CN102278103B - 一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及通过利用重力泄水辅助蒸汽驱的开采方式提高深层块状超稠油油藏采收率的方法，其主要通过结合块状油藏地质小层精细对比、隔夹层分布规律、剩余油分布规律等研究及数值模拟的精细研究成果，在井间部署叠置水平井，采用上叠置水平井注汽，周边直井生产及下叠置水平井排液(冷凝水及水平井间的原油)，提高深层油藏高速注汽的采注比，同时提高井底蒸汽干度、降低油层压力，有助于汽腔扩展，提高波及体积，改善开发效果及最终提高采收率的目的。

Description

一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法

技术领域

本发明属于油藏开发领域，涉及块状或厚层状超稠油油藏的开发，具体涉及一种重力泄水辅助蒸汽驱技术，本发明适用于提高油藏埋藏深、原油粘度大的超稠油油藏的采收率。

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。

蒸汽吞吐(Cyclic Steam Stimulation)是指向一口生产井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，上面的水平井注汽，下面的水平井采油。注入的蒸汽向上超覆在地层中形成汽腔，加热的原油和蒸汽凝积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，将原油驱驱替生产井的周围，并被采到地面上来。图4表示传统蒸汽驱井网是通过直井注汽，图5-1为直井采油的反九点井网，图5-2为反七点井网，在图中●为注汽井；

为生产直井。

目前国外蒸汽驱、SAGD应用主要是在浅层，一般小于600m，国内应用在1000m以内。且蒸汽驱一般适用于普通稠油油藏，SAGD适用于超稠油油藏。

然而，蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD面临以下难题：

对于50℃下脱气原油粘度小于50000mPa·s的稠油油藏，目前主要采用蒸汽吞吐开发，受油藏埋深影响，浅层稠油可通过SAGD进行开发。对于油藏埋深大于1300m的深层超稠油油藏，具有以下开发难点：

(1)深层稠油油藏埋藏深，热损失较大，蒸汽驱、SAGD一般要求井底干度高，深层稠油开发难度大；

(2)深层稠油进入高轮次吞吐后，周期产油、油汽比下降，经济效益变差，若不采用有效开发手段，油藏即将废弃；

(3)超稠油吞吐阶段动用程度低，一般吞吐阶段采出程度不足30％；

(4)平面上有效加热范围仅为30m左右，基本为圆形，井间剩余油相对富集；

(5)油藏埋藏深，蒸汽注入过程中热损失严重，井底蒸汽干度低，不能形成有效蒸汽腔。

从目前世界上超稠油开发技术上看，对于深层稠油油藏(油藏埋深大于1300m)，因注热过程中井筒热损失大，除吞吐开发技术外，尚无其它有效开发手段。

发明内容

为解决深层超稠油吞吐后期油藏面临的开发矛盾，本发明提出采用重力泄水辅助蒸汽驱SGWD(Steam-flooding assisted by Gravity Water Drainage)提高深层超稠油油藏采收率的技术。

依据本发明，一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法包括以下步骤：

(1)选择重力泄水辅助蒸汽驱的油藏：重力泄水辅助蒸汽驱的油藏要满足以下条件：油藏埋深1000-2000米，油层厚度20-180米，剩余油饱和度＞30％，孔隙度＞18％，渗透率＞200md(毫达西)，50℃地面脱气原油粘度＞50000mPa·s(毫帕·秒，粘度单位)，油层隔夹层不发育；

(2)估算剩余油量：首先，在纵向上，根据油井生产情况以及油藏物性资料，通过将产出的油量还原到产油层，来计算各油层产能及原油的产出；其次，根据每层中原油的储量与每层中产出原油量的差值，得到剩余油的储量；依据下述小层产量劈分模型，将产出原油量还原至产层：

小层产量劈分模型 $N_{\mathrm{pi}}=\frac{k_i\·h_i\·{\mathrm{\φ}}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{k}_i\·h_i\·{\mathrm{\φ}}_i}\×N_p$

N_pi——小层累积产量，t；(吨)

N_p——单井阶段累积产量，t；(吨)

k_i——油层渗透率，×10^-3μm²；(平方微米)

h——油层有效厚度，m；(米)

φ——油层孔隙度，小数；(该值是孔隙体积与岩石体积的比值)

n——射开层数；

针对某一具体区块，估算油层的剩余油量：

①从油田静态数据库中查到某口井的纵向油藏物性参数，该井有2个油层，即1号油层和2号油层，1号油层渗透率是1000×10^-3μm²，油层有效厚度是10m，对应的孔隙度是30％；2号油层渗透率是500×10^-3μm²，油层有效厚度是5m，对应的孔隙度是20％；

②从动态数据库中查到该井累产信息，累产油，如该井累产油3.5万吨。

③计算1号油层的k_i·h_i·φ_i值：1000×10×0.3＝3000；

④计算2号油层的k_i·h_i·φ_i值：500×5×0.2＝500；

⑤计算总的k_i·h_i·φ_i值： $\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{k}_i\·h_i\·{\mathrm{\φ}}_i=3500;$

⑥计算1号油层的劈分系数： $\frac{k_1\·h_1\·{\mathrm{\φ}}_1}{\underset{i=1}{\overset{2}{\mathrm{\Σ}}}{k}_1\·h_1\·{\mathrm{\φ}}_1}=3000/3500;$

⑦计算1号油层的劈分系数： $\frac{k_2\·h_2\·{\mathrm{\φ}}_2}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{k}_2\·h_2\·{\mathrm{\φ}}_2}=500/3500;$

⑧计算1号油层的小层劈分的油量： $N_{p1}=\frac{k_1\·h_1\·{\mathrm{\φ}}_1}{\underset{i=1}{\overset{2}{\mathrm{\Σ}}}{k}_i\·h_i\·{\mathrm{\φ}}_i}\×N_p=3.5\×\frac{3000}{3500}=3$ 万吨；

⑨计算2号油层的小层劈分的油量：

$N_{p2}=\frac{k_2\·h_2\·{\mathrm{\φ}}_2}{\underset{i=1}{\overset{2}{\mathrm{\Σ}}}{k}_i\·h_i\·{\mathrm{\φ}}_i}\×N_p=3.5\×\frac{500}{3500}=0.5$ 万吨。

(3)根据步骤(2)中估算出的剩余油量，设置重力泄水辅助蒸汽驱井网：

在埋深1000-2000米，油层厚度20-180米的块状超稠油油藏中，设置成对的上下叠置的水平井(S1，S2)，直井多口(Z1-Zn)，其中油层上水平井(S1)用来注汽，下水平井(S2)用来辅助排液，在叠置水平井周边设置用来生产的多口直井；

(4)优化注汽水平井与生产直井井距，采用距离为30m-100m的井距；

(5)优化注汽水平井与排液水平井纵向距离，采用距离为5m-30m的纵向距离；

(6)对上叠置注汽水平井进行设计，上叠置注汽水平井的水平段长度200-600m，上叠置注汽水平井脚尖高出跟端3-5m；

(7)对下叠置泄水水平井进行设置并钻井，下叠置泄水水平井水平段长度220-620m，略长于上叠置注汽水平井；

(8)对生产直井的射孔位置进行设置：直井分两段射孔，射孔上段对应注汽水平井，射孔下段对应排液水平井，上下段之间间隔一定距离(一般3-10m)，以利于直井吞吐过程中可实施分层注汽；

(9)重力泄水辅助蒸汽驱转驱前的预热有两种方式，一种吞吐预热、另一种循环预热。对直井、水平井完井方式进行设置，采用预应力热采完井；

(10)在重力泄水辅助蒸汽驱转驱前的叠置水平井进行预热，使油层达到热连通。

(11)对注汽井注汽量进行设计，日注量300-600t/d(吨/天)，注汽压力控制在10MPa以内；

(12)对生产井产液量进行设计，生产井的总排液量是注汽量的1.1-1.2倍；

(13)根据设置的井网进行重力泄水辅助蒸汽驱生产。

在本发明中开发了重力泄水辅助蒸汽驱技术是深层稠油油藏吞吐开发后采用直井和水平井组合的开发模式，该技术与传统蒸汽驱有明显区别，增加了注汽水平井和泄水水平井，采用上叠置水平井注汽，下叠置水平井辅助排液，周围直井产油开发方式，打破原有开发方式转换中通常采用的面积井网(如反九点井网蒸汽驱)、排状井网、环状井网等传统的井网模式，形成立体开发。该技术在吞吐开发后期，在直井井间部署水平井注汽井和排液井。实现转驱后，靠蒸汽加热油藏后的冷凝水的自身重力以及下叠置水平井和上叠置水平井间的生产压差，充分实现下叠置水平井排液(冷凝水及水平井间的原油)，提高重力泄水辅助蒸汽驱井组的采注比，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，适合深层稠油油藏开发。

附图简要说明

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5-1为传统蒸汽驱反九点井网和反七点井网；

图5-2为传统蒸汽驱反七点井网；

图6为重力泄水辅助蒸汽驱井网立体图；

图7为重力泄水辅助蒸汽驱剖面(沿图6中Z2-Z7井剖面)；

图8为重力泄水辅助蒸汽驱机理示意图(沿图6中Z2-Z7井剖面)。

具体实施方式

本发明解决了深层超稠油吞吐后期油藏面临的开发矛盾，本发明提出采用重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率的技术。

在本发明的重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法中，包括以下步骤：

(1)重力泄水辅助蒸汽驱的油藏要满足以下条件：油藏埋深1000-2000m，油层厚度20-180m，剩余油饱和度＞30％，孔隙度＞18％，渗透率＞200md，50℃地面脱气原油粘度＞50000mPa·s，油层隔夹层不发育；

(2)吞吐开发的稠油油藏经过多轮吞吐后，油层压力、剩余油分布与开发前存在很大差异，开展稠油吞吐开发后期剩余油分布规律研究，可以进一步明确剩余油分布特点及物质基础，为提高开发方式转换效果提供基础。目前剩余油分布研究主要靠油藏工程计算及数值模拟方法。稠油吞吐加热半径的公式主要有Marx-Langenheim法、willman法和Frouq.Ali法等3种，根据油藏特点可选择不同的计算方法。其中，Marx-Langenheim法考虑到多轮次吞吐的余热量和油藏非均质性，计算中假定加热面积为规则圆形，其计算公式如下：

$A=\frac{i_s{\mathrm{hh}}_m{M}_R{\mathrm{\α}}_s}{4{\mathrm{\λ}}_s^2(T_s-T_i)}(e^{t_D}\·\mathrm{erfc}\sqrt{t_D}+2\sqrt{\frac{t_D}{\mathrm{\π}}}-1)$

其中： $t_D=\frac{{4\mathrm{\λ}}_s^2}{M_R^2\·h^2\·{\mathrm{\α}}_s^2}\·t$

A-加热面积，m²；

i_s-蒸汽注入速率，Kg/h；

h_m-饱和蒸汽的焓，Kcal/Kg；

h-油层厚度，m；

M_R-油层热容量，Kcal/(m³·℃)；

α_s-顶底层热扩散系数，m²/h；

λ_s-顶底层岩石导热系数，Kcal/(h·m·℃)；

T_s-蒸汽温度，℃；

T_i-原始地层温度，℃；

t_D-无因次时间；

ercf-误差补偿函数；

t-注入蒸汽时间，h。

由于计算所得到的加热面积为规则圆形，而实际油层加热区为不规则形状，因此，引入波及系数E_A，求出最大加热半径为：

$r_h=\sqrt{A/(E_A\·\mathrm{\π})}$

其中：

$E_A=0.01\×[-220.43-11.29\×\ln \frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{oi}}}{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{os}}}-0.85196\×(T_s-T_i)+90.167\×\ln (T_s-T_i)]$

μ_oi-原始油藏温度下的原油粘度，mPa·s；

μ_os-蒸汽温度下的原油粘度，mPa·s。

但是，采用该种方法里面参数确定具有一定难度，计算出的吞吐阶段加热半径误差相对较大。

在纵向上，通常根据单井生产情况以及油藏物性资料，将产出的油量还原到产油层，这种方法来认识各油层产能的贡献及原油的产出情况，再根据每层中原油的储量与产出原油量的差值就得到剩余油的储量。将产出原油量还原至产层的过程就是产量劈分，小层产量劈分模型为 $N_{\mathrm{pi}}=\frac{V_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_i}\×N_p$

N_pi——小层累积产量，t

N_p——单井阶段累积产量，t

V_i——小层加热体积，m³

n——射开层数。

在不同油层之间进行产量劈分时，通常只考虑油藏有效厚度和渗透率的值，也就是KH值劈分方法。采用加热半径公式计算和KH值劈分都存在误差，若参数去不准，与实际情况大相径庭。因此，有必要改进目前剩余油研究方法。

在本发明中，将孔隙度因素考虑到产量劈分当中，即产量按k·h·φ进行劈分，劈分模型转化为：

$N_{\mathrm{pi}}=\frac{k_i\·h_i\·{\mathrm{\φ}}_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{k}_i\·h_i\·{\mathrm{\φ}}_i}\×N_p$

N_pi——小层累积产量，t；

N_p——单井阶段累积产量，t；

k_i——油层渗透率，×10^-3um²；

h——油层有效厚度，m；

φ——油层孔隙度，小数；

n——射开层数。

(3)重力泄水辅助蒸汽驱井网设计

在重力泄水辅助蒸汽驱井网设计中，采用多对成对的水平井设置。为了说明清楚起见，如参见图6、图7简化示意所示，重力泄水辅助蒸汽驱的主要井网组合形式是采用上下2口水平井，呈上下叠置关系，上叠置水平井S1注汽，下叠置水平井S2及周围多口直井Z1-Zn采油。在图6、7中，S1为注汽水平井，S2为重力泄水辅助蒸汽驱泄水井；Z1-Zn为重力泄水辅助蒸汽驱中的生产井。

在该井网中，直井与直井之间的距离在60-200m，上下叠置水平井纵向距离在5-30m。

(4)在稠油油藏吞吐开发后期，油藏地下剩余油富集状态与原始油藏发生很大变化，含油饱和度、油层温度、油藏压力更为复杂。如何有效动用剩余储量与直井与水平井之间的距离、直井与直井之间的距离以及注汽井与排液井之间的距离有关，井间距离的大小直接关系到注入蒸汽后平面驱替是否有效。由于原油粘度高，井距大要求驱动能量高；叠置注汽井与排液井之间的距离大，下面排液井需要时间长，不能保证井底压力；距离过小，蒸汽会直接从下叠置排液井中排出，导致热效率降低。因此，在该井网中，直井与直井之间的距离、水平井与直井的距离、叠置水平井纵向距离为该技术核心。直井与直井之间的距离直接影响到直井吞吐过程中剩余油的分布情况，直接为后期重力泄水辅助蒸汽驱方式转换后的开发长期稳定产生影响。在本发明中，经过多次试验得出，直井与直井之间的距离一般采用是直井与水平井距离的两倍。

(5)直井与水平井井间距离直接影响在转重力泄水辅助蒸汽驱吞吐预热阶段井间温场的形成，是转驱成功的关键因素；

(6)叠置水平井中注汽井S1与下叠置泄水水平井S2的距离直接影响到注入热水的利用率，距离过小，注入蒸汽加热范围小，蒸汽冷凝后温度较高温度的热水甚至是蒸汽会直接从下叠置水平井直接排出，注入蒸汽的热利用率下降，纵向距离过大，注入蒸汽不能及时扩散形成汽腔，造成憋压，起不到蒸汽驱替的作用，因此注汽水平井S1与泄水水平井S2纵向距离直接影响到重力泄水辅助蒸汽驱井组的经济效益，是油田能否实现经济效益最大化终极目标的关键。

具体地，本发明的技术方案采用以下步骤：

(1)选择重力泄水辅助蒸汽驱的油藏，油藏要满足以下条件：油藏埋深1000-2000m，油层厚度20-180m，剩余油饱和度＞30％，孔隙度＞18％，渗透率＞200md，50℃地面脱气原油粘度＞50000mPa·s，油层隔夹层不发育；

(2)整理动态数据，明确单井累积产油、累积产水量，开采规律认识；

(3)搜集静态数据，不同油层孔隙度、渗透率、油层有效厚度，开展超稠油吞吐开发后期剩余油分布规律研究，进一步明确剩余油分布特点及物质基础。剩余油分布研究主要靠油藏工程计算及数值模拟方法。其中，Marx-Langenheim法考虑到多轮次吞吐的余热量和油藏非均质性，计算中假定加热面积为规则圆形，其计算公式如下：

$A=\frac{i_s{\mathrm{hh}}_m{M}_R{\mathrm{\α}}_s}{4{\mathrm{\λ}}_s^2(T_s-T_i)}(e^{t_D}\·\mathrm{erfc}\sqrt{t_D}+2\sqrt{\frac{t_D}{\mathrm{\π}}}-1)$

其中： $t_D=\frac{{4\mathrm{\λ}}_s^2}{M_R^2\·h^2\·{\mathrm{\α}}_s^2}\·t$

A-加热面积，m²；

i_s-蒸汽注入速率，Kg/h；

h_m-饱和蒸汽的焓，Kcal/Kg；

h-油层厚度，m；

M_R-油层热容量，Kcal/(m³·℃)；

α_s-顶底层热扩散系数，m²/h；

λ_s-顶底层岩石导热系数，Kcal/(h·m·℃)；

T_s-蒸汽温度，℃；

T_i-原始地层温度，℃；

t_D-无因次时间；

ercf-误差补偿函数；

t-注入蒸汽时间，h。

由于计算所得到的加热面积为规则圆形，而实际油层加热区为不规则形状，因此，引入波及系数E_A，求出最大加热半径为：

$r_h=\sqrt{A/(E_A\·\mathrm{\π})}$

其中：

$E_A=0.01\×[-220.43-11.29\×\ln \frac{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{oi}}}{{\mathrm{\μ}}_{\mathrm{os}}}-0.85196\×(T_s-T_i)+90.167\×\ln (T_s-T_i)]$

μ_oi-原始油藏温度下的原油粘度，mPa·s；

μ_os-蒸汽温度下的原油粘度，mPa·s。

通过以上方法可以计算出吞吐阶段的加热半径。

在纵向上，采用产量劈分方法进行剩余油的描述。首先根据已知地质条件进行单井控制储量的计算。然后根据单井生产动态，油藏渗透率、油层厚度等物性及参考现场测得吸汽剖面进行产量劈分：

其小层产量劈分模型为 $N_{\mathrm{pi}}=\frac{V_i}{\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{V}_i}\×N_p$

N_pi——小层累积产量，t

N_p——单井阶段累积产量，t

V_i——小层加热体积，m³

n——射开层数。

数值模拟方法根据实际油井实钻资料，建立油藏地质模型，并通过油藏工程计算方法实现单井历史拟合，修改油藏参数，使之与油藏实际保持一致。在历史拟合的基础上，通过软件实现剩余油分布规律及含油饱和度的量化。

(4)进行重力泄水辅助蒸汽驱井网设计。参见图6，重力泄水辅助蒸汽驱井组内有直井多口，水平井2口。2口水平井呈上下正对叠置关系，在垂直水平井的等距剖面上部署多口直井；上下叠置的2口水平井中，上叠置水平井注汽，下叠置水平井排液，周围多口直井产油。

(5)优化注汽水平井与生产直井井距。注汽水平井与生产直井的距离直接影响到转驱前的预热时间和后期开发效果，采用某油田注汽水平井与生产直井井距优化结果，见表1。

表1某区块注汽水平井与生产直井井距优化结果

从注汽井与生产直井井距优化结果来看，随着井距的增加，吞吐预热时间变长，井距从30m增加至100m，吞吐预热时间从923t增加至3117天。从井组产油量、井组净增油效果、油汽比，阶段采出程度上看，当注汽水平井与直井井距距离是50m时，井组产油量达到8.35×10⁴t、净增油6.91×10⁴t、油汽比0.193、阶段采出程度最高22.3％。

(6)对注汽水平井进行设置并进行现场施工，要求水平段长度200-600m，水平井脚尖高出跟端3-5m；

(7)对排液水平井进行设置，水平井段长度220-620m，可有效保障水平井注汽过程中井底蒸汽干度；同时下叠置排液水平井要略长于上叠置注汽水平井，可有效提高下水平井排液能力；下叠置水平井钻井过程中要求轨迹保持水平，可以减少蒸汽冷凝后热水的突破几率；距离上叠置注汽水平井5-30m，能够充分发挥蒸汽所携带的热焓，提高热能利用率；

(8)对直井与水平井平面距离进行设置：采用距离30-100m，可有效实现重力泄水辅助蒸汽驱前吞吐预热，提高原油流动能力；

(9)对生产直井的射孔位置进行优化。采用数值模拟分别对注汽井上方1/3，2/3和整个注汽井上方含油井段进行射孔效果对比，对比结果见下表3。

表3某区块射孔位置与井组采油量的关系

从上面的优化结果看，当射开下部油层三分之二的时候，油汽比最高，阶段采出程度达到22.86％，开发效果较好。

(10)注汽水平井与排液水平井纵向距离的设计

在油层厚度60m条件下，根据注汽速度、注汽量计算不同纵向距离条件下的采油量，见表2。

表2某区块纵向距离与井组采油量的关系

从纵向距离的优化结果可以看出，当纵向距离为20m时，井组采出程度最高达到22.5％，油汽比达到0.19，因此，选择20m作为注汽水平井与排液水平井的最佳纵向距离。

(11)对直井、水平井完井进行设置，要求所有井进行预应力热采完井；

(12)重力泄水辅助蒸汽驱方式转换前的预热是能否实现驱替的关键，通常采用循环预热或吞吐预热。预热至实现油藏热连通。不预热，原油粘度高，流动性差，汽驱效果差。因此，在重力泄水辅助蒸汽驱之前需对井筒周围进行预热降粘，保证后期效果；

(13)对注汽水平井注汽量进行设置，注汽井日注量300-600t/d，生产直井排液量30-80t/d，水平井排液量80-240t/d。注汽时井口注汽压力控制在10MPa左右。

实施例1

该井组油藏埋深-1390～-1410m，平均油层有效厚度56.9m，内部隔层不发育，平均孔隙度24.5％，平均渗透率1463md，50℃地面原油粘度194000mPa·s，为一个厚层块状超稠油油藏。

首先，在该块进行开发效果评价，明确剩余油分布特点及开发潜力，采用k·h·φ的剩余油劈分方法。劈分结果表明，在直井井间含油饱和度在65％以上，油层平均含油饱和度在47％以上。

在此基础上，根据油田地质参数，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油藏埋深1000-2000m，油层厚度20-180m，剩余油饱和度＞40％，孔隙度＞18％，渗透率＞200md，地层条件下脱气原油粘度＞50000mPa·s，符合重力泄水辅助蒸汽驱的筛选标准。

通过油藏工程设计，计算出注汽水平井与生产直井的距离50m，生产直井之间的井距100m，注汽井与下叠置水平井纵向距离20m。

重力泄水辅助蒸汽驱可提高采收率22.6％，油藏最终采收率可达到49％，比蒸汽吞吐到底提高采收率19％。

实施例2

该井组油藏埋深-1370～-1690m，平均油层有效厚度72m，平均孔隙度23.2％，平均渗透率1760md，50℃地面原油粘度78960mPa·s，为一个厚层块状超稠油油藏。

在该块开展剩余油分布研究，产量劈分结果表明，转驱前井间剩余油饱和度0.58以上。

根据油田地质特征与开发现状，进行粗筛选。该油藏满足以下条件：油藏埋深1000-2000m，油层厚度20-180m，剩余油饱和度＞30％，孔隙度＞18％，渗透率＞200md，地层条件下脱气原油粘度＞50000mPa·s。

油藏工程设计出注汽水平井与生产直井的距离35m，生产直井之间的井距70m，注汽井与下叠置水平井纵向距离18m。该块重力泄水辅助蒸汽驱可提高采收率23％左右，油藏最终采收率可达到53％。

如上述，已经清楚详细地描述了本发明提出的方法，及应用本发明的技术方案的技术效果。但是本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本发明的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出多种修改。

Claims (4)

1.一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法，其包括以下步骤： 

（1）选择重力泄水辅助蒸汽驱的油藏：重力泄水辅助蒸汽驱的油藏要满足以下条件：油藏埋深1000-2000米，油层厚度20-180米，剩余油饱和度>30%，孔隙度>18%，渗透率>200md（毫达西），50℃地面脱气原油粘度>50000mPa·s（毫帕·秒，粘度单位），油层隔夹层不发育； 

（2）估算剩余油量：首先，在纵向上，根据油井生产情况以及油藏物性资料，通过将产出的油量还原到产油层，来计算各油层产能及原油的产出；其次，根据每层中原油的储量与每层中产出原油量的差值，得到剩余油的储量；依据下述小层产量劈分模型，将产出原油量还原至产层： 

N_pi——小层累积产量，t；（吨） 

N_p——单井阶段累积产量，t；（吨） 

k_i——油层渗透率，×10^‐3μm²；（平方微米） 

h——油层有效厚度，m；（米） 

φ——油层孔隙度，小数； 

n——射开层数； 

i——油层标号，自然数； 

（3）根据步骤（2）中估算出的剩余油量，设置重力泄水辅助蒸汽驱井网： 

在埋深1000-2000米，油层厚度20-180米的块状超稠油油藏中，设置成对的上下叠置的水平井（S1，S2），直井多口（Z1-Zn），其中油层上水平井（S1）用来注汽，下水平井（S2）用来辅助排液，在叠置水平井周边设置用来生产的多口直井； 

（4）优化注汽水平井与生产直井井距，采用距离为30m－100m的井距； 

（5）优化注汽水平井与排液水平井纵向距离，采用距离为5m－30m的纵向距离； 

（6）对叠置注汽水平井进行设计，并进行现场施工，要求水平段长度200-600m(米)，水平井脚尖高出跟端3-5m(米)； 

（7）对下叠置泄水水平井进行设置并钻井，水平段长度220-620m(米)，略长于上叠置注汽水平井； 

（8）对生产直井的射孔位置进行设置：在注汽水平井上部油层段的1/3或2/3高度段位设置射孔，射孔位置与水平井处于同一层段，第一射孔对应注汽水平井，第二射孔对应于排液水平井，第一射孔位置与第二射孔位置间隔一定距离；在油层段渗透性较差部分预留未射孔区域，在吞吐过程中实施分层注汽； 

（9）对直井、水平井完井方式进行设置，采用预应力热采完井； 

（10）在重力泄水辅助蒸汽驱转驱前进行预热，使油层达到热连通； 

（11）对注汽井注汽量进行设计，日注量300-600t/d（吨/天），注汽压力控制在10MPa以内； 

（12）对生产井液量进行设计，生产井的排液量是注汽量的1.1-1.2倍； 

（13）根据设置的井网进行重力泄水辅助蒸汽驱生产。 

2.依据权利要求1中所述重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法，其中直井与直井之间的距离在60‐200m，上下叠置水平井纵向距离在5‐30m。 

3.依据权利要求1中所述重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法，在其中估算某一具体油层的剩余油量： 

①从油田静态数据库中查到某口井的纵向油藏物性参数，该井有2个油层，即1号油层和2号油层，1号油层渗透率是1000×10^‐3μm²，油层有效厚度是10m，对应的孔隙度是30%；2号油层渗透率是500×10^‐3μm²，油层有效厚度是5m，对应的孔隙度是20%； 

②从动态数据库中查到该井累产信息，即累产油量为3.5万吨； 

③计算1号油层的

值：1000×10×0.3=3000； 

④计算2号油层的值：500×5×0.2=500； 

⑤计算总的

值：

⑥计算1号油层的劈分系数：

⑦计算2号油层的劈分系数：

⑧计算1号油层的小层劈分的油量：

⑨计算2号油层的小层劈分的油量：

4.依据权利要求1中所述重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法，其中重力泄水辅助蒸汽驱转驱前的预热有两种方式，一种吞吐预热、另一种循环预热。 

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