CN114790879B - 裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法及系统，所述方法包括：将套管设置在井下水平段中，所述套管包括依次连接的多个管道，所述管道为盲管或筛管，所述盲管和筛管的长度和位置根据井下水平段的泥浆漏失率确定；对所述盲管段的地层裂缝进行堵漏处理并预热；将第一油管设置在所述套管中，将加热电缆设置在所述第一油管中，所述加热电缆包括与所述筛管对应的加热段，根据回采水率进行注汽开采，本发明能够实现蒸汽腔均匀发育，避免蒸汽沿着裂缝窜流，实现大幅提高SAGD产油水平和采收率的目标。

Description

裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法及系统

技术领域

本发明涉及地球物理勘探技术领域，尤其涉及一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法及系统。

背景技术

蒸汽辅助重力泄油技术(简称：SAGD)是1978年加拿大Bulter所发明，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。截至目前，SAGD技术已经在国内辽河、新疆等地的稠油油藏中实现了规模开发。

国内广泛存在裂缝性稠油油藏，该类油藏特征为发育大量的微裂缝，在常规蒸汽高温高压作用下，裂缝开启，注入的蒸汽沿着裂缝窜流，从而使得裂缝段优先加热而非裂缝段难以加热和蒸汽腔发育的情况。

WO2012037176A1公布了一种采用射频电磁波提高SAGD生产效果的方法，该方法在发育夹层的SAGD水平段定点下入射频天线，进行定点射频加热油层，然后该段油层进行压裂，使之产生裂缝，促使蒸汽进入该段油层，实现蒸汽腔发育。但该发明未针对完井措施进行阐述。对于裂缝性油藏，水平段下入普通的筛管，难以实现定点压裂。

WO2012155248A1公布了一种加压开采方法，包括提高驱替压力，促使注入流体进入生产井，调整蒸汽腔的扩展和发育形态，在现有两个SAGD井对之间油层底部加钻一口加密井用于加压注入，在两个井对中间油层产生压力差，促使两个井对中间的油层内原油产出。但该加密的加压注入井在裂缝性油藏中不适用，高压注入的流体将沿着裂缝窜流。

WO2007117787A2、WO2007117810A2、WO2019136533A1和WO2007112199A2公开了一种直井SAGD方法，具体来说是直井水力压裂+井下电加热+注稀释剂的采油方法，在直井井筒周围等角度进行多级水力压裂，产生径向垂直裂缝，然后向井筒内下入电加热器，并进行分段完井，在上部注入井段和下部生产井段中间井筒内下入封隔器进行卡封。从上部注入段注入稀释剂或者蒸汽，在电加热作用下，提高注入流体温度，促进流体上浮和横向运移，并在重力作用下驱替流体进入下部生产段。该方法为人工产生垂直裂缝，与本发明的天然裂缝性油藏不同，且为直井SAGD开发，与本发明的双水平SAGD井不同。

WO2014000096A1公布了一种裂缝性油藏SAGD的操作压力控制方法，采用回采水率来实时判断油层的漏失量，并据此调控操作压力。但未公布对于裂缝的防窜处理方法。

WO2016028464A1公布了一种蒸汽泡沫改善SAGD生产效果的方法。该方法在蒸汽中添加一定比例的发泡剂，减缓蒸汽沿着裂缝窜流，提高蒸汽的波及体积和水平段的动用程度。但该发明仅对蒸汽泡沫进行了阐述，为对裂缝处理进行说明。

美国发明专利No.4,450,913、No.4,513,819、No.5,407,009、No.5,607,016、No.5,899,274、No.6,318,464、No.6,769,486、以及No.6,883,607均公布了利用气体溶剂替代蒸汽进行无水SAGD(或者叫做VAPEX)的操作方法，该方法提出利用循环的烃类气体溶剂替代蒸汽，减少蒸汽用量，提高SAGD开发效果。但这些方法均未能针对裂缝性油藏无水SAGD的具体操作策略进行阐述。

总之，现有公开的方法均未有效解决裂缝对SAGD蒸汽漏失问题和水平段蒸汽腔因为裂缝而发育不均的问题。由于裂缝发育的影响，SAGD的产量水平难以提高，水平段动用程度不到50％，严重制约了采收率和开发的经济效益。

发明内容

本发明的一个目的在于提供一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，能够实现蒸汽腔均匀发育，避免蒸汽沿着裂缝窜流，实现大幅提高SAGD产油水平和采收率的目标。本发明的另一个目的在于提供一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统。

为了达到以上目的，本发明一方面公开了一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，包括：

将套管设置在井下水平段中，所述套管包括依次连接的多个管道，所述管道为盲管或筛管，所述盲管和筛管的长度和位置根据井下水平段的泥浆漏失率确定；

对所述盲管段的地层裂缝进行堵漏处理并预热；

将第一油管设置在所述套管中，将加热电缆设置在所述第一油管中，所述加热电缆包括与所述筛管对应的加热段，根据回采水率进行注汽开采。

优选的，进一步包括：

在钻井过程中确定井下水平段各位置的漏失率；

确定漏失率大于预设阈值的水平段为漏失段；

根据所述漏失段确定盲管的长度和位置，并将各段盲管通过筛管连接形成套管。

优选的，所述盲管上形成有射孔。

优选的，所述对所述盲管段的地层裂缝进行堵漏处理具体包括：

在套管的每个盲管的两端分别设置封隔器；

将第二油管的端部设置在盲管段对应的两个封隔器中间；

通过第二油管向盲管对应的地层注入段塞溶液。

优选的，所述通过第二油管向盲管对应的地层注入段塞溶液具体包括：

通过第二油管注入第一高浓度聚合物溶液和改性体膨石墨形成前置段塞；

通过第二油管注入第二高浓度聚合物溶液顶替前置段塞；

起出第二油管和封隔器。

优选的，所述预热具体包括：

将长油管和短油管下入注汽井和生产井的水平段；

采用低压循环预热方式预热；

预热完成后起出注汽井和生产井的长油管和短油管并下入油泵。

优选的，所述根据回采水率进行注汽开采具体包括|：

从注入井连续注入热流体，通过加热电缆进行加热，生产井连续生产抽油；

控制注汽井水平段井筒压力低于油层和盖层破裂压力以下预设压力，并使注汽井与生产井在水平段的压差在预设压差范围内；

实时监测回采水率，根据回采水率确定注入的热流体成分。

优选的，所述通过加热电缆进行加热具体包括：

通过加热装置对加热电缆进行加热；

通过设置在加热电缆表面的检测装置检测所述加热电缆表面温度；

所述加热装置通过所述表面温度调节所述加热电缆的加热功率。

优选的，所述根据回采水率确定注入的热流体成分具体包括|：

当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，注入纯水蒸汽和轻烃溶剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率80％～90％时，注入纯水蒸汽；

当注入纯水蒸汽的回采水率70％～80％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体；

当注入纯水蒸汽的回采水率60％～70％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体+泡沫剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率50％～60％时，注入纯水蒸汽、非凝析气体、泡沫剂和封堵剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率低于50％时，注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽、非凝析气体、发泡剂和封堵剂。

本发明还公开了一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统，包括设于井下水平段中的套管，所述套管包括依次连接的多个管道，所述管道为盲管或筛管，所述盲管和筛管的长度和位置根据井下水平段的泥浆漏失率确定、设置在所述套管中的第一油管、设置在所述第一油管中的加热电缆，所述加热电缆包括与所述筛管对应的加热段；以及开采控制模块，用于根据回采水率进行注汽开采。

优选的，所述盲管上形成有射孔。

优选的，进一步包括用于对所述盲管段的地层裂缝进行堵漏处理的多个封隔器和第二油管；

所述多个封隔器分别设置在套管每个盲管的两端，所述第二油管的端部依次设置在盲管段对应的两个封隔器中间，用于向盲管对应的地层注入段塞溶液。

优选的，所述开采控制模块用于从注入井连续注入热流体，通过加热电缆进行加热，生产井连续生产抽油；控制注汽井水平段井筒压力低于油层和盖层破裂压力以下预设压力，并使注汽井与生产井在水平段的压差在预设压差范围内；实时监测回采水率，根据回采水率确定注入的热流体成分。

优选的，进一步包括加热装置和设置在加热电缆表面的检测装置；

所述加热装置用于对加热电缆进行加热，并根据检测装置检测到的所述加热电缆表面温度调节所述加热电缆的加热功率。

优选的，所述开采控制模块进一步用于：

当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，注入纯水蒸汽和轻烃溶剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率80％～90％时，注入纯水蒸汽；

当注入纯水蒸汽的回采水率70％～80％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体；

当注入纯水蒸汽的回采水率60％～70％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体+泡沫剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率50％～60％时，注入纯水蒸汽、非凝析气体、泡沫剂和封堵剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率低于50％时，注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽、非凝析气体、发泡剂和封堵剂。

本发明采用盲管或筛管连接形成套管，通过盲管和筛管串接完井的方式进行水平段完井，根据漏失率向漏失段下入盲管，向非漏失段下入割缝筛管，可有效防治漏失段在循环预热期间注入井筒的流体发生大量漏失，确保从不同段进入油层的流体流量相等。进一步的，对盲管段的地层裂缝进行堵漏处理，可防止漏失段油层的深部漏失。最后，将第一油管设置在井下水平段中，并在第一油管中设置加热电缆对筛管段进行加热，然后根据回采水率进行注汽开采。本发明采用非常规完井、定点电加热以及变化的注汽开采策略，具有井筒流体漏失小、蒸汽腔均匀扩展等优势，水平段动用程度达到90％以上，具有明显的经济效益。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术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，对于本领域普通技术人员来讲，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为本发明裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法水平段脚跟漏失的注气井结构示意图。

图2为本发明裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法水平段脚跟漏失的生产井结构示意图。

图3为本发明裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法水平段脚尖漏失的注气井结构示意图。

图4为本发明裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法水平段脚尖漏失的生产井结构示意图。

附图标记：

1、套管；21、抽油泵；22、抽油管；31、盲管；32、筛管；41、第一高浓度聚合物溶液和改性体膨石墨；42、第二高浓度聚合物溶液；51、导电段；52、加热段；53、测温热电偶；54、第二油管。

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。

根据本发明的一个方面，本实施例公开了一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法。如图1所示，所述方法包括：

S100：将套管1设置在井下水平段中，所述套管1包括依次连接的多个管道，所述管道为盲管31或筛管32，所述盲管31和筛管32的长度和位置根据井下水平段的泥浆漏失率确定。

S200：对所述盲管31段的地层裂缝进行堵漏处理并预热。

S300：将第一油管设置在所述套管1中，将加热电缆设置在所述第一油管中，所述加热电缆包括与所述筛管32对应的加热段52，根据回采水率进行注汽开采。

本发明采用盲管31或筛管32连接形成套管1，通过盲管31和筛管32串接完井的方式进行水平段完井，根据漏失率向漏失段下入盲管31，向非漏失段下入割缝筛管32，可有效防治漏失段在循环预热期间注入井筒的流体发生大量漏失，确保从不同段进入油层的流体流量相等。进一步的，对盲管31段的地层裂缝进行堵漏处理，可防止漏失段油层的深部漏失。最后，将第一油管设置在井下水平段中，并在第一油管中设置加热电缆对筛管32段进行加热，然后根据回采水率进行注汽开采。本发明采用非常规完井、定点电加热以及变化的注汽开采策略，具有井筒流体漏失小、蒸汽腔均匀扩展等优势，水平段动用程度达到90％以上，具有明显的经济效益。

在优选的实施方式中，所述方法进一步包括：

S010：在钻井过程中确定井下水平段各位置的漏失率；

S020：确定漏失率大于预设阈值的水平段为漏失段；

S030：根据所述漏失段确定盲管31的长度和位置，并将各段盲管31通过筛管32连接形成套管1。

可以理解的是，可根据钻井过程筛选合适的SAGD井组。在钻井阶段泥浆漏失率大于预设阈值的井组所对应的油层为裂缝性油层，并选择为目标井组。优选的，预设阈值的漏失率可以是20％～50％。

在钻井钻进过程中，记录钻到不同水平段位置的泥浆瞬时漏失率，并根据不同位置的不同漏失率，将水平段分为漏失段和非漏失段，其中，优选的，单个漏失段或非漏失段的长度大于50米。然后，采用串接完井的方式进行水平段完井，具体为向漏失段下入盲管31，向非漏失段下入割缝筛管32，盲管31与筛管32之间采用螺纹连接。

在优选的实施方式中，所述盲管31上形成有射孔。可以理解的是，盲管31上形成有射孔，可以实现管道中的液气体与地层原油的交换。常见的筛管管壁呈网格状，便于套管中液气体与地层原油进行交换，实现原油开采。

在一个具体例子中，可对盲管31进行射孔，射孔密度根据该段总体漏失率按照以下公式进行设计。

其中，D_f为每米射孔密度，无因次；Q为从井口注入流体流速，m³/d；ψ为该水平段总体漏失率，无因次；υ为射孔孔眼内流速，m/d；h为水平段长度，m；d为射孔孔眼直径，m。

在优选的实施方式中，所述S200对所述盲管31段的地层裂缝进行堵漏处理具体包括：

S210：在套管1的每个盲管31的两端分别设置封隔器。

S220：将第二油管54的端部设置在盲管31段对应的两个封隔器中间。

S230：通过第二油管54向盲管31对应的地层注入段塞溶液。

可以理解的是，可利用水平段封隔器对漏失段进行逐段上返式堵漏处理，可以将地层裂缝堵住，防止预热时由于裂缝的存在而预热不均匀。

在优选的实施方式中，所述S230通过第二油管54向盲管31对应的地层注入段塞溶液具体包括：

S231：通过第二油管54注入第一高浓度聚合物溶液和改性体膨石墨41形成前置段塞。

S232：通过第二油管54注入第二高浓度聚合物溶液42顶替前置段塞。

S233：起出第二油管54和封隔器。

在一个具体例子中，首先向SAGD井对的两口井均注入高浓度聚合物溶液(第一高浓度聚合物溶液)和改性体膨石墨组成的前置段塞，然后注入中-高浓度聚合物溶液(第二高浓度聚合物溶液42)顶替前置段塞到油层深部10～30m。处理完毕后起出封隔器。

优选的，所述高浓度聚合物溶液的浓度为1％～5％，但需要低于临界胶束浓度；所述石墨颗粒为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为200～300℃，体积膨胀倍数为100～300倍，石墨颗粒尺寸为200～500目。

在优选的实施方式中，所述S200预热具体包括：

S241：将长油管22和短油管22下入注汽井和生产井的水平段。

S242：采用低压循环预热方式预热。

S243：预热完成后起出注汽井和生产井的长油管22和短油管22并下入抽油泵21。

具体的，下入长油管22与短油管22到注汽井和生产井的水平段，其中长油管22与长油管22可以是平行双管，也可以是短油管22在外长油管22在内的同心双管设置，长油管22下入水平段脚尖并距离脚尖40～60m，短油管22下入水平段脚跟。当预热时，可对SAGD井对采用低压常规循环预热方式预热，常规循环预热方式包括注汽井与生产井低压注蒸汽循环预热和溶剂辅助预热等预热方式，预热期间水平段操作压力保持在原始地层压力水平；预热完成后，起出注汽井筒内的长油管22，起出生产井筒内的长油管22和短油管22并下入抽油泵21。

在优选的实施方式中，所述S300根据回采水率进行注汽开采具体包括|：

S310：从注入井连续注入热流体，通过加热电缆进行加热，生产井连续生产抽油；

S320：控制注汽井水平段井筒压力低于油层和盖层破裂压力以下预设压力，并使注汽井与生产井在水平段的压差在预设压差范围内；

S330：实时监测回采水率，根据回采水率确定注入的热流体成分。

具体的，上部注入井连续注入热流体，下部生产井连续生产，转入SAGD生产阶段。控制注汽井水平段井筒操作压力低于油层和盖层破裂压力以下1～2MPa(预设压力)，注汽井与生产井在水平段的操作压差0.3～1.0MPa(预设压差范围)。其中，油层和盖层破裂压力可预先测定，即通过在生产区域油层和盖层密闭冷冻取芯，测定覆压条件下的油层和盖层在不同温度下的破裂压力。

需要说明的是，热流体为水蒸汽、水蒸汽+非凝析气体(CO₂、N₂、CH₄等一种或者几种)、水蒸汽+轻烃溶剂和或非凝析气体、水蒸汽+轻烃溶剂和或非凝析气体+发泡剂和或乳化剂。轻烃溶剂为轻质烷烃溶剂、轻质芳烃溶剂、轻质烯烃溶剂、轻质醇类溶剂、轻质醚类溶剂的一种或者几种。非凝析气体为CO₂、N₂、CH₄等一种或者几种组成。

在优选的实施方式中，S300通过加热电缆进行加热预热具体包括：

S321：通过加热装置对加热电缆进行加热。

S322：通过设置在加热电缆表面的检测装置检测所述加热电缆表面温度。

S323：所述加热装置通过所述表面温度调节所述加热电缆的加热功率。

可以理解的是，可下入电阻加热电缆到井筒内的第一油管中，其中加热电缆可包括加热段52和导电段51，其中加热段52优选的与套管1的筛管32段对应，即与水平段的非漏失段对应，其余段为导电段51。

加热电缆表面采用检测装置测温，例如可采用热电偶53测温，加热电缆和热电偶53可平行预置到连续油管，并下入水平段脚尖，距离脚尖40～60m。地面可设置作为加热装置的控电箱，控电箱可根据加热电缆表面测温自动控制加热功率。具体的，控电箱可当所述加热电缆表面温度大于预设温度，提高加热电缆的加热功率，当所述加热电缆表面温度小于预设温度，降低加热电缆的加热功率。优选的，可设置预设温度为油层原油结焦温度以下10～30℃，即控制加热电缆表面最高温度为油层原油结焦温度以下10～30℃，控电箱对加热电缆的加热功率范围为300～1500W/m。

优选的，所述加热电缆为不锈钢铠装矿物绝缘电缆，电缆发热段的内部绝缘填料为氧化镁；电缆导电段51的内部绝缘填料为氧化镁或聚四氟；电缆最高耐压10～20MPa，发热段最高耐温450℃，导电段51最高耐温230～450℃，发热段最高功率1500W/m。

在优选的实施方式中，所述S330根据回采水率确定注入的热流体成分具体包括：

S331：当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，注入纯水蒸汽和轻烃溶剂。

S332：当注入纯水蒸汽的回采水率80％～90％时，注入纯水蒸汽。

S333：当注入纯水蒸汽的回采水率70％～80％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体。

S334：当注入纯水蒸汽的回采水率60％～70％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体+泡沫剂。

S335：当注入纯水蒸汽的回采水率50％～60％时，注入纯水蒸汽、非凝析气体、泡沫剂和封堵剂。

S336：当注入纯水蒸汽的回采水率低于50％时，注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽、非凝析气体、发泡剂和封堵剂。|

其中，可监测每天回采水率，即产出的水与注入的冷水当量的水蒸汽的速度之比。根据不同的回采水率确定不同的注采策略。

具体的，S331中注汽井操作压力为原始油层压力以上3～4Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.5～1.0MPa；轻烃溶剂与水蒸汽的质量比为1：50～1：10。轻烃溶剂为轻质烷烃溶剂、轻质芳烃溶剂、轻质烯烃溶剂、轻质醇类溶剂、轻质醚类溶剂的一种或者几种。

S332注汽井操作压力为原始油层压力以上2～3Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.4～0.8MPa。

S333注汽井操作压力下降到原始油层压力以上1～2Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.3～0.5MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：5～2：1。

S334注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.3～0.5MPa；非凝析气体为CO2、N2、CH4等一种或者几种组成。非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：5～1：1，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.1％～3％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.1％～1％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为纳米二氧化硅、黄原胶、改性聚合物的一种或者几种组成。

S335注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.3～0.5MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：5～1：2，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1％～3％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.5％～1％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为纳米二氧化硅、黄原胶、改性聚合物的一种或者几种组成；封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为200～300℃，体积膨胀倍数为100～300倍，石墨颗粒尺寸为200～500目；封堵剂占体系总质量浓度的10％～30％。

S336注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.3～0.5Mpa。封堵体系为浓度为0.3％～1％的聚丙烯酰胺聚合物悬浮液与高温膨胀石墨按照体积比1：1～3：1的混合流体，高温膨胀石墨起始膨胀温度为200～300℃，体积膨胀倍数为100～300倍，石墨颗粒尺寸为200～500目，封堵体系段塞量依据注入压力确定，当注入压力达到油层破裂压力以下0.5～1MPa且注入速度下降到0.1t/hour时停止。泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为2％～5％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1.0％～1.5％；封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为200～300℃，体积膨胀倍数为100～300倍，石墨颗粒尺寸为200～500目；封堵剂占体系总质量浓度的10％～30％。

下面通过几个具体例子来对本发明作进一步的说明。

实施例1

本实施例提供一种双水平井SAGD开发的裂缝性超稠油油藏的电加热辅助开采原油方法，包括以下步骤：

(1)筛选合适的SAGD井组。在钻井阶段泥浆漏失率大于20％的井组所对应的油层为裂缝性油层，并选择为目标井组。

(2)生产区域油层和盖层密闭冷冻取芯，测定覆压条件下的油层和盖层在不同温度下的破裂压力。

(3)特殊完井。在钻进过程中，记录不同钻到不同水平段位置的泥浆瞬时漏失率，并根据不同位置的不同漏失率，将水平段分为漏失段和非漏失段，其中，漏失段位于水平段脚跟端，漏失段和非漏失段的长度均为200米，如图1和图2所示。

采用串接完井的方式进行水平段完井，具体为向漏失段下入盲管31，向非漏失段下入割缝筛管32，盲管31与筛管32之间采用螺纹连接。

对盲管31进行限流射孔，射孔密度根据该段总体漏失率按照以下公式进行设计。

其中，D_f为每米射孔密度，26孔/m；Q为从井口注入流体流速，200m³/d；ψ为该水平段总体漏失率，50％；υ为孔眼内流速，0.002m/d；h为水平段长度，400m；d为射孔孔眼直径，0.012m。

(4)对漏失段油层进行预处理。利用水平段封隔器对漏失段进行逐段上返式堵漏处理，具体为首先向SAGD井对的两口井均注入高浓度聚合物溶液+改性体膨石墨组成的前置段塞，然后注入中-高浓度聚合物溶液顶替前置段塞到油层深部10m；处理完毕后起出封隔器。

所述高浓度聚合物溶液的浓度为1％，但需要低于临界胶束浓度；所述石墨颗粒为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为200℃，体积膨胀倍数为100倍，石墨颗粒尺寸为200目。

(5)下入长油管22与短油管22到注汽井和生产井的水平段，其中长油管22与长油管22可以是平行双管，也可以是短油管22在外长油管22在内的同心双管设置，长油管22下入水平段脚尖并距离脚尖4m，短油管22下入水平段脚跟。SAGD井对采用低压常规循环预热方式预热，包括注汽井与生产井低压注蒸汽循环预热、溶剂辅助预热等，预热期间水平段操作压力保持在原始地层压力水平；预热完成后，起出注汽井筒内的长油管22，起出生产井筒内的长油管22和短油管22并下入抽油泵21；

(6)下入电阻加热电缆到注汽井和生产井的井筒内，其中加热段52位于非漏失段，其余段为导电段51。加热电缆表面采用热电偶53测温，加热电缆和热电偶53平行预置到连续油管，需要水平段脚尖40m；地面设置控电箱，根据加热电缆表面测温自动控制功率。

所述加热电缆为不锈钢铠装矿物绝缘电缆，电缆发热段的内部绝缘填料为氧化镁；电缆导电段51的内部绝缘填料为聚四氟；电缆最高耐压10MPa，发热段最高耐温450℃，导电段51最高耐温230℃，发热段最高功率1500W/m。

(7)上部注入井连续注入热流体，下部生产井连续生产，转入SAGD生产阶段。控制注汽井水平段井筒操作压力低于油层和盖层破裂压力以下1MPa，注汽井与生产井在水平段的操作压差0.3MPa。

(8)根据适时回采水率调整注入策略。监测每天回采水率，即产出的水与注入的冷水当量的水蒸汽的速度之比。控制采注比1.1；制定如下注采策略：

a.当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，继续注入纯水蒸汽+轻烃溶剂，注汽井操作压力为原始油层压力以上3Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.5MPa；轻烃溶剂与水蒸汽的质量比为1：50；轻烃溶剂为轻质烷烃溶剂环己烷；

b.当注入纯水蒸汽的回采水率80％时，继续注入纯水蒸汽，注汽井操作压力为原始油层压力以上2Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.4MPa；

c.当注入纯水蒸汽的回采水率70％～80％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体，注汽井操作压力下降到原始油层压力以上1Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.3MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：5；非凝析气体为N₂；

d.当注入纯水蒸汽的回采水率60％～70％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+泡沫剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.3MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：5，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.1％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.1％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为纳米二氧化硅；

e.当注入纯水蒸汽的回采水率50％～60％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+泡沫剂+封堵剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.3MPa；

非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：5，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.5％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为纳米二氧化硅；封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为200℃，体积膨胀倍数为100倍，石墨颗粒尺寸为200目；封堵剂占体系总质量浓度的10％；

f.当注入纯水蒸汽的回采水率低于50％时，继续注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+发泡剂+封堵剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.3Mpa。

封堵体系为浓度为0.3％的聚丙烯酰胺聚合物悬浮液与高温膨胀石墨按照体积比1：1的混合流体，高温膨胀石墨起始膨胀温度为200℃，体积膨胀倍数为100倍，石墨颗粒尺寸为200目，封堵体系段塞量依据注入压力确定，当注入压力达到油层破裂压力以下0.5MPa且注入速度下降到0.1t/hour时停止。

泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为2％～5％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1.0％。

封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为200℃，体积膨胀倍数为100倍，石墨颗粒尺寸为200目；封堵剂占体系总质量浓度的10％。

SAGD生产的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD方法实现了该裂缝性油藏整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规方法的相邻SAGD井对相比，蒸汽漏失率从30％下降到5％以下，蒸汽腔沿水平段发育规模达到了98％(相邻常规SAGD预热启动的井对：41％)。

实施例2

本实施例提供一种双水平井SAGD开发的裂缝性超稠油油藏的电加热辅助开采原油方法，包括以下步骤：

(1)筛选合适的SAGD井组。在钻井阶段泥浆漏失率大于30％的井组所对应的油层为裂缝性油层，并选择为目标井组。

(2)生产区域油层和盖层密闭冷冻取芯，测定覆压条件下的油层和盖层在不同温度下的破裂压力。

(3)特殊完井。在钻进过程中，记录不同钻到不同水平段位置的泥浆瞬时漏失率，并根据不同位置的不同漏失率，将水平段分为漏失段和非漏失段，其中，漏失段位于水平段脚跟端，漏失段和非漏失段的长度均为200米。

采用串接完井的方式进行水平段完井，具体为向漏失段下入盲管31，向非漏失段下入割缝筛管32，盲管31与筛管32之间采用螺纹连接。

对盲管31进行限流射孔，射孔密度根据该段总体漏失率按照以下公式进行设计。

其中，D_f为每米射孔密度，13孔/m；Q为从井口注入流体流速，200m³/d；ψ为该水平段总体漏失率，50％；υ为孔眼内流速，0.004m/d；h为水平段长度，400m；d为射孔孔眼直径，0.012m。

(4)对漏失段油层进行预处理。利用水平段封隔器对漏失段进行逐段上返式堵漏处理，具体为首先向SAGD井对的两口井均注入高浓度聚合物溶液+改性体膨石墨组成的前置段塞，然后注入中-高浓度聚合物溶液顶替前置段塞到油层深部20m；处理完毕后起出封隔器。

所述高浓度聚合物溶液的浓度为3％，但需要低于临界胶束浓度；所述石墨颗粒为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为250℃，体积膨胀倍数为250倍，石墨颗粒尺寸为300目。

(5)下入长油管22与短油管22到注汽井和生产井的水平段，其中长油管22与长油管22可以是平行双管，也可以是短油管22在外长油管22在内的同心双管设置，长油管22下入水平段脚尖并距离脚尖50m，短油管22下入水平段脚跟；SAGD井对采用低压常规循环预热方式预热，包括注汽井与生产井低压注蒸汽循环预热、溶剂辅助预热等，预热期间水平段操作压力保持在原始地层压力水平；预热完成后，起出注汽井筒内的长油管22，起出生产井筒内的长油管22和短油管22并下入抽油泵21；

(6)下入电阻加热电缆到注汽井和生产井的井筒内，其中加热段52位于非漏失段，其余段为导电段51。加热电缆表面采用热电偶53测温，加热电缆和热电偶53平行预置到连续油管，需要水平段脚尖50m；地面设置控电箱，根据加热电缆表面测温自动控制功率。

所述加热电缆为不锈钢铠装矿物绝缘电缆，电缆发热段的内部绝缘填料为氧化镁；电缆导电段51的内部绝缘填料为氧化镁；电缆最高耐压15MPa，发热段最高耐温450℃，导电段51最高耐温450℃，发热段最高功率1500W/m。

(7)上部注入井连续注入热流体，下部生产井连续生产，转入SAGD生产阶段。控制注汽井水平段井筒操作压力低于油层和盖层破裂压力以下1.5MPa，注汽井与生产井在水平段的操作压差0.8MPa。

(8)根据适时回采水率调整注入策略。监测每天回采水率，即产出的水与注入的冷水当量的水蒸汽的速度之比。控制采注比1.2；制定如下注采策略：

a.当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，继续注入纯水蒸汽+轻烃溶剂，注汽井操作压力为原始油层压力以上4Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.8MPa；轻烃溶剂与水蒸汽的质量比为1：20；轻烃溶剂为轻质芳烃溶剂二甲苯；

b.当注入纯水蒸汽的回采水率80％～90％时，继续注入纯水蒸汽，注汽井操作压力为原始油层压力以上2.5Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.6MPa；

c.当注入纯水蒸汽的回采水率70％～80％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体，注汽井操作压力下降到原始油层压力以上1.5Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.4MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：1；非凝析气体为CO₂；

d.当注入纯水蒸汽的回采水率60％～70％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+泡沫剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.4MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：3，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为2％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.5％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为黄原胶；

e.当注入纯水蒸汽的回采水率50％～60％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+泡沫剂+封堵剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.4MPa；

非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：4，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为2％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为0.8％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为黄原胶；封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为250℃，体积膨胀倍数为200倍，石墨颗粒尺寸为300目；封堵剂占体系总质量浓度的20％；

f.当注入纯水蒸汽的回采水率低于50％时，继续注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+发泡剂+封堵剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.4Mpa。

封堵体系为浓度为0.8％的聚丙烯酰胺聚合物悬浮液与高温膨胀石墨按照体积比2：1的混合流体，高温膨胀石墨起始膨胀温度为250℃，体积膨胀倍数为200倍，石墨颗粒尺寸为300目，封堵体系段塞量依据注入压力确定，当注入压力达到油层破裂压力以下0.8MPa且注入速度下降到0.1t/hour时停止。

泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为3％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1.2％。

封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为250℃，体积膨胀倍数为200倍，石墨颗粒尺寸为300目；封堵剂占体系总质量浓度的20％。

SAGD生产的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD方法实现了该裂缝性油藏整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规方法的相邻SAGD井对相比，蒸汽漏失率从33％下降到4％以下，蒸汽腔沿水平段发育规模达到了97％(相邻常规SAGD预热启动的井对：43％)。

实施例3

本实施例提供一种双水平井SAGD开发的裂缝性超稠油油藏的电加热辅助开采原油方法，包括以下步骤：

(1)筛选合适的SAGD井组。在钻井阶段泥浆漏失率大于50％的井组所对应的油层为裂缝性油层，并选择为目标井组。

(2)生产区域油层和盖层密闭冷冻取芯，测定覆压条件下的油层和盖层在不同温度下的破裂压力。

(3)特殊完井。在钻进过程中，记录不同钻到不同水平段位置的泥浆瞬时漏失率，并根据不同位置的不同漏失率，将水平段分为漏失段和非漏失段，其中，漏失段位于水平段脚尖端，漏失段和非漏失段的长度均为200米，如图3和图4所示。

采用串接完井的方式进行水平段完井，具体为向漏失段下入盲管31，向非漏失段下入割缝筛管32，盲管31与筛管32之间采用螺纹连接。

对盲管31进行限流射孔，射孔密度根据该段总体漏失率按照以下公式进行设计。

其中，D_f为每米射孔密度，9孔/m；Q为从井口注入流体流速，200m³/d；ψ为该水平段总体漏失率，50％；υ为孔眼内流速，0.002m/d；h为水平段长度，400m；d为射孔孔眼直径，0.012m。

(4)对漏失段油层进行预处理。利用水平段封隔器对漏失段进行逐段上返式堵漏处理，具体为首先向SAGD井对的两口井均注入高浓度聚合物溶液+改性体膨石墨组成的前置段塞，然后注入中-高浓度聚合物溶液顶替前置段塞到油层深部30m；处理完毕后起出封隔器。

所述高浓度聚合物溶液的浓度为5％，但需要低于临界胶束浓度；所述石墨颗粒为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为300℃，体积膨胀倍数为300倍，石墨颗粒尺寸为500目。

(5)下入长油管22与短油管22到注汽井和生产井的水平段，其中长油管22与长油管22可以是平行双管，也可以是短油管22在外长油管22在内的同心双管设置，长油管22下入水平段脚尖并距离脚尖60m，短油管22下入水平段脚跟；SAGD井对采用低压常规循环预热方式预热，包括注汽井与生产井低压注蒸汽循环预热、溶剂辅助预热等，预热期间水平段操作压力保持在原始地层压力水平；预热完成后，起出注汽井筒内的长油管22，起出生产井筒内的长油管22和短油管22并下入抽油泵21；

(6)下入电阻加热电缆到注汽井和生产井的井筒内，其中加热段52位于非漏失段，其余段为导电段51。加热电缆表面采用热电偶53测温，加热电缆和热电偶53平行预置到连续油管，需要水平段脚尖60m；地面设置控电箱，根据加热电缆表面测温自动控制功率。

所述加热电缆为不锈钢铠装矿物绝缘电缆，电缆发热段的内部绝缘填料为氧化镁；电缆导电段51的内部绝缘填料为氧化镁；电缆最高耐压20MPa，发热段最高耐温450℃，导电段51最高耐温450℃，发热段最高功率1500W/m。

(7)上部注入井连续注入热流体，下部生产井连续生产，转入SAGD生产阶段。控制注汽井水平段井筒操作压力低于油层和盖层破裂压力以下2MPa，注汽井与生产井在水平段的操作压差1.0MPa。

(8)根据适时回采水率调整注入策略。监测每天回采水率，即产出的水与注入的冷水当量的水蒸汽的速度之比。控制采注比1.2；制定如下注采策略：

a.当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，继续注入纯水蒸汽+轻烃溶剂，注汽井操作压力为原始油层压力以上4Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.5～1.0MPa；轻烃溶剂与水蒸汽的质量比为1：10；轻烃溶剂为轻质醚类溶剂二甲醚；

b.当注入纯水蒸汽的回采水率90％时，继续注入纯水蒸汽，注汽井操作压力为原始油层压力以上3Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.8MPa；

c.当注入纯水蒸汽的回采水率70％～80％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体，注汽井操作压力下降到原始油层压力以上2Mpa，注汽井和生产井之间的压差0.5MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为2：1；非凝析气体为CH₄；

d.当注入纯水蒸汽的回采水率60％～70％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+泡沫剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.5MPa；非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：1，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为3％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为改性聚合物；

e.当注入纯水蒸汽的回采水率50％～60％时，继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+泡沫剂+封堵剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.5MPa；

非凝析气体与水蒸汽的油层温压下的体积比为1：2，泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为3％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1％；发泡剂为耐温200℃以上的磺酸盐表面活性剂，稳泡剂为改性聚合物；封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为300℃，体积膨胀倍数为300倍，石墨颗粒尺寸为500目；封堵剂占体系总质量浓度的30％；

f.当注入纯水蒸汽的回采水率低于50％时，继续注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽+非凝析气体+发泡剂+封堵剂，注汽井操作压力下降到原始油层压力，注汽井和生产井之间的压差0.5Mpa。

封堵体系为浓度为1％的聚丙烯酰胺聚合物悬浮液与高温膨胀石墨按照体积比3：1的混合流体，高温膨胀石墨起始膨胀温度为300℃，体积膨胀倍数为300倍，石墨颗粒尺寸为500目，封堵体系段塞量依据注入压力确定，当注入压力达到油层破裂压力以下1MPa且注入速度下降到0.1t/hour时停止。

泡沫剂由发泡剂与稳泡剂组成，其中发泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为5％；稳泡剂与纯水蒸汽+非凝析气体质量比为1.5％。

封堵剂为高温膨胀石墨，起始膨胀温度为300℃，体积膨胀倍数为300倍，石墨颗粒尺寸为500目；封堵剂占体系总质量浓度的30％。

SAGD生产的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD方法实现了该裂缝性油藏整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规方法的相邻SAGD井对相比，蒸汽漏失率从35％下降到7％以下，蒸汽腔沿水平段发育规模达到了92％(相邻常规SAGD预热启动的井对：38％)。

综上，本发明所提供的裂缝性稠油油藏双水平井SAGD井下开采方法具有以下技术效果：

(1)与现有的SAGD水平段常规笼统筛管32完井方式相比，本发明采用串接完井的方式进行水平段完井，向漏失段下入盲管31，向非漏失段下入割缝筛管32，对盲管31进行限流射孔，可有效防治漏失段流体发生大量漏失，确保从不同段进入油层的流体流量相等；

(2)本发明利用水平段封隔器对漏失段进行逐段上返式堵漏处理，防止漏失段油层的深部漏失。其中，本发明采用高浓度聚合物溶液+改性体膨石墨组成的前置段塞，鉴于高温膨胀石墨的起始膨胀温度为200～300℃，可在该段发生高温汽窜的时候快速膨胀并封堵油层，防止汽窜；而在中低温流体经过的时候不膨胀，不封堵中低温流体，因次可以起到选择性封堵作用。此外，体积膨胀倍数为100～300倍，可以完全封堵住高温蒸汽通道，对于SAGD预热阶段和生产阶段的高温选择性封堵均具有重要作用。

(3)采用定点电加热进一步改善流体在不同水平段的入井能力。具体为在非漏失段定点电加热，可大幅提高该段流体进入油层的能力，平衡漏失段的流体进入油层的流速差，达到均衡一致的扩散速度，从而促进蒸汽腔均衡发育。

(4)根据回采水率快速判断，采用多层调控注入策略，进一步抑制汽窜；具体在高回采水率情况下，认为油层封闭性好，无明显漏失，注入溶剂增加蒸汽腔扩展速度；在低回采水率情况下，认为油层发生了明显漏失，采取泡沫和封堵剂的多重措施，防治注入流体的漏失。并通过降低井下操作压力，促进动态裂缝的关闭，进一步防止油层漏失，提高注入流体波及体积和有效率。

基于相同原理，本实施例还公开了一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统。本实施例中，该系统包括设于井下水平段中的套管1，所述套管1包括依次连接的多个管道，所述管道为盲管31或筛管32，所述盲管31和筛管32的长度和位置根据井下水平段的泥浆漏失率确定、设置在所述套管1中的第一油管、设置在所述第一油管中的加热电缆，所述加热电缆包括与所述筛管32对应的加热段52；以及开采控制模块，用于根据回采水率进行注汽开采。

在优选的实施方式中，所述盲管31上形成有射孔。

在优选的实施方式中，进一步包括用于对所述盲管31段的地层裂缝进行堵漏处理的多个封隔器和第二油管54；

所述多个封隔器分别设置在套管1每个盲管31的两端，所述第二油管54的端部依次设置在盲管31段对应的两个封隔器中间，用于向盲管31对应的地层注入段塞溶液。

在优选的实施方式中，所述开采控制模块用于从注入井连续注入热流体，通过加热电缆进行加热，生产井连续生产抽油；控制注汽井水平段井筒压力低于油层和盖层破裂压力以下预设压力，并使注汽井与生产井在水平段的压差在预设压差范围内；实时监测回采水率，根据回采水率确定注入的热流体成分。

在优选的实施方式中，进一步包括加热装置和设置在加热电缆表面的检测装置；

所述加热装置用于对加热电缆进行加热，并根据检测装置检测到的所述加热电缆表面温度调节所述加热电缆的加热功率。

在优选的实施方式中，所述开采控制模块进一步用于：

当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，注入纯水蒸汽和轻烃溶剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率80％～90％时，注入纯水蒸汽；

当注入纯水蒸汽的回采水率70％～80％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体；

当注入纯水蒸汽的回采水率60％～70％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体+泡沫剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率50％～60％时，注入纯水蒸汽、非凝析气体、泡沫剂和封堵剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率低于50％时，注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽、非凝析气体、发泡剂和封堵剂。

由于该系统解决问题的原理与以上方法类似，因此本系统的实施可以参见方法的实施，在此不再赘述。

本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于系统实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。

以上所述仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。

Claims (11)

1.一种裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，其特征在于，包括：

将套管设置在井下水平段中，所述套管包括依次连接的多个管道，所述管道为盲管或筛管，所述盲管和筛管的长度和位置根据井下水平段的泥浆漏失率确定；

对盲管段的地层裂缝进行堵漏处理并预热；

将第一油管设置在所述套管中，将加热电缆设置在所述第一油管中，所述加热电缆包括与所述筛管对应的加热段，根据回采水率进行注汽开采；

所述对所述盲管段的地层裂缝进行堵漏处理具体包括：

在套管的每个盲管的两端分别设置封隔器；

将第二油管的端部设置在盲管段对应的两个封隔器中间；

通过第二油管向盲管对应的地层注入段塞溶液；

所述通过第二油管向盲管对应的地层注入段塞溶液具体包括：

通过第二油管注入第一高浓度聚合物溶液和改性体膨石墨形成前置段塞；

通过第二油管注入第二高浓度聚合物溶液顶替前置段塞；

起出第二油管和封隔器；

所述预热具体包括：

将长油管和短油管下入注汽井和生产井的水平段；

采用低压循环预热方式预热；

预热完成后起出注汽井和生产井的长油管和短油管并下入油泵。

2.根据权利要求1所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，其特征在于，进一步包括：

在钻井过程中确定井下水平段各位置的漏失率；

确定漏失率大于预设阈值的水平段为漏失段；

根据所述漏失段确定盲管的长度和位置，并将各段盲管通过筛管连接形成套管。

3.根据权利要求1所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，其特征在于，所述盲管上形成有射孔。

4.根据权利要求1所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，其特征在于，所述根据回采水率进行注汽开采具体包括|：

从注入井连续注入热流体，通过加热电缆进行加热，生产井连续生产抽油；

控制注汽井水平段井筒压力低于油层和盖层破裂压力以下预设压力，并使注汽井与生产井在水平段的压差在预设压差范围内；

实时监测回采水率，根据回采水率确定注入的热流体成分。

5.根据权利要求4所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，其特征在于，所述通过加热电缆进行加热具体包括：

通过加热装置对加热电缆进行加热；

通过设置在加热电缆表面的检测装置检测所述加热电缆表面温度；

所述加热装置通过所述表面温度调节所述加热电缆的加热功率。

6.根据权利要求5所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采方法，其特征在于，所述根据回采水率确定注入的热流体成分具体包括：

当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，注入纯水蒸汽和轻烃溶剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于80％且小于90％时，注入纯水蒸汽；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于70％且小于80％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于60％且小于70％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体+泡沫剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于50％且小于60％时，注入纯水蒸汽、非凝析气体、泡沫剂和封堵剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率小于50％时，注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽、非凝析气体、发泡剂和封堵剂。

7.一种用于执行权利要求1所述方法的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统，其特征在于，包括设于井下水平段中的套管，所述套管包括依次连接的多个管道，所述管道为盲管或筛管，所述盲管和筛管的长度和位置根据井下水平段的泥浆漏失率确定，还包括设置在所述套管中的第一油管、设置在所述第一油管中的加热电缆，所述加热电缆包括与所述筛管对应的加热段；以及开采控制模块，用于根据回采水率进行注汽开采。

8.根据权利要求7所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统，其特征在于，所述盲管上形成有射孔。

9.根据权利要求7所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统，其特征在于，所述开采控制模块用于从注入井连续注入热流体，通过加热电缆进行加热，生产井连续生产抽油；控制注汽井水平段井筒压力低于油层和盖层破裂压力以下预设压力，并使注汽井与生产井在水平段的压差在预设压差范围内；实时监测回采水率，根据回采水率确定注入的热流体成分。

10.根据权利要求9所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统，其特征在于，进一步包括加热装置和设置在加热电缆表面的检测装置；

所述加热装置用于对加热电缆进行加热，并根据检测装置检测到的所述加热电缆表面温度调节所述加热电缆的加热功率。

11.根据权利要求9所述的裂缝性油藏蒸汽辅助重力泄油井下开采系统，其特征在于，所述开采控制模块进一步用于：

当注入纯水蒸汽的回采水率大于90％时，注入纯水蒸汽和轻烃溶剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于80％且小于90％时，注入纯水蒸汽；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于70％且小于80％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于60％且小于70％时，注入纯水蒸汽和非凝析气体+泡沫剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率大于50％且小于60％时，注入纯水蒸汽、非凝析气体、泡沫剂和封堵剂；

当注入纯水蒸汽的回采水率小于50％时，注入封堵体系段塞，然后继续注入纯水蒸汽、非凝析气体、发泡剂和封堵剂。