CN205638410U - 重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构 - Google Patents
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Abstract
本实用新型为一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，包括水平设置于油层中部的注汽水平井，其两侧分别设置有第一采油水平井和第二采油水平井，第一采油水平井和所述第二采油水平井平行对称设置、且均与注汽水平井位于同一高度位置处，注汽水平井与第一采油水平井之间设置有第一内部泄水直井组，第一采油水平井远离注汽水平井的一侧设置有第一边部泄水直井组；注汽水平井与第二采油水平井之间设置有第二内部泄水直井组，第二采油水平井远离注汽水平井的一侧设置有第二边部泄水直井组。该结构能够提升蒸汽驱排水降压效果，促进汽腔的快速形成，提高蒸汽波及体积以及储量动用程度，最终达到提高采收率的目的。
Description
技术领域
本实用新型涉及块状、厚层状油藏的开发，具体适用于浅层普通稠油油藏开发的一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构。
背景技术
原油的粘度是原油内部某一部分相对于另一部分流动时摩擦阻力的度量,是油气田开发的重要参数。
对于稠油油藏，中国目前稠油的分类方法是根据油层温度条件下脱气原油粘度来分类：普通稠油原油粘度50～10000mPa·s；特稠油原油粘度10000～50000mPa·s；超稠油原油粘度大于50000mPa·s。超稠油粘度高，流动能力差，开采难度最高。稠油油藏的开发主要是把热流体注入油层进行热力采油，降低原油粘度，提高原油的流动能力。常规的稠油油藏开发方式有蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)、蒸汽驱等成熟技术。
蒸汽吞吐(Cyclic Steam Stimulation)是指向一口生产井92短期内连续注入一定数量的蒸汽，然后关井(焖井)数天，使热量得以扩散，之后再开井生产，见图1、图2。当瞬时采油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽、焖井、采油，如此反复，周期循环，直至油井增产油量经济无效或转变为其它开采方式。
SAGD(Steam Assisted Gravity Drainage)最早采用一对水平井，上水平井93注汽，下水平井94采油。注入的蒸汽向上超覆在地层中形成汽腔，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用而泄到下面的生产井中产出，请参阅图3所示，图3为SAGD采油机理示意图。
蒸汽驱(Steam Flooding/Drive)，就是由注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽，蒸汽不断地加热油层，从而大大降低了地层原油的粘度。注入的蒸汽在地层中变为热的流体，将原油驱替到生产井的周围，并被采到地面上来。图4表示传统蒸汽驱井网是通过生产直井90采油，注汽直井91注汽，a1、a2为蒸汽带，b1、b2为热水带，c1、c2为冷油带，图5为生产直井采油的反九点井网，图中反九点注汽井95周围设置8口反九点生产直井96，图6为反七点井网，图中反七点注汽井97周围设置6口反七点生产直井98。
目前普通稠油油藏以蒸汽吞吐开发为主，在现场生产中，由于受开发方式的限制，井网形式也存在一定的局限性，大多数采用面积井网(如反九点井网蒸汽驱)、排状井网、环状井网、单层水平井面积井网等常规注采井网，且均属于二维井网设计结构。对于浅层(油层埋深即油层垂直深度范围在700～1000m)普通稠油油藏采用常规井网开发存在以下缺陷：生产直井面积井网，纵向差异性导致油层动用程度低，需求井数多；单层水平井面积井网，油气储量动用程度低，提高采收率的幅度受到限制。
由此，为了解决浅层普通稠油油藏采用常规面积井网结构开发中的“瓶颈”问题，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，提升排水降压效果，提高蒸汽波及体积，最终实现提高采收率的目的。
实用新型内容
本实用新型的目的在于提供一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，解决现有技术中存在的浅层普通稠油吞吐开发后期油藏面临的低产油量、低油汽比等问题，该重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构能够提升蒸汽驱排水降压效果，促进汽腔的快速形成，提高蒸汽波及体积以及储量动用程度，最终达到提高采收率的目的。
本实用新型的目的是这样实现的，一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构；所述重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构包括水平设置于油层中部的注汽水平井，所述注汽水平井的两侧分别设置有第一采油水平井和第二采油水平井，所述第一采油水平井和所述第二采油水平井平行对称设置、且均与所述注汽水平井位于同一高度位置处，所述注汽水平井与所述第一采油水平井之间设置有呈竖直设置的第一内部泄水直井组，所述第一采油水平井远离所述注汽水平井的一侧设置有呈竖直设置的第一边部泄水直井组；所述注汽水平井与所述第二采油水平井之间设置有呈竖直设置的第二内部泄水直井组，所述第二采油水平井远离所述注汽水平井的一侧设置有呈竖直设置的第二边部泄水直井组。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第一内部泄水直井组包括多个间隔设置的第一内部泄水直井，各所述第一内部泄水直井与所述注汽水平井之间的水平距离相同，各所述第一内部泄水直井上位于所述注汽水平井下方的位置设置有第一射孔段。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第一边部泄水直井组包括多个间隔设置的第一边部泄水直井，各所述第一边部泄水直井与所述第一采油水平井之间的水平距离相同，各所述第一边部泄水直井上与所述注汽水平井相同的高度位置处设置有第二射孔段。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第二内部泄水直井组包括多个间隔设置的第二内部泄水直井，各所述第二内部泄水直井与所述注汽水平井之间的水平距离相同，各所述第二内部泄水直井上位于所述注汽水平井下方的位置设置有第三射孔段。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第二边部泄水直井组包括多个间隔设置的第二边部泄水直井，各所述第二边部泄水直井与所述第二采油水平井之间的水平距离相同，各所述第二边部泄水直井上与所述注汽水平井相同的高度位置处设置有第四射孔段。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第一射孔段位于所述注汽水平井的下方3～8m位置处，所述第三射孔段位于所述注汽水平井的下方3～8m位置处。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述注汽水平井的水平段长度为150～200m，所述第一采油水平井和所述第二采油水平井的水平段长度为150～200m。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第一采油水平井与所述注汽水平井之间的水平距离为80～100m，所述第二采油水平井与所述注汽水平井之间的水平距离为80～100m。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第一内部泄水直井组所处的纵向竖直平面与所述第二内部泄水直井组所处的纵向竖直平面之间的水平距离为50～70m。
在本实用新型的一较佳实施方式中，所述第一边部泄水直井组所处的纵向竖直平面与所述第一采油水平井所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m，所述第二边部泄水直井组所处的纵向竖直平面与所述第二采油水平井所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m。
由上所述，本实用新型的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构是三维立体井网，打破常规二维井网设计，三维立体井网结构的设置有利于提升蒸汽驱排水降压效果，年地层压力下降1.2MPa，利于汽腔的快速形成；该重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构能提高井组的采注比，进而提高井底蒸汽干度、充分扩展汽腔体积，提高蒸汽波及体积，蒸汽波及体积达85％，提高采收率22.3％左右；该重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构设置灵活，内部泄水直井和边部泄水直井的井数可以依据采油水平井水平段长度做调整；该重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构能够解决浅层普通稠油常规蒸汽吞吐后期面临的难题(例如产油量递减快、油汽比低、油气动用程度低等问题)，为油田老区二次开发提供依据。
附图说明
以下附图仅旨在于对本实用新型做示意性说明和解释，并不限定本实用新型的范围。其中：
图1：为蒸汽吞吐注汽阶段示意图。
图2：为蒸汽吞吐采油阶段示意图。
图3：为SAGD示意图。
图4：为传统蒸汽驱示意图。
图5：为传统蒸汽驱反九点井网示意图。
图6：为传统蒸汽驱反七点井网示意图。
图7：为本实用新型的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构示意图。
图8：为本实用新型的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网剖面结构示意图。
图中：
100、重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构；
1、注汽水平井；
2、第一采油水平井；
3、第二采油水平井；
4、第一内部泄水直井组；41、第一内部泄水直井；42、第一射孔段；
5、第一边部泄水直井组；51、第一边部泄水直井；52、第二射孔段；
6、第二内部泄水直井组；61、第二内部泄水直井；62、第三射孔段；
7、第二边部泄水直井组；71、第二边部泄水直井；72、第四射孔段；
8、油层；
90、生产直井；91、注汽直井；92、生产井；93、上水平井；94、下水平井；95、反九点注汽井；96、反九点生产直井；97、反七点注汽井；98、反七点生产直井。
具体实施方式
为了对本实用新型的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本实用新型的具体实施方式。
如图7、图8所示，本实用新型提供一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构100，其中的重力泄水辅助蒸汽驱(现有技术)是指以蒸汽为热源，流体热对流与热传导相结合，以蒸汽作为加热介质，依靠重力作用开采稠油。重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构100包括水平设置于油层8中部的注汽水平井1，注汽水平井1的两侧分别设置有第一采油水平井2和第二采油水平井3，第一采油水平井2和第二采油水平井3平行对称设置、且均与注汽水平井1位于同一高度(深度)位置处，注汽水平井1与第一采油水平井2之间设置有呈竖直设置的第一内部泄水直井组4，第一采油水平井2远离注汽水平井1的一侧设置有呈竖直设置的第一边部泄水直井组5；注汽水平井1与第二采油水平井3之间设置有呈竖直设置的第二内部泄水直井组6，第二采油水平井3远离注汽水平井1的一侧设置有呈竖直设置的第二边部泄水直井组7。注汽水平井1位于第一采油水平井2和第二采油水平井3之间的位置，中间注汽，两侧采油，同时利用各泄水直井组泄水，各水平井和各直井构成了水平井-直井立体井网。
进一步，如图7、图8所示，第一内部泄水直井组4包括多个间隔设置的第一内部泄水直井41，各第一内部泄水直井41与注汽水平井1之间的水平距离相同，各第一内部泄水直井41上位于注汽水平井1下方的位置分别设置有第一射孔段42。各第一内部泄水直井41的第一射孔段42位于注汽水平井1下方，第一采油水平井2、第二采油水平井3与注汽水平井1位于同一高度(深度)位置处，第一射孔段42即位于第一采油水平井2、第二采油水平井3的下方，通过注汽水平井1注入到油层8中的蒸汽形成的蒸汽冷凝水和位于油层内部的油层内存水在重力作用下通过位于注汽水平井1下方的第一射孔段42采出，实现了油层8内部重力泄水，蒸汽冷凝水和油层内存水排出使得地层压力下降，实现了油层8内的排水降压。第一内部泄水直井41的数量根据实际工况确定，其数量可以随着注汽水平井1、第一采油水平井2、第二采油水平井3的水平段长度适当调整。在图7所示的实施例中，设置有2口第一内部泄水直井41。
进一步，如图7、图8所示，第一边部泄水直井组5包括多个间隔设置的第一边部泄水直井51，各第一边部泄水直井51与第一采油水平井2之间的水平距离相同，各第一边部泄水直井51上与注汽水平井1相同的高度(深度)位置处分别设置有第二射孔段52。各第一边部泄水直井51的第二射孔段52与注汽水平井1高度(深度)相同，油层8中位于边部位置的油层内存水通过各第一边部泄水直井51上的第二射孔段52采出，油层内存水排出使得地层压力下降，实现了油层8内的排水降压。第一边部泄水直井51的数量根据实际工况确定，其数量可以随着注汽水平井1、第一采油水平井2、第二采油水平井3的水平段长度适当调整。在图7所示的实施例中，设置有2口第一边部泄水直井51。
进一步，如图7、图8所示，第二内部泄水直井组6包括多个间隔设置的第二内部泄水直井61，各第二内部泄水直井61与注汽水平井1之间的水平距离相同，各第二内部泄水直井61上位于注汽水平井1下方的位置分别设置有第三射孔段62。各第二内部泄水直井61的第三射孔段62位于注汽水平井1下方，第一采油水平井2、第二采油水平井3与注汽水平井1位于同一高度(深度)位置处，第三射孔段62即位于第一采油水平井2、第二采油水平井3的下方，通过注汽水平井1注入到油层8中的蒸汽形成的蒸汽冷凝水和位于油层内部的油层内存水在重力作用下通过位于注汽水平井1下方的第三射孔段62采出，实现了油层8内部重力泄水，蒸汽冷凝水和油层内存水排出使得地层压力下降，实现了油层8内的排水降压。第二内部泄水直井61的数量根据实际工况确定，其数量可以随着注汽水平井1、第一采油水平井2、第二采油水平井3的水平段长度适当调整。在图7所示的实施例中，设置有2口第二内部泄水直井61。
进一步，如图7、图8所示，第二边部泄水直井组7包括多个间隔设置的第二边部泄水直井71，各第二边部泄水直井71与第二采油水平井3之间的水平距离相同，各第二边部泄水直井71上与注汽水平井1相同的高度(深度)位置处分别设置有第四射孔段72。各第二边部泄水直井71的第四射孔段72与注汽水平井1高度(深度)相同，油层8中位于边部位置的油层内存水通过各第二边部泄水直井71上的第四射孔段72采出，油层内存水排出使得地层压力下降，实现了油层8内的排水降压。第二边部泄水直井71的数量根据实际工况确定，其数量可以随着注汽水平井1、第一采油水平井2、第二采油水平井3的水平段长度适当调整。在图7所示的实施例中，设置有2口第二边部泄水直井71。
进一步，在本实施方式中，第一射孔段42位于注汽水平井1的下方3～8m位置处，第三射孔段62位于注汽水平井1的下方3～8m位置处。第一内部泄水直井组4、第二内部泄水直井组6的射孔段位置与第一边部泄水直井组5、第二边部泄水直井组7的射孔段位置不同，第一内部泄水直井组4、第二内部泄水直井组6的射孔段位于注汽水平井1、第一采油水平井2和第二采油水平井3的下方，第一边部泄水直井组5、第二边部泄水直井组7的射孔段对应注汽水平井1并与之高度(深度)相同。浅层普通稠油油藏主要受水淹影响造成地层压力较高，地层压力越高形成蒸汽腔所需要的温度就越高，蒸汽腔形成的难度也越大，上述射孔段的立体结构设置能够充分采出蒸汽冷凝水和油层内存水，发挥泄水的作用，蒸汽冷凝水和油层内存水排出使得地层压力下降，从而降低了蒸汽腔形成所需的温度，使得蒸汽腔形成更容易，促进了蒸汽腔的快速形成。
进一步，一方面为了避免注汽水平井1、第一采油水平井2和第二采油水平井3的水平段过长加剧油层内矛盾，造成吞吐注汽时吸气不均的问题，另一方面，为了避免因增加水平段长度而增加钻井成本，结合油层发育以及砂岩沉积的特点，注汽水平井1的水平段长度为150～200m，第一采油水平井2和第二采油水平井3的水平段长度为150～200m。
进一步，在本实施方式中，第一采油水平井2与注汽水平井1之间的水平距离为80～100m，第二采油水平井3与注汽水平井1之间的水平距离为80～100m。
进一步，第一内部泄水直井组4所处的纵向(根据注汽水平井的方向划分的，此处纵向指的是沿注汽水平井的水平段的长度方向，后文中的纵向与此处相同，不再赘述)竖直平面(即多个第一内部泄水直井41的连线构成的垂直平面)与第二内部泄水直井组6所处的纵向竖直平面(即多个第二内部泄水直井61的连线构成的垂直平面)之间的水平距离为50～70m。
进一步，第一边部泄水直井组5所处的纵向竖直平面(即多个第一边部泄水直井51的连线构成的垂直平面)与第一采油水平井2所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m，在本实施方式中，第一边部泄水直井组5中相邻两个第一边部泄水直井51之间的距离为60～80m；第二边部泄水直井组7所处的纵向竖直平面(即多个第二边部泄水直井71的连线构成的垂直平面)与第二采油水平井3所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m，在本实施方式中，第二边部泄水直井组7中相邻两个第二边部泄水直井71之间的距离为60～80m。
如图8所示，使用重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构100进行浅层普通稠油油藏开发时，由注汽水平井1连续不断地向油层8内注入高干度的蒸汽，在油层上部形成蒸汽腔(即图8中蒸汽带A)，蒸汽不断加热油层，将原油驱替到第一采油水平井2和第二采油水平井3周围，原油通过第一采油水平井2和第二采油水平井3采出；蒸汽冷凝水和油层内存水在重力作用下集中于蒸汽腔(即图8中蒸汽带A)下方，形成热水带B，在热水带B下方是未进行蒸汽驱动的冷油带C，热水带B中的蒸汽冷凝水和油层内存水通过第一内部泄水直井组4、第二内部泄水直井组6、第一边部泄水直井组5、第二边部泄水直井组7采出。
现列举实施例来说明本实用新型提供的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构100的实施过程：
(1)优选实施区域：优选某区块油层8厚度大于20m，发育连续、采出程度较低、孔隙度大于30％，渗透率1500X10-3μm2以上，均质性强，为具有一定的物质基础的目的层。
(2)水平段长度的确定：一方面考虑水平井段过长加剧油层内矛盾，造成吞吐注汽时吸气不均的问题，另一方面考虑因增加水平段长度而增加钻井成本的问题，依次，结合某区块油层8发育以及砂岩沉积的特点，综合考虑，确定注汽水平井1的水平段长度为150～200m，第一采油水平井2和第二采油水平井3的水平段长度为150～200m。
(3)构造重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构100：结合对某区块的地质体的认识，确定第一采油水平井2与注汽水平井1之间的水平距离为80～100m，第二采油水平井3与注汽水平井1之间的水平距离为80～100m，三者位于同一高度(深度)位置处；第一内部泄水直井组4设置于注汽水平井1与第一采油水平井2之间，第二内部泄水直井组6设置于注汽水平井1与第二采油水平井3之间，第一内部泄水直井组4所处的纵向竖直平面与第二内部泄水直井组6所处的纵向竖直平面之间的水平距离为50～70m；第一采油水平井2远离注汽水平井1的一侧设置有呈竖直设置的第一边部泄水直井组5，第二采油水平井3远离注汽水平井1的一侧设置有呈竖直设置的第二边部泄水直井组7，第一边部泄水直井组5所处的纵向竖直平面与第一采油水平井2所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m，第二边部泄水直井组7所处的纵向竖直平面与第二采油水平井3所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m。第一内部泄水直井组4、第二内部泄水直井组6的射孔段位置与第一边部泄水直井组5、第二边部泄水直井组7的射孔段位置不同，第一内部泄水直井组4、第二内部泄水直井组6的射孔段位于注汽水平井1、第一采油水平井2和第二采油水平井3的下方，第一边部泄水直井组5、第二边部泄水直井组7的射孔段对应注汽水平井1并与之高度(深度)相同，上述射孔段的设置结构能够充分发挥泄水的作用，促进汽腔的形成。
(4)实施开发，跟踪效果：根据实际工况确定采用1口注汽水平井1、1口第一采油水平井2、1口第二采油水平井3，第一内部泄水直井组4包括3口第一内部泄水直井41，第二内部泄水直井组6包括3口第二内部泄水直井61，第一边部泄水直井组5包括3口第一边部泄水直井51，第二边部泄水直井组7包括3口第二边部泄水直井71，该井组供油15口井，随着开发时间的延续，生产效果逐渐显现，详见下表。
某区块应用重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构100开发数据
由上所述，本实用新型的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构是三维立体井网，打破常规二维井网设计，三维立体井网结构的设置有利于提升蒸汽驱排水降压效果，年地层压力下降1.2MPa，利于汽腔的快速形成；该重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构能提高井组的采注比，进而提高井底蒸汽干度、充分扩展汽腔体积，提高蒸汽波及体积，蒸汽波及体积达85％，提高采收率22.3％左右；该重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构设置灵活，内部泄水直井和边部泄水直井的井数可以依据采油水平井水平段长度做调整；该重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构能够解决浅层普通稠油常规蒸汽吞吐后期面临的难题(例如产油量递减快、油汽比低、油气动用程度低等问题)，为油田老区二次开发提供依据。
以上所述仅为本实用新型示意性的具体实施方式，并非用以限定本实用新型的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本实用新型的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本实用新型保护的范围。
Claims (10)
1.一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构；其特征在于：所述重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构包括水平设置于油层中部的注汽水平井，所述注汽水平井的两侧分别设置有第一采油水平井和第二采油水平井，所述第一采油水平井和所述第二采油水平井平行对称设置、且均与所述注汽水平井位于同一高度位置处，所述注汽水平井与所述第一采油水平井之间设置有呈竖直设置的第一内部泄水直井组，所述第一采油水平井远离所述注汽水平井的一侧设置有呈竖直设置的第一边部泄水直井组；所述注汽水平井与所述第二采油水平井之间设置有呈竖直设置的第二内部泄水直井组，所述第二采油水平井远离所述注汽水平井的一侧设置有呈竖直设置的第二边部泄水直井组。
2.如权利要求1所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第一内部泄水直井组包括多个间隔设置的第一内部泄水直井，各所述第一内部泄水直井与所述注汽水平井之间的水平距离相同，各所述第一内部泄水直井上位于所述注汽水平井下方的位置设置有第一射孔段。
3.如权利要求2所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第一边部泄水直井组包括多个间隔设置的第一边部泄水直井，各所述第一边部泄水直井与所述第一采油水平井之间的水平距离相同，各所述第一边部泄水直井上与所述注汽水平井相同的高度位置处设置有第二射孔段。
4.如权利要求3所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第二内部泄水直井组包括多个间隔设置的第二内部泄水直井，各所述第二内部泄水直井与所述注汽水平井之间的水平距离相同，各所述第二内部泄水直井上位于所述注汽水平井下方的位置设置有第三射孔段。
5.如权利要求4所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第二边部泄水直井组包括多个间隔设置的第二边部泄水直井，各所述第二边部泄水直井与所述第二采油水平井之间的水平距离相同，各所述第二边部泄水直井上与所述注汽水平井相同的高度位置处设置有第四射孔段。
6.如权利要求4所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第一射孔段位于所述注汽水平井的下方3～8m位置处，所述第三射孔段位于所述注汽水平井的下方3～8m位置处。
7.如权利要求1所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述注汽水平井的水平段长度为150～200m，所述第一采油水平井和所述第二采油水平井的水平段长度为150～200m。
8.如权利要求1所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第一采油水平井与所述注汽水平井之间的水平距离为80～100m，所述第二采油水平井与所述注汽水平井之间的水平距离为80～100m。
9.如权利要求4所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第一内部泄水直井组所处的纵向竖直平面与所述第二内部泄水直井组所处的纵向竖直平面之间的水平距离为50～70m。
10.如权利要求5所述的重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其特征在于：所述第一边部泄水直井组所处的纵向竖直平面与所述第一采油水平井所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m，所述第二边部泄水直井组所处的纵向竖直平面与所述第二采油水平井所处的纵向竖直平面之间的水平距离为40～60m。
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| CN113622885A (zh) * | 2020-05-08 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注气提高采收率的分层注采方法 |
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| CN113622885B (zh) * | 2020-05-08 | 2023-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注气提高采收率的分层注采方法 |
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