稠油油藏立体水平井网电加热开采方法及系统与流程

本发明涉及石油开采，是一种稠油油藏立体水平井网电加热开采方法及系统。

背景技术：

1、常规的直井蒸汽吞吐即在直井内下入注汽管柱，根据施工参数向油井注入高温高压蒸汽，经过焖井和放喷后提出注汽管柱，然后下入生产管柱进行生产。蒸汽吞吐的开发过程主要分为三个阶段：注汽阶段(吞蒸汽）、关井阶段（焖井）和回采阶段（吐蒸汽）。蒸汽吞吐提高稠油采收率的主要机理为蒸汽加热降黏、重力驱作用、油层解堵作用以及溶剂抽提作用等。

2、利用蒸汽吞吐开采稠油油藏，初期投资较少、见产快，增产效果显著。但随着稠油油藏的深入开发，蒸汽吞吐采油技术也暴露出了一系列问题：①蒸汽吞吐采油时，向油层注入的蒸汽量有限，注入的蒸汽仅能加热井筒周围10至30米地层，储层动用程度较低；②蒸汽从井口注入抵达井底时，蒸汽热量损失较大；③蒸汽吞吐周期产量变化幅度较大，产量衰减速度快；④蒸汽吞吐主要依靠天然能量采油，采收率仅有15%至20%；⑤冷热周期变化，井筒损害较大。

3、对于50℃地面脱气原油粘度大于20000 mpa.s、连续油层厚度10 m以上的特稠油油藏可用采用蒸汽辅助重力泄油（sagd）方式开采。蒸汽辅助重力泄油技术(sagd)作为比较前沿的稠油热采技术，最早由butler博士提出，在加拿大油砂矿区、中国的辽河油田、新疆油田等地的稠油油藏得到了成功应用。sagd技术是以蒸汽作为加热油层的热源注入地层，加热地层原油使黏度降低，利用密度差产生的垂向重力差异进行稠油开采。

4、公告号为cn205638410u的中国专利文献公开了一种重力泄水辅助蒸汽驱立体井网结构，其包括水平设置于油层中部的注汽水平井，其两侧分别设置有第一采油水平井和第二采油水平井，第一采油水平井和所述第二采油水平井平行对称设置、且均与注汽水平井位于同一高度位置处，注汽水平井与第一采油水平井之间设置有第一内部泄水直井组，第一采油水平井远离注汽水平井的一侧设置有第一边部泄水直井组；注汽水平井与第二采油水平井之间设置有第二内部泄水直井组，第二采油水平井远离注汽水平井的一侧设置有第二边部泄水直井组。该结构能够提升蒸汽驱排水降压效果，促进汽腔的快速形成，提高蒸汽波及体积以及储量动用程度，最终达到提高采收率的目的。使用过中发现该方法通过蒸汽吞吐预热油藏后，油藏温度仅能达到75℃至83℃；对于50℃原油粘度50000 mpa.s以上的超稠油油藏，该温度条件下超稠油的流动能力仍然较差，预热效果极其有限，油汽比较低；另外，后期需要重新射孔，更改射孔轨迹，操作难度大，要求油层厚度为10 m至15 m，无法有效动用10 m以下的薄油层。该方法主要针对连续油层厚度大于20 m厚层稠油油层，且需要大量使用蒸汽，仍然属于高碳排高能耗稠油开采方法。

5、对于50℃地面脱气原油粘度大于50000 mpa.s，连续油层为5至10 m的超稠油油藏，尤其是油层横向连续性较差，储层非均质性强，物性变化快，单井eur较小的油藏，实现效益开发极为困难。但该类油藏储量较大，一般占稠油总资源量的30%至40%，采用常规热采方法开采最终采收率一般小于20%，油汽比一般小于0.08，单位碳排放达到2.0吨碳/吨油以上。对于油层厚度相对较厚（在5至10 m范围内）、分布区域长度和宽度均较大（呈片状分布）的超稠油油藏，在不动管柱结构的情况下，常规热采方法和sagd开采无法实现效益开发，地面需配套高成本的燃煤/燃气锅炉，注入蒸汽的热损失大且碳排放量高。

技术实现思路

1、本发明提供了一种稠油油藏立体水平井网电加热开采方法及系统，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有对于油层厚度为5至10 m、分布区域长度和宽度均较大的超稠油油藏在开发过程存在的地面需配套高成本的燃煤/燃气锅炉，注入蒸汽的热损失大且碳排放量高的问题。

2、本发明的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，包括：

3、在选定的目标油藏内设置纵截面呈角三角形分布的立体水平井网，立体水平井网包括至少3口钻进方向平行的水平井，每口水平井的水平段跟端均向下弯曲后与造斜段连接在一起，所有水平井的水平段均采用筛管完井，完井后在立体水平井网内的每个水平井内均下入一长一短两根油管；

4、分别在立体水平井网的每口水平井内设置电加热系统和采油泵，每个电加热系统均包括带温度测试装置的井下电加热装置，将带有温度测试装置的井下电加热装置的连续油管从长油管内下入至对应水平井趾端，每个带温度测试装置的井下电加热装置均能通过供电电缆分别与网电和绿电连接；将采油泵从短油管内下入至对应水平井的造斜段；其中，所有井下电加热装置均位于对应水平井的水平段内，采油泵尾端下接能敷设至对应水平井水平段的尾管；

5、准备采油生产，包括：获取电加热注清水吞吐生产周期的总开采轮数m，清洗立体水平井网内各水平的井筒，直至将井筒内的钻井泥浆全部循环至地面；

6、开启m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采，每个电加热注清水吞吐生产周期均包括：向立体水平井网内各水平井的长油管与连续油管的环空注入清水段塞；利用绿电和网电配合供电，开启立体水平井网内的所有井下电加热装置，通过各井下电加热装置和对应的温度测试装置相互配合在设定时长内对立体水平井网内所有水平井的水平段连续加热，使原油在高温条件下发生水热裂解；水热裂解后各水平井开启循环替液生产，在循环替液生产后判断是否无产出液或产出液中原油含量小于5%，若是，则停止循环替液，若否，则继续循环替液；

7、每个电加热注清水吞吐生产周期结束后，确定当前电加热注清水吞吐生产周期的开采轮数n，并判断n是否大于等于m，若否，则进入下一轮的电加热注清水吞吐生产周期的开采，且每个新电加热注清水吞吐生产周期内各井下电加热装置的加热时长均较上一个电加热注清水吞吐生产周期延长10%至15%，若是，则结束电加热注清水吞吐生产周期的开采。

8、下面是对上述发明技术方案之一的进一步优化或/和改进：

9、上述每个利用绿电和网电配合供电，开启立体水平井网内的所有井下电加热装置，通过各井下电加热装置和对应的温度测试装置相互配合在设定时长内对立体水平井网内所有水平井的水平段连续加热，使原油在高温条件下发生水热裂解的过程，均可包括：开启井下电加热装置，井下电加热装置采用满功率加热升温；井下电加热装置判断温度测试装置采集的实时井筒环境温度是否达到温度门限值；若是，则将井下电加热装置调整为恒温加热，使原油能持续进行水热裂解反应；判断井下电加热装置的加热时长是否到达设定时长，若是，则关闭井下电加热装置，若否，则井下电加热装置继续恒温加热。

10、上述准备采油生产还可包括：获取油层破裂压力，确保在每次向立体水平井网内各水平井内注入清水段塞时，清水的井底注入压力比油层破裂压力小0.5 mpa至1mpa。

11、上述立体水平井网顶端与油层顶界之间的距离可为2 m至3 m，立体水平井网底端与油层底界之间的距离可为0.5 m至1 m。

12、上述还可包括在m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采后，立体水平井网内各水平井的水平段动用大于75%、温度场连通且井间温度大于设定温度时，转立体水平井网驱泄生产，立体水平井网驱泄生产包括：位于立体水平井网顶部的各水平井停止产液后，判断绿电供电量与所有井下电加热装置的总加热功率是否相适配；若是，则向立体水平井网的各水平井内注入清水，开启各水平井内的井下电加热装置，加热清水生产高干度蒸汽，使高温水蒸汽进入油藏内加热油层；若否，位于立体水平井网顶部的各井下电加热装置则利用网电继续加热；判断网电是否处于谷电时段，若否，则关闭位于立体水平井网底部的各水平井后焖井，若是，位于立体水平井网底部的各水平井则利用网电开启采油泵生产。

13、本发明的技术方案之二是通过以下措施来实现的：

14、布井和完井模块，在选定的目标油藏内设置纵截面呈角三角形分布的立体水平井网，立体水平井网包括至少3口钻进方向平行的水平井，每口水平井的水平段跟端均向下弯曲后与造斜段连接在一起，所有水平井的水平段均采用筛管完井，完井后在立体水平井网内的每个水平井内均下入一长一短两根油管；

15、电加热系统设计及建设模块，分别在立体水平井网的每口水平井内设置电加热系统和采油泵，每个电加热系统均包括带温度测试装置的井下电加热装置，将带有温度测试装置的井下电加热装置的连续油管从长油管内下入至对应水平井趾端，每个带温度测试装置的井下电加热装置均能通过供电电缆分别与网电和绿电连接；将采油泵从短油管内下入至对应水平井的造斜段；其中，所有井下电加热装置均位于对应水平井的水平段内，采油泵尾端下接能敷设至对应水平井水平段的尾管；

16、准备模块，准备采油生产，包括：获取电加热注清水吞吐生产周期的总开采轮数m，清洗立体水平井网内各水平的井筒，直至将井筒内的钻井泥浆全部循环至地面；

17、电加热注清水吞吐生产模块，开启m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采，每个电加热注清水吞吐生产周期均包括：向立体水平井网内各水平井的长油管与连续油管的环空注入清水段塞；利用绿电和网电配合供电，开启立体水平井网内的所有井下电加热装置，通过各井下电加热装置和对应的温度测试装置相互配合在设定时长内对立体水平井网内所有水平井的水平段连续加热，使原油在高温条件下发生水热裂解；水热裂解后各水平井开启循环替液生产，在循环替液生产后判断是否无产出液或产出液中原油含量小于5%，若是，则停止循环替液，若否，则继续循环替液；

18、每个电加热注清水吞吐生产周期结束后，确定当前电加热注清水吞吐生产周期的开采轮数n，并判断n是否大于等于m，若否，则进入下一轮的电加热注清水吞吐生产周期的开采，且每个新电加热注清水吞吐生产周期内各井下电加热装置的加热时长均较上一个电加热注清水吞吐生产周期延长10%至15%，若是，则结束电加热注清水吞吐生产周期的开采。

19、下面是对上述发明技术方案之二的进一步优化或/和改进：

20、还包括立体水平井网驱泄生产模块，在m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采后，立体水平井网内各水平井的水平段动用大于75%、温度场连通且井间温度大于设定温度时，转立体水平井网驱泄生产，立体水平井网驱泄生产包括：位于立体水平井网顶部的各水平井停止产液后，判断绿电供电量与所有井下电加热装置的总加热功率是否相适配；若是，则向立体水平井网的各水平井内注入清水，开启各水平井内的井下电加热装置，加热清水生产高干度蒸汽，使高温水蒸汽进入油藏内加热油层；若否，位于立体水平井网顶部的各井下电加热装置则利用网电继续加热；判断网电是否处于谷电时段，若否，则关闭位于立体水平井网底部的各水平井后焖井，若是，位于立体水平井网底部的各水平井则利用网电开启采油泵生产。

21、与现有技术相比，本发明中立体水平井网内各水平井按照油层倾斜方向，在垂向上高低布置，即可形成斜线的重力驱油。其无需设置高成本的地面燃煤/燃气蒸汽发生装置和地面注蒸汽管网，通过设置在立体水平井网的各水平井内的井下电加热装置，即可直接在井下加热清水，生产高干度蒸汽，使蒸汽的热能利用率更高，从而实现蒸汽注入端的零碳排和零热能损失。其前期可通过循环重复电加热注清水吞吐生产周期的开采，使高干度蒸汽持续与原油发生水热裂解反应，水热裂解产生的原油轻质组分和部分可溶气体溶解到原油中后，能生成低粘度的泡沫油，对原油进行改质，使原油黏度出现不可逆下降，降黏后的原油能在重力作用下下沉至筛管内，汇聚在各水平井的弯曲段，最终通过循环替液排出井口。在后期的立体水平井网驱泄生产过程中，无需改动管柱结构即可实现注采替换，形成高位电加热产生蒸汽，底部位重力泄油，实现类似双水平井sagd生产。其利用网电和绿电相互配合，能实现清洁能源就地消纳，在低能耗的同时能够极大限度的开发利用稠油油藏，对于油层厚度为5至10 m、分布区域长度和宽度均较大的超稠油油藏实现效益开发。

技术特征：

1.一种稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，包括：

2.根据权利要求1所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，每个所述利用绿电和网电配合供电，开启立体水平井网内的所有井下电加热装置，通过各井下电加热装置和对应的温度测试装置相互配合在设定时长内对立体水平井网内所有水平井的水平段连续加热，使原油在高温条件下发生水热裂解的过程，均包括：

3.根据权利要求1或2所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，所述准备采油生产还包括：

4.根据权利要求1或2所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，立体水平井网顶端与油层顶界之间的距离为2 m至3 m，立体水平井网底端与油层底界之间的距离为0.5 m至1 m。

5.根据权利要求3所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，立体水平井网顶端与油层顶界之间的距离为2 m至3 m，立体水平井网底端与油层底界之间的距离为0.5 m至1 m。

6.根据权利要求1或2或5所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，还包括在m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采后，立体水平井网内各水平井的水平段动用大于75%、温度场连通且井间温度大于设定温度时，转立体水平井网驱泄生产，立体水平井网驱泄生产包括：

7.根据权利要求3所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，还包括在m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采后，立体水平井网内各水平井的水平段动用大于75%、温度场连通且井间温度大于设定温度时，转立体水平井网驱泄生产，立体水平井网驱泄生产包括：

8.根据权利要求4所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采方法，其特征在于，还包括在m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采后，立体水平井网内各水平井的水平段动用大于75%、温度场连通且井间温度大于设定温度时，转立体水平井网驱泄生产，立体水平井网驱泄生产包括：

9.一种应用权利要求1至8中任意一项所述方法的稠油油藏立体水平井网电加热开采系统，其特征在于，包括：

10.根据权利要求9中所述的稠油油藏立体水平井网电加热开采系统，其特征在于，还包括立体水平井网驱泄生产模块，在m轮电加热注清水吞吐生产周期的开采后，立体水平井网内各水平井的水平段动用大于75%、温度场连通且井间温度大于设定温度时，转立体水平井网驱泄生产，立体水平井网驱泄生产包括：

技术总结
本发明涉及石油开采技术领域，是一种稠油油藏立体水平井网电加热开采方法及系统，后者包括布井和完井模块、电加热系统设计及建设模块、准备模块、电加热注清水吞吐生产模块和立体水平井网驱泄生产模块。本发明结构合理而紧凑，与现有技术相比，本发明中立体水平井网内各水平井按照油层倾斜方向，在垂向上高低布置，即可形成斜线的重力驱油，在各采油阶段均无需改动管柱结构即可实现注采替换，形成高位电加热产生蒸汽，底部位重力泄油，实现类似双水平井SAGD生产；其无需设置高成本的地面燃煤/燃气蒸汽发生装置和地面注蒸汽管网，通过各井下电加热装置可直接在井下加热清水，生产高干度蒸汽，实现蒸汽注入端的零碳排和零热能损失。

技术研发人员：何万军,孙新革,罗池辉,吴永彬,高雨,郭昊,刘仕杰,刘佳
受保护的技术使用者：新疆石油管理局有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/9/23