤(1)和步骤c可以按照以下方式进行：在注入高温低粘油之前优选通过油管和油管与套管环形空间向高粘油生产井注入低温低粘油、气体或水等顶替介质，顶替油管和油管与套管环形空间中的空气，保证后续注入高温低粘油的安全。所述注入气体可为氮气或二氧化碳等。所述顶替方式可直接在高压下将低温低粘油、气体或水等顶替介质通过油管和油管与套管环空注入地层，也可将低温低粘油、气体或水等顶替介质从油管注入并从油管和套管环空采出循环顶替井中空气等气体，也可将低温低粘油、气体或水等顶替介质从油管和套管环空注入并从油管采出循环顶替井中空气等气体。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在步骤(2)中，所述高温低粘油的注入量、高温低粘油与气体的组合时低粘油的注入量根据高粘油粘度、油藏开采程度和油井类型来确定。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述油藏开采程度根据油藏可波及半径来表征，所述油藏可波及半径为已动用油藏外边界到生产井的距离；当为新投产直井或定向井第一周期时，油藏可波及半径可以为3m-5m，即新投产直井或定向井第一周期采用注入低粘油吞吐开采时油藏可波及半径可取3m-5m；当为新投产水平井、分支井和鱼骨井第一周期时，油藏可波及半径可以为1m-3m，即新投产水平井、分支井和鱼骨井第一周期采用注入低粘油吞吐开采时油藏可波及半径可取1m-3m。
根据本发明的具体实施方案，优选地，所述吞吐开采高粘油时的高温低粘油的注入强度为每米油层周期注入高温低粘油的量，或高温低粘油与气体的组合时的高温低粘油的量，可根据下式计算：
Io＝[a+b ln(R/h)]·[c ln ln(μ)-d]
式中，Io为低粘油注入强度，m3/m；a和b为与油藏动用程度有关的参数，c和d为与高粘油粘度有关的参数，可根据目标油藏条件通过油藏数值模拟或现场应用结果来确定；R为油藏可波及半径，m；h为油藏厚度，m；μ为地层条件下高粘油的粘度，mPa·s；
优选地，当生产井为直井或定向井时，所述高温低粘油的注入强度为：
Iho＝[1+0.15ln(R/h)]·[120ln ln(μ)-150]
优选地，当生产井为水平井、分支井或鱼骨井时，所述高温低粘油的注入强度为：
Iho＝[1+0.1ln(R/h)]·[12ln ln(μ)-15]。
根据本发明的具体实施方案，优选地，在步骤(3)中，在所述高温低粘油与气体的组合中，气体(即在注入高温低粘油的过程中或者注入高温低粘油之后，通过油管和/或油套环空注入的气体)与所述高温低粘油在大气压下的体积比根据低粘油注入量、气体在低粘油中的溶解度、气体波及范围、波及范围内地层流体饱和度、以及所要达到的油层压力来确定；其中，所述气体波及范围根据油藏可波及半径、油层厚度和油层孔隙度来计算，所述油藏可波及半径为已动用油藏外边界到油井的距离；所述注入气体与低粘油在大气压下的体积比优选根据下式计算：
Figure GDA0003256024850000091
式中，IGOR为注入气体与低粘油在大气压下的体积比；Io为低粘油注入强度，m3/m；Dg为注入气体在注入油藏低粘油中的溶解度；R为油藏可波及半径，m；φ为油层平均孔隙度；So为油藏波及范围内的油饱和度；Sw为油藏波及范围内的水饱和度；Sg为油藏波及范围内的气体饱和度；ΔP为油藏压力增加值，MPa；P0为大气压力，MPa。
本发明所提供的开采方法是一种将高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合注入高粘油油藏进行吞吐开采的方法，其中，在注入过程中，可以根据高粘油油藏的条件和注入低粘油的组成确定安全注入温度和注入强度，在安全注入温度以下、控制适当的注入强度将高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合注入高粘油油藏将地层中的高粘油通过溶解和加热进行降粘，并增加地层压力，进行吞吐开采。目前还未见向地层注入低粘油进行吞吐开采高粘油的研究和应用报道，也未见将现场就地蒸馏低粘油馏分注入油藏进行吞吐开采高粘油的研究和应用报道。目前未将向地层注入低粘油进行吞吐作为高粘油藏开采方式的主要原因在于现有观点认为“虽然向高粘油油藏中注入低粘油能够将地层中高粘油的粘度降低，但是，并未明确注入低粘油将地层高粘油采出的效果，无法确定是否能够优于现有的蒸汽吞吐等加热降粘手段，还会造成注入油层低粘油无法采出而造成低粘油损失”，因此，至今仍未见针对向地层注入低粘油开采高粘油的研究和应用，实际上，这是一种偏见，本发明研究发现将采出高粘油高温蒸馏并将其中高温的低粘油注入高粘油油藏，可以通过溶解稀释和加热提高地层中高粘油的流动性并将其快速采出，同时注入的低粘油也会从油藏中“吐”出。由于去除了锅炉用水的水质处理、加热蒸馏原油燃料消耗量明显低于锅炉产生蒸汽的燃料消耗量、采出水量大幅降低，所以，采用向地层注入低粘油吞吐开采高粘油的成本会明显低于蒸汽吞吐等注蒸汽方法。
本发明的高粘油开采方法具有经济、高效、节能的优势，成本明显低于蒸汽吞吐等注蒸汽开采方法，尤其是在利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油时。本发明的高粘油开采方法可用于开采稠油、高凝油等高粘油油藏，尤其适用于注蒸汽热采效果差或成本高的高粘油油藏以及由于水敏或水源短缺等原因无法注水或注蒸汽的高粘油油藏。
本发明的高粘油开采方法开采高粘油的生产井可以为直井、定向斜井、水平井、分支井、鱼骨井或者其他井型。
本发明的高粘油开采方法的适用范围不限于上述范围，适用于所有可以采用本发明所提供的利用现场就地蒸馏低粘油馏分开采的油藏。
本发明具有如下有益效果：
(1)本发明提供的高粘油开采方法利用采出高粘油蒸馏得到的轻质组分、中间组分和重质组分，且对组分切割精度要求低，蒸馏工艺相对简单、设备和运行成本相对较低。
(2)当本发明提供的高粘油开采方法利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油时，现场就地蒸馏得到的高温低粘油可以通过沉降罐和脱水脱盐处理罐换热，在加热沉降罐和脱水脱盐处理罐中高粘油的同时，将低粘油降温至安全注入温度，从而简化工艺，节约能源。
(3)本发明提供的高粘油开采方法通过将采出高粘油蒸馏所得的高温低粘油注入或者与其他介质混合注入油井进行吞吐开采高粘油，利用高温低粘油溶解降粘和油层加热来提高地层中高粘油的流动性，也可起到提高地层压力和驱油作用，进而实现提高油井产量和油藏采收率的作用。
(4)本发明提供的高粘油开采方法通过将采出高粘油蒸馏所得的高温低粘油注入油层进行采油，综合利用高温低粘油的溶解稀释和加热作用来提高原油的流动性，能耗和成本较主要靠加热作用的注高温蒸汽方法明显降低。同时，由于回注高温低粘油利用了蒸馏的热量进一步提高了热效率、降低了成本。
(5)本发明提供的高粘油开采方法回注的高温低粘油可将地层高粘油溶解稀释，粘度降低且温度敏感性变弱，容易举升和输送，可消除或减轻井筒举升的难度和成本。
(6)本发明提供的高粘油开采方法可将高温蒸馏得到的低粘油和(或)渣油作为蒸馏和发电等工艺过程的燃料，就地取材，降低了开采的燃料成本。
(7)较常规注高温蒸汽方法，本发明提供的高粘油开采方法大大降低了注入水量和采出水量，减小了地面水处理的难度和成本。
(8)本发明提供的高粘油开采方法通过将蒸馏所得高温低粘油回注油层，可将地层高粘油逐渐溶解稀释，可将稠油油藏和高凝油油藏转变为“稀油”油藏，大大降低了开采难度，进而，可以转换为注水、注聚等常规开采方式进行开采。
(9)本发明提供的高粘油开采方法由于综合利用回注高温低粘油的溶解稀释作用和加热作用，并可与其他介质混合进行采油，适用油藏范围广。适用于稠油油藏和高凝油油藏，尤其适用于注蒸汽热采效果差或成本高的高粘油油藏以及由于水敏或水源短缺等原因无法注水或注蒸汽的油藏。
附图说明
图1是实施例1.1的利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油方法的示意图，图中的标记具体含义：1：油层，2：上覆岩层，3：油井，4：高粘油管线，5：泵，6：沉降罐，7：脱水脱盐处理罐，8：盐水管线，9：脱水脱盐处理后高粘油管线，10：常压加热炉，11：常压塔；12：轻质馏分管线，13：重质馏分管线，14：减压加热炉，15：减压塔，16：中间馏分管线，17：减压渣油管线，18：高温低粘油管线，19：降温后低粘油管线，20：缓冲罐，21：高粘油生产井，22：其他介质管线，23：气体作用区域，24：低粘油作用区域；
图2是按照实施例1.1的利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油方法中的着火模拟实验装置流程图，图中的标记具体含义：2011：第一注入泵，2012：第二注入泵，2021：第一中间容器，2022：第二中间容器，2031：第一阀门，2032：第二阀门，204：收集阀门，205：高温箱，206：加热盘管，207：回压阀，208：可视燃烧釜，209：火焰燃烧室，210：视窗，211：压力表；212：空气气瓶，213：氧气气瓶，214：氮气气瓶，215：低粘油收集容器；
图3是按照实施例2.1的利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采部署水平井的厚层超稠油油藏模型图；
图4是按照实施例2.1的利用蒸馏低粘油馏分+二氧化碳吞吐10周期注入结束时油藏原油粘度分布图；
图5是按照实施例2.2的利用蒸馏低粘油馏分和氮气吞吐开采部署水平井的中深层厚层普通稠油油藏数值模拟预测的单井日采油和日采水动态曲线；
图6是为了对比实施例2.2的利用蒸馏低粘油馏分和氮气吞吐的蒸汽吞吐(注采周期8个月)开采部署水平井的中深层厚层普通稠油油藏数值模拟预测的单井日采油和日采水动态曲线；
图7是按照实施例3.2利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采部署直井的厚层超稠油油藏的模型结构图；
图8是按照实施例4.1的利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采厚层边底水普通稠油油藏的模型图；
图9是按照实施例4.1的利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采厚层边底水普通稠油油藏的剖面图；
图10是按照实施例4.2的利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采薄层边底水普通稠油油藏的模型图；
图11是按照实施例4.2的利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采薄层边底水普通稠油油藏的剖面图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明/的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1.1
在本实施例中，采用利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油方法通过就地蒸馏得到低粘油并确定低粘油的安全注入温度。
参考图1，油井3穿过上覆岩层2通入油层1，将油井3采出的高粘油通过高粘油管线4通过泵5注入沉降罐6进行一次脱水和脱砂处理；经过一次脱水和脱砂处理后的高粘油再通过泵注入脱水脱盐处理罐7进行深度脱水和脱盐处理，将高粘油脱水至5％以下，脱水脱盐处理罐7产生的盐水通过盐水管线排出；将脱水脱盐处理后的高粘油通过泵经过脱水脱盐处理后高粘油管线9注入常压加热炉10，将高粘油加热至350℃-360℃后进入常压蒸馏塔11进行常压蒸馏得到轻质馏分和重质馏分，其中，轻质馏分通过轻质馏分管线12进入高温低粘油管线18然后进入脱水脱盐处理罐7进行换热，将重质馏分通过重质馏分13通过泵注入减压加热炉14，将高粘油加热至350℃-370℃后进入减压蒸馏塔15进行减压蒸馏得到中间馏分和减压渣油，最终得到轻质馏分、中间馏分和重质渣油三种馏分，其中，中间馏分通过中间馏分管线16进入高温低粘油管线18然后进入脱水脱盐处理罐7进行换热，重质渣油通过重质渣油管线17经过换热后外输或作为现场蒸馏加热等的燃料，轻质馏分、中间馏分或者二者按照一定比例混合可作为开采用高温低粘油通过高温低粘油管线18注入油井，并经过脱水脱盐处理罐7和沉降罐6内部换热降温后通过降温后低粘油管线19进入缓存罐20，缓存罐20中的低粘油可通过泵注入高粘油生产井21，高温低粘油形成注入地层中的低粘油作用区域24进行高粘油开采，同时，可以将氮气等气体或者其他介质可以通过其他介质管线22注入高粘油生产井21形成气体作用区域23，辅助高温低粘油开采地下的高粘油。
低粘油安全注入温度是本发明利用蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油的关键参数，本实施例采用某油田高粘油进行模拟350℃常压蒸馏和减压蒸馏实验，得到轻质馏分和中间馏分，并按《原油评价方法》(1994年版)中的ASTMD-2892/92和ASTMD-5236-92记载的方法，分别将轻质馏分和中间馏分进行常规蒸馏实验，得到不同沸点范围内馏分含量，结果如表1所示。进而，根据不同沸点馏分的含量和大气压下的着火温度，可估算蒸馏所得的轻质馏分和中间馏分在大气压下的着火温度分别为291℃和201℃，轻质馏分和中间馏分按1：1比例混合时在大气压下的着火温度估算为246℃。
本实施例的着火模拟实验采用图2所示的着火模拟实验装置进行，该着火模拟实验装置至少包括：第一注入泵2011、第一中间容器2021、第一阀门2031、第二注入泵2012、第二中间容器2022、第二阀门2032、收集阀门204、高温箱205、加热盘管206、回压阀207、可视燃烧釜208(设有火焰燃烧室209、视窗210)、压力表211、空气气瓶202、氧气气瓶213、氮气气瓶214、低粘油收集容器215；其中，第一注入泵2011通过管线与第一中间容器2021的底部相连，第一中间容器2021的上部出口通过管线(设有第一阀门2031)与高温箱205中的加热盘管206的入口相连，第二注入泵2021通过管线与第二中间容器2022的底部相连，第二中间容器2022的上部出口通过管线(设有第二阀门2032)与高温箱205中的加热盘管206的入口相连；加热盘管206的出口通过管线与回压阀207相连，回压阀207通过管线与可视燃烧釜208相连，可视燃烧釜208的上部通过管线与空气气瓶212、氧气气瓶213和氮气气瓶214分别相连，管线上安装有压力表211，可视燃烧釜208的下部通过管线与低粘油收集容器215相连。
本实施例采用上述着火模拟实验装置进行轻质馏分、中间馏分、低粘油(轻质馏分和中间馏分按1：1比例的混合物)及其与氮气混合物的着火温度测试实验，着火温度测试时回压阀207压力控制在10MPa，可视燃烧釜208内的压力为大气压，气体为空气，第一批实验时，轻质馏分着火测试温度(即高温箱温度)分别设定为301℃、291℃和281℃，中间馏分着火测试温度分别设定为191℃、201℃和211℃，低粘油着火测试温度分别设定为236℃、246℃和256℃。通过可视燃烧釜208的视窗210观察管线出口高温低粘油的着火情况。
轻质馏分着火模拟实验结果如表2所示，第一批实验测试均未发现着火现象；第二批实验提高实验温度为340℃、350℃和360℃，发现350℃和360℃均观察到着火现象；第三批实验时实验温度由350℃每次降1℃进行实验，发现347℃为最低着火温度，重复试验2次均为347℃，因此，轻质馏分最低着火温度为347℃。
采用与轻质馏分着火模拟实验同样的方法，测得中间馏分最低着火温度为194℃，轻质馏分和中间馏分按1：1比例的混合物最低着火温度为230℃。
表1某油田高粘油模拟蒸馏所得轻质馏分和中间馏分的蒸馏实验结果
Figure GDA0003256024850000151
表2某油田高粘油模拟蒸馏所得轻质馏分着火模拟实验结果
Figure GDA0003256024850000152
在注入低粘油的同时注入氮气等惰性气体可提高低粘油最低着火温度，在注入氮气与低粘油(轻质馏分和中间馏分按1：1比例的混合物)的体积比分别为10、30、50和100(大气压下)时，通过所述着火模拟实验方法测得最低着火温度分别为282℃、337℃、396℃和471℃。
实施例2.1
在本实施例中，采用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采部署水平井的厚层超稠油油藏。本实施例采用与实施例1.1类似的现场就地蒸馏过程得到可注入的低粘油，将蒸馏所得轻质组分和中间组分混合分别得到50℃粘度为150mPa·s、75mPa·s和37.5mPa·s的低粘油。
如图3所示，一个600m×600m×30m水平、均质、厚层的稠油油藏，油藏顶深为1000m，厚度为30m，平行部署3口水平井，水平井长度均为400m，均部署在距离油层底部3.5m的位置，具体油藏参数见表3。建立了60×30×30个网格的均质油藏地质模型，网格X方向大小为5m，网格Y方向大小为20m，网格Z方向大小为1m。
表3超稠油油藏地质参数
项目 值
油藏模型长度(m) 600
油藏模型宽度(m) 600
油藏模型厚度(m) 30
孔隙度 0.34
水平渗透率(mD) 3000
垂直渗透率(mD) 2400
稠油粘度(mPa·s，地层条件) 52800
原始含油饱和度 0.675
原始油藏温度(℃) 50
原始油藏压力(MPa) 10
溶解气油比 3
本实施例中，根据稠油粘度52800mPa·s和油藏可波及半径一般小于30m，根据本发明提供的水平井低粘油注入强度设计方法，可得首周期低粘油注入强度和低粘油最大注入强度分别为8.8m3/m和13.6m3/m，注入氮气与低粘油的体积比(简称为气油比)为101，计算过程如下：
首周期低粘油注入强度为：
Iho＝[1+0.1ln(R/h)]·[12ln ln(μ)-15]＝[1+0.1ln(0.03)]·[12ln ln(52800)-15]＝8.8m3/m最大低粘油注入强度为：
Iho＝[1+0.1ln(R/h)]·[12ln ln(μ)-15]＝[1+0.1ln(30/30)]·[12ln ln(52800)-15]＝13.6m3/m
根据本发明提供的注入氮气与低粘油在大气压下的体积比设计方法，有：
Figure GDA0003256024850000171
本实施例中采用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采超稠油时，共进行了10周期吞吐，每周期注采周期为0.5年，共开采5年。注入介质有高温低粘油(高温低粘油50℃粘度为150mPa·s、75mPa·s和37.5mPa·s)、高温低粘油+氮气、高温低粘油+二氧化碳，注入介质温度分别为270℃(在本实施例中注入气体与低粘油在大气压下的体积比为50-100时，最低着火温度为350℃-400℃，为了保证注入安全确定现场实际低粘油最高注入温度300℃，考虑井筒热损失后井底低粘油的温度约为270℃)，日注油量为300m3/d。参考低粘油注入强度设计结果，前3周期的周期注低粘油量分别为3500m3、4000m3和4500m3，后7周期的周期注低粘油量均为5000m3，为了对比效果，还考虑了将注入量降低20％和增加20％两种情况。参考注入气体与低粘油在大气压下的体积比设计结果，综合考虑现场气体注入能力以及后续周期吞吐时地下存气量增加，确定注入气体与低粘油在大气压下的体积比为100。焖井时间为4天，采油时油井最高日产液量100m3/d，最低流压为2.5MPa。
为了对比效果，还进行了10周期蒸汽吞吐开采，每周期注采周期为0.5年，共开采5年。注汽温度为344℃；注汽干度为0.3；第1周期注汽速度为200m3/d，第2周期后注汽速度均为300m3/d；前3周期的周期注汽量依次为3000m3、4500m3和6000m3，后7周期的周期注汽量均为7500m3。焖井时间为4天，采油时油井最高日产液量100m3/d，最低流压为2.5MPa。
采用CMG公司的STARS热采模拟器进行油藏数值模拟，厚层超稠油油藏不同方式吞吐开采5年数值模拟计算的单井注采参数计算结果见表4。可见，仅注入270℃、150mPa·s低粘油吞吐开采10周期的累采油量(去除注入低粘油量后的净采油量)为蒸汽吞吐的73.3％，但采出水量仅为蒸汽吞吐6.2％。注入270℃、150mPa·s低粘油+氮气(气油比100)或者二氧化碳吞吐(气油比100)的累采油量与蒸汽吞吐接近，分别达到蒸汽吞吐的93.1％和99.5％。将注入气体与低粘油的体积比提高至200时，注入270℃、150mPa·s低粘油和二氧化碳进行吞吐的累采油量明显增加，达到蒸汽吞吐的1.17倍。因此，采用本发明的现场就地蒸馏的低粘油进行吞吐开采超稠油时，采油效果可以达到或超过常规蒸汽吞吐，且不需注水或蒸汽，开采10周期累采水量仅为蒸汽吞吐的6.2％-14.1％，且消除了地面锅炉用水处理过程，并且脱水处理量大大降低。考虑到注入氮气或二氧化碳的成本而注入低粘油的量只是蒸汽吞吐注汽量的71％，估算采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采超稠油的成本可降至蒸汽吞吐1/2左右。
表4中将低粘油注入强度提高或降低20％进行低粘油吞吐与根据本发明提供低粘油注入强度设计方法确定的低粘油注入强度方案相比，开采10周期的累采油均有所降低，原因在于注入偏低时波及范围会减少，而注入偏高时回采低粘油用时过长、地层温度降低，影响周期开采效果。因此，采用本发明的现场就地蒸馏高温低粘油吞吐开采工艺时需要采用合理的低粘油注入强度。同时，表明本发明提供的低粘油注入强度设计方法是可靠的。
表4厚层超稠油油藏不同方式开采5年数值模拟计算的单井注采参数
Figure GDA0003256024850000181
将注入低粘油温度降至200℃时，提高注入低粘油中轻质馏分含量使其50℃粘度为75mPa·s，注入高温低粘油+二氧化碳(气油比100)吞吐10周期累采油要高于蒸汽吞吐。将注入低粘油温度降至150℃时，提高注入低粘油中轻质馏分含量使其50℃粘度为37.5mPa·s，注入高温低粘油+二氧化碳(气油比100)吞吐10周期累采油接近蒸汽吞吐。
注入270℃、150mPa·s的低粘油+二氧化碳吞吐(气油比100)10周期注入结束时油藏原油粘度分布剖面如图4所示。可见，由于注入的高温低粘油和CO2的作用使近井20m范围内原油粘度降至1500mPa·s，而近井10m范围内原油粘度可低至200mPa·s以下。本实施例中，高温低粘油(150mPa·s)+二氧化碳吞吐(气油比100)周期内采出油粘度逐渐升高，吞吐周期增加时采出油粘度逐渐降低。第1周期结束时采出油粘度最高，井底采出油粘度为3800mPa·s。第10周期结束时采出油井底粘度仅为200mPa·s左右。可见，采用注低粘油或者低粘油与气体组合进行吞吐开采超稠油时采出油粘度大大降低，甚至可以消除井筒掺稀和伴热。另外，随着现场就地蒸馏低粘油馏分进行吞吐周期的增加，超稠油经注入低粘油稀释后采出经蒸馏所得低粘油的粘度逐渐降低，增产效果将逐渐增强。
由本实施例的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采超稠油油藏的数值模拟可知：基于本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采高粘油方法，将高温低粘油或其与氮气/二氧化碳注入超稠油油藏进行吞吐开采，通过高温低粘油和气体的作用可使近井20m范围内的稠油粘度明显降低，油井产量明显提高，可达到或超过常规蒸汽吞吐的产量。通过提高吞吐注入气体和低粘油的气油比、提高温度、优化低粘油组成及注入强度均可提高开采超稠油的效果。当注入低粘油温度较低时，为了保证开采效果，应提高蒸馏产出低粘油中的轻质组分含量，降低注入低粘油的粘度，进而，提高低粘油对地下超稠油的稀释降粘效果和波及范围。
本实施例中，注入150℃、37.5mPa·s(50℃)高温低粘油+CO2吞吐开采超稠油不同周期时的井底温度和原油粘度如表5所示，在周期内随着开采时间延长而逐渐增大，随着吞吐周期增加而逐渐减小。地层粘度为52800mPa·s的超稠油经过热油+CO2吞吐后周期末原油粘度降为4821.7-107.4mPa·s(普通稠油粘度水平)。降低注入低粘油粘度和缩短吞吐周期时间，可将采出油粘度降至1000-2000mPa·s以下，可以实现消除井筒举升时的掺稀和伴热工艺而降低采油成本。
本实施例中，针对部署水平井的厚层超稠油油藏，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时，注入低粘油的粘度可为5mPa·s-500mPa·s(50℃)，注入温度可为100℃-300℃，由于超稠油的粘度对温度敏感，前几周期吞吐开采时尽可能提高注入温度，后续周期时由于地下稠油粘度变低，可适当降低注入温度。低粘油注入强度可为10m3/m油层-15m3/m油层，具体可参考本发明提供的方法通过计算来确定，注入气体可为天然气、氮气、二氧化碳、烟道气等气体，气体注入量与低粘油注入量在大气压下体积比为50-100，注入方式可为混合注入或者后续段塞注入。注采周期可为3-12个月。注入低粘油和气体后的焖井时间可为1-10天。
表5注入150℃、37.5mPa·s(50℃)低粘油+CO2吞吐开采超稠油不同周期的井底温度和原油粘度
Figure GDA0003256024850000201
实施例2.2
本实施例通过利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采部署水平井的厚层普通稠油油藏。
本实施例中，采用与实施例1.1类似的现场就地蒸馏过程得到可注入的低粘油，通过不同比例混合得到三种粘度级别的低粘油，50℃时粘度分别为37.5mPa·s、75mPa·s和100mPa·s。
开采的油藏模型同实施例2.1，不同之处在于：稠油为普通稠油，地层条件下稠油粘度为1500mPa·s(脱气油粘度5260mPa·s)。注入高温低粘油+氮气吞吐开采10周期，注采周期为1年，共开采10年。为了对比效果，注入低粘油温度分别为50℃、150℃、180℃和200℃，注入低粘油50℃粘度分别为37.5mPa·s和75mPa·s。参照本发明提供的设计方法确定的合理周期低粘油注入强度为6.2-8.3m3/m，注入气体与低粘油在大气压下的体积比为68.7。最后设计周期注入低粘油量为2000m3-3000m3，注入氮气与低粘油在大气压下的体积比均为66.7(考虑到现场普通注氮气设备日注入量为20000m3，蒸馏装置满足的低粘油日注入量为300m3)，焖井5天，生产流压2.5MPa。为了对比，也开展了10周期蒸汽吞吐开采，每周期注采周期为1年，共开采10年。注汽温度为344℃；注汽干度为0.3；第1周期注汽速度为200m3/d，第2周期后注汽速度均为300m3/d；前3周期的周期注汽量依次为3000m3、4500m3和6000m3，后7周期的周期注汽量均为7500m3，焖井时间为4天，采油时油井最高日产液量100m3/d，最低流压为2.5MPa。
采用CMG公司的STARS热采模拟器进行油藏数值模拟，厚层普通稠油油藏不同方式吞吐开采10年数值模拟计算的单井注采参数计算结果见表6，注入低粘油和氮气吞吐(注采周期8个月)的单井日采油和日采水动态曲线见图5，蒸汽吞吐(注采周期8个月)的单井日采油和日采水动态曲线见图6。可见，普通稠油注入150℃、粘度分别为37.5mPa·s、75mPa·s和100mPa·s(50℃)的高温低粘油+氮气吞吐开采10周期的累采油量分别为105479m3、101783m3和98201m3，分别为蒸汽吞吐的1.24、1.2和1.15倍，取得了显著的增产效果。同时，采水量仅为蒸汽吞吐的1/5以下。因此，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时注高温低粘油的能耗少、采水量低和成本低。
表6厚层普通稠油油藏不同方式开采10年数值模拟计算的单井注采参数
Figure GDA0003256024850000211
注入50℃粘度为37.5mPa·s、温度分别为50℃、150℃、180℃和200℃的低粘油+氮气进行吞吐开采10周期的累采油量分别为99125m3、105479m3、106595m3和107283m3，分别为蒸汽吞吐的1.16、1.24、1.25和1.26倍。可见，对于粘度较低的普通稠油，注入温度较低的低粘油和氮气即可取得明显的增产效果。
将150℃、37.5mPa·s低粘油的周期注入量提高至5000m3时，高温低粘油+氮气吞吐开采10周期的累采油量为109490m3、较周期注入量为3000m3提高了5011吨，仅提高了3.8％。可见，对于粘度较低的普通稠油，地下流动性好，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时可采用较低的低粘油注入强度，对于本实施例低粘油的注入强度可为5-10m3/m，周期低粘油注入量为2000m3-4000m3。注入的气体可为氮气、二氧化碳、天然气和烟道气等，气体注入量与低粘油注入量在大气压下的体积比可为50-100。
实施例3.1
本实施例利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采蒸汽吞吐中后期部署水平井的厚层超稠油油藏。
本实施例中，采用与实施例1.1类似的现场就地蒸馏过程得到可注入的低粘油，50℃粘度为37.5mPa·s。
油藏模型和井部署与实施例2.1相同，分别开展了10周期和20周期蒸汽吞吐后再进行10周期高温低粘油+氮气吞吐，采油时工作制度与实施例2.1相同。蒸汽吞吐每周期注采周期为0.5年，注汽温度为344℃，注汽干度为0.3；第1周期注汽速度为200m3/d，第2周期及后续周期的注汽速度均为300m3/d；前3周期的周期注汽量依次为3000m3、4500m3和6000m3，后7周期的周期注汽量均为7500m3。焖井时间为4天，采油时油井最高日产液量100m3/d，最低流压为2.5MPa。
本实施例中，蒸汽吞吐10周期或20周期后采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分进行吞吐开采，为了提高开采效果，在注入低粘油馏分的同时注入氮气，进行10周期吞吐，每周期注采周期为0.5年，共开采5年。注入的低粘油粘度为37.5mPa·s(50℃)，注入低粘油的温度为150℃-300℃。根据本发明提供的水平井低粘油注入强度设计方法，可得转注低粘油吞吐的合理注入强度为8.8m3/m-13.6m3/m，注入氮气与低粘油的体积比为101，据此设计前2周期的周期注油量分别为3000m3和4000m3，后8周期的周期注油量均为5000m3。注入氮气与低粘油在大气压下的体积比为90(考虑到现场普通注氮气设备日注入量为20000m3，蒸馏装置满足的低粘油日注入量为300m3，在注低粘油阶段注入氮气与低粘油的体积比为66.7，但在停注低粘油后连续注入氮气，最后注入氮气与低粘油的体积比为90)。日注油量为300m3/d，焖井时间为5天，采油时油井最高日产液量100m3/d，最低流压为2.5MPa。
采用CMG公司的STARS热采模拟器进行油藏数值模拟，针对上述超稠油油藏，开展了蒸汽吞吐中后期注高温低粘油+氮气吞吐开采数值模拟计算，预测的单井注采参数计算结果见表7。可见，超稠油油藏蒸汽吞吐10周期后注入150℃高温低粘油+N2吞吐10周期的累采油量与蒸汽吞吐20周期的累采油量相当，150℃高温低粘油+N2吞吐10周期的累采油量为47858.3m3，为后10周期蒸汽吞吐累采油量的93.1％。将注入低粘油温度提高到200℃时，高温低粘油+N2吞吐10周期的累采油量为53728.3m3，为后10周期蒸汽吞吐累采油量的1.05倍。超稠油油藏蒸汽吞吐20周期后注入150℃高温低粘油+N2吞吐10周期的累采油量与蒸汽吞吐30周期累采油量相当。
表7超稠油油藏蒸汽吞吐中后期注高温低粘油+氮气吞吐开采数值模拟计算的单井注采参数
Figure GDA0003256024850000231
本实施例中，针对蒸汽吞吐中后期部署水平井的厚层超稠油油藏，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时，注入低粘油的粘度可为5mPa·s-500mPa·s(50℃)，注入温度可为100℃-300℃，低粘油注入强度可为5m3/m油层-15m3/m油层，具体可参考本发明提供的方法通过计算来确定，注入气体可为天然气、氮气、二氧化碳、烟道气等气体，气体注入量与低粘油注入量在大气压下体积比为50-100，注入方式可为混合注入或者后续段塞注入。注采周期可为8-16个月。注入低粘油和气体后的焖井时间可为1-10天。
由本实施例中利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采蒸汽吞吐中后期部署水平井的厚层超稠油油藏可知：对于蒸汽吞吐中后期部署水平井的厚层超稠油油藏，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐可达到与蒸汽吞吐相当的效果，通过降低注入低粘油粘度、提高注入低粘油温度、适当提高气油比及优化注入量还可进一步提高增产效果。较蒸汽吞吐具有明显的能耗低、采出水量低和成本低的优势。
实施例3.2
本实施例中采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采蒸汽吞吐后期部署直井的超稠油油藏。
本实施例中，采用与实施例1.1类似的现场就地蒸馏过程得到可注入的低粘油，50℃粘度为35mPa·s。
参考图7，一个深度为600m，面积为200m×200m，具有3个油层的超稠油油藏，3个油层厚度均为5m，总厚度15m，上下两个隔层厚度分别为4m和3m，3个油层自上而下孔隙度分别为0.33、0.315和0.34，渗透率分别为3000mD、2000mD和4000mD。地层条件下稠油粘度为121088mPa·s，45℃脱气油粘度为212903mPa·s。原始油层温度为45℃，原始油层压力为6MPa，原始含油饱和度0.675。油藏按正方形井网部署4口直井，井距100m，3个油层均射孔。数值模拟油藏模型共有40×40×20个网格，网格X方向和Y方向大小均为5m，网格Z方向大小为1m-2m。
本实施例中利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采蒸汽吞吐后期部署直井的超稠油油藏，首先蒸汽吞吐开采10周期，每周期注采周期为0.5年，共开采5年。单井第1周期注汽速度为200m3/d，后续周期注汽速度均为300m3/d。单井5周期的周期注汽量分别为1000m3、1500m3、1800m3、2400m3和3000m3。各周期注汽温度均为344℃、注汽干度均为0.3，焖井时间均为3天，采油时单井最高日产液量50m3/d，最低流压为0.5MPa。然后，进行注入低粘油和氮气吞吐开采10周期，每周期注采周期为0.5年，共开采5年。注入的低粘油50℃粘度为35mPa·s，注入温度为150℃，单井日注油量为200m3/d-300m3/d。根据本发明提供的直井低粘油注入强度设计方法，可得转注低粘油吞吐的合理注入强度为71m3/m-118m3/m，注入氮气与低粘油的体积比为108，据此设计单井周期低粘油注入量为1000m3-1800m3。焖井时间均为3天，采油时单井最高日产液量50m3/d，最低流压为0.5MPa。为了对比效果，还进行了20周期蒸汽吞吐开采，前10周期与上述蒸汽吞吐相同，后10周期注采周期均为0.5年，注汽温度均为344℃，注汽干度均为0.3，单井注汽速度均为300m3/d，单井周期注汽量均为3000m3，焖井时间为3天，采油时油井最高日产液量50m3/d，最低流压为0.5MPa。
采用CMG公司的STARS热采模拟器，针对上述蒸汽吞吐开采后期部署直井的超稠油油藏，开展了注入低粘油+氮气吞吐及蒸汽吞吐的数值模拟计算，预测的单井注采参数见表8。可见，对于本实施例中蒸汽吞吐开采后期部署直井的超稠油油藏，蒸汽吞吐5周期后注入150℃低粘油和氮气吞吐5周期，在单井周期注入低粘油量仅为蒸汽吞吐周期注汽量的30％的条件下，吞吐5周期去除注入低粘油量后的累积采油量为蒸汽吞吐的1.08倍，后5周期吞吐采出水量仅为蒸汽吞吐的14％。可见，本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐方法注入低粘油量远低于蒸汽吞吐的注汽量，加热低粘油的燃烧消耗量远低于高温蒸汽，同时，消除了地面锅炉用水处理过程，采出液脱水处理量也大大降低。
表8注低粘油和氮气开采蒸汽吞吐中后期部署直井的超稠油油藏数值模拟计算的单井注采参数
Figure GDA0003256024850000251
本实施例中，针对蒸汽吞吐中后期部署直井的厚层超稠油油藏，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时，注入低粘油的粘度可为5mPa·s-500mPa·s(50℃)，注入温度可为100℃-300℃，注入强度可为50m3/m油层-150m3/m油层，注入气体可为天然气、氮气、二氧化碳、烟道气等气体，气体注入量与低粘油注入量在大气压下的体积比为30-120(当蒸汽吞吐中后期井间汽窜明显时可降低注入气体的量)，注入方式可为混合注入、前置段塞或者后续段塞，注采周期可为3-12个月。注入低粘油和气体后的焖井时间可为1-10天。
实施例4.1
本实施例利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采部署水平井的厚层边底水普通稠油油藏。
本实施例中，采用与实施例1.1类似的现场就地蒸馏过程得到可注入的低粘油，50℃粘度为37.5mPa·s。
开采的油藏模型为一背斜构造边底水油藏，油藏模型结构如图8所示，油藏模型剖面如图9所示。油层深度1550m，稠油为普通稠油，地层条件下稠油粘度为4500mPa·s(脱气油50℃粘度6370mPa·s)；油层厚度为30m，油层孔隙度为0.3，渗透率为1500mD；油藏边底水体积与油区体积比为50；共部署平行的3口水平井，水平井长度为300m，井距为100m，靠近边底水的油井部署在距底部23.5m处，中间的油井和远离边底水的油井均部署在距底部13.5m处。
为了对比效果，分别开展了基于本发明利用现场就地蒸馏低粘油馏分+氮气吞吐和蒸汽吞吐的油藏数值模拟。由于水侵的影响只开展了模拟计算期4年的模拟计算，注采周期分别为0.5年和1年。注入低粘油温度为150℃，注入低粘油50℃粘度为37.5mPa·s。根据本发明提供的直井低粘油注入强度设计方法，可得转注低粘油吞吐的合理注入强度为8.7m3/m-12.4m3/m，注入氮气与低粘油的体积比为76，据此设计周期低粘油注入量为3000m3，注入氮气与低粘油的体积比为66.7(考虑到现场普通注氮气设备日注入量为20000m3，蒸馏装置满足的低粘油日注入量为300m3)，焖井5天，生产流压2.5MPa。蒸汽吞吐的注汽温度为344℃；注汽干度为0.3；第1周期注汽速度为200m3/d，第2周期后注汽速度均为300m3/d；各周期的周期注汽量按3000m3、4500m3、6000m3和7500m3，增至7500m3后保持不再增加。焖井时间为4天，采油时油井最高日产液量100m3/d，最低流压为2.5MPa。
采用CMG公司的STARS热采模拟器进行油藏数值模拟，厚层边底水普通稠油油藏不同方式吞吐开采10年数值模拟计算的各井注采参数计算结果见表9。可见，在相同注采参数下，距离边底水距离依次变远的一线井、二线井和三线井由于水侵的影响开采效果差别很大。在本实施例中注入150℃、粘度为37.5mPa·s(50℃)的高温低粘油+氮气吞吐开采的累采油量与蒸汽吞吐相当，一线井的累采水量稍低于蒸汽吞吐，二线井和三线井的累采水量由于未注蒸汽而明显低于蒸汽吞吐，热耗和成本也明显低于蒸汽吞吐。由于一线井靠近边底水、容易水侵，适合采用低采油速度，本实施例中注入高温低粘油+氮气吞吐1年2周期的开采效果与1年1周期的开采效果相当，而二线井和三线井由于不容易水侵，可提高采油速度，本实施例中注入高温低粘油+氮气吞吐1年2周期的开采效果要好于1年1周期的开采效果。
本实施例中，针对部署水平井的厚层边底水普通稠油油藏，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时，注入低粘油的粘度可为5mPa·s-300mPa·s(50℃)，注入温度可为100℃-300℃，低粘油注入强度可为5m3/m油层-15m3/m油层，具体可参考本发明提供的方法通过计算来确定，注入气体可为天然气、氮气、二氧化碳、烟道气等气体，气体注入量与低粘油注入量在大气压下的体积比为50-100，注入方式可为混合注入或者后续段塞注入。注采周期可为8-16个月。注入低粘油和气体后的焖井时间可为1-10天。
由本实施例中利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采厚层边底水普通稠油油藏的数值模拟可知：边底水普通稠油油藏水体能量强时油井(尤其是一线井)容易发生水侵，距离边底水距离依次变远的一线井、二线井和三线井注低粘油和氮气吞吐开采效果差异大，但均可达到与蒸汽吞吐相当的采油效果，通过提高注入低粘油温度、降低注入低粘油粘度、优化注低粘油和氮气气油比等注采参数，可取得好于蒸汽吞吐的开采效果，并具有能耗低、采出水量低和成本低的优势。同时，也需要采取限液、调堵等措施来提高控水增油效果。
表9厚层边底水普通稠油油藏不同方式吞吐开采10年数值模拟计算的各井注采参数
Figure GDA0003256024850000271
Figure GDA0003256024850000281
实施例4.2
本实施例利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采部署水平井的薄层边底水普通稠油油藏。
本实施例中，采用与实施例1.1类似的现场就地蒸馏过程得到可注入的低粘油，通过不同比例混合得到两种粘度级别的低粘油，50℃粘度分别为37.5mPa·s和100mPa·s。
薄层边底水普通稠油油藏，油藏模型结构如图10所示，油藏模型剖面如图11所示。油藏模型的油层深度为1550m，油层厚度为10m，孔隙度为0.3，渗透率为1500mD，地层条件下稠油粘度为4500mPa·s(脱气油50℃粘度6370mPa·s)，油藏边底水体积与油区体积比为50。共部署平行的3口水平井，水平井长度为300m，井距为100m，靠近边底水的油井部署在距底部7.5m处，中间的油井部署在距底部5.5m处，远离边底水的油井部署在距底部2.5m处。边底水距离最近的油井距离200m。
采用CMG公司的STARS热采模拟器，针对上述薄层边底水油藏，开展了低粘油+氮气吞吐和蒸汽吞吐油藏数值模拟，模拟计算期5年，注采周期为0.5年。注入低粘油温度为150℃、180℃和200℃，注入低粘油50℃时粘度为37.5mPa·s。根据本发明提供的水平井低粘油注入强度设计方法，可得转注低粘油吞吐的合理注入强度为9.4m3/m-10.6m3/m，注入氮气与低粘油的体积比为72，据此设计周期低粘油的注入量为3000m3，注入氮气与注入低粘油的体积比为66.7(考虑到现场普通注氮气设备日注入量为20000m3，蒸馏装置满足的低粘油日注入量为300m3)，焖井5天，生产流压2.5MPa。蒸汽吞吐的注汽温度为344℃；注汽干度为0.3；第1周期注汽速度为200m3/d，第2周期后注汽速度均为300m3/d；各周期的周期注汽量按3000m3、4500m3、6000m3和7500m3递增至7500m3后保持不再增加。焖井时间为4天，采油时油井最高日产液量100m3/d，最低流压为2.5MPa。
由于边底水距离油井距离较远，在5年计算期内3口井均未发生明显水侵，3口井的开采效果基本相同。薄层边底水普通稠油油藏不同方式吞吐开采10年数值模拟计算的单井注采参数计算结果见表10，可见，每周期注入3000m3的150℃、100mPa·s(50℃)低粘油+氮气，吞吐10周期累采油量为蒸汽吞吐的93.5％，但累水量仅为蒸汽吞吐的23.1％，且低粘油+氮气吞吐时不需注入水蒸汽(蒸汽吞吐时每周期需注入3000m3-7500m3蒸汽)，而注氮气成本要明显低于注蒸汽，因此，在本实例中，每周期注入3000m3的150℃、100mPa·s(50℃)低粘油+氮气吞吐的开采效果与蒸汽吞吐相当而成本则明显低于蒸汽吞吐。
提高周期注入低粘油量至4000m3，并将注入低粘油粘度降至37.5mPa·s(50℃)时，低粘油+氮气吞吐10周期累采油增至40866m3，为蒸汽吞吐的1.08倍。进一步将注入低粘油的温度升至200℃时，低粘油+氮气吞吐10周期累采油增至42952m3，为蒸汽吞吐的1.13倍。可见，通过适当提高周期注入低粘油量、提高低粘油温度及降低低粘油粘度，可进一步提高薄层边底水普通稠油油藏低粘油+氮气吞吐的开采效果，累采油量可高于蒸汽吞吐，而累采水量远低于蒸汽吞吐。
表10薄层边底水普通稠油油藏不同方式开采10年数值模拟计算的单井注采参数
Figure GDA0003256024850000291
本实施例中，针对部署水平井的薄层边底水普通稠油油藏，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时，注入低粘油的粘度可为5mPa·s-300mPa·s(50℃)，注入温度可为100℃-300℃，低粘油注入强度可为5m3/m油层-15m3/m油层，具体可参考本发明提供的方法通过计算来确定，注入气体可为天然气、氮气、二氧化碳、烟道气等气体，气体注入量与低粘油注入量在大气压下的体积比为50-100，注入方式可为混合注入或者后续段塞注入。注采周期可为8-16个月。注入低粘油和气体后的焖井时间可为1-10天。
实施例5.1
在本实施例中，采用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采部署直井的低含油饱和度普通稠油油藏。
本实施例中注入的低粘油为油田采出低粘油，50℃粘度为70mPa·s，经过加热炉加热后通过直井注入低含油饱和度普通稠油油藏，同时，通过油井隔热油管和套管环空注入氮气，进行低粘油和氮气吞吐。
油藏模型的结构与实施例3.2相同，如图7所示。不同之处是油藏深度为1500m，地层条件下稠油粘度为1065mPa·s，脱气油粘度为8700mPa·s，地层渗透率为2000mD，原始油层温度为60℃，原始油层压力为15MPa，原始含油饱和度0.55，含水饱和度为0.45。油藏按正方形井网部署4口直井，井距100m，油层均射孔。数值模拟油藏模型共有40×40×10个网格，网格X方向和Y方向大小均为5m，网格Z方向大小为1m。
本实施例中注入低粘油和氮气吞吐进行开采部署直井的低含油饱和度普通稠油油藏，注入低粘油和氮气吞吐开采时，吞吐10周期，每周期注采周期为1年，共开采10年。注入的低粘油50℃粘度为70mPa·s，注入温度为150℃。根据本发明提供的直井低粘油注入强度设计方法，可得低粘油吞吐的合理注入强度为76.3m3/m-88.4m3/m，注入氮气与低粘油的体积比为92，据此设计周期低粘油的注入量为1200m3，注入氮气与注入低粘油的体积比为100(考虑到现场普通注氮气设备日注入量为20000m3，蒸馏装置满足的低粘油日注入量为300m3，在注低粘油阶段注入氮气与低粘油的体积比为66.7，但在停注低粘油后连续注入氮气，最后注入氮气与低粘油的体积比为100)。单井日注油量为300m3/d，焖井时间均为3天，采油时单井最高日产液量50m3/d，最低流压为0.5MPa。为了对比效果，还进行了10周期蒸汽吞吐开采模拟，每周期注采周期为1年，共开采10年。单井第1周期注汽速度为200m3/d，后续周期注汽速度均为300m3/d。单井前4周期的周期注汽量分别为1000m3、1500m3、1800m3、2400m3，后6周期均为3000m3。各周期注汽温度均为344℃、注汽干度均为0.2，焖井时间均为3天，采油时单井最高日产液量50m3/d，最低流压为0.5MPa。另外，还开展了蒸汽吞吐5周期后转注入低粘油和氮气吞吐模拟，前5周期蒸汽吞吐注采参数前面蒸汽吞吐相同，后5周期注入的低粘油50℃粘度为70mPa·s，注入温度为150℃，单井日注油量为300m3/d，单井周期注低粘油的量为1200m3，焖井时间均为3天，采油时单井最高日产液量50m3/d，最低流压为0.5MPa。
采用CMG公司的STARS热采模拟器，针对上述部署直井的低含油饱和度普通稠油油藏，开展了注入低粘油和氮气吞吐及蒸汽吞吐数值模拟计算，整个油藏的注采参数见表11。可见，对于本实施例中的部署直井的低含油饱和度普通稠油油藏，注入150℃、粘度为70mPa·s(50℃)的低粘油和氮气进行吞吐时，当周期低粘油注入量为1200m3、注氮气10-12万m3时，吞吐10年单井累积采油量为19428.2m3，为蒸汽吞吐的96.2％，二者接近。由于低含油饱和油藏可流动水饱和高，造成蒸汽吞吐和低粘油与氮气吞吐的周期采水量高，但低粘油与氮气吞吐的累积采水量仅为蒸汽吞吐的70％-80％。如果在蒸汽吞吐5周期后进行低粘油和氮气吞吐的累积采油量为蒸汽吞吐的1.08倍，表明蒸汽吞吐中后期转为注低粘油和氮气吞吐会取得更好的开采效果。
本实施例中，针对部署直井的低含油饱和度普通稠油油藏，采用本发明的利用现场就地蒸馏低粘油馏分吞吐开采时，最佳时机为蒸汽吞吐开采2-3周期后或者冷采3年后，注入低粘油的粘度可为5mPa·s-300mPa·s(50℃)，注入温度可为100℃-300℃，低粘油注入强度可为50m3/m油层-100m3/m油层，具体可参考本发明提供的方法通过计算来确定，注入气体可为天然气、氮气、二氧化碳、烟道气等气体，气体注入量与低粘油注入量在大气压下的体积比为30-120，注入方式可为混合注入或者后续段塞注入。注采周期可为6-12个月。注入低粘油和气体后的焖井时间可为1-10天。
表11部署直井的低含油饱和度普通稠油油藏低粘油和氮气吞吐数值模拟计算的单井注采参数
Figure GDA0003256024850000311
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (27)

1.一种高粘油的开采方法，其中，该方法是将高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合注入高粘油油藏进行吞吐开采的方法；
其中，所述高温低粘油或者高温低粘油与气体的组合将地层中的高粘油通过溶解和加热进行降粘，并增加地层压力；所述高温低粘油包括高粘油蒸馏所得轻质馏分和中间馏分中的一种或两种以上的组合；所述轻质馏分是将经过脱水脱盐处理的高粘油进行常压蒸馏得到的；所述中间馏分是将经过脱水脱盐处理的高粘油进行常压蒸馏得到的重质馏分进行减压蒸馏得到的；
其中，所述气体包括天然气、氮气、二氧化碳和烟道气中的一种或两种以上的组合；
注入高粘油油藏地层的高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的温度控制在安全注入温度以下；该高温低粘油的安全注入温度根据所述高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的最低着火温度来确定，所述最低着火温度根据所述高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的成分组成的着火温度来估算，并通过着火模拟实验来确定；
所述着火模拟实验采用着火模拟实验装置进行，该着火模拟实验装置至少包括：第一注入泵、第一中间容器、第二注入泵、第二中间容器、高温箱、加热盘管、回压阀、可视燃烧釜、收集器、气瓶、压力表；其中，所述第一注入泵通过管线与第一中间容器的底部相连，第一中间容器的上部出口通过管线与高温箱中的加热盘管的入口相连，所述加热盘管的出口通过管线与回压阀相连，所述回压阀通过管线与所述可视燃烧釜相连，所述可视燃烧釜的上部通过管线与空气气瓶、氧气气瓶和氮气气瓶分别相连，管线上安装有压力表，所述可视燃烧釜的下部通过管线与所述收集器相连；所述加热盘管与所述可视燃烧釜之间的管线设有保温部件，所述第二注入泵通过管线与第二中间容器的底部相连，第二中间容器的上部出口通过管线与高温箱中的加热盘管的入口相连。
2.根据权利要求1所述的开采方法，其中，以所述经过脱水脱盐处理的高粘油与低粘油的混合物进行常压蒸馏，得到高粘油的轻质馏分和/或中间馏分。
3.根据权利要求2所述的开采方法，其中，所述低粘油包括油田低粘油油藏开采的低粘油或粘度低于高粘油的油。
4.根据权利要求1所述的开采方法，其中，所述将高温低粘油与气体的组合注入高粘油油藏的地层按照将二者进行同时注入或段塞式注入的方式，其中，所述同时注入是采用使高温低粘油和气体在地面管线混合、井口混合或井底混合的方式进行。
5.根据权利要求1所述的开采方法，其中，所述高温低粘油的最高注入温度为100℃-240℃；所述高温低粘油与气体的组合的最高注入温度为240℃-300℃。
6.根据权利要求1所述的开采方法，其中，所述第一注入泵和所述第二注入泵的最高注入压力为30MPa-70MPa，所述高温箱的最高加热温度在500℃以上、控温精度≤±0.5℃，所述回压阀的控压范围为0-70MPa，加热盘管的长度为10m-20m、直径为3mm、耐压30MPa-70MPa，所述可视燃烧釜的实验压力范围为0-10MPa、并配备耐压视窗和加热控温系统。
7.根据权利要求1所述的开采方法，其中，所述保温部件为绝缘材料。
8.根据权利要求1所述的开采方法，其中，所述着火模拟实验包括以下步骤；
根据高温低粘油的组成选择相应的馏分和/或低粘油制成实验样品，或者将高温低粘油直接作为实验样品；将实验样品加入第一中间容器，通过第一注入泵加压使实验样品注入高温箱中的加热盘管，高温箱设定温度为实验温度，通过回压阀将加热至实验温度的实验样品控制在实验压力水平，使高温高压的实验样品进入设定温度、压力和气体环境下的可视燃烧釜，通过视窗观察流进可视燃烧釜的实验样品是否着火；其中，所述回压阀控制的实验压力根据现场高温低粘油或高温低粘油与气体的组合的注入压力来设定，根据所述可视燃烧釜的温度、压力和气体环境模拟可能发生泄漏的环境；所述高温箱的加热温度根据注入实验样品可能着火的温度来确定，实验时根据实验样品的组成预估最低着火温度，并上调和下调一定温度进行着火模拟实验，并根据着火模拟实验结果放大或缩小调整着火模拟实验的加热温度，直至测定实验样品的最低着火温度；将最低着火温度乘以安全系数可得相应的高温低粘油的安全注入温度。
9.根据权利要求8所述的开采方法，其中，所述着火温度预估可根据实验样品的组成以及各组成成分的着火温度进行体积加权平均或者质量加权平均来估算。
10.根据权利要求8所述的开采方法，其中，当需要注入气体时，气体加入第二中间容器，通过第二注入泵加压使气体与实验样品混合后进入高温箱中的加热盘管。
11.根据权利要求8所述的开采方法，其中，上调和下调一定温度进行着火模拟实验时，所述一定温度为5℃-10℃。
12.根据权利要求1-11任一项所述的开采方法，其中，在注入高粘油油藏的地层之前，所述高温低粘油先与进行沉降处理和/或脱水脱盐处理的高粘油进行换热，以使其降温至安全注入温度。
13.根据权利要求1-11任一项所述的开采方法，其中，该开采方法包括以下步骤：
通过油管和油套环空向高粘油生产井注入顶替介质顶替油管和油套环空中的空气；
将高温低粘油通过生产井的油管注入高粘油油藏地层中，所述高温低粘油的注入量根据高粘油粘度、油藏开采程度和油井类型来确定；
在注入高温低粘油的过程中或者注入高温低粘油之后，通过油管和/或油套环空注入气体，以扩大注入的高温低粘油的地层波及范围；
注入结束并焖井一段时间后，油井开井生产。
14.根据权利要求13所述的开采方法，其中，所述顶替介质包括低温低粘油、气体和水中的一种或两种以上的组合。
15.根据权利要求13所述的开采方法，其中，所述注入气体与低粘油在大气压下的体积比根据低粘油注入量、气体在低粘油中的溶解度、气体波及范围、波及范围内地层流体饱和度、以及所要达到的油层压力来确定。
16.根据权利要求13所述的开采方法，其中，当油井开采一段时间且油井产量降至一定水平后，结束本周期开采，转下一周期注高温低粘油或高温低粘油与气体的组合进行吞吐。
17.根据权利要求13所述的开采方法，其中，所述高温低粘油注入量、高温低粘油与气体的组合的低粘油注入量根据高粘油粘度、油藏开采程度和油井类型来确定。
18.根据权利要求17所述的开采方法，其中，所述油藏开采程度根据油藏可波及半径来表征，所述油藏可波及半径为已动用油藏外边界到生产井的距离。
19.根据权利要求18所述的开采方法，其中当为新投产直井或定向井第一周期时，油藏可波及半径为3m-5m。
20.根据权利要求18所述的开采方法，其中当为新投产水平井、分支井和鱼骨井第一周期时，油藏可波及半径为1m-3m。
21.根据权利要求16所述的开采方法，其中，所述吞吐开采高粘油时的高温低粘油的注入强度为每米油层周期注入高温低粘油的量，可根据下式计算：
Io＝[a+bln(R/h)]·[clnln(μ)-d]
式中，Io为低粘油注入强度，m3/m；a和b为与油藏动用程度有关的参数，c和d为与高粘油粘度有关的参数，可根据目标油藏条件通过油藏数值模拟或现场应用结果来确定；R为油藏可波及半径，m；h为油藏厚度，m；μ为地层条件下高粘油的粘度，mPa·s。
22.根据权利要求17所述的开采方法，其中，当生产井为直井或定向井时，所述低粘油的注入强度为：
Iho＝[1+0.15ln(R/h)]·[120lnln(μ)-150]。
23.根据权利要求22所述的开采方法，其中，当生产井为水平井、分支井或鱼骨井时，所述低粘油的注入强度为：
Iho＝[1+0.1ln(R/h)]·[12lnln(μ)-15]。
24.根据权利要求13所述的开采方法，其中，在所述高温低粘油与气体的组合中，气体与所述高温低粘油在大气压下的体积比根据低粘油注入量、气体在低粘油中的溶解度、气体波及范围、波及范围内地层流体饱和度、以及所要达到的油层压力来确定；其中，所述气体波及范围根据油藏可波及半径、油层厚度和油层孔隙度来计算，所述油藏可波及半径为已动用油藏外边界到油井的距离。
25.根据权利要求24所述的开采方法，其中，所述注入气体与低粘油在大气压下的体积比根据下式计算：
Figure FDA0003296870620000041
式中，IGOR为注入气体与低粘油在大气压下的体积比；Io为低粘油注入强度，m3/m；Dg为注入气体在注入油藏低粘油中的溶解度；R为油藏可波及半径，m；φ为油层平均孔隙度；So为油藏波及范围内的油饱和度；Sw为油藏波及范围内的水饱和度；Sg为油藏波及范围内的气体饱和度；ΔP为油藏压力增加值，MPa；P0为大气压力，MPa。
26.根据权利要求14-23任一项所述的开采方法，其中，在所述高温低粘油与气体的组合中，气体与所述高温低粘油在大气压下的体积比根据低粘油注入量、气体在低粘油中的溶解度、气体波及范围、波及范围内地层流体饱和度、以及所要达到的油层压力来确定；其中，所述气体波及范围根据油藏可波及半径、油层厚度和油层孔隙度来计算，所述油藏可波及半径为已动用油藏外边界到油井的距离。
27.根据权利要求26所述的开采方法，其中，所述注入气体与低粘油在大气压下的体积比根据下式计算：
Figure FDA0003296870620000051
式中，IGOR为注入气体与低粘油在大气压下的体积比；Io为低粘油注入强度，m3/m；Dg为注入气体在注入油藏低粘油中的溶解度；R为油藏可波及半径，m；φ为油层平均孔隙度；So为油藏波及范围内的油饱和度；Sw为油藏波及范围内的水饱和度；Sg为油藏波及范围内的气体饱和度；ΔP为油藏压力增加值，MPa；P0为大气压力，MPa。
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