稠油蒸汽吞吐技术
稠 油 蒸 汽 吞 吐 技 术
- 1 - 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
- 2 - 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：
汽相占有的质量分数称为蒸汽的干度，用X表示。 - 3 - 一般直流式注汽锅炉出口的干度控制在80%，而不是再高；因为这可使炉管中有20%左右的水相，以携带走结垢物质，防止结垢。
2.湿饱和蒸汽的热焓（或比热焓）
Hs=Xs·Lv+Hws
式中：
Hs——总热焓
Xs——蒸汽干度
Lv——汽化潜热焓
Hws——水的显热焓
由图中看出：
·显热随压力增加而增加，汽化潜热随压力增加而减小；
·当1MPa时，汽化潜热占总热焓的近5/6，显热仅占1/6；
当20Mpa时，汽化潜热占总热焓的1/4，显热占3/4；
这也是为何千方百计降低注汽压力的原因之一。
3.不同压力、不同干度的热焓
由图中看出： - 4 - ·在相同压力下，蒸汽干度越高，热焓越大；
·随压力升高，汽化潜热焓和显热焓的差值变小。
4.湿饱和蒸汽的比容：
饱和蒸汽比容：
单位重量的饱和蒸汽
占据的体积：Vs
饱和水的比容：
单位重量的饱和水
占据的体积：Vw
湿饱和蒸汽的比容Vws就是干蒸汽与饱和水的比容之和。
Vws=Xs·Vs+（1-Xs）Vw
由图中看出：
·蒸汽的比容远比饱和水的比容要大得多；
·干度越高，比容越大，波及体积越大，加热范围越大；
·随着压力升高，蒸汽比容与饱和水的比容差值变小。例如：1Mpa时，蒸汽比容是饱和水比容的近200倍，而20Mpa时只有近2倍。
所以注湿蒸汽，一是追求高干度，二是千方百计追求降低注汽压力。
5.要善于使用饱和蒸汽和水的热物理参数表。
实例一： - 5 - 实例一
在锅炉出口或井口上测得温度和压力值分别是
（1）温度为364℃，压力为20Mpa；
（2）温度为349℃，压力为18Mpa；
（3）温度为360℃，压力为17Mpa。 试判断其蒸汽状态
由表可以查出：
（1）测得值和查表完全吻合。说明资料真实准确。蒸汽是饱和状态。蒸汽有一定干度。
（2）当温度为349℃，其对应饱和压力应为16.8Mpa，而实测值为18Mpa，高于饱和压力，说明有几种可能：
·当锅炉出口确实是饱和蒸汽时，其压力、温度两值或其中一值肯定错误，或是假资料。
·若资料无误，锅炉出口肯定是热水而非湿蒸汽。
（3）当温度为360℃，其对应饱和压力应为19.2Mpa，而实测值为17Mpa，明显低于饱和压力，说明有几种可能：
·如果资料无误，说明锅炉出口已是过热蒸汽。这是锅炉安全操作所不允许的，将引起炉管结垢而破坏。
·若锅炉出口确实湿饱和蒸汽，其压力、温度两值或其中一值肯定错误，或是假资料。
实例二：
有某井注蒸汽，在锅炉出口测得压力为17Mpa，温度为350℃，干度为50%，在井口测得压力为16.8Mpa，温度为340℃。试判断井口蒸汽状态
由表可查出：锅炉出口压力，温度值是对的，说明确实是有一定干度的湿蒸汽。但井口压力是16.8Mpa时的饱和温度应为349℃，说明井口已不是湿蒸汽，而是热水。何以如此？一种可能长距离输送，管线裸露无保温，散热过多所致；二种可能中间半路分配，到这井口的量很小；三种可能，资料不准。 - 6 - 实例三：
有某井注蒸汽，井口蒸汽干度为50%，注汽压力为18Mpa，注入速度为8T/h，求出每天注入热量是多少？
解：每天注入热量∑Hs=24×qs×1000(Xs·Lv+Hws)
式中qs—注入速度T/h
Xs—干度
由表查出，当注入压力为18Mpa时，其对应的饱和水比焓Hws为1717KJ/kg
汽化潜热Lv为2523KJ/kg，则
∑Hs=24×8×1000（0.5×2523+1717）=571872000（KJ）
合：571872000÷4.1868×1000=1.36亿（大卡）
第三节 蒸汽吞吐技术
一、蒸汽吞吐概念
周期性的向油井口注入一定量的蒸汽，通过焖井，而后开井产油的一种开采方式。
注汽时，地层分为3个带：
蒸汽带、热水带和冷水带。
传热方式：
热对流是主要传热机理，
把蒸汽的热焓传递给油层。
热传导，油层的部分热量传
递给顶底盖层。
二、蒸汽吞吐机理
降粘作用：温度升高粘度下降。
解堵作用：高温高速蒸汽对近井储层的冲刷作用，可解除井筒附近钻井液等的污染。 降低界面张力：高温蒸汽将使油水界面张力降低，从而改善液阻和气 - 7 - 阻效应（即贾敏效应）。
热膨胀作用：高温将导致原油和水发生膨胀，也导致岩石膨胀，使孔隙体积减少，增加油的产出量。
三、适宜蒸汽吞吐的油藏条件
1.原油粘度：
高原油粘度：
·流动性差
·泄油半径小
·吞吐周期短
·采油量少
2.油层有效厚度
厚油层：
·周期长
·产量大
·油汽比高
薄油层：
·热损失大
·产量低
·油汽比低 - 8 -
3.净总厚度比
·净总厚度比：油藏有效厚度（净厚度）与油藏总厚度之比。
·净总厚度比越小，热损失越大，吞吐效果越差；
·经验认为：小于0.4时不适合吞吐开采。
4.原始含油饱和度
5.油层渗透率
6.边底水
- 9 -
7.蒸汽吞吐的筛选标准
四、适宜蒸汽吞吐的操作条件
1.蒸汽干度
2.注汽速度
- 10 -
3.周期注入强度
4.焖井时间
五、蒸汽吞吐开采规律
水平井、氮气及降黏剂辅助蒸汽吞吐技术——以准噶尔盆地春风油田浅薄层超稠油为例
２０１３年２月 石油勘探与开发
ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＥＸＰＬ０Ｒ Ｔ１０Ｎ ＡＮＤ ＤＥＶＥＬ０ＰＭＥＮＴ ＶＯ１．４０ ＮＯ．１ ９７
文章编号：１０００—０７４７（２０１３）０１．００９７．０６
水平井、氮气及降黏剂辅助蒸汽吞吐技术
以准噶尔盆地春风油田浅薄层超稠油为例
王学忠，王金铸，乔明全
（中国石化胜利油田分公司新春采油厂）
基金项目：国家科技重大专项（２０１１ＺＸ０５００２．００２）；胜利油田科技项目“浅层超稠油油藏ＨＤＮＳ开发技术研究’’（ＹＫＹｌｌ０７）
摘要：针对准噶尔盆地春风油田埋藏浅（４００￣５７０ｍ）、地层温度低（２２￣２８℃）、储集层薄（２～６ｍ，平均３．５ｍ）、 地下原油黏度高（５０ ０００￣９０ ０００ ｍＰａ・Ｓ）但热敏性好、适合热采的特点，提出了综合水平井、降黏剂、氮气、蒸
汽的复合开发稠油方式（ＨＤＮＳ），并在排６０１砂体北部实施了ＨＤＮＳ开发先导试验。结果表明：油套环空注氮气，
可起到隔热作用；利用氮气膨胀性高的特点，补充地层能量；地层内氮气向上超覆，对地层有保温作用。ＨＤＮＳ各 要素的综合作用显著提高了蒸汽波及体积、驱油效率和原油流动能力，降低了原油黏度。春风油田应用ＨＤＮＳ技术
已经建成产能４０ｘ１０ ｔ，采油速度３ ０％，实现了低品位浅薄层超稠油的高速高效开发。图２表６参１９
关键词：浅薄层；超稠油；强化热采；水平井；蒸汽吞吐；氮气；油溶性降黏剂
中图分类号：ＴＥ３５７．４ 文献标识码：Ａ
Ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌ ｗｅｌｌ，ｎｉｔｒｏｇｅｎ ａｎｄ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｅｒ ａｓｓｉｓｔｅｄ ｓｔｅａｍ ｈｕｆｆ ａｎｄ ｐｕｆｆ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ：
Ｔａｋｉｎｇ ｓｕｐｅｒ ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｉｎ ｓｈａｌｌｏｗ ａｎｄ ｔｈｉｎ ｂｅｄｓ，Ｃｈｕｎｆｅｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ，Ｊｕｎｇｇａｒ Ｂａｓｉｎ，
ＮＷ Ｃｈｉｎａ，ａｓ ａｎ ｅｘａｍｐｌｅ
河南油田超稠油油藏热化学辅助蒸汽吞吐技术研究
第４卷第１期 油气藏评价与开发 ＲＥＳＥＲＶＯＩＲ ＥＶＡＬＵＡＴＩＯＮ ＡＮＤ ＤＥＶＥＬＯＰＭＥＮＴ ２０１４年２月
河南油田超稠油油藏热化学辅助蒸汽吞吐技术研究
李星，关群丽，费永涛，胡德鹏，黄郑
（中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院河南郑州，４５００１８）
摘要：超稠油油藏开发是世界性难题，河南油田利用热化学辅助蒸汽吞吐技术成功实现了超稠油油藏的高效开发。分析 了氮气和降黏剂改善蒸汽吞吐效果的机理，通过室内实验方法评价优选降黏剂，应用数值模拟方法进行了注汽强度、氮气 注入量、降黏剂注入量等因素对开发效果影响的研究。该技术在河南油田超稠油油藏开发中得到了广泛应用，平均单井 周期产油量提高１ｌ７ｔ，含水率降低８％，油汽比提高０．１２，取得了良好的开发效果，具有一定的借鉴意义。 关键词：超稠油；热化学；氮气；降黏剂；数值模拟 中图分类号：ＴＥ３５７．４ 文献标识码：Ａ
Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｎ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ ｔｈｅｒｍｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ ａｓｓｉｓｔｅｄ ｓｔｅａｍ ｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｉｎ Ｈｅｎａｎ ｅｘｔｒａ－
ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ
Ｌｉ Ｘｉｎｇ，Ｇｕａｎ Ｑｕｎｌｉ，Ｆｅｉ Ｙｏｎｇｔａｏ，Ｈｕ Ｄｅｐｅｎｇ ａｎｄ Ｈｕａｎｇ Ｚｈｅｎｇ
（ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＲｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆＨｅｎａｎ ＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＳＩＮＯＰＥＣ，Ｚｈｅｎｇｚｈｏｕ，Ｈｅｎａｎ ４５００１８，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ ｅｘｔｒａ—ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｓ ａ ｗｏｒｌｄｗｉｄｅ ｐｒｏｂｌｅｍ．ｗｈｉｌｅ Ｈｅｎａｎ ｅｘｔｒａ—ｈｅａｖｙ ｏｉ１ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ａｃｈｉｅｖｅｓ ｈｉｇｈｌｙ ｅｆｆｉｃｉｅｎｔ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｂｙ ｕｓｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｏｆ ｔｈｅｒｍｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ ａｓｓｉｓｔｅｄ ｓｔｅａｍ ｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎ．Ｔｈｉｓ ｐａｐｅｒ ａｎａｌｙｓｅｄ ｔｈｅ ｍｅｃｈａ－ ｎｉｓｍ ｏｆ ｕｓｉｎｇ ｎｉｔｒｏｇｅｎ ｇａｓ ａｎｄ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｅｒ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｓｔｅａｍ ｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，ｅｖａｌｕａｔｅｄ ａｎｄ ｏｐｔｉｍｉｚｅｄ ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｅｒ ｔｈｒｏｕｇｈ ｉｎｄｏｏｒ ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，ｒｅｓｅａｒｃｈｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ ｓｔｅａｍ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｉｎｔｅｎｓｉｔｙ，ｎｉｔｒｏｇｅｎ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ，ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｅｒ ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｏｎ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｅｆｆｏｒｔｓ ｂｙ ａｄｏｐｔｉｎｇ ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ．Ａｆｔｅｒ ｗｉｄｅｌｙ ａｐｐｌｙｉｎｇ ｔｈｉｓ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｔｏ Ｈｅｎａｎ ｅｘｔｒａ—ｈｅａｖｙ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒ— ｖｏｉｒ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ａｖｅｒａｇｅ ｃｙｃｌｅ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｓｉｎｇｌｅ ｗｅｌｌ ｉｎｃｒｅａｓｅｄ １ １７ ｔ，ｗａｔｅｒ ｃｕｔ ｄｅｃｒｅａｓｅｄ ８％，ａｎｄ ｇａｓ ｏｉｌ ｒａｔｉｏ ｉｍｐｒｏｖｅｄ ０．１ ２．Ｔｈｉｓ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｃｈｉｅｖｅｓ ｇｏｏｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｅｆｆｅｃｔｓ ａｎｄ ｈａｓ ｓｏｍｅ ｇｕｉｄｉｎｇ ｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｃｅ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ｅｘｔｒａ—ｈｅａｖｙ ｏｉｌ，ｔｈｅｒｍｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，ｎｉｔｒｏｇｅｎ ｇａｓ，ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ ｒｅｄｕｃｅｒ，ｎｕｍｅｒｉｃａｌ ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ
蒸汽吞吐及蒸汽驱开发适应条件
1 蒸汽吞吐及蒸汽驱开发适应条件 一、蒸汽吞吐开发的适用条件 1、在目前成熟的工艺技术条件下能成功进行蒸汽吞吐开发的油藏 （1）油层温度下脱气原油粘度为50~10000 mPa.s。 （2）油层深度小于1600m。 （3）油层纯厚度或有效厚度大于10m，对浅层（小于500m）要大于5m。纯厚度的渗透率、孔隙度下限值必须符合（4）、（5）。油层纯厚度与总厚度之比值，即纯总厚度比要大于0.40。 （4）油层孔隙度要大于20%，同时原始含油饱和度要的大于或等于50%，储量系数不小于10×104t/（km2.m）。 （5）油层渗透率要大于200×10-3μm2。低于此值为低渗透稠油油藏（不同于普通油藏）。 2、在目前已成熟的工艺技术条件下采用蒸汽吞吐开发经济效益较差但仍可采用的油藏 油藏温度下脱气原油粘度为10000~50000 mPa.s，属于特稠油，其它条件同1。 为改善吞吐效果，需采用特殊的蒸汽吞吐辅助技术，如化学降粘剂预处理、加热预处理、高压注蒸汽形成微裂缝、井筒采用空心抽油杆加热降粘、特种抽油泵等。这些技术是现实有效的。 3、在目前工艺技术条件下不适宜蒸汽吞吐或开发效益甚差的油藏 （1）油层温度下脱气油粘度超过50000 mPa.s，即超稠油，常规蒸汽吞吐开发有一点的困难或经济效益差，推荐采用水平井热采。 2 （2）普通稠油，深度小于1600m，但纯油层厚度小于5m，或纯总厚度比小于0.40。 （3）油层渗透率较低，小于200×10-3μm2，这种油层注汽容易，但回采很困难。 （4）深度大于1600m甚至超过2000m，国内已有新发现油藏，虽属普通稠油，但现有井筒隔热技术不能达到井底有足够蒸汽干度的要求，需采用其它井筒隔热技术。 （5）原始底水层厚度大于含油层厚度的稠油油藏，国内已发现，而且底水很活跃。不宜采用打直井热采。 （6）裂缝性基岩稠油油藏，国内已有这类稠油油藏，裂缝孔隙度在8%以下，注蒸汽几乎无效。 二、适宜于蒸汽驱开采的油藏条件 1、目前中国稠油热采技术、经济条件下适宜于进行蒸汽驱的油藏主要地质条件（指打常规直井开采） （1）油层温度下脱汽原油粘度在10000 mPa.s以下，也即普通稠油。 （2）油藏埋藏深度在1400m以内。目前井筒隔热技术能保证蒸汽干度在50%以上的深度是1400m，对1600~1700m深度（高升油田）还处在技术改进中。 （3）油层纯厚度或有效厚度（渗透率下限值为200×10-3μm2）在10m以上，对多层状油层纯总厚度比应大于0.5。 （4）孔隙度及含油饱和度仍按前述筛选标准，即孔隙度大于20%；起始含油饱和度Soi＞50%，φ×Soi＞0.10。需要注意的是，在蒸汽吞 3 吐开采后期，如果吞吐采出程度在20%左右，一般油藏的平均剩余油饱和度为50%左右。但主力油层的剩余油饱和度肯定低于平均值。因此，需根据新的取心资料及开采动态资料重新核实储量、剩余油饱和度，并研究剩余油分布规律。汽驱开采的主要层起始含油饱和度要在45%以上。 （5）油层渗透率要在200×10-3μm2以上，纵向渗透率变异系数要小于0.36，渗透率级差小于10。 2、在蒸汽吞吐开采阶段产生的不利于蒸汽驱的条件： （1）对多层油藏，油层纵向渗透率差异过大，对蒸汽驱效果影响极大。蒸汽带沿高渗透带过早地突破，缩短开发期。减少产油量，大幅度降低油气比及采收率。 （2）在蒸汽吞吐开采阶段已产生严重的蒸汽窜流通道，对转蒸汽驱开采十分不利。它将使汽驱开发期缩短，产油量下降，油气比及采收率降低。此类油藏转入汽驱开采必须要有有效地封堵与控制汽窜的措施。 （3）蒸汽吞吐回采水率对蒸汽驱开采效果有较大影响，吞吐回采水率越低，在汽驱初期，注入井及生产井近井地带存水越多，导致转驱后油层加热效率降低，生产井排谁期长，即低产期长，开发效果差。因此，对吞吐回采水率低于40%的油藏，应及早采取措施。对加密吞吐开发的采油井应减少吞吐周期。 （4）边、底水较为活跃的油藏，由于边水侵入和底水锥进，对蒸汽驱产生不利影响。适宜蒸汽驱开采的油藏，其水体体积不应大于 4 5倍油体体积，在吞吐开采及汽驱初期应采取有效的排水措施。 （5）油井井底及油层损害将会导致生产及注入指数降低，油层供液能力下降，延长低产期，降低产油量及油气比。对吞吐阶段产生的这种油层损害要有足够的重视及防治措施。 3、选择具体油藏转入蒸汽驱开采的条件。 技术决策者不仅要考虑油藏地质条件，还要分析吞吐开采中出现的动态因素，更要着眼于利用现有的配套技术及近期能够采用的各种措施。需考虑的措施有： （1）选择由吞吐开采转入汽驱的最佳时机及极限时机。认为每个具体油藏都存在这种时机。如果在蒸汽吞吐中期，当蒸汽窜流通道或注采井之间热通道还未完全形成时转汽驱；边、底水活跃油藏水侵加剧前及早从油水过渡带开辟连续注汽井排，提高油层压力，减缓水侵速度；回采水率低的油藏，及早采取强排水措施，并及早转入汽驱；对多层状油藏及早采用分层注汽技术转汽驱。 （2）对于目前已确定加密吞吐开采的区块，对加密的井网选择、注采井别、加密井吞吐周期限制等，需要按争取转入蒸汽驱的要求考虑，这是最后能选择蒸汽驱开采的机遇。 （3）对预测转汽驱有风险的油藏，主要着眼于采用现有配套的工艺技术并集中力量短期内试验新技术，要有进攻性的决策及技术。 4．适宜于蒸汽吞吐后热水驱的条件 1) 油藏条件 （1） 油层深度小于2000m。 5 （2） 原油粘度（油层温度下脱气原油）小于2000mPa.s。 （3） 油层有效厚度10m，纯总厚度比不小于0.40。 （4） 孔隙度φ≥20%，起始油饱和度Soi＞45%或φ×Soi＞ 0.10。 （5） 渗透率不小于200×10-3μm2。 2）注热水㣅的其他条件 （1） 井网、井距按蒸汽驱模式设计。 （2） 注热水温度大于250℃。 （3） 注热水压力、速度与蒸汽㣅要求相同： a、采注比大于1.0； b、采用井筒隔热技术，井筒热损失率小于15%。 5．适宜于蒸汽吞吐后热水＋氮气泡沫剂驱的条件 1）油藏适宜条件 （1） 油藏深度小于2000m。 （2） 原油粘度（油层温度下脱气原油）小于2000 mPa.s。 （3） 油层有效厚度大于10m，纯总厚度比不小于0.40。 （4） 孔隙度φ≥20%，起始油饱和度Soi≥0.45。 （5） 渗透率大于200×10-3μm2。 2）工艺要求 （1）采用价格便宜的耐高温（200℃以上）发泡剂及制氮机。 （2）井网、井距按热采要求，已经过蒸汽吞吐开采。 （3）采用井筒隔热技术，减小井筒热损失。 6 （4）注热水温度200℃左右，使油水粘度比降至50以下。 6、适宜于蒸汽吞吐后热水＋化学剂（表面活性剂）驱的条件 （1）油藏适宜条件 和热水、氮气泡沫剂相同。 （2）工艺要求 a、热水温度视原油粘度而定，油水粘度比控制在50以下。 b、为减少化学剂用量，可采用段塞式加入。 辽河油田稠油吞吐、汽驱条件，我正在收集中。
应用粘温模型计算超稠油油藏蒸汽吞吐阶段技术可采储量
第ｌ４卷第２期 ２００７年４月 特种油气藏 Ｓｐｅｃｉａｌ Ｏｉｌ ａｎｄ Ｇａｓ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｖ０１．１４ Ｎｏ．２ Ａｐｒ．２００７
文章编号：１００６—６５３５（２００７）０２—００７９—０２
应用粘温模型计算超稠油油藏
蒸汽吞吐阶段技术可采储量
于 军，郑宏英，黄祥光，陈淑凤，王飞宇
（中油辽河油田公司，辽宁盘锦１２４Ｏ１０）
摘要：根据美国材料试验学会制定的标准粘温关系曲线，建立蒸汽吞吐阶段累计注汽量与累计 产油量之间的粘温模型。采用迭代法，通过数学推导，得到已开发超稠油油藏的技术可采储 量。该模型为同类型油藏的合理开发提供理论依据，并完善了辽河油区稠油油藏技术可采储 量计算方法系列。 关键词：粘温模型；超稠油油藏；蒸汽吞吐；技术可采储量
中图分类号：，ＩＥｌ５５ 文献标识码：Ａ
前言
稠油在国际上被称为重油及沥青砂。稠油注
蒸汽开采是２０世纪６０年代初在国际上发展起来
的一项新技术。国外一些稠油生产大国（如美国、
加拿大、委内瑞拉等）经过较长时间的实践，积累了
大量的稠油开发经验，形成了一套比较合理的蒸汽
吞吐及蒸汽驱开发程序…。２０世纪７０年代初期发
现辽河油区稠油，８０年代初高升油田蒸汽吞吐试
验获得成功。１９８５年以后蒸汽吞吐技术得到全面
发展。９０年代以来，又相继开发了曙光油田和小洼
油田的超稠油油藏，使辽河油区稠油开采水平又上
了一个新台阶。 目前，国内已有的技术可采储量计算方法（如
ＨＣＺ模型等）只适用于普通热采稠油油藏和特稠油
油藏［２ ，而超稠油油藏技术可采储量计算方法还
处于探索阶段。为此，笔者通过对美国材料试验学
会ＡＳＴＭ（Ａｍｅｒｉｃａｎ Ｓｏｃｉｅｔｙ ｏｆ Ｔｅｓｔｉｎｇ Ｍａｔｅｒｉａｌｓ）制定
的标准粘温关系曲线，建立蒸汽吞吐阶段累计注汽
量与累计产油量之间的粘温模型。采用迭代法，通
过数学推导，确定已开发超稠油油藏的技术可采储
量。经实例验证表明，该模型的结果更符合实际，
井下自生泡沫辅助蒸汽吞吐开采稠油研究
第１２卷第１４期２０１２年５月 １６７ｌ一１８１５（２０１２）１４—３４５７—０４ 科学技术与工程
Ｓｃｉｅｎｃｅ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｏ１．１２ Ｎｏ．１４ Ｍａｙ ２０１２ ＠２０１２ Ｓｃｉ．Ｔｅｃｈ．Ｅｎｇｒｇ．
井下自生泡沫辅助蒸汽吞吐开采稠油研究
张影 马海禹 闻守斌 吴润桐
（东北石油大学石油工程学院 ，大庆１６３３１８；中油辽河油田分公司浅海石油开发公司 ，盘锦１２４００１）
摘要针对多轮次蒸汽吞吐井储层条件变差、周期产量递减快的问题，开展了井下自生泡沫辅助蒸汽吞吐技术研究。主要
进行了自生气源催化反应控制、抗高温起泡剂筛选及自生泡沫体系配方的优化研究。优化后的配方中各种药剂的质量分数
如下：ＮａＮＯ２（２０ｗｔ％）、ＮＨ４Ｃ１（１６ｗｔ％）、ＡＯＳ（０．３ｗｔ％）、ＣＨ３ＣＯＯＨ（０．０２ｗｔ％）。在辽河油田３口蒸汽吞吐井进行了现场试
验，试验周期稠油产量较上周期增加２１．７６％一２９．７１％，增产效果明显。
关键词稠油 蒸汽吞吐 自生泡沫
中图法分类号ＴＥ２５４．４ ＴＥ３９； 文献标志码Ａ
蒸汽吞吐是我国目前稠油开采的主要方式之
一。随着蒸汽吞吐轮次的增加，稠油油藏的非均质
性增强，注入蒸汽的利用效率也随之大大降低。在
注入蒸汽前，注入适量的耐高温泡沫，可以对高渗、
枯竭层起到封堵作用，使后续注人的蒸汽转向低渗
透或动用程度低的层位，从而提高蒸汽的利用效
率，可提高本轮次吞吐的稠油产量…。传统的注泡
沫方法需要在地面配制泡沫，之后注入井下，工艺
和设备复杂。本文拟研究“井下自生泡沫体系”，采
用常规入井工艺将液体药剂注入油层，随着后续蒸
汽的注入，油层温度升高，靠热量与酸液共同引发
产气化学反应，在井下自动生成泡沫，起到辅助蒸
汽吞吐作用，同时简化了施工丁艺。
１井下自生气源的确定
氯化铵与亚硝酸钠发生氧化还原反应时，产生
氮气并放出大量热。该反应体系的这一特性已经
超稠油蒸汽吞吐生产特点及措施对策——以辽河油田曙一区为例
第２６卷第１期 ２０１２年２月 资源环境与工程 Ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ＆Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｖｏ１．２６，Ｎｏ．１ Ｆｅｂ．，２０１２
超稠油蒸汽吞吐生产特点及措施对策
——以辽河油田曙一区为例
马占河
（中石油辽河油田公司，辽宁盘锦 １２４０１０）
摘要：超稠油蒸汽吞吐生产过程可划分为不同的阶段，充分认识各阶段的生产规律及存在的主要问题， 制定相关措施对策对于超稠油油藏的高效开发有着重要的意义。通过曙一区超稠油蒸汽吞吐生产特征的研 究，总结了超稠油蒸汽吞吐的生产规律，理清了不同生产阶段各项生产参数的变化趋势；分析了各吞吐阶 段存在的问题，并结合油藏实际，制定相应对策，指导曙一区超稠油的高效开发，对同类型超稠油油藏蒸 汽吞吐开发具有较强的借鉴意义。 关键词：超稠油；蒸汽吞吐；生产规律 中图分类号：ＴＥ３４５ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１６７１—１２１１（２０１２）０１—００７１—０４
０ 引言
辽河油田曙一区原油具有高密度、高粘度的特性， 在原始状态下不能流动¨Ｊ，属于高丰度大型超稠油油
藏，主要采用注蒸汽吞吐方式开采。蒸汽吞吐开发从
初期注汽到油井最后衰竭可划分为不同的开发阶 段 Ｊ，各个阶段的生产特点存在较大差异。因此，有必
要研究超稠油油藏蒸汽吞吐各开发阶段的生产特征，
分析存在的主要问题，制定相关措施对策，指导超稠油
油藏蒸汽吞吐开发。
１地质特征研究
曙一区位于辽河坳陷西部凹陷西部斜坡带中段，
主要含油层为古近系的沙河街组的兴隆台油层和馆陶 组的馆陶油层，油藏埋深５５０～１ １５０ ｍ。在油藏特征
上，研究区油藏属正常温压系统、高孑Ｌ高渗型储层。馆
陶油层平均孔隙度３６．３％，渗透率５．５４／ｚｍ ；油藏地 层压力系数约为０．９５。在流体特征上，原油全分析统
计结果表明，２０℃时原油密度一般＞１ ｇ／ｅｒａ ，５０ ｃ【＝时
地面脱气原油粘度一般在５×１０ 一２３×１０ ＭＰａ・ｓ。
蒸汽吞吐伴注防膨剂技术在敏感性稠油油藏中应用试验
蒸汽吞吐伴注防膨剂技术在敏感性稠油油藏中应用试验X
马 骁
(胜利油田东胜精攻石油开发集团股份有限公司,山东东营 252400)
摘 要:金家油田沙一段油藏类型属地层岩性油藏,具有油稠、出砂、净总比小、粘土矿物含量高、强
水敏等特征。室内实验表明:金家油田原油粘度对温度敏感性强,有良好的热采开发前景。但经过蒸汽
吞吐试验后发现,单纯的蒸汽吞吐效果与方案设计指标,以及与类似稠油油藏开发效果对比差距较大,
表现为油汽比太低,阶段采出程度少等方面。通过对金家油田沙一段真实岩心的评价实验和填砂模型进行蒸汽伴注防膨剂吞吐实验,摸索不同的驱替方式和注入参数,研究适合沙一段油藏类型的开发方式。
通过评价实验表明:在注入体积相同的情况下,岩心在常温蒸馏水和高温蒸汽驱替时表现出不同的渗透
率下降,但是高温蒸汽注入时,渗透率下降相对较少。通过对真实岩心加工过的填砂管实验模拟研究发
现,通过高温注汽时伴注高效防膨剂SLAS-3能够实现高油汽比,采出程度也相比普通蒸汽吞吐要高
14%。目前,注蒸汽伴注高效防膨剂技术已经在金家油田金10-平1井取得良好的应用效果,进而也为
下一步解决金家油田沙一段高储低产的开发现状提供了良好的借鉴意义。
关键词:水敏性;蒸汽吞吐;矿场试验;高效防膨剂
中图分类号:TE345 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)09—0137—03
金家油田沙一段纵向上分Es11、Es12、Es13、Es14
四个砂层组12个小层,其中2砂组为4个小层。沙一
段探明地质储量2347万t,其中2032万t未动用,油
层埋深700～950m。具有储层薄(单层1-2m)、渗透
率低(200-1500)、非均质强、粘土含量高(24%)、水
敏性强(蒸馏水测渗透率只有气测渗透率5%)、原油稠等特点,强水敏是油田开发的制约点。
1991年金10块蒸汽吞吐开发,1999年由于油
价低、产能低、成本高而全面停产。1993-1996年曾
在金10块三个井组进行了火烧油层试验,效果不理
稠油热采注蒸汽参数优化
稠油热采注蒸汽参数优化
摘 要：蒸汽吞吐是稠油开发的有效方法，本文综合国内外的研究成果，论述了影响蒸汽吞吐效果的主要因素：蒸汽注入量、注汽速度、蒸汽干度、焖井时间和蒸汽吞吐周期次数等，对稠油开发以及理论研究具有积极的意义。
关键词：稠油 热采 蒸汽吞吐 影响因素
一、引言
蒸汽吞吐是一种使油井产能提高的有效强化采油方法，它的实质在于注入的蒸汽加热油层，改变油层及流体性质，从而使油层温度、压力和饱和度三者发生综合变化。蒸汽吞吐效果的好坏则取决于各种油层因素和作业因素。
二、影响蒸汽吞吐效果的主要因素
1.第一周期注汽强度
注汽强度即单位油层厚度的周期注汽量。注入量在整个吞吐阶段对开发效果都有重大影响，随着注入量的增加，加热半径增大，增产效果变好。由于吞吐阶段的主要能量来自地层压实作用，周期注入量的大小是实际地层孔隙体积和上覆地层压力来确定的，当注入量增加到一定值后，增产效果不再明显，这主要是由于随着吞吐周期增加，近井地带含水饱和度增加，注进的蒸汽大部分热量用来加热近井地带的水，加热半径难以继续扩大，采油越来越少，采水越来越多。设定一个注汽速度值，在井底干度一定的条件下，分别对第一周期的几个注汽强度进行数值模拟计算。从产油指标看，随着注汽强度增加，周期产油量增加。当注汽强度大于一定值以后，周期产油量增幅变小，曲线趋于平缓。从油气比指标看，注汽强度为一个值时，油气比最高，注入强度再增加，油气比反而下降，因此存在一个最佳第一周期注汽强度，可以通过数值模拟得出。根据稠油热采开发经验，在生产过程中，注汽强度直接影响到蒸汽吞吐的开发效果。在一定范围内，任一周期的产油量与蒸汽注入量成正比。对于具体的稠油油藏来说，蒸汽注入量有一个最优的范围。注汽量太小，周期累积产油量低；注入量越大，加热范围越大，原油产量越高。但注入量过高，使得油井停产作业时间延长，可能造成地层中原油被推向远离井底的地方，导致油汽比下降。
2.注汽速度
新型高温化学驱油技术改善超稠油蒸汽吞吐开采效果
２００８年１０月 石油地质与工程 ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ ＧＥＯＬ（）ＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２２卷 第６期
文章编号：１６７３—８２１７（２００８）０６—００８９—０２
新型高温化学驱油技术改善
超稠油蒸汽吞吐开采效果
李秀敏，范宏岩
（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦１２４０１０）
摘要：高温化学驱油剂是由尿素、催化剂、聚合物、表面活性剂等物质复配而成，该技术主要是利用注入到地层内的 化学驱油体系，在地层条件下发生反应生成的ＣＯ２气体及其反应生成物、表面活性荆的协同效应，达到提高地层压 力、补充地层能量，提高蒸汽波及体积和提高驱油效率的作用，提高油井产量。该项技术的成功应用，为改善超稠 油高轮井吞吐效果提供新的技术途径，在稠油开采领域具有广阔的应用前景。 关键词：高温化学驱油荆；表面活性荆；聚合物；超稠油；驱油效率；蒸汽吞吐 中图分类号：ＴＥ３５７．４３ 文献标识码：Ａ
曙一区超稠油井经过１０多年开发，大部分蒸汽
吞吐井开采已进入中后期，平均轮次在１Ｏ轮以上， 暴露出来油层动用不均，地层压力下降、地层亏空加
大、地层存水增多等矛盾，从而导致超稠油高轮次井
周期产量、油汽比逐轮下降，使蒸汽吞吐效果逐轮变
差。针对上述影响超稠油蒸汽吞吐开采效果变差的 因素，近几年研究成功的三元复合吞吐、蒸汽吞吐添
加剂等技术，利用气体增压、助排、降粘、调剖等综合
作用对改善高轮井的吞吐效果发挥了重要的作用，
但这些措施在油井连续实施３、４周期以后增产效果
重新下降。为了进一步提高超稠油高轮井蒸汽吞吐
效果，有必要对这类利用气体增压、化学助排辅助蒸 汽吞吐口 的增产技术进行进一步完善，为此研制开
发了高温化学驱油剂技术来解决稠油吞吐中、后期 开采效果变差这一技术难题。
１ 主要机理
１．１调剖作用 原有自生气体驱油技术主要由尿素、催化剂、表
面活性剂等物质组成。增压助排效果明显，但调剖
作用较差，为此在原有技术基础上，增加了聚合物体 系，起到稳定泡沫体系，又增加调剖功能的作用，并
边底水薄层稠油油藏低成本化学吞吐技术研究与应用
2019年02
月油田管理①箱形曲线，多为厚层块状砂岩，岩性较粗多为细砂岩，含油级别多为油浸级，水动力条件较强为水道沉积微相(图3)。②钟形曲线，多为中层正递变砂岩，岩性为细砂岩，含油级别多为油斑级别，水条件相对较弱的条件下沉积为水道侧缘及水道前缘微相沉积（图3）。③齿状组曲线：多出现薄互层砂泥交互的沉积，粒径较细多为泥质粉砂，粉砂质泥，含油级别低多为油迹及荧光波状纹层发育为水道间沉积（图3）。④平直曲线，曲线呈平直形出现在深灰色泥岩，油泥岩，中水平层理发育为浪激面以下深水沉积（图3）。6沉积相研究根据上述岩石相、测井相、地震相、砂岩沉积结构参数、构造特点、单井相分析、剖面相分析、砂体的几何形态等综合资料分析研究，本区沙三下Ⅱ油组储层只有中扇及外扇，缺少内扇的Walker深水扇模式。[2]根据Walker浊积扇沉积模式，可将中扇亚相分成水道微相、侧缘微相、水道间微相，前缘微相，其特点如下。a水道微相自然伽玛曲线为低值，形态为箱状或钟形（图3），与上覆、下伏泥岩为突变接触，单层砂岩厚度大，一般在8m－12m之间，平均在10m左右，沉积构造为块状层理、递变层理，岩性较粗，局部底部有粗砂及砾石，砾径大小不等，最大可达6mm，一般在2－3mm左右，总体为细砂岩，C值一般为0.32mm,粒度中值（Md）0.16mm，孔隙度为13.1%，渗透率一般为1.2×10-3µm2，含油级别一般在油浸以上。b水道间微相：是中扇水道之间的沉积，自然伽玛曲线呈锯齿状（图3），含泥质较多，与上下泥岩多呈渐变接触，砂岩厚度一般2－4m之间，沉积构造多呈波状层理。岩性较细多为粉砂岩，C值一般为0.24mm,粒度中值(Md)0.12mm,孔隙度一般为6%，渗透率一般为0.3×10-3µm2，含油级别一般为油迹或不含油。外扇亚相是扇中亚相向前消失的地区，沉积相对较细，水动条件较弱。可分为两个微相即侧缘微相及前缘微相。其特点如下：①侧缘微相：主要分布在水道两侧，自然伽玛曲线多呈钟形、漏斗形、对称形（图3），沉积厚度较薄，一般在4m－6m，沉积较细，为粉砂岩、细砂岩，C值一般为0.26mm，粒度中值（Md）0.14mm，孔隙度8.6%左右，渗透率一般为0.41×10-3µm2，含油级别多为油斑。②前缘微相：是水道向前延伸而消失的地区，其沉积特征、岩性、沉积构造与侧缘微相基本相同，C值一般为0.28mm，粒度中值（Md）一般为0.15mm，孔隙度一般为12.2%，渗透率一般为10.2×10-3µm2,含油级别一般为油斑。7结论五号桩油田桩66块沙三下亚段为深湖浊积岩沉积，物源为北部的桩西潜山和南部的孤岛凸起。亚相类型为中扇和外扇，包括水道微相、水道间微相、侧缘微相和前缘微相4种微相类型。参考文献：[1]张建宁.牛庄洼陷浊积岩砂体储层物性地震预测[J].石油地球物理勘探,2005(06):716-720+731+20-21.[2]朱筱敏.沉积岩石学[M].北京:石油工业出版社.2008,9.作者简介：娄凤芹（1987-），女