同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法
技术领域
本发明涉及油气田勘探开发技术领域，是指一种采用新井型井网的自驱井，具体是同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法。
背景技术
现有油气田开发最常用的井网形式是采用注入井和生产井构成的注采井组，通过注入井注入流体，将储层中的油气水混合流体驱替至相邻的生产井并举升至井口地表，采出井口地表的油气水混合流体通过地面油水处理设备进行分离处理。采用该注采井组进行油气田的开发时，至少需要一口注入井、一口生产井和一套地面油水处理设备，所需钻井数多、地面设备多、占地面积大、能量损耗大、单井产量低、最终采收率低、生产成本高。
发明内容
本发明的目的是提供一种同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法，以解决现有技术进行油气田开发时存在的钻井数多、地面设备多、占地面积大、能量损耗大、单井产量低、最终采收率低、生产成本高的问题。
本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现：
本发明提供一种同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其包括：直井段，其设有互不连通的注入流道和采出流道；位于同一储层内且设于所述直井段侧向的至少一个注入井段和至少一个采出井段，所述注入井段与所述注入流道连通而形成注入通道，所述注入通道内设有第一注入机构，所述采出井段与所述采出流道连通而形成采出通道，所述采出通道内设有第一采出机构；井下流体分离系统，其设于所述直井段中且具有入口、第一出口和第二出口，所述入口与所述采出流道连通，所述第一出口与井口连通，所述第二出口与所述注入流道连通。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述采出井段包括水平采出井段和造斜采出管，所述水平采出井段通过所述造斜采出管与所述采出流道连通，所述注入井段包括水平注入井段和造斜注入管，所述水平注入井段通过所述造斜注入管与所述注入流道连通；所述水平采出井段与所述水平注入井段在所述储层内的同一水平面中间隔设置，或者所述水平采出井段与所述水平注入井段分别在所述储层内上下间隔设置。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述水平采出井段内设有水平采出管柱，所述水平采出管柱与所述造斜采出管连通，所述水平采出管柱设有多个开孔；所述水平注入井段内设有水平注入管柱，所述水平注入管柱与所述造斜注入管连通，所述水平注入管柱设有多个开孔。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述采出井段包括压裂采出缝和造斜采出管，所述压裂采出缝通过所述造斜采出管与所述采出流道连通，所述注入井段包括压裂注入缝和造斜注入管，所述压裂注入缝通过所述造斜注入管与所述注入流道连通；所述压裂采出缝与所述压裂注入缝在所述储层内的同一水平面中间隔设置，或者所述压裂采出缝与所述压裂注入缝在所述储层内上下间隔设置。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述井下流体分离系统包括自上而下依次相连的马达、第二注入机构和井下流体分离器，所述马达固设于下入管柱的下端，所述井下流体分离器具有所述入口、所述第一出口和所述第二出口，所述第二注入机构设于所述入口处，所述第一出口通过旁通管与所述下入管柱连通，所述第二出口通过单向阀与所述注入流道单向向下连通。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述井下流体分离器为旋流分离器或重力分离器。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述下入管柱内设有第二采出机构，所述第一出口通过所述旁通管和所述第二采出机构与所述下入管柱连通。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述直井段设有油管和套管，所述套管套设于所述油管外，所述油管与所述套管之间形成油套环空，所述油套环空为所述采出流道，所述油管的内部为所述注入流道；或者，所述直井段设有油管、套管和同心双管，所述同心双管包括套在油管外的内管和套设在所述内管外的外管，所述内管的内壁与所述油管的外壁贴合，所述油管的内部为所述注入流道，所述内管和所述外管之间的环空、以及所述油管和所述套管之间的油套环空构成所述采出流道，所述外管和所述套管之间设有封隔器；或者，所述直井段设有双油管，所述双油管包括两个并排设置的第一油管和第二油管，所述第一油管的内部为所述注入流道，所述第二油管的内部为所述采出流道。
如上所述的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井，其中，所述注入井段设于所述储层的层底，所述采出井段设于所述储层的层顶；或者，所述注入井段设于所述储层的层顶，所述采出井段设于所述储层的层底。
本发明还提供一种同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井的开采方法，其包括如下步骤：步骤a，自所述直井段在储层内侧钻或压裂至少一个注入井段和至少一个采出井段，所述注入井段与所述采出井段上下间隔设置或在同一水平面中间隔设置；步骤b，向注入流道注入注入流体，所述注入流体经注入流道进入各注入井段后注入所述储层；步骤c：所述注入流体驱替所述储层内的储层流体至所述采出井段，所述储层流体在第一采出机构的作用下进入采出流道，再进入所述井下流体分离系统并由所述井下流体分离系统分离为采出液和注入液；步骤d，所述采出液由第一出口流出后采出地面，所述注入液由第二出口流出后，再作为注入流体依次流经注入流道和所述注入井段后注入所述储层；重复步骤c～步骤d，直至开采结束。
本发明的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法与现有技术相比，具有以下技术效果：
本发明在直井段上对应储层处侧钻或压裂至少一个注入井段和至少一个采出井段，使注入井段与直井段的注入流道连通形成注入通道，采出井段与直井段的采出流道连通形成采出通道，同时在采出通道内设置第一采出机构，并根据储层内压力情况在注入通道内设置第一注入机构，实现同井同层多侧向自我驱替和能量补充，减少了钻井数，节约了井场占地面积，降低了生产成本，改变了多井低产的局面；另外，通过设置井下流体分离系统实现井下油水或气水分离，并通过分离后的水继续驱替开采，减轻举升能耗，减少钻井数和地面分离处理设备，节省成本，提高单井产量和采收率。因此本发明解决了现有技术进行油气田开发时存在的钻井数多、地面设备多、占地面积大、能量损耗大、单井产量低、最终采收率低、生产成本高的问题。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性的解释和说明，并非用以限制本发明的范围。
图1为本发明同井同层多侧向自我注采井下分离自驱井的第一实施例的结构示意图；
图2为本发明同井同层多侧向自我注采井下分离自驱井的第二实施例的结构示意图；
图3为本发明同井同层多侧向自我注采井下分离自驱井的第三实施例的结构示意图；
图4为本发明同井同层多侧向自我注采井下分离自驱井的第四实施例的结构示意图。
附图标号说明：
1、直井段；
2、注入井段；21、水平注入井段；22、造斜注入管；23、压裂注入缝；
3、采出井段；31、水平采出井段；32、造斜采出管；33、压裂采出缝；
4、井下流体分离系统；
41、入口；42、第一出口；43、旁通管；44、第二出口；45、马达；
46、第二注入机构；47、井下流体分离器；48、单向阀；49、第二采出机构；
5、注入流道；6、采出流道；7、第一注入机构；8、第一采出机构；
9、油管；10、套管；11、同心双管；12、封隔器；
100、储层；101、层顶；102、层底；200、井口；300、水平面。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施方式一：
如图1至图4所示，本发明提供一种同井同层多侧向自我注采的井下流体分离自驱井，其包括直井段1、位于同一储层100内的且设于直井段1侧向的至少一个注入井段2和至少一个采出井段3、以及井下流体分离系统4，例如该储层100为单储层气藏或单储层油藏；直井段1设有互不连通的注入流道5和采出流道6，注入井段2与注入流道5连通而形成(构成)注入通道，注入通道内设有第一注入机构7，以向储层100注入注入流体，对储层100内的储层流体进行驱替，采出井段3与采出流道6连通而形成(构成)采出通道，采出通道内设有第一采出机构8，以采出储层流体，通过将注入井段2和采出井段3设置在直井段1的侧向，能够扩大同一储层内的油藏波及面积，提高井筒与油藏接触面积和连通程度；井下流体分离系统4设于直井段1中，井下流体分离系统4具有入口41、第一出口42和第二出口44，井下流体分离系统4的入口41与采出流道6连通，储层流体流经采出流道6后经该入口41进入井下流体分离系统4，井下流体分离系统4将储层流体分离为采出液和注入液，井下流体分离系统4的第一出口42通过旁通管43和延伸至井口的下入管柱与井口200连通，分离出的采出液流经第一出口42、旁通管43后采出至井口200，井下流体分离系统4的第二出口44与注入流道5连通，分离出的注入液经第二出口44注入注入流道5，再作为注入流体回注到储层100内，继续对储层100内的储层流体进行驱替，实现自我驱替和自我能量补充。其中图1至图4中的箭头方向代表流体的流动方向。
具体是，当储层流体为油水混合流体时，井下流体分离系统4为井下油水分离系统，采出液为油，注入液为水；当储层流体为油气混合流体，井下流体分离系统4为井下油气分离系统，采出液为油，注入液为气体；当储层流体为气水混合流体，井下流体分离系统4为井下气水分离系统，采出液为气体，注入液为水。
如图1、图2所示，在本发明的一实施例中，注入井段2的水平段和采出井段3的水平段在储层100内的同一水平面300中间隔设置，直井段1的径向相对的两侧分别设有至少一个注入井段2和与注入井段2交替排列的至少两个采出井段3，也就是任意两个采出井段3之间设有一个注入井段2，通过注入井段2注入的注入流体对该注入井段2两侧的储层流体进行驱替，使储层流体进入该注入井段2两侧的两个采出井段3采出，增加了油藏接触面积，提高油藏连通程度，扩大了波及体积，提高单井产量和采收率。
如图3、图4所示，在另一实施例中，注入井段2和采出井段3在储层100内上下间隔设置，例如，注入井段2设于储层100的层底102，采出井段3设于储层100的层顶101；或者注入井段2设于储层100的层顶101，采出井段3设于储层100的层底102，以进一步扩大油藏波及面积；优选地，注入井段2为多个，多个注入井段2分布在直井段1的外周侧，采出井段3为多个，多个采出井段3分布在直井段1的外周侧。
例如，针对单层气藏，可通过在储层100的层底102的注入井段2注水，并从层顶101的采出井段3采出气体，针对单层油藏，可通过在储层100的层底102的注入井段2注水，并从层顶101的采出井段3采出油，当然，也可将注入井段2设置于层顶101、采出井段3设置于层底102，以在层顶101的注入井段2注水，而从层底102的采出井段3采出油。
如图1至图4所示，在本发明的一实施例中，注入井段2包括水平注入井段21和造斜注入管22，水平注入井段21通过造斜注入管22与注入流道5连通，采出井段3包括水平采出井段31和造斜采出管32，水平采出井段31通过造斜采出管32与采出流道6连通；其中水平采出井段31与水平注入井段21在储层100内的同一水平面300中间隔设置(如图1、图2所示)，或者水平采出井段31与水平注入井段21分别在储层100内上下间隔设置(如图3、图4所示)，当上下间隔设置时，水平采出井段31位于水平注入井段21上方或水平采出井段31位于水平注入井段21下方，扩大了油藏内的波及面积，提高了井筒与油藏接触面积和连通程度，实现了线性渗流和径向流，提高了注采能力；其中水平采出井段31可以与水平注入井段21平行设置，当然也可以不平行设置，只要能够实现流体的驱替即可。
如图1所示，在本实施例的第一种可行的技术方案中，水平注入井段21内设有水平注入管柱，水平注入管柱与造斜注入管22连通，水平注入管柱设有多个开孔，以使水平注入管柱与储层100连通；水平采出井段31内设有水平采出管柱，水平采出管柱与造斜采出管32连通，水平采出管柱设有多个开孔，以使水平采出管柱与储层100连通，其中开孔可以采用射孔的方式实现；由此实现注入流体依次经注入流道5、造斜注入管22、水平注入管柱后，通过水平注入管柱上设置的多个开孔进入储层100，以驱替储层流体的采出，储层流体通过水平采出管柱上设置的多个开孔进入水平采出管柱后，依次流经造斜采出管32、采出流道6、井下流体分离系统4的入口41进入井下流体分离系统4，经井下流体分离系统4分离为采出液和注入液。
在本实施例的第二种可行的技术方案中，水平注入井段21和水平采出井段31均为裸眼完井的水平井段，二者均通过水平侧钻形成，并通过储层内自身的缝隙实现与储层的渗透连通；进一步的，每个裸眼完井的水平注入井段21和水平采出井段31内均可压裂有多个压裂缝，扩大了同一储层内的油藏波及面积，提高了井筒与油藏接触面积和连通程度。
如图2所示，在本发明的另一实施例中，注入井段2包括压裂注入缝23和造斜注入管22，压裂注入缝23通过造斜注入管22与注入流道5连通，采出井段3包括压裂采出缝33和造斜采出管32，压裂采出缝33通过造斜采出管32与采出流道6连通，例如水平注入井段21和水平采出井段31均通过套管10开窗并注入高压钻井液压裂形成；其中压裂采出缝33与压裂注入缝23在储层内的同一水平面300中间隔设置(如图1、图2所示)，或者压裂采出缝33与压裂注入缝23在储层内上下间隔设置(如图3、图4所示)，当上下间隔设置时，压裂采出缝33位于压裂注入缝23上方或压裂采出缝33位于压裂注入缝23下方，扩大了油藏内的波及面积，提高了井筒与油藏接触面积和连通程度，实现了线性渗流和径向流，提高了注采能力。另外，在压裂注入缝23和压裂采出缝33内均可进一步压裂有多个压裂缝，以进一步扩大油藏波及面积，提高了井筒与油藏接触面积和连通程度。
在本发明的一实施例中，注入通道内设有一个第一注入机构7，第一注入机构7位于注入流道5内，第一注入机构7具有调控流量和测量流量的功能，其可以为现有技术中的泵或流量阀等，在注入流道5内设置一个第一注入机构7，既实现了通过一个第一注入机构7控制进入至少一个注入井段2的注入流体的流量和流速，又简化了自驱井的结构、节省了成本投入、功能性强，本实施例适用于储层分布均匀、渗流干扰和突进弱的区块。例如，第一注入机构7为现有技术中的泵或流量阀，具有提供注入压力、调控流量和测量流量的功能。
如图1、图2所示，在另一实施例中，注采通道内设有多个第一注入机构7，每个所述注入井段2内设有一个第一注入机构7，使注入流道5内的注入流体分别通过各第一注入机构7进入对应的注入井段2，使每一个注入井段2内的注入流体的流量和流速均可以实现单独控制，同时还可以通过不打开某一注入井段2内的注入机构，而使注入流体仅进入其他的注入井段2，实现部分井段的注入和驱替，适应能力强，本实施例适用于储层分布不均匀的区块。
如图1、图2所示，同理，第一采出机构8为一个或多个，当第一采出机构8为一个时，该第一采出机构8位于采出流道6内；当第一采出机构8为多个时，每个采出井段3设有一个第一采出机构8。例如第一采出机构8为现有技术中的泵或流量阀，具有提供采出动力、调控流量和测量流量的功能。
如图1、图2所示，在本发明的一实施例中，井下流体分离系统4包括自上而下依次相连的马达45、第二注入机构46和井下流体分离器47，马达45固设于下入管柱的下端，马达45用于为井下流体分离器47提供动力，入口41、第一出口42和第二出口44设于井下流体分离器47上，井下流体分离器47将储层流体分离为采出液和注入液，第二注入机构46设于井下流体分离器47的入口41处，采出流道6中的储层流体经井下流体分离器47的入口41流入第二注入机构46，经第二注入机构46加压后进入井下流体分离器47进行流体分离，例如第二注入机构46为现有技术中的泵，第一出口42通过旁通管43与下入管柱连通，分离出的采出液经旁通管43进入下入管柱内，再被下入管柱内的举升装置举升至井口200，第二出口44通过单向阀48与注入流道5单向向下连通，分离出的注入液经单向阀48向下流入注入流道5，再作为注入流体驱替储层100内的储层流体。
进一步，井下流体分离器47为旋流分离器或重力分离器，其结构和工作原理为现有技术，故不赘述。
进一步，下入管柱内设有第二采出机构49，第一出口42通过旁通管43和第二采出机构49与下入管柱连通，分离出的采出液经旁通管43流入第二采出机构49，再流经下入管柱被举升至地表。其中第二采出机构49为满足举升需要，可以为有杆泵、电潜泵、螺杆泵、电潜螺杆泵、气举、自喷、水力、溢流泵和柱塞中的一种。
如图1、图2所示，在本发明的一实施例中，采出流道6和注入流道5的形成方式为：直井段1设有油管9和套管10，套管10套设于油管9外，油管9与套管10之间形成油套环空，油套环空为采出流道6，油管9的内部为注入流道5。当然也可以将油管9的内部作为采出流道6，将油套环空作为注入流道5。
但本发明并不以此为限，在其它实施例中，采出流道6和注入流道5的形成方式也可以是：直井段1设有油管9、套管10和同心双管11，同心双管11包括内管和套设在内管外的外管，内管套在油管外，内管的内壁和油管9的外壁贴合，油管9的内部为注入流道5，内管和外管之间的环空、以及油管9和套管10之间的油套环空构成采出流道6，外管和套管10之间设有封隔器12，例如同心双管为分段式结构。或者采出流道6和注入流道5的形成方式还可以是：直井段1设有双油管，双油管包括两个并排设置的第一油管和第二油管，第一油管的内部为注入流道5，第二油管的内部为采出流道6。
在本发明的一实施例中，自驱井还包括设于直井段1中的井口注液通道，井口注液通道由井口200延伸至井下流体分离系统4处，例如井口注液通道与井下流体分离系统4的入口41或第二出口44连通，进而与注入流道5连通，井口注液通道用于在最初开采时向注入流道5第一次注入注入流体，还可用于在开采过程中向注入流道5补充注入流体，比如当井下流体分离系统4分离出的注入液不足以驱替储层流体时，从井口200通过井口注液通道向注入流道5内补充注入流体。
其中，井口注液通道可以通过单独设置油管形成，以使其与采出液采出至井口的通道互不连通。
实施方式二：
本发明还提供一种同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井的开采方法，该实施方式中的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井与实施方式一的结构、工作原理和有益效果相同，在此不再赘述；该开采方法包括如下步骤：
步骤a，自直井段1在储层100内侧钻或压裂至少一个注入井段2和至少一个采出井段3，注入井段2与采出井段3上下间隔设置或在同一水平面300中间隔设置；
步骤b，向注入流道5注入注入流体，注入流体经注入流体进入各注入井段2后注入储层100；
步骤c：注入流体驱替储层100内的储层流体至采出井段3，储层流体在第一采出机构8的作用下进入采出流道6，再进入井下流体分离系统4并由井下流体分离系统4分离为采出液(例如气或油)和注入液(例如水)；
步骤d，采出液由第一出口42流出后采出地面，注入液由第二出口44流出后，再作为注入流体依次流经注入流道5和注入井段2后注入储层100；
重复步骤c～步骤d，直至开采结束。
具体的，在所述步骤a中，可以在直井段1上对应储层100处进行水平侧钻操作，使注入井段2包括水平注入井段21和造斜注入管22，其水平注入井段21可为裸眼完井，当然，也可在裸眼完井的水平注入井段21内设置具有开孔的水平注入管柱，同理采出井段3为与水平注入井段21类似的结构；进一步的，还可以在侧钻完成后的裸眼水平注入井段21和裸眼水平采出井段31内进行压裂作业，以形成压裂缝，扩大同一储层内的油藏波及面积，提高井筒与油藏接触面积和连通程度。
当然，在本发明另外的实施例中，还可以在直井段1上对应储层100处对套管10进行开窗并注入高压钻井液进行压裂操作，使注入井段2包括压裂注入缝23和造斜注入管22，采出井段3包括压裂采出缝33和造斜采出管32；另外，在压裂注入缝23和压裂采出缝33内均可进一步压裂有多个压裂缝，以扩大同一储层内的油藏波及面积，提高井筒与油藏接触面积和连通程度。
进一步的，在所述步骤a中，注入井段2的长度为1000米，采出井段3的长度为1000米，注入井段2与采出井段3平行设置，当注入井段2和采出井段3在储层100内的同一水平面300中间隔设置时，相邻的注入井段2与采出井段3之间的距离为20米，极大地提高了油藏直接连通程度，以获得更高的单井产量和采收率，当然长度和距离的设置也可根据具体油藏储层的情况进行优化匹配设置，例如注入井段2和采出井段3的长度可小于1000米(比如800米)，也可超过1000米，相邻的注入井段2与采出井段3之间的距离也可小于20米，以能获得更大的储层连通程度，在此不做限制。
进一步的，在所述步骤b和所述步骤d中，注入流体采取连续恒流量加注或间隔变流量加注方式注入注入通道，以实现连续开采或脉冲开采；具体的，连续开采即为持续采用相同的流量注入(例如日注入量10方/天)，该方法操作简单，且为常规注入方法；脉冲开采即为不断改变注入流量的开采方法(例如第一个月，采取日注入量40方/天，第二个月，采取日注入量20方/天，第三个月，采取日注入量30方/天)，而形成不稳定的脉冲压力状态，通过升压和降压两个过程，促进水平注入井段21和水平采出井段31的渗吸作用，扩大注入流体波及，提高采收率。
进一步的，在所述步骤b中，注入流体为水、水蒸汽、二氧化碳或氮气，其也可以为空气、热水、泡沫或化学剂，还可为上述一种或多种介质的组合，其中，泡沫即为在水中加入起泡剂，化学剂是在水中加入碱、磺酸盐、聚合物等化学制剂。
本发明的同井同层多侧向自我注采井下流体分离自驱井及开采方法的特点和优点是：
1.本发明采用新井型井网形式的自驱井，代替传统多口井构成的注采井网，减少了钻井数，节约了井场占地面积，降低了生产成本，改变了多井低产的局面，使得低油价下资源开发更有效益；通过在井下设置井下流体分离系统，实现井下分离油水或气水，并通过分离后的水继续驱替开采，实现同井同层内的自我驱替和自我能量补充，提高了单井产量和采收率；
2.本发明通过设置注入井段和采出井段，提高了井筒与油藏接触面积和连通程度，遵循线性渗流、近活塞式均匀驱替，使注采能力均得到了提升，通过渗流阻力更小的线性渗流，能够扩大油藏波及体积、补充能量、均匀驱替，大大地提高了单井产量，获得更高的采收率；
3.本发明的直井段可以为现有的注入井和生产井，也可以新钻直井，实现新区有效动用和老区剩余油挖潜效果突出，适应性强，还可以实现油藏、气藏、稀油油藏、稠油油藏、未开发油藏、已开发油藏、渗透率高的油藏、渗透率低的油藏的开发，适用范围广，同时能适应于钻井受限区域，例如对于地面受限的海上、城区、高山或者环境保护区的油气田开发，以及地质受限的小断块油藏开发，通过完钻一口自驱井即可实现自我驱替和能量补充，确保开发效果；
4.本发明适合工厂化和模块化生产，能进一步节省生产成本，其中自驱井根据注入井段和采出井段的间距和长度优化，以适应不同地质模式的油藏需要，可以进行标准化设计，规范化施工，模块化作业和工厂化生产。
以上所述仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明做任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何所属技术领域中具有通常知识者，在不脱离本发明技术方案的范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
