本發(fā)明涉及石油開采
技術領域：
，具體而言，涉及一種用于蒸汽驅采油的直井及稠油的開采方法。
背景技術：
：蒸汽吞吐是常用的稠油熱采方法，其基本過程是先向油井注入一定量的蒸汽，關井一段時間，待蒸汽的熱能向油層擴散后，再開井生產。蒸汽吞吐作業(yè)的過程可分為三個階段，即注汽、燜井及回采。其基本的增產機理有加熱降粘、加熱后油層彈性能量的釋放、重力驅作用、回采過程中吸收余熱、地層的壓實作用、油層解堵作用、蒸汽膨脹的驅動作用、溶劑抽提作用、改善油相滲透率的作用、預熱作用、放大壓差的作用等。總體而言，蒸汽吞吐開采屬于依靠天然能量開采，只是在人工注入一定數量蒸汽并加熱油層后，產生了一系列強化采油機理，主要還是原油加熱降粘的作用。對于50℃條件下脫氣原油粘度大于2萬厘泊的超稠油而言，動用半徑非常有限，一般動用半徑僅能達到15-20m，采出程度不超過20％，初期遞減率達到20％-30％，吞吐生產6-7輪次后效果急劇變差。為了提高注蒸汽熱采的總體效果以及石油的采收率，需要將蒸汽吞吐開采至適當時機轉入蒸汽驅開采，現(xiàn)有技術中常用的兩種蒸汽驅采油方式分別是采用雙水平井進行石油開采和采用直井-水平井的組合進行石油開采，主要原理是通過蒸汽輔助加熱原油降低粘度，而后依靠重力作用泄油，并在生產井中連續(xù)不斷的采出原油，其作業(yè)方式屬于多井聯(lián)合作業(yè)，注汽井專門注汽，生產井專門生產。但是對于原油粘度極高的超稠油油藏而言，上述兩種方式對油層的連續(xù)性要求較高，一般要求水平段長度大于400m，油層縱向連續(xù)厚度10m以上才能夠實現(xiàn)經濟有效。技術實現(xiàn)要素：本發(fā)明的主要目的在于提供一種用于蒸汽驅采油的直井及稠油的開采方法，以實現(xiàn)在蒸汽吞吐轉蒸汽驅采油的采油過程中對稠油的有效開采。為了實現(xiàn)上述目的，根據本發(fā)明的一個方面，提供了一種用于蒸汽驅采油的直井，包括：第一油管，設置于油層中，且第一油管的底端高于油層的中心位置；第二油管，設置于油層中，且第二油管的底端低于油層的中心位置；封隔器，套設在第二油管的外側，且封隔器位于第二油管的底端與第一油管的底端之間；油井套管，套設在第一油管、第二油管和封隔器的外側，且油井套管具有位于油層中的射孔井段。進一步地，射孔井段位于靠近第一油管的一側。進一步地，射孔井段包括第一射孔段和第二射孔段，第一射孔段高于油層的中心位置，第二射孔段低于油層的中心位置。進一步地，第一射孔段和第二射孔段的間距為1～2m。進一步地，第一油管位于油層中的長度與第二油管位于油層中的長度之比為2～4。進一步地，在油層中第一油管與第二油管的間距為15～20mm。進一步地，直井還包括設置于第二油管中的溫度測量儀和壓力傳感器。進一步地，油層的平均厚度大于7m。進一步地，油層的上表面距離地面的距離為150m～800m。根據本發(fā)明的另一方面，提供了一種稠油的開采方法，包括以下步驟：S1、在油層中設置油井套管；S2、將第一油管和第二油管送入油井套管中；S3、采用蒸汽吞吐采油方式，通過第一油管和第二油管注入蒸汽，以對油層進行開采；S4、將封隔器送入油井套管中，使封隔器套設在第二油管的外側，且封隔器位于第二油管的底端與第一油管的底端之間，坐封封隔器，使封隔器將油井套管分隔成兩個區(qū)域；S5、將蒸汽吞吐采油方式轉為蒸汽驅采油方式，通過對第一油管注入蒸汽，利用第二油管對油層進行開采。進一步地，步驟S1還包括：對油井套管進行射孔，以形成位于油層中的射孔井段。進一步地，射孔井段位于靠近第一油管的一側，射孔井段包括第一射孔段和第二射孔段，第一射孔段高于油層的中心位置，且第二射孔段低于油層的中心位置。進一步地，步驟S2還包括：將溫度測量儀和壓力傳感器送入第二油管中。進一步地，在步驟S3中，采用蒸汽吞吐采油方式對油層進行3～5輪開采，每輪開采的周期為60～250天，間隔周期為70～265天。進一步地，在蒸汽吞吐采油方式中，井底蒸汽干度不低于0.7，輪注汽量為1000～3000噸，注汽速度為80～250噸/天，且燜井時間為3～5天。進一步地，第一射孔段和第二射孔段的間距為1～2m，在步驟S4中，將封隔器送入油井套管中，使封隔器位于第一射孔段和第二射孔段之間的油井套管中。進一步地，在蒸汽驅采油方式中，注汽速度為80～250噸/天，采注比大于1.2。進一步地，步驟S5還包括：采用蒸汽驅采油方式對油層進行開采至預定時間后，向第一油管注入氮氣和蒸汽的混合氣，注入的氮氣和蒸汽的體積比為0.2～0.5，當氮氣的注入量達到0.15PV后，停止向第一油管注入氮氣。應用本發(fā)明的技術方案，本發(fā)明提供了一種用于蒸汽驅采油的直井，由于上述直井包括其底端高于油層中心位置的第一油管、其底端低于油層中心位置的第二油管和設置于第二油管的底端與第一油管的底端之間的封隔器，從而不僅能夠在蒸汽吞吐采油方式中應用第一油 管和第二油管進行注汽并采油，還能夠在蒸汽吞吐轉蒸汽驅采油方式后，應用封隔器在直井中形成蒸汽腔，并利用第一油管進行注汽，第二油管進行采油，進而實現(xiàn)了在蒸汽吞吐轉蒸汽驅采油的采油過程中對油層的有效開采；并且，由于上述第一油管和上述第二油管均設置于一個直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術中的井網結構，僅利用單直井實現(xiàn)了蒸汽驅采油方式中的同井注采與重力泄油，進而大大減少了井部署的數量，降低了成本，提高了蒸汽驅采油方式的經濟效益。附圖說明構成本申請的一部分的說明書附圖用來提供對本發(fā)明的進一步理解，本發(fā)明的示意性實施例及其說明用于解釋本發(fā)明，并不構成對本發(fā)明的不當限定。在附圖中：圖1示出了本發(fā)明實施方式所提供的應用于蒸汽驅采油方式的直井的示意圖；圖2示出了本發(fā)明實施方式所提供的應用于蒸汽吞吐采油方式的直井的示意圖；以及圖3示出了本發(fā)明實施方式所提供的稠油的開采方法中轉為蒸汽驅采油方式后的開采示意圖。具體實施方式需要說明的是，在不沖突的情況下，本申請中的實施例及實施例中的特征可以相互組合。下面將參考附圖并結合實施例來詳細說明本發(fā)明。需要注意的是，這里所使用的術語僅是為了描述具體實施方式，而非意圖限制根據本申請的示例性實施方式。如在這里所使用的，除非上下文另外明確指出，否則單數形式也意圖包括復數形式，此外，還應當理解的是，當在本說明書中使用術語“包含”和/或“包括”時，其指明存在特征、步驟、操作、器件、組件和/或它們的組合。為了便于描述，在這里可以使用空間相對術語，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用來描述如在圖中所示的一個器件或特征與其他器件或特征的空間位置關系。應當理解的是，空間相對術語旨在包含除了器件在圖中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附圖中的器件被倒置，則描述為“在其他器件或構造上方”或“在其他器件或構造之上”的器件之后將被定位為“在其他器件或構造下方”或“在其他器件或構造之下”。因而，示例性術語“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”兩種方位。該器件也可以其他不同方式定位(旋轉90度或處于其他方位)，并且對這里所使用的空間相對描述做出相應解釋。由
背景技術：
可知，現(xiàn)有技術中常用的兩種蒸汽驅采油方式分別是采用雙水平井進行石油開采和采用直井-水平井的組合進行石油開采，但是對于原油粘度極高的超稠油油藏而言，上述兩種方式對油層的連續(xù)性要求較高。本發(fā)明的發(fā)明人針對上述問題進行研究，提供了一種用于蒸汽驅采油的直井，如圖1所示，包括：第一油管10，設置于油層60中，且所述第一油 管10的底端高于所述油層60的中心位置；第二油管20，設置于所述油層60中，且所述第二油管20的底端低于所述油層60的中心位置；封隔器30，套設在所述第二油管20的外側，且所述封隔器30位于所述第二油管20的底端與所述第一油管10的底端之間；油井套管40，套設在所述第一油管10、所述第二油管20和所述封隔器30的外側，且所述油井套管40具有位于所述油層60中的射孔井段50。上述用于蒸汽驅采油的直井由于包括其底端高于油層中心位置的第一油管、其底端低于油層中心位置的第二油管和設置于第二油管的底端與第一油管的底端之間的封隔器，從而不僅能夠在蒸汽吞吐采油方式中應用第一油管和第二油管進行注汽并采油，還能夠在蒸汽吞吐轉蒸汽驅采油方式后，應用封隔器在直井中形成蒸汽腔，并利用第一油管進行注汽，第二油管進行采油，進而實現(xiàn)了在蒸汽吞吐轉蒸汽驅采油的采油過程中對油層的有效開采；并且，由于上述第一油管和上述第二油管均設置于一個直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術中的井網結構，僅利用單直井實現(xiàn)了蒸汽驅采油方式中的同井注采與重力泄油，進而大大減少了井部署的數量，降低了成本，提高了蒸汽驅采油方式的經濟效益。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅采油的直井中，優(yōu)選地，所述射孔井段50位于靠近所述第一油管10的一側。在蒸汽驅采油方式中，采用上述優(yōu)選的實施方式能夠通過利用第一油管10更有效地將蒸汽注入油層60中，從而更有利于蒸汽對油層60的加熱，進而提高了油層60中原油的開采效率。并且，本發(fā)明中的蒸汽驅采油方式包括SAGD采油方式，SAGD即蒸汽輔助重力泄油。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅采油的直井中，優(yōu)選地，所述射孔井段50包括第一射孔段510和第二射孔段520，所述第一射孔段510高于所述油層60的中心位置，所述第二射孔段520低于所述油層60的中心位置。上述優(yōu)選的設置方式能夠更合理的利用射孔段，使射孔井段50有效地避開了封隔器30設置于油井套管40上的位置，從而有效地避免了射孔段位置不當(如位于油層60中心位置)造成地射孔工序的浪費。在上述優(yōu)選的實施方式中，所述第一射孔段510和所述第二射孔段520的間距為1～2m。采用上述優(yōu)選的參數范圍，能夠使封隔器30有效地避開射孔井段50的位置，從而避免了封隔器30對射孔井段50的封堵，使射孔井段50能夠更為有效地對油層60進行注汽。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅采油的直井中，優(yōu)選地，所述第一油管10位于所述油層60中的長度與所述第二油管20位于所述油層60中的長度之比為2～4。更為優(yōu)選地，在所述油層60中所述第一油管10與所述第二油管20的間距為15～20mm。采用上述優(yōu)選的參數范圍能夠使設置于直井中的第一油管10與第二油管20更為有效地進行注汽和采油，從而提高了第一油管10與第二油管20的采油效率。在本發(fā)明提供的用于蒸汽驅采油的直井中，優(yōu)選地，所述直井還包括設置于所述第二油管20中的溫度測量儀和壓力傳感器。上述溫度測量儀由于設置于第二油管20中，從而能夠有效地對第二油管20中的環(huán)境溫度進行測試；并且，由于壓力傳感器由于第二油管20中，從而能夠有效地對第二油管20中的環(huán)境壓力進行測試，進而更夠通過測得的環(huán)境溫度和環(huán)境 壓力對直井中的環(huán)境條件進行實時監(jiān)控，從而對采油過程中的工藝條件進行實時調控。其中，上述溫度測量儀可以為熱電偶，上述壓力傳感器可以為毛細管。優(yōu)選地，本申請的用于蒸汽驅采油的直井用于淺層超稠油油藏的開采，其中，油層60的平均厚度大于7m，油層60的上表面距離地面的距離為150m～800m，所述油層60的孔隙度大于0.2，水平滲透率大于300md，垂直滲透率與水平滲透率之比大于0.3，剩余油飽和度大于0.50。根據本發(fā)明的另一方面，提供了一種稠油的開采方法，包括以下步驟：S1、在油層60中設置油井套管40；S2、將所述第一油管10和所述第二油管20送入所述油井套管40中；S3、采用蒸汽吞吐采油方式，通過所述第一油管10和所述第二油管20注入蒸汽，以對所述油層60進行開采；S4、將封隔器30送入所述油井套管40中，使所述封隔器30套設在所述第二油管20的外側，且所述封隔器30位于所述第二油管20的底端與所述第一油管10的底端之間，坐封所述封隔器30，使所述封隔器30將所述油井套管40分隔成兩個區(qū)域；S5、將所述蒸汽吞吐采油方式轉為蒸汽驅采油方式，通過對所述第一油管10注入蒸汽，利用所述第二油管20對所述油層60進行開采。上述開采方法中由于第一油管的底端高于油層中心位置，第二油管的底端低于油層中心位置，以及封隔器設置于第二油管的底端與第一油管的底端之間，從而不僅能夠在蒸汽吞吐采油方式中應用第一油管和第二油管進行注汽并采油，還能夠在蒸汽吞吐轉蒸汽驅采油方式后，應用封隔器在直井中形成蒸汽腔，并利用第一油管進行注汽，第二油管進行采油，進而實現(xiàn)了在蒸汽吞吐轉蒸汽驅采油的采油過程中對油層的有效開采；并且，由于上述第一油管和上述第二油管均設置于一個直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術中的井網結構，僅利用單直井實現(xiàn)了蒸汽驅采油方式中的同井注采與重力泄油，進而大大減少了井部署的數量，降低了成本，提高了蒸汽驅采油方式的經濟效益。如圖2所示為本發(fā)明提供的一種用于蒸汽吞吐采油的直井，包括：第一油管10，設置于油層60中，且所述第一油管10的底端高于所述油層60的中心位置；第二油管20，設置于所述油層60中，且所述第二油管20的底端低于所述油層60的中心位置；油井套管40，套設在所述第一油管10、所述第二油管20和所述封隔器30的外側，且所述油井套管40具有位于所述油層60中的射孔井段50。下面將結合圖1和圖2更詳細地描述根據本發(fā)明提供的稠油的開采方法的示例性實施方式。然而，這些示例性實施方式可以由多種不同的形式來實施，并且不應當被解釋為只限于這里所闡述的實施方式。應當理解的是，提供這些實施方式是為了使得本申請的公開徹底且完整，并且將這些示例性實施方式的構思充分傳達給本領域普通技術人員。首先，執(zhí)行步驟S1：在油層60中設置油井套管40。在上述步驟中，進行適合油藏粗篩選，所選油層60埋深淺于800m，油層60厚度>7m，油層60孔隙度>0.2，水平滲透率>300md，垂直滲透率與水平滲透率比值>0.3，剩余油飽和度>0.50，油層60中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁巖夾層。在一種優(yōu)選的實施方式中，所述步驟S1還包括：對所述油井套管40進行射孔，以形成位于所述油層60中的射孔井段50。更為優(yōu)選地，所述射孔井段50位于靠近所述第一油管10的一側，所述射孔井段50包括第一射孔段510和第二射孔段520，所述第一射孔段510高于所述油層60的中心位置，且所述第二射孔段520低于所述油層60的中心位置。上述優(yōu)選的實施方式能夠使形成的射孔井段50有效地避開封隔器30設置于油井套管40上的位置，從而有效地避免了射孔段位置不當(如位于油層60中心位置)造成地射孔工序的浪費。在完成步驟S1之后，執(zhí)行步驟S2：將所述第一油管10和所述第二油管20送入所述油井套管40中。優(yōu)選地，所述第一油管10位于所述油層60中的長度與所述第二油管20位于所述油層60中的長度之比為2～4。更為優(yōu)選地，在所述油層60中所述第一油管10與所述第二油管20的間距為15～20mm。采用上述優(yōu)選的參數范圍能夠使設置于直井中的第一油管10與第二油管20更為有效地進行注汽和采油，從而提高了第一油管10與第二油管20的采油效率，進而提高了最終原油的采油率。在一種優(yōu)選的實施方式中，所述步驟S2還包括：將溫度測量儀和壓力傳感器送入所述第二油管20中。送于第二油管20中的上述溫度測量儀能夠有效地對第二油管20中的環(huán)境溫度進行測試；并且，送于第二油管20中的壓力傳感器能夠有效地對第二油管20中的環(huán)境壓力進行測試，進而更夠通過測得的環(huán)境溫度和環(huán)境壓力對直井中的環(huán)境條件進行實時監(jiān)控，從而對采油過程中的工藝條件進行實時調控。其中，上述溫度測量儀可以為熱電偶，上述壓力傳感器可以為毛細管。在完成步驟S2之后，執(zhí)行步驟S3：采用蒸汽吞吐采油方式，通過所述第一油管10和所述第二油管20注入蒸汽，以對所述油層60進行開采。在蒸汽吞吐的采油方式中，首先，第一油管10和第二油管20均用于注入蒸汽，關井一段時間，待蒸汽的熱能向油層60擴散后，再開井并利用第一油管10和第二油管20進行采油。由于上述第一油管10和上述第二油管20均設置于一個直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術中的井網結構，僅利用單直井實現(xiàn)了蒸汽吞吐采油方式，進而大大減少了井部署的數量，降低了成本，提高了蒸汽吞吐采油方式的經濟效益。在一種優(yōu)選的實施方式中，在所述步驟S3中，采用所述蒸汽吞吐采油方式對所述油層60進行3～5輪開采，每輪開采的周期為60～250，間隔周期為70～265。上述優(yōu)選的參數范圍能夠起到預熱油層60的作用，同時可以利用蒸汽吞吐初期較高的采油速度采出一定量的原油，提高了最終原油的采油率。在一種優(yōu)選的實施方式中，在所述蒸汽吞吐采油方式中，井底蒸汽干度不低于0.7，輪注汽量為1000～3000噸，注汽速度為80～250噸/天，且燜井時間為3～5天。采用上述優(yōu)選的參數范圍能夠在蒸汽吞吐采油方式中，針對于本申請?zhí)峁┑纳鲜鲋本畬崿F(xiàn)對原油的有效開采，從而提高了最終原油的采油率。在完成步驟S3后，執(zhí)行步驟S4：將封隔器30送入所述油井套管40中，使所述封隔器30套設在所述第二油管20的外側，且所述封隔器30位于所述第二油管20的底端與所述第一 油管10的底端之間，坐封所述封隔器30，使所述封隔器30將所述油井套管40分隔成兩個區(qū)域。在上述步驟中，通過熱力或壓力作用使封隔器30坐封，從而在蒸汽驅采油方式中油層60中能夠形成一個SAGD蒸汽腔，進而利用第一油管10進行注汽，第二油管20進行采油實現(xiàn)了蒸汽驅采油方式中原油的有效開采。在一種優(yōu)選的實施方式中，所述第一射孔段510和所述第二射孔段520的間距為1～2m，在所述步驟S4中，將所述封隔器30送入所述油井套管40中，使所述封隔器30位于所述第一射孔段510和所述第二射孔段520之間的所述油井套管40中。上述優(yōu)選的實施方式能夠使封隔器30有效地避開射孔井段50的位置，從而避免了封隔器30對射孔井段50的封堵，使射孔井段50能夠在蒸汽驅采油方式中更為有效地對油層60進行注汽。在完成步驟S4后，執(zhí)行步驟S5：將所述蒸汽吞吐采油方式轉為蒸汽驅采油方式，通過對所述第一油管10注入蒸汽，利用所述第二油管20對所述油層60進行開采。在上述步驟中，第一油管10僅用于注入蒸汽，第二油管20僅用于對油層60進行開采，由于上述第一油管10和上述第二油管20均設置于一個直井中，從而能夠摒棄現(xiàn)有技術中的井網結構，僅利用單直井實現(xiàn)了蒸汽驅采油方式，進而大大減少了井部署的數量，降低了成本，提高了蒸汽驅采油方式的經濟效益；并且，轉為蒸汽驅采油方式(SAGD)進行操作，直接終止了蒸汽吞吐階段的油產量遞減，進入穩(wěn)產階段，借助重力泄油作用，能夠達到相當高的原油采收率，最終采收率可比蒸汽吞吐提高10％～25％，達到20％～45％以上。本申請?zhí)峁┑某碛偷拈_采方法中轉為蒸汽驅采油方式后的開采示意圖如圖3所示，通過第一油管10注入蒸汽，封隔器30坐封后在油層60中形成SAGD蒸汽腔，蒸汽腔一方面驅使非凝析氣擴散至油層頂，另一方面利用凝析液將熱油從油層底帶入直井的第二油管20中進行采油；并且，從圖中可以看出，SAGD蒸汽腔形成的蒸汽范圍遠大于蒸汽吞吐采油方式中蒸汽形成的吞吐波及區(qū)域的范圍，從而采用蒸汽驅采油方式能夠在采油后期實現(xiàn)對油層中原油的有效開采，進而提高了油層中原油的采收率。在一種優(yōu)選的實施方式中，在所述蒸汽驅采油方式中，注汽速度為80～250噸/天，采注比大于1.2。采用上述優(yōu)選的參數范圍能夠在蒸汽驅采油方式中，針對于本申請?zhí)峁┑纳鲜鲋本畬崿F(xiàn)對原油的有效開采，從而提高了最終原油的采油率。在一種優(yōu)選的實施方式中，所述步驟S5還包括：采用所述蒸汽驅采油方式對所述油層60進行開采至預定時間后，向所述第一油管10注入氮氣和蒸汽的混合氣，注入的氮氣和蒸汽的體積比為0.2～0.5，當氮氣的注入量達到0.15PV后，停止向所述第一油管10注入氮氣。優(yōu)選地，上述預定時間為1～3年。生產預定時間后注入氮氣輔助，既有維持蒸汽腔壓力，進一步增加蒸汽波及體積和均勻性的作用，又可以實現(xiàn)氮氣在油層60頂部覆蓋隔熱，從而降低熱損失，增加熱效率。下面將結合實施例進一步說明本申請?zhí)峁┑挠糜谡羝尣捎偷闹本俺碛偷拈_采方法。實施例1本實施例提供一種稠油的開采方法：(1)進行油藏粗篩選，所選油層埋深300m，油層厚度為8m，油層孔隙度為0.25，水平滲透率為800md，垂直滲透率與水平滲透率比值為0.7，剩余油飽和度為0.68，油層中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁巖夾層，50℃條件下脫氣原油粘度為3萬厘泊。(2)單口直井中設置油井套管，并向油井套管內下入第一油管和第二油管，第一油管下入油層中上部，第二油管下入油層底部，同時下入熱電偶和毛細管測取泵口附近的溫度和壓力。(2)蒸汽吞吐生產前在油層段分段射孔，油層中部預留2m區(qū)域不射孔，采用雙管注汽和生產3輪次，輪注汽量為3000噸，注汽速度為250噸/天，燜井時間為3天。(3)第3輪生產結束后下入封隔器，下入位置在油層中部預留區(qū)域中部。(4)第一油管連續(xù)注蒸汽，第二油管連續(xù)生產，其中，注汽速度為250噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-15℃之間；并且，在蒸汽的熱力作用下，封隔器卡緊油井套管和第二油管。(5)生產2年后第一油管注入氮氣和蒸汽混合流體，地下體積比為0.5，氮氣的總注入量達到0.15PV后停注，第一油管注氮氣和蒸汽混合流體期間第二油管繼續(xù)連續(xù)生產，采注比為1.2。(6)繼續(xù)第二油管注蒸汽，注汽速度為250噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-15℃之間，直至生產結束。實施例2本實施例提供一種稠油的開采方法：(1)進行油藏粗篩選，所選油層埋深450m，油層厚度為15m，油層孔隙度為0.28，水平滲透率為1500md，垂直滲透率與水平滲透率比值為0.8，剩余油飽和度為0.70，油層中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁巖夾層，50℃條件下脫氣原油粘度為4萬厘泊。(2)單口直井中設置油井套管，并向油井套管中下入第一油管和第二油管，第一油管下入油層中上部，第二油管下入油層底部，同時下入熱電偶和毛細管測取泵口附近的溫度和壓力。(2)蒸汽吞吐生產前在油層段分段射孔，油層中部預留2m區(qū)域不射孔，采用雙管注汽和生產5輪次，輪注汽量為2000噸，注汽速度為100噸/天，燜井時間為3天。(3)第5輪生產結束后下入封隔器，下入位置在油層中部預留區(qū)域中部。(4)第一油管連續(xù)注蒸汽，第二油管連續(xù)生產，其中，注汽速度為100噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-20℃之間；并且，在蒸汽的熱力作用下，封隔器卡緊油井套管和第二油管。(5)生產2年后第一油管注入氮氣和蒸汽混合流體，地下體積比為0.5，氮氣的總注入量達到0.15PV后停注，第一油管注氮氣和蒸汽混合流體期間長管繼續(xù)連續(xù)生產，采注比為1.2。(6)繼續(xù)短管注蒸汽，注汽速度為150噸/天，采注比為1.2，泵口位置Sub-Cool始終保持在5-20℃之間，直至生產結束。對比例1本對比例提供一種稠油的開采方法：(1)進行油藏粗篩選，所選油層埋深450m，油層厚度為15m，油層孔隙度為0.28，水平滲透率為1500md，垂直滲透率與水平滲透率比值為0.8，剩余油飽和度為0.70，油層中不發(fā)育連續(xù)的泥巖、頁巖夾層，50℃條件下脫氣原油粘度為2萬厘泊。(2)單口直井中設置油井套管，并向油井套管中下入一根油管，同時下入注采兩用泵。(3)蒸汽吞吐生產前在油層段射孔，油層頂部預留油層厚度的1/4不射孔，注汽和生產8輪次，輪注汽量2000噸，注汽速度100噸/天，燜井時間3天，直至生產結束。對上述實施例1至2與對比例1的采收率和油汽比進行了測試，測試結果如下表所示：采收率，％油汽比，f實施例1350.18實施例2380.25對比例1180.13從上表中可以看出，實施例1中的稠油的開采方法與常規(guī)蒸汽吞吐采油方式相比，采收率提高17％，油汽比提高0.05；實施例2與常規(guī)蒸汽吞吐采油方式相比，采收率提高20％，油汽比提高0.12。從以上的描述中，可以看出，本發(fā)明上述的實施例實現(xiàn)了如下技術效果：(1)首先采用蒸汽吞吐3～5輪，能夠起到預熱油層的作用，同時可以利用蒸汽吞吐初期較高的采油速度采出一定量的原油；(2)蒸汽吞吐采油方式轉為蒸汽驅采油方式進行操作，直接終止了蒸汽吞吐階段的油產量遞減，進入穩(wěn)產階段，借助重力泄油作用，能夠達到相當高的原油采收率，最終采收率可比蒸汽吞吐提高10％～25％，達到20％～45％以上；(3)生產預定時間后注入氮氣輔助，既有維持蒸汽腔壓力，進一步增加蒸汽波及體積和均勻性的作用，又可以實現(xiàn)氮氣在油層頂部覆蓋隔熱，從而降低熱損失，增加熱效率；(4)本發(fā)明摒棄現(xiàn)有技術中多井聯(lián)合作業(yè)的采油方式，僅采用單直井進行蒸汽吞吐采油方式以及蒸汽驅采油方式中的注汽與采油，實現(xiàn)了蒸汽驅采油方式中的同井注采與重力泄油，從而大大減少了井部署的數量，降低了成本，提高了蒸汽驅采油方式的經濟效益。以上所述僅為本發(fā)明的優(yōu)選實施例而已，并不用于限制本發(fā)明，對于本領域的技術人員來說，本發(fā)明可以有各種更改和變化。凡在本發(fā)明的精神和原則之內，所作的任何修改、等同替換、改進等，均應包含在本發(fā)明的保護范圍之內。當前第1頁1 2 3