CN112824648B - 蒸汽驱开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种蒸汽驱开采方法，包括：步骤S1，识别和评估注汽井和采油井的窜流通道的位置和规模；步骤S2，根据窜流通道的位置和规模，使用预设量的封堵剂封堵窜流通道，以形成封堵储层层段；步骤S3，对封堵窜流通道后的注汽井和采油井的未封堵储层层段进行储层改造，以使注汽井与采油井热联通；步骤S4，对注汽井和采油井采取预热吞吐作业，直至油层中的温度达到原油粘度‑温度关系曲线的二阶拐点所对应的温度；步骤S5，打开注汽井注汽，并打开采油井进行生产，转入蒸汽驱采油。本发明解决了现有技术中的用于蒸汽驱开采原油的方法不合理，无法大幅提升稠油老区的采收率的问题。
Description
技术领域
本发明涉及蒸汽驱开采原油技术领域，具体而言，涉及一种采用蒸汽驱开采原油的方法。
背景技术
在稠油开发领域，直井网蒸汽吞吐和蒸汽驱开采使用占比90％以上，采用注蒸汽方法开发油田应用于大多数稠油区块。长期注蒸汽开发，蒸汽超覆及窜流成为限制蒸汽腔波及体积，阻碍蒸汽驱提高采收率的关键问题。
为了改善蒸汽腔波及体积，进一步提高蒸汽驱采收率，油田现场开展了大量以封堵调剖为主体的现场试验，大量的相关试验，均以成本高、效益开采时间短而结束，试验效果十分不理想。近年来，本领域的技术人员提出的多介质复合蒸汽驱开发方法，虽然从一定程度上有缓解窜流危害的作用，但未能从根本上消除蒸汽超覆及窜流的综合作用对蒸汽腔发育和扩展的不利影响，从而严重影响了稠油老区采收率。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种蒸汽驱开采方法，以解决现有技术中的用于蒸汽驱开采原油的方法不合理，无法大幅提升稠油老区的采收率的问题。
为了实现上述目的，本发明提供了一种蒸汽驱开采方法以直井网立体布置储层的方式控导开采石油，包括：步骤S1，识别和评估注汽井和采油井的窜流通道的位置和规模；步骤S2，根据窜流通道的位置和规模，使用预设量的封堵剂封堵窜流通道，以形成封堵储层层段；步骤S3，对封堵窜流通道后的注汽井和采油井的未封堵储层层段进行储层改造，以使注汽井与采油井热联通；步骤S4，对注汽井和采油井采取预热吞吐作业，直至油层中的温度达到原油粘度-温度关系曲线的二阶拐点所对应的温度；步骤S5，打开注汽井注汽，并打开采油井进行生产，转入蒸汽驱采油。
进一步地，在步骤S2中，封堵窜流通道包括：封堵注汽井和采油井的储层上部的窜流通道，其中，对注汽井的封堵厚度为其储层上部的2/3至3/4，对采油井的封堵厚度为其储层上部的1/2至2/3。
进一步地，步骤S2中还包括：对注汽井和采油井进行射孔作业，以射开注汽井和采油井的未封堵储层层段，其中，沿注汽井和采油井的方向上，射孔作业使得注汽井的孔密度小于等于10孔/米，使得采油井的孔密度小于等于16孔/米。
进一步地，在步骤S3中，对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的渗透率级差小于5，或对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的拟流度比差异小于10的储层部分，在不破坏井身结构的情况下，采用液电脉冲激波发射器对未封堵储层层段进行储层改造；对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的渗透率级差大于或等于5，或对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的拟流度比差异大于或等于10的储层部分，利用微压裂技术对未封堵储层层段进行储层改造。
进一步地，步骤S3之后还包括步骤S31，对进行储层改造后的注汽井和采油井试注蒸汽，以判断储层的封堵效果以及储层的改造效果。
进一步地，在步骤S4中，对注汽井和采油井采取一组或多组预热吞吐作业，各组预热吞吐作业包括两轮注汽井-采油井组合蒸汽吞吐，其中，第一轮蒸汽吞吐中的注汽井的采注比小于采油井的采注比，第二轮蒸汽吞吐中的注汽井的采注比等于采油井的采注比。
进一步地，在步骤S5中，蒸汽驱开采包括预热蒸汽驱阶段和蒸汽驱采阶段，在预热蒸汽驱阶段中，以最优注蒸汽速率的1.1倍至1.5倍对注汽井注入蒸汽，直至采油井的出液温度上升并出现平面驱替反应后停止向注汽井注入蒸汽；在蒸汽驱采阶段中，向注汽井和采油井注入耐高温泡沫剂及降粘剂，以进行蒸汽驱采油。
进一步地，向注汽井注入耐高温泡沫剂和降粘剂的量为蒸汽腔体积的0.7倍至1倍。
进一步地，向排液量不满足预设值的采油井注入周期注汽量0.1倍的降粘剂溶液。
进一步地，直井网立体布置以反九点正方形方式分部，其中，注汽井位于中央位置。
应用本发明的技术方案，提供了一种应用于油田的新型的蒸汽驱开采方法。本方法的关键点在于，封堵窜流通道是为了在多期韵律叠置储层的剩余油富集区为实现平面驱获取机会和时间，当与上述步骤联动时，进而能控制、导引蒸汽在剩余油富集区集结成腔，并在基本相当的垂向驱替压差和平面驱替压差的共同作用下，沿位于每个韵律段中下部的剩余油富集区平面驱扫，并对还未完全实现蒸汽驱扫的韵律段上部实现重力驱；重力驱泄油前缘稳定、驱油效率高，能够将韵律段上部已动用区的剩余油降至汽驱残余油，从而在直井网实现平面驱与重力驱的协同效果，有利于蒸汽腔的发育和扩展，提高驱油效率，最终提高注蒸汽采收率。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本发明的一种可选实施例的蒸汽驱开采方法的步骤流程图；
图2示出了本发明中的以直井网立体布置的注汽井和采油井的分布图。
其中，上述附图包括以下附图标记：
具体实施方式
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。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作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。
需要说明的是，直井网在稠油开发中占主体地位，长期以来，在直井网剩余油富集部位钻水平井以实现驱替方式的改变，成为改善蒸汽腔发育和波及窜流的首选技术。统计表明，稠油注蒸汽开发老区的采出程度普遍较高，注蒸汽开发层位的采出程度可达到50％左右，相关资料显示目标层位已得到全井段动用。55美元/桶油价条件下，在剩余油富集区布水平井，要想取得规模化效益产能，则采出程度不能低于15％，即蒸汽驱开发的采收率不低于65％。实验室研究表明，稠油蒸汽驱驱油效率通常为80-85％，蒸汽腔波及体积70-80％，蒸汽驱采收率为56-68％。(新疆油田蒸汽驱井组采出程度50％的岩心显示，蒸汽腔波及体积为20-25％。)因此，在注蒸汽老区剩余油富集区采用水平井效益建产难度大。充分发挥直井网优势，将是这类油藏进一步提高采收率的根本途径。继承性窜流通道(即本申请中所指的窜流通道)，是指在注蒸汽开发过程中，在长期被注入流体冲刷的高渗条带附近或超压注汽区域出现的窜流通道，其是无法通过提高注汽质量和调剖改善的窜流通道；与高渗通道所述的储层原生非均质造成流动优势条带在油藏中普遍存在不同，继承性窜流通道集中在被长期冲刷的高渗条带附近或压裂区域；与高干度蒸汽能够克服高渗通道的影响、实现蒸汽前缘稳定不同，常规的注采调整和近井封堵调剖不能解决继承性窜流通道的影响。一般的调剖方法很难解决由于继承性窜流通道引起的蒸汽驱效果差，开采率低的问题。
为了解决现有技术中的用于蒸汽驱开采原油的方法不合理，无法大幅提升稠油老区的采收率的问题，本发明提供了一种蒸汽驱开采方法。
如图1所示，蒸汽驱开采方法，以直井网立体布置注汽井和采油井的方式控导开采石油，包括步骤S1，识别和评估注汽井和采油井的窜流通道的位置和规模；步骤S2，根据窜流通道的位置和规模，使用预设量的封堵剂封堵窜流通道，以形成封堵储层层段；步骤S3，对封堵窜流通道后的注汽井和采油井的未封堵储层层段进行储层改造，以使注汽井与采油井热联通；步骤S4，对注汽井和采油井采取预热吞吐作业，直至油层中的温度达到原油粘度-温度关系曲线的二阶拐点所对应的温度；步骤S5，打开注汽井注汽，并打开采油井进行生产，转入蒸汽驱采油。
应用上述的技术方案，蒸汽驱开采方法的关键点在于，封堵窜流通道是为了在多期韵律叠置储层的剩余油富集区为实现平面驱获取机会和时间，当与上述步骤联动时，进而能控制、导引蒸汽在剩余油富集区集结成腔，并在基本相当的垂向驱替压差和平面驱替压差的共同作用下，沿位于每个韵律段中下部的剩余油富集区平面驱扫，并对还未完全实现蒸汽驱扫的韵律段上部实现重力驱；重力驱泄油前缘稳定、驱油效率高，能够将韵律段上部已动用区的剩余油降至汽驱残余油，从而在直井网实现平面驱与重力驱的协同效果，有利于蒸汽腔的发育和扩展，提高驱油效率，最终提高注蒸汽采收率。
现有的识别继承性窜流通道的位置和规模的方法有很多，均可以作为本申请的步骤S1中的识别注汽井和采油井的窜流通道的位置和规模的方法，具体包括示踪剂资料识别窜流通道，测井资料识别窜流通道，利用试井资料识别窜流通道，岩芯资料识别窜流通道。
在步骤S1中，岩心分析、更新井测井、数值模拟、物理模拟和生产动态分析相结合，“五项指标”识别继承性窜流通道，从而获得其位置和规模：①岩心中油层剩余油饱和度低于汽驱残余油的部位发育有继承性窜流通道；②更新井测井曲线中电性反转的部位发育有继承性窜流通道；③数值模拟中拟流度比大于8000的部位发育有继承性窜流通道；④比例模型物理模拟中注采压差0-50KPa的部位发育有继承性窜流通道；⑤生产动态反应注汽、采液大于全区平均值50％，采注比高于全区平均值50％的区域发育有继承性窜流通道。继承性通道的发育规模受“五项指标”分布范围的制约，在继承性窜流通道位置确定的基础上，进一步用离散法可估判继承性窜流通道规模，离散法通常是采用专业内常用软件来做。
步骤S2中采用固体颗粒封堵开采区内的注汽井和采油井的继承性窜流通道的发育部位及其上部储层；为保证封堵效果，注汽井的封堵厚度大于采油井的封堵厚度，其中，储层垂向连通性较好的砂岩油藏的注汽井封堵厚度为采油井封堵厚度的1.5倍至2倍，储层垂向连通性不好的砂砾岩油藏的注汽井封堵厚度为采油井封堵厚度的1.2倍至1.5倍。封堵剂可以选用现有油田常用的冻胶型，凝胶型，固体颗粒型，泡沫型或其复合形式得封堵剂。
可选地，在步骤S2中，封堵窜流通道包括：封堵注汽井和采油井的储层上部的窜流通道，其中，对注汽井的封堵厚度为其储层上部的2/3至3/4，对采油井的封堵厚度为其储层上部的1/2至2/3。
还需要说明的是，步骤S2中还包括：对注汽井和采油井进行射孔作业，以射开注汽井和采油井的未封堵储层层段，其中，沿注汽井和采油井的方向上，射孔作业使得注汽井的孔密度小于等于10孔/米，使得采油井的孔密度小于等于16孔/米。
具体地，根据继承性窜流通道位置及规模，采用与继承性窜流通道的体积规模相同、能够实现窜流通道附近液流转向的粉煤灰固体颗粒堵剂(含有10％质量百分比聚丙烯酰胺固化剂的粉煤灰)，注入粉煤灰固体颗粒堵剂以封堵开采区内的注汽井和采油井储层上部的继承性通道所在区域及其上部储层共0.08-0.1PV孔隙体积，其中注汽井封堵厚度为储层上部的2/3-3/4，采油井封堵厚度为储层上部1/2至2/3；射开注汽井、采油井的未封堵层段，其中注汽井孔密不大于10孔/米，采油井孔密不大于16孔/米。
在步骤S2中，采用渗透率级差选择性射孔方式，射开注汽井和采油井的未封堵层段；对未封堵层段与封堵层段之间没有隔层的油藏，为实现未封堵段均匀进汽，需对注汽井和采油井的射孔密度进行限制；其中注汽井未封堵段储层渗透率小于400×10-3mD的每米射16孔，渗透率在400～1000×10-3mD的每米射10孔，渗透率大于1000×10-3mD的每米射5孔；采油井未封堵段储层渗透率小于400×10-3mD的每米射20孔，渗透率在400～1000×10-3mD的每米射16孔，渗透率大于1000×10-3mD的每米射10孔。
采取一组及以上介质组合对注汽井及采油井进行驱替流场重整；所述介质组合包括耐高温泡沫剂、气体和降粘剂，介质组合方式和用量取决于油藏开采阶段和储层原生、次生非均质状况。本申请公开的直井网立体控导蒸汽驱开采方法是以调剖为主、降粘为辅的PVCSD技术(Profile-Viscosity Composite Steam Drive Technology)，适合于继承性窜流通道和高粘油区(段)发育、原油粘度高于5000cp的蒸汽驱中后期油藏。
还需要补充的是，窜流通道是影响注蒸汽开发效果的关键因素，而区别于高渗通道对稠油注蒸汽开发的不利影响会因蒸汽腔前缘的相变而抑制，继承性窜流通道是蒸汽超覆、原生非均质性及过力开采等多因素叠加的产物，其对注蒸汽开发的不利影响，不会被蒸汽相变减缓，也无法通过注化学剂调剖等措施解决，因此本申请公开的方法着力于解决由于窜流通道，尤其是由于继承性窜流通道引起的蒸汽开发效果较差的问题。继承性窜流通道的发育程度，标志着储层次生非均质性的发展程度及水平；识别和评估继承性窜流通道的位置和规模，是直井网立体控导蒸汽驱设计的依据。本申请公开的直井网立体控导蒸汽驱开采方法通过封堵、储层改造等方式，在注蒸汽油藏实现平面蒸汽驱和垂向重力驱协同的立体驱替效果；采用注汽井-采油井注入介质组合，控制导引蒸汽在剩余油富集区集结成腔，扩大蒸汽腔波及体积，在原不同温度水驱动用区实现蒸汽驱、提高驱油效率，将稠油水驱剩余油降至汽驱残余油，最终提高直井网条件下的注蒸汽采收率。
在步骤S3中，对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的渗透率级差小于5，或对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的拟流度比差异小于10的储层部分，在不破坏井身结构的情况下，采用液电脉冲激波发射器对未封堵储层层段进行储层改造；对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的渗透率级差大于或等于5，或对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的拟流度比差异大于或等于10的储层部分，利用微压裂技术对未封堵储层层段进行储层改造。
具体地，对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的渗透率级差小于5，或对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的拟流度比差异小于10的储层部分，在不破坏井身结构的情况下，采用5KW液电脉冲激波发射器对注汽井和采油井未封堵层段进行储层改造；采用数值模拟方式，优化对比不同流度比的未封堵层段，判断需要形成裂缝的规模和大小，从而选择进行储层改造需要的放电次数；根据目标工区未封堵层段的流度比，设计注汽井放电2次，采油井放电3次。该技术以形成环井筒浅裂缝为目标，储层改造深度和强度均较小。
对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的渗透率级差大于或等于5，或对于封堵储层层段和未封堵储层层段中的拟流度比差异大于或等于10的储层部分，对未封堵层段利用微压裂技术，对注汽井和采油井未封堵层段进行储层改造；直井网立体控导蒸汽驱所采用的定点微压裂技术，与常规压裂技术不同，因直井网立体控导蒸汽驱技术的应用主体是已经过注蒸汽开发，出现窜流通道的油藏，因此压裂对象需要精准定点在未封堵层段；国内稠油储层中封堵层段和未封堵层段之间通常没有稳定隔层，因此需要不影响封堵层段的微压裂。该段所述的定点微压裂技术，储层改造深度和强度均较大。
在步骤S3之后还包括步骤S31，对进行储层改造后的注汽井和采油井试注蒸汽，以判断储层的封堵效果以及储层的改造效果。
具体地，为判断储层的封堵效果和储层改造效果，以注汽压力不高于储层破裂压力，对封堵上部存在继承性窜流通道层段后的注汽井试注蒸汽；当注汽压力高于周围未封堵注汽井1.5MPa至2MPa，测试注汽井的吸汽剖面，注汽井储层改造和试注直至吸汽剖面显示储层下部吸汽比例大于70％为止。对封堵上部存在继承性窜流通道层段后的采油井试注蒸汽，注汽压力不高于储层破裂压力；当注汽压力高于周围未封堵采油井0.5MPa至1.5MPa，测试采油井吸汽剖面；采油井储层改造和试注直至吸汽剖面显示储层下部吸汽比例大于80％为止。
在步骤S4中，对注汽井和采油井采取一组或多组预热吞吐作业，各组预热吞吐作业包括两轮注汽井-采油井组合蒸汽吞吐，其中，第一轮蒸汽吞吐中的注汽井的采注比小于采油井的采注比，第二轮蒸汽吞吐中的注汽井的采注比等于采油井的采注比。
具体地，对研究工区内的注汽井和采油井，采取一组及以上立体控导蒸汽驱的特殊预热吞吐，立体控导蒸汽驱的预热吞吐，是实现立体控导蒸汽驱的必要条件。一组预热吞吐，包括两轮次注汽井-采油井组合吞吐，其关键是第一轮蒸汽吞吐注汽井采注比小于采油井、第二轮蒸汽吞吐注汽井注采参数与采油井一致，以便充分加热注汽井新射开层段、缩小注采井间死油区范围；经过一组及以上的特殊预热吞吐，直至油层中的温度达到原油粘度-温度关系曲线的二阶拐点所对应的温度为止，转入下一步。
本实施例的一组预热吞吐包括两轮次注汽井-采油井组合吞吐，其关键是在优化的注汽强度120t/m.ha条件下，第一轮注汽井周期采注比0.6、生产井周期采注比1.5，第二轮注汽井和采油井周期采注比1.2，以便充分加热注汽井新射开层段、缩小注采井间死油区范围；经过一组及以上预热吞吐，预测油层中未封堵层段的平均温度达到原油粘度-温度关系曲线的二阶拐点所对应的温度为止。
在步骤S5中，蒸汽驱开采包括预热蒸汽驱阶段和蒸汽驱采阶段，在预热蒸汽驱阶段中，以最优注蒸汽速率的1.1倍至1.5倍对注汽井注入蒸汽，直至采油井的出液温度上升并出现平面驱替反应后停止向注汽井注入蒸汽；在蒸汽驱采阶段中，向注汽井和采油井注入耐高温泡沫剂及降粘剂，以进行蒸汽驱采油。
具体地，打开注汽井注汽，打开采油井生产，转入预热蒸汽驱阶段；因注汽井和采油井的未封堵段位于多期韵律叠置储层中下部，为了在转立体控导蒸汽驱初期促成注汽井和采油井的井间热联通，采用最优注汽速率的1.3倍注汽；在本实施例的油田区域中，采用最优注汽速率1.6t/m.ha.d的1.3倍的2.0/m.ha.d注汽30天，采油井见到出液温度上升为止，恢复到最优注汽速率，进行蒸汽驱采；最优注汽速率的确定可以利用“高周期蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究”(王经荣，王卫等.高周期蒸汽吞吐最佳注汽参数实用图版研究[J].石油钻采工艺，2005，27(1)：32-35)。
需要说明的是，向注汽井注入耐高温泡沫剂和降粘剂的量为蒸汽腔体积的0.7倍至1倍。向排液量不满足预设值的采油井注入周期注汽量0.1倍的降粘剂溶液。
采取一组及以上立体控导蒸汽驱特殊的介质组合对注汽井及采油井进行驱替流场重整，以实现对蒸汽流动、蒸汽腔发育及扩展方向的控制和导引；一组立体控导蒸汽驱的介质组合包括在注汽井周围及注汽流线上生成与继承性窜流通道体积相当的泡沫，同时包括在排液量不足的采油井周围及其产出流线注入与其控制储量相当的降粘剂及蒸汽；其中耐高温泡沫剂为250℃条件下阻力因子大于50、半衰期大于30天的耐高温泡沫剂，由质量份数为0.5％的DP-4泡沫剂和质量浓度为1800mg/L的聚合物MO-4000组成，降粘剂是尿素溶液；具体的实现方法为：注汽井从油管以段塞方式正注耐高温泡沫剂及降粘剂直至蒸汽腔体积倍数的0.7倍至1倍为止，排液量不满足设计要求的采油井注周期注汽量0.1倍的降粘剂尿素溶液然后蒸汽吞吐；其中，为防止尿素溶液结晶，施工环境温度低于20℃时，尿素溶液浓度小于50％。
继续以最优注汽速率1.6t/m.ha.d，进行蒸汽驱采直至项目结束，目标油田蒸汽驱开发的采收率约为65％。
如图2所示，注汽井和采油井以直井网立体布置中，注汽井和采油井以反九点正方形方式分部，其中，注汽井位于中央位置，多个采油井位于注气井的外周侧。
直井网的分布也可以以图2的反九点式分布为基本单元向四周扩张。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。同时，应当明白，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员已知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任何具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其他器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、工作、器件、组件和/或它们的组合。
需要说明的是，本申请的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施方式能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。
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 (9)
1.一种蒸汽驱开采方法，其特征在于，以直井网立体布置注汽井和采油井的方式控导开采石油，包括：
步骤S1，识别和评估所述注汽井和所述采油井的窜流通道的位置和规模,所述窜流通道为无法通过提高注汽质量和调剖改善的继承性窜流通道；
步骤S2，根据所述窜流通道的位置和规模，使用预设量的封堵剂封堵所述窜流通道，以形成封堵储层层段；
步骤S3，对封堵所述窜流通道后的所述注汽井和所述采油井的未封堵储层层段进行储层改造，以使所述注汽井与所述采油井热联通；
步骤S4，对所述注汽井和所述采油井采取预热吞吐作业，直至油层中的温度达到原油粘度-温度关系曲线的二阶拐点所对应的温度；
步骤S5，打开所述注汽井注汽，并打开所述采油井进行生产，转入蒸汽驱采油；
其中，在所述步骤S2中，封堵所述窜流通道包括：封堵所述注汽井和所述采油井的储层上部的窜流通道，其中，对所述注汽井的封堵厚度为其储层上部的2/3至3/4，对所述采油井的封堵厚度为其储层上部的1/2至2/3。
2.根据权利要求1所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，所述步骤S2中还包括：对所述注汽井和所述采油井进行射孔作业，以射开所述注汽井和所述采油井的未封堵储层层段，其中，沿所述注汽井和所述采油井的方向上，射孔作业使得所述注汽井的孔密度小于等于10孔/米，使得所述采油井的孔密度小于等于16孔/米。
3.根据权利要求1所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，在所述步骤S3中，
对于所述封堵储层层段和所述未封堵储层层段中的渗透率级差小于5，或对于所述封堵储层层段和所述未封堵储层层段中的拟流度比差异小于10的储层部分，在不破坏井身结构的情况下，采用液电脉冲激波发射器对所述未封堵储层层段进行储层改造；
对于所述封堵储层层段和所述未封堵储层层段中的渗透率级差大于或等于5，或对于所述封堵储层层段和所述未封堵储层层段中的拟流度比差异大于或等于10的储层部分，利用微压裂技术对所述未封堵储层层段进行储层改造。
4.根据权利要求3所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，所述步骤S3之后还包括步骤S31，对进行储层改造后的所述注汽井和所述采油井试注蒸汽，以判断储层的封堵效果以及所述储层的改造效果。
5.根据权利要求1所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，在所述步骤S4中，对所述注汽井和所述采油井采取一组或多组所述预热吞吐作业，各组所述预热吞吐作业包括两轮注汽井-采油井组合蒸汽吞吐，其中，第一轮蒸汽吞吐中的所述注汽井的采注比小于所述采油井的采注比，第二轮蒸汽吞吐中的所述注汽井的采注比等于所述采油井的采注比。
6.根据权利要求1所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，在所述步骤S5中，所述蒸汽驱开采包括预热蒸汽驱阶段和蒸汽驱采阶段，在所述预热蒸汽驱阶段中，以最优注蒸汽速率的1.1倍至1.5倍对所述注汽井注入蒸汽，直至所述采油井的出液温度上升并出现平面驱替反应后停止向所述注汽井注入蒸汽；在所述蒸汽驱采阶段中，向所述注汽井和所述采油井注入耐高温泡沫剂及降粘剂，以进行蒸汽驱采油。
7.根据权利要求6所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，向所述注汽井注入所述耐高温泡沫剂和所述降粘剂的量为蒸汽腔体积的0.7倍至1倍。
8.根据权利要求6所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，向排液量不满足预设值的所述采油井注入周期注汽量0.1倍的降粘剂溶液。
9.根据权利要求1所述的蒸汽驱开采方法，其特征在于，所述注汽井和所述采油井以直井网立体布置中，所述注汽井和所述采油井以反九点正方形方式分部，其中，所述注汽井位于中央位置，多个所述采油井位于所述注汽井 的外周侧。
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