專利名稱：厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及石油開采技術(shù)，特別涉及一種厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法。
背景技術(shù)：
蒸汽吞吐是稠油開采的主要開采方式，隨著開采技術(shù)的進步，開采的范圍和手段也在不斷更新。目前，對于超稠油油藏的開采采用蒸汽降粘輔助下的重力泄油(SAGD-SteamAssisted Gravity Drainage)的方法,這種方法主要是針對浙青砂地質(zhì)條件,而浙青砂中原油的的特點是粘度高(粘度大于50，OOOmPa.s)、密度大(密度大于0.98g/cm3)，與水的密度接近，在原始地層溫度下很難流動或不能流動。注入蒸汽的目的，主要是加熱油藏，降低原油粘度，使原先很難流動或不能流動的超稠油可以流動起來。但是，由于是超稠油，其不能形成有效的平面動用，主要依靠重力作用。其機理是在高溫條件下，由于蒸汽的密度<高溫下水的密度<經(jīng)過高溫整流后的超稠油的密度，在重力作用下，蒸汽向上流動，凝結(jié)的高溫熱水和高溫蒸餾后的超稠油向下流動，形成垂向分流，超稠油的重力是SAGD開采的主要驅(qū)動力，因此，SAGD是針對高溫下的原油密度大于水的超稠油的一項開采技術(shù)。普通稠油，也稱“重油”，是油層溫度下脫氣原油粘度大于IOOmPa.S，且小于10，OOOmPa.s的原油，其相對密度大于0.92、小于0.95。目前，我國的稠油年產(chǎn)量超過1300萬噸以上，其中厚層稠油油藏是稠油的主力油藏，如遼河高升油藏、勝利單家寺油田等，地質(zhì)儲量超過3億噸，這種油藏油層厚度大，一般在30-1000米，而采用蒸汽吞吐的采收率只有20%左右，通常的油藏注蒸汽開采效果不好。并且，由于SA⑶方法中大多數(shù)生產(chǎn)井與注汽井位于同一垂直面上，蒸汽輔助重力泄油在同一對上下水平井間的垂向上動用效果較好，但在水平方向上，注采井間不能有較大距離。針對上述問題，已知有一種針對厚層普通稠油油藏的重力輔助蒸汽驅(qū)方法(專利號:ZL200610089238.1)。其采用直井與水平組合布井方式或雙水平井組合布井方式，直井與水平井組合布井方式是在油藏下部鉆生產(chǎn)水平井，注汽直井位于水平生產(chǎn)井的斜上方；雙水平井方式是在生產(chǎn)水平井上方鉆注汽水平井。通過注汽直井注汽，生產(chǎn)井生產(chǎn)來進行開發(fā)。由于重力輔助蒸汽驅(qū)方法泄油是由注汽直井注汽，生產(chǎn)井生產(chǎn)，因此泄油空間及注采井間泄油通道將決定生產(chǎn)效果。在厚層普通稠油油藏中，在油層連續(xù)發(fā)育，泄油通道及泄油空間發(fā)育時無阻礙的情況下，可以取得良好的開發(fā)效果。但是，若油藏區(qū)塊中存在大面積非連續(xù)性非物性隔夾層時，泄油空間及泄油通道都將受到影響。由于隔夾層導(dǎo)熱性能差，蒸汽無法有效加熱隔夾層以上油層，同時隔夾層的存在致使注采井間形成泄油通道幾率變小，由此產(chǎn)生了油層無法得到有效動用，影響重力輔助蒸汽驅(qū)方法開發(fā)效果及最終原油采收率的問題
發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明是為了解決在對于厚層含隔夾層普通稠油油藏使用直平井組合重力輔助蒸汽驅(qū)方法進行開采生產(chǎn)時，隔夾層上部油層無法動用的難題而完成的。本發(fā)明的目的在于提供一種厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其能夠以較低的注汽成本實現(xiàn)厚層含隔夾層普通稠油油藏的整體動用開發(fā)，使油層得到有效動用，提高最終原油采收率，改善開發(fā)效果。本發(fā)明采用如下技術(shù)方案:I)確定已知油藏區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)及普通稠油流體特性滿足普通稠油的重力與蒸汽驅(qū)動力聯(lián)合驅(qū)動開采條件；2)在隔夾層稠油油藏區(qū)塊中，采用直井與水平井組合布井方式，在靠近油層下部鉆水平生產(chǎn)井，使注汽直井位于水平生產(chǎn)井斜上方，并依據(jù)隔夾層發(fā)育情況在注汽直井同層位區(qū)域部署生產(chǎn)直井；3)水平生產(chǎn)井與注汽直井同時進行吞吐，以使注汽直井與水平生產(chǎn)井形成熱連通，且油藏壓力降到3-4MPa，之后轉(zhuǎn)為注汽直井注汽，水平生產(chǎn)井生產(chǎn)開采；4)在隔夾層下部油層得到基本動用后，對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔，并間歇性增加注汽井點及提高注汽量，水平生產(chǎn)井與生產(chǎn)直井同時生產(chǎn)開采。本發(fā)明還采用如下技術(shù)方案:在所述步驟3)中，水平生產(chǎn)井與注汽直井同時進行吞吐1-5個周期，優(yōu)選為2-4個周期。在所述步驟4)中，射孔長度為Sm，注汽直井與生產(chǎn)直井射孔垂向距離為0m，孔眼以垂直于各井筒軸線的方式相對于各井筒螺旋分布，并且在對注汽直井的射孔中，在與生產(chǎn)直井對應(yīng)方向的射孔密度大于在非對應(yīng)方向的射孔密度。在所述步驟I)中，確定已知油藏區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)為:連續(xù)油層參數(shù)大于10m，并存在大面積非連續(xù)性隔夾層，隔夾層厚度小于10m，為泥質(zhì)、粉砂質(zhì)隔夾層，油層孔隙度大于20%，滲透率大于500md，垂向滲透率與水平滲透率的比值大于0.2。在所述步驟I)中，確定已知油藏區(qū)塊普通稠油流體特性為:油層溫度下脫氣原油粘度大于IOOmPa.s且小于10，OOOmPa.S，相對密度大于0.92、小于0.95的原油；當油層高孔高滲時，還可以擴展到介于普通稠油和超稠油之間的特稠油，所述特稠油是油層溫度下脫氣原油粘度大于10，OOOmPa.s且小于50，OOOmPa.S，相對密度大于0.95、小于0.98的原油。在所述步驟2)中，注汽直井與水平生產(chǎn)井之間的垂向距離為5m_30m，水平距離為30m-100m，且注汽直井與生產(chǎn)直井之間的垂向距離為Om，水平距離為35_70m。在所述步驟2)中，注汽直井及生產(chǎn)直井為新鉆或已有直井。在所述步驟3)中，注汽直井的注汽速率為1.5-1.8t/ha.m.d，井底蒸汽干度大于50%，綜合采注比保持在1.2以上。在所述步驟4)中，注汽直井的注汽速率為1.5-1.8t/ha.m.d，井底蒸汽干度大于50%，綜合采注比保持在1.2以上。由上述技術(shù)方案不難看出，本發(fā)明在對于厚層含隔夾層普通稠油油藏的開采中，首先對注汽直井注汽以對隔夾層下部的原油進行驅(qū)替，使原油在重力輔助蒸汽驅(qū)原理下被水平生產(chǎn)井開采出，由此實現(xiàn)了對隔夾層下部油層的動用。在隔夾層下部油層得到基本動用后，通過在注汽直井上部射孔并注汽，來對隔夾層上部的原油進行驅(qū)替，使一部分原油在重力輔助蒸汽驅(qū)原理下通過滲流通道泄入隔夾層下方而被水平生產(chǎn)井采出，另一部分原油在蒸汽驅(qū)原理作用下在隔夾層上部通過生產(chǎn)直井的射孔井段采出，從而解決了隔夾層上部油層無法動用的難題。由此，通過以上方法，能夠以較低的注汽成本實現(xiàn)厚層含隔夾層普通稠油油藏的整體動用開發(fā)，使油層得到有效動用，提高最終原油采收率，改善開發(fā)效果。


圖1為本發(fā)明的直井與水平井布局的示意圖。圖2為本發(fā)明的驅(qū)動力分析示意圖。圖3為本發(fā)明的射孔方式及開發(fā)方式的示意圖。
具體實施例方式直井與水平井組合開采油藏，僅僅是一種布井方式，有了直井與水平井的鉆井技術(shù)，就有了直井和水平井各種組合開發(fā)油田的選擇。本發(fā)明的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，在厚層含隔夾層普通稠油油藏中，采用直井與水平井組合布井方法，在隔夾層下部油層基本動用后，對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔，然后注汽直井注汽，增加注汽井點并提高注汽量，并在達到注汽設(shè)計要求后恢復(fù)正常注汽，以使水平生產(chǎn)井與生產(chǎn)直井連續(xù)生產(chǎn)開采。圖1為本發(fā)明的直井與水平井布局的示意圖，圖2為本發(fā)明的驅(qū)動力分析示意圖。如圖1所示，本發(fā)明在厚層含隔夾層普通稠油油藏中，采用注汽直井注汽，水平井與生產(chǎn)直井生產(chǎn)的方式，來實現(xiàn)對隔夾層上下部油層的有效動用。此外，如圖2所示，由于普通稠油的可流動性，在開采過程中，水平生產(chǎn)井開采的主要動力為汽驅(qū)壓力，輔助驅(qū)動力為重力；生產(chǎn)直井開采的主要動力為汽驅(qū)壓力。具體采用如下步驟:I)根據(jù)已知油藏地質(zhì)參數(shù)及普通稠油流體特性確定含隔夾層普通稠油油藏重力與蒸汽驅(qū)動力聯(lián)合開采方式的可行性；2)在油藏區(qū)塊中，采用直井與水平組合布井方式。如圖1所示，在靠近油層下部鉆水平生產(chǎn)井，在水平井斜上方、與水平井的垂向距離IOm左右、水平距離50m左右處鉆注汽直井；在與注汽直井相當層位，即與注汽直井的垂向距離約為0m，水平距離70m處鉆生產(chǎn)直井;3)水平生產(chǎn)井與注汽直井同時吞吐2-4周期，使注汽直井與水平生產(chǎn)井形成熱連通，且油藏壓力降到3-4MPa，之后注汽直井連續(xù)注汽，水平生產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)，注汽速率為1.5-1.8t/ha.m.d，井底蒸汽干度大于50 %，綜合采注比保持在1.2以上；4)在隔夾層下部油層得到基本動用后，對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔，并間歇性增加注汽井點及提高注汽量，之后恢復(fù)正常注汽量，水平生產(chǎn)井與生產(chǎn)直井同時生產(chǎn)開采，注汽速率為1.5-1.8t/ha.m.d，井底蒸汽干度大于50%，綜合采注比保持在1.2以上。本發(fā)明所述的油藏地質(zhì)參數(shù)為，連續(xù)油層參數(shù)大于10m，存在連續(xù)隔夾層，隔夾層厚度小于10m，為泥質(zhì)、粉砂質(zhì)隔夾層，油層孔隙度大于20%，滲透率大于500md，垂向滲透率與水平滲透率的比值大于0.2。所述的普通稠油流體特征為，油層溫度下脫氣原油粘度大于IOOmPa.s且小于
10,OOOmPa.S，相對密度大于0.92、小于0.95的原油。當油層高孔高滲時，還可以擴展到介于普通稠油和超稠油之間的特稠油，所述特稠油是油層溫度下脫氣原油粘度大于10，OOOmPa.s且小于50，OOOmPa.S，相對密度大于0.95、小于0.98的原油。此外，圖3示出了所述步驟4)中的射孔方式及開發(fā)方式的示意圖。其中，射孔方式為孔眼以垂直于井筒軸線的方式相對于各井筒螺旋分布。并且，在對注汽直井的射孔中，在與生產(chǎn)直井對應(yīng)方向的射孔密度大于在非對應(yīng)方向的射孔密度，由此使隔夾層上部的原油更容易在注汽直井的蒸汽驅(qū)作用下被生產(chǎn)直井的射孔井段采出。此外，注汽直井與生產(chǎn)直井射孔垂向距離為0m，即生產(chǎn)直井的射孔頂?shù)孜恢门c注汽直井射孔頂?shù)孜恢没鞠嗤４送猓襟E4)中的“間歇性增加注汽井點及提高注汽量”是指當生產(chǎn)直井生產(chǎn)效果變差時組織注汽直井與生產(chǎn)直井同時注汽，注汽直井的日注汽量較正常注汽時要高，且周期性實施；間歇性所指的間隔時間具體由直井生產(chǎn)周期決定，而與射孔之間無明顯關(guān)聯(lián)，當生產(chǎn)直井生產(chǎn)效果變差時組織注汽，通常進行3-4個月；增加注汽井點及注汽量主要是為了提高油層整體溫度場、提高注汽直井與生產(chǎn)直井間有效熱聯(lián)通程度，以改善開發(fā)效果。間歇性提高注汽量的方法有兩個:一是增加注汽井點，二是利用現(xiàn)有的專門設(shè)備提高注汽直井的注汽排量。并且，在所述步驟4)中，正常注汽量是值指到泄油空間未到達隔夾層下部油層的頂部時的注汽直井注汽量。此外，對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔并不限定于在步驟4)中進行，例如也可以在步驟4)之前，例如在對注汽直井位于隔夾層下部的部分射孔的同時進行對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔。但采用此種方法在對開采進度的控制上較為繁瑣，因此優(yōu)選為在步驟4)中進行對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔。由上述技術(shù)方案不難看出，本發(fā)明在對于厚層含隔夾層普通稠油油藏的開采中，首先對注汽直井注汽以對隔夾層下部的原油進行驅(qū)替，使原油在重力輔助蒸汽驅(qū)原理下被水平生產(chǎn)井開采出，由此實現(xiàn)了對隔夾層下部油層的動用。在隔夾層下部油層得到基本動用后，通過在注汽直井上部射孔并注汽，來對隔夾層上部的原油進行驅(qū)替，使一部分原油在重力輔助蒸汽驅(qū)原理下通過滲流通道泄入隔夾層下方而被水平生產(chǎn)井采出，另一部分原油在蒸汽驅(qū)原理作用下在隔夾層上部通過生產(chǎn)直井的射孔井段采出，從而解決了隔夾層上部油層無法動用的難題。由此，通過以上方法，能夠以較低的注汽成本實現(xiàn)厚層含隔夾層普通稠油油藏的整體動用開發(fā)，使油層得到有效動用，提高最終原油采收率，改善開發(fā)效果。下面給出應(yīng)用了本發(fā)明的兩個實例。實例1:某油田油層VI砂體為厚層狀普通稠油油藏，50°C下脫氣原油粘度為2284.2mPa.s,油層平均厚度38.89m,在油層里普遍發(fā)育隔夾層，平均厚度2.4m,主要成分為泥質(zhì)粉砂巖。該油藏采用直井蒸汽吞吐平均已達到7個周期，地層壓力已從原始值16.1MPa下降到1.0MPa，周期產(chǎn)油量和油汽比已降低。針對該油藏的地質(zhì)特征、原油性質(zhì)與開發(fā)現(xiàn)狀，采用直井與水平井組合布井方式按下述步驟進行開發(fā):(I)根據(jù)油藏地質(zhì)參數(shù)及流體特征進行粗篩選；(2)由于連續(xù)油層厚度大于10m，孔隙度大于20%，滲透率大于500md，垂向滲透率與水平滲透率的比值大于0.2，油層內(nèi)成片發(fā)育泥質(zhì)、粉砂質(zhì)隔夾層，因此確定采用重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合驅(qū)動方法；(3)由于本油田為已利用直井進行了開發(fā)的油藏，因此采用直井與水平井組合方式布井，在靠近油層下部打入水平生產(chǎn)井，在水平井的斜上方，與水平井垂向距離15m、水平距離70m處鉆注汽直井；在注汽直井層位鉆入生產(chǎn)直井,生產(chǎn)直井與注汽直井垂向距離0m、水平距離70m ；(4)在經(jīng)過預(yù)熱后對注汽直井注汽，水平生產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)，注汽速率為1.5t/ha.m.d,井底蒸汽干度大于50%，米注比保持在1.2以上；(5)在連續(xù)生產(chǎn)200天后，監(jiān)測資料顯示泄油空間已達到隔夾層下部油層的頂部時，對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔，射孔長度為8m，注汽直井與生產(chǎn)直井射孔垂向距離為Om;(6)單水平生產(chǎn)井所對應(yīng)的注汽直井增加至6 口井，注汽量上升80%，在以此狀態(tài)連續(xù)注汽60天后恢復(fù)正常注汽量，水平生產(chǎn)井與生產(chǎn)直井同時生產(chǎn)開采。通過使該油藏砂體VI油層在蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)變?yōu)橹亓εc蒸汽驅(qū)聯(lián)合驅(qū)動生產(chǎn)，開采后直井與水平井組合SAGD能夠提高原油采油率30%，累計油汽比可達到0.26，加上吞吐期間的米出程度(30.5% ),總的米油率可達61%。實例2:某油田油層砂體為厚層狀普通稠油油藏，油藏埋深750-800m，50°C下脫氣原油粘度為1680mPa.s,油層平均厚度31m，在油層里普遍發(fā)育隔夾層，平均厚度1.7m,主要為泥質(zhì)粉砂巖。該油藏采用直井蒸汽吞吐平均已達到7個周期，地層壓力已從原始值
7.35MPa下降到1.5MPa，周期產(chǎn)油量和油汽比已降低。針對該油藏的地質(zhì)特征、原油性質(zhì)與開發(fā)現(xiàn)狀，采用直井與水平井組合布井方式按以下步驟進行開發(fā)。(I)根據(jù)油藏地質(zhì)參數(shù)及流體特征進行粗篩選；(2)由于連續(xù)油層厚度大于10m，孔隙度大于20%，滲透率大于500md，垂向滲透率與水平滲透率的比值大于0.2，油層內(nèi)成片發(fā)育泥質(zhì)、粉砂質(zhì)隔夾層，因此確定采用重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合驅(qū)動方法；(3)由于本油田為已利用直井進行了開發(fā)的油藏，因此采用直井與水平井組合方式布井，在靠近油層下部打入水平生產(chǎn)井，在水平井的斜上方，與水平井垂向距離9m、水平距離35m處鉆注汽直井；在注汽直井層位鉆入生產(chǎn)直井，生產(chǎn)直井與注汽直井水平距離70m、垂向距離平均0.3m ；(4)在經(jīng)過預(yù)熱后對直井注汽，水平生產(chǎn)井連續(xù)生產(chǎn)，注汽速率為1.5t/ha.m.d，井底蒸汽干度大于50%，采注比保持在1.2以上；(5)在連續(xù)生產(chǎn)100天后，監(jiān)測資料顯示部分泄油空間已達到隔夾層下部油層的頂部時，在汽腔發(fā)育區(qū)域內(nèi)對注汽直井隔夾層上方補射孔，射孔長度8m，對生產(chǎn)直井采用同樣射孔方式在隔夾層上部射孔，射孔長度8m，注汽直井與生產(chǎn)直井射孔垂向距離為Om ；(6)單水平生產(chǎn)井所對應(yīng)的注汽直井增加至6 口井，注汽量上升65%，在以此狀態(tài)連續(xù)注汽50天后恢復(fù)正常注汽量，水平生產(chǎn)井與生產(chǎn)直井同時生產(chǎn)開采。實施后觀察井溫度剖面，可以看到隔夾層上方油層溫度明顯上升，油層得到有效動用，較實施前單井組日產(chǎn)油增加11噸。通過使該油藏油層在蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)變?yōu)橹亓εc蒸汽驅(qū)聯(lián)合驅(qū)動生產(chǎn)，開采后直井與水平井組合SAGD能夠提高原油采油率35%，累計油汽比可達到0.25，加上吞吐期間的采出程度(25% )，總的采油率可達60%。
權(quán)利要求
1.一種厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于，其包括以下步驟: 1)確定已知油藏區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)及普通稠油流體特性滿足普通稠油的重力與蒸汽驅(qū)動力聯(lián)合驅(qū)動開采條件； 2)在隔夾層稠油油藏區(qū)塊中，采用直井與水平井組合布井方式，在靠近油層下部鉆水平生產(chǎn)井，使注汽直井位于水平生產(chǎn)井斜上方，并依據(jù)隔夾層發(fā)育情況在注汽直井同層位區(qū)域部署生產(chǎn)直井； 3)水平生產(chǎn)井與注汽直井同時進行吞吐，以使注汽直井與水平生產(chǎn)井形成熱連通，且油藏壓力降到3-4MPa，之后轉(zhuǎn)為注汽直井注汽，水平生產(chǎn)井生產(chǎn)開采； 4)在隔夾層下部油層得到基本動用后，對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔，并間歇性增加注汽井點及提高注汽量，水平生產(chǎn)井與生產(chǎn)直井同時生產(chǎn)開采。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于， 在所述步驟3)中，水平生產(chǎn)井與注汽直井同時吞吐1-5個周期，優(yōu)選為2-4個周期。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于， 在所述步驟4)中，射孔長度為Sm，注汽直井與生產(chǎn)直井射孔垂向距離為Om，孔眼以垂直于各井筒軸線的方式相對于各井筒螺旋分布，并且在對注汽直井的射孔中，在與生產(chǎn)直井對應(yīng)方向的射孔密度大于在非對應(yīng)方向的射孔密度。
4.根據(jù)權(quán)利要求1至3中的任一項所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于， 在所述步驟I)中，確定已知油藏區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)為:連續(xù)油層參數(shù)大于10m，并存在大面積非連續(xù)性隔夾層，隔夾層厚度小于10m，為泥質(zhì)、粉砂質(zhì)隔夾層，油層孔隙度大于20%，滲透率大于500md，垂向滲透率與水平滲透率的比值大于0.2。
5.根據(jù)權(quán)利要求1至3中的任一項所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于， 在所述步驟I)中，確定已知油藏區(qū)塊普通稠油流體特性為:油層溫度下脫氣原油粘度大于IOOmPa.s且小于10，000mPa.S，相對密度大于0.92、小于0.95的原油；當油層高孔高滲時，還可以擴展到介于普通稠油和超稠油之間的特稠油，所述特稠油是油層溫度下脫氣原油粘度大于10，000mPa.s且小于50，000mPa.S，相對密度大于0.95、小于0.98的原油。
6.根據(jù)權(quán)利要求1至3中的任一項所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于， 在所述步驟2)中，注汽直井與水平生產(chǎn)井之間的垂向距離為5m-30m，水平距離為30m-100m，且注汽直井與生產(chǎn)直井之間的垂向距離為Om，水平距離為35_70m。
7.根據(jù)權(quán)利要求1至3中的任一項所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于， 在所述步驟2)中，注汽直井及生產(chǎn)直井為新鉆或已有直井。
8.根據(jù)權(quán)利要求1至3中的任一項所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于，在所述步驟3)中，注汽直井的注汽速率為1.5-1.8t/ha.m.d，井底蒸汽干度大于50 %，綜合采注比保持在1.2以上。
9.根據(jù)權(quán)利要求1至3中的任一項所述的厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其特征在于， 在所述步驟4)中，注汽直井的注汽速率為1.5-1.8t/ha.m.d，井底蒸汽干度大于50%，綜合采注比保持 在1.2以上。
全文摘要
本發(fā)明提供一種厚層含隔夾層普通稠油油藏的重力與蒸汽驅(qū)聯(lián)合開采方法，其包括以下步驟1)確定油藏區(qū)塊地質(zhì)參數(shù)及流體特性滿足開采條件；2)在隔夾層稠油油藏區(qū)塊中，采用直井與水平井組合布井方式，在靠近油層下部鉆水平生產(chǎn)井，使注汽直井位于水平生產(chǎn)井斜上方，并依據(jù)隔夾層發(fā)育情況在注汽直井同層位區(qū)域部署生產(chǎn)直井；3)水平生產(chǎn)井與注汽直井同時進行吞吐，以使注汽直井與水平生產(chǎn)井形成熱連通，且油藏壓力降到3-4MPa，之后轉(zhuǎn)為注汽直井注汽，水平生產(chǎn)井生產(chǎn)開采；4)在隔夾層下部油層得到基本動用后，對注汽直井和生產(chǎn)直井的位于隔夾層上部的部分射孔，并間歇性增加注汽井點及提高注汽量，水平生產(chǎn)井與生產(chǎn)直井同時生產(chǎn)開采。
文檔編號E21B43/16GK103174403SQ20131007510
公開日2013年6月26日 申請日期2013年3月8日 優(yōu)先權(quán)日2013年3月8日
發(fā)明者楊立強, 楊建平, 王宏遠, 梁建宇, 由世江 申請人:中國石油天然氣股份有限公司