1、重油开采前沿技术和商业化前景,加拿大重油技术国际公司蒋琪2008年11月1日,加拿大重油和油砂资源分布,阿萨巴斯卡(Athabasca)2130 亿 m3冷湖(Cold Lake)320 亿 m3和平河(Peace River)250 亿 m3Lloydminster100 亿 m3Grosmont 灰岩1000 亿 m3总的资源量4000 亿 m3可供地面开矿生产的占总资源量的510，9095需要依靠就地打井开采,稠油就地开采技术,冷采热采溶剂以上方法的组合,商业化热采技术,蒸汽吞吐，始于60年代，成熟的商业化技术，采收率低于30火烧油层技术，始于50年代，个别油田商业化，采收率80，但现场
2、操作复杂蒸汽驱技术，始于60年代，作为吞吐后期的接替技术，商业化应用，但只适用于粘度相对较低的油藏蒸汽辅助重力泄油技术，始于80年代，是开采超稠油和特稠油唯一的商业化技术，在加拿大得到商业化应用,现场正在试验的技术,溶剂辅助重力泄油技术(VAPEX)脚尖到脚跟火烧油层技术(THAI)蒸汽中加非凝结气体(SAGP) 的重力泄油技术蒸汽中加溶剂(ESSAGD)的重力泄油技术,世界上第一个试验SAGD的地下试验设施示意图,Devon: 2006年在Jackfish 建成 5000 t/d 产能EnCana:Foster Creek先导试验单井产量130 t/d; 已建成 10000 t/d 生产能力
3、;在Christina Lake 1500 t/d 产能 计划 16000 t/d (底水油藏)Petro-Canada: 在Mackay River 已建成 5000 t/d 产能, 正扩展Jacos:在Hangingstone日产1500t/d,单井日产 100 t/dConocoPhillips:Surmont先导试验 (巨厚顶水油藏)，正建设10000t/d 项目Suncor:2004 年达到 5500 t/d , 2010 年达到 46000 t/d (50 m - 70 m 油层厚度)CNRL:2010 年达到 15,000 t/d OPTI Nexen:2004 年在Gregoi
4、re Lake 建成 10000 t/d 产能Husky2006 年在Tucker Lake 建成 5000 t/d产能合计：2010 年计划超过 100,000 t/dAll expect 50% recovery,加拿大重力泄油先导试验和商业化项目,稠油开采技术的发展方向,将重力泄油的机理充分应用于各种开采方式中尽量降低蒸汽腔的操作压力 (例如低压SAGD)在加拿大的两大主要矛盾：底水，顶水和或者气顶降低地层的热损失,稠油开采技术的发展方向,热电联供，利用透平机的预热降低蒸汽费用，总的经济效益取决于点的销售价格的天然气价格，一次投资费用较高就地改质，提高原油的商品率和价值，同时为烧蒸汽提供
5、低成本燃料，这种开采方式的建设呈上升趋势井下举升系统的改进 (电潜泵，缧杆泵，齿轮泵和水力泵等),溶剂辅助重力泄油技术（VAPEX),泄油原理与SAGD相同，但用溶剂代替蒸汽注入的轻质油扩散到地层中的原油降低油粘度，增加流动能力主要优点(i)没有热损失；(ii)地面设备简单(不需要水处理)；(iii)部分沥青质沉淀在地下，可以改善采出油的质量。该开采方式可以用于那些不适合注蒸汽开发的油藏，如薄层，底水油藏，裂缝性和孔隙度低的油藏。,Butler, R.M. and Jiang, Q., JCPT, 39, No. 1, 48-56, January 2000,低粘度原油向下流动，而溶剂和非凝积
6、气体向上流动大井距有利于扩大溶剂与原油的接触面积采出的原油空间由气体替代油层温度下操作，没有热损失,大井距下的溶剂辅助重力泄油 VAPEX 示意图,生产井,溶剂液体非凝积气体,溶剂向气相和原油中扩散，降低原油粘度,注入井,相似物理模拟预测的一VAPEX生产效果,VAPEX 现状,还处于现场试验阶段,蒸汽中加非凝结气体(SAGP),在SAGD的注入蒸汽中加入非凝结气体如氮气，CO2或者天然气注入的非凝结气体在油层的上部聚集，降低热损失，降低蒸汽用量提高油汽比,水平生产井,(注入的非凝结气体在油层的顶部聚集，降低油层温度，蒸汽用量减少。加热原油和蒸汽冷凝水泄到下面的生产井),在蒸汽中加非凝积气体采
7、油机理,顶部温度降低,蒸汽/天然汽合注,向顶盖层的热损失降低,饱和蒸汽温度,生产井,Producer,注入井,4.0小时时的汽腔 (采收率 = 51%),相似物理模拟预测的SAGD和SAGP效果对比,累积注汽量/初始油储量,累积产油量/初始油储量,蒸汽中加非凝结气体的初步实验室结果,SAGP取得接近SAGD的重力泄油速率SAGP取得了与SAGD相同的采收率SAGP与SAGD相比，节约蒸汽量2530SAGP过程中，注采井周围的温度接近蒸汽饱和温度，但远离注采井的区域温度大大低于饱和蒸汽温度加入非凝结气体后，汽腔的形状与SAGD不同，汽腔下部宽一些和深一些,SAGP 现状,现场试验结果见到好的效果
8、，加入少量非凝结气体后油汽比提高做作SAGD后期降低能耗的主要方式,从脚尖到脚跟的火烧油层技术(THAI),直井与水平井组合容易在注采井之间形成热连通可用于超稠油井下高温裂解，就地改质燃烧前沿稳定(重力泄油控制),脚尖到脚根燃烧方式(THAI)机理图,水平生产井,垂直注气井(空气或氧气),油层顶部,油层底,原始油层,燃烧带,重力泄油,燃烧前沿,可动油带,从脚尖到脚跟的火烧油层技术(THAI)现状,正在现场试验Petro-Bank 在Athabasca 的 White Sands 地区开展先导试验三对井组于2006年第一季度开始现场试验，初期每口井产油3040 t/d，后因出沙严重停产2007年又钻3对井，改善了完井，目前据报道生产效果较好产出原油的品质也得到了改善,蒸汽吞吐后其它接替技术的开发和试验,提高蒸汽吞吐后采收率的两大主攻方向,加热区延续吞吐开采的采收率，充分利用油层的剩余热量气体/溶剂混合物吞吐冷油区开采方式的转换蒸汽驱低压SAGD, SAGP和Vapex火烧油层技术,开发方式的转换,重力泄油作为吞吐后提高采收率的接替措施辽河杜84块馆陶油层和兴VI组油层采用直井注汽、水平井采油开展SAGD获得现场试验成功目前向商业化推广预计最终采收效率从吞吐阶段的25提高到50,开发方式转换大大提高油藏的可采储量(杜84块馆陶和兴VI组预计增加1200万吨储量),谢谢,问题和讨论,
