WO2021160083A9 - 一种双水平井sagd开发的超稠油油藏的井下预热启动方法 - Google Patents

一种双水平井sagd开发的超稠油油藏的井下预热启动方法 Download PDF

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吴永彬
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李秀峦
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Definitions

  • the invention relates to a method for exploitation of a heavy oil reservoir in an oil field, in particular to a downhole preheating start method of an ultra-heavy oil reservoir developed by a double-horizontal well SAGD, which belongs to the field of petroleum exploitation.
  • SAGD Steam assisted gravity drainage technology
  • SAGD start-up phase the current SAGD start-up usually has two methods: huff and puff preheating start and steam injection cycle preheating start. Among them, the huff and puff preheating start injection pressure is high, the temperature is high, and it is easy to cause damage to the completion well structure. The steam injection cycle preheating starts to heat uniformly and starts smoothly.
  • the Chinese invention patent application with application number 201611187914.9 discloses a method and device for starting a horizontal well with steam assisted gravity drainage.
  • the method includes: placing two sets of horizontal well steam-assisted gravity drainage startup devices in a steam injection well and a production well respectively; the length of the electric heating rod in the horizontal well steam-assisted gravity drainage startup device is the same as that of the steam injection well.
  • the length of the horizontal section of the production well is the same, or the same as the length of the horizontal section of the production well;
  • the electric heating rod in the steam-assisted gravity drainage starting device of the horizontal well performs the heating operation; the monitoring between the steam injection well and the production well When the interwell temperature between the steam injection well and the production well reaches the preset first temperature, the electric heating rod stops performing the heating operation.
  • the simple electric heating rod is prone to corrosion in the environment of water vapor, CO 2 , H 2 S generated by the high temperature in the wellbore, which makes the heater insulation failure; at the same time, the solder joints of the electric heating rod are easy to be subjected to continuous high temperature heating.
  • the Chinese invention patent application with application number 201410586578.X discloses a method for accelerating the preheating connection of solvent-assisted steam.
  • the specific steps include: (1) high-power electric heating of steam injection wells and production wells; (2) steam injection wells and production Inject solvent into the long tubing and short tubing at the same time; (3) Inject the solvent and steam mixed fluid into the long tubing and short tubing of the steam injection well at the same time, and inject the solvent and steam mixed fluid into the long tubing of the production well to discharge the short tubing of the production well.
  • the price of the solvent is high, and the solvent needs to be separated at a high temperature after it is produced on the ground, which brings high costs, and the start-up of the solvent-assisted steam, it is difficult to avoid the risk of preferential connection of the hypertonic section in the strong heterogeneous level section. .
  • the purpose of the present invention is to provide a preheating start method for downhole steam uniform thermal cycle for super heavy oil reservoirs developed by double horizontal well SAGD.
  • This method can achieve uniform preheating, avoid preferential communication, and use
  • the lower cost promotes the uniform development of the steam chamber along the horizontal section in the SAGD production stage.
  • the present invention provides a downhole preheating start method for a super heavy oil reservoir developed by SAGD with dual horizontal wells, which includes:
  • High-temperature fluid is continuously injected through the inner tube of the concentric preheating string, and discharged to the ground through the annulus between the inner and outer tubes of the concentric preheating string, and the injected gas is pressurized to make the wellhead annular space
  • the gap between the gas pressure and the discharge pressure of the high-temperature fluid at the wellhead is less than 0.5MPa; the temperature of the high-temperature circulating fluid is 5-20°C below the initial coking temperature of the formation crude oil; or, the resistance heating cable is inserted into the outer tube of the concentric preheating pipe string,
  • the annular space between the horizontal section of the heating cable and the outer tube is filled with high-temperature fluid, and the annular space from the pitching section to the wellhead is filled with insulating gas; the outer wall and/or inside of the cable is equipped with optical fiber temperature measuring points and/or thermocouples.
  • the above-mentioned method is preferably aimed at super heavy oil reservoirs that meet the following conditions:
  • thermal conductivity difference of SAGD oil layer is less than 3;
  • the liquid level of the heat transfer fluid is 1-10 meters above the heel, preferably 10 meters.
  • the heat transfer fluid is one or a combination of two or more of water, supercritical CO 2 and heat transfer oil.
  • the gas includes one or a combination of two or more of argon, helium, and nitrogen.
  • step (7) by establishing a well group numerical model, the interwell temperature rise tracking prediction is performed, so as to determine the temperature in the middle of the reservoir.
  • the establishment of the numerical model of the well group is carried out by using the reservoir numerical simulation software.
  • the reservoir numerical simulation software includes CMG-STAR of CMG of Canada and/or ECLIPSE of Schlumberger of the United States.
  • step (8) the wellhead pressure when discharging the gas and liquid in the annular space between the concentric preheating tube and the screen tube is controlled to be 0.5-3 MPa below the original reservoir pressure.
  • the downhole preheating start method of the super heavy oil reservoir developed by the dual horizontal well SAGD provided by the present invention can use high-temperature fluid for cyclic heating, or can adopt an in-situ heating method combining electric heating and concentric tubes. When the latter is used, The specific structure is shown in Figure 3. The specific process is as follows:
  • the pressure of the gas in the concentric preheating tube is adjusted to make the pressure of the gas in the concentric preheating tube equal to that of the concentric preheating.
  • the gas pressure difference between the outside of the pipe and the annular space of the casing is less than 0.5MPa;
  • the downhole preheating start method adopting the in-situ heating method combining electric heating and concentric tubes includes the following specific steps (the specific process is shown in Figure 4):
  • the heating cable is a stainless steel armored magnesium oxide insulated cable, and the electric heating power is 500-2000 W/m.
  • the insulating gas includes one or a combination of two or more of argon, helium, and nitrogen.
  • Injecting inert gas at an appropriate position on the upper heel of the horizontal section of the I&P well is beneficial to greatly reduce the heat loss from the wellhead to the annulus near the heel of the horizontal section, and improve the heat utilization of high-temperature circulating fluids.
  • the compression rate of the inert gas is more than 10%; and the larger compression performance of the inert gas is beneficial to buffer the pressure increase after the high temperature expansion of the horizontal section annulus fluid, avoiding excessive bottom hole pressure fluctuations, and reducing the pressure of the bottom hole annulus fluid at different temperatures.
  • the uniform preheating method proposed by the present invention effectively prevents the high-permeability section of the conventional steam preheating stage from being connected preferentially, ensuring that the uniformity of steam injection in the SAGD production stage reaches 95% above.
  • the present invention also provides an in-situ heating method for running resistance heating cables in concentric tubes. This method does not require circulating fluid in the concentric tubes, realizes in-situ heating and heat transfer, and avoids the heels in the wellbore during the circulation process. The heat loss can greatly improve the thermal efficiency.
  • Figure 2 is a schematic diagram of the SAGD warm-up start-up process for dual-horizontal wells in heavy oil reservoirs.
  • Fig. 3 is a schematic diagram of the concentric preheating pipe string and electric heating used in the SAGD preheating start method of a double horizontal well in a heavy oil reservoir of the present invention.
  • Figure 4 is a schematic diagram of the electric heating assisted double-horizontal well SAGD preheating process in heavy oil reservoirs.
  • This embodiment provides a double-horizontal SAGD preheating start-up method for a heavy oil reservoir.
  • the oil layers between the injection-production wells of the double-horizontal SAGD well pair are all sand layers, the thermal conductivity is the same, and the thickness of the oil layer is 13 meters.
  • the original oil saturation is 70%, which meets the reservoir conditions for electric preheating.
  • the high-temperature fluid includes high-temperature gas, and the high-temperature gas includes a combination of high-temperature argon and high-temperature helium (volume ratio 1:1); the temperature of the high-temperature fluid is 5°C below the initial coking temperature of crude oil; The injection rate is 5 cubic meters/day.
  • the inter-well temperature rise tracking prediction is carried out to determine the temperature in the middle of the reservoir.
  • the establishment of the numerical model of the well group is carried out by using the reservoir numerical simulation software.
  • the reservoir numerical simulation software is CMG-STAR of Canada CMG Company.
  • This embodiment provides a double-horizontal SAGD preheating start-up method for a heavy oil reservoir.
  • the oil layers between the horizontal sections of the injection-production wells of the double-horizontal SAGD well pair are all sand layers.
  • the thickness is 15 meters, and the original oil saturation is 75%, which meets the reservoir conditions for electric preheating.
  • the high-temperature fluid includes high-temperature gas, the high-temperature gas includes a combination of high-temperature nitrogen and high-temperature CO 2 (volume ratio 1:1); the temperature of the high-temperature fluid is 10°C below the initial coking temperature of crude oil; the injection of the high-temperature fluid The speed is 30 cubic meters/day.
  • the steam chamber monitoring after SAGD production shows that the SAGD preheating start method of this embodiment realizes the uniform development of the steam chamber of the entire horizontal section.
  • the steam chamber is The development scale of the horizontal section has reached 94% (the pair of wells with adjacent conventional SAGD warm-up start: 51%), and the oil production rate has reached 76 tons/day (the pair of wells with adjacent conventional SAGD warm-up start: 32 tons/day) .
  • the high-temperature fluid includes a high-temperature liquid, and the high-temperature liquid is high-temperature steam; the temperature of the high-temperature fluid is 20° C. below the initial coking temperature of crude oil; and the injection rate of the high-temperature fluid is 60 cubic meters/day.
  • the inter-well temperature rise tracking prediction is carried out to determine the temperature in the middle of the reservoir.
  • the establishment of the numerical model of the well group is carried out by using the reservoir numerical simulation software.
  • the reservoir numerical simulation software is ECLIPSE of Schlumberger, USA.
  • the steam chamber monitoring after SAGD production shows that the SAGD preheating start method of this embodiment realizes the uniform development of the steam chamber of the entire horizontal section.
  • the steam chamber is The development scale of the horizontal section has reached 95% (the pair of wells with adjacent conventional SAGD preheating start: 43%), and the oil production rate has reached 76 tons/day (the pair of wells with adjacent conventional SAGD preheating start: 29 tons/day) .
  • a resistance heating cable is inserted into the outer tube of the concentric preheating pipe string.
  • the heating cable is a stainless steel armored magnesium oxide insulated cable, and the electric heating power is 500 W/m.
  • the annular space between the horizontal section heating cable and the outer tube is filled with high-temperature fluid, and the annular space from the pitching section to the wellhead is filled with insulating gas; the cable is equipped with optical fibers for continuous temperature measurement and connected to the ground control box for timely monitoring
  • the horizontal section heats the surface temperature of the cable, and achieves a constant temperature control function by automatically adjusting the power.
  • the high-temperature fluid is high-temperature water vapor; the insulating gas is argon.
  • the steam chamber monitoring after SAGD production shows that the SAGD preheating start method of this embodiment realizes the uniform development of the steam chamber of the entire horizontal section.
  • the steam chamber is The development scale of the horizontal section has reached 96% (the pair of wells with adjacent conventional SAGD preheating start: 48%), and the oil production rate has reached 78 tons/day (the pair of wells with adjacent conventional SAGD preheating start: 31 tons/day) .
  • This embodiment provides a SAGD preheating start method for a double horizontal well in a heavy oil reservoir.
  • the oil layers between the horizontal sections of the injection and production wells of the SAGD well pair of the double horizontal well are all sand layers with the same thermal conductivity, and the thickness of the oil layer is 25 meters.
  • the original oil saturation is 79%, which meets the reservoir conditions for electric preheating.
  • a resistance heating cable is inserted into the outer tube of the concentric preheating pipe string.
  • the heating cable is a stainless steel armored magnesium oxide insulated cable, and the electric heating power is 2000 W/m.
  • the annular space between the heating cable in the horizontal section and the outer tube is filled with high-temperature fluid, and the annular space from the tilting section to the wellhead is filled with insulating gas; the outer wall of the cable is evenly spaced with 6 thermocouple temperature measuring points along the horizontal section, It is also connected to the ground control box to monitor the surface temperature of the heating cable in the horizontal section in a timely manner, and achieve the constant temperature control function by automatically adjusting the power.
  • the high-temperature fluid is molten salt sodium nitrate; the temperature of the high-temperature fluid is 20°C below the initial coking temperature of crude oil.
  • the insulating gas is nitrogen.
  • the steam chamber monitoring after SAGD production shows that the SAGD preheating start method of this embodiment realizes the uniform development of the steam chamber of the entire horizontal section.
  • the steam chamber is The development scale of the horizontal section has reached 93% (the pair of wells with adjacent conventional SAGD preheating start: 43%), and the oil production rate has reached 77 tons/day (the pair of wells with adjacent conventional SAGD preheating start: 33 tons/day) .

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Abstract

公开了一种双水平井SAGD开发的超稠油油藏的井下预热启动方法，该方法包括：向I井和P井下入同心预热管柱，从同心预热管柱的内管（4）注高温流体并循环预热，同心预热管柱的外管（3）采出，或向I井和P井下入同心管及电阻加热电缆，并持续预热；井间油层达到预热结束条件后，排出井筒环空流体、焖井；转入SAGD生产阶段。

Description

一种双水平井SAGD开发的超稠油油藏的井下预热启动方法 技术领域
本发明涉及一种油田中的稠油油藏的开采方法，尤其涉及一种双水平井SAGD开发的超稠油油藏的井下预热启动方法，属于石油开采领域。
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。
《双水平井超稠油SAGD循环预热启动优化研究》指出(席长丰、马德胜等；西南石油大学学报(自然科学版)，2010，32(4))，SAGD开采分为两个阶段：SAGD启动阶段和SAGD生产阶段。在SAGD启动阶段，目前SAGD启动通常有吞吐预热启动和注蒸汽循环预热启动两种方法，其中，吞吐预热启动注入压力高、温度高、容易对完井井身结构造成损害。注蒸汽循环预热启动加热均匀，启动平稳，一般分为三步：(1)蒸汽在两口井中循环，储层主要通过热传导来传递热量；(2)两井之间形成井间压差，注汽井压力高于生产井，使井间原油往生产井流动，为转入完全的SAGD生产作准备；(3)上部注蒸汽井环空停止排液，下部生产井停止注蒸汽，转入完全的SAGD生产阶段。
在进行SAGD生产之前，必须对井进行热循环启动。从将蒸汽注入生产井和注汽井到开始转为SAGD开采这个阶段称为启动阶段，或者预热阶段。预热阶段的目标是在最短时间内，实现油层的均匀加热，使注汽井和生产井均匀加热连通，注汽井与生产井之间建立泄油通道。
由于辽河、新疆等地的稠油油藏沉积环境均属于河流相沉积，储层非均质性强，在上述常规注蒸汽循环预热过程中，在高速注汽条件下，注汽井与生产井水平段存在一定的压差，在该压差作用下蒸汽容易沿着水平段高渗透通道进入注汽井与生产井中间油层，并进入生产井筒，造成优先热联通，据统计采用蒸汽循环预热的SAGD水平段连通率不到70％。优先热联通段对于转入SAGD生产阶段的均匀注汽有极大影响，会造成该段蒸汽腔优先发育，从而导致水平段无法均匀动用，影响产量和采收率。据统计，采 用常规注入蒸汽循环预热的双水平井SAGD，水平段只有不到50％的部位发育蒸汽腔。
申请号为201611187914.9的中国发明专利申请公开了一种水平井蒸汽辅助重力泄油启动方法及装置。所述方法包括：将两组水平井蒸汽辅助重力泄油启动装置分别置于注汽井和生产井内；所述水平井蒸汽辅助重力泄油启动装置中电加热棒的长度与所述注汽井的水平段长度相同，或与所述生产井的水平段长度相同；所述水平井蒸汽辅助重力泄油启动装置中电加热棒执行加热操作；监测所述注汽井和所述生产井之间的井间温度，待所述注汽井和所述生产井之间的井间温度达到预设第一温度时，所述电加热棒停止执行加热操作。可以实现SAGD快速预热启动。但单纯的电加热棒在井筒内高温产生的水蒸汽、CO 2、H 2S环境下极易发生腐蚀，从而使得加热器绝缘失效；同时，电加热棒的焊点在连续高温加热条件下容易发生变形，产生应力损伤裂缝，也会导致加热器失效；此外，电加热器的表面发热功率调节需要依靠井下的温度监测，但井下测温探头极易损坏，从而难以对加热器功率进行有效调节，极易产生加热器表面发热温度高于最高耐温而发生绝缘失效的风险；第四个风险在于，目前通常使用的商业化的三芯加热电缆在加热长度达到400米以上、直径仅1.5inch，且功率需要1000W/m以上时，加热入口端的电压需要达到2000V以上，对于三芯电缆的入口端极易发生高压电冲破绝缘填料从而使加热器发生爆裂的风险，目前国内尚无突破该电压的小直径三芯加热电缆，难以进入现场应用。
申请号为201410586578.X的中国发明专利申请公开了溶剂辅助蒸汽加速预热连通的方法，具体步骤包括：(1)注汽井与生产井大功率电加热；(2)向注汽井与生产井长油管与短油管内同时注入溶剂；(3)向注汽井长油管与短油管内同时注入溶剂与蒸汽混合流体，向生产井长油管内注入溶剂与蒸汽混合流体，生产井短油管排液；(4)关闭电加热，向注汽井长油管与短油管内同时注入纯蒸汽，生产井长油管与短油管同时排液。但溶剂的价格高昂，溶剂产出地面以后需要高温才能分离，由此带来很高的成本，且溶剂辅助蒸汽的启动，也难以避免在强非均质水平段发生高渗段优先连通的风险。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于为双水平井SAGD开发的超稠油油藏提供一种井下蒸汽均匀热循环的预热启动方法，该方法能够实现均匀预热，避免优先连通，利用较低的成本，促进SAGD生产阶段的蒸汽腔沿水平段均匀发育。
为达到上述目的，本发明提供了一种双水平井SAGD开发的超稠油油藏的井下预热启动方法，其包括：
通过双水平井SAGD井组向油井注入导热流体，然后再注入气体；
通过同心预热管柱的内管持续注入高温流体，并通过同心预热管柱的内管与外管之间的环空空间排出地面，同时对注入的气体进行增压，使井口环形空间内的气体压力与井口高温流体排出压力之间的差距小于0.5MPa；高温循环流体温度为地层原油初始结焦温度以下5-20℃；或者，向同心预热管柱的外管内下入电阻加热电缆，在水平段加热电缆与外管之间的环形空间充满高温流体，在造斜段至井口的所述环形空间充满隔热气体；电缆外壁和/或内部设置光纤测温点和/或热电偶测温点，监测水平段加热电缆的表面温度，并通过自动调节功率达到恒温控制；水平段加热电缆的表面温度为地层原油初始结焦温度以下5-20℃，并持续加热；
当油层中部温度达到180℃以上，或原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止注入高温流体；
排出油井中的气体与液体；
将I井和P井同心预热管取出，向I井和P井同时注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下之后停注，并焖井适当时间后结束SAGD预热阶段；
持续注入蒸汽，从P井持续采出，转入SAGD生产阶段。
本发明的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法所采用的管柱结构可以如图1所示。同心预热管柱包括套管1、同心预热管柱的外管(又称外管)3和同心预热管柱的内管(又称内管)4，套管1的远端为筛管2，同心预热管柱的外管外管3的远端封闭，并且，套管1与同心预热管柱的外管外管3之间设有测温管5。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述方法包括以下具体步骤(具体流程如图2所示)：
(1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；
(2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；
(3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；
(4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；
(5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度；
(6)向I井和P井的同心预热管柱的内管持续注入高温流体，并从同心预热管柱 的内管与外管之间的环形空间排出地面(即通过高温流体进行循环加热)；同时向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体进行增压，使井口环形空间内的气体压力与井口高温流体排出压力之间的差距小于0.5MPa；
(7)当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到180℃以上，或原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止注入高温流体；
(8)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体；
(9)将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下0.1-1MPa之后停注，并焖井3-5天；
(10)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
根据本发明的具体实施方案，优选地，上述方法优选针对满足以下条件的超稠油油藏：
①SAGD油层导热系数级差小于3；
②油饱和度>60％；
③油层厚度>12m；
④I井和P井的水平段上下垂直距离4-7米。
在上述方法中，优选地，在步骤(1)中，所述I井和P井的水平段均采用割缝筛管完井。
在上述方法中，优选地，在步骤(2)中，所述同心预热管柱到距离水平段脚尖20-60米，优选50米；同心预热管柱的内管出口距离所述同心预热管柱的外管的远端10-30米；所述同心预热管柱的内管的截面积等于所述同心预热管柱的外管和内管之间的环空的截面积。
在上述方法中，优选地，在步骤(2)中，所述导热流体的液面高于脚跟上方1-10米，优选10米。所述导热流体为水、超临界CO 2、导热油中的一种或者两种以上的组合。
在上述方法中，优选地，在步骤(4)中，所述气体包括氩气、氦气、氮气中的一种或者两种以上的组合。
在上述方法中，优选地，在步骤(6)中，所述高温流体包括高温气体和/或高温液体，所述高温气体包括高温氩气、高温氦气、高温氮气、高温CO 2中的一种或者两种以 上的组合；所述高温液体包括高温水蒸汽、高温油和熔盐中的一种或两种以上的组合；所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下5-20℃；所述高温流体的注入速度为5-60立方米/天。
在上述方法中，优选地，在步骤(7)中，通过建立井组数值模型，进行井间升温跟踪预测，从而确定油层中部温度。建立井组数值模型采用油藏数值模拟软件进行。所述油藏数值模拟软件包括加拿大CMG公司的CMG-STAR和/或美国斯伦贝谢公司的ECLIPSE。
在上述方法中，优选地，在步骤(8)中，排出同心预热管与筛管之间的环形空间的气体与液体时的井口压力控制为原始油藏压力以下0.5-3MPa。
在上述方法中，优选地，在步骤(9)中，油溶性降粘剂的注入量为10-100吨/井。
本发明提供的双水平井SAGD开发的超稠油油藏的井下预热启动方法可以采用高温流体进行循环加热，也可以采用电加热与同心管结合的原位加热方式，当采用后者时的具体结构如图3所示，具体过程如下：
通过双水平井SAGD井组向油井注入导热流体72，然后再注入气体71；
向同心预热管柱的外管内下入电阻加热电缆6，在水平段加热电缆与外管之间的环形空间充满高温流体82，在造斜段至井口的所述环形空间充满隔热气体81；电缆外壁和/或内部设置光纤测温点和/或热电偶测温点，并连接地面控电箱，适时监测水平段加热电缆的表面温度，并通过自动调节功率达到恒温控制功能；
设定水平段加热电缆的表面温度为地层原油初始结焦温度以下5-20℃，并持续加热；加热过程中对同心预热管内气体进行压力调节，使同心预热管内气体的压力与同心预热管外与套管环形空间气体的压力差距小于0.5MPa；
当油层中部温度达到180℃以上，或原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止注入高温流体；
排出油井中的气体与液体；
将I井和P井同心预热管取出，向I井和P井同时注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下之后停注，并焖井适当时间后结束SAGD预热阶段；
持续注入蒸汽，从P井持续采出，转入SAGD生产阶段。
根据本发明的具体实施方案，优选地，采用电加热与同心管结合的原位加热方式的井下预热启动方法包括以下具体步骤(具体流程如图4所示)：
(1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；
(2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；
(3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；
(4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；
(5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度；
(6)向同心预热管柱的外管内下入电阻加热电缆，在水平段加热电缆与外管之间的环形空间充满高温流体，在造斜段至井口的所述环形空间充满隔热气体；电缆外壁/内部设置光纤/热电偶测温点，并连接地面控电箱，适时监测水平段加热电缆的表面温度，并通过自动调节功率达到恒温控制功能。
(7)设定水平段加热电缆的表面温度为地层原油初始结焦温度以下5-20℃，并持续加热；加热过程中对同心预热管内气体进行压力调节，使同心预热管内气体的压力与同心预热管外与套管环形空间气体的压力差距小于0.5MPa；
(8)当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到180℃以上，或原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止电加热；
(9)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体；
(10)当I井与P井的井口无流体排出后，将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下0.1-1MPa之后停注，并焖井3-5天；
(11)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
在上述方法中，优选地，在步骤(6)中，所述加热电缆为不锈钢铠装的氧化镁绝缘电缆，电加热的功率为500-2000W/米。
在上述方法中，优选地，在步骤(6)中，所述隔热气体包括氩气、氦气、氮气中的一种或者两种以上的组合。
在上述方法中，优选地，在步骤(6)中，所述高温流体包括高温气体和/或高温液体，所述高温气体包括高温氩气、高温氦气、高温氮气、高温CO 2中的一种或者两种以上的组合；所述高温液体包括高温水蒸汽、高温油和熔盐中的一种或两种以上的组合；所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下5-20℃。
本发明所提供的双水平井SAGD井下预热启动方法具有以下技术效果：
(1)与现有的SAGD注蒸汽预热启动方式相比，本发明所提供的同心管热蒸汽密闭循环，I井与P井之间采用等压操作，有效避免在预热早期，蒸汽由于压差的存在过早突破注采井间油层，从高渗透层段窜进，有利于均匀加热启动，并促进SAGD生产阶段水平段蒸汽腔均匀发育，有效提高产油量与采收率。
(2)本发明的方法可以在预热之前测试原油不同结焦率的温度，并在预热初期将井筒环空及井筒附近油层加热到原油初始结焦温度以下5-20℃，有利于避免结焦问题。
(3)本发明提出在预热结束之前，排出井筒环空流体，并注入油溶性降粘剂对沥青和渣油具有100％的溶解能力，能够很好的溶解井筒附近主要由沥青和渣油形成的结焦壳，提高井筒附近的渗流能力，从而大幅提高SAGD生产阶段的注汽能力。
(4)在I&P井的水平段脚跟上部适当位置(优选1-10米环空)注入惰性气体，有利于大幅减少井口到水平段脚跟附近段环空的热损失，提高高温循环流体的热利用率10％以上；且惰性气体较大的压缩性能有利于缓冲水平段环空流体高温膨胀后的压力增加，避免井底压力波动过大，可将井底环空内流体在不同温度下的压力变化下降到1MPa以内，避免了I&P井筒环空内由于流体升温过程中压力波动产生的IP井间压差过大造成局部窜进和连通问题，确保均匀预热。
(5)对常规SAGD蒸汽循环预热相比，本发明提出的均匀预热方法有效的防止了常规蒸汽预热阶段的水平高渗透段优先连通，确保SAGD生产阶段注蒸汽的均匀性达到95％以上。
(6)本发明同时提供了一种同心管内下入电阻加热电缆的原位加热方法，该方法不需要循环同心管内的流体，实现原位加热和传热，避免了循环过程中井筒内脚跟上方的热损失，可大幅提高热效率。
附图说明
图1为本发明的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法采用的同心预热管柱的结构示意图。
图2为稠油油藏双水平井SAGD预热启动的流程示意图。
图3为本发明的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法采用的同心预热管柱与电加热的结构示意图。
图4为电加热辅助的稠油油藏双水平井SAGD预热启动的流程示意图。
主要组件符号说明：
1、套管；2、筛管；3、同心预热管柱的外管；4、同心预热管柱的内管；5、测温管；6、电阻加热电缆；71、气体；72、导热流体；81、隔热气体；82、高温流体。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供一种稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法，该双水平井SAGD井对的注采井水平段之间的油层均为砂层，导热系数相同，油层厚度13米，原始含油饱和度70％，满足电预热的油藏条件。
本实施例提供的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法包括以下具体步骤：
(1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；I井和P井的水平段的上下垂直距离为4米，均采用常规割缝筛管完井。
(2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；同心预热管柱到距离水平段脚尖20米；同心预热管柱的内管出口距离所述同心预热管柱的外管的远端10米；同心预热管柱的内管的截面积等于所述同心预热管柱的外管和内管之间的环空的截面积。
(3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；导热流体为水；导热流体的液面高于脚跟上方1米。
(4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；气体包括氩气。
(5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度320℃。
(6)向I井和P井的同心预热管柱的内管持续注入高温流体，并从同心预热管柱的内管与外管之间的环形空间排出地面(即通过高温流体进行循环加热)；同时向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体进行增压，使井口环形空间内的气体压力与井口高温流体排出压力之间的差距0.4MPa；
所述高温流体包括高温气体，所述高温气体包括高温氩气、高温氦气的组合(体积比1：1)；所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下5℃；所述高温流体的注入速度为5立方米/天。
(7)通过建立井组数值模型，进行井间升温跟踪预测，从而确定油层中部温度。 建立井组数值模型采用油藏数值模拟软件进行。所述油藏数值模拟软件为加拿大CMG公司的CMG-STAR。当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到190℃上时，停止注入高温流体。
(8)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体；排出同心预热管与筛管之间的环形空间的气体与液体时的井口压力控制为原始油藏压力以下0.5MPa。
(9)将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下0.1MPa之后停注，并焖井3天；所述油溶性降粘剂的注入量为10吨/井。
(10)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
转SAGD生产后的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD预热启动方法实现了整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规循环预热方法的相邻SAGD井对相比，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：49％)，产油速度达到了80吨/天(相邻常规SAGD预热启动的井对：22吨/天)。
实施例2
本实施例提供一种稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法，该双水平井SAGD井对的注采井水平段之间的油层均为砂层，水平段油层导热系数级差2，油层厚度15米，原始含油饱和度75％，满足电预热的油藏条件。
本实施例提供的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法包括以下具体步骤：
(1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；I井和P井的水平段的上下垂直距离为5m，均采用常规割缝筛管完井。
(2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；同心预热管柱到距离水平段脚尖40米；同心预热管柱的内管出口距离所述同心预热管柱的外管的远端20米；同心预热管柱的内管的截面积等于所述同心预热管柱的外管和内管之间的环空的截面积。
(3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；导热流体为超临界CO 2；导热流体的液面高于脚跟上方5米。
(4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；气体为氦气。
(5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度350℃。
(6)向I井和P井的同心预热管柱的内管持续注入高温流体，并从同心预热管柱的内管与外管之间的环形空间排出地面(即通过高温流体进行循环加热)；同时向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体进行增压，使井口环形空间内的气体压力与井口高温流体排出压力之间的差距0.3MPa；
所述高温流体包括高温气体，所述高温气体包括高温氮气、高温CO 2的组合(体积比1:1)；所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下10℃；所述高温流体的注入速度为30立方米/天。
(7)通过建立井组数值模型，进行井间升温跟踪预测，从而确定油层中部温度。建立井组数值模型采用油藏数值模拟软件进行。所述油藏数值模拟软件为或美国斯伦贝谢公司的ECLIPSE。当I井与P井水平段之间的原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止注入高温流体。
(8)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体；排出同心预热管与筛管之间的环形空间的气体与液体时的井口压力控制为原始油藏压力以下2MPa。
(9)将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下0.5MPa之后停注，并焖井4天；所述油溶性降粘剂的注入量为50吨/井。
(10)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
转SAGD生产后的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD预热启动方法，实现了整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规循环预热方法的相邻SAGD井对相比，蒸汽腔沿水平段发育规模达到了94％(相邻常规SAGD预热启动的井对：51％)，产油速度达到了76吨/天(相邻常规SAGD预热启动的井对：32吨/天)。
实施例3
本实施例提供一种稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法，该双水平井SAGD井对的注采井水平段之间的油层均为砂层，导热系数相同，油层厚度20米，原始含油饱和度76％，满足电预热的油藏条件。
本实施例提供的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法包括以下具体步骤：
(1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；I井和P井的水平段的上下垂直距离为7m，均采用常 规割缝筛管完井。
(2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；同心预热管柱到距离水平段脚尖60米；同心预热管柱的内管出口距离所述同心预热管柱的外管的远端30米；同心预热管柱的内管的截面积等于所述同心预热管柱的外管和内管之间的环空的截面积。
(3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；导热流体为导热油；导热流体的液面高于脚跟上方10米。
(4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；气体为氮气。
(5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度340℃。
(6)向I井和P井的同心预热管柱的内管持续注入高温流体，并从同心预热管柱的内管与外管之间的环形空间排出地面(即通过高温流体进行循环加热)；同时向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体进行增压，使井口环形空间内的气体压力与井口高温流体排出压力之间的差距0.2MPa；
所述高温流体包括高温液体，所述高温液体为高温水蒸汽；所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下20℃；所述高温流体的注入速度为60立方米/天。
(7)通过建立井组数值模型，进行井间升温跟踪预测，从而确定油层中部温度。建立井组数值模型采用油藏数值模拟软件进行。所述油藏数值模拟软件为美国斯伦贝谢公司的ECLIPSE。当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到180℃以上时，停止注入高温流体。
(8)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体；排出同心预热管与筛管之间的环形空间的气体与液体时的井口压力控制为原始油藏压力以下3MPa。
(9)将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下1MPa之后停注，并焖井5天；所述油溶性降粘剂的注入量为100吨/井。
(10)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
转SAGD生产后的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD预热启动方法，实现了整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规循环预热方法的相邻SAGD井对相比，蒸汽腔沿水平段发育规模达到了95％(相邻常规SAGD预热启动的井对：43％)，产油速度达 到了76吨/天(相邻常规SAGD预热启动的井对：29吨/天)。
实施例4
本实施例提供一种稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法，该双水平井SAGD井对的注采井水平段之间的油层均为砂层，导热系数相同，油层厚度22米，原始含油饱和度78％，满足电预热的油藏条件。
本实施例提供的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法包括以下具体步骤：
(1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；I井和P井的水平段的上下垂直距离为4m，均采用常规割缝筛管完井。
(2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；同心预热管柱的外管远端封闭；同心预热管柱到距离水平段脚尖20米。
(3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；导热流体为导热油；导热流体的液面高于脚跟上方5米。
(4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；气体为氮气。
(5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度350℃。
(6)向同心预热管柱的外管内下入电阻加热电缆，所述加热电缆为不锈钢铠装的氧化镁绝缘电缆，电加热的功率为500W/米。在水平段加热电缆与外管之间的环形空间充满高温流体，在造斜段至井口的所述环形空间充满隔热气体；电缆内部设置光纤连续测温，并连接地面控电箱，适时监测水平段加热电缆的表面温度，并通过自动调节功率达到恒温控制功能。所述高温流体为高温水蒸汽；所述隔热气体为氩气。
(7)设定水平段加热电缆的表面温度为地层原油初始结焦温度以下5℃，并持续加热；加热过程中对同心预热管内气体进行压力调节，使同心预热管内气体的压力与同心预热管外与套管环形空间气体的压力差距0.4MPa。
(8)当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到180℃以上时，停止电加热。
(9)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体。
(10)当I井与P井的井口无流体排出后，将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下0.1MPa之后停注，并焖井3天。
(11)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD 生产阶段。
转SAGD生产后的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD预热启动方法，实现了整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规循环预热方法的相邻SAGD井对相比，蒸汽腔沿水平段发育规模达到了96％(相邻常规SAGD预热启动的井对：48％)，产油速度达到了78吨/天(相邻常规SAGD预热启动的井对：31吨/天)。
实施例5
本实施例提供一种稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法，该双水平井SAGD井对的注采井水平段之间的油层均为砂层，导热系数相同，油层厚度25米，原始含油饱和度79％，满足电预热的油藏条件。
本实施例提供的稠油油藏双水平井SAGD预热启动方法包括以下具体步骤：
(1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；I井和P井的水平段的上下垂直距离为7m，均采用常规割缝筛管完井。
(2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭。同心预热管柱的外管远端封闭；同心预热管柱到距离水平段脚尖60米；
(3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；导热流体为导热油；导热流体的液面高于脚跟上方10米。
(4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；气体为氮气。
(5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度370℃。
(6)向同心预热管柱的外管内下入电阻加热电缆，所述加热电缆为不锈钢铠装的氧化镁绝缘电缆，电加热的功率为2000W/米。在水平段加热电缆与外管之间的环形空间充满高温流体，在造斜段至井口的所述环形空间充满隔热气体；电缆外壁沿水平段等间距均匀设置热电偶测温点6个，并连接地面控电箱，适时监测水平段加热电缆的表面温度，并通过自动调节功率达到恒温控制功能。
所述高温流体为熔盐硝酸钠；所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下20℃。所述隔热气体为氮气。
(7)设定水平段加热电缆的表面温度为地层原油初始结焦温度以下20℃，并持续加热；加热过程中对同心预热管内气体进行压力调节，使同心预热管内气体的压力与同心预热管外与套管环形空间气体的压力差距0.3MPa。
(8)当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到180℃以上时，停止电加热。
(9)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体。
(10)当I井与P井的井口无流体排出后，将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下1MPa之后停注，并焖井5天；
(11)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
转SAGD生产后的蒸汽腔监测表明，采用本实施例的SAGD预热启动方法，实现了整个水平段蒸汽腔的均匀发育，与常规循环预热方法的相邻SAGD井对相比，蒸汽腔沿水平段发育规模达到了93％(相邻常规SAGD预热启动的井对：43％)，产油速度达到了77吨/天(相邻常规SAGD预热启动的井对：33吨/天)。

Claims (23)

  1. 一种双水平井SAGD开发的超稠油油藏的井下预热启动方法，该方法包括以下步骤：
    通过双水平井SAGD井组向油井注入导热流体，然后再注入气体；
    通过同心预热管柱的内管持续注入高温循环流体，并通过同心预热管柱的内管与外管之间的环空空间排出地面，同时加热过程中对气体进行压力调节，使井口环形空间内的气体压力与井口高温流体排出压力之间的差距小于0.5MPa；高温循环流体温度为地层原油初始结焦温度以下5-20℃；或者，向同心预热管柱的外管内下入电阻加热电缆，在水平段加热电缆与外管之间的环形空间充满高温流体，在造斜段至井口的所述环形空间充满隔热气体；电缆外壁和/或内部设置光纤测温点和/或热电偶测温点，监测水平段加热电缆的表面温度，并通过自动调节功率达到恒温控制；水平段加热电缆的表面温度为地层原油初始结焦温度以下5-20℃，并持续加热；
    当油层中部温度达到180℃以上，或原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止注入高温流体；
    排出油井中的气体与液体；
    将I井和P井同心预热管取出，向I井和P井同时注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下之后停注，并焖井适当时间后结束SAGD预热阶段；
    持续注入蒸汽，从P井持续采出，转入SAGD生产阶段。
  2. 根据权利要求1所述的方法，其中，该方法包括以下具体步骤：
    (1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；
    (2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；
    (3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；
    (4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；
    (5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度；
    (6)向I井和P井的同心预热管柱的内管持续注入高温流体，并从同心预热管柱的内管与外管之间的环形空间排出地面；同时向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体进行增压，使井口环形空间内的气体压力与井口高温 流体排出压力之间的差距小于0.5MPa；
    (7)当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到180℃以上，或原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止注入高温流体；
    (8)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体；
    (9)当I井与P井的井口无流体排出后，将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下0.1-1MPa之后停注，并焖井3-5天；
    (10)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
  3. 根据权利要求1或2所述的方法，其中，该方法针对满足以下条件的超稠油油藏：
    ①SAGD油层导热系数级差小于3；
    ②油饱和度>60％；
    ③油层厚度>12m；
    ④I井和P井的水平段上下垂直距离4-7米。
  4. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述I井和P井的水平段均采用割缝筛管完井。
  5. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述同心预热管柱到距离水平段脚尖20-60米；同心预热管柱的内管出口距离所述同心预热管柱的外管的远端10-30米；所述同心预热管柱的内管的截面积等于所述同心预热管柱的外管和内管之间的环空的截面积。
  6. 根据权利要求5所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述同心预热管柱到距离水平段脚尖50米。
  7. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述导热流体的液面高于脚跟上方1-10米。
  8. 根据权利要求2或7所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述导热流体的液面高于脚跟上方10米。
  9. 根据权利要求2、7-8任一项所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述导热流体为水、超临界CO 2、导热油中的一种或者两种以上的组合。
  10. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(4)中，所述气体包括氩气、氦气、氮气中的一种或者两种以上的组合。
  11. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述高温流体包括高温气体和/或高温液体，所述高温气体包括高温氩气、高温氦气、高温氮气、高温CO 2中的一种或者两种以上的组合；所述高温液体包括高温水蒸汽、高温油和熔盐中的一种或两种以上的组合。
  12. 根据权利要求2或11所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下5-20℃。
  13. 根据权利要求2、11-12任一项所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述高温流体的注入速度为5-60立方米/天。
  14. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(7)中，通过建立井组数值模型，进行井间升温跟踪预测，从而确定油层中部温度。
  15. 根据权利要求14所述的方法，其中，在步骤(7)中，所述通过建立井组数值模型采用油藏数值模拟软件进行。
  16. 根据权利要求15所述的方法，其中，在步骤(7)中，所述油藏数值模拟软件包括加拿大CMG公司的CMG-STAR和/或美国斯伦贝谢公司的ECLIPSE。
  17. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(8)中，排出同心预热管与筛管之间的环形空间的气体与液体时的井口压力控制为原始油藏压力以下0.5-3MPa。
  18. 根据权利要求2所述的方法，其中，在步骤(9)中，所述油溶性降粘剂的注入量为10-100吨/井。
  19. 根据权利要求1所述的方法，其中，该方法包括以下具体步骤：
    (1)在油层中至少设置水平段上下叠置的两个水平井，组成一个SAGD井组，上部井称为I井，下部井称为P井；
    (2)向I井和P井的水平段下入同心预热管柱，同心预热管柱的外管远端封闭；
    (3)向I井和P井的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入导热流体；
    (4)向I井和P井的位于脚跟上方的同心预热管柱与筛管之间的环形空间注入气体；
    (5)测定该油层原油的初始结焦温度，确定出不同原油结焦率对应的温度；
    (6)向同心预热管柱的外管内下入电阻加热电缆，在水平段加热电缆与外管之间的环形空间充满高温流体，在造斜段至井口的所述环形空间充满隔热气体；电缆外壁和/或内部设置光纤测温点和/或热电偶测温点，并连接地面控电箱，适时监测水平段加热电缆的表面温度，并通过自动调节功率达到恒温控制功能；
    (7)设定水平段加热电缆的表面温度为地层原油初始结焦温度以下5-20℃，并持续加热；加热过程中对同心预热管内气体进行压力调节，使同心预热管内气体的压力与同心预热管外与套管环形空间气体的压力差距小于0.5MPa；
    (8)当I井与P井水平段之间的油层中部温度达到180℃以上，或原油粘度下降到100mPa·s以下时，停止电加热；
    (9)排出同心预热管柱与筛管之间的环形空间的气体与液体；
    (10)当I井与P井的井口无流体排出后，将I井和P井同心预热管取出，分别向I井和P井井筒内注入油溶性降粘剂，直到井底水平段井筒内压力上升到油层上方盖层破裂压力以下0.1-1MPa之后停注，并焖井3-5天；
    (11)向I井持续注入蒸汽，从P井持续采出，结束SAGD预热阶段，转入SAGD生产阶段。
  20. 根据权利要求19所述的方法，其中，所述加热电缆为不锈钢铠装的氧化镁绝缘电缆，电加热的功率为500-2000W/米。
  21. 根据权利要求19所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述隔热气体包括氩气、氦气、氮气中的一种或者两种以上的组合。
  22. 根据权利要求19所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述高温流体包括高温气体和/或高温液体，所述高温气体包括高温氩气、高温氦气、高温氮气、高温CO 2中的一种或者两种以上的组合；所述高温液体包括高温水蒸汽、高温油和熔盐中的一种或两种以上的组合。
  23. 根据权利要求19或22所述的方法，其中，在步骤(6)中，所述高温流体的温度为原油初始结焦温度以下5-20℃。
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