CN108026766A - 用于重油采收的移动注入重力泄油 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种通过原位燃烧从地下地层使石油流动并采收的方法。
Description
技术领域
本发明涉及从地下地层采收烃类。特别地，公开了通过原位燃烧来使石油流动并采收的方法。
背景技术
原位燃烧(ISC)工艺用于从重油、油砂和沥青储层中采收石油的目的。在该工艺中，油被加热并转移到生产井进行采收。历史上，原位燃烧涉及在地下储层内提供间隔开的垂直注入井和生产井。通常，注入井位于围绕生产井的模式内。通过注入井将氧化剂(例如空气、富氧空气或氧气)注入储层中，使得储层中的一部分烃类原位燃烧。燃烧热和热燃烧产物加热邻近燃烧前缘的一部分储层，并将烃类移向偏移的生产井。
与现有ISC工艺相关的挑战之一是围绕生产井的冷烃类可能很粘稠而阻碍加热和转移的烃类到达生产井，最终使燃烧过程激冷。传统的ISC工艺的另一个挑战是石油储层是不均质的，因此燃烧前缘的优先路径发展总是会导致燃烧前缘的突破进入其中一个生产井之后才是其他井。其影响是来自注水井和生产井模式的整体采收率普遍很低。
ISC的传统应用是使用钻入目标油藏的垂直井模式进行的火驱采油。包括5点、7点和9点在内的各种模式已经进行了尝试。
ISC技术的可选实施是从一排注入井到一排生产井的管线驱动的应用。这种ISC管线驱动只在少数油藏中取得了成功。例如，在ISC管线驱动成功的情况下，成功的关键因素归因于(i)储层浸润(允许在注入井周围加热的油通过重力流到生产井)和(ii)保持注入井与生产井之间的间隔相对较低(A.T.Turta，S.K.Chattopadhyay，R.N.Bhattacharya，A.Condrachi and W.Hanson，"Current Status of Commercial In Situ CombustionProjects Worldwide(全球商业原位燃烧项目的现状)"，Journal of Canadian PetroleumTechnology，v46，n 11，PPI-7，2007)。
ISC技术的各种实施，如“趾跟空气注入”(THAI)工艺(U.s.Pat.No.5,626,191；T.X.Xia,M.Greaves,A.T.Turta,and C.Ayasse,"THAI—A'Short-DistanceDisplacement'In Situ Combustion Process for the Recovery and Upgrading ofHeavy Oil(一种“近距离驱替”的重油回收和升级的原位燃烧过程)",Trans IChemE,Vol81,Part A,pp295304,March 2003)，要求使用水平生产井为转移的烃类提供通道以从加热区域流动到生产井口。THAI工艺依赖于在燃烧前缘后面的生产井眼的水平部分中的石油焦炭在穿孔衬管的槽中沉积。然而，如果焦炭沉积没有发生或者没有足够均匀地沉积以密封衬管，则注入的氧化剂能够在注入井和生产井之间发生短路，绕过燃烧前缘和未采收的烃类。
另外，THAI工艺结合了垂直注入井，使得注入的氧化剂的路径受储层渗透率分布的影响很大。因此，现场试验表明，形成一个有效地使油流动到水平生产井的发展良好的燃烧前缘很难在商业规模上实现。
THAI项目的现场结果表明，燃烧前缘非常缓慢地移动通过油藏，并且流动油量通常约为每个生产井20至80bpd，空气-油比(AOR)超过5,000m3/m3。在几口井中，累计的AOR值超过10,000m3/m3(Petrobank Energy and Resources,"2011Confidential PerformancePresentation Whitesands Pilot Project(2011机密性能演示白沙试点项目)",Annualreport to Alberta Energy Regulator,April 2012,https://www.aer.ca/documents/oilsands/insitupresentations/2012Athabasca PetrobankWhitesands9770.pdf)。在每口井产油水平低和生产每桶油空气注入水平高的情况下，该工艺在经济上是不可行的。原始的THAI概念的演变是在所谓的MULTI-THAI过程中安装多个垂直注入井，以向储层注入更多的空气。然而，现场结果也不令人鼓舞，因为该工艺仍然依赖于通过不可移动的垂直井注入氧化剂，因此不能有效地控制燃烧前缘的位置和行为。
另一种热采收技术是最近提出的燃烧辅助重力泄油(CAGD)工艺(H.Rahnema andD.D.Mamora,"Combustion Assisted Gravity Drainage(CAGD)Appears Promising(燃烧辅助重力排水(CAGD)显示前景)",Society of Petroleum Engineers,SPE Paper 135821,2010；H.Rahnema,M.A.Barrufet,"Self Sustained CAGD Combustion FrontDevelopment；Experimental and Numerical Observations(自持CAGD燃烧前沿发展；实验和数值观测)",Society of Petroleum Engineers,SPE Paper 154333,2012；H.Rahnema,M.A.Barrufet and D.D.Mamora,"Experimental analysis of Combustion AssistedGravity Drainage(燃烧辅助重力排水***试验分析)",Journal of Petroleum Scienceand Engineering,VI 03,pp85-95,2013)。在该工艺中，将成对的水平井钻进地下油砂和重油地层，从上部水平井在地层中形成燃烧室和燃烧前缘，以从下部水平井使重油加热流动并采收。
CAGD工艺当在实验室中进行时显示了成功的潜力(H.Rahnema,M.A.Barrufet,"Self-Sustained CAGD Combustion Front Development；Experimental and NumericalObservations(自持CAGD燃烧前沿开发；实验和数值观测)",Society of PetroleumEngineers,SPE Paper 154333,2012；H.Rahnema,M.A.Barrufet and D.D.Mamora,"Experimental analysis of Combustion Assisted Gravity Drainage(燃烧辅助重力排水***试验分析)",Journal of Petroleum Science and Engineering,v 103,pp85-95,2013)。然而，CAGD工艺尚未实地实施过，明显的潜在缺陷包括：氧化剂沿水平井分布不均，进入地层的氧化剂流量低，以及氧化剂倾向于优先绕开高渗透区域中的储层(例如具有裂缝的储层区域)。由于注入空气/氧化剂的使用效率低，这些问题将导致油从储层中的不良采收和高运行成本。
目前广泛使用的热采收技术是蒸汽辅助重力泄油(SAGD)。在该工艺中，成对的水平井钻入地下油砂和重油地层。然后通过上部井将蒸汽注入地层中以加热重油沉积物，使烃类能够流出地层并进入下部井。从那里，烃类被提升到地面。然而，SAGD工艺有许多缺点，包括产生作为蒸汽产生的副产品的高CO2排放，以及需要处理大量的水。生产每桶石油一般必须处理3到4桶水。SAGD方法在相对高渗透的储层中最为有效，且储层厚度大于10米。然而，许多重油地层紧而薄，使得其对于SACD而言不具吸引力。随着储层质量的下降，SAGD的性能也下降，需要处理的水量也增加，有时每桶石油需要超过5桶水。
另外，由于SAGD利用蒸汽的潜热来使油加热和流动，优选的储层深度通常在250米与500米之间，能够保持足够高的SAGD操作压力。较低压力的浅层储层不能在足够高的温度下运行以有效使油流动。相反，较高压力的深层储层需要高温蒸汽，并且在注入井中存在热量损失过多的风险，使得蒸汽质量不足以在其进入储层后有效地使油流动。因此，SAGD工艺只是处理现有重油储层的相对较小的子集的可行候选。
因此，需要用于从地下地层中采收重质烃的改进方法。
发明内容
本发明的目标是提供一种从地下地层采收烃类的方法，包括例如重油、油砂和沥青储层。这些油层的关键特征是在自然条件下的储层中油具有相对高的粘度，使其具有低流动性，甚至无流动性。
本发明的目标油层的另一特征是储层非均质；即储层中存在性质不同的区域。例如，渗透率高或低的区域；含油饱和度高或低的区域；孔隙度高或低的区域；含水饱和度高或低的区域等等。
诸如SAGD之类的工艺在具有低非均质性的地层中效果最好，其中注入的流体在注入到储层中时能够均匀地分布在注入井上。在非均质储层中运行时，已经采用了技术来减少SAGD中沿水平井注入的蒸汽流量的变化，但这些技术通常只是部分成功。
在一个方面中，本发明提供了一种用于从含烃地下地层采收石油的方法，其中地层由至少一个完成井贯穿，其包括第一大致水平的井(有时称为“注入井”)和位于第一井下方的第二大致水平的井(有时称为“生产井”)，包括以下步骤：a)将管柱定位在第一井中和第二井中，b)经由位于第一井中的管柱和/或位于第二井中的管柱将蒸汽注入地层，c)从第二井抽出在地层中(通过重力)向下移动并流入第二井的石油，d)一旦地层的靠近第一井的区域的温度达到原位烃的自燃温度，则经由位于第一井中的管柱将向地层中注入蒸汽替换为注入氧化剂，从而开始原位烃的自燃，e)从第二井抽出在地层中(通过重力)向下移动并流入第二井中的石油，f)根据需要回撤位于第一井中的管柱，同时保持氧化剂注入地层中，以支持/维持原位烃的燃烧，以及g)继续从第二井抽出在地层中(通过重力)向下移动并流入第二井的石油。
在一个实施方式中，方法还包括在步骤(b)之后停止向地层注入蒸汽并允许注入的蒸汽浸润地层的步骤。
在另一实施方式中，方法还包括在原位烃自然后经由位于第一井中的管柱和/或位于第二井中的管柱将激冷流体(例如水或烃)注入地层的步骤。这种激冷流体的注入能够用于将第一井和/或第二井的温度维持在约450℃以下。
在另一方面中，本发明提供了一种用于从含烃地下地层采收石油的方法，包括以下步骤：a)在地层中的完成至少一个井对，其包括第一大致水平的井(有时称为“注入井”)和位于第一井下方的第二大致水平的井(有时称为“生产井”)，b)将管柱定位在第一井中和第二井中，c)将蒸汽通过位于第一井中的管柱和/或位于第二井中的管柱注入地层，d)从第二井抽出在地层中(通过重力)向下移动并流入第二井的石油，e)一旦地层的靠近第一井的区域的温度达到原位烃的自燃温度，则经由位于第一井中的管柱将向地层中注入蒸汽替换为注入氧化剂，从而开始原位烃的自燃，f)从第二井抽出在地层中(通过重力)向下移动并流入第二井中的石油，g)根据需要回撤位于第一井中的管柱，同时保持氧化剂注入地层中，以支持/维持原位烃的燃烧，以及g)继续从第二井抽出在地层中(通过重力)向下移动并流入第二井的石油。
本发明的关键特征在于，在水平井衬管中，以槽和/或网的形式，通过本设计沿着水平井建立一个或多个氧化剂注入位置，其中来自管柱的多个注入点的布置与开放区域的布置对齐。
本发明的另一关键特征在于，通过将氧化剂(例如，空气，富氧空气或纯氧)注入到地层中而建立的燃烧前缘的位置通过移动位于完成注入井内的管柱来控制。氧化剂注入点的移动能够有效地采收原位烃，因为可以跳过生产率低的烃采收区(即低渗透率、低含油饱和度或高度断裂的区域)，从而实现生产率高的采油区的目标。
另外，通过周期性地选择目标储层区，经由移动氧化剂注入点，能够控制活性燃烧前缘的表面积，从而确保氧化剂流量足以维持高温氧化(HTO)状况中的燃烧过程。这确保了氧化剂被有效地用于产生加热并使周围油流动的热量。因此，周期性地回撤氧化剂注入点将原位燃烧的表面积保持在氧化剂流量、所产生的热流量以及损失到地层和覆盖层的热量的允许范围内(即每次回撤降低了原位燃烧表面积)。
本发明的另一关键特征在于，烃采收机制通过高温重力泄油，流动油进入完成生产井来主导。重力泄油是众所周知的采油工艺，也是SAGD工艺的基础。然而，在本发明中，在完成注入井和生产井的水平部分的长度上重力泄油没有均匀地进行。相反，重力泄油是针对接近或毗邻氧化剂注入区域的那些区域的。因此，虽然在本文公开的方法中重力泄油是采油的关键机制，但并不意味着其在完成水平井的长度上均匀地进行。因此，本发明不试图在完成水平井的长度上产生均匀的注入或产出流体的曲线。
因此，本发明在途径上明显地不同于采用诸如流入控制设备(ICD)之类的设备旨在实现流体和/或压力在水平长度上均匀分布的其他方法。在本发明中，通过及时移动注入流体的位置来管理储层的不均匀性质，并且通过由氧化剂注入所产生的燃烧过程而加热目标区域来生产。通过这种方式，在非均质储层中进行的采油率能够比通过使用竞争性的ISC方法如Fire Flood、THAI或CAGD更高。
在迄今为止尚未被任何现有技术提出的工艺(例如Fire Flood、THAI和CAGD)中的设计所认识和确保的来自燃烧过程的重油采收机制中的两个关键性见解是：1)维持最小氧化剂通量以确保HTO(高温氧化)模式中的燃烧，以及2)从非均质含烃地层中采收烃类的能力。
在THAI中，空气被注入到垂直井中，并且因此流过储层的空气流量被注入井周围的气流的径向分布迅速地减小。当空气从注入井径向移动离开时，空气流量与注入井的径向距离成反比地减小。另外，储层非均质性意味着一些区域的空气流量较大，而其他地区的空气流量比平均流量低。即使在使用多个THAI井对尝试线驱动时，储层非均质性意味着发生空气先取流动，这降低了燃烧过程的有效性以及调动油流入生产井的能力。因此，像THAI或多重THAI工艺中那样，在水平生产井上合理间隔的垂直注入井不是调动石油和以经济比率生产石油的最有效方法。
来自THAI工艺的现场结果令人失望，实际上还没有实现经济的石油生产率。
通过使用移动注入重力泄油(MIGD)的概念，沿着完成水平井从离散点注入氧化剂，并使这些点能够及时地通过地层移动，确保HTO模式中有效燃烧的最小氧化剂通量是容易实现的，同时，通过操作改变氧化剂注入速率、氧化剂/水注入比以及一旦区域中所有的油都流入完成生产井就移动氧化剂注入位置的位置，能够适应储层非均质性。因此，采用移动注入重力泄油导致从地下地层采收原位烃的更为有效的方法。比起通过诸如FireFlood、THAI和CAGD等方法所能实现的，这可以使得给定地层能够达到高产油率、低油气比(AOR)和高总采收率因子。
附图说明
图1是说明本发明的一定方面的含烃地下地层的一部分的侧面剖视图。
图2是含烃地下地层的一部分的侧面剖视图，示出了在贯穿地层的完成生产井与完成注入井之间建立多个(即三个)连接，以及使石油流动到生产井的泄油。多个蒸汽注入点(通过位于生产井中的管柱)用于建立连接。
图3是含烃地下地层的一部分的侧面剖视图，示出了在地层内的多个(即三个)位置启动原位烃类的燃烧，以及使石油流动到完成生产井的泄油。多个空气注入点(通过位于注入井中的管柱)用于启动燃烧。
图4示出了本发明的一个实施方式，其中注入井配置用于单点注入。
图5示出了本发明的一个实施方式，其中注入井配置用于多点注入(通过示例示出了两个)。
图6示出了用于包括管柱的完成注入井的密封布置的两个实施方式。
具体实施方式
在整个说明书中，除非上下文另有要求，否则词语“包含/包括”将被理解为包括所述整数、整数群、步骤或步骤组，但不排除任何其他整数、整数群、步骤或步骤组。
本发明涉及从地下地层采收石油的方法，包括例如重油、油砂和沥青储层，通过蒸汽注入和原位烃的燃烧组合而进行流动。这些方法包括使用地下地层中的现有井对(如果需要则完成相同的处理)，以及在地下地层中提供完成的井对，并且注入蒸汽、水、空气、惰性流体(例如氮气)，并且连同原位烃的燃烧一起通过位于其中的管柱将油(包括其组合)激冷至井中，以使地层中的石油流动并采收石油。
通常，在本文公开的方法中，蒸汽首先通过位于其中的管柱注入到大致水平的竞争的生产井中，以在完成的生产井与大致水平的竞争注入井之间建立一个或多个连接。接着通过位于其中的管柱将蒸汽注入完成注入井中以预热井用于点燃原位烃，接着通过管柱将氧化剂注入注入井以开始在地层内的一个或多个位置处的原位烃燃烧，伴随地层中的石油向生产井的流动。随后通过管柱将氧化剂/水注入到完成注入井中，根据需要回撤管道(平均回缩速度为0.1m/d)，以移动一个或多个燃烧区并保持石油流动。停产期间，停止氧化剂注入，剩余石油排入生产井。
术语“井”是指钻入含烃地下地层/储层中用于采收烃类的孔。术语“井”与“井眼”可互换使用。同样，术语“地层”和“储层”可以互换使用。
如本领域普通技术人员将理解的，虽然在此将注入井和生产井描述为“大致水平的”(或具有“大致水平的分段”或“大致水平的分支部分”)，但是注入/生产井包括从地表到目的含烃地下地层的基本上垂直的部分。垂直部分与水平部分/段/分支部分相交或接合的注入/生产井部分通常被称为“跟部”，井的末端(在地层中)被称为“趾部”。如本领域普通技术人员将理解的，术语“大致水平的”(关于注入井和生产井)包括相对于水平方向从大约0度到30度的角度，以促进流动石油的采收。
如本文所使用的，短语“地下”地层/储层是指存在于地球表面下方的采集或积聚，例如在海床或洋底下。因此，烃储层是在地球表面以下存在的多孔地层中积累的大量烃类。
如在“完成井对”、“完成注入井”或“完成生产井”中，术语“完成”在本文中用来指在井的大致水平部分中安装有本领域常规的射孔/割缝衬管的井。优选地，注入井配备有射孔/割缝衬管，其中射孔沿着衬管的长度在一个或多个部分/区域中聚集在一起，与衬管的非射孔部分交替。在一些实施方式中，衬管的部分没有孔，并且限流器(安装在管柱上)位于氧化剂注入点的任一侧上，以允许大多数氧化剂流进入限流器之间的地层。
如本文所使用的，术语“管柱”包括本领域中常规的单管柱和多管柱(例如双管柱)配置，包括同心布置(即盘管内盘管设计)的双管柱配置。如本领域普通技术人员将理解的，管柱能够配置用于在管柱的远侧尖端处的单点注入或者用于沿着管柱的长度的多个注入点。
如本领域普通技术人员将会理解的那样，关于注入井和/或生产井中的压力的术语“期望压力”是指合乎寻求石油采收的含烃地下地层(包括井对)的地质和机械参数的压力。
本文描述的结合蒸汽注入和原位烃燃烧的井布置有助于从地下储层采收烃类，特别是重质烃。
地层/井布置包括但不限于：(1)通过具有大致水平的注入井和大致水平的生产井的完成井对贯穿的地层(在一个实施方式中，注入井基本位于生产井的正上方，在另一实施方式中，注入井基本位于生产井的上方并从其横向偏移)；(2)在地层中提供大致水平的完成注入井和大致水平的完成生产井，其中注入井基本位于生产井的上方(在一个实施方式中，注入井基本上位于生产井的正上方，在另一实施方式中，注入井基本位于生产井的上方并从其横向偏移)；(3)与完成生产井的大致水平段和完成注入井的大致水平段流体连通的地层，注入井的水平段大致平行于并基本垂直间隔在生产井的水平段上方；以及(4)提供完成生产井，其具有基本垂直的部分，向下延伸到地层中，并具有与垂直部分流体连通的大致水平的分支部分，从其大致水平地向外延伸，并且提供完成注入井，其具有基本垂直的部分，向下延伸到地层中，并具有与垂直部分流体连通的大致水平的分支部分，并大致平行于并基本垂直间隔在生产井的水平分支部分的上方。多个完成注入/生产井和/或井对可以贯穿/提供给含烃地下地层。
优选地，大致水平的完成注入井(或大致水平的完成段/分支部分)与大致水平的完成生产井(或大致水平的完成段/分支部分)之间的地层内的距离约为2-20米，更优选地约为5-10米。
在一个实施方式中，大致水平的完成注入井的井口和大致水平的完成生产井的井口位于含烃地下地层的相对端。在另一实施方式中，注入井和生产井的井头位于地层的相同端。
在另一实施方式中，除了完成注入井/生产井之外，一个或多个辅助井(通常基本上垂直)贯穿/提供给地层。
在又一实施方式中，大致水平的完成生产井能够配置为分离气体和液体流，使得烃和水由其承载并输送到跟部，从这里转移到地面，而不凝结气体通过单独的连接(例如通过辅助井)排出(即移除)。
本发明的方法基于对含烃地下地层内存在的烃的蒸汽加热，使其流动(伴随采收)，一旦已达到原位烃的自燃温度即将蒸汽替换为氧化剂，从而燃烧其一部分，并且使另外的烃类流动以用于采收。在初始点燃原位烃之后将氧化剂注入地层允许在地层中建立点燃的烃类的燃烧前缘，并且加热邻近燃烧前缘的地层的区域，导致在附近存在的任何烃类都降低粘度并流动。随着烃类软化并变得不那么粘稠，重力将其向下推向大致水平的完成生产井，从那里能够将其开采出地面。
如本领域普通技术人员将理解的，进入大致水平的完成生产井的流动烃类(包括流动石油)能够通过任何适用的方法传送到地面，例如泵送、人工举升等。
当在大致水平的完成注入井内沿着管柱的长度在一个或多个给定点处注入氧化剂时，氧化剂注入的速率能够从最小值增加到最大值，从而在燃烧前缘向外发展在完成注入井附近进入含烃地下地层时，向其提供适当的氧气流。在给定的采油目标位置处，能够操纵氧化剂和水的注入速率来适应储层性质的变化，以优化产油、采油率以及氧化与油的比例。例如，在完成注入井与完成生产井之间具有高渗透性的区域(例如裂缝或高渗透率区域)，可能需要降低氧化剂注入速率，以防止氧化剂突破到完成生产井。例如，在注入器上方具有油和/或水的高饱和度的区域中，可以增加氧化剂注入速率，以确保良好燃烧和HTO模式中燃烧的维持。因此，通过具有发生燃烧过程的离散位置，燃烧过程的性质能够针对局部储层条件进行优化，以最大化油采收过程的性能。在固定位置注入氧化剂的过程中，或在试图将氧化剂均匀地分布在水平井(例如长度为500至1000m)的过程中，这是不可能的，这将合理地遇到储层属性沿其长度的显著变化。
如本领域普通技术人员将理解的，用于输送至如本文所公开的含烃地下地层的蒸汽、水、空气、惰性流体(例如氮气)和激冷油能够以顺序、交替和/或重复的方式(通过位于完成注入井和/或完成生产井中的管柱)分别注入地层，也能够同时以一种或多种组合进行注入。例如，在使用盘管内盘管双管柱的情况下，一种或多种流体能够在两个盘管之间的环空中流动，而内盘管输送一种或多种另外的流体。另外，能够根据需要使用封隔器。
具有通过烃类的原位燃烧来控制含烃地下地层中达到的温度的能力是有利的，因为其影响在该工艺中采收的烃(例如石油)混合物的性质。一般地，地层中烃类燃烧所达到的温度越高，发生烃混合物升级的量越大。如本文中所用，术语“升级”一般是指改变烃混合物以具有更期望的性质的方法(例如降低混合物中存在的烃类的平均分子量并相应地降低其粘度)。
因此在采收步骤期间的升级一般是合乎需要的。在原位燃烧工艺中，升级被认为是通过热裂解发生的。然而，与此同时，需要控制储层的温度，使得燃烧区域以及燃烧气体被包含在所期望的那部分地层中。在本发明的方法中，蒸汽注入和氧化剂注入的回缩过程的组合以及氧化剂浓度和注入速率的控制确保了燃烧保持在期望的温度并且在储层的正确区域中。
生产井能够设计成帮助热重油升级到更好的质量。由于维持高温，加入氢气和加入催化剂与油接触，油发生了升级。油升级能够通过下列方法之一或其组合来实现：(1)通过流体注入或电热元件在生产井添加热量；(2)通过从地面注入流体来添加氢；(3)通过与生产井相结合来添加催化剂(即催化剂能够嵌入到生产井设计中，例如经由涂料、材料的夹层等)；以及(4)通过从地面循环来添加催化剂(即将催化剂注入流体流中并循环回到地面)。
在附图中，相似的附图标记表示相同的特征。
参照图1，总体上描绘了说明本发明的一些方面的含烃地下地层10。使用标准定向钻井技术将大致水平的注入井12钻入地层10中。氧化剂注入设备15的位置能够通过地层10从注入井12的趾部移回到注入井12的跟部，反之亦然，并且从趾部到跟部(或跟部到趾部)扫过地层10。移动氧化剂注入设备15的工艺解决了与维持氧化剂流量以确保高温氧化、将氧化剂注入匹配到活动燃烧区尺寸以及能够移动氧化剂位置相关的问题，以便使最大量的烃类流动并使储层非均质性的影响最小化。
氧化剂17的注入在地层10中产生许多区域。氧化剂将与地层10中的烃类反应形成高温燃烧区20(大约500-900℃)。燃烧区20是主要能量产生区域，其中注入的氧化剂与烃类反应以产生碳氧化物和水。在这个相对较窄的区域内的温度水平在很大程度上取决于每单位体积的储集岩的燃料消耗量。
在燃烧区20的前缘，温度较温和，但足以使烃类裂解并在热裂解区22中的储集岩上沉积焦炭。在燃烧区20中移除氧化剂后，高温区域的前缘接触的烃类经历热裂解和汽化。流动的轻馏分向下游输送，并与原油混合。名义上定义为焦炭的重质残余物沉积在核心基质上并且是燃烧过程的主要燃料来源。热裂解区22将具有约300至600℃之间的温度。
此外在热裂解区22的前缘，储层中的水被加热以在低于约300℃的温度下形成饱和及过热蒸汽，从而形成蒸汽区25。原生水和燃烧水在高温区域之前移动。蒸汽区25中的温度由操作压力和燃烧气体的浓度决定。
更进一步，来自蒸汽的高温将热量传导到储层使热区27中的石油加热并流动。蒸汽部分的前缘是石油流动的主要区域。只有在冷凝前缘和蒸汽部分后面剩下的残余油会发生汽化和热裂。
已燃区30(即已被燃烧区20扫过的区域)也通过注入氧化剂而产生。已燃区30中的温度沿着燃烧前缘的方向增加，并且产生的能量有相当比例保持在该区域中或者消失在周围的地层中。在有效的高温燃烧条件下，该区域基本没有燃料。
(使用标准定向钻井技术)在注入井12下方的地层10中(通常在注入井12下方4至8米之间)钻出大致水平的生产井32。然后来自热裂解区22、蒸汽区25和热区27的加热(即流动)的石油由于燃烧/气化和重力而在温度的综合效应下排入生产井32。热蒸汽的凝结是使石油加热并流动以排入生产井32的关键区域。根据需要，来自生产井32的油35随后通过泵送和气举的结合提升到地面。
参照图2，一般地描绘了说明本发明的一些方面的含烃地下地层10。蒸汽40通过位于注入井12中的管柱和/或位于生产井32中的管柱注入到地层10中，以建立注入井12与生产井32之间的连接。在一些实施方式中，通过位于注入井12中的管柱注入到地层10中的蒸汽40再循环到地面。蒸汽40进入区域50，然后加热(即流动)的石油由于蒸汽40和重力在温度的综合效应下排入生产井32。根据需要，来自生产井32的油35随后通过泵送和气举的组合提升到地面。
参照图3，总体上描绘了说明本发明的一些方面的含烃地下地层10。三个氧化剂17注入点(通过位于注入井12中的管柱)用于在区域50(其包括区域20、22、25、27和30)中的地层10中开始烃类的燃烧。可选地将水60经由位于注入井12中的管柱注入地层10。然后来自区域50的加热(即流动)的石油由于燃烧/气化和重力在温度的综合效应下排入生产井32。根据需要，来自生产井32的油35随后通过泵送和气举的组合提升到地面。激冷流体70可选地经由位于生产井32中的管柱注入到地层10中。
参照图4，其示出了具有单个注入点的注入井完井的实施方式，具有7英寸的典型外径的水平井衬管110具有沿其长度间隔开的多个孔。外管柱120位于井衬管110内，包括内管柱122和套管/密封布置140。通常，外管柱120具有4.5英寸的外径，并且内管柱122具有2.5英寸的外径。将蒸汽和/或氧化剂125注入到外管柱120与内管柱122之间的环空中，并通过位于套管/密封件140之间的外管柱中的孔127注入井衬管110和外管柱120之间的环形空间150中。蒸汽和/或水130可选地注入到内管柱122中并且经由管道145输送到外管柱120的周边。蒸汽和/或水130有助于提供减少氧化剂125经过套管/密封件140输送的背压。蒸汽和/或水130还有助于将井的温度保持在可接受的限度内，以确保井衬管110的机械完整性。蒸汽和/或氧化剂125以及蒸汽和/或水130在环空150内混合，形成氧化剂混合物135，其穿过位于外管柱上的成对的套管/密封件140之间的井衬管110中的射孔117。通常在每对套管/密封件140之间会存在两组或更多组射孔117，并且氧化剂混合物135穿过射孔117(例如如图4A中所示)。通过移动井衬管110内的外管柱120，能够控制主动将氧化剂混合物135注入到储层中的射孔117。一般地，外管柱120沿着水平井的每个单独移动将等于一组射孔117之间的距离，使得注入到储层中的氧化剂混合物135重叠(例如如通过比较图4A和图4B而示出的那样)。这种重叠确保来自地层的热移动油总是存在于用于氧化剂135注入的射孔117的附近，并且因此确保燃烧区总是供应有氧化剂并且不存在熄灭的风险。通过周期性地沿着水平井衬管110移动外管柱120，燃烧前缘能够扫过整个油藏，并且从而能够将注入井和生产井附近的地层中的全部油通过生产井产出到地面。
参照图5，用于注入井完井的实施方式示出了进入储层的两个注入区并且示出了本发明的一些方面。注入区的数量可以根据每个特定设计的需要而改变，并且不限制本发明。具有7英寸的典型外径的水平井衬管110具有沿其长度间隔开的多个射孔115。外管柱120位于井衬管110内，包括内管柱122和套管/密封布置140。蒸汽和/或氧化剂125注入外管柱120与内管柱122之间的环空中，并且通过位于套管/密封件140之间的外管柱120中的孔127注入井衬管110与外管柱120之间的环形空间150中。孔127位于外管柱120上的成对套管/密封件140之间，并且在外管柱120上能够有多对套管/密封件140。外管柱120定位成使得套管/密封件140与井衬管110的非穿孔部分对准。蒸汽和/或水130可选地注入到内管柱122中并且经由管道145输送到外管柱120的周边。蒸汽和/或水130有助于提供减少氧化剂125经过套管/密封件140输送的背压。蒸汽和/或水130还有助于将井的温度保持在可接受的限度内，以确保井衬管110的机械完整性。蒸汽和/或氧化剂125以及蒸汽和/或水130在环空150内混合，形成氧化剂混合物135，其穿过位于外管柱上的成对的套管/密封件140之间的井衬管110中的射孔117。通常在每对套管/密封件140之间会存在两组或更多组射孔117，并且氧化剂混合物135穿过射孔117。通过移动井衬管110内的外管柱120，能够控制主动将氧化剂混合物135注入到储层中的射孔117。一般地，外管柱120沿着水平井的每个单独移动将等于一组射孔117之间的距离，使得注入到储层中的氧化剂混合物135重叠。
参照图6，示出了外管柱与井衬管之间的密封布置的实施方式。图6A示出了用于密封布置的实施方式，其中套管140放置在外管柱120上。套管140用于将管柱居中在井衬管110内并且减小管柱和井衬管之间的间隙。另外，导管145嵌入到套管140中，其中水和/或蒸汽130从内管柱122输送到外管柱120与井衬管110之间的环空。水和/或蒸汽130以高于周围环境的压力提供流体铺盖，降低了其它流体能够扩散流过套管140的程度。水和/或蒸汽130还起到冷却井衬管110的作用，从而确保衬管的温度保持在机械完整性的限度内。氧化剂125沿着管柱利用内管柱与外管柱之间的环空输送。
图6B示出了密封布置的实施方式，其中封隔器142放置在外管柱120上。封隔器142可以由任何合适的材料制成并提供与井衬管110的直接接触。封隔器设计能够包括结合柔性的“刮水片”，并密封井衬管110与外管柱120之间的任何间隙。另外，封隔器142可以包括由金属和其他材料制成的元件，其提供了针对井衬管110内径的密封，同时还使得外管柱120能够沿着水平井衬管110的长度周期性地移动。另外，管道145嵌入封隔器142中，其中水和/或蒸汽130从内管柱122输送到外管柱120与井衬管110之间的环空。水和/或蒸汽130以高于周围环境的压力提供流体铺盖，并起到冷却井衬管110的作用，从而确保衬管的温度保持在机械完整性的限度内。氧化剂125沿着管柱利用内管柱与外管柱之间的环空输送。
示例
本发明在下面的非限制性示例中进行了描述，其阐述以说明和帮助理解本发明，并且不应该被解释为以任何方式限制本发明的范围。
利用由加拿大艾伯塔省卡尔加里计算机模拟组提供的STARSTM热模拟器总体问题2013和2014，示例已经使用采收工艺的大量计算机模拟进行了拟定。
已经用一组简化的组分以及表示重油燃烧的关键特征的反应进行了模拟。在模拟中，重油模拟为由拟组分构成：软沥青质和沥青质。在表1中提供了反应方案和化学计量参数，源自Belgrave等人的工作。(J.D.M.Belgrave,R.G.Moore,M.G.Ursenbach andD.W.Bennion,"Comprehensive Approach to In-Situ Combustion Modeling(综合的原位燃烧模拟方法)",Society of Petroleum Engineers,SPE Paper 20250,1990)。表2提供了每个反应的动力学参数，假设一级反应速率r＝A exp(-E/RT)C，其中A是指数前因子(可变单位)，E是活化能(J/mol)，R是气体常数(＝8.314×103J/mol-K)，T是温度(K)，C是反应物的浓度。
表3提供了储层的参数。
表1
重油燃烧的反应方案和化学计量
表2
重油燃烧的反应动力学
表3
储层参数
示例1：非均质储层模拟
使用根据本发明的实施方式的从含烃地下地层采收石油的方法的重油产量和累积采油率已经在计算机模拟中进行了建模，并且在Kerrobert油砂地层的三维模型中与THAI和CAGD工艺进行了比较/对比，储层尺寸为250米×30米×30米，具有5米的网格块。模型参数如下表4所示。
在这个实施方式中，MIGD工艺用扫过油藏的水平注入井中的单个注入点来模拟。
储层非均质性通过随机分配10％到70％的孔隙度到每个网格块单元来建模，同时保持32％的平均储层孔隙度。储层中孔隙度的分布不是正态分布，具有比正态分布长的较小孔隙度的尾部。然后使用以下公式计算每个网格块单元的渗透率作为孔隙度的函数：k＝24,965×(0.1+孔隙度)^3/((1.0-孔隙度)^2)。
表4
计算机模拟参数
在上述非均质储层模拟中，THAI和CAGD工艺的产油速率均为大约25bpd/井，而MIGD工艺具有大约75bpd/井的产油速率。另外，不同于THAI和CAGD工艺中空气突破到了生产井，在MIGD工艺中空气没有突破到生产井。
在模拟的九年期间，MIGD沿着注入井的水平部分的循环扫掠以比THAI和CAGD更高的效率提高了重油的累积采收率。如下表5所示，使用MIGD工艺的累计资源采收率明显好于THAI或CAGD工艺。另外，空气-油比(AOR)证明MIGD的效率优于THAI和CAGD(即借助于MIGD，AOR至少8年维持在3,000m3/m3以下)。
在非均质储层中，THAI工艺所模拟的低产油速率和高AOR与在Alberta的Whitesands试点项目和Saskatchewan的Kerrobert示范项目一致(见Petrobank Energyand Resources,"2011Confidential Performance Presentation Whitesands PilotProject(2011机密性能演示白沙试点项目)",Annual report to Alberta EnergyRegulator,April 2012,https://www.aer.ca/documents/oilsands/insitupresentations/2012Athabasca PetrobankWhitesands9770.pdf)。结果凸显了THAI工艺和CAGD工艺在“现实世界”非均质储层中表现不佳。
表5
非均质储层模拟：将MIGD与THAI和CAGD比较
ND：未确定(即当AOR比一直高于经济可行时，THAI和CAGD的模拟停止)。
示例2：多点MIGD模拟
本发明已经进行了详细模拟，以证明用于多点空气注入的技术的有效性，以实现每个注入/生产井对的更高的油产量。通过证明，模拟在水平井上使用三个注入点，然而可以理解的是，本发明能够使用更多或更少的点。
表6提供了所选储层的几何参数，而表7提供了物理参数。为了模拟，储层性质被认为是均匀的。
使用尺寸为1米高、2米宽和2米长的网格块进行模拟。早期的灵敏度研究(未报告)显示，这些网格块尺寸为本示例提供了计算速度与模型分辨率之间的最佳折衷。
表6
储层几何参数
在表6中提供了注入井水平完井尺寸，并且使用STARSTM软件的FLEXWELL特征建模。在模拟模型中，同心定向的管道尺寸使用模拟器内的等效直径来建模。表7中提供了生产井水平完井尺寸。
表7
注入井水平完井尺寸
表8
生产井水平完井尺寸
在本模拟示例中，沿着600m的水平长度建模三个注入点。认识到的是，每个水平井的注入点的数量能够高于或低于三个，这取决于本发明中的各种因素。预计在商业实施中将使用多个点，点之间的间距在100至300米之间，典型地在约150至200米之间。因此，在储层中完成的典型的1000米长的水平注入井中，离散注入点的数量将在3到10之间，并且通常在5左右。类似地，对于本示例中建模的600米长的水平线来说，离散注入点的数量将通常为3。
在MIGD工艺启动期间，注入井与生产井之间的油必须在注入空气之前加热和流动，并且能够开始部分油藏的燃烧。蒸汽用于发展两口井之间的加热和流动的油连通。通过将蒸汽注入2.5"OD和4.5"OD的同心管并将其循环回注入井的跟部，蒸汽在注入井中循环。通过将蒸汽注入4.5"OD的管并将其循环回生产井的跟部，蒸汽在生产井中循环。表8示出了用于在注入井和生产井之间创建流动油层的操作参数。
表8
蒸汽注入阶段的操作参数
表9中示出了蒸汽注入阶段期间注入的蒸汽量和产出的油量的模拟结果。对于所提供的示例，蒸汽连接阶段需要6个月，蒸汽连接时间强烈依赖于注入井与生产井之间的距离。据估计，蒸汽注入阶段生产井的最大产油量为225bpd(储层水平产油区约为0.375bpd/m)。
表9
蒸汽注入阶段期间的产出表现
一旦在注入井与生产井之间的油发生流动并且注入井周围的油的温度大于油的自燃温度(大约180℃)，则该过程准备好注入空气。表10显示了空气注入操作的操作参数。标称空气注入速率为24,000Sm3/d(每个注入点8,000Sm3/d)。注入井中的同心管柱每次回撤6m，每60天平均回撤速率0.1m/d。
表10
空气注入阶段的操作参数
| 参数 | 单位 | 值 |
| 总空气注入流量上升到预定的最佳值 | Sm3/d | 24,000 |
| 空气回撤速率 | m/d | 0.1 |
| 基础情况下注入井总注水速率 | m3/d | 0 |
| 生产井激冷油注入速率 | m3/d | 0 |
空气注入在第7个月开始，并且在3个月内增加到24,000Nm3/d，以使氧气进入生产井的突破最小化。然后以24,000Sm3/d的恒定空气注入速率运行到第72个月。表11显示了MIGD工艺的空气注入阶段的结果。
随着空气注入的开始，产油量增加到超过350bpd，然后随着燃烧区的尺寸增加而缓慢下降，并且越来越多的热量损失到周围的岩石；从而降低了工艺的效率。尽管如此，空气油比(AOR)在井的寿命中预计低于2,500m3/m3，从而在与其他技术(如THAI和CAGD)相比时，在使用空气方面表现出高效率(见例1)。
在实际操作中，该工艺能够继续到直到AOR增加到难以接受的高水平或者空气突破入生产井使得该工艺难以管控时。为了降低产油量的下降速度和减少AOR，空气注入速度也能够在井的寿命末期增加。
对于示例3，累积的产出和燃烧的油占就地原油的百分比计算为超过60％。
表11
空气注入阶段期间的产油表现
表11中呈现的模拟结果假定管柱与井衬管之间完美密封。使用高达总注入空气量的20％的空气泄漏率进行的敏感性研究显示，仅产油量少量减少，AOR略有增加。这些结果表明，在周期性移动的管柱与井衬管之间不需要完美密封。
示例3：储层建模敏感性
根据以下用于从含烃地下地层采收石油的蒸汽连接和空气注入的程序实现空气注入原位燃烧的储层建模敏感性，地层由包括一个大致水平的注入井和一个大致水平的生产井的完成井对贯穿(见图1-5)：1)在完成生产井水平位置开始蒸汽循环(至地面)，最大注汽流量为4.56m3/h(管道T1)——蒸汽温度为320℃。2)继续在完成生产井水平位置进行蒸汽循环，直到生产井跟部达到100℃——在此温度下重油流动。3)从蒸汽循环切换为仅蒸汽注入，其流量为4000kPag的最大井压限制下的产物。4)一旦达到4,000kPag，停止在完成生产井上的蒸汽注入。允许蒸汽浸润，直到完成生产井压力在沿生产井水平位置的任何一点达到3,750kPag时，或当温度低于80℃时。5)在完成生产井水平位置处生产/泵送油，直到生产率达到最大值的25％或生产井跟部温度下降到80℃以下。6)重复步骤1到5，直到注入井和生产井以完成注入井水平壁上的最低温度65℃进行连接。7)开始将蒸汽注入完成注入井水平位置，直到最大井下压力为4,000kPag。8)在两口井中注入蒸汽，直到完成注入井水平位置的点火温度达到200-220℃。同时，通过生产井螺杆泵维持生产，建立比生产井压力3,750kPag高5-10kPa的液位。9)停止完成生产井的蒸汽注入。10)检查注入井温度曲线，并将空气注入位置朝向燃烧区边缘收回(15-20m)，同时仍然注入蒸汽。11)在低流量下注入氮气吹扫，同时在完成注入井保持蒸汽注入。12)当地层加热到自燃温度(200-220℃)时，停止蒸汽注入，以500Sm3/h开始空气注入，注入井和生产井通过减少空气注入而保持在4,000kPag以下。13)在完成注入井开始注入水，保持注入井温度低于450℃。14)在完成生产井开始激冷油注入，保持生产井温度高于80℃且低于400℃。15)通过监测以下各项，调整空气注入流速以保持所需的氧气流量支撑原位燃烧过程：a)注入水平井和生产水平井温度(＞80℃(增加空气)和<450℃(减少空气))；产生的废气成分(如果CO2增加，则降低空气注入速率)；以及c)监测空气(注入)与油(生产)比率在750–2000Sm3/m3之间。16)每60天提供回撤完成注入井管柱6m，平均回撤速度0.1m/d。可选地，如果燃烧温度降低并且CO2组分减少，则提前回撤是有保证的。结果以A-F情况列于表12中。
A情况示出了具有单点注入和100m的水平井产油层的完井实施，呈现了整个储层的一部分。使用较小的产油层以确保能够快速完成模拟，从而研究运行和储层的特性的影响。A情况使用5,000Sm3/d的空气注入和0.1m/d的回撤。每次模拟的实际总时间为1,000天。
在B情况中，空气注入从5,000Sm3/d增加到8,000Sm3/d(增加60％)。如表12中所示，这使得累计产油量从3,052m3提高到了3,339m3，增加了9.4％。空气与油之比从大约900提高到1300，增加了大约40.5％。在进行回撤后，借助于燃烧热区与较早区域良好连接，热分布曲线得到改善。
在C情况中，研究了加倍的储层孔隙度(从26％到52％)和水平渗透率(从4,000mD到8,000mD)。这些变化对石油生产有重大影响。空气油比下降40％(从1250降至750)，累计产油量增加68.6％(由3,338m3增至5,628m3)。
在D情况中，模拟水注入到水平井中。水注入能够用于管控水平井完井的局部温度，以确保其在运行期间不会超过保持其机械完整性的安全温度。水注入略微减少了累计产油量(约7％)，增加了空气油比(约6％)。注水有效地冷却水平井。
在E情况中，研究了增加注入井上方的储层厚度。储层厚度增加了20m。这对石油生产率有显著影响，这可以由事实来解释，即较厚储层的相对热损失远低于薄储层。因此，有更多的燃烧热量可用于使油流动。该变化使得累积产油量增加了38％(从3,339m3增至4,606m3)，而空气油比降低了30％(从1,300降至900)。
在F情况中，显示了氧化剂纯度从空气(21％的O2)增加到50％的O2的效果。这使得累积产油量提高了15％(从3,339m3增至3,820m3)，并降低了氧化剂与油的比例。
表12
对于五种敏感性情况的累计产油量和空气油比
贯穿本说明书对“一个实施方式”或“实施方式”的引用意味着结合该实施方式描述的特定特征、结构或特性被包括在本发明的至少一个实施方式中。因此，贯穿本说明书在各个位置出现的短语“在一个实施方式中”或“在实施方式中”并不一定都指的是相同的实施方式。此外，特定的特征、结构或特性能够以任何合适的方式以一种或多种组合进行结合。
在整个说明书中，目的是描述本发明的优选实施方式，而不将本发明限制于任何一个实施方式或特征的特定集合。因此，本领域技术人员将认识到，根据本公开，在不脱离本发明的范围所例示的特定实施方式中能够进行各种修改和变化。
Claims (28)
1.一种从含烃地下地层采收石油的方法，其中所述地层与至少一个完井对相交，至少一个所述完井对包括第一大致水平井和位于所述第一大致水平井下方的第二大致水平井，其中所述第一井和所述第二井包括水平井衬管，所述水平井衬管包括基本沿所述井衬管的长度间隔开的多个穿孔，所述方法包括以下步骤：
a.将管柱定位在所述第一井和所述第二井中；
b.通过位于所述第一井中的管柱和/或位于所述第二井中的管柱将蒸汽注入地层；
c.从所述第二井中抽出在地层中向下移动并流入所述第二井的石油；
d.一旦靠近所述第一井的地层区域的温度达到原位烃的自燃温度，则经由位于所述第一井中的管柱注入氧化剂替代将蒸汽注入地层中，原位烃的自燃开始；
e.从所述第二井中抽出在地层中向下移动并流入所述第二井的石油；
f.根据需要缩回位于所述第一井中的管柱，同时保持氧化剂注入地层中以保持原位烃的燃烧；和
g.继续从所述第二井抽出在地层中向下移动并流入所述第二井的石油。
2.如权利要求1所述的方法，在步骤(b)之后还包括步骤：停止将蒸汽注入地层，并允许注入的蒸汽渗入地层。
3.如权利要求1所述的方法，还包括在原位烃自燃之后经由位于所述第一井中的管柱和/或位于所述第二井中的管柱向所述地层注入骤冷流体的步骤。
4.如权利要求3所述的方法，其中所述骤冷流体经由位于所述第一井中的管柱注入到所述地层中，以将所述第一井的温度维持在约450℃以下。
5.如权利要求3所述的方法，其中经由位于所述第二井中的管柱将所述骤冷流体注入到所述地层中，以将所述第二井的温度维持在约450℃以下。
6.如权利要求3所述的方法，其中所述骤冷流体是水、蒸汽、二氧化碳或氮气。
7.如权利要求1至6中任一项所述的方法，其中，所述第二井与所述第一井侧向偏移。
8.如权利要求1至7中任一项所述的方法，其中所述第一井和所述第二井之间的地层内的间隔小于或等于十米。
9.如权利要求1至8中任一项所述的方法，其中位于所述第一井中的管柱和/或位于所述第二井中的管柱是双管柱。
10.如权利要求9所述的方法，其中所述双管柱是同心双管柱。
11.如权利要求10所述的方法，其中内管柱输送蒸汽和/或水，外管柱输送蒸汽和/或氧化剂。
12.如权利要求1至11中任一项所述的方法，其中位于所述第一井中的管柱和/或位于所述第二井中的管柱配置成用于在所述管柱的远端处单点注射。
13.如权利要求1至11中任一项所述的方法，其中，位于所述第一井中的管柱和/或位于所述第二井中的管柱配置用于沿所述管柱的长度在多个点处进行多点注入。
14.如权利要求13所述的方法，其中位于所述第一井中的管柱和/或位于所述第二井中的管柱包括大致沿所述管柱的长度的多个孔。
15.如权利要求14所述的方法，其中所述管柱是同心双管柱，所述同心双管柱包括内管柱和外管柱中的孔。
16.如权利要求15所述的方法，其中所述外管柱包括在每个注入点的任一侧上的套囊对。
17.如权利要求15所述的方法，其中所述外管柱包括在每个注入点的任一侧上的密封件对。
18.如权利要求16所述的方法，其中来自所述管柱的流体是水和/或蒸汽，注入到所述套囊与所述井衬管之间的环形空间中，以提供流体覆盖层从而减少所述氧化剂沿环形空间注入的泄露并冷却井衬管。
19.如权利要求17所述的方法，其中来自所述管柱的流体是水和/或蒸汽，注入到所述密封件与所述井衬管附近的所述环形空间中，以提供流体覆盖层从而减少所述氧化剂沿环形空间注入的泄露并冷却井衬管。
20.如权利要求15所述的方法，其中所述内管柱中的孔与所述外管柱中的孔偏移。
21.如权利要求14至20中任一项所述的方法，其中所述第一井的井衬管中的穿孔沿着所述井衬管的长度在一个或多个区域中聚集在一起，与所述井衬管的非穿孔部分交替。
22.如权利要求16至20中任一项所述的方法，其中所述第一井中的管柱初始定位成使得所述管柱上的套囊/密封件与所述井衬管的非穿孔部分对齐。
23.如权利要求22所述的方法，其中将所述第一井中所述管柱缩回包括将所述管柱缩回到这样的位置，使得所述管柱上的至少一个套囊/密封件与所述井衬管邻近所述井衬管的远端非穿孔部分的非穿孔部分对齐。
24.如权利要求22所述的方法，其中将所述第一井中所述管柱缩回包括缩回与穿孔之间的距离相等的距离。
25.如权利要求21所述的方法，其中位于所述第一井中的管柱包括沿着所述管柱的长度等距间隔的三个孔并且缩回所述管柱包括缩回与所述孔之间的距离相等的距离。
26.如权利要求21所述的方法，其中位于所述第一井中的管柱包括沿着所述管柱的长度等距间隔的五个孔并且缩回所述管柱包括缩回与所述孔之间的距离相等的距离。
27.如权利要求1至26中任一项所述的方法，其中所述第一井的井头和所述第二井的井头位于所述地层的相对端处。
28.如权利要求1至26中任一项所述的方法，其中所述第一井的井头和所述第二井的井头位于所述地层的相同端。
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