CN110029976B - 一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***及方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及稠油热采技术领域，公开了一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***及方法。该***包括蒸汽发生装置、膜分离装置、采油树、固井水泥环、套管、油管和封隔器；油管套设在套管内，油管与套管之间形成有油套环空区域；套管套设在固井水泥环内，套管外侧与固井水泥环内侧紧密连接；套管和油管的一端与采油树固定连接，另一端***油层中；套管在靠近油层顶部形成有套管射孔层段，油管在靠近油层底部设有油管射孔层段，两射孔层段之间的油套环空区域内设有封隔器；蒸汽发生装置所产蒸汽经采油树注入油管；来自膜分离装置的氧气和氮气分别至蒸汽发生装置以及经采油树注入油套环空区域。本发明所述***提高了蒸汽的热效率，提高了稠油采收率。

Description

一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***及方法
技术领域
本发明涉及稠油热采技术领域，具体涉及一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***及方法。
背景技术
随着全球经济的日益发展，世界对石油的需求量迅速增长。目前世界上稠油的地质储量约为6.3×1012bbl，在世界油气资源中占有较大的比例。稠油，即高粘度重质原油，通常称其为沥青或重油，其突出特点是胶质和沥青质含量高，蜡含量较少，因而稠油粘度很高。在油藏条件下，稠油渗流阻力大，流动困难，开发难度较大。而我国稠油资源分布广泛，陆上稠油资源约占石油资源总量的20％以上，预测最终可探明的地质储量为79.5×108t，可采资源量为19.1×108t，提高稠油采收率可大幅提升石油产量。
传统的稠油采油一般分为“冷采”和“热采”两大类。然而有相当数量的稠油油藏达不到冷采的筛选标准，故难以有效地开发利用。热采技术为包括蒸汽吞吐、蒸汽驱和火烧油层等多种方法的综合性技术，其中以蒸汽吞吐方法为主，以此种方法采油得到的稠油产量约占稠油总产量的80％。但蒸汽吞吐方法的缺点是经过多轮次的连续吞吐后，注汽过程中的沿程热损失较大，蒸汽波及范围较小，且由于地层的非均质性，蒸汽沿高渗透层窜流，含水饱和度的增加降低了热能利用效率，地层能量下降快，因而蒸汽吞吐的采出程度一般低于25％，可见蒸汽吞吐的采收率仍有较大的提升空间。
氮气、二氧化碳和烟道气等非凝析气体能够溶解于原油，进而使原油增能膨胀，故常被用于辅助稠油蒸汽吞吐，以补充地层能量，提高原油采收率。CN106640006A公开了一种注空气及二氧化碳辅助蒸汽吞吐采油方法。该方法能够在线测定注产井和相邻井的套管气含氧量，操作步骤依次为先注入空气及二氧化碳的混合气段塞，接着注入蒸汽段塞，再连续循环交替注入混合气段塞和蒸汽段塞，直至混合气段塞注入总量达到设计量为止。由于空气的主要成分是氮气和氧气，在线测定套管气含氧量虽能够减小事故的产生概率，但操作流程复杂且存在一定的安全隐患，可能会危及现场施工安全。而且该方法提到在产生气窜时，加入调剖剂进行封堵，但并未具体说明该调剖剂是否耐高温以及具体的注入方法，且油层中的大部分水不能被返排出来，地层热损失大，采油效果不佳。CN103742114A公开了一种同炉蒸汽烟气混注热力采油装置与方法。该方法为了降低油井腐蚀速率，将注汽锅炉所产的酸性烟气经烟气净化装置处理后，通过烟气压缩机加压汇入偏碱性的高压蒸汽管，再由混合气管一同注入油井。但该方法装置复杂，进化分离处理提高了投资成本，并且不能够完全避免油井腐蚀问题，且注入过程中蒸汽冷凝与烟气混合所带来的腐蚀问题，严重时还会危及现场施工安全。且对于非均质性渗透率较高的油藏，并没有采取相应的调剖封堵措施，而烟气的主要成分是氮气和二氧化碳，烟气和蒸汽均容易产生气窜，不能够发挥封堵调剖的作用，采油效果不明显，进而限制了该方法在稠油热采领域的推广应用。
除了上述问题，在注气体辅助蒸汽吞吐过程中，普遍存在注入气体所带来的冷伤害，即气体注入过程中，由于气体自身温度较低，导致注入过程中显著降低前序蒸汽段塞温度，从而影响近井地带蒸汽条带的发育，带来较大程度的热损失，进而影响蒸汽吞吐的采油效果。针对类似问题，CN105134151A公开了一种热氮气增能降粘增产工艺。该工艺采用热氮气和降粘剂段塞注入的氮气增产工艺，分4个段塞注入。该工艺中没有用到蒸汽，而是主要靠热氮气以及注入热水的热量进行降粘。温度为300℃的饱和蒸汽的焓值为2741KJ/kg，而对应300℃饱和蒸汽的压力下，热氮气的焓值仅为598KJ/kg。可见，蒸汽的焓值远大于热氮气的焓值。因此蒸汽能够向地层传递的热量远大于热氮气，其降粘能力也高于热氮气。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术中存在的缺陷和不足，提供了一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***及方法。
为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***，该***包括蒸汽发生装置、膜分离装置、采油树、固井水泥环、套管、油管和封隔器。
所述油管套设在所述套管内，且所述油管与所述套管之间形成有油套环空区域；所述套管套设在所述固井水泥环内，且所述套管的外侧与所述固井水泥环的内侧紧密连接。
所述固井水泥环、所述套管和所述油管的一端与所述采油树固定连接，另一端***油层。
所述套管在靠近所述油层顶部形成有套管射孔层段，所述油管在靠近所述油层底部设有油管射孔层段，所述套管射孔层段与所述油管射孔层段之间的所述油套环空区域内设有封隔器。
所述蒸汽发生装置所产蒸汽经由所述采油树注入所述油管；来自所述膜分离装置的氧气输送至所述蒸汽发生装置，来自所述膜分离装置的氮气经由所述采油树注入所述油套环空区域。
优选地，所述***还包括加热装置，所述加热装置用于将来自所述膜分离装置的氮气进行加热。
优选地，所述***还包括第一增压泵和第二增压泵，所述第一增压泵用于将来自所述加热装置的氮气进行增压，然后再输送至所述采油树；所述第二增压泵用于将来自所述蒸汽发生装置的蒸汽进行增压，然后再输送至所述采油树。
优选地，所述***还包括两个套管阀门，所述套管阀门分别与所述第一增压泵和所述采油树连接。
优选地，所述套管射孔层段和所述油管射孔层段的射孔厚度各自为3-5m。
本发明还提供了一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油方法，该方法使用前述任意一项所述的***实施，包括以下步骤：
(1)在所述油套环空区域内设置所述封隔器，所述封隔器靠近所述油层中部，然后设置所述套管射孔层段和所述油管射孔层段；
(2)注热氮气：向所述油套环空区域注入热氮气，待热氮气注入压力达到原始地层压力的1.05-1.15倍停止注气，并监测所述套管压力变化；
(3)注蒸汽吞吐：向所述油管内注入蒸汽，然后焖井3-5天后，打开油井放喷生产；
(4)热氮气伴注蒸汽吞吐：关闭油井停止采出，然后向所述油套环空区域注入热氮气，待所述井底压力持续升高时，打开油井放喷生产，待井口采出流体基本为氮气时，向所述油管注入蒸汽，并以1.1-1.3倍的蒸汽注入速度向所述油套环空区域注入热氮气，通过检测井底压力控制焖井时间，然后再打开油井放喷生产。
优选地，步骤(2)中所述热氮气的温度不低于300℃。
优选地，步骤(3)中注蒸汽吞吐过程中还需检测所述套管压力和所述套管内氮气温度，当所述套管内氮气温度低于250℃时，开启所述套管阀门进行防喷操作。
优选地，待所述套管压力出现明显波动或防喷过程中有蒸汽和/或冷凝水出现时，注蒸汽吞吐结束。
优选地，在步骤(4)中，当井口采出量降低时，继续向所述油套环空区域注入热氮气，然后再向所述油管注入蒸汽，进行下一轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐。
在本发明所述***中，通过设置所述膜分离装置，采用膜分离技术将空气中的氧气、氮气分离后按需充分利用；设置所述加热装置将氮气加热后再注入油井，与现有的注氮气隔热技术相比，不仅具有更好的隔热保温效果，还提高了井底蒸汽干度，且不会因为未加热氮气的注入导致较大的温度差异，避免了所述油管和所述套管在冷热交替作用下发生损坏，且热氮气注入油层后，不会给油层带来冷伤害，从而提高了蒸汽的热效率。
通过设置所述套管射孔层段和所述油管射孔层段，实现了同井分层注采，使得能够通过所述油套环空区域中热氮气温度及压力变化，监测油层中蒸汽的超覆情况，进而选取最佳的单一蒸汽吞吐转热氮气伴注蒸汽吞吐时机，减少蒸汽的无效循环，提高蒸汽利用效率；且通过所述套管射孔层段向油层顶部注热氮气，对近井地带起到吹扫作用，加速近井地带冷凝水的排出，有利于提高下一轮次所注入蒸汽的热利用效率；在热氮气伴注蒸汽吞吐过程中，油层顶部和油层底部分层注入热氮气和蒸汽，能够抑制蒸汽超覆的作用，且在热氮气携热情况下有利于汽化作用，故能够使得蒸汽在保持较高干度的情况下向油层深部运移，进一步地，由于热氮气的强化传质能力，使得蒸汽加速向油层深部运移传热，增大了热波及体积，增大原油采收率。
附图说明
图1是本发明所述的热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***结构示意图；
图2是为常规蒸汽吞吐蒸汽超覆示意图；
图3是常规蒸汽吞吐多轮次吞吐后蒸汽超覆示意图；
图4是采用本发明所述方法开采稠油油藏后蒸汽波及区域示意图。
附图标记说明
1蒸汽发生装置 2膜分离装置
3加热装置 4第一增压泵
5第二增压泵 6采油树
7固井水泥环 8套管
9油管 10套管射孔层段
11封隔器 12油管射孔层段
13油层 14油套环空区域
15套管阀门 16蒸汽阀门
61油井生产阀门
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
在本发明中，在未作相反说明的情况下，使用的方位词如“上、下”通常是指参考附图所示的上、下；“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内、外。
图1是本发明所述的热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***结构示意图。参见图1，该***包括蒸汽发生装置1、膜分离装置2、采油树6、固井水泥环7、套管8、油管9和封隔器11。
所述油管9套设在所述套管8内，且所述油管9与所述套管8之间形成有油套环空区域14；所述套管8套设在所述固井水泥环7内，且所述套管8的外侧与所述固井水泥环7的内侧紧密连接。
所述固井水泥环7、所述套管8和所述油管9的一端与所述采油树6固定连接，另一端***油层13中。
所述套管8在靠近所述油层13顶部形成有套管射孔层段10，所述油管9在靠近所述油层13底部设有油管射孔层段12，所述套管射孔层段10与所述油管射孔层段12之间的所述油套环空区域14内设有封隔器11。
所述蒸汽发生装置1所产蒸汽经由所述采油树6注入所述油管9；来自所述膜分离装置2的氧气输送至所述蒸汽发生装置1，来自所述膜分离装置2的氮气经由所述采油树6注入所述油套环空区域14。
在本发明所述***中，通过设置所述膜分离装置2，采用膜分离技术将空气中的氧气、氮气分离后按需充分利用；设置所述加热装置3将氮气加热后再注入油井，与现有的注氮气隔热技术相比，不仅具有更好的隔热保温效果，还提高了井底蒸汽干度，且不会因为未加热氮气的注入导致较大的温度差异，避免了所述油管9和所述套管8在冷热交替作用下发生损坏，且热氮气注入所述油层13后，不会给所述油层13带来冷伤害，从而有利于提高蒸汽的热效率。
通过在所述油套环空区域14内设置所述封隔器11，所述封隔器11的设置深度控制在所述油层13的中部，然后在所述油层13的顶部位置对所述套管8进行射孔形成所述套管射孔层段10，在所述油层13的底部位置对所述油管9进行射孔形成所述油管射孔层段12，从而形成了所述油套环空区域14与所述油层13顶部相连通的流动空间，所述油管9与所述油层13底部相连通的流动空间，通过设置所述封隔器11使得两个流动空间各自独立，互不连通，实现了同井分层注采，使得能够通过所述油套环空区域14中热氮气温度及压力变化，监测所述油层13中蒸汽的超覆情况，进而选取最佳的单一蒸汽吞吐转热氮气伴注蒸汽吞吐时机，减少蒸汽的无效循环，提高蒸汽利用效率；且通过所述套管射孔层段10向所述油层13顶部注热氮气，对近井地带起到吹扫作用，加速近井地带冷凝水的排出，有利于提高下一轮次所注入蒸汽的热利用效率；在热氮气伴注蒸汽吞吐过程中，所述油层13顶部和所述油层13底部分层注入热氮气和蒸汽，能够起到抑制蒸汽超覆的作用，且在热氮气携热情况下有利于冷凝水汽化，故能够使得蒸汽在保持较高干度的情况下向油层深部运移，进一步地，由于热氮气的强化传质作用，使得蒸汽加速向所述油层13深部运移传热，增大了热波及体积。
在一种具体实施方式中，所述蒸汽发生装置1为锅炉，所述加热装置3为电加热装置3。
进一步地，所述***还包括油井生产阀门61和蒸汽阀门16，所述油井生产阀门61和所述蒸汽阀门16的个数均为2个。所述油井生产阀门61用于控制油井是否进行采出，所述蒸汽阀门16用于控制蒸汽的供应。
在优选情况下，所述***还包括加热装置3，所述加热装置3用于将来自所述膜分离装置2的氮气进行加热。
通过所述加热装置3将来自所述膜分离装置2的氮气加热至300℃后再注入所述油套环空区域14，加强隔热保温效果，从而提高了井底蒸汽干度，且不会因为未加热氮气的注入导致较大的温度差异，避免了所述油管9和所述套管8在冷热交替作用下发生损坏，且热氮气注入所述油层13后，不会给所述油层13带来冷伤害，从而有利于提高蒸汽的热效率。
在优选情况下，所述***还包括第一增压泵4和第二增压泵5，所述第一增压泵4用于将来自所述加热装置3的氮气进行增压，然后再输送至所述采油树6；所述第二增压泵5用于将来自所述蒸汽发生装置1的蒸汽进行增压，然后再输送至所述采油树6。
在优选的实施方式中，所述***还包括两个套管阀门15，所述套管阀门15分别与所述第一增压泵4和所述采油树6连接。
当所述油套环空区域14内热氮气温度降低至250℃时，可开启所述套管阀门15用于防喷。
在其他实施方式中，所述套管阀门15的个数不限于2个，只要能起到控制氮气防喷操作以及控制氮气供应的作用，一个或多个亦可。
在优选的实施方式中，所述套管射孔层段10和所述油管射孔层段12的射孔厚度各自为3-5m。
本发明还提供了一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油方法，该方法使用前述任意一项所述的***实施，包括以下步骤：
(1)在所述油套环空区域14内设置所述封隔器11，所述封隔器11靠近所述油层13中部，然后设置所述套管射孔层段10和所述油管射孔层段12；
(2)注热氮气：向所述油套环空区域14注入热氮气，待热氮气注入压力达到原始地层压力的1.05-1.15倍停止注气，并监测所述套管8压力变化；
(3)注蒸汽吞吐：向所述油管9内注入蒸汽，然后焖井3-5天后，打开油井放喷生产；
(4)热氮气伴注蒸汽吞吐：关闭油井停止采出，然后向所述油套环空区域14注入热氮气，待所述井底压力持续升高时，打开油井放喷生产，待井口采出流体基本为氮气时，向所述油管9注入蒸汽，并以1.1-1.3倍的蒸汽注入速度向所述油套环空区域14注入热氮气，通过检测井底压力控制焖井时间，然后再打开油井放喷生产。
在本文中，“井底压力持续升高”是指井底压力与热氮气的注入压力呈现相同的变化幅度。
此处井底压力持续升高一般会发生在多个轮次蒸汽吞吐之后，主要原因是：多个轮次蒸汽吞吐后，由所述油层13底部注入的蒸汽，会在蒸汽超覆的作用下不断上浮，从而导致蒸汽从所述油层13底部不断向所述油层13顶部波及，因此在蒸汽未到达所述油层13顶部区域时，由所述油套环空区域14注入的热氮气是不会窜流至所述油层13底部的。当多个轮次蒸汽吞吐后，蒸汽超覆导致蒸汽波及到所述油层13顶部后，将所述油层13顶部区域和底部区域连通，此时从所述油套环空区域14注入的热氮气将经由该窜流通道进入所述油层13底部，进而进入油井底部，导致井底压力持续升高，且升高幅度与热氮气的注入压力有关，与热氮气的注入压力呈现相同的变化幅度。并且通过监测井口采出气，当氮气体积分数在90％以上时即表明蒸汽超覆已经形成。若后续不采取措施，蒸汽将一直从所述油层13底部向顶部超覆，从而无法波及所述油层13底部的原油，因此这个时候需要顶部持续注入热氮气，驱使热氮气更多地波及底部油藏，且有利于焖井结束后采油时冷凝水的排出，提高下一个轮次的热利用效率。
在本文中，“井口采出流体基本为氮气”是指井口采出流体中氮气的体积分数为90％以上，优选为95％以上。
在本发明所述的方法中，通过设置所述封隔器11、所述套管射孔层段10和所述油管射孔层段12，形成了所述油套环空区域14与所述油层13顶部相连通的流动空间，所述油管9与所述油层13底部相连通的流动空间，而所述封隔器11使得两个流动空间各自独立，互不连通，防止两个空间的流体相互窜流，实现了同井分层采注。
在注入过程中，首先向所述油套环空区域14内注入热氮气，然后向所述油管9注入蒸汽并进行多轮次的蒸汽吞吐采出，最后再进行热氮气伴注蒸汽吞吐。在步骤(2)中，注入的热氮气加强了隔热保温效果，从而提高了井底蒸汽干度，而且不会因为未加热氮气的注入导致较大的温度差异，避免了所述油管9和所述套管8在冷热交替作用下发生损坏，且热氮气注入所述油层13后，不会给所述油层13带来冷伤害，从而提高了蒸汽的热效率。
基于同井分层注采技术，使得能够通过所述油套环空区域14中热氮气的温度变化及所述套管8的压力变化，监测所述油层13中蒸汽的超覆状况，进而优选出最佳单一蒸汽吞吐转热氮气伴注蒸汽吞吐时机，减少蒸汽的无效循环，提高蒸汽利用效率；在热氮气伴注蒸汽吞吐过程中，由于在所述油层13顶部和底部分层注入热氮气和蒸汽，能够起到抑制蒸汽超覆的作用，且在热氮气携带较高热量的情况下，有利于冷凝水汽化，故能够保持蒸汽在较高干度的条件下向所述油层13深部运移，且由于氮气的强化传质能力能够加速蒸汽向所述油层13深部运移传热，提高热波及体积；再有，在所述油层13顶部形成的氮气气顶，在放喷生产过程中能够促进所述油层13底部受热后的低粘度原油采出，维持所述油层13压力；而在下一个轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐开始前，热氮气的提前注入，能够起到近井地带热氮气吹扫作用，促进近井地带冷凝水的排出，提高了下一个轮次的热利用效率。
在优选的实施方式中，步骤(2)中所述热氮气的温度不低于300℃。
温度足够高的热氮气可确保较好的隔热保温效果，且能够确保在后续步骤中注入的蒸气可在保持较高干度的情况下向所述油层13深部运移传热，提高蒸气的热效率以及利用率。
在优选情况下，步骤(3)中注蒸汽吞吐过程中还需检测所述套管8的压力和所述套管8内氮气的温度，当所述套管8内氮气的温度低于250℃时，开启所述套管阀门15进行防喷操作。
具体地，在步骤(3)中，将来自所述蒸汽发生装置1的蒸汽通过所述第二增压泵5增压后，经由所述油管9和所述油管射孔层段12注入所述油层13底部，然后焖井3-5天后，打开所述油井生产阀门61放喷生产，其中蒸汽的注入量与步骤(2)中热氮气的注入量的体积比为1:(1-1.5)。在注蒸汽吞吐过程中，可进行多轮次的蒸汽吞吐开采。其中，单轮次蒸汽注入量为1500t-2000t，一般约4-6轮次。
进一步地，在注蒸汽吞吐过程中，当所述套管8内热氮气的温度降低至250℃时，可开启所述套管阀门15，进行防喷，然后再次注入热氮气，以确保所述油套环空区域14内热氮气的温度维持在250℃之上。当所述套管8的压力出现明显波动时，即压力瞬时变化率达到正负5％-10％时，或者开启所述套管阀门15进行热氮气防喷过程中有蒸汽和/或冷凝水出现时，注蒸汽吞吐阶段结束。
在优选情况下，在步骤(4)中，当井口采出量降低时，继续向所述油套环空区域14注入热氮气，然后再向所述油管9注入蒸汽，进行下一轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐。
图2是为常规蒸汽吞吐蒸汽超覆示意图，图3是常规蒸汽吞吐多轮次吞吐后蒸汽超覆示意图。在步骤(4)之前，当所述套管8的压力出现明显增大，甚至明显降低时，即压力瞬时变化率达到正负5％-10％时，说明在步骤(3)注蒸汽吞吐过程中，所注入的蒸汽在重力超覆作用下，多周期不断上浮，到达所述油层13顶部区域，形成了如图2所示的蒸汽超覆波及区域。如若继续进行注蒸汽吞吐，将会出现目前蒸汽吞吐常见的蒸汽超覆窜流问题，导致所述油层13的中深部动用不均匀、采收率低以及蒸汽无效循环的情况发生，形成如图3所示的波及区域。因而可通过所述套管8的压力变化，监测所述油层中蒸汽的超覆状况，进而优选出最佳的由单一蒸汽吞吐转热氮气伴注蒸汽吞吐时机，减少蒸汽的无效循环，提高蒸汽利用效率。
在步骤(4)中，具体地，首先关闭所述油井生产阀门61停止采出，然后通过所述油套环空区域14经由所述套管射孔段10持续注入热氮气，待油井井底压力持续升高时，开启所述油井生产阀门61放喷生产，此时经由所述油套环空区域14注入的热氮气能够携带大量所述油层13底部的冷凝水以及未采出的低粘度原油，增大原油采出量。待井口采出流体基本为氮气时，即采出流体中氮气的体积分数为95％以上，油井转采为注，向所述油管9注入蒸汽，并以1.1-1.3倍的蒸汽注入速度向所述油套环空区域14注入热氮气，通过检测井底压力控制焖井时间，即当井底压力为原始地层压力的0.9-1.2倍时，焖井时间为3-5天，待焖井结束后再开启所述油井生产阀门61进行放喷生产。
在油井转采为注过程中，向所述油套环空区域14注入热氮气，由于热氮气温度高于蒸汽温度，因而在所述油套环空区域14中的热氮气的隔热保温作用能够显著保持井底蒸汽干度，还能够实现热氮气与蒸汽注入地层后，在热氮气与蒸汽之间密度差异的作用下，实现热氮气对蒸汽的重力超覆抑制作用，使得热氮气沿所述油层13顶部向油层深部推进，蒸汽沿所述油层13的中下部向油层深部推进，从而提高了蒸汽的热波及面积，并且在热氮气携热运移过程中，由于氮气不存在冷凝现象，从而可长时间保持较高的扩散传质速率，能够加速蒸汽在地层中的传质速率，提高蒸汽的热效率。
在焖井过程中，由于蒸汽及热氮气将携带的热量传递给所述油层13中的原油，从而在蒸汽与低粘度原油存在密度差异的情况下，蒸汽继续向所述油层13的中下部运移；而氮气的温度虽然有所降低，但依然可保持较高的弹性能，富集在所述油层13的顶部。焖井结束后，依然关闭所述套管阀门15，只开启所述油井生产阀门61，进行采出作业，在原有的蒸汽吞吐所带来的弹性能以及热氮气伴注过程中氮气增能的作用下，有利于低粘度原油以及冷凝水的采出，从而有利于下一阶段的热量向所述油层13传递；待油井采出量降低时，为所述油管9最大流量的50％-70％，开启所述套管阀门15，继续向所述油套环空区域14注入热氮气，待井底温度达到250-300℃时，开始经由所述油管9向所述油层13底部注入蒸汽，进行下一个轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐。其中，热氮气的注入速度为蒸汽注入速度的1.1-1.3倍。
图4是采用本发明所述方法开采稠油油藏后蒸汽波及区域示意图。经过多轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐过程后，热波及效果较好，如图4所示，从而提高了原油的动用程度，进而提高了原油采收率。
进一步地，适合本发明所述方法开采的油藏条件优选为：油藏为普通稠油油藏，地下原油粘度＜104mPa·s，所述油层13厚度＞10m，剩余油饱和度＞50％，所钻油井为直井，完井方式为射孔完井，且完井质量要求良好，不存在井底所述油管8和所述套管8管外窜通。
以下实施例为本发明所述方法使用以下热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***实施，待开采油藏为普通稠油油藏，地下原油粘度＜104mPa·s，所述油层13厚度＞10m，剩余油饱和度＞50％：
所述热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***包括蒸汽发生装置1、膜分离装置2、加热装置3、第一增压泵4、第二增压泵5、采油树6、固井水泥环7、套管8、油管9和封隔器11，其中所述蒸汽发生装置1为锅炉，所述加热装置3为电加热装置。所述油管9套设在所述套管8内，且所述油管9与所述套管8之间形成有油套环空区域14；所述套管8套设在所述固井水泥环7内，且所述套管8的外侧与所述固井水泥环7的内侧紧密连接；所述固井水泥环7、所述套管8和所述油管9的一端与所述采油树6固定连接，另一端***所述油层13中。在所述油层13顶部位置对所述套管8进行射孔作业，射孔厚度为3m～5m，形成所述套管射孔层段10；在所述油层13底部位置对所述油管9进行射孔作业，射孔厚度为3m～5m，形成油管射孔层段12；在所述套管射孔层段10与所述油管射孔层段12之间的所述油套环空区域14内设所述封隔器11，所述封隔器11靠近所述油层13的中部。空气经过膜分离装置2分离后得到氮气和氧气，氧气经输气管路进入所述锅炉，辅助燃烧，从而提高燃烧效率；氮气经电加热装置加热升温至300℃以上，然后通过所述第一增压泵4增压，经由所述采油树6注入所述油套环空区域14内，进而通过所述套管射孔层段10注入所述油层13顶部区域；锅炉产生的蒸汽通过所述第二增压泵5增压，经由所述采油树6注入所述油管9，进而通过所述油管射孔层段12注入油层13底部区域。
实施例1
开采稠油油藏，具体开开采步骤如下：
(1)在所述油套环空区域14内设置所述封隔器11，所述封隔器11靠近所述油层13中部，然后在所述油层13顶部位置对所述套管8进行射孔作业，射孔厚度为4m，形成所述套管射孔层段10；在所述油层13底部位置对所述油管9进行射孔作业，射孔厚度为4m，形成油管射孔层段12。
(2)注热氮气阶段：将来自所述电加热装置加热升温至300℃的热氮气通过所述第一增压泵4增压后，经由所述采油树6注入所述油套环空区域14内，待所述油套环空区域14内充满热氮气后，继续增压，待井口热氮气的注入压力达到原始地层压力的1.1倍时停止注气，并监测所述套管8压力变化。
(3)注蒸汽吞吐阶段：将来自所述锅炉的蒸汽通过所述第二增压泵5增压后，经由所述采油树6注入所述油管9，进而通过所述油管射孔层段12注入油层13底部区域，然后焖井4天，再打开油井放喷生产，其中蒸汽的注入量与步骤(2)中热氮气的注入量的体积比为1：1.5。单轮次蒸汽注入量为2000t，进行6个轮次的蒸汽吞吐开采。
检测所述套管8的压力和所述套管8内氮气的温度。当所述套管8内热氮气的温度降低至250℃时，开启所述套管阀门15，进行防喷，然后再次注入热氮气，以确保所述油套环空区域14内热氮气的温度维持在250℃之上。当所述套管8的压力瞬时变化率达到8％时，或者开启所述套管阀门15进行热氮气防喷过程中有蒸汽和/或冷凝水出现时，注蒸汽吞吐阶段结束。
(4)热氮气伴注蒸汽吞吐阶段：关闭油井停止采出，然后通过所述油套环空区域14经由所述套管射孔段10持续注入热氮气，待所述井底压力持续升高时，开启油井放喷生产。待井口采出流体基本为氮气(氮气的体积分数为95％)时，油井转采为注，向所述油管9注入蒸汽，并以1.2倍的蒸汽注入速度向所述油套环空区域14注入热氮气，当井底压力达到原始地层压力的1.2倍时，焖井4天，然后再开启油井放喷生产。待油井采出量明显降低，为所述油管9最大流量的60％时，开启所述套管阀门15，继续向所述油套环空区域14注入热氮气，待井底温度达到290℃，经由所述油管9向所述油层13底部注入蒸汽，进行下一个轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐。其中，热氮气的注入速度为蒸汽注入速度的1.3倍。
实施例2
开采稠油油藏，具体开开采步骤如下：
(1)在所述油套环空区域14内设置所述封隔器11，所述封隔器11靠近所述油层13中部，然后在所述油层13顶部位置对所述套管8进行射孔作业，射孔厚度为5m，形成所述套管射孔层段10；在所述油层13底部位置对所述油管9进行射孔作业，射孔厚度为5m，形成油管射孔层段12。
(2)注热氮气阶段：将来自所述电加热装置加热升温至300℃的热氮气通过所述第一增压泵4增压后，经由所述采油树6注入所述油套环空区域14内，待所述油套环空区域14内充满热氮气后，继续增压，待井口热氮气的注入压力达到原始地层压力的1.15倍时停止注气，并监测所述套管8压力变化。
(3)注蒸汽吞吐阶段：将来自所述锅炉的蒸汽通过所述第二增压泵5增压后，经由所述采油树6注入所述油管9，进而通过所述油管射孔层段12注入油层13底部区域，然后焖井5天，再打开油井放喷生产，其中蒸汽的注入量与步骤(2)中热氮气的注入量的体积比为1:1.3。其中，单轮次蒸汽注入量为1800t，进行5个轮次的蒸汽吞吐开采。
检测所述套管8的压力和所述套管8内氮气的温度。当所述套管8内热氮气的温度降低至250℃时，开启所述套管阀门15，进行防喷，然后再次注入热氮气，以确保所述油套环空区域14内热氮气的温度维持在250℃之上。当所述套管8的压力瞬时变化率达到10％时，或者开启所述套管阀门15进行热氮气防喷过程中有蒸汽和/或冷凝水出现时，注蒸汽吞吐阶段结束。
(4)热氮气伴注蒸汽吞吐阶段：关闭油井停止采出，然后通过所述油套环空区域14经由所述套管射孔段10持续注入热氮气，待所述井底压力持续升高时，开启油井放喷生产。待井口采出流体基本为氮气(氮气的体积分数为95％)时，油井转采为注，向所述油管9注入蒸汽，并以1.3倍的蒸汽注入速度向所述油套环空区域14注入热氮气，当井底压力达到原始地层压力的1.1倍时，焖井5天，然后再开启油井放喷生产。待油井采出量降低，为所述油管9最大流量的70％时，开启所述套管阀门15，继续向所述油套环空区域14注入热氮气，待井底温度达到300℃，经由所述油管9向所述油层13底部注入蒸汽，进行下一个轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐。其中，热氮气的注入速度为蒸汽注入速度的1.2倍。
实施例3
开采稠油油藏，具体开开采步骤如下：
(1)在所述油套环空区域14内设置所述封隔器11，所述封隔器11靠近所述油层13中部，然后在所述油层13顶部位置对所述套管8进行射孔作业，射孔厚度为3m，形成所述套管射孔层段10；在所述油层13底部位置对所述油管9进行射孔作业，射孔厚度为3m，形成油管射孔层段12。
(2)注热氮气阶段：将来自所述电加热装置加热升温至300℃的热氮气通过所述第一增压泵4增压后，经由所述采油树6注入所述油套环空区域14内，待所述油套环空区域14内充满热氮气后，继续增压，待井口热氮气的注入压力达到原始地层压力的1.05倍时停止注气，并监测所述套管8压力变化。
(3)注蒸汽吞吐阶段：将来自所述锅炉的蒸汽通过所述第二增压泵5增压后，经由所述采油树6注入所述油管9，进而通过所述油管射孔层段12注入油层13底部区域，然后焖井3天，再打开油井放喷生产，其中蒸汽的注入量与步骤(2)中热氮气的注入量的体积比为1:1。其中，单轮次蒸汽注入量为1500t，进行4个轮次的蒸汽吞吐开采。
检测所述套管8的压力和所述套管8内氮气的温度。当所述套管8内热氮气的温度降低至250℃时，开启所述套管阀门15，进行防喷，然后再次注入热氮气，以确保所述油套环空区域14内热氮气的温度维持在250℃之上。当所述套管8的压力变化率达到5％时，或者开启所述套管阀门15进行热氮气防喷过程中有蒸汽和/或冷凝水出现时，注蒸汽吞吐阶段结束。
(4)热氮气伴注蒸汽吞吐阶段：关闭油井停止采出，然后通过所述油套环空区域14经由所述套管射孔段10持续注入热氮气，待所述井底压力持续升高时，开启油井放喷生产。待井口采出流体基本为氮气(氮气的体积分数为95％)时，油井转采为注，向所述油管9注入蒸汽，并以1.1倍的蒸汽注入速度向所述油套环空区域14注入热氮气，当井底压力达到原始地层压力的0.9倍时，焖井3天，然后再开启油井放喷生产。待油井采出量明显降低，为所述油管9最大流量的50％时，开启所述套管阀门15，继续向所述油套环空区域14注入热氮气，待井底温度达到250℃，经由所述油管9向所述油层13底部注入蒸汽，进行下一个轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐。其中，热氮气的注入速度为蒸汽注入速度的1.1倍。
测试例
稠油开采结束后，计算实施例1-3的原油采收率，结果如表1所示：
表1
项目 实施例1 实施例2 实施例3
采收率 42％ 38％ 37％
本发明所述方法使用本发明所述***实施稠油开采，提高了蒸汽的热效率，避免了氮气注入过程中对油层带来的冷伤害以及套管和油管在冷热交替下发生损坏，提高了稠油原油的采收率。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油***，其特征在于，该***包括蒸汽发生装置（1）、膜分离装置（2）、采油树（6）、固井水泥环（7）、套管（8）、油管（9）和封隔器（11）；
所述油管（9）套设在所述套管（8）内，且所述油管（9）与所述套管（8）之间形成有油套环空区域（14）；所述套管（8）套设在所述固井水泥环（7）内，且所述套管（8）的外侧与所述固井水泥环（7）的内侧紧密连接；
所述固井水泥环（7）、所述套管（8）和所述油管（9）的一端与所述采油树（6）固定连接，另一端***油层（13）中；
所述套管（8）在靠近所述油层（13）顶部形成有套管射孔层段（10），所述油管（9）在靠近所述油层（13）底部设有油管射孔层段（12），所述套管射孔层段（10）与所述油管射孔层段（12）之间的所述油套环空区域（14）内设有封隔器（11）；
所述蒸汽发生装置（1）所产蒸汽经由所述采油树（6）注入所述油管（9）；来自所述膜分离装置（2）的氧气输送至所述蒸汽发生装置（1），
所述***还包括加热装置（3），通过所述加热装置（3）将来自所述膜分离装置（2）的氮气进行加热，再经由所述采油树（6）注入所述油套环空区域（14）。
2.根据权利要求1所述的***，其特征在于，所述***还包括第一增压泵（4）和第二增压泵（5），所述第一增压泵（4）用于将来自所述加热装置（3）的氮气进行增压，然后再输送至所述采油树（6）；所述第二增压泵（5）用于将来自所述蒸汽发生装置（1）的蒸汽进行增压，然后再输送至所述采油树（6）。
3.根据权利要求2所述的***，其特征在于，所述***还包括套管阀门（15），所述套管阀门（15）分别与所述第一增压泵（4）和所述采油树（6）连接。
4.根据权利要求1所述的***，其特征在于，所述套管射孔层段（10）和所述油管射孔层段（12）的射孔厚度各自为3-5m。
5.一种热氮气辅助稠油油藏蒸汽吞吐采油方法，其特征在于，该方法使用权利要求1-4中任意一项所述的***实施，包括以下步骤：
（1）在所述油套环空区域（14）内设置所述封隔器（11），所述封隔器（11）靠近所述油层（13）中部，然后设置所述套管射孔层段（10）和所述油管射孔层段（12）；
（2）注热氮气：向所述油套环空区域（14）注入热氮气，待热氮气注入压力达到原始地层压力的1.05-1.15倍停止注气，并监测所述套管（8）压力变化；
（3）注蒸汽吞吐：向所述油管（9）内注入蒸汽，然后焖井3-5天后，打开油井放喷生产；
（4）热氮气伴注蒸汽吞吐：关闭油井停止采出，然后向所述油套环空区域（14）注入热氮气，待井底压力持续升高时，打开油井放喷生产，待井口采出流体基本为氮气时，向所述油管（9）注入蒸汽，并以1.1-1.3倍的蒸汽注入速度向所述油套环空区域（14）注入热氮气，通过检测井底压力控制焖井时间，然后再打开油井放喷生产。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，步骤（2）中所述热氮气的温度不低于300℃。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述***还包括第一增压泵（4），所述第一增压泵（4）用于将来自所述加热装置（3）的氮气进行增压，然后再输送至所述采油树（6）；所述***还包括套管阀门（15），所述套管阀门（15）分别与所述第一增压泵（4）和所述采油树（6）连接，步骤（3）中注蒸汽吞吐过程中还需检测所述套管（8）压力和所述套管（8）内氮气温度，当所述套管（8）内氮气温度低于250℃时，开启套管阀门（15）进行防喷操作。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，在步骤（3）中，待所述套管（8）压力出现明显波动或防喷过程中有蒸汽和/或冷凝水出现时，注蒸汽吞吐结束。
9.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，在步骤（4）中，在再打开油井放喷生产中，当井口采出量降低时，继续向所述油套环空区域（14）注入热氮气，然后再向所述油管（9）注入蒸汽，进行下一轮次的热氮气伴注蒸汽吞吐。
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