稠油开采系统的制作方法

本实用新型涉及化石能源开采技术领域，具体而言，涉及一种稠油开采系统。

背景技术：

在世界原油资源储量中，稠油储量占有很大比重，但开采效果普遍不好，采收率较低。我国的低渗透油气藏约63.2亿吨，尚有50％左右未动用，而已动用的低渗透资源，由于技术水平的制约，平均采收率仅为23.3％。如何更好地开采稠油，提高稠油的采收率，是目前研究的重要课题。

稠油流动阻力大，对于油层中的稠油通常采取热力开采法。目前，国内稠油热采的方式包括：蒸汽吞吐、蒸汽驱和蒸汽辅助重力泄油(SAGD,Steam Assisted Gravity Drainage)。但是，采收率约为20～30％，开采效率低，并且，上述的热采方式均需要注入蒸汽，这样造成能耗大，污染大等问题。与上述的热采技术相比，火驱技术具有低能耗、低污染、经济高效等优点。常用的火驱技术为水平井火驱辅助重力泄油方法，其布井模式为一个垂直井和一个水平井，垂直井设置于水平井的脚趾位置，垂直井作为点火和注空气井，水平井作为生产井。其生产机理为，在重力的作用下，利用气体与液体的密度差，使原油流动到水平井中，被开采出来，因此将其称为水平井火驱辅助重力泄油方法。

然而，现有的水平井火驱辅助重力泄油开采模式，采用前进式燃烧方式，即空气注入方向与燃烧前缘前进方向相对一致，很容易出现燃烧前缘沿水平井筒窜进，一旦水平井发生火窜，其热前缘波及范围就不再扩大，水平井筒可能因火窜而烧毁并导致地面危险性加大。

技术实现要素：

鉴于此，本实用新型提出了一种稠油开采系统，旨在解决现有技术中水平井火驱辅助重力泄油方法易发生火窜的问题。

本实用新型提出了一种稠油开采系统，该系统包括：注气井、采油井和气化剂注入设备；其中，注气井为水平定向钻井，注气井由地面穿设至目标油层中，气化剂注入设备可移动地置于注气井内，气化剂注入设备由注气井的水平段的末端向注气井的稳斜段处移动；采油井为水平定向钻井，采油井由地面穿设至目标油层中，采油井置于注气井的下方，并且，采油井置于目标油层中的部分与注气井置于目标油层中的部分之间具有预设距离，注气井与采油井置于目标油层中的部分均与目标油层相连通。

进一步地，上述稠油开采系统中，采油井的水平段置于目标油层的预设位置处；采油井的水平段置于注气井的水平段的下方，并且，采油井的水平段与注气井的水平段之间具有预设距离；注气井的水平段和采油井的水平段均置于目标油层中且均与目标油层相连通。

进一步地，上述稠油开采系统中，注气井内设置有注气套管，注气套管对应于注气井水平段的部分开设有多个开孔。

进一步地，上述稠油开采系统中，注气套管对应于注气井水平段的部分为筛管。

进一步地，上述稠油开采系统中，采油井内设置有采油套管，采油套管对应于采油井水平段的部分开设有多个开孔。

进一步地，上述稠油开采系统中，采油套管对应于采油井水平段的部分为筛管。

进一步地，上述稠油开采系统中，气化剂注入设备包括：连续管、喷嘴、置于地面的注入器和滚筒；其中，连续管的第一端可转动地缠绕于滚筒，连续管的第二端可移动地置于注气井内，喷嘴连接于连续管的第二端；连续管可滑动地穿设于注入器，注入器用于控制连续管在注气井内的位置。

进一步地，上述稠油开采系统中，气化剂注入设备还包括：隔热器；其中，隔热器连接于连续管的第二端且靠近喷嘴设置。

进一步地，上述稠油开采系统中，注气井与采油井相对设置。

进一步地，上述稠油开采系统中，注气井与采油井置于同一侧。

本实用新型中，通过注气井内的气化剂注入设备由注气井的水平段的末端向稳斜段处移动，使得气化剂的注入方向与燃烧前缘前进方向相反，能够使得燃烧前缘更加均衡的燃烧，避免了气化剂与目标油层燃烧反应发生的火窜现象，确保了注气井的安全稳定运行，解决了现有技术中水平井火驱辅助重力泄油方法易发生火窜的问题，有效提高了井网对地层的控制程度，提高了火线在平面上的波及系数，并且，气化剂注入设备在注气井内可移动使得气化剂的注入位置可移动，能够根据油藏特性调整注气位置，有效地保证热量波及范围，提高了热效率。

附图说明

通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本实用新型的限制。而且在整个附图中，用相同的参考符号表示相同的部件。在附图中：

图1为本实用新型实施例提供的稠油开采系统的结构示意图；

图2为本实用新型实施例提供的稠油开采系统中，注气井水平段处的结构示意图；

图3为本实用新型实施例提供的稠油开采系统中，目标油层处的剖面结构示意图；

图4为本实用新型实施例提供的稠油开采系统的又一结构示意图。

具体实施方式

下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。需要说明的是，在不冲突的情况下，本实用新型中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本实用新型。

参见图1至图3，图中示出了本实施例中该稠油开采系统的优选结构。如图所示，稠油开采系统可以包括：注气井1、采油井2和气化剂注入设备3。其中，注气井1为水平定向钻井，注气井1由地面4穿设至目标油层5中。具体地，可以预先选择目标油层5，注气井1的垂直段与地面4相连通，注气井1的水平段置于目标油层5中，注气井1的垂直段与水平段之间通过稳斜段连接，该稳斜段部分置于目标油层5中。注气井1置于目标油层5中的部分与目标油层5相连通，优选的，注气井1的水平段与目标油层5相连通。

气化剂注入设备3可移动地置于注气井1内，气化剂注入设备3由注气井1的水平段的末端(图1所示的右端)向注气井1的稳斜段(图1所示的左端)处移动(按照图1所示的箭头方向移动)，气化剂注入设备3用于向注气井1内输送气化剂。气化剂在注气井1内的注入位置是由注气井1的水平段的末端向注气井1的稳斜段处逐步移动输送的。气化剂包括：氧气、水蒸汽、水、二氧化碳、空气等。

采油井2为水平定向钻井，采油井2由地面4穿设至目标油层5中。具体地，采油井2的垂直段与地面4相连通，采油井2的水平段置于目标油层5中，采油井2的垂直段与水平段之间通过稳斜段连接，该稳斜段部分置于目标油层5中。采油井2置于目标油层5中的部分与目标油层5相连通，优选的，采油井2的水平段与目标油层5相连通。采油井2用于采集周围的原油，具体实施时，采油井2内可以设置有采油设备6，通过采油设备6采集采油井2周围的原油。

采油井2置于注气井1的下方(相对于图1而言)，采油井2置于目标油层5中的部分与注气井1置于目标油层5中的部分之间具有预设距离，该预设距离用于使得采油井2与注气井1之间形成渗透通道，该渗透通道用于使采油井2与注气井1相连通，以使目标油层5中原油可由注气井1处经渗透通道移动至采油井2处。

具体实施时，在注气井1的两侧可以布置垂直井，该垂直井用于向目标油层5中辅助注入气化剂。在采油井2的两侧也可以布置垂直井，该垂直井用于辅助采集原油。

具体实施时，注气井1的水平段的长度和采油井2的水平段的长度均可以根据目标油层5和开采特征来确定，设计原则是最大限度控制住目标油层5的原油地质储量，一般为300～900m。在本实施例中，注气井1的水平段的长度和采油井2的水平段的长度均为500m或400m。

工作时，对于地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，在利用注气井1和采油井2进行采油之前，需要通过预热油藏的方式在注气井1与采油井2之间建立渗透通道。具体地预热方法为：分别向注气井1和采油井2中注入具有预设温度的蒸汽，由于蒸汽具有预设温度，所以通过热传导可使注气井1的水平段和采油井2的水平段周围的油层被加热，提高了原油的流动性。继续向注气井1内注入一定量的蒸汽，以提升注气井1内的压力，使得注气井1内的压力略高于采油井2内的压力，这样，注气井1与采油井2之间形成井间压差，该井间压差使得两井之间的原油流向采油井2，即注气井1的水平段与采油井2水平段之间的原油流向采油井2，该原油流动的通道即为渗透通道。停止向注气井1和采油井2中注入蒸汽，这时预热完成。

向注气井1中放入气化剂注入设备3，将气化剂注入设备3放置于距离注气井1水平段的末端的一定距离处。气化剂注入设备3向注气井1内注入具有预设温度的气化剂，利用气化剂的温度使得目标油层5中原油被加热。将加热后的原油引燃，气化剂注入设备3持续通入气化剂，并通过调节气化剂的输入量，培养燃烧区7，直至油层燃烧趋于稳定。

具体实施时，原油引燃的方式可以采用强制氧化点火、硅烷点火、电点火等，本实施例对此不作任何限制。其中，强制氧化点火即为利用气化剂的温度使得原油被加热后温度逐渐升高至自燃点，进而引燃油层。硅烷点火即为硅烷与空气自燃产生热量引燃油层。

当油层燃烧趋于稳定后，在目标油层5中形成如图2和图3所示的温度场，大致可以划分为燃烧区7、结焦区8和可动油区9。其中，燃烧区7是主要产生热量的区域，注入目标油层5中的气化剂中的氧气在燃烧区7与原油发生燃烧反应，即C+O₂→CO₂，燃烧反应将目标油层5中的部分原油烧掉并释放出热量，该区域的温度一般在900～1100℃。燃烧区7的热量向周围油层传递，紧靠燃烧区7的前缘为结焦区8，在结焦区8内利用燃烧区7燃烧反应释放的热量进行气化反应，即C+H₂O→CO+H₂、C+CO₂→2CO、C+2H₂→CH₄，以及进行热解反应，即大分子烃类热裂解，生成焦炭、小分子的烃类和气体，如CH₄、C₂H₄等。因此，结焦区8的反应生成的主要成分为CO₂和水蒸汽，以及少部分可燃气体如CH₄、CO和H₂等高温气体，其中，水蒸汽来自目标油层5中含有的吸附水预热生成的水蒸汽，该区域的温度一般介于300～900℃。反应产生的热量在温度梯度和压力作用下在目标油层5中传递，使得储层中的地下水受热蒸发形成蒸汽腔，目标油层5中的原油受热黏度下降，流动性大大提高，并且，地下水受热产生的蒸汽能够起到对原油进行驱动的作用。同时，结焦区8热裂解形成的小分子油气运移至可动油区9，可动油区9的温度低于300℃。在可动油区9中，小分子油气与原油的混合物的流动性大大提高，由于采油井2置于注气井1的下方，所以，在热力和重力的作用下原油经渗透通道流动至采油井2处，采油井2内的采油设备6将原油及反应产生的反应气体不断抽排至地面4。

当注气井1水平段末端的原油流动至采油井2处并被采集后，将气化剂注入设备3的位置向左移动至下一个注气位置，在该新的注气位置，继续注入气化剂，重复上述操作，对新的注气位置处的原油进行驱动并采集。气化剂注入设备3的位置由注气井1水平段的末端逐渐向注气井1稳斜段处后退式的移动(按照图1所示的箭头方向移动)，直至移动至注气井1稳斜段处停止注入气化剂，则驱油和采油的过程完毕。

具体实施时，气化剂注入设备3的移动方向为后退式移动，而气化剂注入设备3注入的气化剂的方向是与气化剂注气设备3的移动方向相反，也就是说，气化剂注入设备3在任一位置处注入的气化剂的方向是向前(与图1所示的箭头方向相反)的。然而，气化剂注入设备3的移动方向是向后(按照图1所示的箭头方向移动)的，目标油层5中的原油进行燃烧时的燃烧方向也是向后的，则气化剂的注入方向与燃烧前缘或燃烧区总体的方向相反，产生了逆向燃烧的效果，能够使得燃烧前缘更加均衡的燃烧，避免了气化剂与目标油层5燃烧反应发生的火窜现象，也避免了燃烧趋于偏移的问题。

具体实施时，在预热阶段，预热注入蒸汽的速度、预热注汽干度、预热注汽环空压力、注汽压差施加时机和大小等是预热阶段的主要参数。在本实施例中，注汽速度为80m³/d，蒸汽干度70％，注汽压力取决于油藏初始压力，在本实施例中，注汽压力为2.5MPa。在预热阶段，注气井1和采油井2内均设置有第一管和第二管，第一管套设于第二管内，并且第一管与第二管之间具有间隙形成套管空间，注气井1和采油井2均是向第一管内输入蒸汽，蒸汽经第一管输送至目标油层5中，利用过热蒸汽循环使的注气井1和采油井2形成较高的温度场。蒸汽产生的水分可分别通过注气井1的套管空间和采油井2的套管空间输送至地面，在输送至原油集输系统。

具体实施时，气化剂注入设备3首先放置于距离注气井1水平段末端的0～20m，在本实施例中为5m。油层自燃前，气化剂注入设备3通入的气化剂的预设温度为350℃，流量为300～600Nm³/h，油层自燃点的温度一般为200～220℃。油层燃烧趋于稳定后，气化剂的流量控制在600～2000Nm³/h，氧气浓度控制在21～60％，气化剂的注气压力根据储层压力确定。

在反应的过程中，针对油藏的不均一性，可以通过调整注入的气化剂的流量、气化剂压力、氧气浓度、水流量等，以维持燃烧区7范围、温度、热量和热损失，以及控制维持原油可动油区9的区域，直至该注气位置附近的原油被流动驱替完成，能够有效地提高原油采收率。

具体实施时，气化剂注入设备3的位置由注气井1水平段的末端逐渐向注气井1稳斜段处后退式的移动过程中，后退移动的距离一般为0～50m，在本实施例中为15m或6m。

具体实施时，采油井2对原油的采排方式可以为举升、有杆泵采油等方式方式。采油井2内还可以设置有油气分离设备，该油气分离设备用于将采集的原油与反应气体进行分离，进而便于反应气体的收集和排出。

可以看出，本实施例中，通过注气井1内的气化剂注入设备3由注气井1的水平段的末端向稳斜段处移动，使得气化剂的注入方向与燃烧前缘前进方向相反，能够使得燃烧前缘更加均衡的燃烧，避免了气化剂与目标油层5燃烧反应发生的火窜现象，也避免了燃烧趋于偏移的问题，确保了注气井1的安全稳定运行，解决了现有技术中水平井火驱辅助重力泄油方法易发生火窜的问题，有效提高了井网对地层的控制程度，提高了火线在平面上的波及系数，并且，气化剂注入设备3在注气井1内可移动使得气化剂的注入位置可移动，能够根据油藏特性调整注气位置，有效地保证热量波及范围，提高了热效率。

继续参见图1至图3，上述实施例中，采油井2的水平段置于目标油层5的预设位置处，具体地，采油井2的水平段靠近目标油层5底部的位置。

采油井2的水平段置于注气井1的水平段的下方(相对于图1而言)，并且，采油井2的水平段与注气井1的水平段之间具有预设距离，该预设距离指的是垂直距离。该预设距离可以根据油层及开采特征进行确定，一般为2～20m，在本实施例中，该预设距离为10m。具体实施时，渗透通道在注气井1的水平段与采油井2的水平段之间建立。

注气井1的水平段置于目标油层5中，并且，注气井1的水平段与目标油层5相连通。同时，采油井2的水平段置于目标油层5中，并且，采油井2的水平段与目标油层5相连通，这样，便于渗透通道在注气井1的水平段与采油井2的水平段之间建立，进而使得目标油层5中的原油能够在重力和热力作用下更好地经渗透通道流动至采油井2处。

施工时，可以先由地面4向目标油层5中钻采油井2，再进行施工注气井1，采用磁性导向系统将注气井1的水平段的轨迹控制在设定范围内。该设定范围可以根据实际情况来确定，本实施例对此不做任何限制。

可以看出，本实施例中，注气井1的水平段置于采油井2的水平段的上方，这样，注气井1处的原油与气化剂进行反应后便于在重力作用下经渗透通道流动至采油井2处，便于原油的流动，并且，采油井2的水平段置于目标油层5的预设位置处，能够最大限度地利用重力泄油的高度，便于目标油层5中的原油流动至采油井2处。

继续参见图1至图3，上述各实施例中，注气井1内设置有注气套管，注气套管对应于注气井1水平段的部分开设有多个开孔，以使注气井1内的气化剂更好地与目标油层5相接触。具体地，当注气井1的水平段为裸眼时，注气套管对应于注气井1水平段的部分可以为筛管，筛管可以为割缝筛管或者绕丝筛管，优选的为割缝筛管。筛管的材质可以为玻璃钢。当注气井1的水平段进行封固，一般采用水泥封固时，可以通过射孔装置将注气套管对应于注气井1水平段的部分开设多个开孔。

采油井2内设置有采油套管，采油套管对应于采油井2水平段的部分开设有多个开孔，以使采油井2与目标油层5更好地连通，便于将原油和反应气体进行收集，提高采油效率。具体地，当采油井2的水平段为裸眼时，采油套管对应于采油井2水平段的部分可以为筛管，以形成孔道与目标油层5更好地连通，便于接收更多的原油和反应气体。筛管可以为割缝筛管或者绕丝筛管，优选的为割缝筛管。筛管的材质可以为玻璃钢。当采油井2的水平段进行封固，一般采用水泥封固时，可以通过射孔装置将采油套管对应于采油井2水平段的部分开设多个开孔。

注气套管对应于注气井1水平段的部分开设有多个开孔，和/或，采油套管对应于采油井2水平段的部分开设有多个开孔。也就是说，可以仅仅是，注气套管对应于注气井1水平段的部分开设有多个开孔；也可以仅仅是，采油套管对应于采油井2水平段的部分开设有多个开孔；还可以是，注气套管对应于注气井1水平段的部分开设有多个开孔，并且，采油套管对应于采油井2水平段的部分开设有多个开孔。

具体实施时，可以根据实际情况向采油井2内注入冷却介质，以降低采油井2的温度，避免将采油井2内的采油套管烧坏或者结焦。冷却介质可以为蒸汽、水、氢气、烃类等。

可以看出，本实施例中，通过注气井1内注气套管注气井1水平段的部分开设有开孔，能够使得注气套管内输送的气化剂更好地与目标油层5相接触，增大了气化剂与原油的接触面积，更好地实现驱油；采油井2内采油套管对应于采油井2水平段的部分开设有开孔，能够使得采油套管更好地与目标油层5相接触，便于采集采油套管附近的原油，提高了采油的效率。

参见图1和图2，上述各实施例中，气化剂注入设备3可以包括：连续管31、喷嘴32、注入器33和滚筒34。其中，滚筒34设置于地面4，连续管31部分置于注气井1内。连续管31的第一端(图1所示的上端)置于注气井1外，即连续管31的第一端置于地面4上，连续管31的第一端可转动地缠绕于滚筒34。连续管31的第二端(图1所示的右端)可移动地置于注气井1内，具体地，连续管31置于注气井1内的部分设置于注气井1的注气套管内。连续管31的第二端可以仅仅放置于注气井1内，滚筒34用于对连续管31进行收放，以使连续管31在注气井1内可移动。连续管31用于向注气井1内输送气化剂。

具体实施时，连续管31可以为单层、双层或多层结构，以实现多种不同成分的气化剂的同时注入。

喷嘴32与连续管31的第二端相连接，喷嘴32用于将连续管31内气化剂的混配、雾化和加速，并将气化剂喷出至目标油层5中。

注入器33设置于地面4，并且，注入器33对应于注气井1的井口处。连续管31可滑动地穿设于注入器33，也就是说，连续管31穿设于注入器33，并且，连续管31可相对于注入器33上下(相对于图1而言)滑动。注入器33用于控制连续管31在注气井1内的位置，具体地，注入器33将连续管31下放至注气井1内的各个位置，并使连续管31在某一位置保持固定。

具体实施时，气化剂注入设备3还可以包括：防喷器(图中未示出)，该防喷器设置于地面4，防喷器对应于井口处，并且，该防喷器置于井口与注入器33之间，该防喷器用于在连续管31在移动的过程中保证注气井1的密闭性，避免气体泄漏。

可以看出，本实施例中，气化剂注入设备3的结构简单，并且，能够准确地控制在注气井1内的位置，更好地实现了在注气井1内的后退式移动。

继续参见图1和图2，上述实施例中，气化剂注入设备3还可以包括：隔热器35。其中，隔热器35连接于连续管31的第二端，并且，隔热器35靠近喷嘴32设置。由于连续管31可移动地置于注气井1内，所以连续管31与注气井1之间具有间隙，即连续管31与注气井1内的注气套管之间具有间隙，隔热器35用于密闭连续管31与注气井1之间的间隙，防止高温高压气体进入注气井1的未开发的油层段。

参见图1，注气井1与采油井2为相对设置，具体地，注气井1和采油井2分别置于目标油层5的左右(相对于图1而言)两侧，注气井1的水平段与采油井2的水平段相平行。

参见图4，注气井1与采油井2置于同一侧，则注气井1与采油井2为并行设置，注气井1的垂直段与采油井2的垂直段相平行，注气井1的水平段与采油井2的水平段相平行。

可以看出，本实施例中，注气井1和采油井2的位置可以相对设置也可以置于同一侧，便于根据施工时的实际情况来选择，更好地进行采集原油。

综上所述，本实施例中，通过注气井1内的气化剂注入设备3由注气井1的水平段的末端向稳斜段处移动，使得气化剂的注入方向与燃烧前缘前进方向相反，能够使得燃烧前缘更加均衡的燃烧，避免了气化剂与目标油层5燃烧反应发生的火窜现象，也避免了燃烧趋于偏移的问题，确保了注气井1的安全稳定运行，有效提高了井网对地层的控制程度，提高了火线在平面上的波及系数，并且，气化剂注入设备3在注气井1内可移动使得气化剂的注入位置可移动，能够根据油藏特性调整注气位置，有效地保证热量波及范围，提高了热效率。

显然，本领域的技术人员可以对本实用新型进行各种改动和变型而不脱离本实用新型的精神和范围。这样，倘若本实用新型的这些修改和变型属于本实用新型权利要求及其等同技术的范围之内，则本实用新型也意图包含这些改动和变型在内。