CN106593377A - 一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 - Google Patents
一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106593377A CN106593377A CN201611178085.8A CN201611178085A CN106593377A CN 106593377 A CN106593377 A CN 106593377A CN 201611178085 A CN201611178085 A CN 201611178085A CN 106593377 A CN106593377 A CN 106593377A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- steam injection
- steam
- horizontal
- preheating
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 title abstract description 13
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 88
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 2
- 238000010025 steaming Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 17
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
本发明提供了一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法。该方法包括以下步骤：筛选超稠油油藏，在所述超稠油油藏的底部部署生产井，在相邻两口生产井中间的上方部署注汽井，所述生产井和所述注汽井均为水平井；向水平井中注入蒸汽，进行单井循环预热，直至水平方向近井地带形成稳定的热场；使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热，直至注汽井和生产井之间形成稳定的热场；对注汽井连续注汽，同时对生产井进行单井循环预热，完成超稠油水平井的蒸汽驱启动。本发明提供的技术方案与常规单一吞吐预热方式相比，极大地缩短了预热时间，降低预热期间的操作成本，还调高了转驱后原油产量，具有极高的经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法，属于稠油油田采油技术领域。
背景技术
超稠油原油粘度高，油层温度下脱气原油粘度大于50000mPa·s，该类油藏普遍采用蒸汽吞吐方式生产，水平井吞吐后转水平井汽驱继续提高油藏的采收率。吞吐预热作为蒸汽驱前井间促进连通的主要方法，吞吐过程中以蒸汽作为热源，利用热传递和热对流机理，多轮吞吐过程中注入蒸汽携带热量逐步扩大了油藏的加热范围，直到注采井间(井距30m)温度场的上升至75-80℃，原油粘度降至20000mPa·s以下，流动阻力减小，已具备一定的流动能力，初步判断井间连通性较好可以实施转驱。
但采用这种方式，容易对完井的井身和油藏造成损害，并且对于浅层超稠油(<200m)储层，注汽时容易导致近井区域形成了横向或纵向的微裂缝，不利于超稠油油藏后期有效开采。
因此，提供一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法成为本领域亟待解决的技术问题。
发明内容
为解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法，该方法与常规单一吞吐预热方式相比，极大地缩短了预热时间，降低预热期间的操作成本，还调高了转驱后原油产量，具有极高的经济效益。
为达到上述目的，本发明提供了一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法，其包括以下步骤：
筛选超稠油油藏，在所述超稠油油藏的底部部署生产井，在相邻两口生产井中间的上方部署注汽井，所述生产井和所述注汽井均为水平井；
向水平井中注入蒸汽，进行单井循环预热，控制注汽压力小于地层破裂压力，直至水平方向近井地带形成稳定的热场；
使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热，控制注汽压力小于地层破裂压力，直至注汽井和生产井之间形成稳定的热场；
对注汽井连续注汽，连续注汽过程中将注汽速度由初始值逐步提高至最终值，并控制注汽压力小于地层破裂压力，同时向生产井注入蒸汽，对生产井进行单井循环预热，直至注汽井和生产井之间的温度达到50-80℃，且注汽井和生产井之间的连通程度大于50％，完成超稠油水平井的蒸汽驱启动。
在本发明提供的技术方案中，水平井蒸汽驱启动技术是指通过合理的预热方式，建立水平井注采井组之间的有效热连通和水力连通，达到转蒸汽驱要求的一种技术，汽驱启动能够使注汽井和生产井实现由预热阶段向驱替阶段过渡；蒸汽吞吐指是先向井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。
本发明在对常规使用蒸汽吞吐的预热方式启动蒸汽驱的进行了深入研究，研究过程中发现如下问题：
①常规方法为实现有效的热传递，必须保证单轮注汽量大，对注入压力也有一定要求(注入压力＞5mpa)，通常注入压力要高于地层破裂压力，容易对完井的井身和油藏造成损害；
②常规方法只能适应埋深＞200m的稠油油藏，对于浅层超稠油(<200m)储层，原始地层温度较低，原油粘度较高基本不具有流动能力，常规方法要实现蒸汽的注入，初期注汽压力一般超过地层破裂压力，导致近井区域形成了横向或纵向的微裂缝，渗透率极差的加大增加了油藏的非均质性，不利于超稠油油藏后期有效开采，这些裂缝作为高渗通道，在吞吐阶段导致水平段局部吸汽过快，很难实现水平段均匀加热，也很难达到均匀启动和稳定汽驱的目的，并且在转蒸汽驱后，同样易形成井间窜流，蒸汽沿高速通道流失形成无效注汽，同时蒸汽未能波及的区域剩余油很难被再次动用，直接影响汽驱效率，降低单井产量；
此外，由于油藏埋深浅，原油粘度大，如果为了避免压裂油层需降低吞吐的单轮注气量，这样注入蒸汽所能传递的热量有限，直接影响预热效果；
③常规方法常由于吞吐初期形成裂缝，注入蒸汽沿高渗通道窜流，热损失严重，日产油量低且含水高，生产不易控制；
④对常规方法进行了现场试验，从现场试验的结果看，常规方法在实现水平段的有效动用过程，单轮次吞吐时间长达60-120天，预热时间通常超过360天，整体开发效率较低，且常规方法在实现水平段的动用过程中，需要依靠过高的注汽压力，容易破坏地层，影响转驱后的效果；
⑤常规方法适用的油藏范围相对较窄，且循环预热的时间太长，经济效益低。
本发明提供的技术方案，先采用蒸汽对水平井(所述水平井是指注汽井和生产井)进行循环预热，预热过程中保持较低的蒸汽注入压力，使水平井周围地层均匀受热，可以初步实现全井段均匀启动；之后采用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热，能够进一步扩大水平井的加热范围，加热深部油层，同时由于前期的循环预热作用，在蒸汽吞吐预热时可以显著降低吞吐过程中的注汽压力，避免了对井筒和油藏的损害；最后转入汽驱启动阶段(即对注汽井连续注汽，同时对生产井实施单井循环预热)，该阶段在较低的注汽压力下(低于地层破裂压力)不仅可以快速有效地建立井间的热连通和水力连通关系，而且避免了由于注汽压力过高造成的井间裂缝、预热阶段水平段动用不匀和汽驱阶段蒸汽窜流等一系列问题的产生，为水平井汽驱阶段高效汽驱奠定了基础，此外，在转入汽驱启动阶段时，生产井实施采用单井循环预热可以降低汽驱启动的压力，实现全井段低压、稳定、均匀启动。
在上述方法中，使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热时，注入的蒸汽量可以根据油藏条件、原油性质、水平井长度等因素进行设置，优选地，蒸汽的注入量控制在1500-2500m3/轮。
在上述方法中，优选地，所述超稠油油藏满足以下条件：油层厚度>8m；油层渗透率>600×10-3μm2；原油粘度<40000mPa·s；含油饱和度>65％。
在上述方法中，优选地，所述各水平井的水平段之间是相互平行的。
在上述方法中，优选地，在相邻两口生产井中间的上方部署注汽井时，所述注汽井与所述相邻两口生产井之间的垂向距离至少为5m，这样可以保证蒸汽腔的扩展，尽可能实现油藏的动用；更优选地，所述注汽井与所述相邻两口生产井中每一口生产井之间的距离为30-40m。
采用本发明提供的水平井井网结构，能够充分利用重力的辅助作用，有效提高了蒸汽腔的扩展范围和油藏的动用范围，可以获得较高的采收率和油汽比。
在上述方法中，优选地，向对水平井中注入蒸汽，进行单井循环预热，直至水平方向近井地带形成稳定的热场时，所述水平方向近井地带包括以井身为中心沿水平方向向外辐射4-6m所形成的区域，更优选为向外辐射5m所形成的区域；进一步优选地，所述水平方向近井地带形成的稳定的热场的温度为50-80℃。
在上述方法中，优选地，向水平井注入蒸汽，进行单井循环预热时，采用长管注汽，短管采液的方式进行预热；更优选地，向水平井注入蒸汽，进行单井循环预热时，控制单井注汽量为40-60m3/d，注汽时控制注汽压力略低于地层破裂压力，一般地层破裂压力要高于4.5MPa，注汽时可以将注汽压力控制为4-4.5MPa，这样就能够避免注汽过程中造成地层破裂，在实际操作中这个可以根据油藏的具体情况进行相应的调整。
在上述方法中，优选地，向水平井中注入蒸汽，进行单井循环预热，预热时间为60-90天。进行单井循环预热可以加热注采井附近地层并促进井间热连通。
在上述方法中，优选地，所述蒸汽吞吐包括三个阶段，分别是注汽阶段、焖井阶段和回采阶段；更优选地，所述注汽阶段的时间为10-15天，焖井阶段的时间为1-5天，回采阶段的时间为45-120天。使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热可以突破单井循环预热的局限，快速建立井间有效连通。
在上述方法中，优选地，使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热，控制单井的注汽压力为4-4.5MPa，注汽速度为150-180m3/d。
在上述方法中，优选地，所述注汽井和生产井之间形成的稳定的热场的温度为50-80℃。
在上述方法中，对注汽井连续注汽，连续注汽过程中将注汽速度由初始值逐步提高至最终值，并控制注汽压力小于地层破裂压力，同时向生产井注入蒸汽，对生产井进行单井循环预热时，可以根据水平段的连通情况，可采用长管注短管采或短管注长管采的方式。
在上述方法中，优选地，所述初始值为50m3/d，所述最终值为80-120m3/d。
在上述方法中，优选地，所述水平井的水平段长度为250-400m。
本发明的有益效果：
(1)本发明提供的技术方案适用范围大，对于油藏埋深小于200m的稠油也同样适用，特别是对于一些处于经济极限边缘的超稠油油田，更能获得好的收益；
(2)在本发明提供的技术方案中，向水平井中注入蒸汽，进行单井循环预热可以实现水平段的有效动用，动用率可达85％以上，增加了沿水平段油层加热范围，而常规方法的动用率在50％左右；
(3)与单一吞吐预热技术相比，本发明提供的技术方案在前期进行单井循环预热能够形成稳定的热场，提高了吞吐阶段的蒸汽热效率，同时避免了高渗通道的形成，降低汽窜的风险；
(4)与单一循环预热技术相比，后期吞吐预热蒸汽注入强度大，加速了蒸汽与地层原油热传导作用，调高预热启动速度；
(5)采用生产井循环预热式的汽驱启动减低了启动的初始压力，更有利于水平段整体均匀启动。
附图说明
图1为超稠油油藏双水平井蒸汽驱的井网结构示意图；
图2为水平井进行蒸汽单井循环预热的示意图；
图3为超稠油水平井的蒸汽驱启动方法流程示意图；
主要附图标号说明：
1：水平井；2：长管；3：短管；4：热场；11：注汽井；12：生产井。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例
本实施例提供了一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法。
本实施例以新疆油田某油藏区块为研究对象，该油藏为一浅层超稠油油藏，该油藏埋藏深度160m，平均地层压力1.5MPa，地层温度18.0℃；油层有效厚度24.5m；孔隙度32.2％，油层渗透率3097mD；50℃温度下平均原油粘度22000mPa·s；含油饱和度77.0％。
在油藏底部部署蒸汽驱水平井井组，可以按照图1所述的井网结构进行部署，在超稠油油藏的底部部署生产井12，在相邻两口生产井中间的上方部署注汽井11，在部署井网时，水平井的个数可以根据油藏的实际情况而定：油藏较为简单的仅部署一注两采三个水平井即可，即在油藏底部部署两口生产井，在这两个生产井中间的上方部署注汽井，注汽井与这两个生产井的垂向距离为5m，注汽井与这两个生产井之间的距离分别为30m；油藏较为复杂时，可以在一注两采的基础上再增加注汽井和生产井，按照一注两采的部署方式沿水平方向依次部署。在水平井井组中，水平井的水平段长度为240m。
部署好水平井组后开始进行蒸汽驱启动技术试验，试验流程如图3所示：
(1)首先对水平井管线实施清扫工作，利用长管向水平井持续注入蒸汽，利用短管排出液体，以清扫井筒井壁污垢及残余油，确保长管(主管)、短管(副管)处于连通状态。
(2)清扫完毕后降低注蒸汽量，保持注气量为50m3/天，注汽压力为2.5mpa，生产状态如图2所示，利用长管2向水平井1内注蒸汽，由短管3进行采液，实施单井循环预热90天，当水平段近井地带加热半径为4.53m，形成75-80℃的稳定的热场4，此时近井地带原油由于热效应，粘度发生一定程度的下降；进行单井循环预热能够加入注采井附近的地层，促进井间热连通，实现水平段均匀、稳定启动，为吞吐预热实施提供有利条件。
(3)地层原油粘度下降，此时，转换预热方式，使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热(也称之为吞吐预热)，将单井注汽量提高为150m3/天，注汽压力较常规吞吐预热低，控制在3.5MPa始终小于地层破裂压力，注汽10天，焖井3天，水平井开井生产45天；
在循环预热基础上进行蒸汽吞吐预热，能够突破单井近井预热的局限，快速建立井间的有效连通；蒸汽吞吐预热3-4轮后，注采井间30m温度场的分布较为均匀，温度可以维持在80℃，此时，原油粘度降至2000mPa·s以下，流动阻力减小，已具备一定的流动能力。
(4)汽驱启动阶段，将注汽水平井的注汽速度从50m3/d逐级提高至100m3/d，利用长管注汽短管采液的方式对生产水平井实施循环预热；该过程中因生产井采用循环预热，注汽井的注汽压力控制在3.5MPa条件下便实现了全井段低压、稳定、均匀启动；随后可以转入蒸汽驱生产阶段。
采用本发明实施例提供的方法，双水平井蒸汽驱把蒸汽从注汽井连续不断地注入到油层中，蒸汽腔沿横向扩展，使稠油得到加热、降粘，并被驱向水平生产井。生产井位于油层的底部，驱动油层上部的原油向生产井运动，进入生产井汽腔后，原油在驱动力和重力共同作用下从水平生产井中采出。
经济效益分析：
常规方法使用单一蒸汽吞吐的预热方式启动蒸汽驱，从现场试验的结果看，常规方法无法实现水平段的有效动用，单轮次吞吐时间长达60-120天，预热时间通常超过360天，整体开发效率较低；
本发明提供的技术方案与常规单一吞吐预热方式前期累计注入蒸汽量基本相当，却极大地缩短了预热时间，单轮次吞吐时间小于60天，预热时间由常规方法的360天左右，缩短至270天左右，有效降低了预热期间的操作成本，还调高了转驱后原油产量，考虑实际增油的经济效益，适于推广。
Claims (10)
1.一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法，其包括以下步骤：
筛选超稠油油藏，在所述超稠油油藏的底部部署生产井，在相邻两口生产井中间的上方部署注汽井，所述生产井和所述注汽井均为水平井；
向水平井中注入蒸汽，进行单井循环预热，控制注汽压力小于地层破裂压力，直至水平方向近井地带形成稳定的热场；
使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热，控制注汽压力小于地层破裂压力，直至注汽井和生产井之间形成稳定的热场；
对注汽井连续注汽，连续注汽过程中将注汽速度由初始值逐步提高至最终值，并控制注汽压力小于地层破裂压力，同时对生产井进行单井循环预热，直至注汽井和生产井之间的温度达到50-80℃，且注汽井和生产井之间的连通程度大于50％，完成超稠油水平井的蒸汽驱启动。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述超稠油油藏满足以下条件：
油层厚度>8m；油层渗透率>600×10-3μm2；原油粘度<40000mPa·s；含油饱和度>65％。
3.根据权利要求1所述的方法，其中，在相邻两口生产井中间的上方部署注汽井时，所述注汽井与所述相邻两口生产井之间的垂向距离至少为5m。
4.根据权利要求1或3所述的方法，其中，在相邻两口生产井中间的上方部署注汽井时，所述注汽井与所述相邻两口生产井中每一口生产井之间的距离为30-40m。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，所述水平方向近井地带包括以井身为中心沿水平方向向外辐射4-6m所形成的区域；
优选地，水平方向近井地带形成的稳定的热场的温度为50-80℃。
6.根据权利要求1或5所述的方法，其中，向水平井注入蒸汽，进行单井循环预热时，采用长管注汽，短管采液的方式进行预热；
优选地，向水平井注入蒸汽，进行单井循环预热时，控制单井注汽量为40-60m3/d，注汽压力为4-4.5MPa。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，蒸汽吞吐包括三个阶段，分别是注汽阶段、焖井阶段和回采阶段；
优选地，所述注汽阶段的时间为10-15天，焖井阶段的时间为1-5天，回采阶段的时间为45-120天。
8.根据权利要求1或7所述的方法，其中，使用蒸汽吞吐的方式对水平井进行预热，控制单井的注汽压力为4-4.5MPa，注汽速度为150-180m3/d。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，所述注汽井和生产井之间形成的稳定的热场的温度为50-80℃。
10.根据权利要求1所述的方法，其中，所述初始值为50m3/d，所述最终值为80-120m3/d。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611178085.8A CN106593377A (zh) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | 一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201611178085.8A CN106593377A (zh) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | 一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106593377A true CN106593377A (zh) | 2017-04-26 |
Family
ID=58599489
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201611178085.8A Pending CN106593377A (zh) | 2016-12-19 | 2016-12-19 | 一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106593377A (zh) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106988716A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-07-28 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法 |
| CN106988717A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-07-28 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种用于井下混相热流体发生器的地面供给*** |
| CN107013198A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-04 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法 |
| CN107013199A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-04 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种井下自生混相热流体吞吐采油方法 |
| CN107023281A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-08 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法 |
| CN112065355A (zh) * | 2019-12-06 | 2020-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 单支水平井和梳状水平井的开发井网和稠油藏的开采方法 |
| CN112228023A (zh) * | 2019-06-28 | 2021-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油蒸汽驱周期注采方法 |
| CN112412412A (zh) * | 2020-12-10 | 2021-02-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 超稠油蒸汽驱转驱启动条件的确定方法及装置 |
| CN112709558A (zh) * | 2019-10-25 | 2021-04-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定注汽井部署位置的方法和油藏由水驱转蒸汽驱的方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100999992A (zh) * | 2006-01-10 | 2007-07-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱方法 |
| CN102278103A (zh) * | 2011-08-25 | 2011-12-14 | 孙洪军 | 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 |
| CN102587880A (zh) * | 2012-03-05 | 2012-07-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采油方法 |
| CN103939069A (zh) * | 2014-03-13 | 2014-07-23 | 中国石油大学(北京) | 一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法 |
| CN103939071A (zh) * | 2014-04-16 | 2014-07-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井蒸汽驱井网结构及蒸汽驱方法 |
| CN104314532A (zh) * | 2014-10-20 | 2015-01-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油藏的开采方法及其井网 |
| CN105986793A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 改进的蒸汽辅助重力泄油采油方法 |
-
2016
- 2016-12-19 CN CN201611178085.8A patent/CN106593377A/zh active Pending
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100999992A (zh) * | 2006-01-10 | 2007-07-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱方法 |
| CN102278103A (zh) * | 2011-08-25 | 2011-12-14 | 孙洪军 | 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 |
| CN102587880A (zh) * | 2012-03-05 | 2012-07-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采油方法 |
| CN103939069A (zh) * | 2014-03-13 | 2014-07-23 | 中国石油大学(北京) | 一种蒸汽-气体驱替与重力泄油复合开采方法 |
| CN103939071A (zh) * | 2014-04-16 | 2014-07-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种水平井蒸汽驱井网结构及蒸汽驱方法 |
| CN104314532A (zh) * | 2014-10-20 | 2015-01-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种稠油油藏的开采方法及其井网 |
| CN105986793A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 改进的蒸汽辅助重力泄油采油方法 |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106988716A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-07-28 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种排式水平井网结合自生井下混相热流体采油方法 |
| CN106988717A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-07-28 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种用于井下混相热流体发生器的地面供给*** |
| CN107013198A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-04 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种丛式水平井网混相热流体重力泄油采油方法 |
| CN107013199A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-04 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种井下自生混相热流体吞吐采油方法 |
| CN107023281A (zh) * | 2017-06-10 | 2017-08-08 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种自生井下混相热流体重力泄油采油方法 |
| CN106988717B (zh) * | 2017-06-10 | 2019-11-05 | 利辛县雨若信息科技有限公司 | 一种用于井下混相热流体发生器的地面供给*** |
| CN112228023A (zh) * | 2019-06-28 | 2021-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油蒸汽驱周期注采方法 |
| CN112709558A (zh) * | 2019-10-25 | 2021-04-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定注汽井部署位置的方法和油藏由水驱转蒸汽驱的方法 |
| CN112065355A (zh) * | 2019-12-06 | 2020-12-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 单支水平井和梳状水平井的开发井网和稠油藏的开采方法 |
| CN112412412A (zh) * | 2020-12-10 | 2021-02-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 超稠油蒸汽驱转驱启动条件的确定方法及装置 |
| CN112412412B (zh) * | 2020-12-10 | 2022-10-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 超稠油蒸汽驱转驱启动条件的确定方法及装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106593377A (zh) | 一种超稠油水平井的蒸汽驱启动方法 | |
| CN105649588B (zh) | 利用sagd开采稠油油藏的方法 | |
| CN104453805B (zh) | 一种稠油油藏蒸汽辅助重力泄油快速启动方法 | |
| CN102900415B (zh) | 深层及超深层稠油油藏双水平井火驱泄油开采方法 | |
| CN109838224A (zh) | 辅助采油井与sagd组合的开采超稠油的方法 | |
| CN103225497B (zh) | 微波原位汽化地层水并驱替稠油的开采方法 | |
| US11306571B2 (en) | Method for injecting non-condensable gas or in-situ combustion to recover remaining oil in a heavy oil reservoir with bottom water | |
| US8381810B2 (en) | Fishbone well configuration for in situ combustion | |
| CN103939071B (zh) | 一种水平井蒸汽驱井网结构及蒸汽驱方法 | |
| CN104832141B (zh) | 一种溶剂辅助水平井间连通方法 | |
| CA2795659A1 (en) | Method for initiating circulation for steam assisted gravity drainage | |
| CA2645703C (en) | Passive heating assisted recovery methods | |
| US11078768B2 (en) | Super heavy oil development method for strengthening SAGD steam chamber to break through low physical property reservoir | |
| CN106014357B (zh) | 一种油页岩厚矿层原位注热分层开采油气的方法 | |
| CN104265253A (zh) | 稠油油藏sagd开采方法 | |
| CN101852074A (zh) | 一种用于层状超稠油油藏的开采方法及*** | |
| CN106593367A (zh) | 稠油油藏蒸汽辅助重力泄油的启动方法 | |
| CN110284861A (zh) | 一种利用可降解暂堵剂辅助sagd开采天然裂缝稠油油藏的方法 | |
| EA029061B1 (ru) | Способ добычи с нагнетанием растворителя | |
| CN106917616B (zh) | 稠油油藏的预热装置及方法 | |
| CA3012371C (en) | Method for communication of dual horizontal wells | |
| US20140345859A1 (en) | Hydrocarbon recovery facilitated by in situ combustion | |
| RU2011124701A (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью | |
| CN204371132U (zh) | Sagd双水平井循环预热管柱 | |
| CN107558975B (zh) | 一种使用降粘剂改善蒸汽辅助重力泄油后期开发的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20170426 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |