胜利油田稠油开采技术

辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向

辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向　 　 　 齐建华＊ 张春光　 辽宁辽河石油工程有限公司　 　 齐建华等．　辽河油田稠油地面集输技术现状及攻关方向．　石油规划设计，２００２，１３（６）：５４～５７　 　 　 摘 要 由于辽河油田稠油品种繁多，物性较差，相对集输处理的难度较大。辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题，通常采用的方法有：加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程；热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程；一段热化学静止沉降脱水流程。主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。　 主题词 稠油 物理性质 集输 加热 脱水 降粘 工艺流程 设备　 　 稠油分类　 辽河油田是我国第三大油田，年产原油约１　４００万ｔ，其中稠油产量约为９００万ｔ，占辽河油田原油总产量的６５％。辽河油田稠油资源主要分布在高升油田、曙光油田、欢喜岭油田、兴隆台油田以及冷家油田等地区。辽河油田稠油物性差异较大，根据辽河油田目前稠油的生产情况，稠油可分为普通稠油、特稠油和超稠油３类。　 １ 普通稠油　 普通稠油粘度大部分在２００～５　０００　ｍＰａ?ｓ之间，这部分稠油约占稠油总产量的７０％。　 ２ 特稠油　 特稠油粘度大部分在５　０００～５０　０００　ｍＰａ?ｓ之间，生产难度较大，这部分稠油约占稠油总产量的１５％。　 ３ 超稠油　 超稠油粘度大部分在５×１０４～２０×１０４　ｍＰａ?ｓ，这类稠油是近几年才开始规模开采的。这部分稠油约占稠油总产量的１５％。辽河油田超稠油的储量较大，埋深较浅，约在７００～８００　ｍ之间。　 表1 辽河油田稠油的一般性质　 项 目　２０℃的密度（ｇ／ｃｍ３）　粘度５０℃（ｍＰａ?ｓ）　凝点（℃）　含蜡量（％）　沥青质＋胶质（％）　杜３２块　１．００１９　５８１９１～１６８７００　３０　４．０７　４１．９９　 冷家油田　０．９７９　１０５３８～５４８００　１８　９．８　１１．２　 小洼油田　０．９５０～１．０１９　８１３～６８５３　３～２４　１．５～４　２７～４０　 　 目前，辽河油田已建成的稠油集中处理站有特油公司杜８４块１＃集中处理站、特油公司杜３２块２＃集中处理站、冷一稠油集中处理站、曙光油田曙五联合站、兴隆台油田海一联合站、兴隆台油田洼一联合站、锦州油田锦一联合站等。　 ＊ 齐建华，男，１９６６生，高级工程师，１９８８年毕业于石油大学（华东）石油储运专业。现在辽宁辽河石油工程有限公司从事油气储运专业设计。通信地址：辽宁省盘锦市辽宁辽河石油工程有限公司，１２４０１０

稠油开采技术的最新研究进展

《稠油开采技术的最新研究进展》 油工（2）2001 喻天龙 201013074 近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。 第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。 第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。 第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。 1、稠油油田开采历程及开采现状 欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，

稠油集输工艺优化改进

浅析稠油集输工艺优化改进 摘要：胜采一矿热采管理区掺水接转站主要承担着管理区稠油的接收和转输，掺水泵、外输泵和加热炉等关键设备的运行状况直接影响着热采管理区的原油上产工作。本文从掺水压力、掺水温度及掺水水质等技术指标入手，通过影响因素分析、集输工艺改进措施等方面的阐述，为稠油热采做一番有益的探讨。 abstract： water-mixing and sub pump station of thermal management area in no.1 mine of shengli oil production plant takes the task of receiving and transportation， the operation of key equipment， such as water-mixing pump， sub pump and heating furnace， directly effects the oil production in thermal management area. starting from mixing-water pressure and temperature and water quality， the paper discusses the thermal recovery of heavy oil from analysis of influencing factors and improving measures of gathering and transportation technology. 关键词：稠油生产；掺水压力；掺水温度；掺水水质；加热炉key words： heavy oil production；mixing-water pressure；mixing-water temperature；mixing-water quality；heating furnace 中图分类号：te866 文献标识码：a 文章编号：1006-4311（2013）14-0034-02

我国稠油资源分布

我国稠油资源分布文档编制序号：[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金

稠油开采新工艺

稠油开采新工艺 稠油是世界经济发展的重要来源，稠油油藏的研究和开发技术已日趋成熟，并形成相当大的开采规模。自今年初以来，胜利油田有限公司，在稠油产量占有较大比例的孤岛，孤东，滨难，河口等采油厂，针对自己所管辖经营的稠油油藏的特征和“症结”，采用多种新工艺，新技术配套使用，不断强化稠油开发和技术创新力度，有效地提高了稠油油藏的开发水平，取得了明显的经济效益和技术效果。 孤岛采油常针对所管辖的孤岛油田稠油热采产量已占全年原油生产量的 1/6，开发难度大等实际情况，对该油田的中二北NG5和中二南NG6两个稠油热采老区进行可整体调整，在加密调整方案的编制过程中，地质科技人员充分运用了钻井、测井、测试及油井生产资料，进行了精细油藏描述，建立了底层，构造，储层，流体等模型，摸清了剩余油的分布规律；运用数值模拟技术对加密井点进行可行性分析，编制出了切实可行的热采调整方案，目前，这两个区块已完钻新井15口。其中，中二北NG5热采区的中25-532井，投产后喜获日产320吨的高产油流；中二南NG6调整区的中24-605井也获得了日产21吨的工业油流。 同时，他们对中二北热采单元的蒸汽吞吐开采规律也进行了充分研究，该单元由于底水的进入，导致油井含水大幅度上升、高含水井数的逐年增加，油层水淹严重，造成平面上采出程度差异大，剩余由高度分散，挖潜措施针对性变差。该厂通过对边底水浸入影响分析及泡沫剂的静，动态评价，灵敏性分析及其躯替实验，认为氮气泡沫对治理边底水有较好效果。自2002年初开始，他们运用井下自生气一泡沫辅助注蒸汽技术，在130度下注入引发剂，产生二氧化氮和二氧化碳，达到调整吸气剖面，提高驱有效率的目的，迄今为止，用来试验的3口井，平均日产油量已由3.8吨上升到6.5吨,平均单井日增油2.7吨,累计增油893.6吨,其中GD15*522井日产油量由4.3吨上升到目前的11吨。 孤东采油厂稠油热采稳中有升。为了加快孤东油田的稠油开发，该厂采取地质、作业、注汽、采油、工艺“五位一体”联作制，狠抓注汽质量，取得明显效益。质量监控是注汽的关键，他们对每口注汽井都要做好注汽前、中、后的跟踪工作，注汽前，做好注汽井的经济评价，制定注入方案，加强作业管理监控；注

对稠油开采几种主要技术分析

对稠油开采几种主要技术分析 孔卫杰 （河南油田采油一厂，河南南阳473000） 一、热采技术 注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。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。高温水蒸气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，从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时，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。注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义，蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏分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。热采井完井时的主要问题是，３６０℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。为此，采用特超稠油ＨＤＣＳ技术，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。 二、出砂冷采 １９８６年，为了降低采油成本，提高稠油开采经济效益，加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验。到９０年代中期，稠油出砂冷采已成为热点，不注热量、不防砂，采用螺杆泵将原油和砂一起采出。文献指出，螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复，稠油形成稳定的流动地带，在油带前缘，油滴被启动而增溶到油带中，因此，油带具有很好的流动能力，表现到生产上就是含水下降。而抽油泵的脉动抽吸，使得地层孔隙中的油流难以形成连续流，水相侵入到油流通道，微观上表现为降低了油滴前后的压差，油滴更难启动。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性，它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中“蚯蚓洞”，可提高油层渗透率；形成泡沫油，则给油层提供了内部驱动能量。 三、加降粘剂 据研究，乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力、提高毛管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质，降粘剂在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。比较常用的有ＧＬ、ＨＲＶ－２、ＰＳ、碱法造纸黑液、ＢＭ－５、ＤＪＨ－１、ＨＧ系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验，形成超深稠油开发技术路线。 四、电加热 采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏，由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关，将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题：电热采油工艺单井平均加热功率８０ｋＷ·ｈ，日耗电费约１０００元。 五、掺稀油开采 掺稀油降粘是开采稠油的一种有效的方法，其优点是不伤害油层，不像掺活性水降粘开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本。 六、微生物驱油 微生物驱油技术是通过细菌在油藏环境中繁殖、生长、代谢，利用细菌对原油的降解作用，产生的代谢产物使固液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，提高洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量，降低原油粘度。美国密苏里大学在２００２～２００４年开展了浅层重油的微生物采油技术研究；２００５年，微生物采油技术列入中国“９７３”科技项目。 七、地热辅助采油技术 地热采油是利用地热资源，以深层高温开发流体（油、气、水及其混合物）将大量的热量带人浅油层，降低原油粘度，提高原油流动能力。为了减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注入目的油层。 八、结语 （１）稠油因粘度高而开采难，随着中国节能减排力度的加大，建议推广微生物驱油、掺稀油开采和多分支水平井开采技术。如今稠油冷采已形成成熟技术，而实际应用规模还较小，这一状况亟需改变。（２）地热采油方法原理简单、易于实现，广泛适用于各类油藏，安全、节能、环保、试验。（３）井下稠油变稀油。建议开展地下稠油变稀油技术攻关，将稠油热采和稠油炼制两大成熟技术集成起来，在油田井底实现炼油厂的稠油预处理过程，将稠油开采难题转化为稀油开采问题，从而大幅提高稠油产能和最终采收率。 参考文献 [1]王乃举．中国油藏开发模式·总论[M]．北京：石油工业出版社，1999：275～281 技术市场 284 企业导报2012年第12期

我国稠油资源分布

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为7.01×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田

塔河油田累计探明油气地质储量7.8亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度 2 698 mPa·s。 河南油田

稠油不加热集输技术

稠油不加热集输技术与应用 (西南石油大学油气储运工程，四川成都，610500) 【摘要】:稠油的密度大、粘度高、流动性差,输送困难。对稀释法、乳化降粘法、加剂降粘法、超声波法、改质降粘法、低粘液环法等稠油不加热集输技术的机理及应用条件进行了分析,探讨制约不加热输送技术发展的难题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。【关键词】:稠油; 降粘;不加热集输 稠油即高粘度重质原油，国际上常称为重油。稠油是一种复杂的、多组分的均质有机混合物，主要是由烷烃、芳烃、胶质和沥青质组成。一般是以油层条件下或油层温度下的脱气原油粘度为主，粘度在50 mPa·s以上叫稠油。粘度在50～10 000 mPa·s称为普通稠油；粘度在10 000～50 000 mPa·s称为特稠油；粘度＞50 000 mPa·s称为超稠油或天然沥青。 随着世界能源供应日趋紧张,储量丰富的稠油日益引起各国的重视。稠油富含胶质和沥青质,粘度高,密度大,流动性差,其特殊性质决定了稠油的集输必然是围绕稠油的降粘、降凝改性或改质处理进行的。我国原油主要是以稠油油藏为主，稠油中胶质、沥青质含量过高是稠油高粘度的原因，对稠油开采和输送工艺难度相当大，针对不同稠油油品选择合理的降粘方法将变得至关重要。否则将影响稠油正常开采和输送，从而增加开采、输送的成本，降低经济效益。我国油田集输系统主要采用加热输送工艺,该工艺的弊端是输油能耗高、允许的输量变化范围小、停输易发生凝管事故。因此,近年来稠油的不加热集输技术越来越引起人们的重视。本文对几种稠油不加热输送技术的机理及应用条件进行了分析,探讨了其有利的方面和存在的问题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。 1 稀释降粘技术 1. 1 机理 稀释降粘主要是利用相似相容原理,加入溶剂降低稠油粘度,改善其流动性。常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。其作用机理为,当加入稀释剂后,混合物中蜡含量浓度减少,溶液的饱和温度降低,从而降低了混合物的凝点。另外,低粘原油的胶质、沥青质是一种降凝剂,它阻止了蜡晶网络的形成,使混合物的凝点、屈服值和粘度等降低。 1. 2 应用 国内外研究表明,轻油掺入稠油后可起到降凝降粘作用,但对于含蜡量和凝固点较低而胶质、沥青质含量较高的高粘原油,其降凝降粘作用较差。所掺轻油的相对密度和粘度越小,降凝降粘效果也越好;掺入量越大,降凝、降粘作用也越显著。稀释剂与原油的混合方式和混合温度也同样影响稀释的效果,一般来说,稠油与轻油的混合温度越低,降粘效果越好。稀释

稠油资源分布

稠油资源分布 Document number【AA80KGB-AA98YT-AAT8CB-2A6UT-A18GG】

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m 的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度2 698 mPa·s。 河南油田 已累计找到14个油田，探明石油亿吨及平方公里。

SAGD技术开采稠油

SAGD技术开采稠油 石油与天然气工程2011级程金金 摘要：蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术以蒸汽作为热源，依靠凝析液的重力作用开采稠油，采收率可达60-80%，在国外特别是在加拿大已获得了商业化应用。 辽河油田曙一区超稠油资源丰富，地层条件下原油粘度超过104 ?，基本没有流动能力，开采难度大。上世纪九十年代末，mpa. s 10 辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐开采技术获得成功并进行了规模化开采，但蒸汽吞吐开采后期如何进一步提高采收率是一项重要的研究课题。 关键词:超稠油蒸汽辅助重力泄油开发研究 Abstract：Steam assisted gravity drainage (SAGD) uses steam as the hear source and rely on the action of gravity of condensed liquid to recovery heavy oi1，by which the recovery can reach up to 60-80%.The technique has been commercially applied overseas，especially in Canada. The super heavy oi1 resource is very abundant in Block Shu l of Liaohe Oilfield with the crude viscosity under formation conditions over 104 ?，which is basically immobile and hard to develop. Since the 10 mpa. s end of 1990s，steam huff and puff for super heavy oil recovery in Block Shul of Liaohe Oilfield has been successful and has been commercialized. However，how to improve the recovery at the later stage during steam huff and puff is an important research topic. Keywords: the super heavy reservoirs，steam assisted gravity drainage，

简述稠油的开采方法及原理

4、简述稠油的开采方法及原理 1）蒸汽吞吐采油方法又叫周期注气或循环蒸汽方法，即将一定数量的高温高压下的湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油，然后开井回采。 稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产机理为： (1)油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理；(2)对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后也充分释放出来，成为驱油能量；(3)厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，重力驱动也是一种增产机理；(4)带走大量热量，冷油补充入降压的加热带,当油井注汽后回采时，随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中，带走了大量热能，但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带，补充入降压地加热带；(5)地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理；(6)蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用；(7)注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用；(8)高温下原油裂解，粘度降低；(9)油层加热后，油水相对渗透率变化，增加了流向井筒的可动油；(10)某些有边水的稠油油藏，在蒸汽吞吐过程中，随着油层压力下降，边水向开发区推进。 2）蒸汽驱 蒸汽驱采油的机理有： 原油粘度加热后降低；蒸汽的蒸馏作用（包括气体脱油作用）;蒸汽驱动作用；热膨胀作用；重力分离作用；相对渗透率及毛管内力的变化；溶解气驱作用；油相混相驱（油层中抽提轻馏分溶剂油）；乳状液驱替作用等。 3）火烧油层又称油层内燃烧驱油法，简称火驱。它是利用油层本身的部分重质裂化产物作燃料，不断燃烧生热，依靠热力、汽驱等多种综合作用，实现提高原油采收率的目的。 4）出砂冷采 (1)大量出砂形成“蚯蚓洞”网络，极大地提高了稠油的流动能力； (2)稠油以泡沫油形式产出，减少了流动阻力； (3)溶解气膨胀，提供了驱油能量； (4)远距离的边、底水存在，提供了补充能量。

稠油开采技术进展

2010年第1期 总第181期 26 王学忠 （中国石化股份有限公司胜利油田分公司新疆勘探开发中心，山东东营 257000） 稠油开采技术进展 摘 要：分析了制约稠油开采的主要问题，综述了稠油开采的主要技术，建议开展地下稠油 变稀油技术攻关， 将稠油开采难题转化为稀油开采问题，大幅提高稠油产能和最终采收率。 关键词：稠油开采 冷采 注水采油 热采 水热裂解 收稿日期：2009-09-22。 作者简介：王学忠，高级工程师，1993年毕业于石油大学（华东）油藏工程专业，2006年获中国石油大学（华东）油气田开发专业硕士学位，长期从事油田开发研究。 如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右[1]。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。1 制约稠油开发的主要问题 特稠油油藏温度下脱气油粘度为10 000～50 000 mPa·s， 超稠油(天然沥青) 油藏温度下脱气油粘度一般大于50 000 mPa·s。稠油的特点一是胶质和沥青质含量高，如单家寺油田单6块稠油族组分中沥青质占11%，塔河油田稠油族组分中沥青质含量高达23%；二是粘温关系敏感， 如陈375井脱水脱气油40℃对应粘度133 300 mPa·s，80℃对应粘度2 646 mPa·s，100℃对应粘度754 mPa·s。特稠油因含有胶质、沥青质、石蜡等高分子化合物，易形成空间网状结构，具有非牛顿流体的性质，其结构随剪切应力的增大而破坏，且破坏程度与流动速度有关[2] ，即当原油流速慢时结构破坏小，粘度相对较大；流速快时则破坏大，粘度相对较小。共用同一渠道的多相流体在流动时会相互干扰，流度比越大，干扰越严重，低流度的水相更易侵入油相，使 油相变为孤立的油滴，油滴一旦被滞留下来，要起动它必须克服更大的附加毛管阻力。 特超稠油油藏开发难点在于：注汽压力高于18 MPa，常规锅炉不适应；吸汽能力差，小于1 t/（MPa·h）；加热动用半径小于50 m；转变为牛顿流体温度高（高于100℃）。对于远离油田基地的中小规模特稠油油藏，或许其面临的主要开发瓶颈不是来自钻井技术、热采技术或冷采技术，而是来自地面集输技术，如地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺[3-4]。 胜利稠油的粘温关系曲线特点是，稠油的粘度对温度敏感性强，在低温范围内随温度增加稠油粘度急剧下降，普通稠油在温度50～80℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半，特超稠油在温度70～100℃范围内每升高10℃，稠油粘度降低约一半。普通稠油在温度大于80℃和特超稠油在温度大于100℃后，随温度增加，稠油粘度下降缓慢[5]。 2 稠油开采的主要技术 目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠

SAGD稠油开采技术

SAGD技术开采稠油 一、国内外研究现状 在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mP a·s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。从目前国内外稠油开采情况看，由于超稠油原油粘度高，油层条件下流动能力低，依靠压差驱动的方式难以获得成功。在国内，对蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作，研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发，最终采收率为45%-60%。在国外，蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用，尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区，并建成了5个商业化开采油田，其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能，另一个油田已建成日产7000吨产能，预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。重力泄油开采方式已成为开采重油，特别是超稠油的主要手段。重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%，高的可以达到70%以上。 二、SAGD机理介绍 蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先是罗杰·巴特勒博士于1978年提出的，最初的概念是基于注水采盐

的原理，即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续在盐层的上面注水，从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。 对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。形成热连通后，注入的蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。 目前SAGD有三种布井方式，即在靠近油藏的底部钻一对上下平行的水平井，上面水平井注汽，下面水平井采油；第二种是直井与水平井组合方式，即在油藏底部钻一口水平井，在其上方钻一口或几口垂直井，垂直井注汽，水平井采油；第三种是单管水平井SAGD，即在同一水平井井口下入注汽管柱，通过注汽管柱向水平井最顶端注汽，使蒸汽腔沿水平井逆向扩展。 SAGD机理示意图（左图为双水平井组合、右图为垂直井与水平井组合）

世界稠油资源开采技术的现状及展望

世界稠油资源开采技术的现状及展望 世界稠油资源目前正得到越来越广泛的利用。稠油开采技术总体而言可分为热采和冷采技术，在稠油的开采过程中，根据油藏的不同特点合理的利用热采、冷采及其交替技术，就可以大幅度提高采收率。 标签：稠油热采冷采 0前言 随着全球经济的日益发展，世界对石油的需求量迅猛增长，经过对常规石油资源的大规模的开发后，稠油资源逐步被人重视，稠油油藏的开发技术也备受关注。我国稠油资源主要分布于辽河油田、新疆油田、河南油田。 1 稠油冷采技术 稠油冷采，指的是不以升温方式作为降低稠油的粘度、提高油品的流动性能的手段，而是通过其它方式（如化学降粘剂、干抽等）及工艺方法进行稠油开采的技术。 1.1 携砂冷采 携砂冷采是指依靠天然能量，仅靠调节生产压差而使地层达到出砂的目的，同时又保持地层骨架不被破坏，进而大幅度改善油层的渗透率，提高油井产量的采油方法。 携砂冷采的采油机理虽需要进一步深入研究，但目前可以归纳为“泡沫流”和“蚯蚓洞”。根据经验，携砂冷采适合埋藏小于1000 m，原油脱气粘度范围是600至160 000 mPa·s的稠油或特稠油油藏，储层胶结疏松，且泥质含量较低，有一定携砂能力的油藏。 1.2 微生物采油技术 微生物采油技术指的是向油藏中注入微生物液，利用微生物及其代谢产物降低原油粘度，提高油藏采收率。其主要采油机理为：微生物在地层环境中发酵，生成的代谢产物降低原油表面张力，改善原油的流动性，如CO2可以增加地层的压力，增加溶解性；有机酸类改善原油的性质；微生物发酵能裂解原油，降低稠油相对分子质量与粘度；菌液的渗透性会剥离粘附在岩石上的原油，启动难动用的部分。 微生物采油成本低，易于操作，采出液易处理，环境污染少。但是由于稠油开采地层的高温、高压、高矿化度的环境，要筛选出适合的菌种很困难，恶劣的环境下，微生物也不容易存活。

稠油资源分布

稠油资源分布 Prepared on 22 November 2020

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。

超稠油油藏开采方式解析

超稠油油藏开采方式解析 稠油的基本特性就是粘度比较高且流动阻力较大，如果使用常规的开采方式工作效率非常低，所以提升稠油开采效率就成为了当前研发的重点。下面将针对当前国内外所应用的稠油开采技术展开分析和研究，以了解技术的发展状态，为我国稠油油藏的开采提供参考意见。 标签：稠油；油藏开采；方式研究 稠油油藏的开采是当前石油开采领域中非常重要的研发方向，但是因为稠油自身所具有的性质就造成了其开采难度比较高且成本难以降低。稠油油藏的基本特性就是粘度高、密度大且流动性非常差，如果选择使用普通的开采方式难以满足经济性的要求。当前我国的油田开采进入到了后期阶段，稠油油藏的开采也逐渐被重视，该中类型的油藏在我国储量丰富，开采成本较高，大部分都在浅层分布。当前我国很多的油田都采用注蒸汽的方法来进行，在具体开采的过程中，对于稠油油藏的开采具备非常明显的效果，其主要就是应用蒸汽驱替稠油油藏原油时与地层物质发生一定的热效反应。 1 注蒸汽开采稠油油藏的机理 稠油油藏开采难度比较高，这主要是因为其粘度大且具备较差的流动性。采用注蒸汽开采的方法可以通过蒸汽来对地层和原油进行加热，从而可以使得粘度下降，同时地层的水也会加速流动，这就使得地层中的水油流动更加的顺畅。伴随着油温的持续上升，原油的粘度会逐渐的降低，油藏的开采启动压力会不断的减小，如果温度控制得当，甚至压力都可能为零。高温的促使之下，原油的流动性能逐渐的提高，其油层的厚度也会很大程度上提升，这就使得油层的曾文降粘的作用逐渐显现。这种稠油的温度影响作用就是注蒸汽稠油开采技术的工作原理。蒸汽注入到油藏内部之后，热力的影响之下，油藏内的流体与地层岩石会产生膨胀反应，岩石的膨胀发生之后就能够减小空隙的体积，流体的体积逐渐增加的过程中，其就会受到地层的压缩作用，流体的弹性能量也会逐渐的增大，这就导致了地层流体能量的增加，原油的膨胀可的主要原因就是其具体组成成分所导致的。 注入蒸汽到稠油油藏中，原油中所包含的轻质组成部分会因为蒸汽的蒸馏作用而逐渐的被析出，再加上蒸汽所具有的流动性，在其移动到低温的范围内，原油中的轻质组分会逐渐的与蒸汽混合起来而逐渐的被凝结。蒸汽的驱替前缘进入到热水范围内只好，轻质原油会逐渐的与驱替原油实现混合，经过混合之后的组合油所具有的粘度就比较小，密度也比较小。蒸汽驱替地层原油前进的过程中，原油内所被蒸馏出的轻质组分会逐渐的与驱替前缘性能轻质油带，伴随着轻质原油的逐渐向前行进，通过开采设备来逐渐的将其中所含有的轻质组分提取出来，轻油带的面积逐渐扩大，从而可以实现油相混合驱的作用。蒸汽流动时，驱替原油與水的温度会被逐渐的提升，内部的压力也会升高。油水压力逐渐的提升到驱替压力之后，原油内的轻质组分就会在压力的影响之下逐渐的变成气相的形式，

稠油开采技术与发展前景

稠油开采技术与发展前景 摘要： 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。 关键词： 稠油，热采，油储量，蒸汽吞吐，试验。 序言 目前，制约国内油田持续稳定发展的主要因素有两个，一个是大多数油田已进入开发后期，老油田平均综合含水达90%以上，自然递减率达到20%，综合递减率达11%，原油产量递减加快；另一个是后备储量接替严重不足，已探明储量的丰度和品位明显下降，且大部分为稠油、出砂严重的难动用区块，按常规开采工艺开发其经济效益很差或根本无效。为稳定国内油田原油产量，除继续加大勘探力度外，借鉴国外先进超稠油油藏的开发经验，探索经济有效的开发方式和钻采新工艺及相关配套措施，提高超稠油开

发项目的经济效益，是国内油田目前乃至今后一段时间的紧迫任务。 一目前世界及国内稠油的开采情况 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。提高采收率的方法，如蒸汽吞吐、SAGD、冷采和水平井技术提高了开发效果。随着稠油开采技术的发展和油藏管理技术的改进稠油的开采成本在持续降低。目前国际市场的高油价提供了加速稠油开采和利用。 由于稠油的黏度高，难流动，故不能用常规的方法开采，但稠油的黏度对温度十分敏感，只要温度升高到8℃-10℃时，其黏度就降低1倍，故以高压饱和蒸汽注入油层，先吞后吐进行热采，就能达到良好效果，其采收率可达到40%-60%的水平。 我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发，按稠油油藏的特点，其开采方式也各有所异，但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。其中，胜利油田采用热采、注蒸汽、电加温、化学降黏（注聚合物驱）等技术；辽河油田的中深层热采稠油技术；大港油田的化学辅助吞吐技术；新疆油田的浅层稠油面积驱技术；河南油田的稠油热采技术等，均处于国内领先水平。尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油为10000mPa?s，特稠油为10000-50000mPa?s超稠油为50000mPa?s以上），热采需要的参数很大，需要注气压力7.5MPa，注气速度为100t/d，蒸汽干度为75%，蒸汽温

稠油开采的化学方法

收稿日期:2002-05-21 3中油辽河石油勘探局　辽宁　盘锦　124010 稠油开采的化学方法 S 1THOMAS 等著　徐雅莉3,邸秀莲　编译 摘要:由于多种原因(如地层厚度小于10m 等),加拿大萨斯喀彻温省和阿尔伯达省的许多流动性稠油油藏不适合使用注汽等热采方法。开采这种油藏可以使用非热采方法,其中化学驱是重要的方法。本文介绍了实验室化学驱技术的最新成果,同时论述了其局限性以及改进措施。在化学方法中,碱驱和表面活性剂驱油技术比较重要,部分原因是它们所使用的化学剂较便宜,并且可以借鉴的室内研究和现场经验较多。这里讨论的实验室研究包括两个罗伊得敏斯特稠油油田的表面活性剂驱和蒸汽吞吐,其采收率可达33%。其它开采方法包括使用两种表面活性剂的周期激励法,原油采收率为12%,尽管采收率较低,但在特殊情况下,这种方法的成本较低。 前　言 加拿大萨斯喀彻温省和阿尔伯达省的多数稠油在油藏条件下是流动的,尽管其采收率较低(多数情况下为5%～10%),但是一次采油和水驱经济可行。此外,由于地层厚度小(萨斯喀彻温地区85%的原油存在于厚度小于5m 的储层中),因此井距要大,这就使热采,尤其是蒸汽驱失去了吸引力。非热采方法,如化学开采和非混相二氧化碳W AG (水气交替)驱工艺,尽管其采收率低,在这些油藏中仍较为适用。 本文主要论述的是更有远景的非热力化学驱方法,有选择地介绍了实验室和油田现场效果及其约束条件。 1　开采原理 采油所涉及的两个重要概念是流度比M 和毛细管数N c 。流度比M 通常定义为驱替液的流度λing (λing =K/μ,式中K 为有效渗透率,μ为粘度)与被驱替液(本文假定为原油)的流度λed 之比。如果M >1,驱替液将流经大部分被驱替液,致使驱替无效。因此,流度比影响驱油效率,即孔隙内的微观驱油效率。当M >1时,驱替液会穿过残余油滴,称为粘性指进。为使驱替效率达到最高,M 应该≤1,此时为“有利”流度比。如果M >1,在没有粘性指进的情况下,则意味着需要注入更多的流 体,以使孔隙中的剩余油饱和度达到一定值。 通过增加驱替液粘度(如在水中添加一种合适的聚合物)或降低被驱替液的粘度(如加热原油或在原油中加溶剂)可以使M 值变小,有效渗透率或相对渗透率也能改变,但是其程序很复杂,而且效果不可靠。 与驱替效率相似,随着流度比的增加,横向或纵向波及系数会降低。换句话说,如果驱替液比原油更加易于流动,那么从宏观上讲驱替是无效的。 毛细管数N c =μv/σ,其中:μ为被驱替的流体 粘度,mPa ?s ;v 为达西速度,m/s ; σ为被驱替液和驱替液之间的界面张力,mN/m 。剩余油饱和度是毛细管数的函数。很显然,通过降低原油粘度或增加压力梯度,更重要的是降低界面张力,可以增加毛细管数,从而降低剩余油饱和度。只有当界面张力非常低,达到10-2mN/m 时,才会出现显著降低的情况。一般情况下,界面张力降低千分之一才会见到显著的采油效果。这在实验室条件下是可行的,但在油田条件下是困难的。表面活性剂是降低油水界面张力的一种实用方法,它能够与矿物相互作用并被吸附。一种合适的溶剂能降低原油粘度,但成本会很高。 2　稠油开采存在的问题 由于稠油粘度高,即使相对渗透率接近于1,其流动性也较低。因此,对任何一种流体驱替工艺来 第10卷第2期2003年4月 特种油气藏S pecial Oil and G as Reserv oirs V ol 110N o 12 Apr 12003