CN102900415B - 深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法 - Google Patents
深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明为一种深层及超深层稠油油藏的双水平井火驱泄油开采方法，在稠油油藏开采区域内设置水平注采井网，在同一垂直平面位置的油层内设置一口注入井和一口生产井，组成一个水平注采井对，生产井的水平段位于注入井水平段的正下方并与之平行；注入井和生产井同时进行注蒸汽循环预热；当注入井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一个段塞的富氧空气并点燃整个水平段的油层，点火成功后注入井开始连续注入空气，生产井开始连续采油生产。该开采方法比蒸汽辅助重力泄油技术等常规注蒸汽开采方法提高采收率10～20％以上，最终采收率达到60％以上，经济效益优于常规注蒸汽开采方法。
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，尤其涉及一种深层及超深层稠油油藏利用双水平井火驱泄油技术开采方法。
背景技术
深层及超深层稠油油藏是指油藏埋藏深度大于1500米的稠油油藏，在我国吐哈鲁克沁等地具有巨大的储量规模。稠油油藏的开发技术通常有蒸汽驱技术、蒸汽辅助重力泄油技术、蒸汽吞吐技术等注蒸汽开发技术，但是对于深层及超深层稠油油藏，以上注蒸汽开发技术存在诸多问题。
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。加拿大油砂矿区的蒸汽辅助重力泄油技术开发效果表明，该技术具有上产快、峰值产量高、油汽比高、采收率高等优势。但是对于埋藏深度超过1500米的深层及超深层稠油及超稠油油藏，蒸汽辅助重力泄油技术存在以下几个方面的关键问题：一是蒸汽辅助重力泄油技术对井下蒸汽干度要求高，为了实现蒸汽腔向上的不断上升和平面的不断扩展，通常要求井底蒸汽干度大于80％，由于加拿大、新疆油田的稠油油藏埋藏浅，平均埋深通常在500米以内，因此，井口的高干度蒸汽在向井底注入过程中，沿着注气井油管的沿程热损失较小，通常井口蒸汽干度在90％以上的情况下，采用隔热注汽油管，到达井底的蒸汽干度可以达到80％以上；但对于埋深超过1500米的深层及超深层稠油油藏，例如我国的吐哈超深层油藏(油藏埋深超过2000米)，井口注入的蒸汽在超长井筒内的沿程热损失过大，井口注入干饱和蒸汽(干度100％)的情况下，即使采用隔热注汽油管，到达井底的蒸汽干度也只有40％左右甚至更低，因此在蒸汽辅助重力泄油技术开发过程中，形成的蒸汽腔很小，造成泄油面小，日产油偏低，同时，冷凝水过多也会造成冷凝水在重力作用下快速泄入油层底部的生产井内，造成泄水高渗通道，大大影响水平段的均匀动用和最终采收率的提高。二是连续注蒸汽造成燃煤锅炉等用于加热产生蒸汽的设备的碳排放量过大，对环境造成污染。
蒸汽驱技术是在水平井网、直井水平井组合井网或者直井井网条件下，注入井连续注蒸汽，生产井连续采油的开发方式。蒸汽驱技术适应的油藏条件为油藏埋深在1400米以内的稠油油藏，对于埋深超过1500米的稠油油藏，与蒸汽辅助重力泄油技术一样，沿程蒸汽热损失过大，到达井底基本为低干度蒸汽或者热水，造成蒸汽驱效果变差，或者基本无效果。
蒸汽吞吐技术是指在对同一口油井，在较短时间内连续注入一定量的蒸汽，然后关井一段时间焖井，使得注入的蒸汽充分加热近井地带的稠油，从而降低其原油黏度，提高原油流动性，在关井一段时间以后再开井生产的开发方式。与蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油技术一样，蒸汽吞吐技术不适用于埋深超过1500米的稠油油藏。
总之，对于埋藏深度大于1500米的深层及超深层稠油油藏，蒸汽辅助重力泄油技术、蒸汽驱技术、蒸汽吞吐技术等均存在着蒸汽井底干度低，热利用率低，能量损失大，油汽比低等诸多缺点，目前尚未有经济高效的开发技术。
由此，本发明人凭借多年从事相关行业的经验与实践，提出一种深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，可以有效克服深层及超深层稠油油藏注蒸汽过程中的蒸汽热利用率低等问题，该开采方法具有高产、低能耗、高采收率、低安全风险等特点。
本发明的目的是这样实现的，一种深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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，所述水平注采井网至少包括一对水平注采井；所述该对水平注采井包括设置在同一竖直平面位置的注入井和生产井，注入井水平段位于生产井水平段的正上方；
(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；注入井开始注入一个段塞的富氧空气，并采用井下电点火器或者自燃点火方式点燃油层；
(4)油层点燃后，注入井连续注入空气；
(5)生产井开始连续采油生产；
(6)对生产井的排出气体进行氧气含量连续监测；
(7)对生产井的产出流体进行连续监测；
(8)生产结束，关闭注入井和生产井。
在本发明的一较佳实施方式中，所述稠油油藏是指埋藏深度大于1500米且地下原油粘度大于100mPa.s的深层及超深层稠油油藏。
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。
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、耐温500℃、抗富氧腐蚀的套管下悬挂7英寸、耐温500℃、抗富氧腐蚀的筛管的管柱结构。
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，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)，所述注采井对的下部生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力与上部注入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注入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，在所述步骤(2)中，注入蒸汽的井口干度大于90％。
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)，并且，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，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，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200℃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氧气含量大于98％的富氧空气。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(4)中，空气的注入速度随油层内空气腔的上升和扩展逐渐增加，随空气腔下降逐渐减少，一般地，在2000-50000m3/d。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(4)中，所述富氧空气段塞的大小为1000～2000m3，当油层被点燃以后，转换为连续注入空气。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(4)中，注入的富氧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，不足以提供点燃富氧空气所需的燃料时，在注富氧空气之前，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，对生产井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。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(5)中，生产井水平段与注入井水平段之间的注采压差(注气压力与排液压力之差)不超过0.5MPa；水平段注气压力减去水平段排液压力等于注采压差，注气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，火烧产量随着注气速度的增加逐渐上升，并进入了一个稳产期，当火烧的产量开始明显下降，连续三个月的月递减率超过10％，或者连续三个月的空气原油比增加幅度在500以上，表明空气腔已经进入了下降阶段，将注气速度减小到2000～10000m3/d。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(6)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150～200m3/d/m水平段长度，生产井的排液速度不变。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(7)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，优选地，当气液比大于1000m3/m3时，提高生产井井底流压，优选地，将井底流压提高0.2～0.3MPa，生产井的排液速度下降1/5～1/4；当生产井的产出气液比小于500m3/m3以后，降低生产井井底流压，优选地，将井底流压降低0.2～0.3MPa，重新提高生产井的排液量到原排液量。
在本发明的一较佳实施方式中，在所述步骤(8)中，当生产井的单井平均日产油量小于3m3/d，且注空气速度与生产井产油速度(空气原油比)的比值大于5000m3/m3时，生产结束，关闭注入井和生产井。
由上所述，本发明深层及超深层稠油油藏的双水平井火驱泄油开采方法，在同一油层中部署水平段上下叠置的双水平井，上部水平井为注气井，下部水平井为生产井，在上下水平井同时循环预热一段时间，达到水平段实现热连通以后，上部水平井连续注空气点火燃烧驱油，下部水平井连续生产。空气与原油密度差作用下形成的燃烧腔不断上升和平面扩展，燃烧面外侧加热的原油在重力作用下泄入油层底部的水平生产井内，通过灵活调控水平生产井的井底操作压力，使得水平生产井的水平段沉没在下泄的原油中，可以有效避免空气和火线向下部水平生产井的水平段内的气窜或者火窜，安全风险小。该开采方法有效避免了深层及超深层稠油油藏注蒸汽过程中的蒸汽热利用率低等问题，在地下火烧产生的热量全部用于加热油层内的原油，具有较高的热利用率。同时，整个水平段火烧有效扩大了火烧过程中的可动油带面积，油井可以实现快速上产，并维持较高的产量水平。此外，由于火烧耗油量少，主要燃烧物为稠油中的重质组分在燃烧过程中形成的结焦带，原油的以及高温热裂解产生的轻质及中质组分均能有效的被采出。因此，具有高产、低能耗、高采收率、低安全风险等特点。
本发明的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法具有以下技术效果：
(1)本发明所提供的开采方法有效避免了深层及超深层稠油油藏在常规蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等注蒸汽过程中的蒸汽热利用率低等问题，在地下火烧产生的热量全部用于加热油层内的原油，具有较高的热利用率。
(2)本发明所提供的开采方法为水平井的水平段全井段火烧。相比直井火烧而言，在直井火烧过程中，火烧范围从直井近井地带向外逐渐扩展，因此初期火烧面积小，上产慢；本发明所提供的方法为水平段全井段火烧，水平段的长度决定火烧范围，因此在火烧初期整个水平段便进入了火烧的燃烧和泄油范围，其火烧面积范围相比直井火烧大大增加，因此油井可以实现快速上产，并维持较高的产量水平。
(3)直井火烧过程中，受到储层内部局部高渗透条带的影响，火线容易沿着高渗透条带快速突破生产井，造成局部生产井过早关井，井间剩余油较多，火驱波及面积小，采收率低等问题。而本发明所提供的水平井火驱方法，由于生产井的水平段位于注入井水平段的垂向下方，火驱过程中加热的原油在重力作用下流向油层下部，在生产井水平段上方形成一个密封的油气界面，将生产井的水平段埋在该油气界面以下，使生产井起到与水泵抽吸近似的功效。生产井在生产过程中，通过灵活调节其水平段的排液量，可以实现油气界面一直埋住生产井的水平段，因此，利用该油气界面有效防止了气窜，安全系数大大提高。
(4)由于火烧耗油量少，主要燃烧物为稠油中的重质组分在燃烧过程中形成的结焦带，原油的以及高温热裂解产生的轻质及中质组分均能有效的被采出。因此，综合来看，本发明所提供的开采方法具有高产、低能耗、高采收率、低安全风险等特点。
(5)本发明所提供的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，与蒸汽驱、蒸汽吞吐以及蒸汽辅助重力泄油开采方法相比，采收率可提高15～30％以上；与常规直井火驱开采方法相比，采收率可提高10～20％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开采技术与常规直井火驱技术。
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1：为本发明深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法的水平注采井管柱结构示意图；
图2：为本发明中水平段火驱泄油机理与燃烧区带展布特征示意图；
附图标号：
注入井 11 生产井 12 注入井短油管 111
注入井长油管 112 生产井短油管 121 生产井长油管 122
注入井短油管 注入井长油管
21 22 空气腔 2
点火器 点火器
燃烧带 3 可动油流动带 4
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。
如图1、图2所示，本发明提出一种深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，该稠油油藏的主力油层埋藏深，平均埋深为1850m，原始油藏压力16MPa，原始油藏温度69℃；原油黏度高，油层温度下原油黏度为48万厘泊，油层厚度有效平均19m。
本发明的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法包括以下步骤：
A、部署水平注采井网：
首先在该稠油油藏的油层内部署至少一对水平注采井对，本实施方式中部署一对水平注采井对，该对水平注采井对包括注入井(水平注入井)11和生产井(水平注入井)12，注入井11和生产井12位于同一竖直平面内，注入井11水平段位于生产井12水平段的正上方；油层的上方为上覆地层。
注入井(水平注入井)11和生产井(水平注入井)12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。注入井(水平注入井)11内下入相互平行的一根短油管111和一根长油管112；生产井(水平注入井)12内下入相互平行的一根短油管121和一根长油管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。注入井(水平注入井)11的短油管111和长油管112内分别下入一根电点火器21、22，点火器的尖端从短油管111和长油管112的出口端伸出。
上述水平注采井网的示意图如图1所示。
B、注蒸汽循环预热：
通过注入井11的长油管112与生产井12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16.1MPa，通过注入井11的短油管111与生产井12的短油管121同时连续排液，短油管井底排液压力为16MPa，开始等压注蒸汽循环预热。
循环预热60天后，注入井11的长油管112的注汽压力与注入井11的短油管111的排液压力不变，生产井12的长油管122的井底注汽压力下降到15.8MPa(下降了0.3MPa)，生产井12的短油管121的井底排液压力下降到15.7MPa(下降了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，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，开始低压注蒸汽循环预热，加速注入井11与生产井12水平段之间的热连通与流体联通，可以加速水平段之间的热传递，提高原油流动性。
循环预热180天时，注入井11与生产井12水平段之间的油层中间温度上升到200℃，原油黏度下降到100厘泊以下；生产井12排液数据表明，生产井12的短油管121排出液含水率从100％下降到了85％，油层内的原油流入生产井12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11的短油管111停止排液，生产井12的长油管122停止注入蒸汽，注蒸汽循环预热结束。
C、水平段火驱点火阶段：
注入井11的短油管111与注入井11的长油管112同时连续注入1000～2000m3的氧气含量为98％的富氧空气，井底注入压力均为16.1MPa；注入完毕后，利用电点火器21、22同时点燃注入井水平段附近的油层；生产井12的短油管121与生产井12的长油管122同时连续排液，井底排液压力均为15.7MPa，注入井11水平段与生产井12水平段之间的注采压差保持在0.4MPa；对生产井12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。油层点燃后，注入井11连续注入空气。
注入井11的短油管111与注入井11的长油管112的注入速度的比例为1∶1，生产井12的短油管121与生产井12的长油管122的排液速度的比例为1∶1。
其中水平段燃烧区带展布特征如图2所示。
D、水平段火驱连续生产阶段：
点火成功以后，进入水平段火驱连续生产阶段，注气速度为300m3/d/m水平段长度，因此，500米水平段长度对应的注汽速度为15000m3/d。点火初期生产井的排液速度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150～200m3/d/m水平段长度，生产井的排液速度不变。
当生产井12气液比大于1000m3/m3时，提高生产井12井底流压，优选地，将井底流压提高0.2～0.3MPa，生产井12的排液速度下降1/5～1/4；当生产井12的产出气液比小于500m3/m3以后，降低生产井12的井底流压，优选地，将井底流压降低0.2～0.3MPa，重新提高生产井12的排液量到原排液量。
E、水平段火驱生产结束阶段：
当生产井12的单井平均日产油量小于3m3/d，且注空气速度与生产井12的产油速度(空气原油比)的比值大于5000m3/m3时，生产结束，关闭注入井11和生产井12。
表1为本发明与蒸汽辅助重力泄油的生产情况统计。
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11.2年，累计产油量约为13.22×104t，最终采收率约为46％；而本发明的开采方法经济有效生产时间约为12.8年，累计产油量约为17.90×104t，最终采收率约为62％，比蒸汽辅助重力泄油技术开发大幅度提高了16个百分点。
本发明的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法具有以下技术效果：
(1)本发明所提供的开采方法有效避免了深层及超深层稠油油藏在常规蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油等注蒸汽过程中的蒸汽热利用率低等问题，在地下火烧产生的热量全部用于加热油层内的原油，具有较高的热利用率。
(2)本发明所提供的开采方法为水平井的水平段全井段火烧。相比直井火烧而言，在直井火烧过程中，火烧范围从直井近井地带向外逐渐扩展，因此初期火烧面积小，上产慢；本发明所提供的方法为水平段全井段火烧，水平段的长度决定火烧范围，因此在火烧初期整个水平段便进入了火烧的燃烧和泄油范围，其火烧面积范围相比直井火烧大大增加，因此油井可以实现快速上产，并维持较高的产量水平。
(3)直井火烧过程中，受到储层内部局部高渗透条带的影响，火线容易沿着高渗透条带快速突破生产井，造成局部生产井过早关井，井间剩余油较多，火驱波及面积小，采收率低等问题。而本发明所提供的水平井火驱方法，由于生产井的水平段位于注入井水平段的垂向下方，火驱过程中加热的原油在重力作用下流向油层下部，在生产井水平段上方形成一个密封的油气界面，将生产井的水平段埋在该油气界面以下，使生产井起到与水泵抽吸近似的功效。生产井在生产过程中，通过灵活调节其水平段的排液量，可以实现油气界面一直埋住生产井的水平段，因此，利用该油气界面有效防止了气窜，安全系数大大提高。
(4)由于火烧耗油量少，主要燃烧物为稠油中的重质组分在燃烧过程中形成的结焦带，原油的以及高温热裂解产生的轻质及中质组分均能有效的被采出。因此，综合来看，本发明所提供的开采方法具有高产、低能耗、高采收率、低安全风险等特点。
(5)本发明所提供的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，与蒸汽驱、蒸汽吞吐以及蒸汽辅助重力泄油开采方法相比，采收率可提高15～30％以上；与常规直井火驱开采方法相比，采收率可提高10～20％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开采技术与常规直井火驱技术。
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 (15)
1.一种深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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，所述水平注采井网至少包括一对水平注采井；所述该对水平注采井包括设置在同一竖直平面位置的注入井和生产井，注入井水平段位于生产井水平段的正上方；
(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；注入井开始注入一个段塞的富氧空气，并采用井下电点火器或者自燃点火方式点燃油层；
(4)油层点燃后，注入井连续注入空气；
(5)生产井开始连续采油生产；
(6)对生产井的排出气体进行氧气含量连续监测；
(7)对生产井的产出流体进行连续监测；
(8)生产结束，关闭注入井和生产井；
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；
在所述步骤(4)中，空气的注入速度随油层内空气腔的上升和扩展逐渐增加，随空气腔下降逐渐减少，一般地，在2000-50000m3/d；
在所述步骤(6)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150～200m3/d/m水平段长度，生产井的排液速度不变；
在所述步骤(7)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，当气液比大于1000m3/m3时，提高生产井井底流压，将井底流压提高0.2～0.3MPa，生产井的排液速度下降1/5～1/4；当生产井的产出气液比小于500m3/m3以后，降低生产井井底流压，将井底流压降低0.2～0.3MPa，重新提高生产井的排液量到原排液量。
2.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：所述稠油油藏是指埋藏深度大于1500米且地下原油粘度大于100mPa.s的深层及超深层稠油油藏。
3.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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；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。
4.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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、耐温500℃、抗富氧腐蚀的套管下悬挂7英寸、耐温500℃、抗富氧腐蚀的筛管的管柱结构。
5.如权利要求4所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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。
6.如权利要求5所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(2)中，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。
7.如权利要求5所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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，所述注采井对的下部生产井水平段的环空内的长油管的注汽压力与上部注入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注入井水平段的环空内的短油管的排液压力相等。
8.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(2)中，注入蒸汽的井口干度大于90％。
9.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，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，并且，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，以加速水平段之间的热传递，提高原油流动性。
10.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(3)中，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200℃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氧气含量大于98％的富氧空气。
11.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(4)中，所述富氧空气段塞的大小为1000～2000m3，当油层被点燃以后，转换为连续注入空气。
12.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(4)中，注入的富氧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，不足以提供点燃富氧空气所需的燃料时，在注富氧空气之前，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，对生产井的产出气体进行连续监测，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。
13.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(5)中，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。
14.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(5)中，火烧产量随着注气速度的增加逐渐上升，并进入了一个稳产期，当火烧的产量开始明显下降，连续三个月的月递减率超过10％，或者连续三个月的空气原油比增加幅度在500以上，表明空气腔已经进入了下降阶段，将注气速度减小到2000～10000m3/d。
15.如权利要求1所述的深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法，其特征在于：在所述步骤(8)中，当生产井的单井平均日产油量小于3m3/d，且注空气速度与生产井产油速度的比值大于5000m3/m3时，生产结束，关闭注入井和生产井。
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