蒸汽吞吐开采稠油研究概况

1 绪论

在当今的世界石油生产中，除了为数不多的几个产油国，多数国家的常规开采已经到了中期或中后期，具体表现为开采难度加大，开采成本上升，产量递减。为了今后的发展，世界上一些大的石油公司正在不断调整经营战略。在我国也同样面临常规油后备储量严重不足的情况，在今后的若干年,原油的供需矛盾将会更加突出，在无法发现新的常规储量的情况下，动用稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段。

根据联合国培训研究署(UNITAR)1982年2月在第二届国际重油及沥青砂学术会议上提出的稠油定义：重质原油是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为100~10000mPas，或者在大气压力下、15.6℃(60℉)时密度为：934一l000kg/m3,的原油；沥青砂油是指在原始油藏温度下脱气原油粘度超过10000mPas，或者在大气压力下、15.6℃(60℉)时密度大于1000kg/m3(小于100API)的原油。

有研究表明，除了南极洲外各大洲均蕴藏有十分可观的稠油。全球己探明的稠油资源有3000亿吨以上的储量，仅加拿大就大约有400亿立方米的地质储量，委内瑞拉也是稠油十分丰富的国家。而可供开采的稀油资源仅剩下1700亿吨，可见稠油将是21世纪的重要资源。过去稠油开发主要集中在美洲大陆，近二十年来亚洲的稠油开发开始崛起。上世纪八十年代初，我国的稠油资源才开始工业性开发，至2002年产量己达1300万吨，占全国原油产量的8%。

我国目前己经探明和控制的稠油储量约为20亿吨，主要分布在辽河、新疆、胜利和河南油田，大港、江汉等油田也有部分稠油。仅中国石油天然气集团公司预测的稠油资源量就有198亿吨，已探明地质储量12亿吨,动用地质储量8亿吨。经过20年的研究与实践，现已形成1000万吨以上的生产能力。因此，经济高效的开发稠油对我国具有重要的现实和战略意义。

2000年初，世界上强化采油的日产量大约是36.6万吨，其中热力采油的日产量约为2.07万吨，约占强化采油的56.6%，可见稠油热采在强化采油中占的主导地位。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22%，其它的热力采油方法(比如说蒸汽辅助泄油，热水驱，电加热等)还处在小规模的试验研究阶段。

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。

2国内外发展现状

稠油热采早在20世纪初便开始了工业性试验。1931年在美国得克萨斯伍德森附近的威尔森，斯旺两个油矿进行了蒸汽驱现场试验，1934年在前苏联进行了火烧油层试验，1959年在委内瑞拉由壳牌公司在明格兰德油田进行了蒸汽吞吐。60年代后，由于热力开采的发展，稠油资源比较丰富的美国，加拿大，委内瑞拉等国陆续开始了工业化生产。

当今世界稠油开采主要以蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，热水驱等热力开采为主。其中蒸汽吞吐约占78%,蒸汽驱约占10%和常规水驱约占12%。蒸汽吞吐开采在委内瑞拉的规模最大，其次是美国和哥伦比亚。

我国目前己在中国东部和西部15个大中型含油气盆地发现了这类资源，主要储集于碎屑岩，火山岩，变质岩及碳酸盐岩储层之中，绝大部分埋深1000~1500m。新疆克拉玛依的稠油在我国最早投入开发，1958年至1975年克拉玛依曾对6个稠油油田进行火烧油层试验，但未取得突破性进展。随后，进行小规模蒸汽吞吐试验，取得了良好效果，特别是1982年以来，在我国辽河油田经反复热采试验，使蒸汽吞吐获得成功，取得了长足的进展，稠油产量跃居全局中产油量的一半，居于全国首位。此后，胜利油田蒸汽热采成功，使稠油产量名列全国第二。1982年以前，中国东部的稠油资源基本上没有开发,从1982年以后，东部的稠油才得到迅速发展。

3热力模型的发展

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。

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，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，Kuo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。

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。1970～1973 年，H.L.Stone 和K. Azzlz 及Settair等人根据H.L.Remay 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。

1984 年，J.E.Gontijo 和K, Azzlz 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，R.P.Gros 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。

20 世纪80 年代后期，Gros 和Gontijo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。

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。

1986 年，陈月明针教授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。

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。

4 研究目标及技术路线

本

5本文主要工作

第二章蒸汽吞吐开采稠油研究概况

蒸汽吞吐开采稠油经过近几十年的发展，工艺技术逐渐成熟,增油机理也日渐明朗，取得了很好的生产效果，因此，广泛应用于各大油田的稠油开采。为了扩大蒸汽吞吐的应用范围,分析吞吐的开采潜力，各油田根据自己的实际情况，总结了一系列的筛选标准，同时，随着开采进行，也出现了一些问题。

1稠油蒸汽吞吐的筛选标准

蒸汽吞吐工艺施工简单，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。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。早期在研究蒸汽吞吐开发筛选标准的过程中，主要考虑了以下几个方面，进行定性筛选：

(1)油层要有足够的储量。不仅要有一定的面积、有效厚度和储量丰度,而且孔隙、原始含油饱和度也要大于某一数值。

(2)油层条件下要有一定的流度，即油层绝对渗透率要大于某一数值。

(3)尽量减少热损失,即油层深度要小于某一数值,油层有效厚度要大于某一数值，有效厚度与总厚度之比要大于某一数值。

(4)没有强烈的边、底水和气顶作用。

随着研究的深入，人们逐步认识到影响稠油蒸汽吞吐效果的因素非常多，包括油藏地质参数及原油流体性质等，这些参数又相互影响，通过对这些参数进行细致的定量分析，人们逐步得到了一些针对不同油藏的定量筛选标准。如表2-1所示为目前我国稠油油藏开发中比较常用的蒸汽吞吐筛选标准，表2-2所示为胜利油田稠油油藏所用的蒸汽吞吐筛选标准，表2-3为运用数值模拟方法，根据经济优化原则研究不同油价下得出的蒸汽吞吐筛选标准，表2-4为在原有稠油蒸汽吞吐筛选标准的基础上，根据裂缝性稠油油藏的地质特征，利用数值模拟技术和经济评价方法，提出的适合于裂缝性稠油油藏的筛选标准。随着科学技术的进步，筛选标准的限制条件将逐渐放宽[1-4]。

稠油热采项目一般投资较高，开发风险大，选择适宜于蒸汽吞吐的油藏尤为重要。研究表明：我国的蒸汽吞吐开采筛选标准如下：

2-3蒸汽吞吐开采筛选标准

表2-4 裂缝性稠油油藏蒸汽吞吐开采筛选标准

所有这些标准的建立对于合理开发稠油油藏具有很好的指导作用，但是在实际操作应用中,还是存在标准不具体，对一些特殊性油藏缺乏研究等局限性，特别是对于目前急待开发的浅层特超稠油油藏更是缺少相关研究，因此，有必要对浅层特超稠油油藏蒸汽吞吐的地质流体参数进行细致全面的研究，确定更合理的开发界限,进一步明确各参数的影响规律，为优化稠油开发方式，提高稠油油藏开发效益奠定良好的基础。

[1] 于连东.世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望.特种油气藏,2001,8(2):

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[2] 曾玉强,刘蜀知,王琴,等.稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述.特种油气藏,2006,13(6):

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[3] 陈月明.注蒸汽热力采油.第一版.东营:石油大学出版社,1996: 10-12.

[4] 张荣斌.日臻完善的SAGD 采油技术.国外油田工程,1999:15-17.

2、蒸汽吞吐开采过程研究

蒸汽吞吐就是将一定量的高温高压饱和蒸汽注入到油井，然后关井数天，加热油层及原油，然后开井回采的循环采油方法。由其定义可知，蒸汽吞吐开采稠油的过程一般分为三个不同的阶段，注汽阶段为第一阶段，第二阶段为焖井阶段，第三阶段为生产阶段。

如图2—1所示为蒸汽吞吐的注气阶段。该阶段主要是根据设计要求的施工参数把高温高压饱和蒸汽注入油层。这些施工参数主要包括注入压力、注入速度、蒸汽干度、周期注入量等。注入的蒸汽优先进入渗透率比较高的油层，并且聚集在油层的上部，这是由于蒸汽的密度比油藏流体密度小的缘故。温度在油层内的分布并不是均匀的，靠近井眼处的油层以及油层的上部温度相对较高一些，随着蒸汽的不断注入，加热的区域将会越来越大。当注入蒸汽量达到设计的周期注入量时，油层平均温度达到最大。

图2-1 蒸汽吞吐注气阶段

注气阶段完成后就开始停止注气，然后就关井，进入焖井阶段。焖井阶段的时间不是很长，一般为2—7d。焖井的目的主要有两个方面：一是使注入到近井地带的蒸汽最大程度地扩散到油层深部，尽可能得增大泄油面积。二是利用焖井阶段的时间来进行采油准备，比如下泵等。在焖井阶段，由于蒸汽的热损失导致蒸汽扩散区域的蒸汽冷凝，变成热水带，该

热水带温度较高，仍然可以加热地层和原油。

油井注完蒸汽关井达到设计的焖井时间后，开井生产进入生产阶段，如图2-2所示。在生产阶段初期，由于油层压力较高，一般油井能够自喷生产。开井生产最初几天通常含水率很高，有时甚至全是热水，但很快出现产油峰值，其产量可能是常规产量的几十倍。当油井不能自喷采油时，应当立即下泵生产。随着生产时间的延长，加上注入地层的热量损失以及产出液带出大量的热量，被加热油层的温度逐渐降低，流向井筒的原油粘度逐渐升高，从而导致原油产量逐渐下降。当产量下降到某一极限产量时，则该周期的生产结束，应当重新进行下一周期的蒸汽吞吐。如此多周期地进行吞吐作业，从而进行稠油的开采，提高原油产量。

图2-2 蒸汽吞吐开采阶段

3蒸汽吞吐采油原理研究

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。吞吐的采油原理主要包括[1-3]：

(1) 稠油的突出特性是对温度非常敏感，随温度的增加粘度急剧下降，流动阻力大大减小。粘温敏感性是稠油热采的主要机理。

(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。而且受热后原油产生膨胀，如果原来油层中存在少量的游离气,也将溶解于热原油中。加热

后的容器驱的作用也很大，这也是重要的增产机理。但对饱和油藏降压开采后，在加热过程中，有利于溶解气的析出，相应还会产生溶解气驱的效果。

(3)解堵作用。注入蒸汽加热油层及原油大幅度降粘后在开井回采时改变了液流方向，油、蒸汽及凝结水在放大压差条件下高速流入井筒，将近井眼地的堵塞物排出，大大的改善了油井的渗流条件。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) ，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10000 mPas)，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。

从总体上来讲，蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采，只是在人工注入一定数量的蒸汽后，使油层温度升高，产生了一系列的强化采油机理，但其主要原理是原油加热降粘的作用。

参考文献：

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[2] 刘文章.普通稠油油藏二次热采开发模式综述[J].特种油气藏,1998,5(2):1-7.

[3] 宋育贤译.稠油热采技术的进展[J].国外油田工程, 1997,10(2):12-13

4、蒸汽吞吐开采特征

经过研究发现，蒸汽吞吐开采的主要特征主要有以下几个方面：

(1)蒸汽吞吐注入的气量是很有限的。

(2)采油速度很高。

(3)开采中每个周期内的产量变化幅度较大。

(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。

（5）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。

5、蒸汽吞吐开采稠油影响因数研究

蒸汽吞吐效果体现在产量增加，能耗降低，经济效益好，而且为下一步的蒸汽驱创造良好的条件。蒸汽吞吐效果取决于很多因素，主要可以分为两大类，分别是油藏地质参数和蒸汽注入参数。油藏地质参数主要包括有：原油粘度、油层厚度、渗透率、剩余油饱和度等。蒸汽注入参数主要包括：蒸汽干度、注入速度、周期注汽量、注汽压力以及焖井时间等。本节将对油藏地质和注汽工艺这两个方面对蒸汽吞吐效果的影响分别进行分析和讨论。

（一）油藏地质参数

1、原油粘度

原油粘度对蒸汽吞吐的效果影响很大，原油粘度越高，吞吐效果越差。原油粘度越低，吞吐的峰值产量以及周期累积产油量都增大，增产期也相应地延长。一方面，的粘度随着温度的升高而降低，但当油层温度高到某一程度，高粘度原油的粘度仍比低粘度原油的粘度高，高粘度原油的流动阻力较大；另一方面，在同样的蒸汽加热半径内，低粘度原油的泄油半径大，供油量多，而高粘度原油的泄油半径小，供油量少。当原油粘度高到不加热不能流动时，冷原油很难进入泄油区，因而产出量有限。原油粘度不仅影响蒸汽吞吐时原油的产量，而且影响原油的累积产量和最终采收率。

2、油层厚度

油层越厚，吞吐效果越好；油层越薄，效果越差。由于油层越厚，注入的热能向上下层的热损失越大，油层中的气油比越小，从而热能利用率越高，使的吞吐效果越好。

3、油层渗透率

对于稠油油藏，渗透率越高，越有利于稠油的开采，吞吐效果越好。这主要是因为：渗透率的增大提高了原油流度。

4、含油饱和度

油层含油饱和度越高，增产效果越好，蒸汽吞吐的峰值产量越高，反之亦然。这主要是由于油层含油饱和度较低时，相对来说油层中可动油量和可动油相饱和度较小，水相饱和度较大，由相对渗透率曲线可以知道，水相渗透率增大，产出水量较大。此外，由于水的比热容比原油大很多，在相同热量情况下，加热的半径就比较小。

（二）注气工艺参数

1、蒸汽干度

蒸汽干度是影响蒸汽吞吐开采效果的主要因素。在总蒸汽量相同的条件下，蒸汽干度越高，回采期原油峰值产量越大，而且整个回采期的累积产油量也越高。因此，在现场操作中应尽可能保证注入蒸汽的干度较高。

2、注入汽量

在其他因素条件相同时，注入蒸汽量增加，吞吐产油量也增加，但原油蒸比下降。对于某一具体油藏，注入汽量越大，肯定是加热范围越大，热油产量也越高。然而注入的蒸汽量如果太大的话原油蒸汽比下降，油井停产作业时间将延长，对生产不利。注汽量也不能太小，否则峰值产量低，增产周期短，周期累积产量低。在现场生产中一般认为注汽强度的最优范围是每米80—120t蒸汽。

3、注汽速度

井底蒸汽干度以及地层破裂压力是控制蒸汽吞吐中注汽速度的两个主要因素。如果注汽速度过小，将会增加井筒的热损失量，从而导致井底干度的降低，使得吞吐效果变差。如果注汽速度过大，注入地蒸汽就会压裂地层，造成裂缝性气窜，使下一周期地蒸汽吞吐以及后续的蒸汽驱开采效果恶化。在油层破裂压力范围内，注汽速度高，可以提高蒸汽干度，缩短油井停产注汽时间，有利于提高吞吐效果。此外，注汽速度还受地层的吸气能力所控制，吸气能力主要取决于原油粘度、油层厚度、油层压力以及水气相渗透率。

4、注汽压力

注气压力对蒸汽吞吐效果的影响比较复杂。在较低的注汽压力下，蒸汽注入压力对吞吐效果具有明显的影响；而在高的注汽压力下，注汽压力对吞吐效果的影响主要取决于生产压差的大小，增大生产压差，有利于提高蒸汽吞吐效果。

5、焖井时间

注完蒸汽后需要关井一段时间，就是所谓的焖井时间，其目的是使注入油层的蒸汽与

孔隙介质中的原油充分进行热交换，以避免降低开井回采时热能利用率。但焖井时间太长，将会增加油层热量向上下层损失量，降低了热能的利用率。然而焖井时间过短，不能充分加热油层，使油层的加热面积不能达到最大化，降低了采油量。因此，焖井时间要合理控制。本章小结

第三章 稠油蒸汽吞吐产能预测模型研究

1模型分析

第一个蒸汽吞吐模型是由OwenS 和Suter 开发的。他们假定来自蒸汽吞吐井的原油 产量是由加热前后的原油粘度给出的。

oc oh oc

oh

q q μμ=

虽然这个模型在定量上不是很有用，但是它认识到了粘度下降的重要作用。

随后就是Boberg-Lantz 模型以及考虑超覆现象产能预测模型，下面将展开对这两种模型进行研究。

（一）Boberg-Lantz 模型研究 1、模型的建立

首先进行地质模型的建立，其假设条件主要有以下6个方面： (1)所考虑的油层为单一的油层；

(2)在注蒸汽前有一冷采阶段，并认为其采油指数为一常数； (3)仅考虑原油的粘温关系，不考虑相对渗透率随温度的变化；

(4)焖井后，进入油层的水蒸汽全部凝结成热水，在油层中仅有油、水两相； (5)从井底进入油层的蒸汽，其热能一部分消耗于顶底层和径向的导热热损失，另一

部分由于径向导热和对流增加了油层的能量；

(6)注入热量后，油层分为热区和冷区两个部分。热区的温度为注入蒸汽井底温度，

冷区温度为原始油层温度，如图3-1所示：

图3-1 油层分区示意图

模型建立后，下面就是进行模型的相关计算。

2、 模型的计算 （1）加热半径的确定

依据Marx 和Langenheim 的计算方法，利用能量平衡原理，热能的注入速率为盖层和底层的热能损失速率与油层热能的增加速率之和，其示意图如3-2所示。

图3-2油层加热能量平衡示意图

由此可以得到如下公式：

式中 s i ——蒸汽注入速率，kg/h ；

m h ——饱和蒸汽的焓，kcal/kg ；

s λ——顶底层岩石导热系数，kcal/(h*m *℃) s α——顶底层的热扩散系数，m2/h;

Ts ——蒸汽温度，℃ Ti ——原始地层温度, ℃ t ——注入蒸汽时间，h

R M ——油层热容量，kcal/(m3*℃)。

2()t s m R s i dA

i h M h T T dt

δ=+-?

利用Laplace 变换可得加热面积公式：

式中 无因次时间 2

224()s D R s

t t M h λα=?

误差补偿函数2

()1x

u erfc x e du -=-

?

利用圆形面积公式便可计算出其加热半径。

（2）焖井结束时加热区的平均温度

焖井开始时，假定加热区半径R h 不变，其温度为Ts 。随着焖井时间的增加，加热区的一部分热能通过径向导热传给未加热区，另一部分热量要通过垂向导热传给盖底层，如图3-3所示。加热区的油层温度随焖井时间的增加而降低。

图3-3焖井阶段导热示意图

加热区平均温度avg T 计算公式如下：

式中 r V ——径向热损失导致温度下降的百分数；

z V ——垂向热损失导致温度下降的百分数。

r V 与焖井时间、热扩散系数、加热半径有关，z V 与焖井时间、热扩散系数、油层厚度有

关，其公式分别表示为：

2

1

()1r j h V t t s

r α=

-+

2()(1)4()D t s m R s s s i i h hM A t e T T αλ=

-()avg i s i r z

T T T T V V =+-??

z V =

式中

α——地层的热扩散系数，m 2/h ；

r h ——加热半径，m ； h ——油层厚度，m ； j t ——注入蒸汽时间，h 。 （3）开井生产后加热区的平均地层温度

开井生产后与焖井期相比，除径向和垂向热损失外，还有产出液带出的热量，从而使加热区的温度进一步降低。其公式如下:

式中 δ——带出热量后的温度降低修正系数。

若 δ=0，则说明未带出热量；若δ=1/2，且r V =z V =1时，avg T =T i ，则说明带出热

量最多。

(4) 产量的计算

（二）考虑超覆现象产能预测模型 1、模型的建立

()(1)avg i s i r z T T T T V V δδ??=+---??

2()ln ln ro oh e

wf h e oh oc w h

KK h

q P P r r r r πμμ=-+2

222()11ln ln 222ro oh e wf h h

e h oh oc w e h e KK h

q P P r r r r r r r r πμμ=-????????-+-+ ???

????????

超覆带

蒸汽带

受热带

未受热带

注蒸汽过程中油层剖面示意图

焖井结束后的油层剖面示意图

2、模型的计算

（1）平均地层压力

注入饱和蒸汽会使焖井结束时的平均地层压力高于原始地层压力，开井生产后，由于产出一定的油和水，使平均地层压力低于焖井结束时的地层压力。 根据体积平衡原理计算焖井结束时的平均地层压力：

各生产阶段平均地层压力：

（2）平均地层温度

焖井以后，加热区中的热量一部分径向传给未加热区，另一部分垂向传给盖层和底层，因此，加热区的温度随焖井时间的延长而降低。同时，开井生产后，随着流体的产出，必然要带出一部分热量，导致加热区的温度进一步降低。

a 焖井结束时加热区的平均温度:

b 各生产阶段加热区的平均温度: ()we oh i e

i

oe e e GB N T T P P NB C NC β-=++()w w o o oh a e

a o e e N B N B N T T P P NB C NC β+-=--

()i A

i r z

T T T T V V =+-()(1)a

i

A

i

r z T T T T V

V δδ??

=+---??

（3）各生产阶段热区的油水饱和度

（4）生产能力计算

a 出水期

b 油水同出期

3、基本计算程序编制

基本计算步骤：

（1）基本数据输入与参数准备。 （2）赋值周期数N=1;

（3）计算热水带半径R1及加热区半径Rh ；

（4）计算焖井结束时的平均地层压力，加热区的油层平均温度及平均含水饱和度； （5）给周期内生产时间TIME 赋初值及赋时间步长Tstep 值；

（6）判断累积产水量Qwt 是否大于初期产水量W ，如是，则选用油水同出期产量公式，否则，选用初期出水期产量公式，计算出原油产量Qo 及水产量Qw ；

（7）计算累积产水量Qwt 与累积产油量Qot ；

（8）计算生产阶段平均地层压力Pa ，热区的油层平均温度Ta 及平均含水饱和度Swa ；

221111113ln ln 22224wf

w w

w h rwro w w rw h P P Q R R R R s KK h R R KK h R R μμππ-=

????????????

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（9）判断Qo是否大于极限最小产量Qomin。如是，则TIME=TIME+Tstep，重复步骤（6）～（8）；否则，打印周期数据。

（10）周期数N累加1，判断N是否大于总吞吐周期数Nmax。如是，则计算结束，否则，计算周期地层余热量QR,重复步骤（3）～（9）。

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

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

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。

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

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

简述蒸汽吞吐采油技术

毕业论文 所属系部：石油工程系 专业：油气开采 年级/班级：油气开采一班 作者： 学号： 指导教师： 评阅人：

【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

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，

稠油蒸汽吞吐技术

稠油蒸汽吞吐技术

第一节稠油的特性及分类 一、稠油的一般特性 １.稠油中的胶质与沥青质含量高，轻质馏分少。 我国主要稠油油田原油中的胶质与沥青含量在25%-50%之间，而原油 轻质馏分（300℃）一般仅10%左右。 ２.稠油对温度的敏感性强。 由粘温曲线可见： 随温度升高，其粘度急剧下降。 这一特性也是进行注蒸汽的原因。 ３.稠油中的石蜡含量一般较低。 我国多数稠油油田原油中的石蜡含量仅５％左右，因而凝固点也较低。 ４.同一稠油油藏其原油性质在平面、垂向上常有较大差别。 ５.稠油中的硫、氧、氮等杂原子的含量高，并含有较多的稀有金属。 二、稠油的分类标准 １.国际重油分类标准 ２.我国稠油的分类标准

３.应强调的几点： ①国际上称重油、轻油，适于商业贸易的称谓。 我国称稠油、稀油。适于开采方法的称谓。 ②粘度值是指油藏温度条件下的脱气粘度。 ③原油粘度为主要指标，相对密度为辅助指标。 ④井口取油样时，必须确保油样没有受到化学剂或掺入轻油的污染，并设法含有的水及机械杂质清除干净。 第二节水及水蒸汽的热特性 一、水是最好的注热载体 1.除液态氨外，其余任何液体 的比热（或热容）都比水小。 水的比热是1卡/kg.℃。 2.水的饱和温度随压力的增加 而增加，当压力确定后，饱和 温度只有唯一值。 3.当水的温度低于此压力下的饱和温度，则水是热水； 如果水的温度等于饱和温度，称为饱和水。 当饱和水逐渐被加热，液态水开始沸腾或汽化，称为水与汽两相混合液体，此时的温度并不增加，而吸收的热量用于水的汽化，汽化所需的热能很大，称为汽化潜热。 当将饱和水继续加热达到完全汽化时，此时蒸汽称为饱和蒸汽。 如果继续加热，饱和蒸汽吸收更多的热量后，在固定压力下，蒸汽的温度将升高，超过了饱和温度，此时蒸汽称为过热蒸汽。 二、湿饱和蒸汽的特性 1.干度：

稠油油藏蒸汽驱开发技术_梁作利

稠油油藏蒸汽驱开发技术梁作利X唐清山柴利文编译 前言 国外大型稠油油田经过蒸汽吞吐及蒸汽驱开采,采收率超过了45%~50%。我国自90年代在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验,至今仍未取得突破性进展。 本文重点介绍了美国克恩河(Kervn)油田蒸汽驱开发状况及成功做法、德士古(Texaco)石油公司深层蒸汽驱开采技术。为国内蒸汽驱开发过程中的稠油层降压、注采参数的确定、注采井完井、蒸汽传输过程中的热损失控制、等干度分配、蒸汽窜调控、蒸汽驱监测、污水处理等技术提供了经验。 克恩河(Kervn)油田蒸汽驱开发状况 克恩河(Kervn)油田位于美国加利福尼亚圣华金谷东部,探明及动用含油面积1万英亩(约4015 km2),石油地质储量35亿桶(其中德士古公司占有20亿桶约312@108t),是加洲第二大油田。油田构造简单,为一向西南倾斜的单斜构造,地层倾角3b 左右。油藏一般埋深700英尺(213m),最深1200英尺(366m),为沥青封堵的稠油油藏。油层纵向上发育9个砂体,含油井段600英尺(183m)。储层孔隙度31%,渗透率2~4L m2,含油饱和度55%~ 65%,油藏有活跃的边底水,原始原油粘度4000mPa#s,汽驱前原油粘度上升到10000mPa# s。蒸汽驱条件下原油粘度10~20mPa#s。地层温度90华氏度(3212e),原始地层压力为400psi (2175MPa),目前地层压力50~100psi(0135~ 0169MPa)。 克恩河油田于1898年投入开发,至1964年为冷采开发阶段,采出程度仅为6%。1964~1971年开始了注蒸汽试验。目前全面蒸汽驱开发(少数井蒸汽吞吐)。油田共有油井5800口,注蒸汽井1 600口,日注蒸汽32万桶(511@104t),日产油10万桶(1159@104t),日产水80万桶(12172@104t),采油速度1183%,采出程度50%,综合含水8819%。原方案预计的采收率为64%~65%,预计油田最终采收率可以达到80%。克恩河(Kervn)油田蒸汽驱开发上主要采取了以下成功的做法: a,低压下转蒸汽驱。通过蒸汽吞吐工艺及大排量提液技术最大限度地降低油层压力。克恩河(Kervn)油田吞吐后期主要采用气顶放气及提液降压。提液主要包括深抽提液(主要方法有抽油泵深下、大泵提液,尽可能增大生产压差,充分解放油层)、提高油层供液能力(根据油井资料判断有无堵塞,解堵方法主要有吞吐解堵、清洗炮眼等),将地层压力降到20~30psi(0114~012MPa)时转入蒸汽驱。 b,蒸汽锅炉集中供热和热电联供保证井下较高的蒸汽干度。四座供热站向全油田1600口注汽井提供蒸汽。两组热电联供站(分别为15台23t 炉子和5台23t炉子)日供汽32万桶(511@104t),另有高效隔热技术和蒸汽干度控制,使注入地层的蒸汽干度达到了90%左右。 c,合理井网、分层开采及有效的提液技术。油藏采用反九点法蒸汽驱井网,油井分层生产,蒸汽驱注入井自下而上逐层上返。油藏边部专门打了17口井,使用井下电泵排液,控制边底水侵入。有效的提液措施使油藏边部的采注比达到了310,油藏内部采注比为112左右。 d,注汽井完井工艺技术。采用7d或9"-d套管常规射孔完井,下部采用耐热水泥固井返至地面。注汽管柱采用2"-d的油管,下部用机械热力封隔器密封环空;相近的中途日落油田采用双管完井工艺,在9"-d孔眼内同时下入两套2"-d的油管作为注汽管柱,采用耐热水泥及单向射孔,注汽前先对其中的一个管柱射孔,如管柱有问题则封堵后再对另一个管柱射孔注汽。 e,优化井下采油管柱结构。油井均为机械采油井,油井管结构为:油管锚+抽油泵+2"-d油管,便于减少冲程损失及防止管柱摆动影响泵效;抽油泵深下避免了气体及吞吐、汽驱等高温条件的影响, 2000年特种油气藏第7卷第2期X中油辽河油田分公司高升采油厂辽宁盘锦124125

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，

稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则

文章编号:1000-0747(2008)06-0715-05 稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则 张义堂,李秀峦,张霞 (中国石油勘探开发研究院热力采油研究所) 基金项目:中国石油天然气股份有限公司/稠油汽驱方案动态跟踪及稠油剩余油分布预测技术研究0项目(030124) 摘要:利用数值模拟方法研究注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响,给出了具体的量化指标范围。研究结果表明,对于普通稠油油藏,要达到较好的蒸汽驱开发效果,必须满足以下条件:1注汽速率大于等于1.6m3/(d#hm2#m),从而保持蒸汽带的不断扩展,并保持井底蒸汽干度;o井底蒸汽干度大于等于40%,反映蒸汽驱对单位注入流体热焓的要求;?油藏压力小于5.0M Pa,最好为1.0~3.0M P a,保持较低的油藏压力可提高蒸汽波及体积;?蒸汽驱稳定阶段的瞬时采注比大于等于1.2,才能真正实现蒸汽驱。辽河油田齐40块蒸汽驱先导试验和扩大试验的方案设计、跟踪调整及评价表明,提出的有关量化指标已成为蒸汽驱方案设计、跟踪调整和评价的四项基本准则。 图6表1参10 关键词:稠油油藏;蒸汽驱;注汽速率;井底蒸汽干度;采注比;油藏压力 中图分类号:T E345文献标识码:A Four fundamental principles for design and follow-up of steam flooding in heavy oil reservoirs ZH ANG Y-i tang,LI Xiu-luan,ZH ANG Xia (Resear ch I nstitute of Petr oleum E x p lor ation&Develop ment,PetroChina,Beij ing100083,China) Abstract:N umerical simulat ion is used t o under stand the impact s of steam injection r ate,bo ttom-ho le steam quality, product ion/inject ion rat io and r eser voir pressur e o n the perfo rmance o f steam flo oding in heav y oil reserv oir s,prov iding the concrete r ang es of quantified indices.Fo r co nv entional heav y oil r eservo irs,to r ealize better perfo rmance by steam flo oding, the follow ing co ndit ions must be met:(1)steam injection rate should no t be less than1.6m3/(d#hm2#m),thus keeping the co nt inuo us ex tensio n o f steam chamber and mainta ining t he bo ttom ho le steam quality;(2)bo ttom hole steam quality sho uld no t be less than40%,which reflects the requirement of ent halpy for unit inject ed fluid by steam flo oding; (3)r eser vo ir pressure should be less than5.0M P a,had better in1.0-3.0M P a,thus maintaining a lo wer r eser vo ir pressur e to impr ov e t he sw ept v olume of steam;(4)instant pr oduction/injection ratio should not be less than1.2dur ing the st able stage o f steam floo ding,r ealizing pr act ical steam flo oding.T he desig n,follo w-up and evaluation of steam flo oding in pilot test and ex tensio n t est in Q i40Blo ck o f Liaohe Oilfield show that the quantified indices have become four fundamental principles for such desig n,fo llo w-up and evaluat ion. Key words:heav y oil reservo ir;st eam flo oding;steam injection rate;botto m-ho le st eam quality;pro ductio n/injectio n ratio; reserv oir pressur e 0引言 蒸汽驱是普通稠油油藏的重要开采方式。目前,普通稠油油藏大多先进行若干周期的蒸汽吞吐开采,之后转为蒸汽驱,以进一步提高原油采收率[1-4]。蒸汽驱过程中,由注入井连续注入高干度蒸汽,大量的热能加热油藏,大幅度降低稠油黏度,将原油驱动至生产井采出[5,6]。 我国在/八五0至/九五0期间曾开展了11个蒸汽驱先导试验,除个别试验外,大多数试验效果不甚理想。从当时的蒸汽驱状况看,试验失败的原因主要在于对蒸汽驱的认识程度不够,没有充分掌握蒸汽驱技术。 在选择适合蒸汽驱油藏的基础上,科学地设计开发方案并认真地实施及管理,才能实现蒸汽驱。笔者经过多年的研究和总结,发现注汽速率、井底蒸汽干度、采注比及油藏压力对蒸汽驱开发效果具有显著的影响。本文分析各因素对蒸汽驱开发效果的影响程度,给出了合理的量化数值,称之为蒸汽驱开发方案设计及跟踪调整的四项基本准则,并在实际应用中进行 715 石油勘探与开发 2008年12月PET R OL EU M EXPL OR AT IO N A N D DEV EL O PM EN T V o l.35No.6