稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述
收稿日期:2006-06-06;改回日期:2006-07-31 基金项目:该项目受油气藏地质及开发工程国家重点实验室基金项目资助(项目编号:P LN0141) 作者简介:曾玉强(1979-),男,2003年毕业于西南石油学院石油工程专业,现为该院在读博士研究生,主要研究方向为油气田开发。
文章编号:1006-6535(2006)06-0005-05
稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述
曾玉强1,刘蜀知1,王 琴1,任 勇2,鲁小会3
(11西南石油大学,四川 成都 610500;21中油长庆油田分公司,陕西 西安 710021;
31中油新疆油田分公司,新疆 克拉玛依 834000)
摘要:利用蒸汽吞吐开采稠油最早出现在20世纪50年代,作为一种相对简单和成熟的注蒸汽开采技术,目前仍在委内瑞拉、美国和加拿大广泛应用。在研究大量文献的基础上,回顾了蒸汽吞吐开采技术的发展和现状,总结了蒸汽吞吐采油原理和开采特征,热力模型的发展,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究认为:蒸汽吞吐在稠油开发中仍然将继续占有重要的地位;其采油原理复杂,是一项复杂、技术难度大的系统工程;进入开采中后期,必须运用各种手段改善吞吐效果并适时地转入合理的二次热采方式。关键词:稠油;蒸汽吞吐技术;开采特征;概述中图分类号:TE35714 文献标识码:A
引 言
研究表明,除南极洲外各大洲均蕴藏有十分可观的稠油。全球已探明的稠油资源储量超过3000×108t ,而可供开采的稀油资源仅剩下1700×108t [1]。过去稠油开发主要集中在美洲大陆,近20a
来亚洲的稠油开发得到了发展。20世纪80年代初,我国的稠油资源才开始工业性开发,至2002年产量已达1300×104t ,占全国原油产量的8%。2000年初,世界上强化采油的日产量大约是3616
×104t ,其中热力采油的日产量约为2017×104t ,约占强化采油的5616%,可见稠油热采在强化采油中占有主导地位[2]。在热力采油中,注蒸汽开采的产量约占97%,其次为火烧油层,产量约占热力采油的212%,其它的热力采油方法(如蒸汽辅助重力泄油,热水驱,电加热等)还处在小规模的试验研究阶段[3]。我国目前稠油开发主要包括蒸汽吞吐(约占78%),蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等方法。
蒸汽吞吐工艺施工简单,收效快,不需要进行特别的试验研究,可以直接在生产井实施,边生产边试验,因而受到人们的普遍欢迎。尤其在某些油藏条件下,例如油层厚,油层埋藏浅,井距小,特别是重力排油能力达到经济产量时,蒸汽吞吐可以获得较高的采收率[4]。蒸汽吞吐是单井作业,对各种
类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱广,经济上的风险比蒸汽驱开采小得多,因此蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式,以减少生产的阻力和增加注入能力。此外,对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂,不适合蒸汽驱的油藏,仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式,因而它在稠油开发中将继续占有重要的地位。
1 蒸汽吞吐采油原理和开采特征
111 筛选标准
稠油热采项目一般投资较高,风险也比普通油藏开发大,因此选择适宜于蒸汽吞吐的油藏就显得尤为重要。要做好这项工作,需要对油藏地质的各项参数进行研究评价。经综合研究,得出了我国的
蒸汽吞吐开采筛选标准(表1)[5]
。112 蒸汽吞吐增油机理
蒸汽吞吐过程中的传热介质包含物理的、化学的、热动力学的各种现象,是一个十分复杂的综合作用过程,同时也是一个具有不同流动梯度的非稳定渗流过程。蒸汽吞吐的采油原理主要包括[6～8]:
(1)油层中原油加热后粘度大幅度降低,流动阻力大大减小。粘温敏感性是稠油热采的主要机理。
第13卷第6期2006年12月 特种油气藏S pecial Oil and G as Reserv oirs
V ol 113N o 16
Dec 12006
表1 蒸汽吞吐开采筛选标准
T ab11 Screening criteria of cyclic steam stimulation
油藏地质参数
一等
12
二等(特殊吞吐技术)
345
原油粘度/mPa?s50～10000<50000<100000<10000<10000相对密度>019200>019500>019800>019200>019200油层深度/m15～1600<1000<5001600～1800<500油层有效厚度/m>10>10>10>105～10有效/总厚度比>014>014>014>014>014 <≥0120≥0120≥0120≥0120≥0120
S oi≥0150≥0150≥0150≥0150≥0150
<×S oi≥0110≥0110≥0110≥0110≥0110单储系数/(104m3?km-2?m-1)≥10≥10≥10≥10≥10渗透率/10-3μm2≥200≥200≥200≥200≥200
(2)对于压力高的油层,油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来,成为驱动能量。
(3)解堵作用。高温蒸汽对岩石的冲刷可以解除近井地带的污染,尤其是第1周期,解堵起到了非常重要的作用。
(4)降低界面张力,改善液阻和气阻效应(贾敏效应),降低流动阻力。
(5)流体和岩石的热膨胀作用(例如回采过程中,蒸汽的膨胀,以及部分高压凝结水由于突然降压闪蒸为蒸汽),使得孔隙体积减小,增加产出量。
(6)开井生产后,带走大量热量,但油层、盖顶层及夹层中蓄留一定的余热,对下一周期的吞吐起到预热作用;加热带附近的冷油缓慢补充进入降压的加热带过程中,余热将降低冷油的粘度,使原油向井底的流动可以延续很长时间,尤其是对于普通稠油(粘度小于10000mPa?s),在原始油层条件下本来就具有一定的流动性,当加热温度大于原始油层温度时,在一定压力梯度下,流向井底的速度加快。
(7)吞吐降压后,地层的压实作用也是一种不可忽视的驱油机理,在委内瑞拉马拉开波湖岸重油区(压实作用驱出的油量高达15%左右)和美国加州重油区(增产的油量约5%～7%来自压实作用)该作用明显,中国尚未作系统观测和研究。
(8)地层中的原油在高温蒸汽下产生某种程度的蒸馏裂解作用,使得原油轻馏分增加,起到一定的溶剂抽提作用。
(9)对于厚油层,热原油流向井底时,除了油层压力驱动外,还受到重力驱动作用。
(10)高温蒸汽改变岩石的润湿性,油水相对渗透率变化,增加了流向井底的可动油。
(11)某些有边水的稠油油藏,在蒸汽吞吐采油过程中,随着油层压力下降,边水向开发区推进,这虽然补充了驱动能量,但是一旦边水突破,含水率将大幅度增加,因此总的来说这种作用是弊大于利的,尤其是极不利于以后的蒸汽驱开采,因而应控制边水推进。
(12)放大压差作用,这是蒸汽吞吐开采机理发挥效力的必要条件。
113 开采特征
蒸汽吞吐的开采机理和技术措施决定了蒸汽吞吐开采总的趋势是逐步衰减。无论是周期内或周期间,由于油层压力下降、井筒附近油层温度、含水饱和度、渗流条件的变化,油井的产液量、产油量、油汽比随着生产时间的增加而递减。油藏类型不同、技术措施不同、生产历史不同,递减规律有所差异。此外还有以下一些主要特点[9,10]:
(1)蒸汽吞吐注入的热量仅使井筒周围一定范围的油层加热,加热半径一般为10～30m,很难超过50m;以原油加热降粘、改善油的流动性为主,强化了天然驱动能量的作用。因此蒸汽吞吐阶段采收率较低,一般为10%～15%,最大约为30%。
(2)采油速度很高。一般为地质储量的4%～6%,甚至更高。
(3)开采中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。峰值期为主要产油期,如果油层达到30m,产量可达100t/d以上,因而有足够的人工举升能力是很关键的。
2 热力模型的发展
注蒸汽热力采油是一项复杂、技术难度大的系
6 特种油气藏 第13卷
统工程,它涉及到油藏地质、油藏工程、采油工程、传热学、经济分析等多门学科。因此,要科学、经济、高效地管理好蒸汽吞吐井必须要从油层的实际出发,研究蒸汽吞吐的全过程,包括地面管线和井筒的压力降及热损失,焖井和开井生产过程中的动态预测,以及生产方式的选择和合理工作制度的确定。国内外在这些方面做了大量的研究工作。
早在20世纪50年代,Marx-Langenheim就利用能量平衡关系来计算油层的加热面积。1966年,Boberg和Lantz[11]提出了蒸汽吞吐产油预测模型,该模型比较简单,可以反映出蒸汽吞吐中加热降粘增产原理,但不能计算油藏压力的变化。计算时假设,从井底到计算范围内的油层受热是均匀的,计算受热区范围时,考虑了上下盖层的热损失,并假设可按一维径向流来计算采出量。计算的第1步是研究温度和受热区的范围,然后计算产能。但是,计算中需要求出冷采阶段的采油指数。而很多稠油油藏由于油太稠而不能进行冷采,所以不能得到冷采阶段的采油指数;同时该计算方法没有考虑厚油层中注入蒸汽的超覆现象,使得加热区的范围较小,也没有考虑温度和饱和度对相对渗透率的影响。
1967年,Martin提出了非传导解析模型,即只通过流体流动传送热量的模型。模型分析了若干重要变量对理想化蒸汽吞吐井动态的影响,比如油水比、油层污染、注入的热量、油层厚度等,得到了以下结论:①最佳的注入量不仅取决于原油的粘度,也取决于所考虑的经济因素;②在多数情况下,吞吐期间降低井底附近油的粘度,足以有效地克服油层污染的影响;③在注汽强度不变的情况下,吞吐产油量随着油层厚度的增加而增加。但是,该方法中最大的问题是采用一个忽略热传导的理想化模型来描述注汽期间的油井动态。
1968年,K u o[12]等人研究了前人未曾考虑的重力泄油问题,但未提到每一注汽周期间的特殊动态。
到了20世纪70年代,开始应用三维三相注蒸汽模型,但这些模拟器要求输入比较多的参数,对计算机性能要求高并且需要专业人员来操作。1970～1973年,H1L1Stone和K1Azzlz[13] 及Settair 等人根据H1L1Remay所提出的相渗透率计算方法,提出了油、气、水相渗透率的Stone模型以及修正的Stone模型。该模型考虑问题全面,但过于复杂,不易推广运用。
20世纪80年代以来,以陈月明教授为代表,对蒸汽吞吐注采参数优化设计进行了广泛的研究。
1984年,J1E1G ontijo和K1Azzlz等人提出锥形重力泄油机理。研究考虑了蒸汽超覆现象、重力泄油、弹性驱动等问题,由此计算了加热半径、径向垂向热损失以及液体携带热量随时间的变化关系,结果与现场吻合较好。
1985年,R1P1G ros[14]利用物质平衡方程得到随时间变化的平均饱和度,并利用随时间变化的相渗透率关系来计算动态指标,在计算过程中考虑了地层压力的变化情况。
1986年,国内的陈月明针对胜利油田单家寺油藏的具体情况,进行了蒸汽吞吐产能计算分析,在该地区应用效果较好。
20世纪80年代后期,G ros和G ontijo[15]的蒸汽吞吐预测模型,已经考虑到了蒸汽吞吐中超覆现象和地层压力的变化,但未解决冷采阶段采油指数的问题。随着数模的完善,已经考虑裂缝的影响。
1996年,刘慧卿、陈月明等人根据V ogel的研究思路,提出了一种蒸汽吞吐流入动态方法,利用数模方法模拟不同注入和生产动态,回归出各参数项的系数,得到产能关系、井底流动温度以及含水率变化3种流入动态关系。
1997年,侯健和陈月明[16,17]在前人的基础上提出了一种改进的蒸汽吞吐产能模型,考虑了多层油藏的能量分配及相互影响,并引入了形状系数,修正了蒸汽注入过程中超覆现象的影响。
1998年,蒲海洋[18]以周期注汽量、蒸汽干度、注汽速度和废弃产量等注汽参数为优化变量,对多个生产指标进行优化设计。
近年来,人们开始考虑加热动态边界问题,并对注入参数进行了相当多的优化研究,但多应用统计中的正交设计方法,比较繁琐。
热采数值模拟是热采开发方案设计的一个组成部分,近10a来一般应用商业模拟器。在最近的10a中,新的模型较少,更多的工作是对存在的问题解进行修正和改进,以提高模拟器的效率,例如网格加密、网格方向、温度对相对渗透率的影响、数学模型和求解方法[19]。
3 现阶段存在的问题
随着油藏或区块吞吐开采的进行,特别是到了
7
第6期 曾玉强等:稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述
中后期,由于蒸汽吞吐开采自身缺陷导致了一系列问题的出现。具体反映有:
(1)蒸汽吞吐采油过程中的主要技术矛盾是由于湿饱和蒸汽的特性和油藏非均质性,注入油层的蒸汽向顶部超覆推进及沿高渗透层指进,垂向扫油系数很难超过50%。因而,如何保证井底蒸汽干度高水平,并有效调控吸汽剖面,是蒸汽吞吐开采的核心技术,尤其对于深层、层状多层稠油油藏。
(2)蒸汽吞吐开采是单井作业,而且是依靠天然能量开采,一般单井吞吐周期最多不超过8次,极少数油井可达10次。不可能无限期持续开采。随吞吐周期数增加,周期产量、日产量及油汽比均逐次递减,年递减率大于20%。
(3)某些油藏由于边底水的严重入侵,含水上升,开采难度加大。
(4)储量动用不均,井间干扰明显,汽窜现象严重。
(5)油井出砂日趋严重,造成砂卡、砂埋,使油井不能正常生产。
(6)受周期吞吐、油井出砂等影响,套管损坏、井下落物造成油井停产,影响到油井利用率和工艺措施的实施。
4 发展趋势
近几年来,蒸汽吞吐技术的发展主要是应用各种助剂改善吞吐效果。
(1)注入蒸汽中加入天然气。注入天然气的增产机理是:扩大蒸汽加热带体积,增加油层能量,回采时发挥气驱助排作用。
(2)注蒸汽时注入溶剂。对于粘度较高的稠油,在注入蒸汽前注入轻质油等溶剂,能够增加周期产量及油汽比。
(3)注入蒸汽中加入高温泡沫剂(表面活性剂)。注入泡沫剂可以调整吸汽剖面,增加周期产量及油汽比。有研究表明,加入015%～110%的表面活性剂能够扩大吸汽剖面1/3～1/2。
(4)注蒸汽前注入聚合物。在注蒸汽前注入高浓度的聚合物溶液。聚合物在很长一段时间作用于高渗透带,而不影响低渗透性层带,进而提高波及系数。
(5)N2辅助蒸汽吞吐和N2驱替C O2段塞。辽河油区针对稠油开采现状,利用膜分离制氮注氮装置先后开发了氮气隔热助排、氮气隔热采油一次管柱泵、氮气泡沫调剖工艺技术和蒸汽-氮气混合驱等[20]。从1998年8月至今,在辽河油区推广应用了近千井次,取得了良好的经济效益和社会效益。辽河油区生产研究表明:氮气在驱动稠油过程中有调解气窜改善吸气效果的作用,可有效提高油层动用程度,增大波及面积。试验的开采效果表明,氮气-蒸汽热采工艺技术是稠油热采蒸汽吞吐后期转换开采方式的行之有效的途径(表2)。
表2 辽河油田N2辅助蒸汽吞吐统计
T ab12 S tatistics of N2assisted cyclic steam stimulation
in Liaohe Oilfield
项目常规注汽蒸汽+溶剂蒸汽+N2统计井数/口3318
油汽比0114～016401530167～1179回采收率/%10～353244～71
单井产量/(t/d)3～1715125～58
周期产油/t245～11921256658～4100
投入产出比1∶31∶615
J1P1Oleary研究了N2驱替C O2段塞的方法,结果表明,生产一单位体积的N2成本仅为C O2的15%。J1P1Oleary利用西得克萨斯Levelland油田和Wass on油田的原油进行的实验结果是:自始至终用纯氮气驱,采收率为62%;注入24%的C O2段塞后,用N2驱替,采收率达到98%。实验初步证实了N2驱替C O2段塞可以提高开发效果,降低成本[21]。
蒸汽吞吐及其后续开发的成功还依赖于先进的工艺技术。主要包括:高温固砂、防砂技术,高温井筒隔热、套管防护及检测技术,分注分选技术,化学剂增油助排技术,封堵调剖技术和高温检测技术等。
此外,现在的稠油开采越来越倾向于水平井和复合井技术的应用。与常规井相比,水平井具有提高生产能力、加快开采速度和降低底水锥进等优点。而复合井更是油藏工程师有力的新工具,它通过复杂的井结构引入一种新思路,通过较多的测向井进入到以前未被捕集到的原油带,可以视为一种提高原油采收率技术,与直井甚至单个水平井相比,复合井具有更多的优势。
在蒸汽吞吐开采之后,油井间必然存在大片尚未动用的剩余油,纵向上也存在未动用或动用程度很低的油层段,采出程度一般仅占地质储量的10%～20%。因此,为提高原油采收率,挖掘石油资源潜力,提高原油产量及整体开发效益,需要向
8 特种油气藏 第13卷
选定的注入井连续注入蒸汽、热水或其它驱替剂,向油藏补充大量的热能及驱替能,由井网中采油井采油,形成注入井—采油井的驱油系统,这种热采模式被刘文章先生统称为二次热采[22]。
二次热采模式包括蒸汽驱,常规蒸汽驱,蒸汽驱+热水驱,脉冲式或间歇蒸汽驱,蒸汽+热水段塞驱,变干度或变速度蒸汽驱,蒸汽泡沫驱,热水驱,热水、C O 2、N 2、泡沫剂驱,热水+化学剂驱。总之,不论何种类型稠油油藏,在蒸汽吞吐开采后,都需要找到依靠注入热能及驱替能采出更多原油的方法,而不能仅靠天然能量采油就结束油藏的经济有效开发期
。
5 结 论
(1)蒸汽吞吐是提高原油采收率的重要手段之
一,在稠油开发中仍然将继续占有重要的地位。
(2)蒸汽吞吐是一个十分复杂的综合作用过
程和一个具有不同流动梯度的非稳定渗流过程,蒸汽吞吐的采油原理复杂。
(3)注蒸汽热力采油是一项复杂、技术难度大
的系统工程,国内外在这些方面均做了大量的研究工作以提高和完善热力模型。
(4)蒸汽吞吐开采的油藏,特别是到了中后期,
进一步改善吞吐效果,提高工程管理水平和工艺技术水平,与先进的钻井技术相结合,以及适时地转入合理的二次热采方式,显得尤为重要和迫切。
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编辑 刘兆芝
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第6期 曾玉强等:稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述
Open up a new prospect of science and technology to sustain effective development in Liaohe Oilfield
XIE Wen-yan
(Liaohe Oilfield Company,PetroChina,Panjin,Liaoning124010,China)
Abstract:This paper summarizes the scientific and technical achievements of Liaohe Oilfield in“the tenth five-year plan”period,indicat2 ing that the development history of Liaohe Oilfield is a history of invig orating oilfield by science and technology,which have been a m otive force of oilfield development.At present,the oilfield depends m ore on technical advances,and the im portance and necessity of scientific and technical innovation appear m ore outstanding.On this basis,the general g oal of“the eleventh five-year plan”period of science and technology is proposed,and the main w ork for achieving the g oal is als o proposed,especially em phasized are6aspects of w ork.Scientific and technical w orkers of the oilfield shall understand the status and responsibility and keep sustained effort to w ork hard and open up a new prospect of science and technology for creating a bright future of Liaohe Oilfield.
K ey w ords:Liaohe Oilfield;“the tenth five-year plan”period;”the eleventh five-year plan”period;scientific and technical achieve2 ment;experience summary;the g oal of scientific and technical w ork
Overview of heavy oil cyclic steam stimulation recovery technology
ZE NG Y u-qiang1,LI U Shu-zhi1,W ANG Qin1,RE N Y ong2,LU X iao-hui3
(1.Southwest Petroleum Univer sity,Chengdu,Sichuan610500,China;2.Changqing Oilfield Company,PetroChina,
Xi’an,Shanxi710021,China;3.Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,China) Abstract:Using cyclic steam stimulation to exploit heavy oil first appeared in the early1950’s.As a relatively sim ple and mature steam in2 jection exploitation technology,it is still widely used in Venezuela,the United S tates and Canada.This article forecasts the future develop2 ment of cyclic steam stimulation technology after reviewing its development and present situation in detail and summarizing cyclic steam stim2 ulation principle,characteristics,thermal m odel development and problems at present stage.The study indicates that:cyclic steam stimula2 tion will keep on occupying an im portant position in heavy oil production;the oil extraction principle is com plicated,and it is a highly skill2 ful system engineering;it is im portant and necessary to use various means to im prove stimulation effect and timely convert to proper sec2 ondary thermal recovery at the middle and later stage of recovery.
K ey w ords:heavy oil;cyclic steam stimulation;recovery characteristics;overview
Study on large pore p ath in sandstone reservoirs———review and prospect
H U Shu-y ong1,ZH ANGLie-hui1,LUO Jian-xin1,LUO G uo-shi2,HE Jin2
(1.S outhwest Petroleum University,Chengdu,S ichuan610500,China;
2.S outhwest C om pany,SI NOPEC,Deyang,S ichuan618000,China)
Abstract:A fter long time development by water flooding,the pore structure of sandstone reserv oir changes a lot.Because of the increasing of permeability and pore-throat radius,high permeability zone and extremely high permeability zone may form in reserv oirs,https://www.sodocs.net/doc/a117826815.html,rge pore path.The large pore path w ould be the preferred path of injected water,and it is hard to im prove the s weep area.Injected water circulates around large pore path at low efficiency or inefficiently to make it difficult to s weep other parts of a reserv oir,thus severely affecting oil dis2 placement efficiency and resulting in obvious difference in areal residual oil saturation.Therefore,large pore path in sandstone reserv oir will have significant effect on reserv oir permeability and injection-production process.This paper investigates a large am ount of domestic and foreign data,reviews the study background and current status of large pore path,summarizes the forming mechanism,identification and de2 scription techniques of large pore path,and puts forward the focal point and difficulty in the study.This study is of significance to water2 flooding oilfield in medium-high water cut stage.
K ey w ords:sandstone reserv oir;large pore;forming mechanism;identification technique;permeability;pore-throat radius;study overview
Diagenesis and reservoir feature of Ch ang4+5reservoir in Jiyu an-B aoziw an Area,Ordos B asin
LEI Y an-ping,ZH OU Shu-qing,Y ANG Fang
(China Univer sity o f G eosciences,Beijing100083,China)
Abstract:The reserv oir rock in Chang4+5of Jiyuan-Baoziwan area has been studied on lithology characteristic,diagenesis and petrophysi2 cal property with testing methods of casting thin section,X-ray diffraction,scanning electron microscope analysis,etc..I t shows that the reserv oir rock consists of fine arkose and litharenite lithic feldspar,whose clastic granule appears subangular,com positional maturity is low and textural maturity is medium;the clastic rocks had experienced a series of com plex diagenesis as com paction,cementation,pressure s o2 lution and diss olution;and the sandstones are of low porosity and low permeability.Based on this,the reserv oir is evaluated synthetically, combining with mercury analysis and pore construction analysis.The reserv oir is classified into four types,and m ost of them are typeⅡand typeⅢ(medium-in ferior).
K ey w ords:diagenesis;petrophysical property;reserv oir evaluation;reserv oir classification;Jiyuan-Baoziwan area
The N orth Slope U nconformity and oil and gas accumulation in Biyang S ag
胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术_曹嫣镔
石油勘探与开发 2012年12月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.6 739 文章编号：1000-0747(2012)06-0739-05 胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术 曹嫣镔1, 2，刘冬青2，张仲平2，王善堂2，王全1，夏道宏1 （1. 中国石油大学（华东）；2. 中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院） 基金项目：国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05011-002） 摘要：针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题，开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究，将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜，热固性堵剂封堵大孔道，氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面。优化后的泡沫剂体系300 ℃阻力因子达到30以上，且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用，适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵；热固性堵剂在静态120 ℃可4 h形成固结，150 ℃可2 h有效固结，在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵。利用双岩心管开展堵调工艺评价研究，结果表明，采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7%，驱替效率整体达到60.8%。2011年在单56超稠油藏进行现场实施，措施后综合含水下降10.2%，生产井井口温度下降15 ℃，井组日产油量增加28 t以上，单轮次措施有效期198 d，措施增油2 562 t，效果明显。图7表2参10 关键词：超稠油；蒸汽驱；泡沫；热固性堵剂；汽窜 中图分类号：TE357.4 文献标识码：A Steam channeling control in the steam flooding of super heavy oil reservoirs, Shengli Oilfield Cao Yanbin1, 2, Liu Dongqing2, Zhang Zhongping2, Wang Shantang2, Wang Quan1, Xia Daohong1 (1. China University of Petroleum (EastChina), Dongying 257000, China; 2. Shengli Oil Production Research Institute, SLOF, Sinopec, Dongying 257000, China) Abstract:In view of the severe steam channeling in the steam flooding of super heavy reservoir, lab experiment on steam channeling control were carried out. The combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent was tested to seal steam channeling, in which thermoset blocking agent plugs big pore throats, while nitrogen foam adjusts steam absorption profile. The optimized foam formulation has a resistance factor of over 30 at 300 ℃, can plug low oil saturation areas selectively, and applies to the plugging of high permeability zones in super-heavy oil reservoirs. Thermoset blocking agent, which would consolidate at 120 in 4 h and consolidate at 150 ℃ in 2 h, ℃can provide effective plugging during dynamic steam flooding. The best steam channeling control mode was determined using parallel tube model. By the combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent, the recovery rate is 5.7% higher than the application of nitrogen foam only, with the overall sweeping efficiency reaching up to 60.8%. In 2011, the mode was used in the steam flooding in Shan-56 reservoir. The water cut drops 10.2%, the wellhead temperature of producer drops more than 15 ℃, the oil production of the well group increases over 28 tons per day, the valid period of a single cycle is up to 198 days, and the oil production increases 2 562 t, showing significant improvement in steam flooding. Key words:super heavy oil; steam flooding; nitrogen foam; thermoset blocking agent; steam channeling 0 引言 超稠油油藏黏度高、流动性差，蒸汽与稠油流度比大，蒸汽驱过程中极易发生汽窜，导致温度场发育不均匀，生产井综合含水上升，井口温度上升，热利用率低，这也是超稠油蒸汽驱提高采收率最大的难点所在[1-4]。胜利油田超稠油油藏储量丰富，其中单56是典型的超稠油藏，埋深1 080～1 150 m，油藏条件下稠油黏度47 000～92 000 mPa?s，油层厚度30 m，孔隙度30%～36%，渗透率3～4 μm2，油水体积比为1。该区块主体2001年投入开发，经过加密，2007年井距为140 m×100 m，其中超稠油蒸汽驱试验井组含油面积0.23 km2，地质储量124×104t，注汽井4口，生产井21口，采出程度达到21.3%，综合含水79.2%，油藏压力已下降到5 MPa以下。对于单56区块，单纯采用蒸汽吞吐的开采方式剩余可采储量有限，必须通过转换开发方式进一步提高采收率。2008年9月开始在单56-9-N13等4个井组开展蒸汽驱现场试验，通过转换开发方式稳定了井组产量，采油速度在2.9%，油汽比0.29，取得良好的开发效果。试验过程中超稠油油藏蒸汽汽窜严重，试验井组2年内发生汽窜28井次，一旦发生汽窜，采用关井、降低注汽速度等措施，影
蒸汽吞吐技术
摘要 蒸汽吞吐（huff——puff）最早出现于20世纪50年代，目前已成为热力采油的主要方法。蒸汽吞吐又称循环注入蒸汽方法（cyclic steam injection），它是周期性地向油井中注入蒸汽，将大量热能带入油层的一种稠油增产措施，注入的热能使原油粘度大大降低，从而提高油层和油井中原油的流动能力，起到增产作用。 关键词：稠油；热采技术；蒸汽吞吐
目录 摘要 0 目录 (1) 第1章稠油的定义及分类 (2) 1.1 稠油的定义 (2) 1.2 分类标准 (2) 1.3 稠油与常规轻质原油相比主要所具有的特点 (3) 第2章蒸汽吞吐开采方法 (4) 2.1 注汽阶段 (4) 2.2 焖井阶段 (5) 2.3 回采阶段 (5) 2.4 蒸汽吞吐采油的主要生产特征 (6) 第3章蒸汽吞吐机理 (8) 3.1 蒸汽吞吐的传热机理 (8) 3.2 蒸汽吞吐采油机理 (8) 3.3 稠油油藏进行蒸汽吞吐的增产机理 (10) 第4章影响蒸汽吞吐效果的因素 (12) 4.1 油藏地质条件对蒸汽吞吐开采的影响 (12) 4.2 注汽工艺参数对蒸汽吞吐开采的影响 (17) 4.3 注汽工艺参数的选择 (22) 第5章蒸汽吞吐实例 (23) 5.1 深井注蒸汽采油技术 (23) 5.2 优化注汽工艺参数，规范施工作业，改善吞吐效果 (24) 第六章结论 (25)
第1章稠油的定义及分类 1.1 稠油的定义 稠油（重质原油）是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为100～10000mPa.s 或者在15.6℃及大气压条件下密度为0.9340～1.0000g/cm3。 1.2 分类标准 我国稠油沥青质含量低、胶质含量高、金属含量高，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准列入表1-1。在分类标准中，以原油粘度作为主要指标，相对密度作为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。以粘度为主的分类方法有利于指明原油在油藏中的流动性及产能潜力。将此原油分类标准以外的原油成为中质原油及轻质原油。 表1-1 中国稠油分类标准 稠油分类主要指标辅助指标开采方式 相对密度 名称类别粘度，mPa·s (20℃),g/cm3 Ⅰ50*(或100)～10000 ＞0.9200 普通稠油 Ⅰ－1 50 *～150 *＞0.9200 可以先注水亚类 Ⅰ－2 150 *～10000 ＞0.9200 热采特稠油10000～50000 ＞0.9500 热采 超稠油 ＞50000 ＞0.9800 热采(天然沥青) * 指油层条件下的原油粘度；无*指油层温度下脱气原油粘度
稠油油藏提高采收率技术
稠油油藏提高采收率技术 摘要：作为一种非常规石油资源，“重油”又被称为“稠油”。世界上的重油资源非常丰富，已在多个国家发现了重油资源。专家们估计，在全球约10万亿桶的剩余石油资源中，70%以上是重油。我国的石油储量也相当丰富。已建立了辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田以及海洋油区等五大重油开发生产区，稠油产量占全国原油总产量的10%。但是稠油粘度大，难以流动，阻碍了原油的顺利开采。针对稠油粘度对温度的敏感性，随着温度升高而急剧下降的特点，目前世界上已形成提高稠油采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。 关键词：稠油油藏；采收率 稠油，国际上称之为重质油或重油。严格地讲，“稠油”和“重油”是两个不同性质的概念。“稠油”是以其粘度高低作为分类标准，而原油粘度的高低取决于原油中胶质、沥青及蜡含量的多少。“重油”是以原油密度的大小进行分类，而原油密度的大小往往取决于其金属、机械混合物及硫含量的多少。 一．稠油的特点 我国稠油油藏分布广泛，类型很多，埋藏深度变化很大，一般在10m～2000m之间，主要是砂岩储集层，其特点与世界各国的稠油特性大体相似，主要有： （1）粘度高、密度大、流动性差。它不仅增加了开采难度和成本，而且使油田的最终采收率非常低。稠油开采的关键是提高其在油层、井筒和集输管线中的流动能力。
（2）稠油的粘度对温度极其敏感。随稠油温度的降低，其粘度显著增加。大量的实验证明，温度每降低10℃，原油粘度约增加1倍。目前国内外稠油采用的热力开采方法正是基于稠油的这一特点。 （3）稠油中轻质组分含量低，而焦质、沥青质含量高 中国稠油资源多数为中新生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积。储层以碎屑岩为主，具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。稠油储量最多的是东北的辽河油区，其次是东部的胜利油区和西北的新疆克拉玛依油区。中国重油油藏具有陆相沉积的特点，油层非均质性严重，地质构造复杂，油藏类型多，油藏埋藏深。油藏深度大于800m的稠油油储量约占已探明储量的80%以上，其中约有一半的油藏埋深在1300m～1700m。吐哈油田的稠油油藏埋深在2400m～3400m，而塔里木油田的轮古稠油油藏埋深在5300m左右。 二．国内外提高稠油采收率技术 2.1.1 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油技术。 蒸汽吞吐技术机理主要是加热近井地带原油，使之粘度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。 蒸汽吞吐的工艺过程是先向油井注入一定量的蒸气，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产，即在同一口井进行注入蒸汽、关井浸泡（闷井）及开井生产3个阶段，蒸汽吞吐工艺描述如图2-1。注入蒸汽的量以及闷井的时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井筒热损失等条件预先设计好的。 封隔器 吞 蒸汽 蒸汽注入 油砂层 流体采出 吐
普通稠油蒸汽吞吐开发优化焖井时间的探索与管理
普通稠油蒸汽吞吐开发优化焖井时间的探索与管理 作者：凌风云 引言齐108块是位于辽河油田西部凹陷西斜坡欢曙上台阶的一个断块型油气田，开发目的层为沙三下莲花油层，含油面积为4.1平方公里，地质储量为2157万吨，原油平均粘度为2217mPa.s，属稠油开发型油气田。在加强热焖井的管理上进行了长期的探索和实践，对热焖井管理的规律有了比较系统的认识，形成了一整套比较合理的管理制度和方法，在改善稠油中后期吞吐效果、提高原油产量方面见到了比较明显的效果。 一、加强热焖过程机理研究，为热焖井管理提供科学依据。 从实践中我们认识到，热焖井的管理是一个比较复杂的生产管理过程，有着其自身的特点和规律，只有正确认识这些特点和规律，才能合理制定管理制度和方法，进而指导实际生产管理工作。为此，我们注重油井热焖过程机理研究，为热焖井管理提供科学依据。 （一）优化焖井时间的重要性 蒸汽吞吐生产中，注汽后的焖井，主要是为了把注入蒸汽所携带的潜热有效地传给油藏，以防止采油时采过多的蒸汽；同时也为了把地层均匀加热，以发挥更大的油层产油能力。国外的经验是，对不同油藏和注入条件（注汽量和蒸汽干度），焖井时间一般为3~4d。我国设计的焖井时间大都在2~3d，实施中有的为了“趁热打铁”甚至把焖井时间缩到1~2d，这样做的结果会造成大量的热损失。 焖井时间越短，注入热越集中在井底附近，开井后被重新汽化的水所带走的潜热越多，但焖井时间也不能过长。焖井时间过长，向顶底层的热损失就会增大，而且也会拖延生产时间。所以，对于一个具体油藏和注汽条件（注汽量和干度），应存在一个最佳焖井时间。 需要说明的是，适当延长焖井时间，留在油藏中热量较多，这对下一个周期是有利的。所以，我们应该针对具体油藏和注汽条件，通过加强对影响焖井时间的因素来分析优化焖井时间，以提高蒸汽吞吐效果。（二）对影响油井热焖时间因素的研究 我们在实际工作中发现，影响油井热焖时间的因素很多，其中，最主要的因素是油层的热焖压力和温度的变化以及液面的恢复。油层的热焖温度可以从光纤测温曲线中测出，而油层的热焖压力变化直接反映在油井热焖压力上，液面可以在无压后由油管内测得。在一个合理的温度和压力且有液面的情况下下泵开井，油井会取得较好的周期生产效果。 1、热焖井温度变化对热焖时间影响 由于油层温度对原油粘度影响较大，温度升高（≥120℃）后原油粘度迅速降低。当温度降到一定数值（30℃≤）后，原油粘度随温度变化趋于平缓。据齐108块油层粘温关系，原油粘度在温度达到120℃时原油粘度下降减缓，因此合适的油层温度决定了油井的热焖时间， 2、热焖井压力变化对热焖时间影响
稠油油藏蒸汽驱的研究
稠油油藏蒸汽驱耐高温堵剂类型及汽窜封堵工艺的研究现状、存 在问题及对策 前言 中国稠油资源较为丰富，陆上稠油资源约占石油总资源量的20%以上。最新研究表明，我国稠油预测资源量197x10gt，己探明稠油地质储量18.1x10gt，己动用地质储量11.93x10gt，剩余未动用地质储量6.14x10gt。主要分布在西藏、青海、新疆、四川、内蒙、广西、浙江、贵州等地约250x10gt。目前己经建立了新疆油区、辽河油区、胜利油区和河南油区四大稠油开发生产区。 稠油热采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。其中蒸汽吞吐作为一种相对简单和成熟的热采技术己广泛应用于稠油开采中，成为稠油开采的主要方法。目前我国稠油开发方式所占比重为蒸汽吞吐(约占78%),蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等。蒸汽吞吐是单井作业，对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱广，经济上的风险比蒸汽驱开采小得多，因此蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式，以减少生产的阻力和增加注入能力。此外，对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂，不适合蒸汽驱的油藏，仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式，因而它在稠油开发中占有重要的地位。 在热力开采过程中，受蒸汽超覆、平面指进和储层非均质性等因素影响，经过多轮次蒸汽吞叶开采的油井，其层间矛盾和平面矛盾口益突出，出现高低渗透层的吸汽差异:高渗透层为强吸汽层，低渗透层为弱吸汽层，甚至不吸汽。在高轮次吞叶阶段还会产生汽窜通道，导致井间汽窜干扰，而蒸汽驱开采必然加重这种趋势。目前，解决这一矛盾最有效的方法之一就是应用高温调剖剂技术，通过解决蒸汽在纵向上和平面上的吸汽不均问题，达到改善吸汽剖面，提高稠油动用程度及采收率的目的。所以此次调研将针对稠油油藏耐高温堵剂以及汽窜封堵工艺进行研究。 正文 1.耐高温堵剂的分类 根据封堵方法的不同，将油井调剖堵剂分为选择性堵剂和非选择性堵剂。其中，选择性堵剂有水基、油基、醇基堵剂;非选择性堵剂有水泥浆封堵、树脂堵剂、硅酸盐堵剂、冻胶堵剂。根据矿场实际，又将堵剂分为沉淀型无机盐类堵水化学剂、聚合物冻胶型堵水和调剖化学剂、颗粒型物理堵塞类调剖剂、泡沫类堵水和调剖化学剂、树脂类堵水化学剂、离子型堵水化学剂、耐高温堵水和调剖剂
陈南稠油油藏蒸汽吞吐存在主要问题及对策
陈南稠油油藏蒸汽吞吐存在主要问题及对策 摘要：陈南稠油油藏具有“薄、稠、砂、低”的特点。针对蒸汽吞吐技术开采以来暴露出的热采递减快、出砂严重、套损井增多等问题，研究了稠油热采配套技术应用，提出了优化热采管理的各项措施，有效提高了[1]油层动用程度，控制了稠油产量的递减，改善稠油蒸汽吞吐开发效果。 关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；出砂；配套技术；热采管理 一、概况 陈南稠油油藏位于山东省东营市利津县陈庄镇内，为具继承性发育的受基岩控制的披覆构造薄层边际稠油油藏，河流相沉积，储层平面变化快。油藏埋深1180-1320m，探明含油面积20.6km3，地质储量1942.39×104t。其主要特点为“储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低”，地面脱气原油粘度（50℃）一般10000-50000mPa·s，储层孔隙度32%，渗透率2500×104μm2，属于高孔、高渗储层，区块构造平缓、油稠，造成含油饱和度低50-55%。 二、开发过程中存在的主要问题 1.随着蒸汽吞吐轮次增加，吞吐效果变差，措施选井难度大 随周期轮次的增加，油层压力逐渐下降（如陈373块原始地层压力12.9MPa，下降到目前的10.4MPa），原油密度、粘度逐渐变大，渗流阻力增加，吞吐周期缩短，周期累油量和油汽比明显降低，含水呈上升趋势。五轮之后吞吐效果更差，单井周期累油量由1953t下降到838t，油汽比仅为0.5。统计完整周期油井生产规律，周期间产油量递减22.3%，油汽比递减30.4%，含水上升速度为3.67%。 同时随轮次增加，地下存水率增加，排水期延长，加热半径小，单井日油水平由5.2t下降到2.7t，递减快，为下一步优选油井转周增加了难度。 2.地层出砂严重 陈南稠油油藏埋藏浅，油层胶结疏松。蒸汽吞吐开采后，岩石间的胶结物在流体的作用下被蒸汽溶解和冲刷，胶结强度大大降低，易造成出砂；同时不合理的开采速度和油井工作制度突变，也易造成出砂。2011年共计出砂24口油井，严重影响热采开发效果。 3. 套损井比例逐渐加大 目前已发现18口热采井套损，以套漏、套错为主。套损原因一是注汽产生的热应力对套管和水泥环具有损坏作用，二是油井产出液含硫高，对套管腐蚀；三是固井质量差。
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，
油气井智能开采技术综述与发展趋势
油气井智能开采技术综述与发展趋势 刘宁(长江大学石油工程学院)王英敏(河南油田勘探开发研究院) 摘要 油田数字化是目前油气田发展的新趋势,而智能井技术是实现油田数字化的主要构成部分,是实时油藏管理的关键结构单元,通过安置在油藏平面上的传感器与控制阀,可以对油藏与油井的动态进行实时监测,分析数据,制定决策,改变完井方式,以及对设备的性能进行优化,从而提高油藏采收率,增加油井产量;减少作业中投入的劳动力,更有效地进行油气藏管理。本文叙述了智能井技术的发展历史、原理及特点,并结合实例说明了其技术优势以及国内外智能井的发展趋势。 关键词 数字油田 智能井 系统 传感器 智能完井 DOI:10 3969/j.issn.1002-641X 2010 11 009 1 简介 智能井技术是为了适应现代油藏经营管理和信息技术应用于油气藏开采而发展起来的新技术,通过生产动态的实时监测和实时控制,达到提高油藏采收率和提高油藏经营管理水平的目的[1] 。 自从1997年世界上第一套智能井系统(SCRAM S)在北海首次安装,全球智能井系统的应用迅速加快,其功能和可靠性有了显著的提高。例如,贝克休斯公司1999年推出的液压智能井系统InForce TM 已商业化;2000年下半年将其全电力智能井系统InCharg efM 推向市场;其他的智能井系统有斯伦贝谢公司的油藏监测和控制(RM C)系统、BJ 公司的系列智能井仪器和威德福公司的Simply Intellig ent TM 智能井系统[2]。 目前,各种类型的电力智能井系统、电力-液压智能井系统与光纤-液压智能井系统均已成功应用,这些技术将油藏动态实时监测与实时控制结合在一起,为提高油藏经营管理水平提供了一条崭新的途径。 2 智能井技术原理及特点 智能井这个术语一般指基本过程控制向井下的 转移,是一个实时注采管理网络,是一种利用放置在井下的永久性传感器实时采集井下压力、温度、流量等参数,通过通信线缆将采集的信号传输到地面,利用软件平台对采集的数据进行挖掘、分析和学习,同时结合油藏数值模拟技术和优化技术,形成油藏管理决策信息,并通过控制系统实时反馈到井下对油层进行生产遥控、提高油井产状的生产系统[2]。智能井系统的主要构成和用途,如图1所示 [3] 。 图1 典型智能井系统组成和用途 在油田开发过程中,智能井的主要优点是: 优化产量和储量采收率; 最大限度地降低基建费用(CAPEX)和作业费用(OPEX);!更加有效地管理油藏。 在油田开发过程中,智能井的基本用途: 控制注入井内的注入水或注入气沿井眼分布; 控制或隔断生产井内无用流体从井眼流出;!通过合采加速生产。 智能井的其他用途: 能够有效地管理油藏采油过程,特别是对二次注水或三次EOR 采油项目尤为重要; 智能井还能控制注入水或注入气在井内层间、隔层间和油藏间的分布,从而限制或隔断无用的流出物从井内不同产层产出,因此,作业者能够管理注水或采油过程,使未波及到的储量得以动用;!控制压降,确保井眼的稳定性;不同储层流体组分混合;控制自流;连接井;气举和自动气举;减少干扰或进行遥控等作用[4]。 总之,智能井技术是一种强有力的工具,它有助于处理油田开发中经常遇到的各种地下不确定因素,解决各种挑战性问题。包括:驱动机理对采收 33 刘宁等:油气井智能开采技术综述与发展趋势
采油工程新技术的发展趋势分析
中国科技期刊数据库 工业A 2016年1期 37 采油工程新技术的发展趋势分析 孙玉超 大庆市采油一厂四矿中六队，黑龙江 大庆 163000 摘要：我国石油需求量非常巨大，而现存石油储量随着开采深度地不断增加，开采难度愈来愈大，使用新型的采油工程技术对我国石油开采事业的发展意义重大。本文对当前采油工程新技术及其发展的趋势展开讨论分析。 关键词：采油工程新技术；发展趋势；运用 中图分类号：TE355 文献标识码：A 文章编号：1671-5799（2016）01-0037-01 前言 我国大部分油田处于地形地势、地层结构较为复杂的地带，开采难度日渐增大，传统石油开采工艺已经不能适应我 国当前的石油开采的要求[1] 。采油工程新技术的应用及时地解决了这一开采问题，有效地提高了开采的效率。 1 采油工程新技术分析 1.1 热超导采油技术 热超导技术是一种新技术，其作用原理是对某种物质进行特殊的处理，即将其与配置好的化学物质共同压入密封管柱内，然后加热使管柱的两端不均衡受热，引发化学物质的化学相变化，气态分子运动受到激发而成不规则碰撞运动状态，由此产生的巨大能量会通过声波向该物质传递热量，使其热阻趋于0或者减小至0，进而满足生产所需的条件。该项技术应用在采油工程中主要有超导加热热洗技术和能耗 自平衡稠油采油技术两种技术措施[2] 。前者的技术原理是利用专用的超导加热设备，将原油加热，从而清除油井内壁的石蜡结晶，具有成本投入低、耗能少、稳定性好、不污染油层的优点；后者技术原理是将超过临界点的导热液体注入井下，再利用导热液体的良好导热性能将油井下的热量传到地面，该技术的特点是不需要使用专门的电力加热设备就可以起到清除井壁石蜡、降低原油粘度，从而提高采油的效率。 1.2 水力振动采油技术 水力振动采油技术主要利用高压水射流的振动脉冲起 到提高采油效率的效果[3] 。该技术主要通过对整个油井套管进行控制，在井下和油管装置激振器，在井底形成振动脉冲，利用水利波清除井底的泥浆等原油中参杂的杂质，同时使低下沉淀的盐类产生和谐振动，在振动中形成不闭合的孔洞或者性状与排列均无规则的缝隙。振动脉冲的周期性在经过一定时间后会形成巨大的冲击力，从而使地底缝隙变化成网络裂缝，同时形成的脉冲会在油藏中发生交变反应，产生一种变应力，最终起到改变原油表面张力、分子构造的作用，从而使原油的流动性能得到改善，降低原油开采的技术难度。由此可见，在该项技术的控制过程中，水力振动能够加强地质对油层的渗透作用，清除杂志，减少水分占原油的比例，提升原油的质量，有效地提高了采油工作的效率。 1.3 纳米材料采油技术 纳米技术是现代科学技术中非常先进的一项技术，并且已运用在多个领域，在采油工程中纳米材料采油技术的主要 技术措施是纳米MD 膜驱动原油技术[4] 。其技术原理是分解纳米级别的微型驱动分子，使其由原始的胶合形态朝分散心态变化，通过这一分散技术促进采油的效率的提高。纳米MD 是一种微小粒子，主要是由形态不同的多种混合物分子随机组成的，首先经过流态化处理，分子的电荷作用使其能够在油层表面粘附，经过一定的积累就可形成一层MD 膜，且MD 膜的韧性很强，十分的坚固，可以有效地减少原油附着于地底岩层、油井壁的现象，从而使地面开采工作更加顺利，提高采油效率。 1.4 热处理油层采油技术 热处理地层采油技术主要利用热能对油田进行一系列处理，从而起到提高采油效率的技术。该项技术原理是通过热能加热使原油温度增高、降低其浓度，减弱原油粘性，加热会增加波及系数，原油就会不断的膨胀，原油的排除动力就会大大增强，从而降低采油的难度。利用该项技术主要有三种方法，一是蒸汽驱采油法，该方法通过蒸汽吞吐对井筒 周边地层的原油加热，但是这一方法在粘稠度较大的井筒原油中效果不明显，采油效率比较低，因此未能得到广泛的应用。二是火烧油层采油法，该方法首先将大量氧气注入井筒内油层中，然后点燃使其燃烧，将燃烧过程中产生的热量作采油的驱动力，虽然这一方法的操作复杂性较高，但是效果较好，因此应用范围较第一种方法广泛。三是蒸汽吞吐采油法，首先在油田内注入大量的蒸汽并密封好，然后对其数天的连续加热，然后再开井采油，这种方式操作十分简便，且成本投入低，因此在采油工程中的应用比较广泛。 1.5 微生物采油技术 在采油工程新技术的发展历程中，微生物采油技术相比以上几项技术而言是最新型的全新技术，该技术原理是利用微生物的细菌的活性及其发酵作用得到提高采油效率的效果。首先将某类微生物细菌注入油层，原油层会在该细菌的活性和发酵作用综合作用下产生酵化反应，在微生物强大的生命力推动下，井底原油得以快速往上方流动，大大降低了原油开采的难度，开采效率得到有效的提高。这一技术操作方法简单，成本投入低，并且十分环保，在采油工程尤其是年代久远的油田和含水量较高的油田应用优势更高，应用前景广阔。 2 未来的发展趋势分析 我国的综合实力在不断地提升，现代科技更新换代越来越来快，因此采油工程技术也在不断地发展进步，我国的采油工程新技术将会朝着以下方向发展：①朝着信息化和数字化方向发展，原油的开采会得到更有力的信息数据支持；②朝着智能化、自动化和集成化方向发展，优化资源的配置；③朝着实时性发展，原油的开采过程会得到全程的实时监测和调控，为开采工作的顺利展开提供有力的保障；④朝着节能环保方向发展，坚持以人为本和可持续发展；⑤朝着探勘与开采一体化的方向发展，原油开采的流程会更加规范化和简易化。同时，技术研究的重点在高效、低成本的宗旨下积极发展复杂结构经、水平井的采油技术，并反复研究已有的技术，在高效的基础上最大程度地降低开采的成本，包括整体压裂技术、三维压裂技术、弱冻胶调驱技术、液流转技术和深部调剂技术等等。 3 结语 石油是我国重要的能源，作为我重要经济命脉之一，油田生产的效率、经济效益与我国国民经济关系密切。在传统工艺不能适应当下原油开采难度的情况下，采油工程新技术的应用有效地解决了这一问题，随着技术的不断进步，采油工程新技术将会朝着自动化、信息化、智能化、数字化、一体化等方向发展，我国油田生产的成本投入会越来越低、效率与经济效益也会越来越高。 参考文献 [1]常定军.采油工程新技术的发展趋势分析[J].化工管理，2015（01）：159. [2]那旭.采油工程技术的发展与展望[J].硅谷，2015（03）：2-3. [3]郑文源.采油工程新技术的发展前景及展望[J].科技与企业，2013（19）：171. [4]齐丽丽.探究采油工程新技术[J].化学工程与装备，2013（05）：167-168.
稠油微生物开采技术现状及进展
第23卷第3期油 田 化 学Vol.23 No.3 2006年9月25日Oilfield Chemistry25Sept,2006 文章编号:100024092(2006)0320289204 稠油微生物开采技术现状及进展Ξ 邓 勇1,2,易绍金1,2 (1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学);2.长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州434023) 摘要:综述了用微生物方法开采稠油的技术现状与进展,论题如下。①概述。②基本方法:异源微生物采油,包括微生物吞吐和微生物驱;本源微生物采油及大港孔店油田的实例。③主要机理,包括产表面活性剂,降解稠油中重质组分及其他。④技术研究,包括机理性、可行性及经济效益研究,列举了国内外6个实例。⑤现场应用,包括国外1个、国内6个实例。⑥该技术的优势及问题。参22。 关键词:稠油油藏;开采方法;微生物采油;菌种筛选;现场试验;进展;综述 中图分类号:TE357.9:TE345 文献标识码:A 稠油是一种高黏度、高密度的原油,国外将其称为重质原油。稠油在世界油气资源中占有较大的比例。据统计,世界稠油、超稠油和天然沥青的储量约为1000×108t,稠油年产量高达1.27×108t以上。加拿大的重质油储量最为丰富,其次还有委内瑞拉、美国、前苏联、中国等国家[1]。我国稠油资源分布广泛,已在12个盆地发现了70多个重质油田,预计我国重质油和沥青资源量达300×108t以上[2],具有很大的开采潜力。 目前,常用的稠油开采技术主要是热力采油法和化学采油法,这些方法均具有一定的实用性,但随着油田开发技术的发展,技术经济和环保等方面的问题日益明显[3,4],开发经济、有效的稠油开采技术势在必行。稠油微生物开采技术是一种稠油开采的新技术,已越来越受到油田的重视。 1 稠油微生物开采技术概述 微生物采油技术已经有70多年的历史,早在上世纪20年代,美国Beckman就指出细菌有利于开采石油[5]。稠油微生物开采技术是微生物采油技术的延伸,也是人们对稠油开采的一种新的尝试。美国、加拿大等欧美国家早在上世纪60～70年代就开始应用这种方法开采稠油,我国起步相对较晚。上世纪末辽河油田率先在国内开展稠油微生物开采技术的室内研究和现场试验,取得一定成果。随后大庆、胜利、新疆、大港、青海等油田相继开始稠油微生物开采技术的研究和应用。从整体上讲,目前该技术在国内外还处于试验研究阶段,真正实现工业化的项目还不多。近年来,随着稠油微生物开采技术研究的不断深入及其在稠油开采领域良好潜力的展现,该技术在国内许多油田开始受到重视[6～8]。 2 稠油微生物开采基本方法 目前,稠油微生物开采技术的基本方法主要是将含有氮、磷盐的培养液及具有降黏作用的微生物注入油层,使微生物与油层发生作用,从而提高稠油采收率,即异源微生物采油法。异源微生物开采稠油又分微生物吞吐和微生物驱两种。 微生物吞吐开采稠油的方法不动管柱,利用地面设备(水泥车、水罐车)从采油井油套环形空间挤入微生物稀释液,挤注结束后关井一段时间,使微生物作用于井筒及近井地层,然后开井采油。该法具有施工简单、不伤害储层的特点,是国内外油田主要采用的方法。 Ξ收稿日期:2006207221。 基金项目:油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)开放基金资助项目“稠油降粘菌作用机理研究”(项目编号k200610)。 作者简介:邓勇(1982-),男,长江大学环境工程专业学士(2005)、化学与环境工程学院在读硕士研究生(2005-),主要研究方向为油气田应用化学,通讯地址:434023湖北省荆州市南环路1号长江大学化学与环境工程学院,E2mail:dengyong228@https://www.sodocs.net/doc/a117826815.html,。
毕业设计- 简述蒸汽吞吐采油技术
简述蒸汽吞吐采油技术
【摘要】 蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.近年来在采油技术中的已得到大家的广泛应用。本文介绍了蒸汽吞吐技术的原理以及应用。 【关键词】：技术原理，主要生产特征，发展前景。
目录 第一章：蒸汽吞吐现状 (4) 第二章主要机理 (6) 第三章蒸汽吞吐采油的主要生产特征 (8) 第四章蒸汽吞吐开采效果的主要技术评价指标 (9) 第五章多元化蒸汽吞吐技术的主要技术应用 (10) 第六章蒸汽吞吐技术在现实中的实际应用 (10) 参考文献 (12) 致谢 (13)
第一章:蒸汽吞吐技术现状 蒸汽吞吐又叫周期性注蒸汽、蒸汽浸泡、蒸汽激产等。所谓蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。 多元化蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.本文介绍了该工艺的技术原理和施工工 艺.2007年多元化蒸汽吞吐采油技术在锦45块、锦25块应用21井次,措施成功率100%,有效率75%,周期对比增产原油6714t,延长生产周期25d,平均单井增油320t,总油气比比上周期高出 0.13,投入产出比1:2.7. 我国已经探明的石油地质储量有相当比例的稠油、超稠油，国内四大稠油油田（新疆、辽河、胜利、河南）有4万口左右的稠油油井，加上其他油田较小的稠油区块，全国每年稠油产量超过2000万吨。如何在安全、高效、清洁的前提下，提高稠油、超稠油的开发效果，是难点，也是技术创新的活跃点。 与传统饱和蒸汽热采技术相比，过热蒸汽吞吐技术是提高稠
稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述
收稿日期:2006-06-06;改回日期:2006-07-31 基金项目:该项目受油气藏地质及开发工程国家重点实验室基金项目资助(项目编号:P LN0141) 作者简介:曾玉强(1979-),男,2003年毕业于西南石油学院石油工程专业,现为该院在读博士研究生,主要研究方向为油气田开发。 文章编号:1006-6535(2006)06-0005-05 稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述 曾玉强1,刘蜀知1,王 琴1,任 勇2,鲁小会3 (11西南石油大学,四川 成都 610500;21中油长庆油田分公司,陕西 西安 710021; 31中油新疆油田分公司,新疆 克拉玛依 834000) 摘要:利用蒸汽吞吐开采稠油最早出现在20世纪50年代,作为一种相对简单和成熟的注蒸汽开采技术,目前仍在委内瑞拉、美国和加拿大广泛应用。在研究大量文献的基础上,回顾了蒸汽吞吐开采技术的发展和现状,总结了蒸汽吞吐采油原理和开采特征,热力模型的发展,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究认为:蒸汽吞吐在稠油开发中仍然将继续占有重要的地位;其采油原理复杂,是一项复杂、技术难度大的系统工程;进入开采中后期,必须运用各种手段改善吞吐效果并适时地转入合理的二次热采方式。关键词:稠油;蒸汽吞吐技术;开采特征;概述中图分类号:TE35714 文献标识码:A 引 言 研究表明,除南极洲外各大洲均蕴藏有十分可观的稠油。全球已探明的稠油资源储量超过3000×108t ,而可供开采的稀油资源仅剩下1700×108t [1]。过去稠油开发主要集中在美洲大陆,近20a 来亚洲的稠油开发得到了发展。20世纪80年代初,我国的稠油资源才开始工业性开发,至2002年产量已达1300×104t ,占全国原油产量的8%。2000年初,世界上强化采油的日产量大约是3616 ×104t ,其中热力采油的日产量约为2017×104t ,约占强化采油的5616%,可见稠油热采在强化采油中占有主导地位[2]。在热力采油中,注蒸汽开采的产量约占97%,其次为火烧油层,产量约占热力采油的212%,其它的热力采油方法(如蒸汽辅助重力泄油,热水驱,电加热等)还处在小规模的试验研究阶段[3]。我国目前稠油开发主要包括蒸汽吞吐(约占78%),蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等方法。 蒸汽吞吐工艺施工简单,收效快,不需要进行特别的试验研究,可以直接在生产井实施,边生产边试验,因而受到人们的普遍欢迎。尤其在某些油藏条件下,例如油层厚,油层埋藏浅,井距小,特别是重力排油能力达到经济产量时,蒸汽吞吐可以获得较高的采收率[4]。蒸汽吞吐是单井作业,对各种 类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱广,经济上的风险比蒸汽驱开采小得多,因此蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式,以减少生产的阻力和增加注入能力。此外,对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂,不适合蒸汽驱的油藏,仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式,因而它在稠油开发中将继续占有重要的地位。 1 蒸汽吞吐采油原理和开采特征 111 筛选标准 稠油热采项目一般投资较高,风险也比普通油藏开发大,因此选择适宜于蒸汽吞吐的油藏就显得尤为重要。要做好这项工作,需要对油藏地质的各项参数进行研究评价。经综合研究,得出了我国的 蒸汽吞吐开采筛选标准(表1)[5] 。112 蒸汽吞吐增油机理 蒸汽吞吐过程中的传热介质包含物理的、化学的、热动力学的各种现象,是一个十分复杂的综合作用过程,同时也是一个具有不同流动梯度的非稳定渗流过程。蒸汽吞吐的采油原理主要包括[6～8]: (1)油层中原油加热后粘度大幅度降低,流动阻力大大减小。粘温敏感性是稠油热采的主要机理。 第13卷第6期2006年12月 特种油气藏S pecial Oil and G as Reserv oirs V ol 113N o 16 Dec 12006
采油技术
1. 注水开采法 在注水开发油藏中,因注入水沿高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝窜流而使基质、低孔隙度、低渗透带中的油气采出程度低,甚至采不出而成为剩余油,因此要加大采出剩余油的力度。 注水吞吐采油是将水注入产层,注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位,关井后,在毛细管力作用下,使注入水与中、小孔喉或基质中的油气产生置换,导致产层中的油水重新分布,然后开井降压,使被置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的油气随部分注入水一起采出。因此,注水吞吐采出的油量与岩石物性、润湿性、界面张力、油水黏度和关井时间紧密相关。 注水吞吐采油对不同润湿性油藏都有效,亲水性越强,则越有利于注水吞吐采油。可以预见,储层条件相同,并具有相同的剩余可采储量,只要改变注入水性质,延长关井时间,亲油储层不但可以实施注水吞吐,而且仍可采出较多石油。如果加入表面活性剂和防粘土膨胀剂可降低油水界面张力,使岩石向亲水方向转化,并保护了储层,可进一步提高采收率[3 ] 。 多年实践证明,水质的好坏直接关系到油田的开发效果及整体效益。因此,含油污水的处理至关重要。尽管各油田采出水水质各异,但一般都具有“四高”特点,即含油量高、悬浮物含量高、矿化度高和腐蚀性高。含油污水的“四高”特点和油田注水对 水质的特殊要求,决定了含油污水处理的高难度和高投入。另外在污水处理方面存在一定的难度,这是注水采油一个难以解决的问题。 2 、注气采油法 注气法主要有注二氧化碳、氮气驱、烟道气及混合气等。从技术可行性考虑,一般适用于注气开发的油藏具有以下特点: (1) 储层泥质含量过高,注水开发易引起水敏的油藏; (2) 油层束缚水饱和度高,注水效果不好的油藏; (3) 一般稠油油藏; (4) 裂缝不 发育,不易引起气窜的均质油藏; (5) 薄油层。 2. 1 二氧化碳驱机理 由于二氧化碳在油中的溶解度大,在一定的温度及压力下,当原油与CO2 接触时,原油体积增加,黏度降低。CO2 在原油中的溶解还可以降低界面张力及形成酸性乳化液。CO2 在原油中的溶解度随压力的增加而增加,当压力降低时,饱和了CO2的原油中的CO2 就会溢出,形成溶解气驱[7 ] 。与二氧化碳相关的另一个开采机理是由CO2 形成的自由气饱和度可以部分代替油藏中的残余油。 2. 2 氮气驱机理 利用注氮气采油主要是因为以下几个原因: (1)氮气具有比较好的膨胀性,使其具有良好的驱替、气举和助排等作用,可以保持油气藏流体的压力; (2)氮气可以进入水不能进入的低渗透段,可降低渗透带处于束缚状态的原油驱替成为可流动的原油; (3)氮气被注入油层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相渗透率降低,在一定程度上提高后续水驱 的波及面积; (4) 氮气不溶于水,微溶于油,能够形成微气泡,与油水形成乳状液,降低原油黏度,提高采收率。 不同油藏可采用不同的注气方式,表1 、表2 列出了几种注气方式的参考标准。