CN86103769A - 就地蒸汽驱采油方法 - Google Patents

Abstract

以一种方式加热含油含水的地下油藏，这种加热方式导致了一种经济可行的从原来渗透率很低，以致于对注入采油流体的反应是令人失望的，非生产性的油层中开采出石油的方法。对特定厚度的处理层，以热传导方式对井眼加热，这些井眼被排布在由注热井和流体产出井所构成的特定井组内，加热温度为大约600℃以上。

Description

本发明通过传导加热就地蒸汽驱，从地下油藏采油的方法，更具体地说，本发明涉及下述地下油藏的处理，此类油藏孔隙度较高，含有大量油和水，但渗透性极低以致对于注入诸如水，蒸汽，热气体或油混溶性溶剂驱替流体的反应是几乎无流体产出。

贝尔瑞基（Belridge）油田（美国）的一些硅藻土/棕（Diatomife/Brown）页岩地层便是此类油藏的典型代表。这些地层的特点是：深度大于60米，厚度大约300米，孔隙度大约50%，油饱和度大约40%，油的API重度约为30度，水饱和度大约为60%，尽管在地层内部存在着天然裂缝，但渗透率小于1毫达西。发现这些地层，在一次采油过程中，采出量占地层含油量的比例甚低，比如仅为5%或更低一些。并且它们对常规的二次或三次采油过程基本上没有什么反应。一些出版物，比如1982年3月在旧金山发表的SPE10773号论文，“贝尔瑞基-硅藻土油田产量递减的原因：岩石力学的考察”将此类采油问题进行了典型化的归纳。这篇文章是为了解释油产量迅速递减而进行的一项研究。1982年9月在新奥尔良发表的SPE10966号论文，“加里福尼亚南贝尔瑞基油田硅藻土地层压裂结果”也讨论了此生产递减问题。文章指出，在所遇到的条件范围内有代表性的计算的生产曲线说明累积采油量大约只为原始地质储量的1-14%。

由地下油页岩用传热驱动方式采油是在瑞典由F·姜斯托姆（Ljung    stroem）发明的。这个方法在瑞典专利121737，123136，123137，123138，125712和126674号，美国专利2732195号以及杂志上的一些文章，比如IVA1953年第24卷，第3期118～123页上的“按姜斯托姆方法对页岩油进行地下高温裂解”以及发表在油页岩会议论文集第11卷311～330页（1978）的“就地介电加热由页岩可获取的净增能源”文章上都有所描述（此方法是在40年代发明的，在50年代曾有小规模的工业性应用）。该方法中，注热井和溶体采出井均完井于接近地面的同一可渗透油页岩地层，且井眼之间的间隙小于三米。注热井装备有电加热或其它加热元件，元件周围充填许多材料（比如砂或水泥）使之能将热量传传递给油页岩，同时又可防止流体的任何流入或流出。针对有地下水连续流入的油页岩设计和试验此方法时，就需要把水连续泵出，以避免能量不必要地损耗于蒸发地下水。

美国3113623号专利描述了加热地层而便于烃类开采的方法，该方法应用一个反向流动型燃烧器，燃料通过一个气体可渗管系流入燃烧器，以使地层整个狭长段都能引起燃烧。

对于那些实际上完全不可渗透，相对比较深和比较厚，且可能产油的沉积，如沥青砂或油页岩沉积来说（比如美国Piceance盆地中的这种沉积），应用传热过程采油，根据以前的学说和看法在经济上肯定是不可行的。比如，在上述的油页岩会议文集中姜斯托姆方法被描述为这样一个方法，“……通过在高品位的页岩沉积中嵌入管式电热元件可成功地采出页岩油。”这个方法依赖于通常的热扩散对页岩加热，显然，热扩散要求高的温度梯度，因此加热十分不均匀;使房间那样大小的页岩块完全干馏所需要几个月的时间。并且，因干馏带边缘之外页岩区域加热不足，最靠近热源处的页岩又过热了而浪费了大量的热能。后一个问题对于西部页岩尤为重要，因为高于大约600℃时发生吸热反应，在过热区的热能就不能通过扩散作用而完全回收（313页）。

在基本不可渗透的地层中，造成和保持加热了的油或高温度裂解产物可通过其而流动的可渗透带，是一个艰难的任务。美国3468376号专利中曾叙及（第1和2栏中）：“通过油页岩传热存在两个机理，即通过传导作用而产生的油页岩固体基质中的热量传递以及通过对流作用进行的上述热量传递。传导传热是一个比较缓慢的过程。油页岩的平均热传导系数和平均热扩散系数与耐火砖的相近。油页岩固体基质的渗透率极低，与未上釉的瓷器十分类似。因而，对流传热仅局限于在贯穿油页岩的连通通道内流动着着流体所产生的加热作用。这些流动通道可以是天然裂缝和人工诱导裂缝。……在受热时，紧邻通道处形成一高温裂解的油页岩层带。这个层是无机矿物基质，含有不同程度的碳。这个层对于来自通道中加热流体的热流而言，是一个不断扩大的屏障”。这个专利涉及通过流动通道循环加热油页岩-高温裂解流体，同时向循环流体中加入摩料颗粒以冲蚀紧邻通道形成的高温裂解油页岩层。美国3284281号专利谈及（第一栏3～21行）：“试图用各种方法加热页岩，比如…电阻加热器……，从油页岩中采油几乎都没有成功。在采用层内燃烧或其他方法加热以前对油页岩的压裂处理，也很少成功，这是由于随加热而发生的页岩膨胀，导致了裂缝的部分或完全闭合。”该专利叙述了一种顺次式方法，包括加热（从而膨胀）油页岩，然后注入流体对膨胀了的页岩进行水力压裂，再重复这些步骤直到将一个热稳定的裂缝扩展到生产井为止。美国3455391号专利揭示：地层中水力诱导裂缝多为垂直裂缝，可使热流体通过垂直裂缝流动，使岩石热膨胀并使裂缝闭合，因而可在足以形成水平裂缝的压力下注入流体。

本发明目的在于提供一个改进的方法，该方法是加热高度不可渗透的地下油藏，然后从油藏中采出石油。根据本发明，至少两口井要完井到处理层段，该层段在油藏的含油水带内至少有大约30米的厚度，此油藏对注入的驱油流体而言，具有不利的不可渗透性和不可生产性。井的安排应使注热井和流体产出井中至少有一口基本贯穿整个处理层段，井眼基本平行，并由至少大约6米的基本相等的距离隔开。对于基本贯穿处理层段的每口注热井，为了防止流体在井眼和油藏之间的流动，油层面要用热传导性相对较好，流体基本不可渗透的固体材料或水泥密封。在基本贯穿处理层段的每口流体采出井中，在井眼和油层之间要使流体连通，以使这些井能从油层中生产流体。在每口至少基本贯穿整个处理层段的注热井内部以一个速度或几个速度加热，其加热速度要能够（a）使井眼内部的温度至少增加到大约600℃，和（b）保持井眼内部温度至少大约600℃，但不要使温度高到井内的装备热损坏的程度，同时要使井眼向外传热的速度不要明显地高于油层热传导本身所允许的速度。

现在参照附图对本发明进行较详细的解释，其中：

图1是在本过程的一个典型阶段时注热井周围温度分布的示意图。

图2类似地说明了在过程的不同阶段的温度分布，过程的时间t以年来表示。

图3是每口注热井采油速度P（桶/天）与时间t（年）的关系曲线。

图4为过程的时间t（年）随井距Dw（米）而变化的曲线。

图5为热需求量（千焦耳/桶油）随过程所需时间（年）而变化的关系曲线。

图6和7示出了含有不同渗透率层的油藏层段模拟热传导过程得出的采油量与时间的关系曲线。

本发明至少部分上是以下面的发现做为前提，即按照本发明规定的方式处理本发明所指定类型的油藏时，处理过程的功能发挥。看来涉及到如下的机理。

注入的热量仅仅通过传导渗入到地层。然而，当地层温度升高，比如说升高到250～300℃，水和烃都会形成蒸汽，由于这些流体的膨胀产生高的压力。在产生的这个压力梯度作用下，流体或者在低的天然渗透率所允许的低速下流向生产井，或者当孔隙压力接近上覆压力时通过产生的，或因延伸作用而相互连通的裂缝流向生产井。

在水蒸汽和烃蒸汽向生产井移动时，两者将在地层较冷的部位凝析，而释放的潜热使地层预热至所谓“蒸汽”温度，该温度大约等于上覆压力下湿蒸汽的温度。某些热量便是这样通过对流传递的，因而较之全部热量仅由传导传递的情况而言，大大加速了过程。

这样的水蒸汽和烃类蒸汽产生、加压并通过油藏含油部位的驱潜过程就是就地产生的蒸汽驱。这种驱替具有许多所谓“蒸汽蒸馏驱替”的特点，后者曾由B.T.威尔曼（Willman），V.V.瓦勒洛依（Walleroy），G.W.伦博格（Runherg），A.J.科纳留斯（Cornelius）和L.W.泡渥斯（Powers）在美国矿冶工程师学会（AIME）会刊，1961年7月份，681页发表的“注蒸汽采油的室内研究”一文中进行过描述。因此，在蒸汽蒸馏驱中发现的许多现象预计在本过程中也可能发生，特别是关于烃类凝析物与地层较冷部分原始油的混合问题。该烃类凝析物比原始油易于挥发，且粘度较低。当汽化前缘到达原始油已被烃凝析物稀释的部位时，形成的稀释油的加压蒸汽蒸馏作用与原始油本身加热到相同温度和压力相比，可使更多的油馏分汽化。这个机理可提高本过程提出的就地产生蒸汽驱的驱替效率，使之超过自原始原油简单蒸汽蒸馏的结果。

此外，申请人现在已发现在某些情况下应用如下步骤是有优越性的。在油藏和加热器所在的井眼部分之间形成流体不可渗透屏障的最佳方法是把加热器安装在底部密封的套管或油管管柱内，套管或管柱周围环绕以热稳定和导热的物质，比如水泥。注热井内产生热量的最适宜速度是每米每小时大约1200至2400千焦耳，或在电加热时，电阻加热器应为每米大约330至660瓦。通常适用速度的实例，是每米自264至726瓦或以千焦耳表示的相应速度。在井眼内流体压力相对低时井眼周围有经受挤压和塌落趋势的油层中（比如硅藻土/棕页岩层），流体采出井中的流体压力应该保持足够高以防止挤压。在这种情况下注热井最好持续加热直到把流体驱入至少一口流体采出井时为止。流体从每口流体采出井（亦即流体向其中驱入的井）的流出量最好限制在一定的程度，亦即为使井内流体压力得以增加到足以阻止相邻地层发生明显挤压而必须的限度。一般说来，井眼内流体压力的这种增加，应使油层流体压力增加至超过相邻地层天然流体压力7至14巴。在注热井产生的气体压力（蒸汽、甲烷等等）保持着高的孔隙压力并能防止挤压。在硅藻土地层中当有效压力超过大约35巴时，不管温度如何都可能发生挤压，比如说，当上覆压力减掉油层内流体压力，即有效应力为大约35巴或更高一些时，该地层就会出现挤压。

因此，尽管本发明并不依赖于在任何具体的机理，但它的功能发挥至少在关键问题方面包括了蒸汽蒸馏驱替过程，且蒸汽是由从很热的注入井中传导来的热就地产生的。

图1示意地说明了本过程的一个典型阶段中注热井周围油层的温度分布。且假定热为径向流动，故地层温度仅仅是距注热井中心距离γ的函数。

图1中的带Ⅰ，它位于井筒半径（γw）和汽化前缘（γb）之间，其中所有的水都汽化了。从实用意义上来讲热量仅仅是靠传导流动的。热呈经向对称的传导式流动通常在极其大的范围内使温度随γ的对数呈线性变化。上述事实可等价地描述为：Ⅰ内温度分布可由微分方程的稳态解予以精确地描述。

在带Ⅰ的孔隙体积内含有少量的液体或固体的重烃残渣。这些残渣只占原始地质储油量的很少一部分，是由原油内通过蒸汽蒸馏不可汽化的那部分重烃组分组成的。在带Ⅰ内的主要温度下（例如，300～800℃）这些烃类发生裂解，并形成焦炭和轻烃气体，这些气体将驱替大部分原来存在的蒸汽。由于这个原因我们假定在带Ⅰ内未被重烃占据的孔隙空间充满着甲烷，换言之，带Ⅰ内不存在任何形式的水份。

图1中假定位于汽化前缘（γb）和凝析前缘（γf）的带Ⅱ的温度是固定的。这个带与常规蒸汽驱中的蒸汽带相当。在带Ⅱ内假定其压力数值等于上覆盖压力，且温度等于这个压力下的蒸汽温度。作为这个假设的理论基础就是硅藻土/棕页岩地层的渗透率在许多地方是如此之低，以至于为了提供水和烃类蒸汽的流动通道，压力可能不得不升到破裂压力。

在本过程中与蒸汽驱一样，予计大部分油的驱替，包括油的蒸汽蒸馏都可能发生在凝析前缘（γf）附近。因此，我们将假设带Ⅱ内的孔隙空间将由水和蒸汽充填，其饱和变S^Ⅱ _W相应于原始水饱和度，并含有饱和度为S^Ⅱ _O的油。

在带Ⅲ（位于凝析前缘（γf）之外），孔隙体积内包含着基本处于原始温度和饱和度的地层水和油。

如前所述，与大多数驱油过程相反，本过程的垂向波及效率不是由地层性质决定的，而是由加热器的性质决定（至少对一级近似而言是如此）。理想而言，从加热器的顶部到底部注热速度基本上是相同的，因而注入剖面基本上是均匀的。应用电加热时，每单位地层厚度注入的热量为P^I _H＝i²ν/A，其中i是通过加热器的电流，A是断面积，ν为加热电线的电阻率。

作为二级近似，加热线的电阻率随温度而增加。对应于热传导性较低地层的那段加热线会比对应于热传导性较高地层的那一段加热线更热些，因而其电阻也更高。这样，看来似乎荒谬，但热传导性较低的层将能注入稍多的热量。

在进行本过程的开始阶段，热量自井网内的注入井径向地向外流去。这种情况可能延续到两个相邻的热带前缘开始重迭为止。从这时起在两个相邻注入井中间中点处的温度会比距加热井相同距离但在生产井方向上的点的温度升得更快些（因为该中点从两个方向上接受热量）。这样，我们有了另外一个似乎荒谬的情况，即在注入井周围第一次循环并迅速向外扩展之后的等温线基本彼此相交，这样就迅速地加热了相邻注热井之间中间地带。这里正是在驱油过程中通常被绕流而放过的，且造成波及效率降低的位置。

相反，在本过程中我们可以预计到有很高的水平波及效率，因为油是被热梯度驱替的，而这个梯度选择性地指向四周并朝内指向生产井。

我们以前曾假设，在本过程中象多数蒸汽驱一样，在蒸汽凝析前缘（γf）处驱油。依据此种模型，累积采油量应与热带的大小成正比。由于在本过程的早期注热速度比较快（假设注热中的温度恒定），油层被加热部分的扩大速度也会比较高，因而采油速度比较大。以后注热速度降低采油速度也就下降了。

本过程在开始时多数油层都接近原始油和水的饱和度。在没有气体的情况下，这就意味着从油层热带驱到冷带的油不可能明显地增加初始油饱和度。因此我们可以预计由热带被驱替的液体很快地会使生产中采出油来，至少对含气很少的那些地层是如此。譬如，贝尔瑞基油田的硅藻土/棕页岩地层在深度约为360米处，当注热井内的温度维持在约500～700℃，并且井距约为15米时，在大约两年内就会有液体驱到生产井。

采油速度和累积采油量二者都强烈地受到带Ⅱ通过后剩余油数量的影响。初步实验表明，大约70%（重）的原始油，比如贝尔瑞基硅藻土层的油，是可被蒸汽蒸馏的。但如果烃类凝析物与原来的油混合（并驱出一部分），那么混合物中更多的部分会发生汽化，并且有70%以上的油可被采出。不过在下面讨论的数值实例中我们还是假定只有60%的采收率。

对累积采油量可能带来消极影响的因素是井网的几何形态。井距要格外的密，以便在适当短的时间内能够把地层加热到过程所需要的温度。井距可能最好要小至20米。显然，这些井的井眼应该近乎垂直，或者至少基本相互平行（至少在处理油藏的层段上），垂直或平行的偏差超过1米就可能严重地影响水平波及效率，因而影响累积采油量。

热需求量定义为每采1桶油注入的热量。从经济观点来看这个参数是头等重要的。使用电阻加热，产生的热量是昂贵的，每采1桶的所需电的成本会很高。本文描述的模型对于过程的热需求量稍微乐观些。这是因为在凝析前缘前面（下游）的热传导忽略不计的缘故。在采用注蒸汽的蒸汽驱中，作类似的假设会更准确些，因为蒸汽前缘的扩展速度要快很多。而本过程中所有的前缘移动都十分缓慢，会有大量的热移动到凝析前缘的前面。后面我们将对这一误差的大小作估计。对顶、底岩石的热损失也忽略不计了，但这个热损失量与凝析前缘下游的损失量相比是比较小的。

应用电加热时，加热电线中电流越大，注热速度就越高。因而加热电线的温度也越高。当温度太高时加热线就会熔化，注热井会发生损坏。

安装可在温度高达1200℃下工作的电热器是可能的。但我们还是建议对加热电线的最高温度要保持在大约900℃以下，以防止注入井损坏而需要重新钻井。一般说来，注热速度要调节到使井眼内部温度保持在选定的数值上，不让它高到会使井的设备损坏的程度，同时注入的热量从井传走的速度不要明显地快于油层热传导所允许的限度。下述方式，十分利于造成上述的加热速度，即在底部封闭的套管内安装电阻加热元件使加热器电阻沿被加热层段排布的型式和与该层段邻近的地层的热传导率的分布型式相互关联呼应，并且以沿层段每米间距约330至660瓦的平均速度开动这些加热器件。

下面假想的例子给出了一些比较重要的过程变量的计算结果，它是针对一套大致能代表贝尔瑞基油田硅藻土/棕页岩地层的特定过程参数计算的。这个计算结果评价了由表1给出的参数数值所表征的一个平均情况。

表1过程参数

实验面积 4.05×10⁶米²

h地层厚度    335米

C^Ⅰ _g带Ⅰ中气体的比热 0.6卡/克℃

Cm岩石矿物的比热    0.6卡/克℃

C^Ⅰ _O带Ⅰ内非气体烃的比热 0.4卡/克℃

C^Ⅱ _O带Ⅱ内非气体烃的比热 0.4卡/克℃

C^Ⅱ _W带Ⅱ内水的比热 1.0卡/克℃

Hs    1克蒸汽的热含    640卡/克

γw注热井半径    10厘米

S^Ⅰ _g带Ⅰ内烃类气体饱和度 0.9

S^Ⅰ _O带Ⅰ内非气体烃类饱和度 0.1

S^Ⅱ _O带Ⅱ内非气体烃类饱和度 0.145

Soi初始油饱和度    0.36

Ss带Ⅱ内蒸汽饱和度    0.255

S^Ⅱ _W带Ⅱ内水饱和度 0.6

To原始油藏温度    40℃

Ts蒸汽温度    300℃

Tw注热井温度    800℃

φ孔隙度    0.55

β地层热导率温度关系系数    3×10/℃

λo在0℃时λ的数值    10卡/秒厘米℃

带Ⅰ内烃类气体密度 0.04克/厘米³

ρm岩石矿物密度 2.5克/厘米³

带Ⅰ内非气体烃类密度 1.0克/厘米³

带Ⅱ内非气体烃类密度 0.9克/厘米³

ρs蒸汽密度 0.04克/厘米³

带Ⅱ内水的密度 0.7克/厘米³

图2示出了围绕注热井相应于不同凝析前缘位置的γb值所确定的各种温度分布（由各自的虚线和实线来标记，如图1所示）。由图2表现出来的一个明显特征是只有相对很少一部分地层被加热到很高的温度。比如，在汽化前缘离开注热井15米的时刻，500℃等温线从注热井移动开大约不超过3米。图2进一步还说明蒸汽带的尺寸（带Ⅱ，如图1所述）仍旧是相当小的。鉴于我们忽略了凝析前缘下游地层的热唅，这一点是特别重要的，在蒸汽前缘前通过传导而流动的这个热量必定需由进一步降低蒸汽带的尺寸来供应。因此，我们可以得出结论，实际上只有很少一部分地层处于蒸汽温度。大部分地层处于或高于（且是干的）或是低于蒸汽温度。

图3示出了采油速度P（桶/天）。这里应该注意的是这个“采油量”实际上就是由注热井附近驱出的油量。既然可以预计本过程具有高的波及效率，所以被驱替的油大部分都可以采出来。在五点法井网实例中每口注入井都有一口生产井，因此图3可以相对准确地描述每口生产井的采油情况。由于在采出大多数油（80%）之前注入井之间很少出现干扰，故情况更是如上所述。

在七点法井网实例中，当生产出大约60%油的时候相邻注热井的热带开始重迭。另一方面，七点法井网中每口生产井对应两口注热井，因此每口生产井的初始采油速度将比五点法井网高一倍。当相邻注入井的热带开始重迭时，注热速度和采油速度都要以较之由径向模型所得计算值更快的速度开始衰减。但总的来说，在七点法井网的情况下初始较高的采油速度必然要比以后的较为迅速的衰减更为重要。特别是由于注热井的设备会比生产井便宜些，因此七点法井网应比五点法井网更好些。

图4阐述了相同的观点，该图表明应用相同的井距Dw，七点法井网（第二条曲线）计算的过程时间t（以年表示）比五点法井网（第一条曲线）明显地短些。这个图还表明，为了保证过程的寿命大约为20-30年，要求井距Dw大约为20～21米。

图5说明了过程的热需求量。除了早期之外，每采1桶油需注入大约460000千焦耳的热量。由于凝析前缘下游的热传导忽略不计，计算的热需求量偏于乐观。

由于我们的模型的缘故，全部流体（油和水）都假定是在原始油层温度下采出。实际上，由于蒸汽前缘下游会有传导性的预热，产出的流体不久就会逐渐变热，直到达到蒸汽温度（在这个时刻过程就结束了）。由于热传导是个缓慢的过程，在过程进行的前几年流体将会在原始油层温度下采出。实际上可以指出，在采出的流体中至少25%是冷的。

对于热需求量作保守估计，我们需假定产出流体中25%其温度等于原始地层温度，而剩余的75%的流体在蒸汽温度下采出。对于我们这个例子，这个很保守的假设就使热需求量从460000千焦耳/桶增加到760000千焦耳/桶。真实的数值（承认其他的假设是正确的）应该在这两个数值之间，除非我们研制了更为准确的模型，大约600000千焦耳/桶的数值将会被认为是合理的。

至此，我们给出了每个单独的井或每个单独的井网动态的全部结果。在这些情况下来说，注入速度和生产速度看来都是很小的。假定井网密度为每4000米²有10～12口井，我们可以预计在27年的时间内以大约730兆瓦的速度注电热，以每天平均100000桶的速度采油，累积会产生10亿桶油。

被处理的油藏大体可以为具有比较厚的含油层的任何地下油藏，该油层具有高的孔隙度，含有大量的油和水，但渗透率是那样的低以致于对注入通常的采油流体的反应是使人失望的无流体产出。这样的地层最好其孔隙度与油饱和度之积至少要等于0.15。油的API重度至少约为10°，水饱和度至少约等于30%。本发明对于从渗透率小于大约10毫达西的油藏中采油具有特殊的优越性。具有类似特性的其它油藏的另外一些实例，有加里福尼亚（美国）和别处的其它硅藻土地层，以及含烃的白垩地层等等。

本过程所用注热井主要是由任何下套管的或未下套管的井眼构成，该井眼（1）至少大体上要贯穿上述类型地层中至少约30米处理层段，（2）在井网内的排布使各井眼在整个处理层段上要基本平行，与相邻井的井距间隔约为6～24米，和（3）含有耐热、导热、并对流体基本不渗透的固体材料壳或屏障，以防止流体在井眼和油层暴露面和/或与井眼连通的裂缝之间流动。对本领域的技术人员来说，很显然，应用电阻加热或燃烧加热，在加热过程中一般都要允许温度的波动。要求的加热速度仅是沿加热层段的一个平均值，暂时停工，压力起伏等波动，不应使对热速度产生严重影响。

本发明所用的流体采出井大体上可以是上述规定井网中的任何井。在排列上要求它至少与一口加热井相邻，要与油层有流体连通，且起码要基本上贯穿整个处理层段。在保持井眼内流体压力下而采出流体时，井内流体压力要低于油层的破裂压力。

加热井内部加热的手段实际上可以是任何一种能够升高温度，并且能以上述规定数值保持井眼内部温度的井眼加热装置。这种加热装置可以是电热的或是燃气式的。其中以电热装置最好。电器元件，为比较便于维修最好安装在底部封闭的一段套管内，这段套管被密封在一个传热，不渗透的壳层内，而壳层与油层接触。加热方式最好能相对迅速地达到至少大约600℃的温度（最好800℃），但又要在长时间能保持温度低于1000℃（900℃更好），同时要求由井眼向外传热速度不能明显地快于油层导热能力所允许的程度。

在油层和加热器之间构成屏障的那些具有热稳定性，导热和流体不渗透的材料最好是钢管，外面包以导热性材料，该材料与油层和/或与井眼连通的裂缝相接触。由于流体自地层的流入，往往在井眼和油层之间呈现最易产生麻烦的流体流动型态，因此在某些情况下可能需要在屏障或壳内加压，以便防止和/或终止这种方式的流体流入。加压过程中所用的气体最好为氮气或惰性气体之类的气体。围绕这个屏障并与油层接触的材料应该在大约600到1000℃温度范围内耐热，并具有较好的导热性。耐热水泥或混凝土对于本过程中的这种应用而言是最可选用的材料。在一些专利中，比如美国3507332号专利曾叙述过这种适用的水泥。

我们发现在非均质地层，比如贝尔瑞基的硅藻土地层，可能出现许多热传导过程的失效现象。地层导热性不同可能导致不均匀的加热温度。由于铜的电学性质，会出现更多的热量注入到热传导性差的“富”层，而不是注入到热传导性较好的“贫”层。因为导热性是实体密度的函数，孔隙度较高的硅藻土层就会比孔隙度较差的层接收更多的热量。这是我们不希望的，因为孔隙度较高的层地是渗透性较好地层，在这些层里如果进入热量比较少温度比较低过程就可以是有效的。

在极端情况下，如果应用一个横截面固定的加热器，在富层中，于过程已经完成后还会继续有热量注入。而贫层内注入的热量还不够。

因此，相对增加孔隙度和渗透性都较差的贫层内的注入速度会使过程的采油量及热效率有重大的改善。应用变截面的铜加热器和/或应用平行的加热电缆，沿贫层比沿富层布置更多的电缆，或应用其它可改变加热速度的方法都会达到这一目的。

为了说明渗透率对过程动态的影响，图6和图7示出了渗透率不同，其它性质相同的三层的数学模拟生产动态。两个示例之间的差别在于注热速度。图6中对于各种渗透率其注热速度是相同的。速度以每米瓦特计，头3年为500瓦，下3年为410瓦，后2年为330瓦最后3年两为250瓦。

图7中的注热速度是不同的，在1和2毫达西的层里注热速度降低，而0.3毫达西的层里则增加。注入到1毫达西层里的速度降低10%，注入到2毫达西层里的速度降低15%而注入到0.3毫西层里的速度却增加15%。

在第一种情况下（图6），注热为期11年。可以看出，尽管自最高渗透层已无油再产出了但热继续被注入此层，而在渗透率最低的层还得不到足够的热量来完成此过程。

在第二种情况下（图7），热量一直注到所有各层都达到相同的采油量，但总的热量消耗降低了。虽然1和2毫达西层过程完成的时间有所延迟，0.3毫达西的层除了过程完成时间提前外，采收率还获得很大的改善。

过程的采收率和热效率汇总于表2中。

表2.过程采收率和热效率概况

各层热注入量相同    改变各层的热注入量

层（毫达西）    0.3    1.0    2.0    0.3    1.0    2.0

采收率（%）    8    84    84    83    83    83

热效率    421    398    400    427    380    339

（10千焦耳/桶地面油）

过程完成时间    22    12    10    14    13    12

（年）

模拟结果说明热效率改善了大约10%。这提示我们，应用这个调整了的热注入方式，从指定类型油藏中采出定量的油可以节省热量大约10-15%。

在一个最佳操作中，确定给定情况下各层的注热速度要以已知的地层的全部性质以及经济分析作根据。在某些情况下，为了较早地采出油来在某些层里过量注入在经济上也可能是合算的。

Claims (14)

1、加热地下含油和水地层的方法，其中包括：

在注热井和流体采出井中每一类都至少有一口在上述地层处理层段上完井，该油层至少约30米厚，同时含油和水，对于注入的采油流体的反应是既不可渗透也不能生产；

按排这些井时要使贯穿处理层段的这些井的井眼基本平行，并且以至少大约6米的大体相等的距离隔开；

在贯穿处理层段的每口注热井中用导热性较好对流体基本不渗透的固体材料来密封地层面；

在贯穿处理层段的每口流体采出井中，要使流体在井眼与油层之间连通，并要使流体能自油层中产出，且

在至少基本贯穿处理层段的每口加热井中加热，其加热速度要求能够(a)使井眼内部温度至少增加到600℃和(b)使井眼内部温度至少维持在大约600℃，但又不能使温度高到使井眼内部装备因过热而损坏的程度，同时离开井眼的传热速度不能明显高于油层导热能力所允许的限度。

2、按权利要求1所述的方法，其中加热注热井井眼内部的手段应能使温度保持在大约600到900℃。

3、按权利要求1所述的方法，其中加热至少一口注热井内部的手段为电加热器。

4、按权利要求1所述的方法，其中密封油层面的固体材料为导热的水泥或混凝土。

5、按权利要求1所述的方法，其中所述注热和流体采出井在贯穿处理层段处是基本平行的，且至少在该层段内，要彼此间隔大约6至24米。

6、按权利要求1所述的方法，其中大多数注热井和流体采出井以基本上在垂直的方向按五点法，七点法或十三点法井网布井。

7、按权利要求1所述的方法，其中加热要一直继续到至少一口流体采出井的井眼中有流体驱入为止，并且每口流体被驱向其中的流体采出井的外流量要限制在使井内流体压力增加到足以阻止油层明显挤压所要求的程度。

8、按权利要求7所述的方法，其中所述流体压力需增加到比紧邻地层天然静水压力大约高7至14巴。

9、按权利要求1所述的方法，其中加热速度为或相于每小时每米约1200至2400千焦耳。

10、按权利要求1所述的方法，其中所述的流体不可渗透屏障由耐热套管构成，套管下端对于流体是严密封闭的，并为水泥所环绕。

11、按权利要求10所述的方法，其中所述的为屏障环绕的井眼内部是用电阻加热器加热的，其加热速度大约为每米330至660瓦。

12、按权利要求1所述的方法，其中所述的油层、至少含有一个相对不太渗透的层，该层的渗透率要明显地低于至少一个在处理层段内的其它的层;该方法进一步包括如下步骤：

确定沿至少一口注热井而遇到上述相对低渗透率层的位置;和

在上述的至少一口注热井中，沿着上述至少一个渗透率较低的层增加注热的相对速度，使其速度超过沿上述至少一个渗透率较高层的速度，其增加的数量与渗透性较高层渗透率增加值有关。

13、按权利要求12所述的方法，其中用电阻元件加热注热井，并且至少在一口注热井中，加热元件的安排要使单位长度加热器的电阻沿渗透率较低层相对高些，以便提供上述相对高的注热速度。

14、按权利要求12所述的方法，其中用电阻元件加热注热井，并且至少在一口井中，在处理层段内电阻元件的安排要包括许多平行的电阻加热元件，并且沿渗透率较低层的电阻元件的数目要多于这个层段内的至少另一个层，以便提供上述相对高的加热速度。

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