稠油热采基础知识课件.ppt

1、稠油热采基础知识稠油热采基础知识一、稠油的定义一、稠油的定义二、稠油分类标准二、稠油分类标准三、热力采油发展历史三、热力采油发展历史四、稠油热力开采方法及筛选标准四、稠油热力开采方法及筛选标准五、适宜蒸汽吞吐操作条件五、适宜蒸汽吞吐操作条件六、蒸汽吞吐配套工艺技术六、蒸汽吞吐配套工艺技术七、蒸汽吞吐开采规律七、蒸汽吞吐开采规律八、改善蒸汽吞吐效果的技术八、改善蒸汽吞吐效果的技术世界稠油生产国地理分布图美国美国加拿大加拿大前苏联前苏联中国中国印尼印尼委内委内瑞拉瑞拉 世界上稠油资源极其丰富，主要分布在加拿大、美国、前苏联、委内瑞拉、中国和印尼，稠油资源约40006000108m3，约占总石油资源

2、的60%。辽河油田辽河油田河南油田河南油田胜利油田胜利油田新疆油田新疆油田中国稠油油田地理分布图 国内稠油资源主要分布在辽河、胜利、河南和新疆,累计探明稠油储量约20108t。胜利主要稠油油田位置图胜利主要稠油油田位置图单家寺单家寺乐安乐安孤东孤东孤岛孤岛金家金家八面河八面河王庄王庄桩桩139139东辛复杂断块东辛复杂断块陈家庄北坡陈家庄北坡罗家垦西罗家垦西胜利油区稠油资源状况胜利油区稠油资源状况胜利油田经过胜利油田经过3030多年的勘探和开发，先后在济阳拗陷的东营组、馆陶组、沙河多年的勘探和开发，先后在济阳拗陷的东营组、馆陶组、沙河街组及奥陶系、寒武系等油层中发现了稠油。主要集中分布在单家寺

3、油田、乐街组及奥陶系、寒武系等油层中发现了稠油。主要集中分布在单家寺油田、乐安油田、孤岛油田、孤东油田、金家油田和八面河油田、桩西桩斜安油田、孤岛油田、孤东油田、金家油田和八面河油田、桩西桩斜139139、王庄、王庄油田、东辛复杂断块、陈家庄北坡和罗家深层稠油。油田、东辛复杂断块、陈家庄北坡和罗家深层稠油。稠油（重质原油）是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为10010000mPas或者在15.6及大气压条件下密度为0.93401.0000g/cm3。一、稠油的定义中国稠油分类标准稠油分类主要指标辅助指标开采方式名称类别粘度，mPas相对密度(20),g/cm3普通稠油50(或100)100000

4、.9200亚类-150 150 0.9200可以先注水-2150 100000.9200热 采特稠油10000500000.9500热 采超稠油(天然沥青)500000.9800热 采指油藏温度条件下粘度，无是指油层温度下脱气油粘度二、稠油分类标准三、热力采油发展历史三、热力采油发展历史1960年委内瑞拉Mene Crande油田 1960年委内瑞拉Mene Crande油田在进行蒸汽驱先导试验过程中，当试图释放地层压力把一口注汽井打开时，意外地获得了15.9-31.8m3/d的产油量，这就是第一口蒸汽吞吐井。2.热力采油发展历史热力采油发展历史国内国内1958年发现稠油（新疆）1964年大庆

5、一区 1965年1971年新疆的黑油山浅层进行了蒸汽驱采油试验 早在1958年，我国新疆准噶尔盆地西北缘断阶发现了乌尔禾夏子街浅层稠油，打开48口，发现两套浅层稠油层系，分布面积多达几十平方公里。在克拉玛依黑油山可以看到浅层稠油露头油砂，其原油粘度较高，用常规方法难以开采。1964年11月在大庆一区进行了第一口井注蒸汽采油试验，试验过程中因套管伸长技术问题而中止。1965年开始在新疆的黑油山浅层进行了蒸汽吞吐采油试验。自1965年下半年到1971年在黑油山8024井组进行了蒸汽驱试验，该井组为一个七点法井组，40m井距，3口角井注汽，1口中心井与另外3口角井采油，油层井段为99103m，原油粘

6、度1000mPa.s。蒸汽驱试验历时1年零5个月，累计油汽比为0.115，原油采收率高达68，产量高峰期油汽比达0.148。取得了对蒸汽驱采油最初认识。后来又在其它浅层油井相继进行了蒸汽吞吐开采试验。热力采油发展历史热力采油发展历史胜利油田胜利油田1966年1967年胜利胜坨油田火烧油层试验 1973年胜坨油田的宁4井 1973年5月在胜坨油田的宁4井（二矿）开展了蒸汽吞吐现场试验。试验采用2台4t/h蒸汽发生器并联、单台设备交替注汽，注汽水质采用磁化处理工艺，采用坨六钻的天然气作燃料，累计注汽121h，累计注蒸汽600t，累计产原油10t。由于当时缺乏必要的隔热材料和可靠的注汽设备，致使蒸汽

7、漏失和热损失严重，设备故障多而不能正常连续运行，注汽效果极不理想。1966年1967年胜利胜坨油田火烧油层试验 1968年成立了热力采油工艺研究小组 1973年胜坨油田的宁4井 热力采油发展历史热力采油发展历史胜利油田胜利油田1984年胜利单家寺油田 1975年6月9日至25日在胜三区的胜22井上进行了蒸汽吞吐现场试验。胜22井油层井段为1375.2-1386.0m，油层厚度9.6m，累计注入汽量1609t，折合热量12.56108J,累计产原油300余t。1978年9月15日至10月16日在该井进行第二次蒸汽吞吐试验，注入蒸汽2283t，折合井口注入热量22.94108J,井口注汽压力为0.

8、62MPa，第二周期产原油700t。经过在胜坨油田三次蒸汽吞吐现场试验，累计注入蒸汽3425t，累计生产434d，累计产油1121t，折合油汽比为0.33，取得了对注蒸汽热力采油的偿识性认识。1)1)先导试验阶段：先导试验阶段：“六五六五”期间开展期间开展“单单2 2断块蒸汽吞吐先导试验断块蒸汽吞吐先导试验”，19831983年引进美国休斯公司湿年引进美国休斯公司湿蒸汽发生器，单蒸汽发生器，单2-12-1井试验日产井试验日产100t100t以上。开辟以上。开辟9 9个反个反5 5点点2525口试验井组。拉开了口试验井组。拉开了稠油工业化应用的序幕。稠油工业化应用的序幕。胜利油田稠油热采历程胜利

9、油田稠油热采历程2)2)注蒸汽工业化开发阶段注蒸汽工业化开发阶段1988198819901990年，单家寺油田整体加密，将年，单家寺油田整体加密，将200200141141米加密到米加密到100100141141米。米。19901990年产油达到年产油达到100100104t104t。19881988年乐安砂砾岩特稠油油田投入开发，年乐安砂砾岩特稠油油田投入开发，20192019年达到年达到12012010104 4t t规模。规模。19921992年孤岛薄层稠油油藏投入开发，年孤岛薄层稠油油藏投入开发，20192019年达到年达到898910104 4t t规模规模19931993年孤东稠油

10、投入注蒸汽开发，年孤东稠油投入注蒸汽开发，20192019年达到年达到252510104 4t t。3)3)综合调整开发阶段综合调整开发阶段 2019 2019年胜利稠油热采达到年胜利稠油热采达到230230万吨万吨历史高峰，产量开始下降，进入综合调整和历史高峰，产量开始下降，进入综合调整和新技术攻关阶段。开展抑制边底水侵入、加密调整、水平井挖潜、超稠油攻关、蒸新技术攻关阶段。开展抑制边底水侵入、加密调整、水平井挖潜、超稠油攻关、蒸汽驱、水驱后转热采等开发方式的转换，十五期间产量开始回升，累积生产原油汽驱、水驱后转热采等开发方式的转换，十五期间产量开始回升，累积生产原油33003300万吨。万

11、吨。胜利油田稠油热采产油量变化曲线胜利油田稠油热采产油量变化曲线产产油油量量万万吨吨六五技术攻关六五技术攻关七五、八五配套完善，产量大幅上升七五、八五配套完善，产量大幅上升九五优质资源接替不足、产量下降九五优质资源接替不足、产量下降十五技术进步，产量回升十五技术进步，产量回升胜利油区稠油热采历程胜利油区稠油热采历程胜利采油厂胜利采油厂 胜三区坨胜三区坨1111南东二：南东二：S3-XR1S3-XR1井井20192019年年1212月月3 3日产油日产油2.62.6吨，含水吨，含水82%82%。2019-20192019-2019年先后编制了蒸年先后编制了蒸汽吞吐热采方案及南扩方案，共汽吞吐热采

12、方案及南扩方案，共部署油井部署油井1919口，建产能口，建产能5.155.15万吨万吨，动用储量，动用储量124.5124.5万吨。万吨。20192019年年5 5月开油井月开油井1818口，日产液口，日产液849.1t849.1t，日产油日产油163.9t163.9t，综合含水，综合含水80.7%80.7%，累积产油累积产油13.713.7万吨，采出程度万吨，采出程度13.16%13.16%，采油速度，采油速度5.94%5.94%，平均油，平均油汽比汽比1.351.35，回采水率，回采水率214%214%。S3XR182019年热采方案新井2019年南扩方案新井2019年南扩补充方案新井胜利

13、采油厂胜利采油厂隔热油管隔热油管井下热胀补偿器井下热胀补偿器注汽封隔器注汽封隔器注汽封隔器注汽封隔器井下汽水分离器井下汽水分离器隔热油管隔热油管井下补偿器井下补偿器井下汽水分离器井下汽水分离器注汽封隔器注汽封隔器隔热油管隔热油管井下补偿器井下补偿器热采封隔器热采封隔器井下汽水分离器井下汽水分离器热采封隔器热采封隔器油油 层层井口补偿器井口补偿器加热带加热带蒸汽凝结带蒸汽凝结带蒸汽带蒸汽带 蒸汽吞吐是先将蒸汽吞吐是先将高温高压湿蒸汽注入高温高压湿蒸汽注入油层，对油井周围油油层，对油井周围油层加热降粘，焖井换层加热降粘，焖井换热后开井采油。热后开井采油。四、四、稠油热力开采方法及筛选标准稠油热力开

14、采方法及筛选标准注汽时，地层分为三个带：蒸汽带、热水带和冷水带非稳定渗流：包括流体渗流、传热等过程1.蒸汽吞吐1)概 念 2)2)注蒸汽热采增产机理注蒸汽热采增产机理7、蒸汽辅助重力泄油作用1、加热降粘4、岩石骨架受热膨胀压缩孔隙6、乳化作用提高波及体积5稠油高温裂解蒸馏、稀释及混相驱作用高温下溶解气脱出，汽驱作用加强2、高温油水流度比减小，油相渗透率提高岩石受热表面亲水化，降低残余油饱和度3、流体受热膨胀弹性能量增加1.蒸汽吞吐 向油层注入高温高压蒸汽，近井地带相当距离内的地层温度升高，将向油层注入高温高压蒸汽，近井地带相当距离内的地层温度升高，将油层及原油加热。注入油层的蒸汽优选进入高渗透

15、带，而全由于蒸汽的密油层及原油加热。注入油层的蒸汽优选进入高渗透带，而全由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽将向油层项部超覆，油层加热并不均匀，但度很小，在重力作用下，蒸汽将向油层项部超覆，油层加热并不均匀，但由于热对流和传导作用，注入蒸汽量足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽由于热对流和传导作用，注入蒸汽量足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽带的温度仍保持井底蒸汽温度带的温度仍保持井底蒸汽温度TsTs（250250350350），蒸汽凝结带，即热水带），蒸汽凝结带，即热水带的温度的温度TwTw虽有所下降，但仍然很高。形成的加热带中的原油粘度由几千到虽有所下降，但仍然很高。形成的加热带中的原油粘度由

16、几千到几万几万mPa.smPa.s降低至几个降低至几个mPa.smPa.s。这样，原油流向井底的阻力大大减小，。这样，原油流向井底的阻力大大减小，流流动系数动系数Kh/Kh/成几十倍的增加成几十倍的增加，油井产量必然增加许多倍。，油井产量必然增加许多倍。注蒸汽热采增产机理加热降粘，改善流变性1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理加热降粘，改善流变性1.蒸汽吞吐 在高温润湿性试验中，普遍的规律是随着温度的升高，岩心润湿性由亲油转向亲水，由弱亲水转向强亲水。其主要原因是稠油中的胶质、沥青质等极性物质含量较多。注蒸汽热采增产机理相对渗透率变化1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理相对渗透率变化随温度升高束缚水饱和度

17、增加，残余油饱和度降低。稠油高温相渗端点值端点值超稠油Sro普通稠油Sro超稠油Srw1200.4650.300.2171600.3980.2752000.3490.2260.2941.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理相对渗透率变化 束缚水饱和度增加，残余油饱和度降低，相对渗透率曲线右移，向有利于改善油相渗透率的方向变化。高温下油相渗透率改善的主要原因是升温降粘后油水粘度比大幅度降低，以及岩石润湿性向亲水方向转变等综合作用的结果。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理热膨胀作用 当高温蒸汽注入油层后，加热后的原油产生膨胀，原油中如果存在少量的溶解气，也将从原油中逸出，产生溶解气驱的作用。同时油藏中的流体和岩

18、石骨架产生热膨胀作用，孔隙体积缩小，流体体积增大，维持原油生产的弹性能量增加。热胀弹性能是一种相当可观的能量。与压缩弹性能量相比，热膨胀弹性能量要大得多。原油的热膨胀程度主要取决于原油的组分组成。通常情况下，轻质原油的热膨胀系数大于重质原油。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理蒸汽(热水)动力驱油作用 湿蒸汽注入油层，既补充了油层热量和能量，也对油层有一定冲刷驱替作用。特别是高温水蒸汽分子与液态水分子相比具有更高的能量，可以进入热水驱液态水分子驱替不到的微喉道和微孔隙中。加之高干度蒸汽的比容大，注入油层后波及体积大。因此，高温高干度的水蒸汽的驱油效率远高于冷水驱和热水驱。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机

19、理溶解气驱作用 原油溶解天然气的能力随温度的升高而降低，注入蒸汽后，油层和原油被加热，溶解气从原油中脱出，脱出的溶解气体积膨胀成为驱油的动力之一。这在蒸汽驱过程中更为突出些。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理对稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用 原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。高温水蒸汽对稠油的重组分有热裂解作用,即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中，从稠油中被蒸馏出的烃馏份和热裂解产生的轻烃，进入热水前沿温度较低的地带时，

20、又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理乳化驱作用 蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏份凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。1.蒸汽吞吐 由于汽液密度差异，在注蒸汽过程中形成超覆现象，油层纵向受热不均，但油藏的表现受热面积增加，油层的非驱替部分由于导热作用而得到加热，受热原油在重力作用下流到井底。重力泄油作用主要发生在单层厚度较大的稠油油藏中。注蒸汽热采增产机理重力泄油作用1.蒸汽吞吐 我国稠油蒸汽吞

21、吐蒸汽吞吐筛选标准Pay zone蒸汽驱蒸汽驱是向注入井是向注入井中持续注入蒸汽，将中持续注入蒸汽，将地下原油加热并驱向地下原油加热并驱向邻近的采油井采出。邻近的采油井采出。实践表明蒸汽驱是一种行之有效的重油开发方式从70年代开始，世界以及美国注蒸汽开发产量一直在不断上升，而且在整个强化采油产量中占60左右。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，但由于以下原因，其重要性逐渐被蒸汽驱所取代2）蒸汽吞吐不能增加采收率，即吞吐期间的产油量汽驱过程中完全可采出，吞吐期过长只能降低总效益，所以注蒸汽工艺发展到目前，一般不再像注蒸汽早期那样把吞吐生产作为

22、一个重要阶段，而只是把它作为汽驱过程中的一个重要辅助措施；所以从70年代起蒸汽驱项目和产量已超过吞吐项目和产量；只有油藏压力过高，汽驱前需要卸压或原油粘度过大，需要预热形成流动连通时才把吞吐作为一个独立的开发阶段；1）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；尽管蒸汽驱是为开发稠油而发展起来的工艺技术，但实践表明，蒸汽驱对普通原油的开发更有效，特别是地层油粘度30-200mPa.s的油藏，蒸汽驱可能比水驱开发效果好，经济效益高。不同油藏条件的影响：油层厚度 油藏净总厚度比 油层非均质性 油藏原油粘度 油藏含油饱和度 油藏埋深 气顶注蒸驱筛选标准 1

23、1）油层厚度：）油层厚度：对蒸汽驱来说，对蒸汽驱来说，存在最佳厚度：存在最佳厚度：油层太薄，开发效果差；向盖底层的热损失比例增大，热利用率变低；油层过厚时汽驱效果也不太好，井筒中的汽水分离以及油层中的蒸汽超覆加剧，使蒸汽的热利用率变低。蒸汽驱的有效油层厚度大约为1050m，油层厚度在2045m之间时能取得较好效果注蒸驱筛选标准 2）油层净总厚度比：随着净总厚度比的增加，蒸汽驱采收率越来越大。当净总厚度比大于0.6以后，改善幅度变小。当净总厚度比小于0.6时，随着净总厚度比的减小，蒸汽驱效果急剧下降。当净总厚度比小于0.4时蒸汽驱效果较差注蒸驱筛选标准 3）油层非均质性：在实际油层的非均质范围内

24、（渗透率变异系数从0.4到0.7），蒸汽驱采收率与渗透率变异系数基本是线性关系；渗透率变异系数大于0.7的油藏基本不适合蒸汽驱。注蒸驱筛选标准4 4）原油物性原油粘度）原油物性原油粘度普通稠油，油藏中本身具有一定的流动能力，可以进行常规蒸汽驱；特稠油，原油流动性差，常规汽驱有一定困难，必须采取预热或吞吐引效才能实现汽驱；超稠油，原油在油藏条件下基本没有流动性，不预先加热到一定温度是无法驱动的，因此这类油常规汽驱无效。注蒸驱筛选标准 4 4）原油粘度）原油粘度在半对数坐标上，随着油藏原油粘度对数的增大，蒸汽驱的采收率呈线性下降；原油粘度对蒸汽驱效果的影响幅度并不太大，当地层油粘度从50mPas到

25、5000mPas时，采收率只降低了15%(IOIP)。需要注意的是，原油粘度过大，所需驱动力很高。从开采效果和操作因素考虑，常规蒸汽驱的地层油粘度最好5000mPas注蒸驱筛选标准 5）含油饱和度：随着油藏含油饱和度的增加，蒸汽驱的采收率线性增加注蒸驱筛选标准6）油藏埋深油藏埋深不但影响注入蒸汽的质量，而且其压力降低程度对开发效果也有影响，因此一般不好确定。但根据以下假设还是能够确定其影响程度的：假设油藏是封闭的，可以降压；在现有的隔热技术条件下，井深1600m时注入的蒸汽已全部变为热水；从800m到1600m采收率的降低是线性的注蒸驱筛选标准DDDEEEERRR026.036.7680002

26、6.056.5580080016001600800800根据以上假设，深度为1600m时计算的热水驱采收率为 （ER）1600=34.8%IOIP800m深度时蒸汽驱的采收率为（ER）800=55.6%IOIP蒸汽驱的采收率与深度的关系为式中:D为油藏深度，800D1600m当深度大于1400m时，在现有隔热技术下蒸汽驱已基本无效注蒸驱筛选标准7）边底水对于有边底水油藏的蒸汽驱，一般来讲，浅层油藏（如400m）基本没有什么影响，而深层油藏（如800m）则有较大影响。对于深层边水油藏，水体小于油体5倍的，可以进行常规蒸汽驱，而水体大于5倍油体的，则要采取排水措施。对于深层的底水油藏，水层厚度小于

27、油层厚度的，避射一定油层厚度即可，而对于水层厚度大于油层厚度的，则不但避射，还要有一定的排水措施。注蒸驱筛选标准8）气顶 若油藏存在气顶，蒸汽易进入气顶，起不到加热油层的作用，因此应首先根据油藏内隔夹层发育情况，对油层与气顶之间有较好隔层的油藏，对隔层以下的油层开展蒸汽驱。对气顶与油层之间没有隔层的油藏，则应避射一定厚度。注蒸驱筛选标准对砾岩油藏，孔隙度可适当放宽；对于先吞吐预热的油藏，原油粘度可适当放宽；对封闭油藏，在有高效隔热油管的条件下，深度可适当放宽。注蒸驱筛选标准 火烧油层是将含氧气体(多用空气)注入到油层,点火燃烧后,利用燃烧反应生成的热能和气体来加热、裂解和驱动稠油。3.火烧油层

28、生产井生产井点火燃烧区点火燃烧区 注入井注入井空气或水空气或水 燃烧前缘燃烧前缘移动油移动油冷油区冷油区原油在油层中的反应有四部分：热蒸馏：原油重质油(留在油砂中)+轻质油(被驱替走)低温氧化：部分轻质油+氧气重质油+CO+H2O+热量 重质油+氧气焦碳+轻质油+CO+H2O+热量高温热裂解：重质组分焦碳轻质油高温氧化：焦碳氧气CO2H2O+热量 重质组分氧气CO2H2O+热量3.火烧油层火烧驱油高温氧化混相驱高温氧化非混相驱电点火气体点火低温氧化混相驱低温氧化非混相驱油层自燃应用稠油油藏应用稀油油藏3.火烧油层干式正向燃烧反向燃烧湿式燃烧3.火烧油层干式正向燃烧示意图干式正向燃烧示意图燃烧温

29、度一般为燃烧温度一般为315650315650，蒸汽带温度逐渐降低，热，蒸汽带温度逐渐降低，热水带和生产井之间区域的温度接近于未受干扰的油藏温度。水带和生产井之间区域的温度接近于未受干扰的油藏温度。3.火烧油层空气空气 油层冷区油层冷区燃烧带燃烧带反向燃烧示意图反向燃烧示意图气体由注气井注入，在生产井井底点火，燃烧前缘从右到左移动，注气井井底附近是低温带，而靠近生产井的区域是高温带，原油流经高温带，使其粘度降低。3.火烧油层湿式燃烧也称为正向燃烧和水驱相结合的方法。它是将水气交替注入到注入井（或将气和水一起注入到注入井中），这时水将全部或部分汽化，穿过燃烧前缘将热量传递到燃烧带的前面，扩大燃烧

30、带前面的蒸汽带和热水带体积，从而降低原油粘度。湿式燃烧3.火烧油层三种火烧方式对比3.火烧油层原油在油藏条件下有一定流动性的稠油油藏原油在油藏条件下有一定流动性的稠油油藏不适宜注水、注汽开发的敏感性稠油油藏不适宜注水、注汽开发的敏感性稠油油藏构造相对圈闭、能量补充困难的中低渗油藏构造相对圈闭、能量补充困难的中低渗油藏胜利油田火烧驱油选区原则 随着点火技术与注气设备的发展，对深度、渗透率的限制将会降低。油层厚度m埋深m孔隙度%渗透率10-3um2饱和度%储量系数.So原油粘度mPa.s综合评价函数3-3020 100 40 0.13 0.27胜利油田火烧驱油选区标准 为了探索强水敏油藏为了探索强

31、水敏油藏有效的有效的开发方式，评价火烧开发技术可行开发方式，评价火烧开发技术可行性，在火烧机理研究的基础上，在郑性，在火烧机理研究的基础上，在郑408块开展了块开展了研究。研究。火烧驱油试验火烧驱油试验火烧油层进入工业化试验火烧油层进入工业化试验五、适宜蒸汽吞吐操作条件u蒸汽干度对吞吐效果的影响 注汽量不能太小，否则峰值产量低，增产周期注汽量不能太小，否则峰值产量低，增产周期短，周期累积产量低，但也不能太高。注入量应短，周期累积产量低，但也不能太高。注入量应按每米纯油层厚度选定，也即注汽强度，最优的按每米纯油层厚度选定，也即注汽强度，最优的范围是范围是120120200t/m200t/m。u注

32、汽量对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件 蒸汽吞吐阶段，注汽时间短，向油层顶底界的蒸汽吞吐阶段，注汽时间短，向油层顶底界的热损失远较蒸汽驱阶段小得不可比，因此注入速度热损失远较蒸汽驱阶段小得不可比，因此注入速度的影响很小。的影响很小。u注汽速度对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件 提高注汽速度即利于缩短油井注汽时间，提高注汽速度即利于缩短油井注汽时间，又有利于增加增产效果。而且，注汽速度降低，又有利于增加增产效果。而且，注汽速度降低，将增加井筒热损失，导致井底干度降低，从而将增加井筒热损失，导致井底干度降低，从而减少吞吐效果。这是决定注入速度不能太低的减少吞吐效果。这是决定注入速度不能

33、太低的原因。原因。u注汽速度对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件 不论深井、浅井，尤其是浅层油不论深井、浅井，尤其是浅层油井。超高速度或超高压力注汽，都会井。超高速度或超高压力注汽，都会引起油层被压裂，造成裂缝性蒸汽汽引起油层被压裂，造成裂缝性蒸汽汽窜，使后期的蒸汽吞吐及蒸汽驱开采窜，使后期的蒸汽吞吐及蒸汽驱开采效果恶化。效果恶化。五、适宜蒸汽吞吐操作条件 因此，注汽速度的选定与注汽压因此，注汽速度的选定与注汽压力的选定要相联系，注汽速度既不能力的选定要相联系，注汽速度既不能太低，低到井底损失率太大导致井底太低，低到井底损失率太大导致井底干度太低；又不能太高，要限定在不干度太低；又不能太高

34、，要限定在不能造成油层被压裂。能造成油层被压裂。u注汽速度对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件 注汽压力的差别对吞吐效果的影注汽压力的差别对吞吐效果的影响很小，如果在油层压力高的情况下响很小，如果在油层压力高的情况下采用较高的注汽压力，可以通过放大采用较高的注汽压力，可以通过放大生产压差增加产量。生产压差增加产量。u注汽压力对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件 在较高压力下注汽对吞吐效果的影响主在较高压力下注汽对吞吐效果的影响主要取决于生产压差的大小。在相同压差下回要取决于生产压差的大小。在相同压差下回采，注入压力对吞吐效果的影响并不大。因采，注入压力对吞吐效果的影响并不大。因此此应尽

35、量降低注汽压力，以保证有足够的注应尽量降低注汽压力，以保证有足够的注汽速度为下限，在此注汽速度下有足够高的汽速度为下限，在此注汽速度下有足够高的井底干度井底干度。不可追求过高的注入压力和注入。不可追求过高的注入压力和注入速度。如上所述，要严格防止超高压、超高速度。如上所述，要严格防止超高压、超高速注汽导致产生油层压裂形成蒸汽窜流。速注汽导致产生油层压裂形成蒸汽窜流。u注汽压力对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件蒸汽吞吐时油层温度剖面随焖井时间的变化蒸汽吞吐时油层温度剖面随焖井时间的变化u焖井时间的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件影响次序影响次序:井底干度井底干度 周期注汽量周期注汽量 注入速度

36、。注入速度。对具体油藏地质条件，应采用数模软件进行各对具体油藏地质条件，应采用数模软件进行各周期注汽干度（井口和井底）、注汽量、注汽速度周期注汽干度（井口和井底）、注汽量、注汽速度等模拟分析对吞吐效果的影响，选择周期产油量、等模拟分析对吞吐效果的影响，选择周期产油量、平均日产油、生产周期、周期油汽比等综合指标最平均日产油、生产周期、周期油汽比等综合指标最好的方案。而且经过多井试验后，总结出实际生产好的方案。而且经过多井试验后，总结出实际生产规律，形成最优化方案。规律，形成最优化方案。u注汽工艺参数的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件 尽力提高井口注汽干度，尤其是要采用最好尽力提高井口注汽干度，尤其是

37、要采用最好的井筒隔热技术措施，下井的隔热管柱一定要保证的井筒隔热技术措施，下井的隔热管柱一定要保证质量，油套管环空要排干，最好是注入氮气，以保质量，油套管环空要排干，最好是注入氮气，以保证环空中没有水。证环空中没有水。注汽速度要适当，太低井筒热损失过大，太注汽速度要适当，太低井筒热损失过大，太高则可能使高则可能使 注汽压力过高而超过油层破裂压力而压注汽压力过高而超过油层破裂压力而压开油层，形成微裂缝，导致油层中蒸汽窜流的不良开油层，形成微裂缝，导致油层中蒸汽窜流的不良后果。后果。u注汽工艺参数的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件 周期注入量要适中，一般按油层平均计算周期注入量要适中，一般按油层平均计

38、算120-200t/m120-200t/m为宜，并且应随注汽周期的增加而适当为宜，并且应随注汽周期的增加而适当增加。增加。u注汽工艺参数的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件速敏评价试验速敏评价试验水敏评价试验水敏评价试验酸敏评价试验酸敏评价试验碱敏评价试验碱敏评价试验盐敏评价试验盐敏评价试验六、蒸汽吞吐配套工艺技术六、蒸汽吞吐配套工艺技术u水敏是由粘土矿物膨胀引起的，粘土矿物的膨胀是造成油藏伤害的主要原因之一。u粘土问题是影响开采成败的重要问题。粘土矿物就是通常构成岩石和土壤细粒部分(200），压力为对应温度下的饱和压力，降粘的效果更加明显；u井筒热流体循环工艺基本不受井深的限制，它除了提高产液温度

39、外，还可以提高井筒中混合液的含水量来降低粘度。4)热流体循环井筒保温降粘机理：利用保温性能较好的隔热管作为生产油管，由于这种生产油管的视导热系数低，隔热性能好，因此可以减少产液向地层的散热，产液在井筒的温度降相应地的降低，保持了井筒温度，就有可能保证油井正常的生产。目前可利用的特种油管主要防氢害隔热油管（0.050.08 w/m.）和高真空隔热油管（厚油层（h4m）0.20.350%委内瑞拉的Tia Junna油藏 油藏基本概况 岩性为疏松砂岩，埋深400-500m，平均油层厚度40m，孔隙度38，原始含油饱和度85，地下原油粘度100-10000mPa.s。开采历史 从1965年开始采用蒸汽

40、吞吐方法开采，预计一次采油蒸汽吞吐的采收率为21。1983年该油田进行了蒸汽天然气吞吐的先导试验。2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性C C-5 5 区区蒸蒸汽汽天天然然气气与与不不加加天天然然气气吞吞吐吐效效果果对对比比 油油 井井 LSJ-1196A LSJ-3206 LSJ-3853 LSJ-3856 注注入入蒸蒸汽汽量量，m m3 3 4850 4800 4230 4880 注注入入天天然然气气，m m3 3 140000 0 0 0 周周期期产产量量，m m3 3 10923 4404 3419 5660 油油汽汽比比，m m3 3/m m3 3

41、2.3 0.9 0.8 1.2 委内瑞拉的Tia Junna油藏vC-5区先导试验（吞吐第一周期注气）2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性委内瑞拉的Tia Junna油藏井LSJ-1196A与邻井累积产量对比曲线累积产量累积产量,MBvC-5区先导试验（吞吐第一周期注气）2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性累积油汽比累积油汽比井LSJ-1196A与邻井累积油汽比对比曲线委内瑞拉的Tia Junna油藏vH-7区先导试验（吞吐第四周期注气）H H-7 7 区蒸汽天然气与不加天然气吞吐的效果对比区蒸汽天然气与不加天然气吞吐的效果对比 油井序号油井序号 1 2 3 4 5 6 注汽量，注汽量，m3

42、4155 4296 3819 3982 4319 4134 注天然气量，注天然气量，104m3 14.1 14.4 14.4/周期产油，周期产油，m3 914 859 2673 2389 2159 2480 油汽比，油汽比，m3/m3 0.22 0.20 0.70 0.60 0.50 0.60 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性委内瑞拉的Tia Junna油藏委内瑞拉的Tia Junna油藏分析现场试验认为:吞吐早期添加天然气，可以明显提高采油速度，注气增产效果比较明显；吞吐晚期添加天然气，采油速度没有明显，注气增产效果不明显，因此为改善吞吐开发效果，应在吞吐的早期添加天然气。H-7区原油粘

43、度较高，为10000cp，添加天然气增产效果不明显，C-5区原油粘度为3000cp，添加天然气对吞吐增产效果明显。由此看出，原油的粘度越低，添加天然气的增产效果越好。2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性v辽河油田蒸汽N2的吞吐试验 自2019年到2000年，辽河油田曙光采油厂先后在杜97、杜66、杜84和杜80块进行蒸汽N2吞吐试验45井次，这些试验都是在油井多轮次蒸汽吞吐以后进行的。试验累计注蒸汽7.68104t，加氮气357104m3,其效果与上轮只注蒸汽相比，节省蒸汽4220t，累增油3355t。从以上结果看，蒸汽N2吞吐有增产效果。如果用天然气代替N

44、2并且天然气价格低廉，那么会取得较好的效益。井号 周期 注汽量 t 液氮量 m3 生产 时间 d 周期 产油量 t 周期 产水量 t 回采 水率%油汽比 2 3091 87 1551 691 23 0.52 46-162 3 2503 12 228 3876 2618 105 1.55 1 1442 116 973 493 35 0.67 2 1912 18 238 2963 1259 66 1.55 93-158 3 2492 76 411 458 18 0.16 1 1792 8 18 125 7 0.01 99-160 2 2286 11 195 4100 3898 171 1.79 1

45、 1664 62 887 78 5 0.53 73-158 2 2078 14 129 1921 1073 52 0.92 1 1792 92 1192 174 10 0.66 99-160 2 2119 10 258 2223 1100 52 1.04 辽河油田冷41块生产效果2)蒸汽添加非凝析气体吞吐油藏适应性3)化学辅助吞吐技术 在注汽期间加化学剂辅助吞吐，或在吞吐周期末期用化学方法延长吞吐周期，提高吞吐效果。v化学助排v化学降粘v油层预处理 化学添加剂在高温下与原油发生化学反应，使原油粘度降低。化学添加剂耐温 300，能明显降低蒸汽冷凝水的表面张力，具有较好的防乳化性能4)多井吞吐技术

46、 u蒸汽吞吐已达多轮以上，处于蒸汽吞吐中后期；u产量递减严重，周期油汽比已降至0.45，甚至更低；u地层压力降至原始油藏压力的20-35%，油藏有效驱动能量很小；u汽窜严重，蒸汽的有效利用率低，吞吐的开发效果变差；u尽管吞吐轮次较高，但加热半径有限，仅在井筒附近区域温度有所升高；u吞吐动用半径较小，在井筒附近50m以内。多井整体蒸汽吞吐，就是把在同一层位，且汽窜频繁的相邻的多口吞吐井，组合为一个开发单元，集中注汽，统一吞吐生产，变单井的孤立行为为统一的有序的整体行为。4)多井吞吐技术 定义原理：吞吐的单井的孤立行为统一的整体行为。遏制井间汽窜，减少汽窜造成的热量损失；同时，避免周边生产井因汽窜造成关井，提高了吞吐井的生产时率；可加大单井注汽量，增加对油层的热量补给；注入热量相对集中，热损失少，油层升温幅度大，加热半径加大；由于加热半径相对加大，吞吐井泄油体积增加，周期采油量提高。4)多井吞吐技术 结结 束束 语语 稠油热采开发历史，是一部充满挑战、不断深化油藏认识和技术创新的科技发展史。随着稠油热采开发程度的进一步加深，深层次的矛盾和问题不断暴露出来，严重制约着稠油的高效开发。面对严峻的形势和挑战，紧密依靠科技进步，进一步加大科技攻关力度，积极探索稠油提高采收率的有效新途径，不断推动稠油开发工作再上新水平！