稠油热采技术.ppt

稠油热采技术,概述 稠油资源及其开采概况 配套工艺技术 注蒸汽开发油藏工程设计 不同类型稠油油藏开采方法 稠油油藏注蒸汽开发采收率预测 稠油开采前沿技术,稠油热采技术,稠油是指油层温度下脱气原油粘度大于100mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国 外称之为重油（Heavy Oil、Heavy Crude Oil）,一、概述,一、概述,表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准,一、概述,表 3 中国稠油分类标准,一、概述,表4 原油性质对比,一、概述,一、概述,一、概述,一、概述,一、概述,表4 原油性质对比表,一、概述,一、概述,(三)稠油油藏主要地质特征,辽河油区,一、概述,一、概述,辽河油区探明储量101309 104 t；动 用73633 104 t；1、油藏类型多构造油藏、地层岩性油藏、构造岩性油藏、古潜山油藏等。按储层产状分类；薄互层状：占探明储量的15.5%中厚层状：占探明储量的39.7%块状：占探明储量的44.8%,一、概述,辽河油区：2.油藏埋藏深 超过1300m深层稠油油藏占探明储量的42.92%;9001300m中深层稠油油藏占探明储量的41.39%;600 900m浅层油藏稠油占探明储量的15.69%。,一、概述,表1.1 国外大型注蒸汽稠油油藏,一、概述,2002年稠油主要生产国注蒸汽项目,一、概述,辽河油区：,m2,辽河油区：4 原油粘度差别大普通稠油其储量占探明储量的77.82%特稠油其储量占探明储量的13.11%超稠油其储量占探明储量的9.07%,一、概述,新疆油区探明储量25502104t；动用储量12603104t。,一、概述,一、概述,新疆油区,表1.2 分油田探明稠油地质储量,一、概述,新疆油区分布广、埋藏浅，一般为200600m；油层厚度较小，一般815m；储层物性好：渗透率0.3 5 孔隙度 25%30%；原油粘度差别大：普通稠油储量占33.77%，特稠油占32.93%，超稠油占33.30%；油藏压力低溶气量小：地层压力 1.8 4.0MPa 温度 16 27 原始气油比 5m3/t。,m2,二、稠油资源及其开采概况,稠油资源世界稠油开采概况我国稠油开采概况,二、稠油资源及其开采概况,(一)、稠油资源,二、稠油资源及其开采概况,(一)、稠油资源,二、稠油资源及其开采概况,(一)、稠油资源,二、稠油资源及其开采概况,(二)、开采现状,二、稠油资源及其开采概况,(二)、开采现状,二、稠油资源及其开采概况,(二)、开采现状,二、稠油资源及其开采概况,(二)、开采现状,二、稠油资源及其开采概况,(二)、开采现状,二、稠油资源及其开采概况,(二)、开采现状,，,二、稠油资源及其开采概况,辽河油区:,生产井8529口，开井6059口，单井日产3.5t/d；年产油875.71104t,占油田产量63.2，采速1.17%;累积采油11262.4104t，采出程度15.28，采出可采储量71.05；年油汽比0.5，累积油汽比0.65；吞吐开采，年产744.67104t，占稠油产量85.0，年油汽比0.5；汽驱年产7.9104t，年油汽比0.27。,二、稠油资源及其开采概况,辽河油区历年产量构成曲线,辽河油区：1985年占辽河油田总产量的17.0%2001年占辽河油田总产量的63.2%,二、稠油资源及其开采概况,辽河油区：产量由1995年起，辽河稠油年产量跃上 840104t后，已连续7年保持该水平，并略有增加。,稠油产量构成曲线,二、稠油资源及其开采概况,新疆油区：生产井7061口，开井5584口，单井日产1.3t/d；年产油291.4104t,占油田产量30.1，采速2.2%；累积采油2837.3104t，采出程度22.5，采出可采储量81.7；年油汽比0.206，累积油汽比0.25；吞吐开采，年产199.2104t，占稠油产量68.4，年油汽比0.219；汽驱625个井组，年产92.3104t，年油汽比0.184。日注汽量37708t，2001年注汽1413104t，累积注汽量11299.7104t，累积产水量9948.7104t，综合含水81.8，年,二、稠油资源及其开采概况,新疆油区：1996年年产量由191.2104t至2001年上升到291.4104t，五年增长了100104t平均每年增加20104t。,历年产量油汽比变化图,三、配套的工艺技术,1 油藏描述技术 油藏复杂；反复认识、不断深化；制定统一标准。,三、配套的工艺技术,2、热采物理模拟、数值模拟技术 STARS、THERM、NUMSIP热采模型 高温高压物理模拟装置高温相渗透率测试装置高温高压蒸汽驱装置稠油PVT相态特性及流变性研究装置 岩石热物性测定装置高温高压三维注蒸汽物理模型火驱单管模型等 装置最高压力25.5MPa、最高温度340,三、配套的工艺技术,高温高压物理模拟装置,三、配套的工艺技术,高温高压物理模拟装置,三、配套的工艺技术,高温高压物理模拟装置,三、配套的工艺技术,高温高压物理模拟装置,三、配套的工艺技术,3、井筒隔热及保护套管技术 予应力套管完井：在注蒸汽井对套管柱进行予应力处理。先求出因温升而使套管产生的最大热应力,而后计算出对套管柱应施加的予应力值,并算出套管予应力施工时井口应提的总拉力值。总拉力值拉长套管的长度即热应力所伸长的长度,套管柱在受拉力伸长的状况下注水泥固井,水泥返至地面。候凝后拉伸的套管柱即不在缩回,从而防止了套管柱反复拉伸及压缩导致接箍漏失或螺纹滑脱损坏。如何拉长套管柱：主要靠固井地锚将套管柱与井壁锚死,再利用钻机大钩提拉套管柱。耐高温固井水泥：即在油中水泥中掺入35%_40%硅粉,纯度大于96%。防氢害隔热油管、真空隔热油管在325注汽条件下视导热系数为0.008W/(m.K)。,三、配套的工艺技术,3、井筒隔热及保护套管技术 我国东部稠油油藏大部分埋藏深，注入蒸汽沿井筒的热损失大。为提高井底蒸汽干度，必须降低井筒热损失。隔热油管主要用于热采井注蒸汽时减少井筒热损失、提高井底蒸汽干度、保护油层套管及管外水泥环免遭损坏。,三、配套的工艺技术,隔热油管随着使用时间的增加，在高温高压条件下氢气易渗入隔热层，导致其隔热性能下降，这已为国内外现场资料所证实，氢气是一种高热导率气体，导热系数是回充惰性气体（氪Kr）的19倍。针对氢渗危害，近几年研制成功防氢害隔热油管、真空隔热油管，现已批量生产并投入现场应用。,3、井筒隔热及保护套管技术,三、配套的工艺技术,三、配套的工艺技术,3、井筒隔热及保护套管技术,三、配套的工艺技术,真空隔热油管是在III型隔热油管基础上对隔热系统进行了全面的改进，整体结构上消除了散热和材料放气对其隔热性能的影响，保持较高的真空度，视导数系数大幅度下降，其隔热性能、机械性能均达到国际先进水平。,3、井筒隔热及保护套管技术,三、配套的工艺技术,3、井筒隔热及保护套管技术,三、配套的工艺技术,蒸汽吞吐开采，在采油井应用有杆泵采油过程中，随着油层温度和压力逐渐下降，原油在举升中将不断脱气和降温，导致井筒原油粘度升高，流动阻力增大，产量降低，机杆泵故障增多，过早结束生产周期。为此，有必要采用井筒降粘技术。如掺活性水降粘、掺稀原油降粘、掺乳化剂降粘等，均收到了不同程度的增产效果。此外，热载体采油技术、电热空心抽油杆采油技术、自控温拌热电缆采油技术，也已在油田得到了大规模应用。,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,电热空心抽油杆开采技术 其基本工作原理是遵循焦耳_楞次定理，高效地将电能转换为热能，提高井筒流体温度，以达到降粘增产之目的。空心抽油杆三相电缆加热法 工频集肤电热空心抽油杆加热法 空心抽油杆过泵电热采油法,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,空心抽油杆三相电缆加热法 结构和原理在抽油机井中，将三相加热电缆芯线尾部联成Y结法(配有电缆头、加重杆)下入充满散热液(变压器油)的空心抽油杆内；空心光杆顶部设有电缆悬挂器，散热液入口装置和电缆护罩装置；地面电缆、三相加热电缆、温度传感器、电控柜和380V电源联成回路。特点空心抽油杆三相加热电缆使电网保持三相平衡；在同等功率下，单相工作电流比三相工作电流大1.732倍有利于延长设备使用寿命；加热电缆和空心抽油杆之间充满变压器油，既能有效地传导热量，而且改善了绝缘性能，以利延长电缆使用寿命。,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,工频集肤电热空心抽油杆加热法 结构原理利用从空心抽油杆中心穿过的电缆，在接通交流电源时，产生交变磁场，当导线与钢管内壁距离较小，在磁通作用及邻近效应的作用下，引起空心抽油杆断面上的电阻变化，产生内集肤效应。实践了证明，流经空心抽油杆内表面的电流占总电流的99.995%，而外表面通过的电流占0.005%。因此，这种加热技术，是在需加热的井段内下入内装电缆的空心抽油杆，利用电缆与空心抽油杆形成回路。特点由于这种加热技术是将电缆发热量设计为总发热量的20%，而空心抽油杆发热约为80%，从而延长了系统使用寿命，绝大部分热量直接加热井液，热效率高。缺点是单相运行，影响电网平衡。,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,空心抽油杆过泵电加热采油技术 这种工艺是将上述电热的供电电缆通过电路连接器与泵下加热器、空心泵、空心抽油杆构成电回路，实现电热转换，对井内流体进行加热。其特点是a、由于采用空心泵，可以提高泵内、泵下和井眼附近油层温度，减小流动阻力，增强供液能力，提高泵效。b、由于空心抽油杆穿越深井泵，因而加热深度较深。,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,自控温伴热电缆采油技术 自控温伴热电缆是一种能根据环境温度自动调整其发热功率，从而保证加热处的设计温度达到要求的一种新型电缆。在80年代曾进口美国瑞侃(Raychem)公司的伴热电缆系统。胜利油田和芜湖科华研究所在90年代合作研制了SW型自控温油井伴热电缆，也取得了油田应用的良好效果。主要技术特性,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,4、井筒降粘技术,三、配套的工艺技术,5 稠油井防砂技术高温固砂工艺热采井人工井壁防砂工艺TBS金属烧结筛管防砂工艺,三、配套的工艺技术,高温固砂工艺 在注汽结束后的高温条件下，挤入疏松地层固砂剂中的活性有机硅化物经过水解，表面脱水使有机硅化物的一端与地层砂以硅氧键的形式结合，将地层砂固结在一起，形成具有一定渗透性和强度的人工井壁，从而起到防砂的目的。通过室内岩心试验，高温固砂剂满足以下指标：固化温度200，固化时间8h；固砂剂合理使用浓度为5%；地层砂表面干净，无油膜。,5 稠油井防砂技术,三、配套的工艺技术,热采井人工井壁防砂工艺 将树脂及其它添加剂在阻砂剂表面，形成树脂“预包砂”；在地层温度下发生固化，形成具有一定强度和渗透性的人工井壁，阻止地层砂流入井底，实现人工井壁防砂。其中阻砂剂粒度的选择是人工井壁能否防治细粉砂的关键，现场施工要选择合适的阻砂剂的粒度，使它的粒度中植与地层中砂样的粒度中值相匹配，不发生砾/砂互混。技术指标：树脂预包砂固化温度200；人工井壁抗压强度6MPa；人工井壁耐温350；固化时间2428小时。,5 稠油井防砂技术,三、配套的工艺技术,5 稠油井防砂技术,三、配套的工艺技术,6、分层注汽及调剖工艺技术针对多油组互层状油藏应用耐热金属封隔器和投球选择性注汽工艺化学剂调剖工艺,分注选注技术 针对我国稠油油藏纵向非均质严重，吞吐开采时吸汽不均、蒸汽波及效率低，油层纵向动用程度差的问题，开发了“分注选注”新技术。诸如机械选层注汽、投球选择性注汽、分层配汽等工艺，配套了四种管柱结构，成功地研制了膨胀式金属封隔器和热敏压差式封隔器。可根据需要采取封上注下、封下注上、封两端注中部等方式，以达到调整吸汽剖面，提高吞吐效果的目的。,三、配套的工艺技术,6、分层注汽及调剖工艺技术,三、配套的工艺技术,6、分层注汽及调剖工艺技术,三、配套的工艺技术,6、分层注汽及调剖工艺技术,三、配套的工艺技术,封堵调剖技术.高温泡沫剂,6、分层注汽及调剖工艺技术,三、配套的工艺技术,6、分层注汽及调剖工艺技术,封堵调剖技术.高温泡沫剂,三、配套的工艺技术,凝胶类高温调剖剂 PST-Na高温堵剂（胜利油田研制），是以PST共聚物和Na膨润土为主剂，用高价金属离子和其他有机交联剂交联的一种高温封堵剂。该封堵剂成胶时间并具有可调性、胶体强度大、封堵性能强（岩心突破压力一般为0.33.5MPa）、耐高温（280）、热稳定性好等优点，在单家寺油田试验中，获得了较好的效果。,6、分层注汽及调剖工艺技术,封堵调剖技术,三、配套的工艺技术,GW系列高温堵剂是辽河油田研制并较为广泛应用的一种系列型高温堵剂，该剂是木质素与胶联剂、增强剂在高温下反应形成由树脂充填的网状结构凝胶体。该剂具有耐高温（330）和成胶时间短，并具有可调性（随主剂、交联剂、增强剂浓度增大，成胶时间缩短）、成胶温度低（60）、封堵强度大（岩心突破压力为10MPa/m），以及封堵能力可在给定时间内人工或自行解除、施工简单、不存在风险（配制液粘度为40mPas左右）等特点。,6、分层注汽及调剖工艺技术,封堵调剖技术,凝胶类高温调剖剂,三、配套的工艺技术,HMF高温调剖剂是由新疆克拉玛依油田研制并较为广泛应用的一种凝胶类调剖剂。该剂以褐煤（主要成分为腐植酸）为主剂，按不同比例加入各种交联剂、添加剂复配而成。其封堵机理是将HMF水溶液注入注汽井，该剂将优选进入高渗透层或汽窜通道在地层温度下恒温一定时间后形成一种耐高温凝胶体，从而起到调剖封堵作用。该剂具有耐300高温、成胶时间短（848h）（可调）、具有选择性、封堵强度高、原料广泛、施工简单等特点。岩心突破压力为4.15.6MPa，强度为4.7-5.1MPa/m。,6、分层注汽及调剖工艺技术,凝胶类高温调剖剂,封堵调剖技术,三、配套的工艺技术,7、化学剂增油助排、解堵、降粘技术,三、配套的工艺技术,7、化学剂增油助排、解堵、降粘技术,三、配套的工艺技术,8、高温监测技术锅炉干度控制仪便携式蒸汽干度测试仪高温高压双参数测试仪井下干度取样器TPS9000型高温测试仪四参数测试仪,三、配套的工艺技术,8、高温监测技术,三、配套的工艺技术,8、高温监测技术,三、配套的工艺技术,9、热采油井机械采油技术各种类型抽油机各种深井泵注采一次管柱泵、防砂泵、空心泵等空心抽油杆加热技术、越泵加热技术等,三、配套的工艺技术,10、注蒸汽专用锅炉及热采井口设备6t/h、9.2t/h、11.5t/h、23t/h锅炉、工作压力17.0Mpa热采井口耐温370、耐压27MPa,三、配套的工艺技术,11、稠油集输、计量、脱水处理技术稠油集输、处理全密闭工艺技术稠油三相分离器、脱水器、输送泵、球形等干度分配器、蒸汽两相流量计等形成技术系列,三、配套的工艺技术,12、丛式定向井、水平井钻采技术 13、侧钻井技术,四、注蒸汽开发油藏工程设计,1、蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,在蒸汽驱过程中，蒸汽由注入井被连续不断地注入到油层中，把原油驱向周围的生产井。蒸汽驱过程如图所示。注入的蒸汽不断加热井筒周围的地层，并形成随蒸汽的不断注入而逐步扩展的蒸汽带，蒸汽可将蒸汽带中的含油饱和度降到很低，并将可流动原油（即原始含油饱和度与残余油饱和度的差值）排出蒸汽带。蒸汽加热地层损失完其潜热后冷凝成热水，在蒸汽前缘的前面形成凝结热水带加热和驱替原油。蒸汽带中剩余油部分馏分会蒸发到汽相中，并被流动的蒸汽携带到蒸汽前缘，在蒸汽前缘，烃蒸汽冷凝后形成一个轻烃蒸馏物富集带，即溶剂带，因而，在蒸汽驱油过程中，从上游到下游会形成蒸汽带，蒸馏物带，冷凝热水带和冷水带及油藏流体带。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,在蒸汽驱过程中蒸汽驱油、热水驱油和冷水驱油是同时并存的。蒸汽驱油的特征与热水驱、冷水驱显著不同，图是一维模型岩心驱替物模实验获得的不同驱油方式的采收率曲线。从图中可见，蒸汽驱与热水驱、冷水驱的见水时间区别不大。但见水后驱出的油量远远高于热水驱与冷水驱，而且大部分油是在见水后蒸汽突破前驱的，蒸汽突破后驱出的油量很少，而对于热水驱和冷水驱相当一部分是在水驱前缘突破后驱出的，另一方面，驱出同样体积的油，蒸汽驱的驱替孔隙体积倍数（水当量）要远远小于热水驱和冷水驱，岩心出口端见水后，热水驱和冷水驱的驱替效率是非常低的，需要大量孔隙体积倍数的注入水连续冲刷才能驱出有限的油量。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,蒸汽驱的垂向波及效率与蒸汽的重力超覆作用、油藏的非均质性及注汽参数等多种因素有关。由于蒸汽与原油密度和粘度差异很大，蒸汽总是倾向于超覆于原油之上，对蒸汽驱的垂向波及效率造成十分不利的影响。蒸汽驱现场和实验室研究的许多资料表明，在垂向连通充分的情况下，蒸汽上浮到油层顶部。重力超覆的程度取决于重力与粘滞力。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,蒸汽驱的面积波及系数与井网的几何形状、大小、油藏的非均质程度、原油特性及注汽参数等诸多因素密切相关。法鲁克阿里对五点井网、均质油层进行了数值模拟研究，作出了蒸汽突入生产井后的面积波及系数与原油粘度的变化关系曲线，如图所示，图中的直线段表示受注入速度等因素的影响表现出的变化范围，可以看到，面积波及系数受原油粘度的影响很大，原油粘度越高，面积波及系数越低。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油过程中驱替和波及特征,蒸汽的粘度很低，流度很高，在蒸汽驱替油水时会产生指进现象，但由于蒸汽是可凝结气体，与非凝结气体不同，当蒸汽指进进入油藏的冷区后要凝结成热水，凝析物充满高流度蒸汽所形成的指进空间，降低了蒸汽的速度，从而使蒸汽指进得以减缓，保证了蒸汽前缘的稳定性，改善了驱替效果。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,2、注蒸汽油藏工程设计方法 物理模拟 数值模拟 解析解模型,油藏工程设计的任务主要有：评价油藏具体条件对注蒸汽开采的适应性，确定可供开采的区域、层位、储量及生产潜力；设计适应油藏地质特点的合理开发系统（层系、井网、井距）及最优的注汽、生产操作参数；研究在注蒸汽开发过程中油藏产能变化规律，预测生产动态；为采油工程和地面工程设计及经济评价提供依据；根据油藏对注蒸汽的动态反应，通过加深对油藏的认识，研究确定各种开发调整技术措施及新技术、新方法，提高注蒸汽开发效果及经济效益。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽吞吐油藏工程设计（1）蒸汽吞吐注采工艺参数优选，研究周期注汽量或注汽强度、蒸汽干度、注入速度、焖井时间、周期废弃产液或产油量等参数的影响；（2）不同井网井距及油层打开井段对蒸汽吞吐效果的影响。（3）特殊油藏条件，如具有气顶、活跃边、底水情况下，蒸汽吞吐及蒸汽驱开发的策略；（4）多周期吞吐的产能变化规律研究，包括周期间产量，油汽比递减规律和周期内产量变化规律；（5）预测在工艺技术可行的最优注采参数及开发系统下，多周期蒸汽吞吐的开采动态。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,四、注蒸汽开发油藏工程设计,油藏工程设计的主要内容 蒸汽驱油藏工程设计 蒸汽驱先导试验设计 蒸汽驱方案设计,蒸汽驱油藏工程设计,（1）蒸汽驱开发系统设计；开发层系的划分和组合；井网系统及注采井距优选；油层打开井段的选择，不同条件下，注汽井和采油井的油层打 开策略有所不同，应分别研究确定。（2）蒸汽驱注汽工艺参数优选：蒸汽干度的优选；注汽速度或注汽强度优选。（3）蒸汽驱开采工艺参数优选：生产井井底流压的影响；生产井举液能力的影响。采注比优选。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,（4）特殊油藏条件、如具有气顶、活跃边底水情况下蒸汽驱的开发策略。（5）由蒸汽吞吐转入蒸汽驱的条件和时机研究。（6）蒸汽驱过程中的注汽井注入能力和生产井产能变化规律研究，包括注汽井注入指数、生产井采油、采液指数的变化规律。（7）在工艺技术可行的最优注采工艺参数下蒸汽驱的开采动态预测。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽驱油藏工程设计,四、注蒸汽开发油藏工程设计,注蒸汽的开发调整设计 注蒸汽开发过中不断进行调整，不仅十分必要，而且非常重要。,蒸汽吞吐和蒸汽驱的参考经验 蒸汽吞吐 周期注汽量是蒸汽吞吐最重要的设计参数。注汽强度一般在80150t/m。注入速度一般采用高注入。注汽干度影响很大，井底干度越高，注入的热量越多，吞吐效果越好。焖井时间不宜太长，一般一周左右。回采期间宜最大限度地放大生产压差，但井底流压应保持在井底温度对应的蒸汽饱和压力以上，以防止水闪蒸成蒸汽从油层中带走大量热量而导致油层降温过速。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,蒸汽吞吐和蒸汽驱的参考经验 蒸 汽 驱 国外基于成功的蒸汽驱项目及理论研究成果制定的蒸汽驱设计原则如表所示：,四、注蒸汽开发油藏工程设计,油藏工程设计的基本考虑,稠油油藏开采方式的选择（1）对于地下原油粘度小于10000mPas的普通稠油油藏，主体开发方式可采用蒸汽吞吐后接蒸汽驱的开发方式。地下原油粘度小于2000mPas的普通稠油油藏一般具有一定的常规采油能力，可采用常规降压开采一段时间后转入蒸汽吞吐而后接蒸汽驱开采；对地下原油粘度大于2000mPas无常规采油能力的普通稠油油藏，应尽早采用蒸汽吞吐而后进行蒸汽驱。（2）对于特超稠油油藏（地下原油粘度大于10000mPas），目前采用蒸汽吞吐开采，技术经济上一般风险较小，但常规蒸汽驱风险较大，因此可采用先蒸汽吞吐开采，而后在深入研究、先导试验的基础上采用蒸汽辅助重力泄油开采技术。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,开发层系的划分 稠油油藏注蒸汽开发层系的划分，应遵循的一般原则有：（1）同一套开发层系要有适宜于热采的油层有效厚度，而且在平面上的分布较广，以保证热采能获得较好的经济效益。（2）垂向上将相邻近的油层组合成一个开发层系，使油层净/总厚度比能满足注蒸汽开发的筛选标准。对于蒸汽驱开采，此比值须大于0.50。射孔井段一般不宜过长，以小于40m为宜。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,（3）同一开发层系内油层有效厚度的物性下限值应符合热采筛选标准。对于蒸汽驱开采，孔隙度0.20，渗透率K20010-3m2，含油饱和度Soi50%。（4）同一开发层系内、原油粘度的差别不宜过大；并且有统一的压力系统；（5）对于多层、薄层油藏开发层系组合和划分要特别注意优化。（6）对于多油组层状油藏含油层厚度很大，可考虑采用多套开发层系，但层系间必须有良好的隔层。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,（7）在划分多套开发层系的情况下，既可采用多套层系多套井网同时开发，也可采用一套井网，按自下而上的次序上返开采，分多套层系注蒸汽开发。两者相比，前一种方式有利于获得较高的采油速度，但投资高、稳产期短；后一种方式有以下优点：汽驱下部层系时，预热了相邻上层系的油层，使上层系油层原油粘度降低，有利于缩短上部油层的开发期，提高了累积油汽比，延长了全油藏的高产期，减少了一次性投资，尤其是减少了注汽设备。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,（8）对于多层层状油藏，同一套开发层系内常含多个油层，如果具备下述条件：每个目的层有610m的有效厚度；每个目的层注采井间必须是连通的；目的层间有连续的页岩隔层。或划分为多个汽驱目的层进行垂向扩展蒸汽驱，即采油井可打开全部油层，但注汽井先打开最下部目的层汽驱，然后再上返蒸汽驱开采上部目的层进行垂向扩展蒸汽驱。这样通过充分利用下部油层在汽驱过程中对上部油层的预热作用，称之为“热板效应”，可有效地改善蒸汽驱开发效果。这样做还有利于克服多油层同时汽驱时吸汽不均，储量动用不充分的问题。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,油井打开井段的确定 注汽井打开井段 注汽井通常打开目的层下部的1/2或1/3，这样做有利于避免在注入井附近油层顶部过早形成蒸汽舌进，以减弱重力超覆的影响。对于垂向渗透率好的厚油层，这样的完井方式可增加蒸汽到达油层顶部所经过的距离，利用蒸汽的重力超覆作用，提高蒸汽的垂向波及系数。但对于低渗或多层薄互层油藏，蒸汽的重力超覆程度有限或者油层内存在对蒸汽垂向运动有阻挡作用的页岩夹层，通常要把含有各目的层的整个井段都打开。生产井打开井段 生产井通过在整个生产层段全部打开，在垂向扩展蒸汽驱的情况下，尽管只把蒸汽注入下部油层，但生产井上部油层也需打开。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,开发井网与井距 井网形状与井距直接影响到蒸汽驱注采动态及开发效果。通常采用的井网形状有五点法、反七点法、反九点法及行列法等。注蒸汽开采属于强化采油过程，一般而言，井距不宜过大。确定合理的井网与井距的主要原则是：（1）充分考虑油藏的非均质性及油层连通程度，提高面积扫油系数及有效热利用率。（2）井网的选择注采井数比例要能适应油层的注汽能力和产液能力及其变化特点，满足汽驱开采过程中采注液量比大于1.2的要求，足以形成真正的蒸汽驱的开采。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,（3）要尽可能为蒸汽突破后或发生不规则窜流后留有调整井网及井距的余地。（4）井距的确定，以经济效益最优为原则。（5）尽管油藏存在非均质性，但井网仍要规则，各井点不可偏离太多。（6）要考虑油层地应力状态及微裂系统分布规律，井网形状及井距要防止沿裂缝窜流的过早出现。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,考虑到蒸汽驱过程中生产井采液指数的变化：转驱初期，由于油层温度较低，油层压力较低、产液指数低，提高单井排液量将是困难的，因此蒸汽驱初期，提高井组或开发单元排液量的途径在于增加生产井数。同时，还应建立在蒸汽驱过程中根据汽驱动态合理地调整与转换井网的概念。蒸汽驱开发，井网转换的合理趋势是注采井数比由小到大，生产井数由多到少。也就是说从提高排液量的角度出发。井网应由反十三点向反九点再向五点井网转换。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,注采参数优化设计 对每个具体的稠油油藏，在所选定的开发系统条件下，采用蒸汽驱开采，注采参数设计极为重要，它将直接关系到汽驱效果的好坏及其成败。注采参数确定一般可参考国内外同类型油田经验界限值，应用数值模拟进行优化设计。设计内容为：（1）注汽速度；（2）井底蒸汽干度；（3）生产井排液速度与采注比等。,四、注蒸汽开发油藏工程设计,五、不同类型稠油油藏开采方法,开采方法简述蒸汽吞吐蒸汽驱间歇蒸汽驱火烧油层蒸汽辅助重力泄油(SAGD),五、不同类型稠油油藏开采方法,()、开采方法简述 热水驱,五、不同类型稠油油藏开采方法,()、开采方法简述,五、不同类型稠油油藏开采方法,()、开采方法简述,五、不同类型稠油油藏开采方法,()、开采方法简述,五、不同类型稠油油藏开采方法,干式燃烧驱油技术(dry forward combustion)点火器点燃油层，空压机向油藏连续注入空气，原油中10 15%的重质组分作为燃料就地燃烧，向油层远端传递热量和驱动能量，火烧驱油效率达8590%。,点火器点燃油层，空压机向油藏连续注入空气，原油中10 15%的重质组分作为燃料就地燃烧，向油层远端传递热量和驱动能量，火烧驱油效率达8590%。,五、不同类型稠油油藏开采方法,()、开采方法简述,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式：是目前主要的开采形式，年产量943.8104t，占 稠油年产量的80.9 适应各种油藏类型采收率已达到25%以上技术配套,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式：,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式：,五、不同类型稠油油藏开采方法,图 蒸汽吞吐模拟,图 蒸汽吞吐过程示意图,五、不同类型稠油油藏开采方法,图 蒸汽吞吐温度分布图,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽吞吐油藏地质条件及其影响 原油粘度 油层有效厚度 净总厚度比 原始含油饱和度 渗透率 储层非均质性 边底水等影响,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽吞吐油藏地质条件及其影响,图 油层厚度对蒸汽吞吐开采动态的影响,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽吞吐油藏地质条件及其影响,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽吞吐注汽参数响 蒸汽干度 注入强度 注汽速度 焖井时间,五、不同类型稠油油藏开采方法,注采参数影响,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式：开采现状及其潜力分析,五、不同类型稠油油藏开采方法,2年产量达到稳定，此后靠新井的不断投入，保持产量稳产（5年）；可采储量采出程度达到70%时以20%的幅度递减，地层压力降至原 始压力的30%。,洼38块产量构成曲线,洼38、欢127、锦25、杜239块无因次采油速度变化曲线,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式：产量变化模式：,五、不同类型稠油油藏开采方法,（二）、蒸汽吞吐是稠油油藏重要的开采方式：继续吞吐开采潜力1数值模拟预测，杜66，目前采出19.0%，地层压力：1.2MPa，,油汽比：0.250.2继续吞吐45周期（33.5年）阶段采收率2.73.4%,吞吐采收率21.722.4%,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式 继续吞吐开采潜力2递减模型预测,周期产油量与周期数的关系曲线,周期油汽比与周期数的关系曲线,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式 继续吞吐开采潜力,油汽比：0.250.2 继续吞吐46周期 阶段采收率2.73.8%,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式 继续吞吐开采潜力 3压力与采出程度关系曲线预测,高三、洼38块地层压力与采出程度关系曲线,五、不同类型稠油油藏开采方法,杜66、齐40块地层压力与采出程度关系曲线,趋势预测增加采收率2-3%；继续吞吐2年左右，三种方法是相近的。,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式,五、不同类型稠油油藏开采方法,(二)、吞吐是稠油油藏重要的开采方式,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术可大幅度提高采收率是成熟的技术具有一定的经济抗风险能力,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术,开采实例,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术 开采机理,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术,开采机理,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术,开采机理,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术,开采机理,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术,开采机理,五、不同类型稠油油藏开采方法,五、不同类型稠油油藏开采方法,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽驱开采的油藏条件,五、不同类型稠油油藏开采方法,块状油藏原油粘度对蒸汽驱开采效果的影响,块状油藏油层厚度对蒸汽驱采收率的影响,蒸汽驱开采的油藏条件,五、不同类型稠油油藏开采方法,油层净总厚度比对蒸汽驱开发效果的影响,油层含油饱和度对蒸汽驱开发效果的影响,蒸汽驱开采的油藏条件,五、不同类型稠油油藏开采方法,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽驱生产操作条件优选 注汽强度 蒸汽干度 生产井排液速度 临界采注比,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽驱生产操作条件优选,五、不同类型稠油油藏开采方法,不同排液速度下注汽井井底压力（BHP）变化曲线,蒸汽驱生产操作条件优选,五、不同类型稠油油藏开采方法,五点法井网不同生产方式下的平均地层压力动态曲线,蒸汽驱生产操作条件优选,五、不同类型稠油油藏开采方法,蒸汽过程中典型井生产动态及平均地层压力的变化,蒸汽驱生产操作条件优选,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术 近几年为蒸汽驱技术的发展作了不懈的努力1、1987年11个蒸汽驱先导试验2、1991年勘探院热采所在国内首次提出实施有效的蒸汽驱开采的操作条件和技术措施,注汽强度大于1.5t/dhm2m,井底蒸汽干度大于4050%,临界采注比大于1.2,油井排空生产，实施降压开采,操作条件,蒸汽驱,井网转换：反九点五点法,五、不同类型稠油油藏开采方法,(三)、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术 近几年为蒸汽驱技术的发展作了不懈的努力3、蒸汽驱技术的进步：真空隔热油管，金属封隔器，高温举升、高温防砂、高温暂堵、高温测试等4、1991年新疆开展了大规模蒸汽驱工业性开采：目前 625井组，采出程度2739%，油汽比0.185、中深层稠油油藏于1998年开展齐40小井距（70m）蒸汽驱先导试验，取得了较好的效果,五、不同类型稠油油藏开采方法,主要开发指标,注汽80.0104t，产油16.5104t，产水53.8104t；采注比0.89（1.14），油汽比0.21；平均单井日产油水平8.4t/d（齐40全块：3.5t/d左右），汽驱主要期的日产液水平45.0t/d；采出程度已达32.9，平均采油速度7.31；累积采出程度已达：56.9；,齐40块蒸汽驱生产动态曲线,五、不同类型稠油油藏开采方法,（三）、蒸汽驱是蒸汽吞吐重要的接替技术：经济评价:应用1998年元月至2001年12月底生产资料进行经济评价。钻井及地面建设费：共计：5250104元；建站及井筒隔热费：合计为1001104元。注汽费：5075104元；作业费：433104元；电费：912104元；抽油机配件及维护费：176104元；产出液处理费：452104元；工资：280104元；监测费：260104元。试验四年中累积投入1.3839108元，累积产油15.09104t（2001年12月底），按840元/t价格计算，扣除采油变动成本502.9元/t后，四年总收益为5087104元，考虑钻井、基建投资（6250104元）折旧（按10年均摊），则试验赢利2587104元，经济效益较好。,五、不同类型稠油油藏开采方法,由于蒸汽驱开采油汽比一般较低，原油商品率低，当油汽比0.15时，每采出1t原油，其燃料消耗将达到0.476t（图1）。此外，蒸汽吞吐后转蒸汽驱初期，存在着一个较长的低产期，这极大的影响了蒸汽驱开发效果，如何缩短低产期，提高蒸汽驱油汽比，则是所要讨论的问题。,火烧段塞+蒸汽驱开采,（四）、,五、不同类型稠油油藏开采方法,分析蒸汽驱初期低产期的存在主要有以下几个方面的原因：1、蒸汽吞吐后油藏压力低，很难建立较大的生产压差。辽河油田蒸汽吞吐开采主力区块 地层压力一般1.53.0Mpa，地层压力水平已降至原始地层压力的2030%，转蒸汽驱初期很难建立较大的生产压差，不利于提高油井排液量；2、蒸汽吞吐后油井存水量较高。高3块回采水率26.9%，目前平均单井地下存水量高达1.3910t（2006年底）。油井存水量高，蒸汽驱初期，生产井含水率高；注入井存水量大，则耗损大量注入蒸汽的热量，不利于实现有效的蒸汽驱开采；3、蒸汽吞吐后转蒸汽驱初期，由于油层动用的不均衡以及由于注入蒸汽加热存水，造成注入蒸汽干度低，因而易造成热水窜进，油井产量低；4、蒸汽吞吐转蒸汽驱初期，由于冷油带的推进，生产井井底有一个短暂的温降过程，渗流阻力大，不利于提高油井的排量。针对上述问题，为了提高蒸汽驱开发效果，提出了“火烧段塞+蒸汽驱”组合式开发技术。,（四）、,火烧段塞+蒸汽驱开采,五、不同类型稠油油藏开采方法,火烧段塞+蒸汽驱开采是指稠油油藏蒸汽吞吐后，在所选定的注采井网条件下，注入井点火连续注空气（或富氧），油层燃烧100200d，形成一个小段塞，而后注入井改注高干度蒸汽，进行蒸汽驱或不稳定蒸汽驱开采。由于段塞尺寸小，火烧油层段塞时间在整个开采周期中仅占5%10%，期间采出油量约占阶段采油量的4%8%，因而火烧段塞+蒸汽驱属于以蒸汽驱开采方式为主的组合式开采技术。,（四）、,火烧段塞+蒸汽驱开采,五、不同类型稠油油藏开采方法,火烧段塞+蒸汽驱正是利用了火烧油层开采机理，特别是燃烧带400800高温，使之火烧