特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术
特稠油油藏注氮气可行性分析
特 稠 油 油 藏 注氮 气 可 行 性 分 析
杜殿 郭 青 发 王 青 张 亮 达 姜 林 石 友
（ 中国石油 大学 ， 山东青 岛 ２ ６ ５ ） ６ ５ ５
摘要 ： 蒸汽吞 吐是特稠油油藏 开采 的主要方 法， 但随着吞吐轮 次增加 ， 层能量下 降， 地 周期产 油减 少 ， 开采效果 变差。结合 新 疆九 ＋ 区地 质特 征 ， 建立理论模 型， 通过数 值模拟对 蒸汽吞吐后期 采取注 氮气改善吞吐 效果进行 可行 性分析 ， 对混 氮比、 注 入 时机 、 注入 方式 、 注入速度 等注 氮参数进行优 选。模拟 结果表明 ， 注氮气后单 井周期 产油量平 均提 高 ６ ４ ． ｔ含 水率平均降 １ ６ ， ９ 低 １％ 注汽过程 中注 氮气的方法 可在很 大程度上 改善超稠 油的开发效果 ， ５ 为有 效开发 此类难动 用储量提供借鉴 。 关键词 ： 特稠油油藏 ； 氮气辅助蒸汽吞吐 ； 数值模拟 ； 参数优选
ｉｔｇａｉｎｏ ｅｌｇｃｌ ｈ ｒｃ ｒ ｔ ｓ ｆ ｉ ７ ｌｃ ｎｉ ｇ Ｔ ｅ ｙｎ ｍｅｉ ｌ ｉ ｌｔ ｎ ｉａａ ｚｓ ｈ ａｉｉｔ ｊｃ ｎｅｒｔ ｆ ｏｏ ｉ ａａｔ ｉｉ ｕ ＋ｂｏ ｋｉ Ｘｉ ａ ． ｈｎｂ ｕ ｒ ａ ｓ ａ ｏ ，ｔ ｎ ｌ ｅ ｅｆ ｓ ｌｙｔ ｉ ｅｔ ｏ ｇ ａｃ ｅ ｓｃ ｏ Ｊ ８ ｎ ｊｎ ｃ ｍｕ ｉ ｙ ｔ ｅ ｂ ｉ ｏｎ
第３ ０卷 第 ６期
２０ ０ ８年 １ ２月
石 ห้องสมุดไป่ตู้
油 钻 采 工 艺
Ｖ０ － ０ ｌ ３ Ｎｏ ６ ． Ｄｅ ．２ ０８ ｃ ０
０Ｉ ＤＲＩ Ｌ ＬＬＩ Ｇ ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩ Ｎ ＯＮ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
文章 编 号 ： ０ ０ ３ ３（ ０ ８） ６ ０ ５ ５ １０ —７ ９ ２ ０ ０ —０ ７ —０
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。
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
石 油 勘 探 与 开 发
２ ０ １ ３年 ２月
ＰＥＴＲＯ ＬＥＵ Ｍ ＥＸＰＬ０Ｒ Ｔ１ ０Ｎ ＡＮ Ｄ Ｄ ＥＶ ＥＬ０ＰＭ ＥＮ Ｔ ＶＯ １ ． ４０ ＮＯ １
．
９ ７
文 章编号 ：１ ０ ０ ０ — ０ ７ ４ ７ （ ２ ０ １ ３ ） ０ １ ． ０ ０ ９ ７ ． ０ ６
ｒ ｅ ｄ ｕ ｃ ｅ ｒ ， ｎ ｉ ｒ ｔ ｏ ｇ ｅ ｎ ａ ｎ ｄ ｓ ｔ ｅ ａ ｍ ｌ ｆ ｏ ｏ ｄ ｉ ｎ ｇ（ Ｈ Ｄ ＮＳ ） ｗ ａ ｓ ｐ ｕ ｔ ｆ ｏ ｒ ｗ ａ ｒ ｄ ， ａ ｎ ｄ ｐ ｉ ｌ ｏ ｔ ｔ ｅ ｓ ｔ ｗ ａ ｓ ｃ ａ ｒ ｒ ｉ ｅ ｄ ｏ ｕ ｔ ｉ ｎ Ｎ ｏ ｒ ｔ ｈ ｅ ｍ Ｐ ａ ｉ ６ ０ １ ｓ ａ ｎ ｄ ｂ ｏ ｄ ｙ ． Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｓ ｕ ｌ ｔ ｓ
稠油开采技术
2、稠油油藏的基本特点
（1） 油藏大多埋藏较浅 （2） 储集层胶结疏松、物性较好 （3） 稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分 含量低 （4） 稠油中含蜡量少、凝固点低 （5） 原油含气量少、饱和压力低
3、稠油的分类标准
稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也 关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许 多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会 议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR） 推荐的稠油 分类标准如表所示：
4.4、出砂冷采
1、 出砂冷采的机理
（1）大量出砂形成蚯蚓洞 油层大量出砂后沿射孔孔道末端在高孔隙度区域形成蚯蚓洞，然后 继续沿储层内相对脆弱带向外延伸，形成蚯蚓洞网络。 （2）稳定泡沫油流动 由于气泡与流体一起流动，因此在冷采井中不会形成连续的气体通 道，因而在油藏内部没有能量消耗，压力不会迅速衰竭，气油比在多年 内都将保持一常数。
蒸汽的蒸馏作用 热膨胀作用
脱气作用
油的混相驱作用 溶解气驱作用 乳化驱作用
2、蒸汽驱适用的操作条件
（1）注汽速度 随着注汽速度的增加，蒸汽驱的采收率也会增加。但是当注汽速度达到 某一临界值后，采收率对注汽速度则不太敏感。 （2）注采比
蒸汽驱中注采比存在一个临界值，当注采比小于临界注采比时，蒸汽驱 采收率非常低，且对注采比不敏感；当注采比大于临界注采比时，蒸汽驱可 取得好效果，临界注采比一般干度越低，开发效果越差。 但注汽干度也存在一个临界值，当蒸汽干度大于此值时，蒸汽驱采收率对蒸 汽干度不敏感，都能取得好效果。临界注汽干度一般经验值为0.4。
3、 蒸汽驱的技术特点
（1）选择合适的试验井组 试验区应有连续的泥岩隔层，尽可能减少目的层垂向上的蒸汽窜流； 砂岩不宜过厚；砂体的顷角不要太大；砂岩应该较纯。
稠油热采技术现状及发展趋势
稠油热采技术现状及发展趋势稠油热采技术是一种针对油砂、重油等高粘度油藏开采的方法，通过供热使原油降低粘度，提高流动性，从而实现油藏的高效开发。
稠油热采技术包括蒸汽吞吐、蒸汽辗转、蒸汽驱等多种方法，下面将对其现状及发展趋势进行详细分析。
稠油热采技术的现状：1. 蒸汽吞吐技术：蒸汽吞吐是目前广泛应用的一种稠油热采技术，通过注入高温高压蒸汽使原油粘度降低，从而提高采收率。
蒸汽吞吐技术具有简单、成本较低的特点，适用于高温高压区块。
由于蒸汽吞吐技术存在注汽周期长、水汽云难以控制等问题，使得其效果受到限制。
2. 蒸汽辗转技术：蒸汽辗转技术是近年来发展起来的一种稠油热采技术，通过在油藏中形成蒸汽辗转的气体流动，使原油流动起来。
蒸汽辗转技术相比蒸汽吞吐技术具有注汽周期短、大面积覆盖等优势，适用于较大底水厚度的高粘度油藏。
目前，蒸汽辗转技术已在国内外一些油田中得到应用，取得了一定的效果。
3. 蒸汽驱技术：蒸汽驱技术以蒸汽为驱动剂，通过驱替作用将原油推向井口，实现油田的高效开发。
蒸汽驱技术具有可控性强、适应性好的特点，适用于不同地质条件的油藏。
目前，蒸汽驱技术广泛应用于国内外的重油油田中，取得了良好的开发效果。
稠油热采技术的发展趋势：1. 温度控制技术的发展：随着稠油热采技术的发展，越来越多的油田需要用到高温蒸汽进行开采，因此温度控制技术变得尤为重要。
发展更加精确、高效的温度控制技术，可以更好地实现稠油热采过程中的热能利用。
2. 系统集成技术的应用：稠油热采技术需要配套的供热、注汽、电力等设备，将来的发展方向是更加注重系统集成，在设计上更加合理地组合各个设备，实现能量的互通与优化利用。
3. 非常规能源的应用：随着能源的紧缺以及环保意识的增强，非常规能源作为替代能源的一种，未来在稠油热采技术中的应用将越来越广泛，比如生物质能源、太阳能、地热能等。
4. 人工智能技术的应用：人工智能技术能够模拟复杂的油藏开发过程并进行优化，可以实现稠油热采过程的自动化、智能化。
提高稠油采收率的主要方法和机理
提高稠油采收率的主要方法和机理摘要：本文探讨了注蒸气热采技术的主要方法，蒸气吞吐采油和蒸汽驱。
分别对两种采油方法的采油机理和采油技术进行论述，并对两项技术存在的问题及解决办法进行探讨。
关键词：稠油采收率原理采油技术稠油自20世纪50年代开始工业化生产，在短短的40多年时间里，稠油开采发展很快。
就目前稠油开采技术而言，稠油油藏开采可分为热采和冷采两类。
其中主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、化学降粘等方法为主，同时也开展了许多新的技术。
一、注蒸汽热采技术1、蒸汽吞吐采油机理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。
2、蒸汽吞吐采油技术工艺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。
图1 蒸汽吞吐工艺通常注入蒸汽的数量按水当量计算，注入蒸汽的干度要高，井底蒸汽干度要求达到50以上；注入压力及速度以不超过油藏破裂压力为上限。
3、蒸汽吞吐采油技术存在问题及解决办法由于蒸汽吞吐见效快，容易控制，工作灵活，因而得到了快速发展。
但一般经过几个周期的连续吞吐，含水饱和度的增加使油水比上升，吞吐效果将逐渐变差。
目前蒸汽吞吐技术存在的问题及解决的办法有：（1）热采完井及防砂技术热采完井方面主要存在的问题是套管变形。
针对出砂这一问题，通常采用的方法是利用绕丝管砾石充填防砂，但这种方法对细粉砂效果差，多次吞吐后易失败。
（2）注汽井筒隔热技术针对注汽过程中热量损失问题，研究应用了隔热技术，如使用超级隔热油管、绝热同心连续油管、隔热接箍、环空密封、喷涂防辐射层。
（3）注汽监控系统在注汽过程中，需要监测和控制蒸汽参数，以提高注汽的应用效果。
滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践
滨南采油厂稠油蒸汽驱技术的探索与实践摘要：提高超稠油的采收率是油田采油技术的一个关键难题，滨南采油厂稠油油藏一直采用蒸汽吞吐方式开采，产量递减幅度较大，制约了区块开发效果。
针对这一现状，本文结合滨南油田油藏的物性特点，对该区采用蒸汽驱进行了可行性研究，并进行了一系列先导试验，试验中共注了四个轮次的蒸汽段塞，累积产油2.6336×104t，油汽比达0.283，采出程度15.6%，取得了较好的汽驱试验效果。
关键词：超稠油蒸汽驱先导实验小井距滨南油田位于东营凹陷西北边缘，滨南-利津断裂带的西部，北依滨县凸起，南临利津洼陷。
主要为多油层、复杂断块低渗透油藏。
含油面积32.4km，地质储量7106万吨，可采储量1640万吨。
主要包括四套含油层系（沙一段、沙二段、沙三上、沙四下），其中沙二段、沙三下为主力油层，沙四上为高压低渗透油层，沙一段主要分布于滨一区东北部，面积较小。
油藏特征表现为：一，油层渗透率低，平均渗透率23.3×10um，非均质严重。
二，原油物性好（地下原油粘度12.4mps，地面原油相对密度为0.8972）。
三，油层天然能量不足，弹性产率低。
四，油藏水型以cacl2型为主，总矿化度65000mg/l。
一、蒸汽吞吐后期存在的主要问题1.吞吐周期数高，采出程度高该区两个老油田现有蒸汽吞吐井699口，平均单井吞吐高达7.8个周期。
其中：1～5周期307口，占43.9%；6～9周期163口，占23.3%；10周期以上井229口，占32.8%。
特超稠油加密吞吐采出程度平均高达25.8%，已普遍进入蒸汽吞吐后期阶段。
2.地层压力下降幅度大蒸汽吞吐进入后期，地层压力下降幅度大，据吞吐井常规测试，超稠油吞吐区块地层压力保持水平仅30.5～34.9%，相当于原始地层压力的三分之一。
3.排水期长，吞吐效果变差目前高周期吞吐排水期一般长达60～90天，井口出油温度大于45℃的生产天数仅占周期生产时间的13.2%，产量占22%，78%的产量是在周期后期低温期采出。
稠油热采技术探析或者浅谈稠油热采技术
稠油热采技术探析或者浅谈稠油热采技术摘要：依据稠油油田的特点，采取加热的方式，降低稠油的粘度，提高油流的温度，满足稠油油藏开发的条件。
热力采油技术措施是针对稠油油藏的最佳开采技术措施，经过油田生产的实践研究，采取注蒸汽开采，蒸汽吞吐采油等方式，提高稠油油藏的采收率。
关键词：稠油热采；工艺技术；探讨前言稠油热采工艺技术的应用，解决稠油油藏开发的技术难题，达到稠油开采的技术要求。
稠油热采可以将热的流体注入到地层中，提高稠油的温度，降低了稠油的粘度，达到开采的条件。
也可以在油层内燃烧，形成一个燃烧带，而提高油层的温度，实现对稠油的开发。
为了满足油田生产节能降耗的技术要求，因此，稠油开采过程中，优先采取注入热流体的方式，达到预期的开采效率。
1稠油热采概述稠油具有高粘度和高凝固点，给油田开发带来一定的难度。
采取化学降粘开采技术措施，应用化学药剂的作用，降低了油流的粘度，同时也会导致油流的化学变化，影响到原油的品质，因此，在优选稠油开采技术措施时，选择最佳热采技术措施，进行蒸汽驱、蒸汽吞吐等采油方式，并不断研究热力采油配套技术措施，节约稠油开发的成本，才能达到预期的开采效率。
2稠油的基本特点2.1稠油中胶质与沥青含量比较高，轻质馏分含量少稠油含有比例极高的胶质组分及沥青，轻质馏分比较少，稠油的黏度和密度在其中胶质组分及沥青质的成分增长的同时也会随之增加。
由此可见，黏度高并且密度高是稠油比较突出的特征，稠油的密度越大，其黏度越高。
2.2稠油对温度非常敏感稠油的黏度随着温度的增长反而降低。
在ASTM黏度-温度坐标图上做出的黏度-温度曲线，大部分稠油油田的降黏曲线均显现出斜直线状，这也验证了稠油对温度敏感性的一致性。
2.3稠油中含蜡量低。
2.4同一油藏原油性质差异较大。
3稠油热采技术的现状针对稠油对温度极其敏感这一特征，热力采油成为当前稠油开采的主要开采体系。
热力采油能够提升油层的温度，稠油的黏度和流动阻力得到了降低，增加稠油的流动性，实现降黏效果，从而使稠油的采收率变高。
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注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究
1、模型的建立 (1)注氮气井组 以980141井为中心，9口井， 模拟面积0.0441km2 垂向上划分7个层，其中第1、 3、5、7为隔层，第2、4、6层 为生产层模拟J3q22-1、J3q22-2、 J3q22-3层 不均匀网格：x×y×z= 30×36×7=7560个
注氮气改善蒸汽吞吐效果在新疆、辽河、胜利等油田已有应 用，取得了很好的效果；
大规模应用于克拉玛依九7+8区齐古组特超稠油油藏为国内尚
属首次，其注氮适应性、作用机理、操作参数有待深入研究； 开展特超稠油油藏注氮气提高采收率技术的数模科技攻关，
为改善特超稠油开采效果，提高吞吐阶段采收率，减缓超稠
油产量递减提供一条有效途径，同时对九 7+8 区及类似特超稠 油油藏的开发提供技术支持。
辽河油田 、克拉玛依、八面河油田面120区 块、乐安特稠油油藏有应用，但象九7+8区类 似粘度的油藏大规模开发还很少。
主要内容
一 二 三 四 五 六 七 八
前言 特超稠油开发技术及应用 研究区地质特征及开发现状 注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理 注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究 注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选 典型井区转换开发方式研究 认识与结论
九7区
九8区 合计
155.6017
30.7665
111.1224
706.4384 817.5608
2.3
1.8 1.9
0.20
0.21 0.21
72
77 76
7.3
9.2 8.9
781.5501 164.4143 937.1518 195.1808
2006年9月九7+8区月注水平7027t/d，产液水平5692t/d，产油 水平1265t/d，月度含水78%，月度油气比0.18。
新疆九区齐古组油藏地质特征及开发现状
九区齐古组油藏位于克拉玛依市以东约45km处，九7+8区位于 J3q3、J3q2、J3q1砂层组 其西北部，含油面积9.3km2，地质储量3412×104t，是九区原 J3q2： J3q22、 J3q21砂层 油粘度最高的区块。 J3q22 ：J3q22-3、J3q22-2和J3q22-1单层
使用各种助剂改善吞吐效果，助剂主要有天然气、 氮气、溶剂(轻质油) 及高温泡沫剂(表面活性剂) ， 生产周期延长，吞吐采收率由15%提高到20%以 上。
美国的克恩河油田和印度尼西亚的杜里油田 由常规火驱变为复合驱。例如， 利用水平井进行 重力辅助火烧油层(COSH ，也译作燃烧超覆分采 水平井) 、火驱与蒸汽驱复合驱等，从而提高采收 率，提高经济效益
特超稠油开发技术及应用
1.1 热采法
1.1.4 水平压裂辅助蒸汽驱(FAST) 技术
将成熟的水力压裂技术与蒸汽驱技术有机地结合起来，通过水力 压裂在油层中形成可控制的水平裂缝来改善油层蒸汽驱的效果。 水平裂缝辅助蒸汽驱技术是用于开采中浅层(即可以形成水平裂 缝油层)稠油油藏和特、超稠油油藏最为成功的技术之一。 1.1.5 间歇蒸汽驱 蒸汽驱注汽井采取注汽段时间再关井一段时间的非连续注汽， 此时采油井一般仍采取连续开采方式生产。
该区采用蒸汽、氮气混注隔热作用不明显，地层压力低造成 低界面张力的可能性小，靠低界面张力助排的作用较弱。
主要内容
一 二 三 四 五 六 七 八
前言 特超稠油开发技术及应用
研究区地质特征及开发现状
注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理 注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究 注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选 典型井区转换开发方式研究 认识与结论
特超稠油开发技术及应用
1.2 冷采法 1.2.1 物理法冷采 出砂冷采 1.2.2 化学冷采 井筒化学降粘、油层化学降粘解堵、洗井液中加降粘剂 化学吞吐
溶剂蒸气抽提(Vapex)
特超稠油开发技术及应用
1.2 冷采法 1.2.3 注CO2方法 机理主要有:降粘，促进原油膨胀，解堵，降低界面张力和 溶解气驱。 1.2.4 注烟道气方法
特超稠油油藏注氮气辅助 蒸汽吞吐提高采收率技术
2007年6月
主要内容
一 二 三 四 五 六 七 八
前言 特超稠油开发技术及应用
研究区地质特征及开发现状
注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理 注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究 注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选 典型井区转换开发方式研究 认识与结论
前言
研究的目的
两井组效果对比表
井组 吞吐轮次 累注蒸汽 t 累注氮气 m3 累积产 油 t 累积产水 m3 油汽 比 回采水 率
未注氮
注氮
2~3
1~2
103221
23537
0
259736
10621
7137
44187
12309
0.10
0.30
0.43
0.52
未注氮井组生产周期过短，如980119井第一周期只有70天；油 汽比较低，全井组累计油汽比为0.1，最低的井是980119井0.02
注氮井组累计油气比为0.3，回采水率0.49，注氮气延长了单井 的生产周期，有效提高了油井利用率和油井生产时率
主要内容
一 二 三 四 五 六 七 八
前言 特超稠油开发技术及应用
研究区地质特征及开发现状
注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理 注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究 注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选 典型井区转换开发方式研究 认识与结论
地质特征及开发现状
开发现状 截止2006年9月， 九 7+8 区动用面积6.33km2 ，动用地质储量 2201.5×104t，总井数906口(含报废井62口)，其中吞吐采油井 857口，汽驱注汽井9口、汽驱采油井40口 九7+8区生产数据表
分区 累积注 汽 (104t) 累积产 累积产液 油(104t) (104t) 井日产水 平(t/d) 油汽比 含水 (%) 采出程 度(%)
地质特征及开发现状
典型井区选择及其蒸汽吞吐效果 氮气辅助蒸汽吞吐 生产的980141井组
两 个 研 究 区 位980120井组
注氮气设备
3#供热站
地质特征及开发现状
典型井组吞吐效果分析 未注氮井组共24口井,于2005年6月投产,注蒸汽1~3轮 注氮井组共9口井，于2005年9月投产，注蒸汽1~2轮
蒸汽驱
火烧油层
特超稠油开发技术及应用
1.1 热采法
1.1.2 蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)
3 种方式:双水平井、水平井直井组合方式，单井SAGD
1.1.3 蒸汽与非凝析气推进(SAGP) 技术 将SAGD工艺改进，注入非凝析气(如天然气)。非凝析气与 蒸汽一起从生产井上方的注入井注入。天然气在注入井上 方的腔体内聚集，降低热损失。
注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理
已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理 (1)保持地层压力，延长吞吐周期
原油粘度为48000MPa.s时产量对比曲线
原油粘度为48000MPa.s时平均压降对比曲线
混氮井产量曲线下降慢，可使吞吐时间延长两个月。
机理
已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理
(2)原油溶气膨胀，改变饱和度分布，加快原油排出 图25 不同注入量的气体时，原油体积膨胀能力
机理
九7+8特超稠油油藏注氮改善开发效果的机理
（3）增加地层弹性能量，有助于回采：注入的氮气 增加了油藏能量，在吞吐回采过程中，溶解在油中 的氮气改善油的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成 气驱，增加了驱动能量。
（4）改善蒸汽波及体积：注蒸汽后紧接着注氮气或 蒸汽氮气同注时，氮气携带部分热量迅速进入油藏 深部和上部，增加了蒸汽的波及体积。
注入不同量的气体时原油体积膨胀能力
机理
已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理
(3)界面张力降低可以提高驱油效率 界面张力计算结果
温 度 ℃ 油+水 油+气 压 力 MPa 30 30 界面张力 实 验 30.5 8.90 (mN/m) 计 算 8.9
油氮气的界面张力比油水之间的界面张力降低了近70%，有利 于提高驱油效率.
敏感因素—历史拟合
1、模型的建立
(2)只注蒸汽井组 以980120为中心井，24口 模拟面积共0.155km2 垂向上划分7个层，其中第1、 3、5、7为隔层，第2、4、6层 为生产层模拟J3q22-1、J3q22-2、 J3q22-3层 不均匀网格：x×y×z= 40×38×7=10640个
大垂向动用程度。
机理
九7+8特超稠油油藏注氮改善开发效果的机理
（1）原油粘度下降及膨胀机理：氮气在新疆九7+8区 齐古组超稠油中的溶解度较小，氮气溶解降粘率及 膨胀系数不十分显著，注氮气溶解降粘和膨胀作用 不是改善蒸汽吞吐效果的主要机理。 （2）泡沫油机理：注入氮气后，氮气虽然少量溶 解与超稠油中，但当进行吞吐生产时井底压力下降， 气体从原油中析出，对于超稠油，溶解在原油中的 气体以微气泡的形式存在而不易脱出，即形成泡沫 油，而泡沫油的粘度比原始的超稠油粘度低很多， 这对超稠油吞吐开采是非常有利的。
将稠油热采的锅炉烟道气经过处理、增压后注入油层，与 油层中的残留原油混溶成一种流体而驱替产出的三次采油 方法。
1.2.5 露天开采技术
1.2.6 微生物采油
特超稠油开发技术及应用
1.3 稠油注氮气加蒸汽吞吐研究现状 20世纪70年代美国和加拿大不仅开展了室内实验，而且 对不同的油藏进行了注氮气开发 89年我国开始了注氮气开发油田的实验，到90年代中期， 由于膜分离制氮技术在中国的发展，为氮气在油田开采上 的应用提供了有利条件。
机理
已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理
(4)注氮气减小热损失 环空注氮气，可改善隔热效果，提高井底蒸汽干度, 降低套管温度，保护套管。