1、23:46,1,稠油油藏开采新技术,李明川,石油大学（华东）石油工程学院,23:46,2,世界上稠油资源极其丰富，其地质储量远超过常规原油的储量。据美国能源部估计，全世界稠油的潜在储量是已探明常规原油地质储量（4200亿吨）的6倍（15500亿吨），这些将成为21世纪石油的重要来源。稠油分布十分广泛，主要集中在美国、加拿大、委内瑞拉和前苏联，我国稠油的储量在世界上居第七位。,前言,23:46,3,世界重油及沥青砂资源分布,23:46,4,前苏联,加拿大,印尼,中国,美国,委内瑞拉,23:46,5,我国稠油的已发现有9个大中型含油盆地和数量众多的稠油油藏区块。 我国的稠油主要分布在松辽盆地（辽河
2、）、渤海湾（胜利）、准葛尔（新疆） 、南襄（河南）、二连（内蒙）等大中型油气盆地，全国稠油储量在80亿吨以上。,23:46,6,新疆油田,辽河油田,河南油田,胜利油田,23:46,7,胜利油田稠油主要分布在单家寺、乐安、孤岛、孤东等油田，到2004年底，累积探明热采稠油储量0.337109t。,23:46,8,辽河油区是我国稠油主要生产区，蕴藏着丰富的稠油资源，主要分布在西部凹陷西斜坡带，探明含油面积200.5km2，原油地质储量1.02109t，发现稠油区块53个。,23:46,9,新疆油田稠油分布在准噶尔盆地西北缘和东部两大油区，累积探明地质储量0.264109t，其中西北缘稠油探明储量占
3、96.8%。,新疆油田,23:46,10,提高原油采收率(EOR)方法,提高采收率(EOR)方法范围比较广泛，包括利用天然能量和人工注水保持地层能量开采原油之外的其它提高油藏采收率的开采方法，与国国外的IOR（Improved Oil Recovery）方法接近。IOR包括两大类，即ASR（Advanced Secondary）方法和EOR（Enhanced Oil Recovery）方法。各种提高石油采收率方法的基本原理都在于提高注入液的波及效率和/或驱替效率。,23:46,11,目录,一、稠油油田开发现状 二、稠油开采中存在的问题 三、稠油油藏开采新技术,23:46,12,一、稠油油藏开发
4、现状,1.稠油热采常规方法,注蒸汽和采油是在同一口井完成的。一个周期包括三个过程：,1）注蒸汽（1015天） 提供能量 2）焖井 （35天） 释放能量 3）开井生产（至降到经济极限产量为止） 获取利润,从注蒸汽开始到油井不能正常生产为止，称为一个吞吐周期。,（1）蒸汽吞吐（Huff and Puff，Steam Soak，Steam Stimulation Cycle Steam Injection）,23:46,13,蒸汽吞吐井在一个周期内的生产规律表现为：排水期、高产期、递减期和低产期四个阶段，这种特征具有普遍性。,排水期,排水期主要采出高温凝析水，生产井具有井口温度高，含水高，但下降快的
5、特点。通常情况下，排水期持续时间随吞吐周期的增加而延长。,高产期,单井经过排水期后，受热区仍能保持较高的温度，油层具有较强的供液能力，此时出现油井产量高，井口温度高等特点。高产期的峰值随周期的增加而逐渐降低。,递减期,随着生产时间的延长，油层压力降低，受热区温度逐渐降低，表现为油层供液能力降低，产量持续递减等特征。,低产期,蒸汽吞吐井的低产期处于周期的后期，具有油层压力较低，供液能力处于最低阶段。油井产量低，携热量小，极限产量低。低产期持续时间长。,23:46,14,一般蒸汽吞吐周期可达610次。每个周期的采油期由几个月到一年左右，每个周期内的产量变化幅度较大，有初期的峰值期，有递减期，周期产
6、量呈指数递减规律。峰值期是主要产油期，因为是逐周期消耗油层能量，油井及整个油藏的产油量必然逐次递减，这是主要的生产规律。,开发特征,23:46,15,一般而言，蒸汽吞吐开采过程可划分为3个小阶段:,吞吐生产初期(l一3周期)，此时产液量增加，地下亏空增加，地层压力降低，综合含水低于30%;,吞吐生产中期(4一5周期)，此时产液量达最大，地下亏空最大，综合含水30%60%，地层压力最低，处于吞吐到汽驱转换方式的最佳时机;,吞吐生产末期(6一8周期)，此时产液量减少，地下 存水增加，地层亏空减少，甚至不亏空，地层压力 由最低开始回升，此时单井日产很低，综合含水大 幅度上升，最高可达80%以上，部分
7、井由于汽窜甚至可能100%含水。,一般而言，由于蒸汽吞吐阶段加热的油藏体积有限，波及系数不高，其采收率不会高于30%。,23:46,16,热采技术参数,蒸汽吞吐工艺的主要参数有：注入蒸汽的压力、温度、干度，注入速率（t/h），总注汽量（t/循环）和焖井时间（d）。,蒸汽干度是影响蒸汽吞吐开采效果的首要因素,物理模拟不同蒸汽干度对蒸汽吞吐的影响,蒸汽干度,23:46,17,蒸汽吞吐时油层温度剖面随焖井时间的变化,焖井的作用是使注入蒸汽的热量在油层内充分扩散，焖井的时间较短，开井后油井可能有几天自喷，这不一定是好的生产方式，这意味着大量的蒸汽带走热量。但焖井的时间过长，不能利用蒸汽注入使压力提高驱
8、动能量，特别对能量不足的油藏，焖井的时间应适当短些，以23d，最长不超过8d。,焖井时间,23:46,18,注汽压力对吞吐效果的影响,注汽压力的差别对吞吐效果的影响较小，应尽量降低注汽压力，以保证有足够的注汽速度为下限，才能保证有足够高的井底干度。,注汽量对吞吐效果的影响,注汽强度最优的范围是120200t/m，油层有效厚度大取较低值，以使总注汽时间不超过一个月，以23周为宜。,注汽速度对吞吐效果的影响,提高注汽速度有利于缩短油井注汽时间，增加增产效果；注汽速度降低，将增加井筒热损失，导致井底干度降低，从而减少吞吐效果。但超高速度或超高压力注汽会引起油层压裂，造成裂缝性蒸汽汽窜，使后期的蒸汽吞
9、吐及蒸汽驱开采效果恶化。,23:46,19,（2）蒸汽驱（Steam Drive Steam Flooding）,蒸汽驱是指按一定井网，在注汽井连续注汽，周围生产井以一定产量生产。注入的蒸汽既是加热油层的能源，又是驱替原油的介质。其过程大致可以分为三阶段:,1）蒸汽驱启动阶段 受效不明显,原油产量低; 2）蒸汽受效阶段 受效显著,产量可达高峰; 3）蒸汽突破阶段 热效率降低,产量下降,23:46,20,开发特征,蒸汽驱是稠油油藏提高采收率的主要手段，蒸汽驱可以划分为4个小的阶段:,蒸汽驱初期升压阶段此阶段由于吞吐期间地层亏空，油层压力低，注入蒸汽一方面为油层连续提供热量，更主要的是向地层补充能
10、量，提高地层压力，生产井因油层部分压力上升，驱动压差增大，使井筒附近液体向油井渗流。因此该阶段表现为压力上升很快，含水大幅度上升，最高可达95%以上，液量上升不大，产油量低，是热采生产的低谷期，延续时间半年到一年左右，生产方式主要以热水驱加部分蒸汽驱为主。,蒸汽驱中期稳压阶段此阶段由于注入大量高温高压蒸汽，注汽井周围油层温度大幅度上升，地层压力也上升到接近注入压力，并由此形成注汽井与采油井间的驱替压力梯度增大，加上吞吐期间的预热油藏作用，使得吞吐期间波及不够或未波及到的井间区域开始受到蒸汽驱的作用，采油井产油量开始上升并达到峰值，地层压力上升到一定值后保持稳定。此阶段延续时间为半年到两年左右，
11、生产方式以蒸汽驱为主。,23:46,21,蒸汽驱调整增产阶段此阶段是在出现大量水窜的情况下进行的，此时可采取注汽井间注、采油井连续生产或降低注汽强度、控关高含水井、封堵汽窜层、投球选注、分层注汽等调整措施，可使汽驱产量维持在蒸汽驱中期的水平。本阶段持续时间一般1一2年，其驱替方式以蒸汽驱为主体。,从注蒸汽方式上看，虽然蒸汽吞吐上产快，工艺相对比较简单，注蒸汽工艺早期大都为蒸汽吞吐开发。 蒸汽吞吐采收率低（一般10-20），收益少；蒸汽驱采收率高（一般30-50），收益多；,蒸汽驱后期突破窜进阶段此阶段主要表现为压力达到一定值后发生蒸汽突破，此时产液量迅速上升，产油量迅速降低，综合含水可高达98
12、%。此阶段的出现，标志着蒸汽驱已接近晚期，当然也有因蒸汽推进不均匀而发生窜进，致使采油井水淹的现象，就需要进行调整，此阶段延续时间极短，一般12个月，表现为热水窜进。,23:46,22,储层地质参数和流体参数,热采技术参数,23:46,23,注采参数,23:46,24,（3）火烧油层（In Situ Combustion ）,火烧油层是在地层条件下，以残留的剩余油为燃料，以注入空气中的氧气为助燃剂，点燃油层形成径向的火线。在高温下，油层内的束缚水及燃烧生成的水变成水蒸汽，携带大量热量传递给前方油层，把原油驱向生产井。,23:46,25,排水阶段。通过点火和注气，可将地层中大部分次生水排出地面，
13、一般需要4060天，含水率通常在98%以上，单井产水量通常为1020t/d。,开发特征,见效阶段。排水阶段后，产液体量开始以较快的速度下降，次生水已经被排出地层，烟道气驱效应开始明显。一线生产井开始微量产油，含水率也从最初的98%以上下降到90%左右。该阶段也称为烟道气驱阶段。,产量上升阶段。在点火后100120天，生产井产液量相对稳定，含水率开始逐步下降，产油量稳步上升。一般含水率从90%下降到60%左右，火驱效应逐渐加强，产油量从1t/d以下上升到23t/d。,稳定阶段。产量上升需要经历2030天后进入稳定阶段。在稳产阶段，单井产量为47t/d，含水为4060%。,氧气突破阶段。在稳产后期
14、，燃烧前缘进到生产井，产出气体中会出现氧气。当氧气浓度在安全范围内时，可以继续生产。但当氧气体积分数超过安全界限时，应该立即关闭该生产井，生产阶段结束。,23:46,26,世界各国历年稠油热采年产量 (单位104m3),23:46,27,从1992年起，全国稠油产量上升到 1000104t以上，2002年达到1314.2104t。,年,一、稠油油藏开发现状,2. 稠油开发现状,23:46,28,辽河油区稠油产量构成,23:46,29,辽河油区稠油开发现状,2002年底动用石油地质储量：0.76109t,开井率71,年产油 826.8104t 采油速度 1.08 采出程度 15.85 已采出可采
15、储量的 72.14 剩余可采储量采油速度 15.06,23:46,30,辽河油区热采稠油开发现状,平均吞吐 9.5轮次 年油汽比 0.48 油层压力 2.0-5.5MPa 已采出可采储量的 76.6 剩余可采储量的采油速度 18.56,23:46,31,新疆油区热采稠油开发现状,自1984年开始投入注蒸汽开发，至2002年已累积产油3200.4104t，累积油汽比0.25，采出程度21%。年产稠油300104t左右，占全油田年产油量的30%。,23:46,32,新疆油区热采稠油开发现状,蒸汽吞吐：累积产油2503.9104t，累积油汽比0.28，采出程度17.0%。 新疆油田已进行大规模工业化
16、蒸汽驱开发。 蒸汽驱：累积产油704.5104t，累积油汽比0.19，采出程度8.9%。年产量已达90104t左右，实现大规模蒸汽驱开发的主要为九1-九6区齐古组油藏。,23:46,33,主体动用面积82.5km2， 储量1.54108t，占56%,未动用面积23km2，储量 0.38108t，占14%,截止2000年8月，胜利油田探明稠油面积169km2，储量0.276109t,动用面积62.6km2， 储量0.84108t，占30%,胜利稠油热采开发形势和现状,胜利油区各油田热采稠油储量动用状况,23:46,35,胜利稠油热采开发曲线,142.5104t,85%,23:46,36,目录,一
17、、稠油油田开发现状 二、稠油开采中存在的问题 三、稠油油藏开采新技术,超稠油蒸汽吞吐开采属于降压开采，随着吞吐周期的增加，近井地带原油的不断采出，地下亏空越来越大。,曙一区杜84、杜229断块地下亏空与周期关系曲线,2500t,4000t,1.辽河油田稠油蒸汽吞吐存在的问题,二、稠油开采存在的问题,1）地下亏空大，高渗区地层压力下降,23:46,38,地下亏空大，造成近井地带及高渗区地层压力不断下降，表现在油井注汽压力下降，地层压力降低，而远井地带原油流动困难，油井的供液能力下降。,曙一区杜84、杜229断块注汽压力与周期关系曲线,9.5MPa,15.0MPa,23:46,39,2）原油粘度升
18、高，流动性变得更差,井间剩余油的粘度较原始地层条件下升高，并没有因地层温度升高流动性变好、相反流动性变差，使超稠油开发后期提高采出程度更困难。,轻烃组分先驱出，剩下的是粘度较高的胶质、沥青质； 溶解的天然气和凝析气逐渐分离，脱气后原油粘度升高； 原油含水率高并严重乳化，形成油包水型乳化。,23:46,40,3）层间非均质性较强，油层动用程度不均,非均质性较强，注入蒸汽沿渗流阻力较小的高渗层突进，造成油层纵向动用程度不均，随着吞吐轮次的增高，层间层内矛盾日益加剧。平面上相邻油井同层汽窜严重，油井在吞吐3轮开始汽窜，高轮后井间汽窜加剧。,纵向上层间吸汽差异明显加剧，造成低渗层储量难以动用，随着吞吐
19、周期的增加，油层总体动用程度下降。,曙一区超稠油油层纵向动用程度统计表,23:46,41,4）地下存水多，热利用率低,油井进入高轮后，地下存水量不断增加，加热半径增加困难。蒸汽吞吐井在6轮以前地层回采水率仅为30%-60%，随着吞吐周期的增加，地下存水不断增多，7轮以后平均单井存水达到3000t以上。冷凝水吸收大量热能，使得热蒸汽的波及半径不再扩大，油层有效热交换面积小，热利用率降低。,杜84、杜229断块地下存水与周期关系曲线,23:46,42,5）加热半径有限，剩余油在常规蒸汽吞吐技术下难以采出,随着吞吐轮次的增加，加热半径增加的幅度越来越小，当吞吐轮次超过10轮，增加的幅度不足1m。蒸汽
20、吞吐10轮的加热半径仅为25-30m左右，30m以外的井间剩余油基本未动用。,曙1-36-7045井组含油饱和度模拟图,23:46,43,1）单2厚层边底水油藏蒸汽驱试验,试验区试验井组井位图,水线推进,2.胜利稠油蒸汽驱存在的问题,二、稠油开采存在的问题,23:46,44,单2蒸汽驱先导试验井组增油曲线,23:46,45,单2蒸汽驱先导试验区井组开发指标,单2蒸汽驱先导试验井组试验结论,在水侵影响较小的部位及时转驱是符合单2断块油藏开发实际需要的，但由于边、底水的严重侵入，在此类油藏实施常规蒸汽驱是不可行的。,23:46,46,储量：151104t 井距: 141200m 井组: 9个,（1
21、）乐安草南评价区、区蒸汽驱（1996.41999.3）,区,区,储量：312104t 井距: 283200m 井组: 10个,区,区,2）活跃边水砂砾岩特稠油油藏,草南具有活跃边底水，厚度1015m，粘度2000040000mPa.s。,23:46,47,井组数9组，总井数52口，注汽量123.6万吨,采油量20.8万吨， 采出程度13.8%，累积油汽比0.17，吞吐+汽驱采出程度42.9%。,南区评价区开发曲线,23:46,48,时间,油汽比 t/t,南区评区蒸汽驱油汽比曲线,23:46,49,南区评价 区开发曲线,23:46,50,评价区汽驱开发数据表,23:46,51,草20汽驱井组汽驱
22、效果统计表,井组面积1.0km2，储量219104t，小井组1个和6个大井组，蒸汽驱提高采收率16.6%；其中小井组采出程度达到54.34，比大井距井组提高采收率1330%。,草20块汽驱井组井位图,（2）草20蒸汽驱先导试验（1993.12002.4）,具有活跃边底水 厚度：1220m 粘度：2000030000mPa.s。,23:46,52,孤东九区西蒸汽驱（1997.10目前）,孤东九区西块汽驱井组位置图,5个井组间歇蒸汽驱，汽驱比吞吐提高采收率12左右。热413井组吞吐采出率20.9，吞吐+蒸汽驱采收率35.8，蒸汽驱提高14.9。,孤东九区稠油块历年产油注状图,8年稳产,吞吐阶段 1
23、992.71997.9,吞吐汽驱阶段1997.10目前,冷采阶段 1989.11992.6,年 产 油 104t,面积：2km2 ，储量：375104t 油藏埋深：13201400m 原油粘度：20005000mPa.s 厚度：1118m 渗透率：200010-3m2 油水体积比：1.5,R4-13,3）弱边水普通稠油砂岩油藏,23:46,53,胜利油田没有大规模实施蒸汽驱原因：,（1）油层埋藏深(主要在9001400m) ，注汽质量得不到保证。,乐安油田岩心驱油效率实验数据表,目前高真空隔热油管注汽，井底干度可以达到40%以上。,23:46,54,（2）边底水活跃，吞吐阶段水侵严重，抑制边底
24、水措施跟不上，蒸汽驱效果较差。,23:46,55,（3）井距大（主要为200283反九点），蒸汽驱效果差,蒸汽驱提高采收率3.2%,蒸汽驱提高采收率16.8%,（井距200283m）,（井距141200m）,草20汽驱,23:46,56,乐安草20块： 20000 mPa.s乐安南区评价区： 30000 mPa.s,美国108个蒸汽驱油田原油粘度分类,(4)粘度高,11.11%,11.11%,9.52%,23:46,57,(5) 不能保证采注比大于1.2和合理的注汽速度,胜利蒸汽驱试验采注比及注汽速度表,(6) 国际油价低，蒸汽驱成本高，错过最佳转驱时机,23:46,58,胜利油区稠油蒸汽吞吐
25、平均单井日产油,二、稠油开采存在的问题,3.稠油油田热采存在的问题,1）高轮次吞吐，生产效果差,23:46,59,胜利油区稠油热采开发数据表,2） 综合含水高，采出程度低,23:46,60,胜利油田稠油粗筛选油藏参数表,胜利稠油靠目前现有技术，经济、有效的适合转蒸汽驱的油田为孤东九区和孤岛油田孤气九，地质储量 为780万吨。,3) 蒸汽驱难以形成规模,23:46,61,4)难开发稠油油藏,技术难点之一：原油相对较稠而且渗透率低，流动系数较小,热采改善开发效果评价表,23:46,62,技术难点之二：储层夹层多，储层非均质性较强,面120块ES411+2小层中发育夹层数量多，平均单井钻遇夹层占油层
26、的12%左右,由于11、13小层的顶部发育有生物灰岩薄层，而生物灰岩储层的渗透率远远小于砂岩储层，这就大大增加了储层的非均质程度。在低渗透、强非均质的多孔介质中增加了原油的有效粘度。,夹层,23:46,63,技术难点之三：存在高温强水敏,高温下面120块具有强水敏,常温下面120块具有中等水敏,面120油层渗透率在2040010-3m2之间，高温水敏可使渗透率下降到原来的10左右，井底附近的实际渗透率可能为24010-3m2，只有胜利油田热采筛选标准要求的5%、国外筛选标准的10%，还不到乐安、单家寺等油田的1%。,23:46,64,5）中深层稠油油藏,23:46,65,40%,23:46,6
27、6,23:46,67,23:46,68,目录,一、稠油油田开发现状 二、稠油开采中存在的问题 三、稠油油藏开采新技术,23:46,69,三、稠油开采新工艺新技术,（一）稠油热采吞吐工艺技术,1、间歇式吞吐,间歇蒸汽吞吐指把连续吞吐开发效果很差，开采成本难以承受的油井停关一段时间，让原油逐渐向近井地带流动，使得近井地带含油饱和度提高，当近井地带含油饱和度增加到一定程度时，再注汽恢复生产，提高蒸汽热焓利用率，改善吞吐效果。,该技术的关键是搞清楚间歇前后“三场”（温度、压力、饱和度）变化规律，从而确定进行间歇吞吐的条件和合理的间歇时间等。,23:46,70,间歇时间影响因素,间歇时间与粘度,间歇时间
28、与采出程度,间歇时间与渗透率,23:46,71,合理间歇时间的确定,2.68MPa,3.58MPa,从杜32-50-42井8周期流温、流压资料分析,关井时近井地带的压力为2.68MPa，温度为98.5，恢复90d后，压力经过陡升阶段，上升到3.58MPa，进入平稳阶段。同样温度也经过陡降阶段，下降到86.4，进入平稳阶段。说明该井关井恢复90d后就可以恢复吞吐.。,98.5,86.4,23:46,72,间歇时间与周期增油量,间歇时间在120d内，周期增油量是随着间歇时间的延长而增加；间歇时间在120140d之间，周期增油量随间歇时间的变化较小；大于140d周期增油量与120140d之间的增油量
29、基本持平。由此可见该条件下间歇时间适宜在120140d之间。,23:46,73,2、多井整体蒸汽吞吐,多井整体蒸汽吞吐是把射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的部分油井作为一个井组，集中注汽，集中生产，以改善油层动用效果的一种方法。原理：利用多井集中注汽、集中建立温度场，提高注入蒸汽的热利用率。,特点：（1）多井整体吞吐能有效抑制汽窜，减少汽窜造成的热损失。由于多炉同注、同焖，有效地抑制了汽窜的发生，使注入蒸汽的热利用率大幅度提高。,23:46,74,（3）多井整体吞吐时，通过不断变换注汽顺序，使驱油方向发生改变。由于井组内整体压力场发生变化，油汽运移规律也随之发生变化，变孤立的单井点油汽运移为井组
30、内整体的油汽运移，不断的变换注汽顺序，使驱油方向增多，驱油效率增加，开发效果也就相应变好。,（2）多井整体注汽时，注入热量相对集中，油层升温幅度大。由于采用多炉同注、同焖，有利于注入热量向油层中未动用区域扩散，增大了热交换面积；集中建立地下温度场，使热交换更充分。,23:46,75,辽河曙1-38-7030井组,油层纵向加热厚度由77m上升到90m，平均单井增油48t，油汽比由0.46提高到0.47，提高001。井组注汽效果较好, 纵向动用程度能达72%以上。,23:46,76,多井整体吞吐筛选标准,23:46,77,(1)降粘作用。CO2溶于原油后可大幅度降低原油的黏度，提高了原油的流动能力
31、。,3、CO2辅助蒸汽吞吐,热力采油时在蒸汽中加气体添加剂已进行过多种试验，如添加二氧化碳、甲烷、乙烷、烟道气、氮气等，这些试验表明在一定条件下可提高原油采收率。,原理：,(2)助排作用。CO2气体吸收了大量的弹性势能，在投产后压力下降时CO2气体释放弹性势能，弥补了由于采出原油造成的地层能量亏空，增加了油层的驱油能力，起到助排作用。,23:46,78,(4)调剖作用。 CO2溶油能力较强，而且CO2气体，具有气、液、固三种物理状态。其临界温度31.2，临界压力7.28MPa。当其温度31.2时，在任何压力下，均为气态方式存在，能有效调整吸汽剖面。,(3)洗油作用。 在油层注入碱性化学剂（生产
32、CO2），与原油中的有机酸作用，就地形成较强的活性剂，可使原油乳化成O/W型分散体系，大幅度降低原油的粘度；同时改变岩石表面的润湿性，由亲油变成亲水，使残余油从岩石表面脱落，具有较强的洗油能力。,23:46,79,杜84-40-176井实施CO2辅助蒸汽吞吐压力对比曲线,从第5周期开始实施CO2辅助蒸汽吞吐措施，平均注汽压力由措施前的8.3MPa上升到9.0MPa，提高了0.7MPa。,杜84-40-176井,注汽压力提高,23:46,80,杜84-40-176井周期吞吐规律,日产水平由措施前9.9t/d上升到措施后的12.0t，见油时间由措施前的23d提前至19d。措施后周期产油1273t，
33、比措施前增油708t，油汽比达到0.58，较措施前提高了0.31。,见油时间提前，日产水平高，吞吐效果改善,CO2吞吐,23:46,81,注氮气辅助蒸汽吞吐是利用氮气导热系数低(导热系数0.0328)的特性，注蒸汽过程中，由油管注入蒸汽，油套环空注入氮气。,4、注N2辅助蒸汽吞吐,(1)保持地层压力，延长吞吐周期,原油粘度为48000MPa.s时产量对比曲线,原油粘度为48000MPa.s时平均压降对比曲线,混氮井产量曲线下降慢，可使吞吐时间延长两个月。,23:46,82,(2)原油溶气膨胀，改变饱和度分布，加快原油排出,注入不同量的气体时原油体积膨胀能力,随着注入气量的增加，原油溶气膨胀相当
34、于增加了地层含油饱和度，也提高了油相的相对渗透率。底部含油饱和度较高，溶气膨胀是注氮气提高采收率的一个重要原因。,23:46,83,界面张力计算结果,油氮气的界面张力比油水之间的界面张力降低了近70%，有利于提高驱油效率。,(3)界面张力降低可以提高驱油效率,23:46,84,环空注氮气，可改善隔热效果，提高井底蒸汽干度,降低套管温度，保护套管。,(4)注氮气减小热损失,数值模拟： 井深1000m 井口注汽压力15MPa 温度343 蒸汽干度0.7,23:46,85,(5)注氮气增加波及体积,在注蒸汽的同时注入氮气，在油层中可扩大加热带。,(6)注氮气提高回采水率,氮气和蒸气一起注入到油藏，在
35、回采过程中，由于压力下降、气体膨胀，起助排作用。改善多周期的开发效果。,(7)注氮气提高剖面动用程度,注蒸汽过程中加入氮气和耐高温化学泡沫剂，可扩大垂向动用程度。,23:46,86,敏感因素,正韵律地层抑制了蒸汽及氮气的超覆，较反韵律及随机韵律地层波及范围大，但不如均质地层波及效果好。,不同韵律对开采效果的影响,23:46,87,不同有效厚度对开采效果的影响,23:46,88,垂向渗透率和水平渗透率比值的影响,kv/kh0.1时则相反,这是因为kv过高，注入气体超覆严重，影响了平面上的波及范围,造成采油量的降低。总体影响不大,23:46,89,1、不同井网组合方式蒸汽驱,（二）稠油热采蒸汽驱工
36、艺技术,三、稠油开采新工艺新技术,23:46,90,坨826块沙三上井位部署,井距: 20-30m: 2L=150m井数：63口 产能：17.3104t,23:46,91,高温热化学驱机理 高温化学复合体系、高温防汽窜体系的研制 高温高压下表面活性剂对油水渗流的影响 高温热化学数值模拟 高温热化学油藏工程研究,2、高温热化学蒸汽驱,蒸汽驱注采井间分带示意图,复合驱油体系（降低表面张力，提高驱油效率）,泡沫体系（防窜，提高波及系数）,化学剂辅助蒸汽驱井间含油饱和度图,攻关内容：,23:46,92,23:46,93,23:46,94,23:46,95,23:46,96,3、蒸汽驱+轻烃,在循环注蒸
37、汽项目中，在井口将大约占总体积6%的稀释剂加入蒸汽中。汽化后，稀释剂同蒸汽一起注入储层直至在较冷区域发生大范围冷凝。该技术在加拿大冷湖油田实施了现场先导试验，取得了很好的效果。,开采原理,稀释剂,23:46,97,4、膨胀溶剂-SAGD（ES-SAGD）_添加溶剂蒸汽辅助重力驱,ES-SAGD的开采原理,在重力控制的过程中，低浓度的烃类添加剂与蒸汽同时注入。这种添加剂必须具有和水一样的蒸发和冷凝条件。烃类溶剂和蒸汽共同冷凝在蒸汽腔的边界。蒸汽腔边界冷凝的溶剂稀释了原油，它与热量共同作用，降低了原油的粘度。,23:46,98,碳的数量不同时的泄油速度的变化,当溶剂中碳的数量上升时，蒸发温度就上升
38、。己烷(C6)的蒸发温度与注入蒸汽的温度最为接近（在作业压力是2.1MPa时，215），注入己烷使泄油速率较高。另一方面，C8的蒸发温度超过了注入蒸汽的温度，与己烷相比，注入C8使泄油速率下降。,溶剂蒸发温度与蒸汽温度的对比,温 度,丁烷,戊烷,己烷,辛烷,蒸汽,丙烷,2.2MPa条件下,23:46,99,5、注尿素辅助蒸汽驱技术,尿素溶液在温度高于150条件下分解为CO2和NH3气体，CO2从多孔介质中驱油，主要有以下作用：,尿素溶液高温反应产生的CO2溶解于油中，降低原油粘度；氨水与原油中的酸反应，使油水界面张力也由30.5mN/m降至12.3mN/m。50条件下,当溶液: 原油=2:8
39、时,降粘率可达73.5 %。,1）降低原油粘度,23:46,100,2）提高驱油效率,降低残余油饱和度,蒸汽吞吐(驱0中添加尿素，产生的CO2和NH4使油-水界面张力降低，岩心残余油饱和度降低44.7%，驱油效率提高5.46.5%。,3）改善地层渗透率,产生的NH4在冷凝蒸汽中形成NH4+,通过与膨胀粘土中的阳离子进行交换，可防止粘土膨胀，这样有利于保持储层的渗透率。,4）增加地层弹性能量,蒸汽吞吐（驱）中添加尿素，不仅能够降低稠油粘度，提高驱油效率，而且尿素在高温下反应产生的大量气体能够增加弹性驱动能量，提高回采水率。一周期实施，多周期受效。,5）改善蒸汽波及体积,注蒸汽开发过程中，添加尿素
40、和泡沫剂既能够改善低渗透层的吸汽剖面，又能降低油层的残余油饱和度，具有提高驱油效率和扩大蒸汽波及体积的双重功效。,23:46,101,河南L6404 井蒸汽吞吐,随着蒸汽吞吐轮次的增加，产量逐渐降低(周期平均递减幅度为20%左右)，第5周期实施蒸汽添加尿素吞吐后，周期平均日产油量得到有效提高。根据蒸汽吞吐递减规律，该井采用蒸汽添加尿素吞吐5个周期，累计增油1353.2t，周期油汽比和采注比得到提高。,23:46,102,河南BQ10断块油藏蒸汽驱,常规的蒸汽驱油气比低于经济界限油气比0.15，添加尿素井提高采油速度，延长蒸汽驱有效生产时间。尿素分解为CO2和NH3气体，能既是补充地层能量，使地
41、层压力恢复较快，缩短了汽驱压力恢复过程，表现为汽驱低产阶段持续时间短，排液速度上升较快，汽驱见效早，采油速度上升快。,23:46,103,（三）稠油冷采工艺技术,1、稠油出砂冷采,稠油出砂冷采就是不注热、不防砂，利用螺杆泵将原油和砂一起采出。,“蚯蚓洞”网络生长示意图,形成高渗透通道,（1）形成“蚯蚓洞”，提高油层的渗透率,23:46,104,产砂量越大油层平均渗透率增加倍数也就越大；对不同孔隙度油层，相同出砂量下，孔隙度小的油层渗透率增大倍数大些。,23:46,105,（2）溶解气驱过程中稳定的泡沫油流动,稠油出砂冷采过程中的驱动机制却是溶解气驱，压力低于泡点压力时析出气不立即形成连续自由气
42、相，而是呈气泡状分散于稠油中，并与油相一起流动，产出后呈泡沫状，即所谓的泡沫油(实际上是一种气泡油)，给原油提供内部驱动能量。,23:46,106,泡沫油溶解气驱是稠油出砂冷采中的重要机理之一，这种溶解气驱是一个复杂过程。,溶解气油比对出砂冷采确有较大的影响，溶解气油比越大，采收率越高。,溶解气油比,脱气原油粘度与分散气泡平均保存时间关系,由于原油本身具有很强的携砂能力，泡沫油具有良好的稳定性。出砂冷采技术实际应用的原油粘度范围是500一50000mPa.s。,原油粘度,23:46,107,油藏埋深,加拿大成功实施的出砂冷采稠油油藏埋深一般300一760m，原始油层压力2.4一4.6MPa，这
43、也是该技术应用较理想的深度范围。我国埋深200-1000m稠油是可行的。,降压速度,降压速度越快，泡沫油稳定性越好；压降幅度越大，气体膨胀量越大，提供的驱动能量越大，冷采的采收率也就越高。,23:46,108,突出有点：成本低、产能高、风险小； 不利：采收率低，一般为15%左右，另外对油砂的处理也是个较大的问题，油砂处理费占开采成本的比例最高。,（3）上覆地层的压实作用及远距离边底水驱动作用,油层压力的降低，岩石骨架承受应力增加，发生弹塑性变形，使岩石颗粒紧密压实，孔隙空间缩小，从而将孔隙中的油驱出；加上出砂冷采过程中大量砂粒的产出及蛆叫洞的形成，岩石强度大大降低。,虹叫洞网络延伸到边底水作用
44、区域时，则有可能造成边、底水沿高渗透蚯蚓洞网络发生窜流，而使冷采井暴性水淹。,特点,23:46,109,出砂冷采与蒸汽吞吐产量对比,G4906井采用出砂冷采技术后，平均日产15.2t，是同一区块相同层位蒸汽吞吐井G4901井产量4倍以上。,G4911井蒸汽吞吐开采日产油2t，转为出砂冷采后，日产油增加到415t，累计油量3331t。,23:46,110,1）螺杆泵抽稠油工艺技术,螺杆泵(PCPs)是80年代国际上迅速发展起来的一种新型采油机械，由于它匀速运转，无机械和液流的惯性损失，既能适用于一般原油井的生产，又能适用于高粘度、高含气、高含砂油井的生产。,2、稠油冷采工艺,螺杆泵技术在稠油冷采
45、中的推广应用大大高于几乎所有的其它开采技术，现在稠油井设施的最优化方法通常就是用螺杆泵代替有杆泵。,23:46,111,23:46,112,2）电动潜油泵举升稠油,电动潜油泵(ESPs) 耐温达149，泵效4470%，免修期一般为1419个月。优点是具有处理大流量的能力，排量一般在164100m3/d；下井深度可达4500m。缺点是耐温问题限制了下泵深度；不适用于低产井、高含气井、出砂井和结垢井等。,通过改进，对于开采稠油，应选用大型马达和泵，并可调泵级。利用修改的数据设计泵级以处理高粘度的研究非常成功，现在在委内瑞拉Orinoco稠油区用电潜泵每天产油400m3以上。,23:46,113,水
46、力活塞抽油泵是当今下泵深度最深的一种人工举升方法，它可下至5000m以下，最大排量可达795m3/d，泵冲程长度0.3042.434m，冲次数达150次/min。它的主要优点是:泵挂深;排量大;耐温性好、泵寿命长;泵速控制方便:有利于开采高含蜡、高凝固点的油和稠油等。,3）水力活塞泵举升稠油,它的主要缺点是:工作效率较低,一般为33%;不适于出砂井、含气量较高的井:对动力液要求严格,对地面设备要求极严，油管强度要求高，深井操作压力上升,会加速地面动力泵和井下泵的失效。,23:46,114,喷射泵没有活动部件，而是借助于动力液和采出液之间的能量转移，达到泵送目的。动力液(水或油混合液)由油管柱泵
47、入，经喷射泵与油层产出液混合，在压能的作用下经油管出油孔从油套环空流到地面。喷射泵下泵深度可达4600m,产量范围一般为14160m3/d。喷射泵除具有水力活塞泵的优点外,还能适应于恶劣环境及出砂井,喷嘴用高耐磨材料制成,更具有耐磨性，喷射泵的使用时间通常比水力活塞泵要长23倍;维修工作量小,有更强的适应性。喷射泵的主要不足之处是,工作效率较低,一般不超过33%:且当举升深度超过3000m后,泵效更会降至20%以下。,4）喷射泵举升稠油,23:46,115,根据油田开发经验,产液粘度低于1000mPas时,油才能通过井筒顺利举升到地面。稠油降粘通常有降粘通常有3种方法,即升温降粘法、掺稀降粘法
48、和化学降粘法。 （1）升温降粘 一般是采用电加热方式: 空心杆电加热； 电热杆加热； 加热带加热； 伴热电缆加热； 加热管加热等。,5）井筒稠油降粘工艺技术,23:46,116,往井筒掺稀可有效降低稠油粘度。稠油稀释粘度下降遵循双对数规律,降粘效果会很显著，有的稠油,掺入50%稀油,在2050范围内,降粘达90%左右;即使掺入30%稀油,亦可降粘近80%。,（2）掺稀降粘采油技术,（1）掺稀油温度越高,稠油与稀油越容易混合:当温度高于50后,温度对稠油稀油完全混合时间的影响减弱,混合时间主要受搅拌强度的影响。（2）掺稀的优点是降粘效果好,粘度无反弹,技术比较成熟,便于集输。缺点是流程复杂,运行费用高，需要稀油源,且泵下掺稀时降低了泵的有效排量,降低了泵效；掺加的稀油可在地面经分馏塔回收并再次利用。,掺稀降粘方式可分单管及双管(含空心杆)掺入和泵上、泵下及泵内掺入。,23:46,117,吐哈吐玉克油田进行了掺稀降粘试验:1998年4月开始试验, 开展了泵下掺稀及泵上掺稀试验,比先前进行的电加热举升效果好。泵下掺稀泵挂深度1700m,掺入深度1780m,地面泵掺入压力0.5lMPa左右,稠稀比7:3,平均日产稠油10t;泵上掺稀泵挂深度2000m,地面泵掺入压力34MPa,稠稀比7:3,试验1个月后,产油量13t/d,稳定动液面1930m。,
