CN102747997A - 稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法 - Google Patents
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Abstract
本发明为一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，在蒸汽辅助重力泄油的蒸汽腔扩展阶段，当相邻的注采井对的蒸汽腔聚并后，利用中间注采井对的注入井注入空气点火，该井对的生产井和左右两个相邻井对的生产井生产，左右两个相邻井对的注入井转为火驱的排风井；该开采方法可以利用高温火驱前缘，有效驱扫相邻SAGD井对中间的油层下部的剩余储量，规避常规SAGD或气体辅助SAGD后期的汽窜，延长SAGD生产时间，显著提高采收率。该方法组合了SAGD与火驱的优势，在SAGD生产阶段产量高，采油速度快，在相邻蒸汽腔聚并后的产量递减阶段转火驱，可以降低注入成本，提高热能利用率和采收率。
Description
技术领域
本发明是关于石油开采领域中稠油油藏的开采方法，尤其涉及一种稠油油藏利用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术开发后期转火驱开采方法。
背景技术
蒸汽辅助重力泄油技术是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。依据蒸汽辅助重力泄油技术原理，其开采过程可分为四个阶段：循环预热阶段、蒸汽腔上升阶段、蒸汽腔横向扩展阶段、蒸汽腔下降阶段。其中，蒸汽腔上升和扩展阶段为SAGD开发的高产期，当两个相邻SAGD井对的蒸汽腔不断横向扩展而聚并后，由于蒸汽从一个蒸汽腔自由快速的进入另一个蒸汽腔，因此相邻两个SAGD井对中，任何一个井对的操作压力和注采参数对另外一个井对的生产效果均具有重要影响，当其中一个井对的蒸汽腔操作压力水平大于相邻另一个井对时，则容易造成蒸汽窜入另一个井对蒸汽腔，从而造成另一个井对的蒸汽腔中蒸汽迅速增加，加剧该井对汽窜的风险。因此，国内外矿场试验表明，当相邻井对的蒸汽腔扩展到一定程度发生聚并以后，汽窜频率急剧增加，产量进入快速递减期，注入蒸汽的热利用率急剧下降，蒸汽腔下降阶段的时间缩短，蒸汽腔下部的原油储量难以有效动用，因此SAGD生产结束时刻，两个相邻蒸汽腔中间的油层下部仍然有相当一部分剩余未动用储量，而SAGD的采收率只有50％左右。
CN101592028A公开了一种气体辅助SAGD开采超稠油的方法，其发明的目的是提供一种提高SAGD热效率、增大蒸汽波及体积，进一步提高油汽比的超稠油油藏有效开发技术。该方法包括以下工艺步骤：选油层埋深为530m，剩余油饱和度＞0.5，油层厚度＞10m，水平渗 透率＞250mD，垂直与水平渗透率比值＞0.1，油层孔隙度＞0.2，油层中不存在连续分布的不渗透泥、页岩夹层油藏；在吞吐直井间钻水平井，井距在35米或在油层底部钻一对水平井，垂向距离6米；吞吐3周期，井间形成热连通后，用直井连续注蒸汽，水平井生产3年，用直井注氮气和蒸汽，地下体积比0.5，氮气的总注入量达到0.1PV后停注，继续注蒸汽，注汽速度为1.4m3/d.m，井底蒸汽干度为70％，采注比保持在1.2；提高采出程度6.0～9.0％，提高油汽比0.02～0.05。该发明方法开发超稠油油藏可以取得以下效果：(1)有效减缓蒸汽向上覆岩层的传热速度，蒸汽向上覆盖层的传热速度是纯蒸汽SAGD的70％；(2)有利于蒸汽腔的均匀扩展，增加蒸汽室波及体积20％～30％；(3)延长SAGD生产时间2～3年，提高采出程度6.0％～9.0％，提高油汽比0.02～0.05。但该发明方法有三个主要问题：一是该方法仅仅描述了蒸汽中添加氮气在减缓蒸汽向上覆盖层的热损失方面及扩大蒸汽腔波及体积方面的优势，但并未详细阐述相邻SAGD蒸汽腔聚并后，如何防止其中一个蒸汽腔因为操作压力高于另一个蒸汽腔，而导致该蒸汽腔中的蒸汽窜入另一个蒸汽腔中，造成另一个蒸汽腔中蒸汽过多而发生汽窜的操作技术对策；二是该方法仅仅阐述其有利于蒸汽腔的均匀扩展，但未详细阐述在蒸汽腔下降过程中，相邻蒸汽腔中间的油层下部储量如何有效动用的具体方法；三是未详细阐述在SAGD蒸汽腔下降阶段，单个SAGD井对内的注汽井注入的气体窜入下部生产井的风险及风险的规避对策。而国内外的SAGD矿场试验表明，在SAGD蒸汽腔下降阶段，单个SAGD井对的汽腔内部，注汽井注入的蒸汽窜入下部生产井的频率也越来越大。
由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，以克服现有技术的缺陷。
发明内容
本发明的目的在于提供一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，可以在蒸汽辅助重力泄油基础上，利用高温火驱前缘，有效驱扫相邻SAGD井对中间的油层下部的剩余储量，显著提高采收率。
本发明的另一目的在于提供一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，在相邻蒸汽腔聚并后的产量递减阶段转火驱，以降低注入成本，提高热能利用率和采收率。
本发明的又一目的在于提供一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，可以规避常规SAGD或气体辅助SAGD后期的汽窜，延长SAGD生产时间。
本发明的目的是这样实现的，一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方 法，在蒸汽辅助重力泄油的蒸汽腔扩展阶段，当相邻的注采井对的蒸汽腔聚并后，利用中间注采井对的注入井注入空气点火，该井对的生产井和左右两个相邻井对的生产井生产，左右两个相邻井对的注入井转为火驱的排风井；利用高温火驱前缘有效驱扫相邻注采井对中间的油层下部的剩余储量，提高采收率。
在本发明的一较佳实施方式中，所述开采方法包括以下步骤：
(1)在稠油油藏开采区域内设置水平注采井网；
该水平注采井网包括至少三对注采井对；所述各个注采井对位于开采区域内的同一水平位置；每个注采井对的注入井和生产井位于同一竖直平面内，生产井位于注入井的下方；
(2)通过注入井和生产井同时进行注蒸汽循环预热；
(3)当注入井的水平段和生产井的水平段之间的油层温度升高到预定温度后，注入井和生产井同时停止循环预热，注入井开始连续注入蒸汽，蒸汽注入量为100-500吨/天；
(4)生产井开始连续采油生产；
(5)将中间注采井对的水平注入井改为注入空气井；
(6)注入空气点火，点火成功后，中间注采井对的水平注入井持续注空气；
(7)将左右两个注采井对的注入井停止注蒸汽，改为火驱排风井；
(8)中间注采井对的生产井和左右两个相邻注采井对的生产井继续生产；
(9)对排风井的排出气体进行氧气含量连续监测；
(10)对生产井的产出流体进行连续监测；
(11)生产结束，关闭注气井、排风井和生产井。
在本发明的一较佳实施方式中，所述稠油油藏是指地下原油粘度大于100mPa.s的稠油油藏。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(1)中，所述注入井的水平段位于油层中部，生产井的水平段位于油层底部且距离底部界面1-2m，注入井的水平段与生产井的水平段之间的垂直距离为5-6m。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(1)中，当油层厚度较小，则减少水平注采井网内相邻注采井对之间的井距布井，当油层厚度较大，则增加相邻注采井对之间的井距布井；一般地，当油层厚度为15-20m时，水平注采井网相邻的注采井对之间的水平井距为60-100m；当油层厚度为大于20m时，水平注采井网相邻的注采井对之间 的水平井距为100-150m。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(1)中，所述注入井和生产井的管柱均采用9英寸套管下悬挂7英寸筛管的管柱结构。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(1)中，所述注入井和生产井的筛管内均下入平行的长油管和短油管，长油管的与短油管的直径均为2.375英寸，长油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端，长油管与短油管的注汽与排液速度相等。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(2)中，所述注入井和生产井均采用长油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循环预热方式，最高注汽速度需确保水平段环空的趾端和跟端之间的压差不超过0.05MPa，最低蒸汽干度需确保从长油管注入环空并到达水平段跟端的短油管入口处的蒸汽干度大于0；一般地，蒸汽循环预热期间，注汽速度可以控制在60-120吨/天。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(2)中，当蒸汽循环预热进行的时间在60天以内时(一般地，蒸汽循环预热时间为120-160天，这里的60天以内指的是蒸汽循环预热的过程中的时间)，所述注采井对的生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力与生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力相等，下部生产井水平段的环空内的短油管的排液压力与上部生产井水平段的环空内的短油管的排液压力相等。
在本发明的一较佳实施方式中，所述注入蒸汽的井口干度大于80％。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(2)中，当蒸汽循环预热的时间达到60天以后时，生产井水平段的环空内的长油管注汽压力和短油管的排液压力同时降低0.3MPa(可以通过调节降低注汽量速度来降低注汽压力和改变更换更大的油嘴尺寸来降低排液压力)，注入井内长油管的注汽压力和短油管的排液压力保持不变；使注入井的水平段与生产井的水平段之间建立0.3MPa的压差，可以加速水平段之间的热传递，提高原油流动性；生产井长油管与注汽井长油管的注汽压力可以通过调整注汽速度来实现，生产井短油管与注汽井短油管的排液压力可以通过调整油嘴尺寸来调节排液量，从而实现调节排液压力的目的。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(3)中，所述预定温度是指注入井水平段和生产井水平段之间的油层温度升高到120℃以上，达到该预定温度后，注入井内的短油管停止排液，注入井的短油管与长油管同时连续注入蒸汽。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(4)中，所述生产井水平段与注入井水平段之间的注采压差(注汽压力与排液压力之差)不超过0.5MPa；水平段注汽压力 减去水平段排液压力等于注采压差，注汽压力可以通过调整注入速度来实现，排液压力可以通过调整油嘴尺寸来实现。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(5)中，SAGD产量随着注汽速度的增加逐渐上升，并进入了一个稳产期，当SAGD产量开始明显下降，连续三个月的月递减率超过10％，或者连续三个月的月油汽比降低幅度在0.03以上，表明相邻井对的两个蒸汽腔已经发生双双聚并，开始进入了产量快速递减期，将中间井对的水平注汽井改为持续注入空气；所述注入空气的注气速度为每单位水平段长度200～300m3/d。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(6)中，注入的空气进入蒸汽腔以后，遇到200℃以上的高温油层，空气被自发点燃，开始火驱生产阶段；当蒸汽腔内残余油饱和度低于20％以下，不足以提供点燃空气所需的燃料时，在注空气之前，注入一个段塞的甲烷气体，一般地，甲烷气体段塞量为10000～20000m3；然后向注空气井井底下入电点火器，并注入空气，人工点燃油层；点火初期，对左右两口排风井的产出气体进行连续监测，当气体中氧气含量小于5％，产出气体温度上升到300℃以上时，认为油层已经被点燃。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(7)中，左右两口排风井的排风速度之和等于中间注空气井的注气速度的1.2～1.5倍；点火初期左右两口排风井的排风速度相等，即为中间注空气井的注气速度的0.6～0.75倍。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(8)中，点火初期三口生产井的排液速度相等。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(9)中，平均每天相等时间间隔监测三次；当氧气含量接近6％时，将注空气井的注气速度下调，优选地，注气速度下调到每单位水平段长度150～200m3/d，排风井的排风速度不变。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(10)中，平均每天相等时间间隔对生产井产出流体检测化验三次；当左右两口生产井中，其中一口生产井产出流体中有大量燃烧产生的气体，优选地，当气液比大于1000m3/m3时，提高该生产井井底流压，优选地，将井底流压提高0.3～0.5MPa，并提高与该生产井对应的蒸汽腔内的排风井的排风速度，优选地，排风速度提高到注气速度的0.75～0.9倍，另一个排风井的排风速度不变；当中间井对的生产井产出流体中有大量燃烧产生的气体，且气液比大于1000m3/m3时，提高该生产井井底流压，将井底流压提高0.3MPa，同时提高左右两口生产井的排液量，提高10％～25％，排风井的排风速度不变；当中间井对的生产井的产出气液比小 于500m3/m3以后，重新降低左右两口生产井的排液量到原来排量。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(11)中，当三口生产井的单井平均日产油量小于3m3/d，且注空气速度与三口井产油量之和的比值大于5000m3/m3时，生产结束，关闭注汽井、排风井和生产井。
在本发明的一较佳实施方式中，在相邻两个注采井对中间，沿水平段等间距部署2～4口直井，在火驱阶段，将直井作为火驱的排风井，而将左右两个井对中的注汽井作为火驱阶段的产出气体监测井。
由上所述，本发明的开采方法，在蒸汽辅助重力泄油的蒸汽腔扩展阶段，当相邻的注采井对的蒸汽腔聚并后，利用中间注采井对的注入井注入空气点火，该井对的生产井和左右两个相邻井对的生产井生产，左右两个相邻井对的注入井转为火驱的排风井；该开采方法可以利用高温火驱前缘，有效驱扫相邻SAGD井对中间的油层下部的剩余储量，规避常规SAGD或气体辅助SAGD后期的汽窜，延长SAGD生产时间，显著提高采收率。该方法组合了SAGD与火驱的优势，在SAGD生产阶段产量高，采油速度快，在相邻蒸汽腔聚并后的产量递减阶段转火驱，可以降低注入成本，提高热能利用率和采收率。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中：
图1a：为本发明稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法的SAGD阶段相邻三个SAGD井对分布示意图；
图1b：为本发明稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法的SAGD阶段水平注采井管柱结构示意图；
图2a：为本发明中蒸汽辅助重力泄油蒸汽腔上升阶段的示意图；
图2b：为本发明中蒸汽辅助重力泄油蒸汽腔扩展阶段相邻蒸汽腔聚并时刻的示意图；
图3a：为本发明中蒸汽辅助重力泄油后期转火驱初期的气腔扩展示意图；
图3b：为本发明中蒸汽辅助重力泄油后期转火驱中期的气腔扩展示意图；
图3c：为本发明中蒸汽辅助重力泄油后期转火驱末期的气腔扩展示意图；
图3d：为本发明中蒸汽辅助重力泄油后期转火驱结束时刻气腔扩展示意图；
图4：为本发明稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法的SAGD转火驱阶段相邻三个SAGD井对以及直井排风井分布示意图。
附图标号：
气腔 1、2、3 注入井 11、21、31 生产井 12、22、32
注入井短油管 111 注入井长油管 112 生产井短油管 121
131、132、
生产井长油管 122 注采井对 10、20、30 直井排风井 133、231、
232、233
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现对照附图说明本发明的具体实施方式。
本发明提出一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，在蒸汽辅助重力泄油的蒸汽腔扩展阶段，当相邻的注采井对的蒸汽腔聚并后，利用中间注采井对的注入井注入空气点火，该井对的生产井和左右两个相邻井对的生产井生产，左右两个相邻井对的注入井转为火驱的排风井；该开采方法可以利用高温火驱前缘，有效驱扫相邻SAGD井对中间的油层下部的剩余储量，规避常规SAGD或气体辅助SAGD后期的汽窜，延长SAGD生产时间，显著提高采收率。该方法组合了SAGD与火驱的优势，具有SAGD生产阶段产量高，采油速度快，在相邻蒸汽腔聚并后的产量递减阶段转火驱，可以降低注入成本，提高热能利用率和采收率。
所述该稠油油藏的主力油层埋藏浅，平均埋深为350m，原始油藏压力为3.2MPa，原始油藏温度为24℃；原油黏度高，油层温度下脱气原油黏度为55×104mPa.s，该油层有效厚度平均为18m。
本实施方式中，所述稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法包括以下具体步骤：
A、部署SAGD注采井网：
在稠油油藏开采区域内设置水平注采井网；如图1a、图1b所示，该水平注采井网包括至少三对注采井对10、20、30；所述各个注采井对位于开采区域内的同一水平位置；每个注采井对中的注入井11、21、31和生产井12、22、32位于同一竖直平面内，生产井位于对应的注入井的下方；如图1a所示，三个相邻的SAGD井对，包括注入井(水平注入井)11、21、31和生产井(水平井)12、22、32；注入井11和生产井12位于 同一竖直平面位置，注入井21和生产井22位于同一竖直平面位置，注入井31和生产井32位于同一竖直平面位置，相邻水平注采井对10、20、30之间的水平距离为80m，油层的上方为上覆地层；
注入井(水平注入井)11、21、31和生产井(水平注入井)12、22、32均为套管预应力完井，水平段下入7英寸的割缝筛管，水平段长度为500m。以井对10为例说明(井对20、井对30的结构与井对10相同)，如图1b所示，注入井11和生产井12内下入相互平行的一根短油管111、121和一根长油管112、122，短油管111、121与长油管112、122的半径均为2.375英寸。并且，长油管112、122下入到水平段趾端，短油管111、121下入到水平段跟端，长油管112、122与短油管111、121的注汽与排液速度相等。
B、SAGD注蒸汽循环预热：
通过三对注采井对的注入井11(21、31)的长油管112与生产井12(22、32)的长油管122同时连续注入蒸汽，井口蒸汽干度为80％，注汽速度为100吨/天，井底注汽压力为5.3MPa，通过注入井11(21、31)的短油管111与生产井12(22、32)的短油管121同时连续排液，短油管井底排液压力为5.2MPa，开始等压注蒸汽循环预热；
循环预热60天后，注入井的长油管的注汽压力与注入井的短油管的排液压力不变，生产井的长油管的井底注汽压力下降到5.0MPa(下降了0.3MPa)，生产井的短油管的井底排液压力下降到4.9MPa(下降了0.3MPa)，开始低压注蒸汽循环预热，加速注入井与生产井水平段之间的热连通与流体联通；
循环预热150天时，注入井与生产井水平段之间的油层中间温度上升到120℃，原油黏度下降到100mPa.s以下；生产井排液数据表明，生产井的短油管排出液含水率从100％下降到了85％，油层内的原油流入生产井的量明显增加，表明注采井间的油层原油流动能力已经大大增加，已经达到了预热效果，因此注入井的短油管停止排液，生产井的长油管停止注入蒸汽，注蒸汽循环预热结束。
C、SAGD连续注采阶段：
注入井的短油管与注入井的长油管同时连续注入蒸汽，井底注入压力均为5.2MPa，；生产井的短油管与生产井的长油管同时连续排液，井底排液压力均为4.8MPa，注入井水平段与生产井水平段之间的注采压差保持在0.4MPa；
注入井的短油管与注入井的长油管的注入速度的比例为1∶1，生产井的短油管与生产井的长油管的排液速度的比例为1∶1。其中蒸汽腔1、蒸汽腔2和蒸汽腔3上升阶 段如图2a所示。
D、SAGD转注空气点火阶段：
SAGD产量随着注汽速度的增加逐渐上升，并进入了一个稳产期，平均日产油量达到90m3/d，生产7年后，SAGD产量开始明显下降，连续三个月的月递减率达到12％，连续三个月的月油汽比降低幅度达到0.04，表明相邻井对的两个蒸汽腔1/2或2/3已经发生双双聚并，开始进入了产量快速递减期，该阶段的蒸汽腔1、蒸汽腔2和蒸汽腔3如图2b所示。将中间注采井对20的水平注入井21改为注入空气井；注入的空气进入蒸汽腔以后，遇到200℃以上的高温油层，空气被自发点燃，开始火驱生产阶段；当蒸汽腔内残余油饱和度低于20％以下，不足以提供点燃空气所需的燃料时，在注空气之前，注入一个段塞的甲烷气体，一般地，甲烷气体段塞量为10000～20000m3；甲烷的注入速度为20000m3/d，注入一天的甲烷后，在将中间井对20的水平注入井21井底下入电点火器(其中，电点火器采用本领域公知的技术和产品)，并注入空气，人工点燃油层。点火成功后，中间注采井对20的水平注入井21持续注空气；将左右两个注采井对10、30的注入井11、31停止注气，改为火驱排风井；点火初期，对左右两口排风井11、31的产出气体进行连续监测，优选地，每小时监测一次，当气体中氧气含量小于5％，产出气体温度上升到300℃以上时，认为油层已经被点燃。
E、SAGD转注空气生产阶段：
点火成功以后，进入注空气的生产阶段，注气速度为每单位水平段长度300m3/d，因此，500米水平段长度对应的注汽速度为15000m3/d。点火初期左右两口排风井11、31的排风速度相等，为中间注空气井21的注气速度的0.6倍，即9000m3/d。点火初期三口生产井的排液速度相等，即：100m3/d。在火驱过程中，平均每天相等时间间隔监测三次，当氧气含量接近6％时，将注气速度下调到每单位水平段长度150～200m3/d，排风井的排风速度不变。
平均每天相等时间间隔对生产井12、22、32产出流体监测三次，当左右两口生产井12、32中，其中一口生产井产出流体中有大量燃烧产生的气体，且气液比大于1000m3/m3时，提高该生产井井底流压，将井底流压提高0.3MPa，并提高与该生产井对应的蒸汽腔内的排风井的排风速度到注气速度的0.75～0.9倍，另一个排风井的排风速度不变。当中间井对20的生产井22产出流体中有大量燃烧产生的气体，且气液比大于1000m3/m3时，提高该生产井22井底流压，将井底流压提高0.3MPa，同时提高左右两口生产井12、32的排液量到120m3/d，排风井11、31的排风速度不变，当生产井22的 产出气液比小于500m3/m3以后，重新降低左右两口生产井12、32的排液量到100m3/d。该阶段的空气腔1、2、3如图3a、3b、3c所示。
F、SAGD转注空气生产结束阶段：
当三口生产井12、22、32的单井平均日产油量小于3m3/d，且注空气速度与三口井12、22、32产油量之和的比值大于5000m3/m3时，生产结束，关闭注汽井22、排风井11、31和生产井12、22、32。该结束时刻的空气腔1、2、3如图3d所示。
表1为本实施例的生产情况统计。
表1
如表1所示，从生产情况来看，采用蒸汽辅助重力泄油一直生产到结束的开发方式，经济有效生产时间约为10.2年，累计产油量约为13.55×104t，最终采收率约为48％，而本发明的开采方法，经济有效生产时间约为13.8年，累计产油量约为17.50×104t，最终采收率约为62％(其中蒸汽辅助重力泄油阶段采出程度42％，转火驱阶段采出程度20％)，比单纯的蒸汽辅助重力泄油技术开发大幅度提高了14个百分点。
进一步，在本实施方式中，如图4所示，还可以在相邻两个注采井对中间，沿水平段等间距部署2～4口直井，在火驱阶段，将直井作为火驱的排风井，如图4中的直井排风井131、132、133、231、232、233，而将左右两个井对中的注汽井作为火驱阶段的产出气体监测井。
由上所述，本发明所提供的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法具有以下技术效果：
(1)本发明所提供的开采方法采用先蒸汽辅助重力泄油开发，在蒸汽腔的上升阶段和扩展阶段，产油速度迅速上升，并快速进入了一个产量稳定期，因此，有利于快速上产，提高采油速度，并在5-7年的时间内原油采收率达到40％以上。
(2)本发明所提供的开采方法采用在蒸汽辅助重力泄油过程中，当相邻两个SAGD井对的蒸汽腔双双聚并后，将中间井对的注蒸汽井改为注空气井，左右相邻井对的注蒸汽井改为火驱排风井，中间井对的生产井与左右相邻井对的两口生产井继续生产。火驱加热原油过程中，原油在重力作用下向下流动，并在储层底部以上形成一层较厚的流动 油层，将三口位于油层底部的生产井淹没在流动油层下面，可以对生产井有效起到液封的作用，使生产井在生产过程中不容易发生气窜，从而实现火驱的稳定生产。
(3)本发明所提供的开采方法采用在火驱过程中，左右相邻井对的火驱排风井可以起到燃烧过程中的烟囱作用，促进火驱充分燃烧，有效避免了火驱过程中的熄灭现象，并提高火驱阶段采油速度。同时，通过灵活调整排风井的排风速度，还可以起到火驱方向灵活引导作用，从而实现相邻SAGD蒸汽腔之间的剩余储量均匀驱替和动用。
(4)本发明所提供的开采方法采用在火驱过程中，左右相邻井对的火驱排风井还可以起到及时排出产出气体的作用，避免了常规火驱过程中，产出气体与原油从生产井中一起排出，因氧气含量过高而容易使原油发生爆燃和***的风险。采用本发明所提供的方法，可以使生产井的操作变得更为简单和安全。
(5)本发明所提供的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，在蒸汽辅助重力泄油后期将注入的蒸汽改变为注空气，明显降低了注气成本，同时有效规避了相邻SAGD蒸汽腔聚并后带来的相互汽窜风险，提高了SAGD后期的剩余油采出程度。
(6)本发明所提供的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，可以在蒸汽辅助重力泄油基础上，进一步提高采收率15～20％以上，最终采收率可以达到60％以上，经济效益明显好于普通注蒸汽SAGD。
以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。
Claims (23)
1.一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，在蒸汽辅助重力泄油的蒸汽腔扩展阶段，当相邻的注采井对的蒸汽腔聚并后，利用中间注采井对的注入井注入空气点火，该井对的生产井和左右两个相邻井对的生产井生产，左右两个相邻井对的注入井转为火驱的排风井；利用高温火驱前缘有效驱扫相邻注采井对中间的油层下部的剩余储量，提高采收率。
2.如权利要求1所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于所述开采方法包括以下步骤：
(1)在稠油油藏开采区域内设置水平注采井网；
该水平注采井网包括至少三对注采井对；所述各个注采井对位于开采区域内的同一水平位置；每个注采井对的注入井和生产井位于同一竖直平面内，生产井位于注入井的下方；
(2)通过注入井和生产井同时进行注蒸汽循环预热；
(3)当注入井的水平段和生产井的水平段之间的油层温度升高到预定温度后，注入井和生产井同时停止循环预热，注入井开始连续注入蒸汽，蒸汽注入量为100-500吨/天；
(4)生产井开始连续采油生产；
(5)将中间注采井对的水平注入井改为注入空气井；
(6)注入空气点火，点火成功后，中间注采井对的水平注入井持续注空气；
(7)将左右两个注采井对的注入井停止注蒸汽，改为火驱排风井；
(8)中间注采井对的生产井和左右两个相邻注采井对的生产井继续生产；
(9)对排风井的排出气体进行氧气含量连续监测；
(10)对生产井的产出流体进行连续监测；
(11)生产结束，关闭注气井、排风井和生产井。
3.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：所述稠油油藏是指地下原油粘度大于100mPa.s的稠油油藏。
4.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(1)中，所述注入井的水平段位于油层中部，生产井的水平段位于油层底部且距离底部界面1-2m，注入井的水平段与生产井的水平段之间的垂直距离为 5-6m。
5.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(1)中，当油层厚度较小，则减少水平注采井网内相邻注采井对之间的井距布井，当油层厚度较大，则增加相邻注采井对之间的井距布井。
6.如权利要求5所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：当油层厚度为15-20m时，水平注采井网相邻的注采井对之间的井距为60-100m；当油层厚度为大于20m时，水平注采井网相邻的注采井对之间的井距为100-150m。
7.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(1)中，所述注入井和生产井的管柱均采用9英寸套管下悬挂7英寸筛管的管柱结构。
8.如权利要求7所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(1)中，所述注入井和生产井的筛管内均下入平行的长油管和短油管，长油管下入到水平段趾端，短油管下入到水平段跟端，长油管与短油管的注汽与排液速度相等。
9.如权利要求8所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(2)中，所述注入井和生产井均采用长油管注蒸汽、短油管排液的蒸汽循环预热方式，最高注汽速度需确保水平段环空的趾端和跟端之间的压差不超过0.05MPa，最低蒸汽干度需确保从长油管注入环空并到达水平段跟端的短油管入口处的蒸汽干度大于0。
10.如权利要求9所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(2)中，当蒸汽循环预热进行的时间在60天以内时，所述注采井对的生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力与生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力相等，下部生产井水平段的环空内的短油管的排液压力与上部生产井水平段的环空内的短油管的排液压力相等。
11.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：所述注入蒸汽的井口干度大于80％。
12.如权利要求9所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(2)中，当蒸汽循环预热的时间达到60天以后时，生产井水平段的环空内的长油管注汽压力和短油管的排液压力同时降低0.3MPa，注入井内长油管的注汽压力和短油管的排液压力保持不变；使注入井的水平段与生产井的水平段之间建立 0.3MPa的压差，可以加速水平段之间的热传递，提高原油流动性。
13.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(3)中，所述预定温度是指注入井水平段和生产井水平段之间的油层温度升高到120℃以上，达到该预定温度后，注入井内的短油管停止排液，注入井的短油管与长油管同时连续注入蒸汽。
14.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(4)中，所述生产井水平段与注入井水平段之间的注采压差不超过0.5MPa。
15.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(5)中，所述注入空气的注气速度为每单位水平段长度200～300m3/d。
16.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(6)中，注入的空气进入蒸汽腔以后，遇到200℃以上的高温油层，空气被自发点燃，开始火驱生产阶段；点火初期，对左右两口排风井的产出气体进行连续监测，当气体中氧气含量小于5％，产出气体温度上升到300℃以上时，认为油层已经被点燃。
17.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(7)中，左右两口排风井的排风速度之和等于中间注空气井的注气速度的1.2～1.5倍；点火初期左右两口排风井的排风速度相等，即为中间注空气井的注气速度的0.6～0.75倍。
18.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(8)中，点火初期三口生产井的排液速度相等。
19.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(9)中，平均每天相等时间间隔监测三次；当氧气含量接近6％时，将注空气井的注气速度下调，注气速度下调到每单位水平段长度150～200m3/d，排风井的排风速度不变。
20.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(10)中，平均每天相等时间间隔对生产井产出流体检测化验三次；当左右两口生产井中，其中一口生产井产出流体中有大量燃烧产生的气体，提高该生产井井底流压，并提高与该生产井对应的蒸汽腔内的排风井的排风速度，另一个排风井的排风速度不变。
21.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(10)中，平均每天相等时间间隔对生产井产出流体检测化验三次；当中间井对的生产井产出流体中有大量燃烧产生的气体，提高该生产井井底流压，同时提高左右两口生产井的排液量，排风井的排风速度不变。
22.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在所述步骤(11)中，当三口生产井的单井平均日产油量小于3m3/d，且注空气速度与三口井产油量之和的比值大于5000m3/m3时，生产结束，关闭注汽井、排风井和生产井。
23.如权利要求2所述的稠油油藏蒸汽辅助重力泄油后期转火驱开采方法，其特征在于：在相邻两个注采井对中间，沿水平段等间距部署2～4口直井，在火驱阶段，将直井作为火驱的排风井，而将左右两个井对中的注汽井作为火驱阶段的产出气体监测井。
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