CN113847004A - 一种热采施工方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种热采施工方法，包括：根据待改造油藏区域的地质资料和油藏特征资料，确定当前热采施工的设计参数；根据设计参数制备当前热采施工所需的水煤浆；按照设计参数中的注入方式，将水煤浆通过注入井向目的储层注入，并根据水煤浆的总注入量，注入助燃物；利用井下加热装置产生的热量引发水煤浆自燃，并利用燃烧后产生的热能和气体对储层油藏进行驱替调控。本发明有助于煤的清洁利用，降低热采成本，提高原油采收和开发效率，充分发挥燃烧产物的作用。

Description

一种热采施工方法

技术领域

本发明涉及油藏开发技术领域，尤其是涉及一种基于水煤浆的热采施工方法。

背景技术

我国陆上稠油储量达40亿吨，开发方式以热采为主，但整体采收率低，尤其对于一些储层厚度小、地层压力高、埋深大、具有活跃边底水的油藏，更是如此。热采是稠油开发的主要方式。工业上已经获得推广应用的热采开发方式，包括：热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧驱油技术、SAGD等。无论何种热采方式，都需要通过燃料燃烧产热，以供热采技术所需。在原油的热采过程中，主要在地面通过锅炉利用燃烧煤炭或天然气等燃料，获得蒸汽，产生的蒸汽通过地面管道设施注入地层，加热地层原油和矿物，使得原油黏度降低，流动性增强，从而将原油采出。

煤是我国储量最大且占比最高的矿物能源，可用于锅炉燃料进行发电和制热，与原油相比，更加经济易得。但是，燃煤带来的排放和空气污染问题，限制了煤在石油勘探开发领域的继续大规模应用，以煤炭作为主要燃料的油田发电厂和燃煤锅炉被逐步关停或替代。又由于煤炭相比天然气和其它形式的能源，具有资源分布广泛、储量巨大、以及开采成本相对低廉的特点，所以，如何进行煤炭资源的清洁和高效利用，是发挥煤炭资源优势的主要途径。因此，如何实现煤炭资源在原油热采中的清洁高效利用，是大幅度提高稠油热采效益的重要途径。除了燃料带来的污染和排放问题，不同的热采技术也因为技术特点和油藏条件受到诸多限制。不同热采技术主要技术原理和技术特点分述如下：

1、蒸汽吞吐采油技术

蒸汽吞吐采油是一种相对简单而成熟的注蒸汽开采稠油的技术。蒸汽吞吐是先将高温高压蒸汽注入油层，对油井周围油层加热降粘，焖井换热后开井采油。蒸汽吞吐一般分为三个步骤：注蒸汽、焖井、和开井生产，此过程可循环往复进行，这一采油技术的主要原理是利用蒸汽加热近井地带原油，使原油黏度降低。蒸汽吞吐技术具有如下优势：第一、工艺简单、见效快的特点；第二，可以加快采油速度，在较短时期内大幅度增产原油；第三，较快地回收一次投资，提高经济效益；第四，通过多周期蒸汽吞吐技术，能够达到预热油层，降低油层压力的目的，为下一步蒸汽驱替做好准备。但蒸汽吞吐采油技术存在采收率较低、冷热周期变化、对井的损害较大的缺点。蒸汽吞吐和常规采油方法一样，依靠天然能量采油，一般采收率只有15-20％。

2、蒸汽驱采油技术

蒸汽驱采油是一种稠油开发方式，由注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽，不断加热油层，降低地层原油黏度，将原油驱赶到生产井的周围，并被采到地面上。目前，该技术是应用规模最大的热力采油技术，对于适合蒸汽驱的油藏采收率一般可提高至50％～75％。蒸汽驱的油汽比，一般低于蒸汽吞吐，在油藏范围内实际是蒸汽驱和热水驱的复合驱替作用。基于这种原理，蒸汽驱采油技术可以较蒸汽吞吐技术获得更大的波及体积和驱替效率。但在实际开发过程中，这一技术暴露出许多共性问题：平面驱替不均匀，存在死油带，难以动用；由于蒸汽超覆作用，上部油层吸汽好，下部油层吸汽差，导致油气储量动用程度低；蒸汽调控不灵活，蒸汽驱波及体积受限，导致采收率的提高幅度也受到限制等等。在实践中证明，只有当井底蒸汽干度>40％、油藏压力<5MPa或油藏压力降>50％时，实施蒸汽驱采油技术，才能取得较好的效果。所以，从上述标准和中国石化多数油藏条件来看，在很多稠油油藏实施蒸汽驱采油技术，或者在实施蒸汽高轮次吞吐采油技术后转入蒸汽驱采油技术上，存在很多困难。

3、SAGD开采技术

SAGD开采技术是由注汽井连续向油层注入蒸汽，注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，被加热降粘的原油及冷凝水在重力作用下流到生产井，随着原油的采出，蒸汽室逐渐扩大。SAGD开采技术以蒸汽作为热载体，对油层加热降低原油粘度，利用重力作为驱动原油的主要动力。

SAGD的技术适用条件是：油层连续厚度>20m，对于直井与水平井组合，油层连续厚度>10m，原油粘度>10000mPa.s，水平渗透率>200md，垂直/水平渗透率比值>0.1，油藏埋深<1000m，油层中不存在连续分布的页岩夹层。由于上述条件的存在，限制了该技术在稠油油藏开发中的应用。

综合分析上述热采技术，可以发现影响原油热采效率的主要因素，包括：蒸汽的利用率、蒸汽干度、地层非均质性、边底水、地层含水和温度压力条件等多种因素。

蒸汽利用率主要受到沿程热损失、地层中盖层热损失。首先，在地面锅炉产生的蒸汽在注入到地层中达到目的储层部位时，沿程会发生热损失降低蒸汽干度。如果地层埋深过大，地层压力高，也会导致蒸汽干度降低，而蒸汽的焓值远远高于热水的焓值。当干度降低到一定程度时，蒸汽热采的效果将大幅度降低，所以才在油田开发矿场中采取各种隔热措施减少热损失，采用高干度锅炉或过热蒸汽技术等保持干度，但这些技术都存在成本高并且操作难度大的问题。

其次，原油热采过程都会发生各种窜流现象，高温的蒸汽或热水沿着高渗透通道突进，降低了波及系数和驱替效率。利用凝胶或其它封窜、防窜措施在现场的效果不一，成本较高。

火烧油层采油技术也称层内燃烧或火驱采油技术，是一种有别于地面产生蒸汽的热采技术，其火烧油层的操作方法为：向井中注入空气，维持原油就地燃烧，将原油驱向生产井。该技术与其他热采方法相比，火烧油层最大的特点在于使油层就地产生热量，能源利用率高、采收率高、火烧油层采油技术是最早用于开发稠油的热力采油技术，世界范围内实施过约300个火烧驱油现场试验项目，目前仍在运行的项目有23个。该技术不但具有注蒸汽、热水驱的机理，也具有CO₂和N₂驱的特点，可以补充油层能量，可以防止敏感性油藏的水敏现象。但这种技术存在的主要问题在于：更适应于黏度较小的油藏。由此，火烧油层采油技术要想达到油层饱和度适合的目的，技术上还存在着点火困难、地下调控难度大、原油消耗量高等问题，在我国也没有得到大规模推广应用。

此外，热采燃煤锅炉还存在制汽耗能高、碳排放量大的严重缺陷，随着我国对节能环保减排的要求越来越高，各地已经陆续取缔和限制燃煤锅炉的使用。

综上所述，在天然气等清洁资源不足的情况下，如何利用好煤炭这一成本较低、储量丰富的资源，提高清洁利用效率，大幅度提高原油采收率，是石油勘探开发领域面临的重要技术挑战和发展方向。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明实施例提供了一种热采施工方法，所述方法包括：施工参数设计步骤，其中根据待改造油藏区域的地质资料和油藏特征资料，确定当前热采施工的设计参数；水煤浆制备步骤，其中根据所述设计参数制备当前热采施工所需的水煤浆；注入施工步骤，其中按照所述设计参数中的注入方式，将所述水煤浆通过注入井向目的储层注入，并根据水煤浆的总注入量，注入助燃物；和驱替调控施工步骤，其中利用井下加热装置产生的热量引发所述水煤浆自燃，并利用燃烧后产生的热能和气体对储层油藏进行驱替调控。

优选地，所述设计参数包括水煤浆的成分比例、煤粉的粒径中值、水煤浆的粒径中值、所述水煤浆的总注入量和注入施工的方式。

优选地，在所述施工参数设计步骤中，包括：选定当前热采施工的一口或多口注入井；根据当前待改造油藏区域的油藏特征，确定水煤浆的成分比例；根据当前待改造油藏区域的孔隙分布特征，分别确定所述煤粉的粒径中值和所述水煤浆的粒径中值；根据当前待改造油藏区域的储层厚度、油藏孔隙度、油藏渗透率、油藏饱和度和注采井网形式，确定所述水煤浆的总注入量。

优选地，在根据当前待改造油藏区域的孔隙分布特征，分别确定所述煤粉的粒径中值、和所述水煤浆的粒径中值步骤中，包括：根据储层的平均孔隙半径分布特征和储层孔隙的粒径中值，确定所述煤粉的粒径中值；所述水煤浆的粒径中值优选为小于所述储层孔隙的粒径中值的1/3。

优选地，在所述注入施工步骤中，包括：采用预设的注入方式，将所述水煤浆和所述助燃物注入储层内部中的不同位置处，其中，所述注入方法选自多段塞式注入、混合连续注入和交替注入中的一种。

优选地，在水煤浆制备步骤中，使用分散剂作为所述水煤浆内的添加剂。

优选地，在所述驱替调控施工步骤之前，所述方法还包括：通过管柱或导线将所述加热装置放置于井下目的层，并在将所述加热装置的电源连通后，对目的层进行加热。

优选地，所述注入施工步骤，还包括：注入清水以对各段塞进行隔离。

优选地，在驱替调控施工步骤中，利用燃烧后产生的气体，与各个位置的原油产生溶解、扩散并进行原油驱替处理；通过沉积在各个位置孔隙中的未燃烧的水煤浆颗粒，对相应位置处的裂缝通道进行堵塞处理。

优选地，在驱替调控施工步骤中，利用水煤浆注入媒介，将所述水煤浆注入储层内的不同燃烧位置处，其中，所述水煤浆注入媒介选自目的层位的射孔孔眼、筛管和衬管中的一种。

与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：

本发明提出了一种基于水煤浆的热采施工方法。该方法具体根据目标油藏特点，将一定粒径分布的煤粉、水和添加剂，按照预设的成分比例，经过物理加工制成水煤浆；而后，将水煤浆通过地面管线、井口、井筒管柱等设备，注入到目的储层，并注入相应量的助燃物；在储层内部进行燃烧后加热地层，并对目的储层内的各处原油或稠油进行调控驱油。本发明将目前储量大、价格低的煤炭作为燃料，利用水煤浆加工工艺，将燃烧从地面转移到储层中进行，具有以下主要优点：①燃烧完全发生在储层中，热损失几乎可以忽略，热效率达到最高；②在水相中首先燃烧，可以避免或防止原油的燃烧；③水煤浆中未燃烧的煤炭颗粒粒度经过设计，可以在储层中起到调堵作用，提高驱替的波及系数；④水煤浆的黏度远远大于水或蒸汽的黏度，可以进一步提高驱替的波及和驱替效率；⑤可以单一段塞或者多段塞实施；⑥燃烧产生的二氧化碳和氮气具有驱油作用，基本没有污染物或温室气体排放；⑦成本低廉，操作性强。本方法不仅可以适应于稠油油藏，也适用于常规原油油藏，有助于煤的清洁利用，大幅度降低原油热采的成本，提高原油采收和开发效率，充分发挥燃烧产物的作用，是一种低成本、绿色环保、节能高效的提高采收率技术，具有极大的推广应用前景。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1为本申请实施例的热采施工方法的步骤图。

图2为本申请实施例的热采施工方法中采用多段塞式注入方式的具体流程图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

另外，附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行。并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。

中国稠油储量约40亿吨，热采是稠油开发的主要方式之一。热采的主要方式是蒸汽吞吐采油技术和蒸汽驱采油技术，蒸汽通过燃油、燃煤或燃气锅炉获得，燃油或燃煤锅炉面临成本高、排放大、污染严重等问题，逐渐停止使用或限制使用。燃气锅炉虽然相对清洁，但存在着季节性保供等问题。此外，在热采过程中，还面临着热损失导致的蒸汽干度低、热效率低、汽窜严重等问题，限制了热采开发的效果。

为了解决上述背景技术所述的现有热采技术驱替效率低、实施困难、成本较高、燃煤能耗高且污染严重等问题，提出了一种基于水煤浆的热采施工方法。该方法不仅可以适应于稠油油藏，也适用于常规原油油藏，主要利用水煤浆注入储层中进行燃烧和作为驱油剂的原理，大幅度提高原油采收率。具体地，将一定粒径分布的煤粉、水和添加剂按照一定比例经过物理加工制成水煤浆，并依次通过地面管线、井口、井筒管柱等设备注入到目的储层；而后注入一定比例的助燃物；最后，在储层内部对水煤浆进行燃烧控制后，加热地层并对储层油藏进行调控驱油。

本发明不仅可以提高燃煤的利用效率，燃烧产生的气体还有溶解降黏、汽驱等综合作用，同时，燃煤颗粒还能兼具堵塞高渗窜流通道、增大波及和驱油效率的作用，能够大幅度提高原油效率。另外，本发明利用成本低廉的煤炭作为燃烧材料，在实施过程中几乎没有污染物和温室气体的排放，属于一种煤炭的清洁利用方式，显示出了巨大的环保节能优势。

图1为本申请实施例的热采施工方法的步骤图。图2为本申请实施例的热采施工方法中采用多段塞式注入方式的具体流程图。下面结合图1和图2对本发明所述的热采施工方法的实施过程进行详细说明。

步骤S110根据待改造油藏区域的地质资料和油藏特征资料，确定当前热采施工的设计参数。在本发明实施例中，待改造油藏区域指的是，需要通过实施热采施工来提高原油采收率的区域，该区域内的原油属于同一块油藏区域，并具有相同的地层特征条件。

在步骤S110中，首先需要根据当前待改造油藏区域的地质资料和油藏特征资料，对当前目的储层的地质与油藏特征进行分析研究，而后，再确定出符合当前热采施工的各项设计参数。其中，设计参数，包括但不限于：水煤浆的成分比例、煤粉的粒径中值(煤粉的粒径中指的是煤粉颗粒直径的平均值)、水煤浆的粒径中值(水煤浆的粒径中值指的是水煤浆颗粒直径的平均值)、水煤浆的总注入量、和注入施工的方式(注入方式)。进一步，制备水煤浆所需的成分包括：煤粉、水和添加剂。

进一步，在本发明一实施例中，水煤浆内的添加剂优选地采用分散剂。需要说明的是，在本发明实施例中还可以采用其他形式的添加剂，本发明实施例对此不作具体限定，本领域技术人员可根据实际需求进行选定。

进一步，在确定当前热采施工所需的设计参数时，需要根据当前待改造油藏区域的地质资料和油藏特征资料，主要完成当前热采施工的注入施工的方案设计。具体地，首先，选定当前热采施工的一口或多口注入井。在实际应用过程中，待改造油藏区域至少包括：一口注入井和一口生产井，也可以包含多口注入井和多口生产井所形成的注采井网。其中，注入井具备注入管柱、以及设置于地面井口处的水煤浆制备设备和泵入设备，水煤浆通过布置于地面的水煤浆泵入设备将制备好的水煤浆注入地层。因此，在本发明实施例的选定注入井过程中，需要从当前待改造油藏区域内所包含的注入井中筛选出一口或多口适合于当前热采施工的注入井。

进一步，在完成注入井选定后，需要根据分析出的当前待改造油藏区域的油藏特征，确定水煤浆中各成分的比例，从而适应于与当前油藏特性待改造油藏区域的热采施工。在本发明实施例中，水煤浆中包含70％～29％的煤粉、29％～70％水、以及1％左右的添加剂。需要说明的是，本发明对水煤浆中的煤粉含量的数值不作具体限定，本领域技术人员可根据当前待改造油藏区域的实际油藏特征来配制。

进一步，在确定出水煤浆成分比例后，还需要根据当前待改造油藏区域内的孔隙分布特征，分别确定煤粉的粒径中值、和水煤浆的粒径中值。具体地，在本发明一优选实施例中，煤粉的粒径中值参考两方面因素来确定，分别是：储层的平均孔隙半径分布特征、和目的储层内的孔隙的粒径中值。更进一步地说，在本发明一优选实施例中，水煤浆的粒径中值小于目的储层内的孔隙的粒径中值的1/3。这样，便得到了制备水煤浆所需的各成分参量的比例及粒径分布特征，从而适应于当前热采施工，使得未燃烧的水煤浆的煤炭颗粒在储层中起到调堵作用，提高驱替的波及系数。

进一步，在本发明实施例中，水煤浆的总注入量的设计需要由多方面因素来决定。具体地，根据当前待改造油藏区域的储层厚度、油藏孔隙度、油藏渗透率、油藏饱和度和注采井网形式等信息，确定水煤浆的总注入量。由此，本发明通过上述技术方案完成了水煤浆和助燃物注入方案的设计，从而进入到步骤S120中，以利用这些设计好的参数来实施适应于当前待改造油藏区域的地质与油藏特征的热采施工。

步骤S120根据步骤S110得到的设计参数，制备当前热采施工所需的水煤浆。具体地，在步骤S120中，按照步骤S110确定好的水煤浆成分比例、煤粉的粒径中值、水煤浆的粒径中值，由水煤浆制备设备按照上述成分比例信息，经过物理加工制成水煤浆。

步骤S130按照步骤S110得到的设计参数内的注入方式，将步骤S120制备好的水煤浆通过已选好的注入井，向目的储层注入，并根据水煤浆的总注入量，注入比例匹配的助燃物。其中，助燃物的实时注入量与水煤浆的实时注入量的比例相匹配，以在按照不同的注入方式注入水煤浆和助燃物时也能够满足这一比例。更进一步地说，这一匹配比例与水煤浆自燃时所需的水煤浆和氧气的比例相符。在本发明实施例中，助燃物采用空气或氧气。

另外，在注入助燃物时，需要实时监测助燃物的注入总量，并对助燃物中的氧含量进行折算，保障水煤浆内的碳的总量大于助燃物中的氧气的总量，从而保证水煤浆燃烧后过量，产生未燃烧的水煤浆颗粒，使之在孔隙中形成沉积效果，起到堵塞高深裂缝通道的作用。

进一步，在本发明实施例中，采用预设的注入方法，将水煤浆和助燃物注入储层内部中的不同部位处，以进行燃烧。优选地，在注入水煤浆时可采用单一段塞式注入或者多段塞式注入，其中，单一段塞式注入包括：混合连续注入和交替注入。多段塞式注入指的是，按照不同位置处的段塞带的大小，向不同段塞注入水煤浆，然后将满足水煤浆可燃比例的助燃物注入相应的段塞带内。混合连续注入指的是先注入水煤浆，后注入助燃物，水煤浆和助燃物的注入量满足水煤浆自燃时所需的比例。交替注入指的是按照先注入水煤浆后注入助燃物的顺序，多次循环往复注入，每次注入水煤浆和助燃物时，二者的实时注入量满足水煤浆自燃时所需的比例。由此，本发明在注入水煤浆和助燃物时，既可以通过混合连续注入的方式，也可以通过交替注入的方式，还可以在燃烧后用清水分隔不同位置处的段塞，采用多段塞式注入的方式，使得储层内不同部位处存在处于混合状态的水煤浆和助燃物。这样，利用不同位置处的水煤浆自燃后所产生的能量和气体，起到提高波及和驱替效率的作用。

具体地，在本发明实施例中，在注入水煤浆时，需要利用水煤浆注入媒介，将水煤浆注入储层内的不同燃烧位置处。其中，水煤浆注入媒介选自目的层位的射孔孔眼、筛管和衬管中的一种。也就是说，可以通过井筒在目的层的射孔孔眼、筛管或衬管等方式，向目的层的地层内注入水煤浆。水煤浆中的煤炭颗粒的浓度和波及范围保证了水煤浆在地层中有较好的注入性和流动性能，由于水煤浆的黏度远大于水的黏度，所以可以通过水煤浆来提高对原油的驱替效率效果和波及系数。

进一步，在本发明实施例中，当采用多段塞式注入的方式时，需要在步骤S130结束前，向目的层注入清水，以对各段塞带进行隔离，从而将各段塞带内的燃烧反应隔离开来。

由此，本发明通过上述技术方案完成了按照预设的注入方式，将水煤浆和助燃物注入目的储层的施工，使得在储层内的不同位置处将水煤浆和助燃物进行混合，从而进入到步骤S140中，以点燃储层内混合的水煤浆和助燃物，完成驱替调控施工。

步骤S140利用设置在井下的加热装置或点火装置产生的热量引发水煤浆自燃，利用燃烧后产生的热能和气体对储层油藏进行驱替调控。

在步骤S140实施之前，本发明所述的热采施工方法还需要将加热装置或点火装置通过管柱或导线放置于井下目的层，并在将加热装置或点火装置的电源连通后，使目的层升温，以对地层加热。由此，地层升温后，在有水煤浆和助燃物存在的情况下发生燃烧，以利用其升高后温度，使得井下目的层的温度环境发生变化，从而利用升温产生的能量引发水煤浆自燃。

进一步，在步骤S130完成注入施工后，由于在目的层段储层内的不同位置处混合有水煤浆和助燃物，加热装置或点火装置在接通电源，并使得目的层段储层升温后，加热混有助燃物的水煤浆，当水煤浆达到其自燃温度后，发生自燃。水煤浆发生燃烧后，会释放大量的热，加热地层流体、岩石，使得地层中不同位置储集体处的原油的黏度降低，并气化了地层水，从而提高了原油的流动能力。因此，步骤S140在驱替调控施工过程中，利用水煤浆自然后释放出的大量的二氧化碳和氮气等气体，与储层内的不同位置处的原油产生溶解、扩散等作用并进行原油驱替处理，从而进一步降低了原油黏度、增加了驱替作用效果。

另外，通过沉积在各个位置孔隙中的未燃烧的水煤浆颗粒，对相应位置处的压裂高深(裂缝)通道进行堵塞处理。也就是说，未燃烧的水煤浆颗粒沉积在地层孔隙中，降低了地层的渗透率，堵塞了高深裂缝通道，起到防止水、蒸汽窜流的作用。

下面提供一种将上述采热施工方法应用于某一稠油油藏开发单元的实施例。其中，该油藏开发单元的平均埋藏深度为500m，原始油藏压力为4.8MPa，地层温度为28℃，原油黏度8000mPa.s～35000mPa.s。对当前油藏开发单元采用传统的水平井蒸汽吞吐技术开发10个周期以上，采油速度为1.2％，采出程度为8.6％，综合含水87％，部分生产井因为高含水因素而关停。针对当前油藏单元，制定水煤浆热采驱替方案，该方案对应的采热施工流程如下：

(1)经过对当前待改造油藏区域的地质特征和油藏特征的评价研究，该油藏平均渗透率为2.4达西，平均孔隙度为28.7％，原始油藏含油饱和度75％，目前油藏平均剩余油饱和度62％，油藏剩余油分布受到油藏非均质性及蒸汽吞吐气窜控制，近井地带存在高含水高渗通道；

(2)当前油藏平均孔隙直径为112微米，最大孔隙直径389微米，孔隙平均配位数大于2.7，孔隙连通性较好。另外，当前油藏评价厚度为6m，油藏构造幅度较小，油藏倾角小于3度，存在较弱边水；

(3)当前油藏单元内的生产井可以转换成水平井，采用行列式井网，也可以调整为反五点或反九点井网；

(4)选取一注一采的井为例说明本方法的应用情况，注、采井之间的井距为120m；

(5)根据上述油藏研究结果，需使用水煤浆粒度中值控制在37微米～16微米，水煤浆浓度优选为69％；

(6)将水煤浆注入泵的出口连接至井口处，用清水清洗井筒，向注入井中按照<80m³/天的速度向井中注入水煤浆，同时，监测井口压力变化，通过调节注入速度保证井底压力低于岩石破裂压力，其中，水煤浆的总注入量为0.05PV(孔隙体积倍数)停止水煤浆注入；

(7)完成水煤浆的泵注后，用清水清洗井口及井筒，将空气泵的出口连接至井口处，注入压缩空气；

(8)在井筒中下入加热装置至储层中心位置，通电预热储层后进行自燃或点火；

(9)继续维持空气注入，注入空气量按氧气量折算，其中，水煤浆与空气用量的比例计算根据煤中碳的量和空气中氧的量进行折算，碳的量大于氧气的总量，保证水煤浆燃烧后过量；

(10)水煤浆燃烧后加热地层中的水，使之形成水蒸气，加热地层和原油，并驱替原油向生产井流动，未燃烧的水煤浆煤炭颗粒沉积在孔隙中造成岩石渗透率下降；

(11)可注入清水，隔断燃烧；也可循环注入水煤浆和空气，继续燃烧；

(12)持续监测注入过程中注入井和生产井的压力、温度、产物变化。

本发明实施例提出了一种基于水煤浆的热采施工方法。该方法针对现有热采技术存在的热效率低、成本高、排放严重、热采采收率低的问题，而提出了一种利用水煤浆既作为燃料，又作为驱替介质的技术，兼顾了煤炭利用效率高和原油开发效率高的双重作用。具体地，根据目标油藏特点，在油藏工程研究的基础上，将一定粒径分布的煤粉、水和添加剂，按照预设的成分比例，经过物理加工制成水煤浆；而后，将水煤浆通过地面管线、井口、井筒管柱等设备，注入到目的储层，并注入相应量的助燃物；在储层内部进行燃烧后加热地层，并对目的储层内的各处原油或稠油进行调控驱油。其中，本发明中水煤浆的燃烧可以产生大量热量用以加热地层，降低原油黏度，提高流动能力。另外，未燃烧的煤炭颗粒可以沉积在地层孔隙中对地层进行调控。

本发明将目前储量大、价格低的煤炭作为燃料，利用水煤浆加工工艺，将燃烧从地面转移到储层中进行，具有以下主要优点：①燃烧完全发生在储层中，热损失几乎可以忽略，热效率达到最高；②在水相中首先燃烧，可以避免或防止原油的燃烧；③水煤浆中未燃烧的煤炭颗粒粒度经过设计，可以在储层中起到调堵作用，提高驱替的波及系数；④水煤浆的黏度远远大于水或蒸汽的黏度，可以进一步提高驱替的波及和驱替效率；⑤可以单一段塞或者多段塞实施；⑥燃烧产生的二氧化碳和氮气具有驱油作用，基本没有污染物或温室气体排放；⑦成本低廉，操作性强。本方法不仅可以适应于稠油油藏，也适用于常规原油油藏，有助于煤的清洁利用，大幅度降低原油热采的成本，充分发挥燃烧产物的作用，是一种低成本、绿色环保、节能高效的提高采收率技术，具有极大的推广应用前景。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。

说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。

虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种热采施工方法，其特征在于，所述方法包括：

施工参数设计步骤，其中根据待改造油藏区域的地质资料和油藏特征资料，确定当前热采施工的设计参数；

水煤浆制备步骤，其中根据所述设计参数制备当前热采施工所需的水煤浆；

注入施工步骤，其中按照所述设计参数中的注入方式，将所述水煤浆通过注入井向目的储层注入，并根据水煤浆的总注入量，注入助燃物；和

驱替调控施工步骤，其中利用井下加热装置产生的热量引发所述水煤浆自燃，并利用燃烧后产生的热能和气体对储层油藏进行驱替调控。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述设计参数包括水煤浆的成分比例、煤粉的粒径中值、水煤浆的粒径中值、所述水煤浆的总注入量和注入施工的方式。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，在所述施工参数设计步骤中，包括：

选定当前热采施工的一口或多口注入井；

根据当前待改造油藏区域的油藏特征，确定水煤浆的成分比例；

根据当前待改造油藏区域的孔隙分布特征，分别确定所述煤粉的粒径中值和所述水煤浆的粒径中值；

根据当前待改造油藏区域的储层厚度、油藏孔隙度、油藏渗透率、油藏饱和度和注采井网形式，确定所述水煤浆的总注入量。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在根据当前待改造油藏区域的孔隙分布特征，分别确定所述煤粉的粒径中值和所述水煤浆的粒径中值步骤中，包括：

根据储层的平均孔隙半径分布特征和储层孔隙的粒径中值，确定所述煤粉的粒径中值；

所述水煤浆的粒径中值优选为小于所述储层孔隙的粒径中值的1/3。

5.根据权利要求1～4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述注入施工步骤中，包括：

采用预设的注入方式，将所述水煤浆和所述助燃物注入储层内部中的不同位置处，其中，所述注入方法选自多段塞式注入、混合连续注入和交替注入中的一种。

6.根据权利要求1～5中任一项所述的方法，其特征在于，在水煤浆制备步骤中，使用分散剂作为所述水煤浆内的添加剂。

7.根据权利要求1～6中任一项所述的方法，其特征在于，在所述驱替调控施工步骤之前，所述方法还包括：

通过管柱或导线将所述加热装置放置于井下目的层，并在将所述加热装置的电源连通后，对目的层进行加热。

8.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述注入施工步骤，还包括：注入清水以对各段塞进行隔离。

9.根据权利要求5或8所述的方法，其特征在于，在驱替调控施工步骤中，

利用燃烧后产生的气体，与各个位置的原油产生溶解、扩散并进行原油驱替处理；

通过沉积在各个位置孔隙中的未燃烧的水煤浆颗粒，对相应位置处的裂缝通道进行堵塞处理。

10.根据权利要求5、8、9中任一项所述的方法，其特征在于，在驱替调控施工步骤中，

利用水煤浆注入媒介，将所述水煤浆注入储层内的不同燃烧位置处，其中，所述水煤浆注入媒介选自目的层位的射孔孔眼、筛管和衬管中的一种。

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