1、CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM稠油、特稠油油藏提高采收率的新思路所在院系： 石油工程学院 课程名称： 油气田开发工程系统导论学生姓名： 吴丽 学 号： 2013212068 专 业： 油气田开发工程 任课教师： 刘慧卿、庞占喜 完成日期： 2013 年 12 月 20 日稠油、特稠油油藏提高采收率的新思路摘要：稠油油藏是一类特殊的油气藏，与常规油藏有许多不同之处，由于原油粘度高、开采难度大。稠油是低品位石油资源，开发难度大、投资高，如何提高稠油、特稠油油藏采收率是开发稠油的重要课题。本文在综述了蒸汽吞吐、蒸汽驱、稠油冷采、SAGD，火烧油层等5种国外成熟的稠油热采开
2、发技术的基础上，概述了稠油、超稠油强化采油、改善开发效果的新技术、方法和思路。关键词：稠油、提高采收率、蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD一、引言稠油是一类重要的油藏，在世界上分布及其广泛。世界上稠油资源蕴藏丰富，我国通过加强勘探和研究，稠油的探明和控制储量逐步增加，从1992年起，我国稠油产量上升到1000 104t以上，2010年达到 1669104t。主要集中在渤海湾和新疆克拉玛依油区。我国稠油开发主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱两种开发方式，由于油藏差异，开发方式也有差异。辽河油田的稠油主要以吞吐、常规水驱和蒸汽驱为主，近几年直- 水平井组合SAGD(蒸汽辅助重力泄油)也逐渐成为一项主导开发技术。新疆
3、克拉玛依油田是以蒸汽吞吐、蒸汽驱为主，双水平井SAGD技术将成为开发浅层特超稠油的主导技术。胜利油田以蒸汽吞吐为主，也在一些区块开展蒸汽驱及化学蒸汽驱试验和推广应用。二、稠油热采开发技术稠油开采技术分为冷采和热采两大类，热力采油是众多强化采油（EOR）技术中应用广泛且相对成熟的技术。蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油藏及扩展技术水平井火烧油藏，特别是前两者已成为稠油油藏强化采油的基本方法。70 年代发展起来的蒸汽辅助重力驱（SAGD）技术更成为特稠油油藏有效开发的标准实践过程。而对于黏度相对较低的稠油油藏，水驱开发和稠油携砂冷采(CHOPS)仍然是最经济有效的方法 1。（一）、稠油热采技术（1）
4、、蒸汽吞吐蒸汽吞吐是稠油热采的最主要的开发方式之一，它以单井为生产单元，将高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天加热油层，然后开井进行生产。蒸汽吞吐的优点为作业较简单、产油速度高、见效快，一般其采收率为20%左右 2。（2）蒸汽驱蒸汽驱是所有EOR方法中最为有效，且在国外也是最为广泛和成功的热采技术。蒸汽驱是一种驱动式开采方式，它是以井组为生产单元，通过注汽井连续注汽，同时生产井连续采油达到提高采收率的目的。通过注入井不断注入高干度蒸汽，一方面可以加热油层降低原油粘度，另一方面注入蒸汽可以补充地层能量。（3）火烧油层火烧油层是稠油热采中应用最早的一种EOR方法。其原理为将含氧气体或空气注入油层，
5、通过与有机燃料在油层中反应，产生热量加热油层，从而达到降低原油粘度，在空气的驱动下开采原油的目的。由于火烧油层不受油藏埋深限制，对热量利用高，虽然火烧油层技术与蒸汽驱技术相比更复杂，但其适应油藏范围更加广泛 3。（4）蒸汽辅助重力泄油蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是以蒸汽作为加热介质，热传导与热对流相结合，依靠稠油及凝析液的重力作用进行开采。SAGD的开采方式有三种：一种是平行水平井方式；另一种方式是水平井与直井组合；第三种方式是单水平井SAGD。蒸汽辅助重力泄油技术一般要求油藏埋深不宜太深，油层连续厚度较大，油层具有一定的垂向渗透性且不存在连续分布夹层 4。 SAGD技术虽然已经得到商业化应用
6、，但仍然存在许多技术挑战，如：油水乳化、蒸汽干度的影响、汽油比存在局限性和高温作业对泵和油管的影响等 5。（二）、稠油冷采技术（1）出砂冷采技术出砂冷采技术(CHOPS) 是自加拿大发展起来的一项稠油开采技术。稠油出砂冷采机理比较复杂，主要原理包括在井底附近“蚯蚓洞”的形成和扩展、“泡沫油”的流动作用 1。CHOPS最突出的优点为：投资少、产能高、见效快、风险小。经过半年或一年的出砂，就可达到高峰产量。目前携砂冷采的接替技术尚未成熟，转注蒸汽或注水开发，无法解决由蚯蚓洞带来的窜流问题。（2）注CO 2开采技术注CO 2气体开采技术至今有几十年的历史。CO 2注入地层后可以降低原油粘度、降低油水
7、界面张力、减少流动阻力、改善油水流度比、原油体积膨胀作用、酸化解堵作用、提高注入能力、压力下降引起的溶解气驱作用、萃取和汽化原油中的轻质烃 6。三、稠油、特稠油油藏提高采收率的新思路在上述EOR 方法的应用过程中，始终存在一系列挑战，包括：（1）稠油开采过程中边底水的快速突进；（2）如何进一步提高SAGD 热采技术的有效性，使大量边际资源得以动用；（3）减少热采过程中的热能量损失，达到最大程度经济有效和环境友好；（4）薄层稠油油藏的有效开发；（5）CHOPS 应用过程中出砂对井筒、举升设备的影响及出砂处理。为了解决这些问题，近年来国内外专家学者提出了稠油提高采收率的一些新思路、方法和延伸技术。
8、 （一）、强底水稠油油藏双水平井油水同采强底水稠油油藏具有较强的地层能量，通常采用天然能量或辅助注水开采方式提高其经济效益。但不利的高流度比易于导致底水的快速突进，形成大量旁绕的剩余油，呈现油井低产量、高产水和较低的最终采收率的开采特点。实践过程中采用选择性油层上部射孔、单水平井开采等技术试图缓解底水的快速突进，但常规黑油油藏具有较好抑制底水锥进的水平井在稠油开采中通常无效，这类油藏的一次采收率一般小于15%。Clark H.P提出了一种稠油冷采双水平井油水同采提高采收率的思路，并提出了优化油水产量比的解析方法 9，采用双分支或双水平井分别钻遇下部水层和上部油层并完井。与传统的油层单分支水平井
9、开采方式不同，双分支或双水平井通过油水同时开采可以较好地抑制底水沿井筒的锥进，从而实现上部油层部位水平分支较长时间段内的无水采油，从而大幅度提高采收率（图1）。图1 常规水平井和双分支水平井油水同采示意图。A：常规水平井和双分支水平井轨迹； B：常规水平井垂直井轨迹剖面，示出开采初期及5 年开采期油水分布；C： 双分支水平井垂直井轨迹剖面，示出开采初期及5 年开采期油水分布（据Qin 等，2011 修改）（二） 改善特稠油油藏SAGD 开发效果的智能完井和溶剂添加技术1、 SAGD 水平井的智能完井对于SAGD 的双水平井，储层的非均质性对蒸汽注入和产油都有重要影响。如何使蒸汽有效注入水平井不
10、同性质储层段，使不同储层性质水平层段内原油在在生产井中得以相对均匀产出，减缓由于蒸汽突进作用形成的旁绕的剩余油，从而获得最大的波及体积是SAGD开采过程中的挑战之一。智能完井技术提供了更为可行的问题解决途径 10。其基本原理为应用层段控制阀（ICV）将水平井段分隔为不同的井段，每个 ICV 上有与地面连接的水力开、关控制线，由地面遥控即可开关ICV，打开或关闭不同井段， ICV 可承受260高温和20.6MPa 的地层压力。两个ICV 之间设置蒸汽注入量控制器，实现不同井段选择性蒸汽注入。为实现蒸汽注入和开采效果的连续监测，这套智能完井技术还包括配套的温度和压力井下监测仪器，目前承受的温度上限
11、为260上述智能完井技术实现了整个水平井段更为均匀的蒸汽腔并有助于改善不同分隔段的油汽比。模拟结果表明，取决于储层非均质性的强弱，通过实施选择性蒸汽注入，改善注入效果，可提高油汽比20-40%，增加可采储量5-10% 11。2、 基于溶剂添加的蒸汽辅助重力驱技术提高SAGD 开采效果的另一趋势是在注入蒸汽中添加溶剂，进一步降低油藏条件下的原油粘度 1213。室内实验和数值模拟结果表明干蒸汽中添加溶剂既可同时增加原油产量和油汽比 14。采用溶剂、或溶剂添加的方式有望成为下一代的稠油热采方法，其主要特点是有益于环境保护，改善经济效果并提高采收率。其基于溶剂添加的蒸汽吞吐已得到了商业规模应用。（三）
12、、水平井交互蒸汽驱技术委内瑞拉Orinoco 重油带主要采用一次采油冷采的方式开发，并广泛应用水平井、鱼骨井和多分支井，采收率一般6-9%。针对部分中等厚度稠油油层的特点，研究者提出了水平井交互注入蒸汽，蒸汽驱强化采油的思路 15。其基本设想为平面上相邻的水平井分别作为蒸汽注入和生产井，并周期性的轮换。即上一周期的生产井在下一周期改为蒸汽注入井（图2）。图2 水平井交替蒸汽驱示意图（据 Edgar等，2008）这种交互水平井蒸汽注入方式综合了蒸汽驱和蒸汽吞吐各自的优点。与常规的SAGD 过程相比，应用单一水平井周期性地轮换注入和生产，只需钻SAGD 所需一半的井，尤其适合5-15m 厚度的储层
13、。任一水平井注入蒸汽过程中，注入井和生产井之间的压差驱动产生蒸汽腔， 并在两井之间形成波及前缘。注入井转为生产井后，井筒附近剩余的热量又为其接下来的生产提供了能量。周期性重复上述过程，蒸汽腔将扩展到整个油藏。上述过程在降低原油粘度、实现井的增产基础上，更扩大了生产井的波及体积。（四）、双水平井连接U型井加热技术稠油、特稠油强化采油的关键是将热能有效传递到地下油藏部位，降低原油粘度。Eni公司勘探与生产部门该项目研发团队提出了一种创新的热采概念 16，即将不同方向钻穿同一油藏的两口水平井在地下连接起来，形成U 型井。目标是实现超热流体（350-500C）在整个水平段内的连续循环。超热流体携带的热
14、量传导到地层降低原油粘度，从而提高采收率。对U 型井的应用包括两种主要方式（图3）：（1）流体在U型井中的直接循环。完井方式见图 3A，两口井都有油管悬挂在井口之下，油管末端置于水平段中且允许自由膨胀以减小热应力的影响。热蒸汽或超热流体在一个分支到另一个分支闭合的环路中循环，并由B 井返回到地面泵入和加热系统中。双水平井连接形成的U 型井只用于地面到地下油藏热能的传导而不用于产油，地下稠油则由附近的其他生产井产出；(2)热流体由一分支注入、循环，原油由另一分支产出。完井方式见图3B。注入热流体由注入分支的油套环空回收，经加热继续循环。而另一分支则以人工举升方式将原油采出。图3 U型水平井超热流
15、体循环示意图A：热流体在A 井注入，B 井产出；B ：热流体在A 井循环，原油由B 井产出（据Poloni 等，2010 ）U型井加热热采技术要求高精度的钻井技术支持和隔热油管、井口和其他抗高温井筒设施。目前最新的技术如旋转定向钻井、陶瓷扶正器等已可以满足U型井钻井和连接的要求。但如何提高井口结构高温下的封闭性、并能适应热膨胀导致错动，固井、抗高温、抗腐蚀性油套管的研发方面还需继续攻关。（五）、 稠油冷采的无砂开采加拿大和和委内瑞拉等稠油开采过程中曾大力倡导采用天然能量驱动一次采油，即稠油的携砂冷采（CHOPS ）。在CHOPS 应用过程中，出现两方面直接影响常规油藏管理和经济效益的问题。其一
16、是产出砂在井筒堆积，影响举升设施的正常运行，约25%左右的操作费用消耗在上述问题所导致大量的修井工作。其二是携砂冷采过程中的产出砂需特殊的处理设施、分离装备和末端处理办法。Qin W根据西加盆地稠油冷采的具体油藏条件提出了一种新的无砂开采设想17。这种被称之为“超级埋藏”的概念即在充分发挥CHOPS 过程中较好的经济效益优势的同时提供井下分离和贮存产出砂的途径。开采的流体和砂由重力驱动作用进入产层以下一定距离的盐洞。多口井的产出液和砂可置入同一盐洞中，同时应用相应的举升方法自生产井采出盐洞中的原油（图4），而产出的砂则直接滞存于盐洞中。与常规的稠油冷采技术相比，这种“超级埋藏”具有更好的经济效
17、益。具体表现为：（1）无砂开采减少了对举升装备的磨损、延长其运行时间；（2）减少了CHOPS 过程中频繁的井筒清砂作业；（ 3）避免了地面砂分离转运和置入盐洞的工作；（4）单一生产井采用大排量举升方式减少了不同井区分离器的应用。图4 稠油冷采无砂开采示意图（据 Wagg 和Fang，2007）四、结论通过论文研究，稠油、超稠油强化采油、改善开发效果的新技术、方法和思路主要有以下几个方面:（1）强底水油藏油水同采。在水层和油层中通过双分支水平井同时分别产水和油，抑制底水的锥进；（2）蒸汽辅助重力驱（SAGD）的智能完井技术。通过优化分支水平井不同层段的蒸气注入，改善了注入效果，提高油-注入蒸汽比
18、（OSR）；（3）基于溶剂添加的蒸汽辅助重力驱（SA-SAGD）。与常规的SAGD 相比，蒸汽中添加轻烃溶剂提高了沥青质稠油的产量和OSR；（4）水平井交互蒸汽驱技术。综合了蒸汽驱和蒸汽吞吐的优点，同时只需目前流行的SAGD 一半的水平井数，适合6-15m 油层。（5）双水平井连接U型井加热技术。实现通过油藏水平段超热流体的地下、地面的循环应用，降低油藏原油粘度提高采收率；（6）稠油冷采的无砂开采。砂和原油通过重力泄油作用流入油藏以下的盐洞中。应用钻穿油水部位的生产井将溶蚀洞的原油产出。参考文献1罗玉合,孙艾茵 ,张文彪等.稠油出砂冷采技术研究J.内蒙古石油化工，2008(2):742王卫红,
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