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国内外稠油开发现状及稠油开发技术发展趋势




7Ui717

硕士研究生毕业论文

论文题目:国内外稠油开发现状及 稠油开发技术发展趋势



业:

渔氢里亚蕴 盘塑呸

研究生:

指导教师:堂鉴堂塾撞丝高三
副指导教师:

中国石油勘探开发研究院 二oo五年五月

摘要

随着全球经济的日益发展,世界对石油的需求量迅猛增长,经过上个世纪对常 规油资源的大规模的开发后,稠油资源以其丰富的储量吸引了世人的注意,因而稠 油油藏的开发技术也备受关注。 世界上稠油资源蕴藏最丰富的国家是加拿大,其次为委内瑞拉,前苏联,中东 地区,美国,中国等,本文分别介绍了美国、加拿大、委内瑞拉等国稠油油藏,以 及中国辽河油田和新疆油田的油藏特点。 目前,世界上成熟的稠油开发技术有蒸汽吞吐、蒸汽驱、稠油冷采、SAGD、 火烧油层等,新兴的技术包括VAPEX技术,THAI技术,水平井技术,和其它如井 下蒸汽发生器等新技术。本文概述了各种稠油开采技术的特点、机理、和适用条件。 文章着重介绍了国内辽河油田和新疆油田,以及国外的一些稠油油藏应用各种 技术开采的概况,包括油藏的简单情况,开发的效果,遇到的问题,和某些特色的 技术等。目前在我国主要应用的是蒸汽吞吐和蒸汽驱开采,辽河油田的稠油产量主 要以吞吐产量,常规产量和少量的汽驱产量构成,新疆油田是以吞吐、汽驱和常规 开采为主。另外在齐40块和杜84块分别进行着汽驱和SAGD现场试验。而辽河油 田稠油开发的突出问题是蒸汽吞吐后期产量大幅度递减,油汽比下降,目前急需转 换开采方式,从而进一步改善开发效果,提高采收率。蒸汽驱、水驱、SAGD被推 荐考虑进一步深入进行吞吐后接替技术研究。国外稠油油田的开发主要采用了蒸汽 吞吐,汽驱,SAGD,冷采包括出砂冷采和水平井冷采,火烧油层等技术,VAPEX 正在加拿大的3个稠油油藏进行先导试验,而其它更新技术的试验将在未来2—3年

内陆续展开。 最后针对我国稠油开发的现状及存在问题提出了几点认识和建议:应该加强油 藏监测和精细油藏描述的工作:对于注蒸汽开采的项目加强热能管理;并大力发展 水平井稠油开采技术。

关键词:稠油油藏;稠油开发技术;接替技术

Abstract

With the increasing development of global economy,the demand of crude oil in
the world has dramatically risen.Following the extensive
more
as

development of attention
on

conventional oil in the last century,people have paid abundant heavy oil and extra heavy oil resources,and production technology.

the

well the heavy oil

Canada contains the largest heavy oil and extra heavy oil

resources

in the world,

and then Venezuela,F0n11er Soviet Union。Middle East,United States.and China.

There

are

brief information about the reservoir characteristics of Liaohe and
in China and the heavy oil reservoirs in United States,

Xinjiang heavy oil fields

Canada,and Venezuela etc.in the pape r.

At present.the production technologies used for heavy oil development Puff,Steamflooding,Cold emerging technologies Generator etc.The
are

are

Huff& the

Production,SAGD,In-situ VAPEX,THAI,Horizontal mechanism and

Combustion,and

Well,and Downhole Steam
conditions of all
of these

application

technologies have been discussed in the paper.

The paper mainly focus

on

the current development status of Liaohe and

Xinjiang

oilfield,and worldwide heavy oil fields,including the general information of the reservoir,production performance,existing problems and some expertise used for improving development result.Huff&Puff and Steamflooding have been primarily applied for heavy oil development in Liaohe and most heavy oil production has recovery
in
so as

Xinjiang oilfield.The

far been contributed by huff&puff and primary huff&puff and steamflooding
in

Liaohe,as

well

Xinjiang.

Otherwise,in Liaohe

oilfield,steamflooding and SAGD pilot tests have been

carried out in Block Qi_40 and Du一84 respectively.Now.the heavy oil development of Liaohe oilfield
are

major problems in

higher production decline and poorer

oil/steam ration in the late stage of huff&puff.It’s time for Liaohe oUfield to find
the proper replacement technology for improving production performance fu rther

and increasing the ultimate
recommended to be taken

recovery.Steamflooding,Water'flooding,SAGD
into consideration
as

are

the replacement technologies be

and study unde rtaken

on

the replacement technology following huff&puff should Huff&Puff.Steamflooding,Cold Production with HorizontaI

furtheL Cold

P、roduction(including In-situ

CHOPS,and Combustion

Well),SAGD,and
the

are

applied

for heavy oil

development in

other countries

worldwide.VAPEX pilot tests have been carried out in three different heavy oiI reservoirs in Canada.The other emerging thermal recovery methods will be tested in the next 2-3 years.

Finally,based

on

the understanding

of heavy oil develgpment and
has been

existing

problems in Liaohe and

Xinjiang oilfield,some points

recommended

with respect to reservoir surveillance,detailed reservoir characterization,heat management in steam technology.

injection project.and development of hodzontal well

Key words:heavy oil reservoir;heavy oil production technology;replacement technologies

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国内外稠油开发现状及稠油开发技术发展趋势





随着世界经济的不断发展,全球的能源消耗持续增长,预计全球的能源消耗量 在1995至2015的20年间会上升54%,而在发展中国家会上升70%,同期内能源 消耗增长最为显著的会集中在亚洲的发展中国家,最主要的就是中国和印度,在这 里能源需求量将升高129%。而且今后人们所依赖的主要能源资源仍然是石油、天 然气、和煤炭,在2015年,这几类资源的消耗将占到世界总能源消耗量的88%“3。 然而,世界常规油产量将在2015年左右达到峰值,此后会逐年下降,由于常规 能源的短缺和油价持续攀升,非常规油资源的商业化开采在那时便起着举足轻重的 作用,尤其是稠油超稠油和沥青砂资源,到本世纪中期时,它们有可能占到世界能 源供应的50%。 表中分别列出了2002年世界前12位原油消费国的消费量和原油生产国的原油 产量。1,可以看出中国的原油消费量在世界排名第2位,仅在美国之后,而国内的 原油产量远不能满足需求量,这一方面是由于我国的石油资源量接替不足,另一方 面由于技术因素制约了生产。
2002年原油消费量
排名
2002

国家 (百万桶/天)
美国 中国 日本 德国
19.71
5.63

国家
(百万桶/天)

年原油产量

l 2 3 4

沙特阿拉伯8.68
俄罗斯
7.70 7.70 3.59

5.34
2.71

美国
墨西哥

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5 6 7 8 9 10 lI 12

俄罗斯 韩国 印度 加拿大

2.47 2.29 2.09 1.99 1.98 1.94 1.85 1.79

中国 伊朗

3.39 3.37 3.33 2.94 2.88

挪威
委内瑞拉 加拿大 英国 阿联酋

法国
意大利 巴西 墨西哥

2.46
2.27 2.03

伊拉克

针对我国目前两个最大的稠油油田一辽河和新疆油田,其生产开发也受到技术
的制约,由于尚未找到适合的吞吐后接替技术,使目前蒸汽吞吐后期产量递减很快 的生产矛盾日益突出,另外,我国的超稠油开发技术研究也未取得突破性的进展, 使得相当一部分超稠油资源未能动用,这两个油田的稠油未动用储量总共约有4亿 吨,其中超稠油未动用储量占了一半以上,约有2.2亿吨。1。 在这样一个背景下,本论文对世界上目前成熟的稠油开发技术以及一些处于试 验阶段的新兴技术进行了介绍,并着重对比了这些技术在国内外的应用和试验情 况,希望通过类比分析,对目前国内技术瓶颈问题的解决有所借鉴和帮助,并且针 对国内稠油开发的现状和存在问题提出了个人的几点认识和建议。 由于目前本人在勘探院国际合作处从事院对外合作项目的管理工作,从工作性 质上来说没有机会针对某一研究课题进行深入的专题研究,因此在导师的建议下选 取了稠油开发领域这样综述性的论文题目。在论文的进行过程中,调研查阅了近百 篇国内外稠油开发领域的文献和专著,对目前国内外稠油开发技术的研究与应用现 状有了比较全面的了解,在此基础上,通过国内外开发技术应用情况的类比提出了 一些认识和建议。

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第一章概论
1.1稠油的定义
UNITAR关于稠油的定义及分类标准是:重油和油砂是天然存在于孔隙介质中 的石油或类似石油的液体或半固体,可以用粘度和密度来表示其特性。重油是指在 原始油藏温度下脱气原油粘度为100~10000mPa.s或在15.6"C(60下)及大气压下密 度为0.9340~1.00009/cm3(20。API—i0。API)的原油;在原始油藏温度下脱气原油粘

度大于10000mPa.s或在15.6℃(60下)及大气压下密度大于fiOOOOg/cm3r小于10。
API)的原油为沥青或油砂“1。 美国能源部(DOE)对于稠油的界定是API重度在10。一22.3。之间的原油,而 API重度小于10。的为超稠油旧。 根据刘文章教授的稠油分类标准,以油层条件下或油层温度下的脱气原油粘度 为主,密度为辅分类,在50mPa.s以上,密度大于0.92009/cm3称为稠油。其中粘度 为50~10000mPa.s,密度大于0.9200~0.95009/cm3为普通稠油;粘度 10000-50000mPa.S,密度大于0.9500---0.98009/cm3为特稠油;粘度大于50000mPa.s' 密度大于0.98009/cm3为超稠油㈣。目前国内执行的就是这个标准。

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∞∞ ∞
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0 5 10 15 API

Gravity

●委内瑞拉■加拿大囊美国x中国

图1_1世界主要稠油生产国的稠油粘度与重度的比较

1.2稠油的分布
世界稠油和沥青资源极为丰富,但对全世界稠油资源作出估算与评价非常困 难,因为各地区的资源分类标准存在很大差异,据各方面研究机构的统计,世界稠 油和沥青的地质储量约为61800亿桶,其中加拿大位居首位,约为30000亿桶,占 世界总量的48%,其次为委内瑞拉,12000亿桶,占总量的19%,第三是前苏联,10000 亿桶,占总量的16%,此后依次是伊拉克、科威特、美国、中国等。中国的稠油资 源主要集中在渤海湾地区,但资源探明率仅为10%,仍有很大的勘探潜力”1。 我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20%以上,目前在12个盆地发现了70 多个稠油油田,探明与控制储量约为40亿吨”1。我国陆上稠油油藏多为中新生代陆 相沉积,少量为古生代海相沉积。储层具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。 在美国稠油和沥青的资源量约在1600亿桶,稠油和沥青的储量基本各为800



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亿桶。其中加州占总资源量的36%,其次为阿拉斯加州(27%)。1。美国稠油资源特 征差异较大,加州的稠油油田大而浅,油层厚,丰度高;而在中部地区的油田油层 薄,油藏规模较小;在阿拉斯加的冻土区蕴藏着相当规模且埋藏较深的稠油资源, 因此这里的开发极富挑战性。 加拿大的稠油资源主要分布在阿尔伯塔省和Lloydminster省,资源量约为 29500亿桶,其中13500亿桶为分布在阿尔伯塔省的白垩系油砂矿,400亿桶分布 在Lloydminster及其以南地区,另外15600亿桶为前白垩系重油和沥青储量:其 中分布在阿萨巴斯卡地区北部的740亿桶油砂矿可以露天开采,因其表层土厚度均
小于50m…。

前苏联重油和沥青的储量约为9886亿桶,主要集中分布在东西佑利亚盆地 (74%),其次在伏尔加一乌拉尔盆地(12%)m1。 委内瑞拉的稠油资源主要集中分布在东委内瑞拉盆地的奥里诺科重油带和马 拉开波盆地,其中奥里诺科重油带的稠油储量为11820亿桶““,是世界上最大的稠 油储集区。在南美洲的其它地区也分布着一些稠油资源。 另外印度尼西亚的稠油资源主要分布在Duri油田,而在中东地区也蕴藏着一 定规模的稠油油藏。

1.3稠油油藏的特点
我国稠油油藏具有陆相沉积的特点,油层非均质性严重,地质构造的断层多 埋藏深。深度大于800m的稠油储量约占已探明储量的80%,其中约有一半油藏的埋

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深在1300—1700m。下面主要针对股份公司稠油储量最多的两个油田辽河油田和新疆 油田做具体介绍:

1.3.1

辽河稠油油藏主要特点

辽河油田拥有丰富的稠油资源,至2002年底探明稠油含油面积198km2,石油

地质储量101699×104t,动用稠油储量75703×10ut“。辽河油田稠油主要集中分布
西部凹陷的西斜坡带和中央南部倾没带,西部斜坡带自北而南依次有牛心坨油田、 高升油田、曙光油田、欢喜岭油田;中央南部倾没带有冷家堡油田、小洼油田和海 外河油田““。其油藏特点可概括为以下几个方面: 1)油藏类型 在复杂的成藏条件下,形成了复杂的油气分布特征,纵向上发育了多套油气水 系统,存在着纯油藏、边水油藏、气顶底水油藏、底水油藏等;从圈闭类型和储层 性质上看,存在着构造油藏、地层岩性油藏、构造岩性油藏及古潜山油藏等。按储 层产状分类,则可分为互层状油藏,块状油藏;在互层状油藏中,辽河油田以单层 厚度一般大于2m称其为中厚互层状油藏,小于2m为薄互层状油藏,据统计,薄互 层状稠油油藏其储量占探明储量的15.49%,中厚互层状油藏占39.68%,块状油 藏占44.83%…1。 2)油藏埋藏 辽河油区稠油油藏,油层埋藏深度变化较大:最浅小于600m,最深达1700m 一般在700~1300m之间。按埋藏深度统计,超过1300m的深层稠油油藏,其储量 占探明储量的42.92%,900--1300m的中深层油藏,储量占41.39%,600--900m



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的中浅层占15.69%““。由上述统计不难看出辽河84.3%储量油藏埋藏深度在900m
以上。

对于注蒸汽开发的稠油油藏,油层深度是十分关键的参数。油层深度决定了油 藏的初始温度与压力,而油藏压力对蒸汽的注入能力有影响,高压下蒸汽的注入能 力很差:另外较深的油藏会在注汽开发过程中带来一些问题,如注汽过程中热量会 损失到油藏的岩石、流体以及上下覆盖层中去,而且油层越深,热损失越严重,因 此对埋藏较深的油层很难保证井底的蒸汽干度。另外对于应用其它开采方法的稠油 油藏,埋藏深对于人工举升也将是挑战。下图对比国内外一些大型稠油油藏的深度, 可以看出,辽河油田的油藏埋深总体上都大于美国和加拿大的油层深度,而委内瑞 拉的稠油油藏也有不少属于中深层的深度。

-1

E 5 —1



≯≯≯≯≯、

图1.2

世界各国稠油油藏的深度对比

3)储层物性

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辽河油田稠油油藏主要由扇三角洲和浊积沉积两种砂体构成,稠油油藏压实作 用和胶结作用较弱,油层物性较好。渗透率一般在0.3~2


m2,属中一高渗透层,

孔隙度20%~35%,平均孔喉宽度20~100u m,油藏非均质性严重“”。 4)原油物性 辽河油田稠油油藏,地层条件下脱气原油粘度一般为500~30000mPa.S,有的 油藏达到50000mPa.S,曙光油田曙一区兴隆台油层原油粘度高达10×104mPa.S以 上;原油密度一般在0.93~0.989/cm";胶质沥青含量为25%~45%“”。 按国内的原油分类标准,粘度小于10000mPa.S的普通稠油油藏其储量占探明储 量的77.82%,粘度10000~50000mPa.S的特稠油占13.1l%,粘度大于50000mPa.S 的超稠油占9.07%。

1.3.2新疆克拉玛依稠油油藏主要特点

新疆油田稠油分布在准噶尔盆地西北缘和东部两大油区,共有克拉玛依、红山 嘴、百口泉、风城、准东五个油田。至2001年底共探明稠油含油面积133.4km2, 石油地质储量25502×i04t。动用含油面积60.1kmz,动用地质储量12603×104t““。 油藏特点主要为: 1)油藏类型,油藏埋藏 目前发现有四种类型油藏:断裂遮挡的单斜油气藏、断块油藏、背斜油藏、地 层不整合油藏。油藏埋藏深度一般为200~600m,属于浅层稠油油藏,夏子街八道 湾油组埋藏最深,深度为l100~1400m““。 2)油层厚度,储层物性

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储层以辫状河流相、分支河流相为主。砂体分布连续,厚度一般8~15m,中一 细砂结构,分选较好,胶结疏松,泥质含量小于6~8%。油层孔隙高达25~30%, 渗透率为O.3~5.0u m2““,属中一高渗透性储层。 3)原油物性 原油粘度高,20。C时地面粘度2642~253727mPa.S。变化幅度大。据统计在已 探明的25502X 104t储量中,普通稠油地质储量8612X 104t,占探明储量的33.77 %,特稠油8399×104t,占32.93%,超稠油8491X104t,占33.3%n31,三种类型 各占1/3。 4)油藏压力 因油藏埋藏较浅,地层压力一般为1.8~4.OMPa,油藏温度为16~27。C,油层 原始溶解气油比一般为5m3/t,天然能量小““。

1.3.3

美国稠油油藏的特点

美国稠油资源地域上的分布从阿肯色州到加利福尼亚州,从阿拉斯加州到德克 萨斯州,分布广泛,油藏特点各不相同: 1)地域分布 美国的稠油资源主要集中在加州地区,在139个大油藏中有420亿桶的稠油地 质储量,这其中一半以上220亿桶的资源又分布在加州的San
Joaquin

Valley(圣金

河谷)地区的四个浅层块状稠油油田:Midway-Sunset,Kern River,Coalinga,和
South

Belridge;而分布在洛杉矶盆地的稠油油田则埋藏更深,粘度较小,如 Beach,Torrance,和Wilmington,由于一些开发政策的限制、空气质量

Huntington



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的要求,以及存在其它EOR方法(如碱驱)的应用潜力,分布在洛杉矶盆地的稠 油油田则不再广泛地应用热采方法进行开采。 阿拉斯加是美国第二大稠油资源富集的地区,这里的稠油储量约为250亿桶, 其次是怀俄明州,稠油储量50亿桶,其他的几个州都分别有10—20亿桶的稠油储量

2)油藏埋深 在美国有131个稠油油藏的350亿桶储量为深度小于300012(914m)的浅层油 藏,这些油藏大规模地应用蒸汽驱技术进行开采。而另一部分油藏的埋深在 3000.5000ft(914—1524m)范围,这样的深度会造成热损失和高钻井成本的问题, 于是要求有先进的蒸汽驱和注蒸汽技术来经济有效地开发这类油藏。另外,在美国 约有33个油藏,30亿桶的稠油储量为深度大于500012(1524m)的深层稠油油藏。3, 这对热采尤其是汽驱无疑是个挑战。 3)原油重度、粘度 这是两个很重要油藏特征参数,原油的重度决定炼油的成本,而粘度决定原油 在油藏中的流动性。在美国大部分稠油资源,580亿桶储量的稠油其重度大于16。 API,220亿桶的稠油其重度等于或小于16。API;关于粘度,有430亿桶储量的稠 油其油藏条件下的粘度小于1000mPa.S,230亿桶的稠油其粘度大于1000mPa.S”1。 4)有效产层厚度 450亿桶稠油储量的有效油层厚度大于30m,280亿桶的有效厚度为12.30m, 大约36亿桶的稠油资源,其有效厚度小于6m。1。

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5)渗透率 美国大多数稠油油藏的渗透率较高,有710亿桶储量,161个稠油油藏的渗透 率大于250rod,另外30亿桶储量,23个油藏的渗透率小于35md,而35md是采用 火烧技术的最小界限,就整个热采技术而言,对于低渗油藏的最低界限是lOmd左
右嘲。

1。3.4

加拿大稠油油藏的特点

加拿大是世界上稠油超稠油资源最丰富的国家,它们主要分布在阿尔伯塔省和 萨斯喀彻温省,主要的特点是埋藏较浅,砂体厚度大,原油粘度较高。

图1.3

加拿大稠油油藏的分布n4

±望互塑塑堡茎垄堡塞堕堡主兰焦堡茎
表1.1加拿大主要稠油油田的油藏特征“”
Athabasca PeaceRiVel" ColdLake

Lloydminster
400.500

W曲asca
250.800

Su筋eld
920

深度m 压力KPa 温度℃ 岩性 油层厚度In
Sor%

320—600

500—800

400-600

800

1800.3000 12

1000.5000 15

3500-4800

2400

10700



19

14

33

三角洲砂
35-85

海滩砂
10-45

三角洲砂岩
15-40

河道砂
3.30

海滩砂
3—12

海绿石砂
5_25

85 3.10

65

65

65


60

58

渗透率D
孔隙度%

1.3 32

1.3 32

1-4 31

2 30

O.8.1 27

32

地质储量 API重度
脱气原油粘 含气原油粘

2130亿方
6.10

250亿方
7.5—13

320亿方
lO—12

800亿方
10—18

200亿方
15

10亿桶
10.19

10—500万

1—10万

5-20万

1-2.5万
4400

20万
1000

l万
200

1.3.5委内瑞拉稠油油藏的特点

委内瑞拉的稠油主要蕴藏在奥里诺科重油带,其延伸长度700kin,面积 54000m2,地质储量11820亿桶,分布在CerroNegro油田2130亿桶,Machete—Hamaca 油田4690亿桶,Zuata油田5000亿桶“…。



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表1.2委内瑞拉主要稠油油田的油藏参数“”
Zuata油田 Hamaca油田
380一looO

CerroNegro油田
550.1300

Bosean油田
2000.2900

深度m
压力psi

500.1300

630—895

630.895

2000—3500

温度
岩性



43.60℃

180下

砂岩

砂岩
160

砂岩

砂岩
40-400

油层厚度n
渗透率D
1.17

30

1.17




孔隙度% API重度
GOR scf/B

32

18—38

32

10.26

8.4.10

9.1

8.9

9.5—10

60—70

70

145

含气原油粘度cp

1200-2000

130.500

脱气原油粘度cP

>5000

10000@49’C

1.3.6

印度尼西亚稠油油藏的特点

印尼的稠油资源就分布在Duri油田,该油田含油面积20000英亩,油藏埋深 300—750ft,油层厚度109ft,渗透率300—1500md,孔隙度36%,油藏温度100。F, 原油比重17—21。API,油藏温度下原油粘度300mPa,s。…。

1.4稠油开发技术
稠油通常生成于上新世、中新世这样的地质年代较新的地层,这样的稠油油藏 埋藏相对较浅,因此手工开采和露天采矿式开采是稠油油藏最早的开采方式。到20

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世纪初,一些油公司试着用一次开采生产原油,当然采收率相当低,一般为1-10%, 在一次开采的过程中,人们会采用掺稀油或注入稀释剂的井筒降粘的方法来提高开 采效果。然而一旦冷采达到了其经济极限,接下来通常采用热采技术,其中包括蒸 汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、蒸汽辅助重力泄油等等,目前在世界范围内应用最为 普遍的是蒸汽吞吐和蒸汽驱这两项技术,蒸汽吞吐的采收率一般为20%,而汽驱的 采收率可高达60%。随着技术的不断进步发展,开采难度不断的增大,现在越来越 多的开始采用复杂的水平井和多分支井技术来开发稠油。 1.4.1蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是稠油热采最主要的方式之一,蒸汽吞吐是以单井为生产单元,将一 定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层,焖井数天,加热油层,然后开井生产。蒸 汽吞吐的作业相对比较简单,产油速度高,见效快,其采收率一般为20%左右。
表1.3蒸汽吞吐油藏筛选标准…1 油藏参数
原油粘度(油层)mPa.S

筛选标准

、,

原油密度g/cm3
油层深度m 油层厚度m 净总厚度比 孔隙度%



原始含油饱和度Soi%
击×Soi

渗透率md

=等=翥一

1.4.2蒸汽驱 目前,蒸汽驱是所有EOR方法中最为有效的,也是在国外应用最为广泛且成功



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的稠油热采技术。它是一种驱动式开采,以井组为生产单元,由注汽井连续注汽, 生产井连续采油的方式。蒸汽驱通过注入井连续注入高干度蒸汽,一方面补充地层 能量,另一方面加热油层降低原油粘度。
表1.4 油藏参数 原油粘度(油层)mPa.s 原油密度g/cm3 油层深度m
油层厚度nl

适于蒸汽驱开采的油藏筛选标准㈣ 现有技术条件
50—10000 >O.9200 150一1400

近期技术进步
10000一50000 >O.9500 150—1600

待技术发展
>50000 >O.9800

≤1800


≥10 ≥O.5
≥20 >50 ≥0.1 >lO ≥200

≥10 ≥O.5
≥20 >50 ≥O.1 >lO ≥200

≥5

净总厚度比 孔隙度% 原油饱和度Soi%
击×Soi

≥O.5 ≥20 ≥40 ≥0.08
>7

储量系数104tm3/(km2·In) 渗透率md

≥200

根据2004年对世界主要稠油生产国EOR项目中注蒸汽开采情况(表1.5)的统 计可以看出:美国、加拿大、印尼、委内瑞拉、哥伦比亚、特立尼达六个国家,注 蒸汽项目共计108个,日产量917370桶/天。其中油藏埋藏深度小于600m项目数 为78个,占项目总数的72%,日产量746740桶/天,占总产量的81.4%;600~ 900m项目数22个,占20%,日产151619桶/天,占16.5%;埋藏深度大于900m (最深1180m)项目仅8个,占8%,日产19011桶/天,占2.1%[20]o

中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 表1.5 注蒸汽项目
<600

2004年主要稠油生产国注蒸汽项目 油藏埋藏深度(m)
600~900
日产 日产 项目数 (桶/天) (桶/天)
5 12701 l >900

国家

项目

日产

日产 项目数 (桶/天)



(桶/天)

项目数

美国 加拿大 印尼 委内瑞拉 哥伦比亚

46 12 2 38 2 8 i08

340253 147300 220000 199578 8500 1739 917370

40 12 2 17

327552 147300 220000 50941




f }
14 2 1 22 20

f {
129626 8500


} {



19011


7 78 72


947 746740 81.4





特立尼达 合计
所占比例%

792 151619 16.5


8 8


1901l 2.1





1.4.3火烧油层 火烧油层是热采中应用最早的一种EOR方法,就是将空气或含氧气体注入到 油层,在油层中与有机燃料反应,用产生的热量加热油层,降低原油粘度,在空气 驱动下开采原油。燃烧方式有干烧和湿烧,也有正向燃烧和反向燃烧。

图1.4火烧的温度剖面示意图。

16

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火烧油层技术的特点 火烧油层是一项特殊的开采工艺,它是几种机理共同作用的过程,其中包括蒸 汽蒸馏、蒸汽驱替、C02驱、碳氢化合物混相驱,N2等气体的非混相驱,以及水驱 (包括热水驱、冷水驱)。火烧油层技术有以下几方面的特点: /从热的作用和驱替效率上来说,火烧油层是最有效的开采技术 /因为注入的是空气,所以成本低、且有足够的空气供给: /火烧油层对于薄油层来说是一种理想的开采技术,对4-150 ft厚的砂岩油 藏,火烧油层都有经济上成功的实例,然而,该技术对于10一50 ft厚的砂岩 油藏是最有效的: /油藏的非均质性对于火烧油层的影响小于它对蒸汽驱的影响 /油藏压力从技术上来说对火烧油层没什么影响,最大压力可到4500psi /该技术可应用于水驱后油藏或汽驱后油藏: v,也可用于水驱或汽驱无效的油藏,例如深层油藏(深度大于10000ft),由 于热损失注汽开发效果不会好,而且举升成本高,注水开发经济上也不合 理,对于这样的油藏,火烧是唯一经济可行的开采技术 /火烧油层可用于大井距的油藏,在相同条件下,它可以比汽驱获得更高的
最终采收率。

火烧油层技术的适用条件 火烧油层比注蒸汽具有更广泛的适应性,一般当蒸汽驱热损失太大时,可采用 火烧油层技术,它适用于较深的油藏(大于1000m),较薄的油藏(小于6m),较

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致密的油藏(大于35rod)。根据以往现场的经验与研究,总结适于火烧油层的油层 条件(表1.6)“”和筛选标准(表1.7)。”,然而这些信息只供参考而不是严格的界定, 也不是决策的依据,最主要的是要根据具体的油藏条件和现场试验的情况来决策。
表1.6火烧油层的有利和不利条件

攀纂
一u

表1.7

注蒸汽开采技术与火烧油层技术的油藏筛选标准

霪纂i爹蒸藜攀鬻蒸攀鬻;鏊熏鬻藜耍零蓥零
现有技术 先进技术 现有技术 先进技术
>/20
≥15 ≥20

鬻i鬻蒸蓼i蘩蒸攀i藕鲠鬻ij雾i纂器蘸纂壤i薰!冀藜。叠攀豢!ii
汕层厚度ft
≥10

i;鬟篓蓁麓誓誊霎

i誊喾囔彝i-囊爹攀i攀j未j豢豢攀≯一毒蜒蓥霉jiiiii夔纂|..i0;ii霉菩o.os
孔隙度% ÷÷鎏誉
/>20


≥15


/>20

≥15

溪蘧攀ii蔷麓篓蠢誊鍪iji戮50誊i i馨i萎葡iji=『i
原油酋席。API
10。35
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10.35

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鼍、j原帅滟镳;i麟;≥i≤蓦liji]i;0*一。。丁~。
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。。■≤4000

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表中的筛选标准考虑了两种技术背景:现有技术是指现今已被商业化应用了的 成熟技术,这组标准主要是依据现有项目公开的数据所总结出来的,目的是根据经 验确定油藏采用这种开采技术从技术上是否可行,经济上是否具有一定的前景;先 进技术是指那些在实验室和现场正在研究试验中的技术,目的是确定油藏应用先进 技术是否可以进行开采,可以看出,火烧油层技术的确比注蒸汽项目具有更广泛的 适应性。 火烧油层技术的应用情况 根据上述的标准,在现有技术条件下,在美国有约290亿桶的稠油资源适于用 常规的汽驱技术进行开采,而如果应用先进技术,适于汽驱开采的稠油储量将达到 670亿桶。尽管火烧油层技术比汽驱技术更复杂更低效,但应用范围显然更大一些, 现有火烧技术的适用范围是720亿桶,而先进技术的适用范围是780亿桶咖。
表1.8 2004年世界范围内火烧油层项目㈣
气油比 日产 国家 项目数 (桶/天)


日产 项目数 燃烧类型 (桶/天) Mscf/bbl
AOR

深度


粘度
mPa.S

重度
。API

湿烧
干烧

400 2960 5250 355 8800 2640

12 10.7 10

120 2700 880 1050

600 2 70 100—550

19 30 18 14.5 15 19 9

美国 加拿大



3360 6

3 5

5250 355

3 5 l

湿烧
湿烧

印度
罗马尼Ⅱ 合计


12.3 21

湿烧
干烧







11440 4





20

20405



中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 表1.9

美国的火烧油层项目的开展情况曲

表1.8所列是目前世界范围的火烧油层技术的应用情况,表1.9中列出的过去 的近十年中在美国开展的火烧油层项目大多数是一些小型的现场试验项目,这些项 目基本是在浅层稠油油藏进行的。在80年代以前进行的火烧油层项目只有20%是 成功的并转为商业化开采。这其中应用氧气燃烧或富氧空气燃烧技术的项目在技术 上都是成功的,只因为当时的低迷的原油价格而终止了试验。对于这些早期火烧试 验项目失败的原因主要是油藏的连续性不好,注入的空气有气窜现象,原油的燃烧 性不好,空压设备的问题,以及油井的井况不好。 与其它提高采收率方法相比,火烧油层技术的现场操作更为复杂,在早期通常 由于作业者没有充分了解其技术上的复杂性,而导致如此高的失败率。实际上,只 要能够正确地进行开发方案的设计,并且在适当的油藏中实施,火烧油层方法不失 为一种能获得高采收率的有效开采技术。 火烧油层技术的局限性 然而同其它技术一样,火烧油层技术也存在它的局限性 /尽管空气本身不需要花钱,但它被压缩并被送到地层所需要的动力成本和

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空压机的维修成本都很高;与注蒸汽相比,只有当地层厚度小于40ft时, 火烧的成本才会小于注空气的。”,因为对于较厚的油藏,注汽时的热损失 会小,所以注汽成本会小于火烧的; /火烧油层的操作工艺比注汽工艺复杂很多,需要相当高的技术水平来控制 /与注汽不同的是,火烧油层工艺设计必须以实验室的实验测定为依据,通 过实验要确定原油的燃烧特性,燃料的有效性和空气的需求量,所以火烧 油层工艺设计的成本较高; /由于火烧油层技术在各种类似或非常不同的油藏中的应用都有成功或失败 的实例,因此有关油藏适应性的筛选标准就不能完全说明问题,只有通过 比较昂贵的现场试验才能判断油藏应用此项技术是否可行 /由于火烧工艺技术的复杂性,因此用于火烧动态预测的数值模拟器的开发 也就很复杂。 实际上,大多数作业者都认为火烧油层是一项高风险的开发技术。目前薄油层、 低孔、低渗被认为是火烧油层技术的主要技术阻碍,然而今后的对于此项技术的研 发重点应集中在如何提高火烧的采收率、如何提高热能利用率、以及如何更好地控 制火烧的工艺过程。

1.4.4稠油冷采 稠油冷采是目前在加拿大和委内瑞拉应用较为成功的低成本的稠油开发技术 在工艺上不注热、不防砂,利用水平井或直井开采,目前在加拿大多采用螺杆泵将

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原油和砂~起采出,而在委内瑞拉的水平井冷采的出砂现象则不多见,虽然对稠油 冷采的机理尚有争议,但在现场的应用效果都较好,因而这项开采技术也倍受关注。 稠油冷采概念上属于一次采油的范畴,因此采收率不高,一般为10—20%。
表1.10稠油冷采技术适用的油藏条件

1.4.5蒸汽辅助重力泄油SAGD 蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项重要技术,其基本原理是以蒸汽作 为加热介质,在流体热对流及热传导作用下加热油层,依靠重力作用开采稠油。它 可以有不同的应用方式:一种是平行水平井方式,即在靠近油藏的底部钻一对上下 平行的水平井,上面水平井注汽,下面水平井采油(图1.5);另一种是水平井与直 井组合方式,即在油藏底部钻一口水平井,在其上方钻一口或几口垂直井,垂直井 注汽,水平井采油;第三种单管水平井SAGD,即在同一水平井内下入注汽管柱和抽 油管柱,通过注汽管柱向水平井最顶端注汽,使蒸汽腔沿水平井逆向扩展。

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图1-5蒸汽辅助重力泄油(SAGD)方法示意图

SAGD技术的特点 /利用重力作为驱动原油的主要动力, /利用水平井通过重力作用获得相当高的采油速度; /加热原油不必驱动未接触原油(冷油)而直接流入生产井 /采收率高; v,不适于渗透率较低和边底水活跃的油藏; /除了大面积的页岩夹层以外,对油藏非均质性不敏感。 SAGD技术的适用条件 SAGD尤其适用于开采原油粘度很高的超稠油或特稠油油藏,这种油藏在初始 条件下根本没有产能,吸汽能力很差,即使利用水平井进行蒸汽吞吐或蒸汽驱也很 难获得较好的开采效果,而SAGD能够经济有效地开采这类油藏。下表所给出的是 根据现场经验确定的适于SAGD开采的油藏标准。

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表1.11蒸汽辅助重力泄油油藏筛选标准…

虽然SAGD技术已被商业化应用,但仍然存在一系列技未挑战,如:蒸汽干度、
油水乳化、汽油比的局限性、以及高温作业对泵和油管的影响等。

1.5稠油开发前沿技术
1.5.1超临界萃取技术(VAPEX) VAPEX是70年代末由加拿大的研究人员首先提出的概念,它的开采机理同 SAGD一样是利用重力泄油的作用,只不过VAPEX注入的是烃类溶剂,注入井在 生产井之上,所注入的溶剂降低了地层中原油的粘度,于是在重力作用下,稀释的 原油获得流动能力,流入下部的水平生产井,被泵送至地面。而在注入井周围的空 隙里由于原油已经被稀释排出所有充满了汽化的溶剂,形成了汽腔,随着生产的继 续,越来越多的原油被采出,汽腔会慢慢向上扩展。“。

24

中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 表1.12
VAPEX的优点 无需产生蒸汽 无需进行水处理,水循环利用

VAPEX技术的特点 VAPEX的缺点 溶剂的压缩问题 溶剂的损失 油藏的非均质性可能对其有不利影响 油井和设备的设计尚未经验证

低燃料消耗 降低二氧化碳的排放 或许可应用于薄油层或底水油藏 可进行现场改质

目前该技术正处于现场试验和研究阶段,加拿大正在3种不同类型的油藏中进 行VAPEX的先导试验,油藏参数见表1.13。该项技术应用成功的关键除了精细的 油藏描述,还要研究所注入溶剂与原油的配伍性,以提高溶剂在油层中的扩散程度。 在目前的研究水平下,尚未对VAPEX的适用条件有明确的结论,根据室内实验和 油藏模拟,认为VAPEX适用于水平和垂向渗透率较高的油藏,而对油藏的深度、 油藏是否有气顶或底水没有特别的界定,但对于原油性质包括粘度以及与溶剂的配 伍性都需要进行着重的研究与试验才可确定。
表1.13 油藏性质 加拿大3个VAPEX先导试验项目的油藏参数∞1
Athabasca
Cold Lake ll 20—40×106 1-3 3000 12 7 22 500 Southeast 14 800 2_4 9500 30 30 10—15 975

。API重度8 油藏温度下脱气原油粘度ela 渗透率D 油藏压力KPa
9×106 8,10 500—600

油藏温度℃8
GOR

In3,ln3

Small
20.30 】20

油层厚度lXl 油藏埋深m 底水 溶剂


丙烷





甲烷/E,烷/丙烷

甲烷/乙烷/丙烷

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1.5.2 Toe to I-leeI Ai



Injection技术(THAI)

THAI是将一口垂直空气注入井与一口水平生产井组合在一起的技术。在生产 过程中会产生~个垂直的燃烧前缘,通过燃烧油层中的部分原油产生热量来降低原 油粘度,因而具有了一定流动性的原油通过重力泄油左右流入水平生产井(图1.6)。

图1.6

TItAI技术的示意图

在理论上该方法的最终采收率可达到80%,而且它适用于薄油层开发,也可作 为蒸汽吞吐后的接替技术,但从现场操作上来说该项技术具有相当的难度,因此应 用前必须进行充分的风险评估。加拿大计划在2006年进行THAI技术的先导试验。

1.5.3水平井技术 众所周知,水平井的水平井段可接触到更大面积的油层,而且对于水平井注蒸 汽开采,水平井段可以控制蒸汽运移的走向避免蒸汽超覆,还有应用水平井开采薄 油层的优势也是显而易见的。实际上应用水平井技术进行稠油开采在西方已是一项 成熟技术,不论是水平井冷采,还是水平井热采。在委内瑞拉,水平井以及多分支

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_. 1 r 叫 萄 U 井冷采已被广泛地应用于稠油油藏的开发,并取得了良好的经济效果;在加拿大的 || || || || || || · 一 || || || || Suffield油田正在应用水平井进行冷水驱开采;同样是利用水平井的VAPEX技术明

||

年也将在加拿大开展先导试验。对于水平井热采,如SAGD技术也已大规模的应用 于加拿大的稠油开采;而应用水平并进行蒸汽吞吐也在加拿大的PeaceRiver进行了 现场试验,该技术是在一个井位上钻多口水平井,在两侧的水平井组里分别交替进 行注汽和生产,从试验结果来看这样做比普通的蒸汽吞吐可获得更好的波及效率, 原油产量也因此提高。 事实上,应用水平井进行稠油开发已经成为一种发展趋势,从图1.7中可以看 出近年来在水平井世界范围内应用情况,其上升发展的趋势显而易见。
世界上的水平井数


——m 一一






■■

在今后2—3年中逐渐被推广应用。

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其中井下蒸汽发生器有两种类型:井下燃料燃烧蒸汽发生器(蒸汽产生原理与 地表蒸汽发生器相同),井下电热蒸汽发生器(利用电能在井下使水变为蒸汽)。 井下燃料燃烧蒸汽发生器的特点 /井下装置的复杂性,严重影响了井下蒸汽发生器的正常使用; /井下蒸汽发生器工作的可靠性问题 /地面配套设备问题,为使燃料在井下能正常燃烧,必须要有配套的地面设 备,如高压燃料油泵、大功率空气压缩机等,这些设备的应用增加了技术 的难度,也增大了设备投资和采油成本 /材质要求高,制造难度大。 井下电热蒸汽发生器的特点有利于减少环境污染,减少热量损失 /注汽深度增大、应用范围广,适应海上开采的需求 /有利于油层压力的恢复 /成本低、配套设备简单,工作安全、可靠 /对钻井和固井工艺没有特殊要求,不需要隔热套管和特殊的固井材料,降 低了工艺的复杂性和采油成本。经济技术效果好,市场潜力大。井下电热 蒸汽发生器将是

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第二章稠油开发技术在辽河和新疆油田的应用情况
我国稠油油田的开发已经历了20多年,现主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱这两种热 采方式。在辽河油田以吞吐为主,目前辽河油田正在齐40块进行汽驱现场试验, 在曙一区杜84块进行SAGD先导试验,该油田也曾经尝试了火烧油层的现场试验 但没有取得成功;新疆油田的稠油开发则以吞吐和汽驱为主。汽驱在克拉玛依已大 规模工业化生产,生产效果较好。两个油田近年来稠油产量始终保持在1000×104t 以上,2002年为1122.58×104t,占股份公司石油总产量的10%以上。”。现分别介 绍这两种技术在辽河和新疆的应用情况。

2.1蒸汽吞吐
蒸汽吞吐开采是目前这两个油田稠油开采的主要方式,每年蒸汽吞吐产量占总 稠油产量的80%左右。预计今后的2~3年内这种产量结构将不会发生重大的改变

1200

1000

翟800
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善400
200


1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

图2.1

辽河和新疆油田近年蒸汽吞吐稠油产量

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辽河油田: 蒸汽吞吐生产情况 辽河油田的稠油开采以蒸汽吞吐为主,截止到2002年12月,投入开发的稠油 热采总井数7744口,开井数5575口,平均吞吐8.5轮次,单井日产油3.3t/d,年 产油723.15×104t,年油汽比0.48,累积油汽比0.63。目前老井产量的递减幅度 较大,近几年主要通过老区加密调整以及不断投入新储量来保持稠油产量的稳定

●平均周期口采出程度◆累计油气比

图2.2

辽河油田主力区块蒸汽吞吐开采现状

蒸汽吞吐配套的特色技术 /在注汽技术中,辽河油田真空隔热油管、金属封隔器适应中深层蒸汽吞吐 井底蒸汽干度的要求: /高温防砂、高温化学助排技术、高温监测技术改善了吞吐开发效果 /大修、侧钻技术则提高了油藏平面动用程度

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/分层注汽、分层配汽、高温暂堵、调剖技术则提高了油藏纵向动用程度 因此在目前工艺技术水平条件下,蒸汽吞吐采收率由一般的15~20%提高到了 25%左右,极大的改善了吞吐开发效果。 为进一步提高蒸汽吞效果,近几年开展了加氮气、化学剂吞吐,加烟道气吞吐, CO。吞吐,组合式吞吐等,但由于目前已处于蒸汽吞吐后期,驱动能量小,剩余油主 要分布在井间地带,因此,只有采取驱动式开采,才有可能进一步提高采收率㈣。 存在问题 但在高轮次蒸汽吞吐下,无论是油藏的驱动能量条件还是油田的开采条件都在 不断的恶化,为进一步提高这类油藏的开发效果十分不利。 (1)地层压力水平低。蒸汽吞吐是一种降压开采方式,随着吞吐周期增加,地 层压力水平越来越低。据统计目前稠油蒸汽吞吐区块的地层压力已降至原始地层压 力的25--35%。“。由于驱动压差小,原油渗流速度低,吞吐效果变差(图2.3)。

14 12

30



10

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15面
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1 2 3 4

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5 6 7 8






周期

+压力lIPa+产量<t/d>
图2.3

蒸汽吞吐区块的地层压力和产量变化趋势

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(2)井况变差。由于稠油埋藏浅,储层胶结疏松,油井出砂,再加之频繁注汽 和作业,部分油井套管损坏严重。据不完全统计,目前已有2498口油井发现套管 变形、损坏,井下落物等,占投产井的29.3%,其中有897口井无法正常生产而被 迫关井,其余1601 1:3井仍在带病生产。”。 (3)边底水的侵入。辽河油区的稠油油藏大多数为边底水油藏,进入多轮次吞 吐以后,油藏内部压力下降,边底水侵入油藏,注汽时地层热损失大,影响了蒸汽
吞吐效果”3。

(4)进一步加密调整余地小。目前多数区块已经历过1—3次加密调整,井距 已从基础并网的100-200m,调整到目前的70—lOOm,加密调整的潜力越来越小。 且目前调整井的第一周期产量只相当于基础井网的5~6周期水平。调整井效果逐 渐变差∽3。 新疆油田: 蒸汽吞吐生产情况 新疆油田至2002年底,共有生产井7262口,开井5749口,其中吞吐井5440 口,单井日产油1.2t,2002年吞吐产量204.8X104t,占稠油总产量的68.1%, 年油汽比0.21,累积油汽比0.27。新疆油田稠油生产总趋势是近几年产油量逐年 增长(图2.4)”“,这主要由于老区综合调整,新区新储量的不断投入。随吞吐轮 次增加,油汽比则略有下降,

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图2.4新疆油田历年产量油汽比变化图‘

调整措施 为改善吞吐开采效果,进行了加密调整。为了给加密部署提供可靠依据,利用 老区密闭取心资料、生产测试、特殊测井等资料,以高分辨率三维地震延时测量、 精细油藏描述和数值模拟为手段,对老区加密前油藏动用情况及剩余油分布规律做 了较深入的分析研究。研究表明,在lOOmX MOm反九点井网条件下,蒸汽波及范 围十分有限,充分动用的仅是近井地带(约35m之内)的油层,而在距注汽井35m~ 70m距离范围内,剩余油饱和度多在50%~60%之间。从吸汽剖面资料来看,不同 时间纵向上各层的吸汽量很不均匀,主要产液层位在油层中上部,占产液厚度的 83.97%,中下部油层的剩余油饱和度一般都在50%以上。…。因此,具备加密的潜 力。加密井的投产使井间热连通得到提高,提高了驱替波及程度,改善了油田开发 效果。

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2.2蒸汽驱
蒸汽驱技术是稠油热采的成熟技术,也是蒸汽吞吐后一项重要的接替技术。其 采收率一般为30—50%。 克拉玛依油田汽驱开发现状 通过先导试验,新疆克拉玛依油田于1991年开展了大规模蒸汽驱工业性开采, 目前共有625个汽驱井组,汽驱采油井1751口,单井日产油1.4t,汽驱年产量92.3 ×104t,油汽比0.184,累积油汽比0.19(图2.4),采出程度已达到27%~39%。 汽驱开发中存在的问题 /汽驱中汽窜严重:汽窜发生较早,汽驱2年左右就开始出现,到目前为止,发 生汽窜的生产井己大约占汽驱生产井的1/5。 v,动用程度差:动态监测表明,纵向上,上部油层吸汽好,产液好,中下部吸汽 差,产液少:平面上井组内大都只是部分井受效。 4-目前井况普遍较差:许多井发生套变和套断,大多数发生窜槽。 /部分井出砂严重:影响正常生产。 改善措施为进一步改善汽驱开采效果,进行了剩余油分布、汽驱合理井网井距 的参数优化等研究工作,提出了蒸汽驱的合理注采参数及问歇汽驱、调剖封堵等一 系列改善蒸汽驱效果的措施汹3。 辽河油田汽驱现场试验情况 经过大量的前期研究,在1997年,确定齐40块莲花油层作为中深层稠油油藏 汽驱先导试验区。齐40块埋藏深度适中,为600~1050m,油层厚度36.5m,净总

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厚度比大0.48,储层物性好,平均孔隙度25%、渗透率1.4D,50。C地面脱气原油 粘度2640mPa.S,无气项,边底水能量弱,是辽河油区较具代表性的中深层、中一 厚互层状普通稠油油藏。 1998年lO月在一个4井组的70×lOOm反九点井网上开始了汽驱先导试验,试 验取得了较好的效果,2001年l一10月平均采注比提高到了1.07,油井产量上升, 油汽比平均为0.23。至2002年6月,注汽80.O×104t,产油t6.5×104t,产水53.8 X104t,油汽比0.21,平均单井曰产油水平8.4t/d”1。 辽河油田汽驱现场试验中的特色技术。71 (1)真空隔热管提高注汽干度 真空隔热管由内管、外管、隔热材料、隔热衬套、接箍等组成,其视导热系数 达到了0.007w/m·℃,较普通隔热油管提高了一个数量级。通过高温测试,与普通 隔热管同样条件下,1000m井深的井底干度达到40--50%。因此应用真空隔热管可 大幅度提高井底干度,减少了井筒热损失,提高了蒸汽的热利用率。 (2)金属封隔器提高热效率 该封隔器主要由两种热敏金属材料作为密封件,当注蒸汽时,在温度达到200 ℃左右,热敏金属开始发生膨胀挠曲,推动密封胶筒膨胀,胶筒两端的注汽压差又 进一步使胶筒膨胀密封,从而封隔油套环空。注汽结束后,随温度降低,热敏金属 复原,胶筒收缩而解封。 目前,该封隔器已全部替代以往的机械卡瓦式封隔器,通过现场推广应用情况 看,该封隔器适应注汽温度290。C一350℃,注汽压力7—16MPa,密封率90%以上, 解封成功率达100%,解封性能可靠,放喷后既可作业,缩短作业周期,同时也降

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低了因封隔器卡井所造成的大修、作业井次,降低了开采成本。 (3)高温暂堵、调剖工艺技术 针对井下管柱有变形、油藏情况比较复杂、油层问夹层比较薄等不适合下井下 管柱的井,采取化学调剖工艺。该类工艺通过向井下注入化学药剂,因高、低渗透 层的渗透率差异,药剂优先进入高渗透层或汽窜层,在井下注汽条件下,在油层中 产生耐高温凝胶或泡沫,封堵高渗透层或汽窜层,迫使蒸汽进入中、低渗透层,从 而提高油层的纵向动用程度。目前现场推广应用的比较成熟的这类调剖工艺主要有 高温凝胶暂堵调剖工艺和高温泡沫调剖工艺。 (4)高温防砂工艺 辽河油田推广应用的防砂工艺主要有机械防砂和化学防砂两种类型,主要推广 应用了高温固砂工艺、人工并壁防砂工艺、TBS金属烧结防砂筛管等多项防砂工艺。 (5)高温监测技术 近年来完善和发展了从注汽锅炉、井口、并底的各项资料测试技术,这套技术 为辽河油田提高热采效果和开发水平,起到重要的作用。目前完全能对注汽系统的 全过程参数进行系统测试和监测。主要包括于度(井口和井底)、温度、压力和流 量,以及吸汽剖面情况等。 汽驱开采潜力 中深层汽驱先导试验的成功和成熟的汽驱开采主体技术,为辽河油田适宜于汽 驱开采的稠油油藏提供了转驱的准备。根据适合汽驱油藏的初步筛选结果,表明辽 河油田适合蒸汽驱的地质储量为18765×i01t,以提高采收率26.8%计算,可增加

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可采储量5029.02X104t。新疆油田,预计2002~2006年吞吐转汽驱的地质储量为
1940X

104t,可增加可采储量388X 104t,因此转汽驱开采的潜力巨大岫1。

2.3蒸汽辅助重力泄油SAGD
蒸汽辅助重力泄油技术的应用主要在加拿大,据有关材料介绍,目前有10个试 验区和7个油田商业化应用;SAGD的总日产油量超过了5000t/d。根据SAGD开采 机理以及国外现场开采的实践,辽河油田决定在曙一区超稠油油藏进行SAGD试验。 杜84块开展SAGD试验的条件分析 曙一区超稠油探明含油面积23.2km2,探明石油地质储量17548X 104t,是辽河 油田的主要资源接替区,该区断块相对较为整装,构造形态完整,油层有效厚度一 般为30--60m,孔隙度一般为27%--32.5%,渗透率1.3—1.6 1.t廿,油层埋深660~ 1050m,油层温度40。C左右,地层原油粘度10X 104~55×104mPa.s。50 9C时5×104~
12X

104mPa.S…。 表2.1 两个进行SAGD开采的油藏的特征对比 杜84块 孔隙度 水平渗透率D 含油饱和度 垂直/水平渗透率比值 油层温度下原油粘度mPa.s 油层厚度m 地层埋深m 油层原始压力MPa
0.27 1.22 O.6 0.4 Tangleflags 0.33

2.0—3.0
0.80

0.3一O.4

>20万
80.O 750 7.4

2.O一4.0万
20.0 500 4.O

中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 目前地层压力MPa 油层温度℃ 夹层发育情况 泥质含量 边底水 气顶


2—3
40

3.5 20

不严重 少 不发育 无


上部较严重 上部较多 有 有 否

注汽井是否吞吐

表2.1比较杜84块区块与加拿大应用SAGD技术的Janglefags油田的油藏参数, 可以看出,杜84块兴隆台油层开展重力泄油的有利条件是:①油层厚度大,有利

于重力作用;②边底水不活跃;⑤油层中薄夹层数量相对较少,泥质含量低,不会
阻挡蒸汽向上运移;④此外吞吐阶段地层压力降低,吞吐井之间的汽窜有助于加快 生产井和注汽井之间的热连通;不利条件是:①油层渗透率和含油饱和度相对低~ 些,②原油粘度大,③还有就是油层的埋藏深度大一些。 根据对杜84块油藏条件以及现有井网,SAGD可行性研究结果表明采用垂直井 与水平井组合的方式,可获得较好的开发效果和经济效益。 SAGD技术直井注汽水平井采油的优势有啪1: /利用重力泄油机理来稳定油汽界面,由于注入井和生产井之间不存在压差, 容易控制蒸汽窜流 /克服钻平行水平井的技术难度 v,对于已开发的油田,可以利用现有的直井作为注汽井,节约钻井费用 /初期可以利用调节各井的注汽量来调节蒸汽沿水平段的分布 /靠优化射孔井段的手段来达到减少油层非均质性(如夹层)影响的目的

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直井注汽的缺点: /蒸汽腔首先在单点形成 /容易在油层中形成窜流 /达到高峰产量的时间一般比水平注汽井的长一些 需要注意的问题 对于目前正在辽河油田进行现场试验的SAGO项目而言,由于目前油藏压力水平 低,要注意在水平井钻井完井中应采用低密度或泡沫泥浆,负压钻井,避免油层伤 害,否则,将由于油层伤害而造成水平井产能低,排液困难,蒸汽腔发育受影响, 进而导致低效开采或者是试验失败。 此外,还应注意严格控制水平井轨迹,水平段钻得越水平越有利于生产控制。 所以在钻井控制时,应尽可能减少水平段轨迹的上下位移,在可能的情况下,应将 水平段轨迹的上下位移控制在1.O一2.Om以内。“。原因是在重力泄油阶段,为防止 蒸汽腔的蒸汽进入到生产井,在生产井的上面一定要维持一定高度的液面。但液面 又不能过高,否则会影响采注比和重力泄油的有效高度。重力泄油过程中水平生产 井以上的液面一般应保持在3.O一5.Om左右。这个液面是以水平筛管段的最高点来 确定的,但若水平段的上下起伏比较大的话,为防止汽窜,要在筛管段的最高点处 保持3.O一5.Om的液面,这样将导致水平段低点处大量积液,从而影响生产效果。 SAGO开采潜力 辽河油田特超稠油探明地质储量22470X104t(特稠油13282.0×104t,超稠油 9188×101t),动用储量8836.0×104t,尚有13634×104t未动用。随着SAGO开采

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技术的逐步成熟,必将进一步扩大特超稠油的动用规模。初步估算按40%未动用储 量中适宜于SAGD开采,提高采收率35%,则增加可采储量1908。7x104t,潜力仍 是巨大的。

新疆油田已探明未动用储量12899×lo't,其中超稠油储量8491



104t,占未动

用储量的65.8%,主要分布在风城、九区边部,其余未动用储量多为油层较薄丰度 低或埋藏较深经济效益差的储量。当SAGD开采技术成熟,超稠油储量则具有较大 的潜力。如按50%储量适宜于SAGD开采,估算采收率增加35%,则可增加可采 储量1486X 104t㈨。

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第三章稠油开发技术在国外的应用情况
国外稠油油田的开发主要采用了蒸汽吞吐,蒸汽驱,SAGD,冷采包括出砂冷采 和水平井冷采,火烧油层等技术。 蒸汽吞吐主要应用在加拿大的Cold Lake和Peace Rivet的浅层稠油油藏,而 在其他国家应用吞吐技术基本上是作为汽驱前的准备,在美国除了Cat Canyon油 田的部分区块一直进行吞吐开采,其它的稠油油藏都从吞吐转为汽驱开采,而Cat Canyon油田是因为埋藏较深,转驱受到限制,同样的原因,在委内瑞拉最深的稠油 油田Boscan也一直进行吞吐开采,因为其2900m的油藏深度对于汽驱完全是个禁
区。

美国是应用蒸汽驱技术进行稠油油田开发最广泛而且成功的国家,Kern

River

就是最为典型的实例,同样是浅层稠油油藏,印尼的Duri油田作为世界上最大的 蒸汽驱项目也获得了很好的开采效果的经济效益。 SAGD技术是在加拿大兴起的,也是在那里被成功地用于开发超稠油油藏。目前 主要在加拿大的Athabasca和两省交汇处的重油带应用该技术。 水平井冷采是在委内瑞拉应用最为普遍的稠油开采方法,在Orinoco重油带的 3个大稠油油田都采用的是水平井冷采技术,而且他们也成功地应用了多分支井进 行稠油冷采。 稠油出砂冷采技术主要应用在加拿大的重油带,Peace River,和Wabasca。 火烧油层技术是最早的稠油热采技术,曾在上个世纪的50—60年代风行一时, 但因其在操作工艺上的难度和风险,被应用的越来越少,如今只应用在美国、俄罗

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斯、印度和罗马尼亚为数不多的几个油藏中。

3.1蒸汽吞吐
美国Ca,tCanyon油田
Cat

Canyon油田位于美国加州,油藏埋深1000m左右是一个中深层稠油油藏,

该油田发现于1908年,于1965年开始应用蒸汽吞吐方法进行开采,它的特别之处 在于油田的某些区块至今仍然继续吞吐开采,最高轮次已有-40多次。该油田油层 孔隙度为27—31%,渗透率0.5-3D,含油饱和度70%左右,油藏深度2800—3500ft, 压力820—1150psi,温度100—135T,油藏温度大气压下原油粘度1000cp,含气原 油粘度290cp,60T时原油重度12.2。API。 在蒸汽吞吐过程中,一般注汽时间为3周,焖井1周,生产时间18—24个月, 单井每英尺油层的注汽强度为1500—2000万桶/轮次,单井产液量400B/D。”。 委内瑞拉Boscan油田 委内瑞拉的Boscan油田是深层稠油油藏,埋深约8000—9000ft,油层厚度 100—250ft,原油重度10.4。API,油藏条件下原油粘度300cp,90下时1300cp。Boscan 油田的开发始于1949年,共有油井577口,起初利用油藏的天然能量进行衰竭式 开采,压力由初始的3250psi降至800—2040psi。转入吞吐后,井口温度6000F, 干度80%,所选的试验区是压力降得最低的,平均油层压力900psi,注入压力 1610psi,注入速度182t/d。 573井在开井生产第一周时平均产液452B/D,含水100%,在此后的2个月,泵

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速为3.5—4.5SPM,产液量330B/D,产油量139B/D,含水58%,然后泵速升至5-6SPM 生产了7个月,产液量200B/D,产油量160B/D,含水20%。产量比一次开采时提高
了30%。

366井在前2周的生产,泵速3—4.5SPM,产水量300B/D,此后泵速提升至

5—7.5SPM,第一周,产水量500B/D,以后的3个月平均产液量300B/D,产油量1 14B/D,
含水62%,再降低泵速继续生产,产液量160B/D,产油量138B/D,含水14%,然而 在这个周期的最后3个半月,产油量一直保持在175B/D,提高了45%。“。

3.2蒸汽驱
美国Kern River油田

/油藏特点

ChevronTexaco公司在美国加利福尼亚克恩河的蒸汽驱项目是美国最大EOR项 目,其日产量约100000桶原油。克恩河油田的KernRiver组砂岩的平均原始含油饱 和度为50%,平均孔隙度31%,渗透率1一10达西,原油密度10。一15。API,原油 粘度500一10000mPa.S,石油地质储量为40亿桶(6.4亿米3)m1。加利福尼亚早在 六十年代就开始注蒸汽开采,起初以蒸汽吞吐开采为主,到了七十年代后期,蒸汽 驱占据了主导地位。如图所示,克恩河油田的原油对热有明显反应:当汽驱温度为 260T(128。C)时,原油粘度降至20mPa.s(油藏温度下90。F,粘度为12000mPa.S) (图3.1)。“,该项目在开采过程中最突出的特点就是充分运用了热能管理的手段 在最少的蒸汽注入量下获得最佳的热效率应用。

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图3.1

Kern

River油田的原油粘温曲线

/开发历程‘蚓

初期阶段(1960—1966)

1960—1963年先后在9个油田开展了蒸汽吞吐现场试验,其中7个注蒸汽开采 效果相当不错,试验持续了很长时间,从1964—1967年在克恩河地区又有许多油田 投入蒸汽吞吐开采,据资料统计,在1966年,该地区38个油田的6621口井的日 注气量为262000桶冷水当量蒸汽。

1966年,有17个油田开展了蒸汽驱开采,135口井的日注气量为43000桶冷 水当量蒸汽,仅占当时注气总量的14%。

上产阶段(1967—1986)

1966-1981年,该地区的蒸汽吞吐开采一直保持在日注气量262000桶的水平, 到1983年吞吐开采都呈上升趋势。

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1967—1985年,蒸汽驱开采规模持续增长,到1985年,汽驱注汽井已达到5001 口,日注气量为190万桶冷水当量蒸汽,占注气总量的80—85%。

递减阶段(1986-)

1988年该地区的热采产量达到511000桶/天的高峰值,此后开始平稳递减,这 一阶段的平均油汽比为0.22,由于汽驱中产生蒸汽的成本最大,于是如何有效地利 用蒸汽引起人们的关注。

图3.2

Kern

River油田稠油开发的历年产量变化

/特色技术一热能管理

在早期有关热损失的计算是以前缘推进理论为依据,该理论认为,较高的注汽 量会大大降低上覆盖层的热损失,且能有效地提高采收率。然而通过多年的现场试 验和油藏研究证明,重力超覆作用是汽驱的明显特征,到80年代人们开始依据重 力超覆作用为基础进行分析计算,这一理论最主要的概念是:蒸汽驱的主要机理是

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通过加热原油进行重力泄油,当原油通过重力泄油的方式被采出时,蒸汽分布带会 向下发展,实际上由于地层的非均质性和井下的复杂性,会使蒸汽沿着无法预料的 方向运移,因而产油量不受注汽速度的影响,注汽速度只与井网大小有关,而与砂 岩厚度无关,注汽速度在不同的汽驱阶段而不同,在后期当产量递减不再呈线性关 系而为双曲线递减时可降低注入速度而不影响产油量,现场的实际开采效果显示后 期注入速度降低后,油汽比结果反而得以改善。从90年代以后,整个油田虽处于 开发后期,产量递减,但由于实施有效的热能管理,降低了注汽量后,平均油汽比 一直稳定在一定水平,在2001年,克恩河的油汽比达到了历史最高水平。“。

克恩河油田共有15000口生产井和注汽井,660口观察井。在新近完钻的井中 都进行了电阻率测井、EPT电磁波传播测井和密度一中子测井,以监测蒸汽在油藏中 的运移情况,另外还进行了油藏温度随深度变化的温度测井和RST油藏饱和度测井, 然后利用这些资料建立稳定、含油饱和度和蒸汽分布的三维模型,根据裸眼井电阻 率测井资料建立岩性模型,再将这两个模型整合生成剖面图和可视化模型,来进行 注汽速度的优化。在生产过程中一般每三个月测温一次,以此适时调整注汽速度 节约生产成本。

印尼Duri油田

/油藏参数和开发简介

印尼的稠油油田就是Duri油田,这是一个大型浅层稠油油田,目前它是世界 上最大的蒸汽驱作业项目,最初进行一次开采,阶段采收率7%,1975年开始汽驱 试验,1985年开始大规模的商业开发,该油田现有4000口生产井,1600口注汽井

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和300口观察井,产油量是23万桶/天(3.65万米3/天),注汽量95万桶水当量/ 天,预计采收率可达70%。…。

表3.1

Duri油田平均储层特征

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/热能管理

Duri油田的注汽井网多数是250X250m的反九点井网,在薄油层的区域采用五 点井网。通常在注入约一个孔隙体积的蒸汽之后,个别层段会发生蒸汽突破。由于 这里的岩层相对较薄、砂岩的非均质性、和大井距等因素,重力泄油的作用有限 于是作业公司认为要取得好的开采效果和高采收率,关键是提高横向和纵向的波及 效率,同时实施有效的热能管理对是否能取得良好的经济效益也很重要,因此油藏 监测就至关重要。在Duri油田主要利用延时地震(四维地震)监测技术来进行井 问和区域内蒸汽分布研究。

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Duri油田于1994年开始实施延时地震监测。首先在注汽前一个月在注汽井网 进行三维地震基础监测,然后在以后的20个月内重复5次这样的三维地震。地层 内温度的增加和由蒸汽形成的气相分布带会使地震波速降低,、导致反射波下拉或反 射时间延迟,另一方面,注汽时压力增加会溶解一些地层内的游离气,这将导致地 震波速增加或反射层上提。通过地震资料的解释分析,最终可以显示地层内的蒸汽 分布情况,以此采取适当的措施来改善蒸汽横向或纵向的波及效率。根据现场作业 的经验,三维地震和延时地震资料的解释可以消除许多不确定因素,因此目前广泛 地应用该技术进行剩余油分布的研究。“。

3.3水平井冷采
委内瑞拉的稠油储量非常丰富,奥里诺科重油带就是世界上最大的稠油聚集区 域,它的面积是5.5万平方公里,石油地质储量约为1.36万亿桶(2160亿米3) 为胶结疏松的稠油油藏。通过前期的评估,这里已确定采用螺杆泵或电潜泵应用水 平井技术进行大规模的商业开发。主要原因是水平井在较低的压降下可以维持较高 的流速,因此减少了出砂问题,而且水平井钻井技术已经成熟,所以水平井冷采是 一项低成本高效率的开采技术。目前该地区的目标产量是在2005达到日产稠油60 万桶(9.53万米3/天),开发时间35年。“。

中国石油勘探开发研究院硕士学位论文 表3.2

Orinoco重油带的平均储层特征

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…兰世盐_二二二=兰三出。丘o_=:二三篓二黧。二I—=o嚣茹jo瓣∑二二—__—三。星I!c
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原始油藏温度



100-135甲

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由于油藏的沉积特性为河流相沉积,所以砂岩的连续性、连通性较好,砂岩厚 度一般为15米。作业公司将开发区划分成若干个1600mX600m的长方形泄油区, 并在两个泄油区的结合部的一个砂体内钻两口水平井,水平井段长1200—1500m,穿 过几个河道,采用割缝筛管完井,通常在每个结合部都钻4—12口井以开发多个砂 体。这些水平井一般采用螺杆泵或电潜泵进行生产,有时注入轻油或稀释剂进行井 筒降粘。

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由于油藏构造的特殊性,该地区还采用了多分支井开采那些连续性差的薄油 层,然而目前其钻井成本还相当高。

3.4出砂冷采
稠油出砂冷采技术在加拿大应用的非常广泛而且成功,如果在适当的油藏应用

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出砂冷采技术,则投资低回报快,目前该技术的操作成本一般控制在每桶4-6加元。

加拿大的Luseland油田是一个浅层海相沉积的胶结疏松的砂岩稠油油藏,油 藏深度800m,孔隙度28—30%,渗透率2-4D,原油重度11.5—13。API,油藏条件下 含气原油粘度1400cp,含油饱和度72%,油层厚度5-15m,原始油藏压力6-7MPa, 油藏温度30"C㈨。

油田开发始于1985年,30口直井采用杆式泵进行一次开采,出砂量很少,在 1992—1993年期间尝试水平井开采,但没有成功,并且所有自q水平井到1998年时都 基本废弃,油田于1994开始采用螺杆泵逐渐进行出砂冷采,取得相当好的开采效 果,到2000年时原油产量为以前产量的6倍(图3.3)。

产油妇K量.m3,月
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图3.3

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Luseland油田月产油/水量

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3.5蒸汽辅助重力泄油(SAGD)
加拿大拥有世界上最丰富的稠油和沥青砂储量,约4000亿米3,针对这样高粘 度的沥青砂资源(粘度100万cp,重度7.5-9。API,815。C),SAGD无疑是一种有 效的开采方式。目前SAGD技术主要应用在加拿大的超稠油油藏开发中,如: /Encana公司于2002年9月开始的MackayRiver的SAGD项目,日产30000 桶,该公司在Christina Lake的SAGD项目有700口水平井,日产原油
50000.70000桶:

/Suncor公司2003年开始的Firebag的SAGD项目,约有93亿桶储量,预 计2005年日产量达35000桶,2010年日产量为140000桶; /日本-力口拿大油砂公司(Jacos)在Hangingstong的SAGD项目预计2006年 日产量为50000桶; /加拿大自然资源公司(CNRL)在Primrose,WolfLake,Burnt Lake的稠油 生产项目包括蒸汽吞吐和SAGD两类项目,这些项目的日产量约为38000 桶,该公司计划在15—20年内新钻600 12I水平井,将产量提高到120000桶
/天;

/OPTI公司与Nexen公司在Long Lake的合作开发项目约有lO亿桶沥青储 量,投资34亿美元,预计2007年日产量达72000桶,该项目是第一个将 SAGD与现场改质结合在一起的项目; /ConocoPhillips公司在Surmont的项目预计SAGD日产量在2006年达到
27000桶‘删。

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在加拿大Tangleflage稠油区的SAGO项目,开展时间最长,资料相对详实。其 油藏条件和生产效果如下:油藏埋深480~550m;油层厚度15~25m;孔隙度33%; 水平渗透率2~3u m2,垂向渗透率:0.8~1.2u m2;原始含油饱和度80%;油层温 度下的脱气原油粘度20000~40000mPa.s;油层压力4MPa;油层温度20℃。采用直 井和水平并组合方式;水平井段长400m,水平井段位于油底上方5~7m,直井与水 平井水平距离75m,直井射孔底界距水平井的垂直距离3~5m。单井日注汽速度100~ 200t/d,井口注汽干度80%;注汽压力在SAGD初期6.OMPa,蒸汽室形成后稳定在 4.OMPa。该试验区的SAGD效果可大致分为三个阶段;蒸汽室形成时间约1.5年, 平均单井日产油60t/d,油汽比0.18;蒸汽室形成后,高峰期单井日产油达150~ 200t/d,油汽比0.4~0.5;至目前试验区生产12年,平均单井日产油90t/d,累 积采油40X 104t,采出程度60%,累积油汽比0.33““。

3.6火烧油层
1958年美孚公司在West Newport油田开始火烧油层的试验,井网为不规则的 反五点井网,主要开发层是第二砂体,该层纯油层厚度500ft,为高孔、高渗、不 连续分布的油藏,含油面积590英亩,地质储量1.2亿桶,深度为1400—2000ft, 油藏温度(110下)下原油重度15。API,粘度3700mPa.S。

当时共有245口生产井,其中一些井的生产层为第一或第三层,在第二层有注 空气井35口,第一层有1口注气井,产油量为4000桶/天,产水量18000桶/天 累积产油4千万桶,采出程度33%,空气注入设备的额定注入速度是2400万立方英

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尺/天,当时在550psi的压力下以1100万立方英尺/天的速度注入空气,空气/油 比(AOR)是2—4千立方英尺/桶““。

生产井的井眼尺寸是9-7/8英寸,套管7英寸,井打到第二层的顶部,固井的 材料含4%凝胶,35%硅粉;另一个井眼为6一l/8英寸的井打到第二层底部,井下扩 眼到12英寸,下5英寸的衬管,砾石填充。所有的井都采用游梁式抽油机生产, 由于采用了砾石填充的衬管,出砂问题被控制到最小影响,每口井都装有一个小气 体洗涤器和孔板流量计来测量气体流量和环空内的温度,并且定期进行气体取样和 井底温度剖面测量。

“热”的油井是生产井,温度的升高和烟道气气体体积的增多表明火驱前缘已 经到了,对于这些变热的油井,就用空心杆管柱代替普通的有杆泵管柱,空心杆管 柱可以作为下热电偶的通道,热电偶除了用于测量井底温度,还可以自动控制注水 系统,用于冷却井下生产管柱,还可以限制烟道气流量来控制环空的背压,如果井 底温度高于275"F,注水系统会自动启动,并以一定的注水速度使井底温度保持或 低于那个水平,通过这样的方式控制油井的温度不致于太高,使其可以生产更长的
时间。

空气注入井钻到第二层底部,井眼7-7/8英寸,固井水泥和用于生产井的是一 样的,都是耐高温的,在距第二层底部三分之一处射孔,下2-3/8英寸的油管,至 少先注入24小时的蒸汽,然后以较低的速率注入空气,在以后的一个小时或一周 之内会发生自燃,这时用2-3/8英寸的塑胶油管代替以前的油管,并下封隔器,再 连续注入空气两个月,根据井网大小、生产井和注气井的动态确定注入速度,并逐

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渐提高注入速度直至设定值,当时平均的注入速度是3.12百万立方英尺/天/井, 作业者认为在生产初期一定要以低速度注入空气。

油藏特性 地质储量
含油面积

120X 106 Barrel 590Acre 1400—1800ft High 1D

深度 孔隙度 渗透率 粘度 重度 油藏温度 油层厚度 含硫量 地层倾角
井网

3500—4500c15@110T
15。API

110下
400—500ft 1—5% 2。

五点

作业参数 空气注入井
生产井 产油量 产水量 空气/油比

耻、,

盟5
Ⅱ Mm E ,

8 O ∞ 玎B D 00 0 C B

最好的单井产量 空气压缩机

l 4 0 B F/ 伍//D

工作压力 额定工作流量 空气注入餐

500 psi 22×106 ft3/D 11X106 ft3/D

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油井的点火

先注入蒸汽预热地层,然后在注入空气 1小时到1周内点火,可以在地面感觉到点火后地下的燃烧 注气井的套管 生产井的套管 井眼7-7/8”,5-1/2”套管,固井到地面,距井底lOOft处射孔 井眼9-7/8”,7”套管,井在第二层的顶部,井下扩眼12”,下5-1/2”衬 管,砾石填充 钻井成本 油井成本 钻井:¥55—60/hr,修井:¥40/hr 加上泵共¥46000

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第四章针对国内稠油开发情况和存在问题的几点建议
通过对比分析中外稠油油藏以及开采技术上的各自特点,针对国内稠油开发的 具体情况和存在问题就以下几方面提出几点建议。

4.1油藏监测
在汽驱过程中,为更好地利用热能,即最有效地使用蒸汽,油藏监测十分关键, 要充分地利用油藏监测数据进行有效地分析,准确掌握随时间变化的油藏中的热量 分布。油藏监测涵盖的资料包括:

/压力和温度测试数据 /日产量 /注汽量以及蒸汽干度测试数据 /关井时间和情况 /所用的添加剂的类型和情况 这些数据必须定期准确地收集,以便及时地评价油田的生产动态,从而确定最 适合的各种生产方法和增产措施,使油田能经济有效地开采。 另外这项工作在先导试验中也尤为重要,先导试验的目的就是要通过试验结果 来确定一些操作参数的组合或所选的油藏参数是否有效,决定该方法是否可以在油 田大规模推广应用。尤其对于蒸汽驱先导试验,应该在井间打一些布井合理的观察 井,作为观察井,井眼的尺寸不需要大,要定期进行压力与温度测试,准确地收集 这些数据,同时也要监测井底蒸汽干度和蒸汽前缘的运移情况““。

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对比国外最大的最成功的两个蒸汽驱项目一美国的Kern River以及印尼的Duri 油田,我国辽河油田的观察井数量远远少于它们。在Kern River油田,生产井和 注汽井共有15000口,观察井660口,基本每5个注汽井网就有一口观察井。为了 监测蒸汽驱的动态,采用了多种测量方法,包括电阻率测井,密度中子测井,套管 井做的是温度和储层饱和仪测井(RST),光纤测温系统,以及监测剩余油饱和度的 井问电磁测量(EM)。在Duri油田,现有生产井4000口,注汽井1600口,观察井 300口。在注汽井中,采用氮气作为示踪剂测量记录吸汽剖面,根据生产井井口温 度、压力和流量监测来观察蒸汽突破的情况,但是这些都只反映了井筒附近的情况, 不能给出远井地带的油层情况,于是在Duri油田开始采用四维地震的技术,该技 术可以揭示横向上和井间的蒸汽分布情况,给出总体蒸汽波及情况的准确图像。 因此在我国稠油油田的开发中应加强油藏监测,可以利用一些停产井改建为观 察井,需要对注入井、生产井以及观察井定期进行温度、压力的监测,由于注蒸汽 项目中温度变化很快,所以一般3个月进行一次温度监测,另外必要时考虑是否可 以进行四维地震监测,完善的监测系统。尤其是在蒸汽驱和SAGD的先导试验项目 中除了监测好压力和温度数据,还要分别注意监测蒸汽前缘的走向和蒸汽腔沿水平 井段发育状况以及蒸汽腔在油层中发育的均匀程度,详实的监测数据是生产过程中 必不可少的,只有在系统监测的基础上,进行跟踪研究,发现问题,而且最关键的 是快速作出反映,及时调整注采参数,不要错过适当的时机,因为在有些时候可以 减少注入量而节省相当的成本,并获得好的开采效果,同时也才‘能确保在先导试验 阶段得到有价值的资料,为进一步扩大试验或生产规模提供可靠的依据。

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4.2精细油藏描述
我国辽河油田稠油油藏的特点之一是非均质性严重,而且经过多年的开发油层 的各项特征也发生变化,这就要求在开发方案的制定或调整过程中做好精细油藏描 述,以充分表述储层在纵向和横向上的变化情况,油藏描述是整合多学科研究于一 体的一项综合技术,它把构造地质、沉积学、层序地层学、测井、地震、岩石物性 分析等研究综合在~起,最终建立定量的三维油藏地质模型。 目前在我国的这一研究领域除了在相应的研究手段上有所欠缺,如建模的软件、 三维可视化工具的开发与应用都尚未成熟完善,主要的是在研究项目中缺乏多学科 的集成,而国际上所有大的油公司在进行油田开发的技术支持项目上,都采用了一 支集合多学科人才的项目小组,这包括地质、地震、测井、油藏等等,在研究过程 中各个学科相互渗透、补充,有机的结合在一起,这样整个项目的研究才是综合全 面的。因此在今后的项目研究工作中应考虑多学科的综合研究。

4.3剩余油分布研究
此外针对那些蒸汽吞吐或汽驱开采多年的老油田也要做好油藏监测工作,因为 这时不仅需要了解蒸汽的波及状况,重要的是还要弄清油藏中剩余油的分布,这样 才能有的放矢,研究经济有效的剩余油挖潜技术,从而迸一步提高采收率。 剩余油分布研究的研究手段就是油藏监测工作和精细油藏描述工作。油藏监测 技术除常规的油藏动态监测分析方法外,还有核磁共振测井和四维地震监测,其中 利用四维地震技术进行剩余油分布研究可以消除许多不确定因素。

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4.4热能管理
热能管理是在稠油热采中非常重要的一项工作,它的意义在于以最有效的方式 来利用热能。实际上热能管理包含了油藏监测、油藏模拟、注采参数优化等工作, 而油藏监测是最基础的一项工作,它为热能管理提供了关键的数据。通过油藏监测 可以了解目的层中热量分布情况,判断热量分布是否有效,以及蒸汽在油层内的波 及情况。 在油藏方面的热能管理具体包括以下一些内容: /通过光纤测温系统或热电偶监测井下温度; /在观察井进行温度测井观察油藏温度随深度的变化情况,和RST储层饱和度测 井,即通过碳氧比测定确定原油饱和度,另外,还要在观察井获得压力测量结 果,以及蒸汽前缘的运移情况; /应用这些测井结果建立温度、原油饱和度、和蒸汽分布的三维模型,将该模型 与从电阻率测井得来的岩性模型整合在一起,建立三维可视化模型; /通过可视化模型可以确定蒸汽的分布,因此可以优化注采参数,调整蒸汽注入 量,或优化现有的射孔方式,因为射孔的尺寸、密度和相位都对注汽有影响。 /还可以利用四维地震技术进行油藏监测,确定蒸汽波及和未波及的区域,这些 数据有利于确定注汽井位、注汽量、注汽时机等参数。 例如在汽驱的开发项目中,应注意油藏监测跟踪研究,根据油藏具体地质特点 和开采动态进行注采参数的优化,在不同开发阶段采取不同的注汽速度。大家所公 认的汽驱技术的机理除了加热原油降低其粘度以外,还有驱替作用和重力作用,根

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据多年的研究和现场经验,目前认为在汽驱的初期阶段,驱替机理起着主要作用 这时的采油速度与注汽速度有着密切的关系,所以在这一阶段应不断地提高注汽速 度;而随着开采过程的继续,当在注汽井和生产井之间达到热连通后,重力泄油便 起着决定性作用,这时采油速度不再受注汽速度的影响而与油藏特征有关,因此在 开采后期则可以降低注汽速度,一方面不影响汽驱效果,一方面可降低开采成本。 当然这些工作都是在油藏监测和油藏模拟的基础上进行的,有严格准确的数据和研 究依据(图4.1)。

图4.1蒸汽驱过程示意图…3

此外,在地面工艺技术上也需要做热能管理方面的工作,如有效地回收利用热 能,可以通过热交换器回收热能,再利用这些废热预热锅炉供水,还要做好水罐、

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注汽管线的保温绝热措施,不要造成不必要热损失。

4.5水平井技术的发展
利用水平井技术开采稠油是技术发展的一种趋势,一方面因为在当今的技术发 展方向中越来越注重将重力泄油的机理充分应用于各种稠油开采方式中;另一方面 由于在水平井应用上有以下几点好处:①水平井段可接触到更大面积的油层;②对 于水平井注蒸汽开采,水平井段可以控制蒸汽运移的走向避免蒸汽超覆;③应用水 平井开采薄油层的优势也是显而易见的。目前,在世界范围内已经商业化应用或正 在试验的水平井开采技术包括:水平井冷采、水平井水驱、多分支井冷采、SAGD、 VAPEX、水平井蒸汽吞吐、THAI等等,其中SAGD、VAPEX、THAI都是利用了重力泄 油的机理。
表4.1稠油开发技术的发展

61

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水平井技术的发展归功于水平井钻井、完井、修井技术的不断发展;人工举升 技术的发展(螺杆泵、电潜泵、齿轮泵、水力泵);以及油藏监测和油藏描述水平 的不断提高(四维地震技术、三维可视化模型)。而所有这些有利于水平井技术发 展的技术要素在我国的发展都不完善,因此水平井技术在我国稠油开发中的应用程 度非常有限,目前只有SAGD技术刚刚在辽河油田开始先导试验,而其它大多数技 术的应用研究则尚未有明显的起步。 因此,要发展水平并技术,提高相应的配套技术水平是必要的前提,这包括水 平井的钻井完井技术、人工举升技术、油藏监测技术、油藏描述技术等。另外,由 于我国多数稠油油田的开发都已经经历了许多年,现有井网已相当完善,因此在今 后关于接替技术的研究方向上可考虑开发一些水平井与现有直井组合的开采方式。

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第五章结论
1.分别介绍了几个稠油生产国各自稠油油藏的特点,总结孓世界上目前成熟的稠 油开发技术以及前沿技术的各自特点,开采机理,和应用条件,主体稠油开采 技术包括:蒸汽吞吐,蒸汽驱,火烧油层,稠油冷采技术,SAGD技术;前沿技 术包括:VAPEX技术,THAI技术,其它水平井稠油开采技术,以及井下蒸汽发 生器等技术。 2.针对辽河油田和新疆油田这两个国内最大的稠油油田,介绍了我国稠油油田的 开发情况以及开发技术的应用情况: /蒸汽吞吐开采目前在我国的稠油开发中占了主导地位,其产量为国内稠油产 量的80%; /蒸汽驱开采在新疆浅层稠油油田已达到商业化应用,但在辽河油田的中深层 稠油油藏的应用正处于先导试验阶段,如果试验成功,辽河油田可增加开采 储量5029万吨,新疆油田可增加开采储量388万吨; /辽河油田的蒸汽吞吐开采已经到了中后期,吞吐开采的效果逐渐变差,急需 研究确定吞吐后的接替技术以改善油田的开发效果,建议首先做好剩余油分 布研究,再根据油藏具体情况针对以下几项技术开展吞吐后的接替技术研 究:水驱技术、蒸汽驱技术、SAGD技术、和火烧油层技术; /辽河油田在采油工艺的研究上已经开发出一系列的配套技术,取得了较好的 应用效果,几项突出的技术包括:真空隔热油管、金属热封隔器、高温调剖 暂堵技术、高温防砂技术、和高温监测技术

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/辽河油田曙一区杜84块己经开展了SAGD先导试验,如果试验成功可以转入 大规模应用,辽河油田可增加开采储量1908万吨,新疆油田可增加开采储 量1486万吨。 3.介绍了稠油开发目前的主体技术在国外的应用情况,包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、 SAGD、水平井冷采、出砂冷采技术、以及火烧油层技术,涉及的国家包括美国、 加拿大、委内瑞拉、印度尼西亚。这些技术在国外的应用已经相当成熟,除了 火烧油层技术因其操作上的难度风险而很少的被应用外,其它技术都广泛地应 用在各地的稠油油藏,并取得了较好的开采效果。 4.在对比分析中外稠油开发技术应用的情况后,针对我国稠油油藏开发的现状提 出了几点建议: /加强油藏监测工作,不仅针对汽驱和SAGD的先导试验项目,而且对已经开 发多年的老油田也要如此。监测过程中,除了监测好压力和温度数据,还要 注意监测蒸汽前缘的走向和蒸汽腔在油层中发育的均匀程度,只有在系统监 测的基础上,进行跟踪研究,发现问题,才能及时调整注采参数,改善开采 效果和经济效果;对老油田是因为需要了解蒸汽的波及状况,以及油藏中剩 余油的分布,这样才能有的放矢,从而进一步提高采收率。 /加强多学科集成在一起的精细油藏描述工作,通过三维地震、岩心、测井、 生产动态资料等,建立精细地质模型,进行油藏精细描述。 /搞清剩余油分布并采取针对措施挖潜是提高油田开发效果的关键,是油田长 期的研究课题。剩余油分布研究的研究手段就是油藏监测工作和精细油藏描 述工作。油藏监测技术除常规的油藏动态监测分析方法外,还有核磁共振测

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井和四维地震监测,其中利用四维地震技术进行剩余油分布研究可以消除许 多不确定因素。 /加强热能管理,以最有效的方式利用热能,这包括油藏和地面工艺两方面内 容。油藏上利用油藏监测和油藏模拟等手段,通过调整注采参数,或优化射 孔方式等措旋来达到有效利用热能的目的;工艺上要有效地回收利用热能, 还要做好水罐、注汽管线的保温绝热措施。 /加强水平井技术的发展,因为利用水平井开采稠油是当今技术发展的一种趋 势。要发展水平井技术,就要提高相应的配套技术的技术水平,这包括水平 井的钻井完井技术、人工举升技术、油藏监测技术、油藏描述技术等。另外, 还要注意利用现有井网,在今后关于接替技术的研究方向上可研发一些水平 井与现有直井组合的开采方式。

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致谢

在论文进行的过程中,得到了导师张义堂教授的悉心指导与帮助,多年来张老 师一直对我在工作和学习上给予无私的帮助与辛勤的教育,借此机会,表示对张老 师的诚挚谢意。同时,也对我的另一位老师陈英表示深深地感谢,陈老师不论是在 我的Et常工作学习中,还是在本论文地进行过程中,都给予了我热情的帮助和全力 的支持,并且对论文的有关部分也提出了指教和建议。还要感谢我的同事王玉萍和 范鹏搏在此期间对我的理解和帮助。最后,感谢培训处的张风华老师,感谢张老师 在论文完成过程中对我的热诚帮助。

国内外稠油开发现状及稠油开发技术发展趋势
作者: 学位授予单位: 张朝晖 中国石油勘探开发研究院

参考文献(44条) 1.Sandra L Waisley Opening Address 1998 2.BP Statistical Review of World Energy 2002 3.油田开发技术座谈会文献 2002 4.Classification standard of heavy oil and tar sands recommended by UNITAR 1982 5.Nehring R.Hess R The Heavy Oil Resources of the US 1983 6.刘文章 稠油注蒸汽热采工程 1997 7.牛嘉玉 稠油资源地质与开发利用 2002 8.Vello A Kuuskraa.Michael L Godec Characteristics and Potential of US Heavy oil Resources 9.Guntis Moritis Oil sands drive Canada's oil production growth 2004 10.A A Meyerhoff.R F Meyer Geology of Heavy Crude Oil and Natural Bitumen in the USSR 11.C H Achong Develoopment Planning of Venezuela's Orinoco Oil Belt Field 12.辽河油区稠油开发形势分析及下步工作安排 2000 13.孙川生 克拉玛依九区热采稠油油藏 1998 14.Maurice B Dusseault, presentation, Development Areas in Canada 2003 15.Outtrim C P.Evans R G Alberta's oil sands reservoirs and their evaluation 1978 16.Maurice A Carrigy, Thermal Recovery from Tar Sands 1983 17.Meyer R F Estimate of World Heavy Crude Oil and Natural Bitumen 1986 18.Gael B T.Gross S J Development Planning and Reservoir Management in the Duri Steam Flood 1995 19.刘文章 稠油注蒸汽热采工程 1997 20.EOR Survey Worldwide, 2004 2004 21.Moore R G.D W Bennion A Review of In-situ Combustion Mechanisms 22.Partha S Sarathi, In-situ Combustion Handbook-Principles & Practices 1998 23.Vello A Kuuskraa.Michael L Godec Characteristics and Potential of US Heavy oil Resources 24.Butler R M Steam Assisted Gravity Drainage: Concept, Development 1994 25.R W Luhning.L J Fisher Full Scale VAPEX Process-Climate Change Advantage and Economic Consequences 2003 26.George Stosur Horizontal Well Worldwide, presentation 27.辽河油区稠油开发形势分析及下步工作安排 2000 28.新疆油田稠油开发情况 2005 29.齐40块70m井距蒸汽驱先导试验 2001 30.热采稠油多元化转换开采方式研究 2002 31.辽河油田杜48块兴隆油层兴Ⅵ组直井与水平井组合重力泄油先导试验区方案 2002 32.Research on Replacement Technology for Deep Viscous Oil 2005 33.Elio Chacin.Ivan Gomez Feasibility of Steam Injection at 8200 ft 1989 34.Carl Curtis.Eric Decoster Heavy Oil Reservoirs 2002(03) 35.Steam Flood Management 2003 36.E J Hanzlik Development of Heat Management-Forty Years of Steam Injection in California 2004 37.Carl Curtis.Eric Decoster Heavy Oil Reservoirs 2002(03)

38.Gael B T.Gross S J Development Planning and Reservoir Management in the Duri Steam Flood 1995 39.Maurice B Dusseault, presentation 2003 40.Guntis Moritis Oil sands dirve Canada's oil production growth 2004 41.Bob Williams Heavy Hydrocarbons Playing Key Role in Peak-oil Debate 2003 42.Partha S Sarathi, In-situ Combustion Handbook-Principles & Practices 1998 43.Carl Curtis.Eric Decoster Heavy Oil Reservoirs 2002(03) 44.Steam Flood Management. ppt 2003

相似文献(9条) 1.期刊论文 邵先杰.汤达祯.樊中海.马玉霞.崔连训 河南油田浅薄层稠油开发技术试验研究 -石油学报2004,25(2)
河南稠油油藏埋藏浅,厚度薄,原油粘度高,按照当时国内外稠油油藏蒸汽开发筛选标准,绝大部分油藏不能投入开发.借鉴国内外稠油开发经验,针对本油 田的实际情况,通过合理划分层系、优化射孔井段、合理有效地动态调配注采参数、实施组合注汽技术及强排等措施,使浅薄层特超稠油注蒸汽吞吐开发技术 获得了成功,并形成了一整套完善的开发技术程序.为了进一步提高稠油资源动用程度和开发效果,不断探索新技术和新方法,先后开展了水平压裂辅助蒸汽驱 、螺杆泵出砂冷采、热水驱、间歇汽驱等新技术的矿场试验和推广应用,使河南油田浅薄层稠油资源动用程度由原来的8.3%提高到了75%,为河南油田近10年 的稳产起到了重要的作用.

2.会议论文 王清华.赵淑萍.李基昌.隋红臣 陈家庄南区特稠油开发技术 2004
陈家庄油田南区为特稠油油藏,常规注水开采难度大.初期采用温和注水方式,水驱效果较好.但进入高含水期后,随着含水上升,单井产液量降低、地层能 量下降快、停产井多的矛盾日益突出.近年来,充分利用不稳定试井技术,揭示油田深层次矛盾,通过强化注水工作及提液可行性研究,确定了合理注采比及合 适的提液幅度.经过综合研究,实现了油田开发的新突破,采收率不断提高,达到了普通稠油油藏的开发效果.为同类型油田的开采提供借鉴.

3.学位论文 周海强 王庄稠油油藏开采技术研究 2007
随着我国东部油田的高效开发,一些制约稠油油藏开采因素越来越多,比如:储层敏感性较强:油藏砂岩性质交结疏松,储层沉积和成岩作用较弱,易 出砂;层内、层间和平面上存在较强的非均质性;原油粘度差异大,品质差等。因此,通过对油藏方案优化技术、油气层保护技术、防砂工艺技术和注汽工 艺等技术的研究,显得尤为重要。本文针对胜利滨南油区王庄稠油油藏地质以及现场的实际需求,采取地质建模的方法,研究了王庄油田开发过程中各种强 水敏薄层油藏影响因素的优化设计,同时给出了优化设计后的实例计算。研究结果表明,强水敏薄层稠油油藏新技术的研究与应用在王庄油田取得了较好效 果,这些新技术能够满足强水敏油藏高效开发的需要,进一步完善了胜利稠油开发技术,将目前形成的技术,应用于胜利油田金家、八面河等强水敏油藏和 单家寺等薄层稠油的开发,将有助于改善低效稠油油藏的开发效果。

4.期刊论文 王旭.WANG Xu 辽河油区稠油开采技术及下步技术攻关方向探讨 -石油勘探与开发2006,33(4)
辽河油区是中国重要的稠油生产基地,经过近20年的技术攻关和实践,形成了以中、深层稠油和特、超稠油开采技术为代表的特色技术,主要包括稠油热 采、防砂、举升、集输及稠油钻、完井等工艺技术.辽河油区稠油油藏开采目前也面临着一系列突出的矛盾,应在广泛调研国内外稠油开采技术新进展的基础 上,发挥油藏地质研究、钻完井工艺技术、采油工艺技术的综合优势,重点在蒸汽吞吐后经济的接替技术、薄层稠油开发技术、大幅度提高稠油热采水平井 (侧钻水平井)生产寿命技术、海上稠油经济开发方式几方面开展系统研究和试验.参10

5.期刊论文 李艳玲 稠油油藏蒸汽驱地质影响因素研究 -特种油气藏2009,16(5)
蒸汽驱是目前国内外稠油油藏比较成熟的开发方式,油藏最终采收率可以达到50%~60%.通过多年的蒸汽驱开发实践研究认为,油藏地质条件与蒸汽驱开 发动态密切相关.首先分析研究了蒸汽驱开发过程中存在的问题,针对性地总结出了油藏地质条件对蒸汽驱开发的主要影响因素,并在此基础上提出有效的解 决方案,现场实施后缓解了存在的矛盾,为改善汽驱开发效果做出了贡献.在油藏地质因素分析研究中主要依托取心井地质分析法、地质构造、非均质性、油 层、隔夹层等地质研究法及动态资料分析法等手段,从蒸汽驱开发机理入手,确定蒸汽的主要波及方向,进而找出油藏地质对蒸汽驱的主控因素.

6.会议论文 肖玉茹.张中华 中国石化"十五"油田开发新技术 2005
"十五"期间中国石油化工集团公司(以下简称中石化)油田所面临的开发对象更加复杂,加强了理论创新和关键技术的推广应用力度以及先导试验,在滚动 勘探开发配套技术、精细注水开发技术、精细油藏描述技术、超稠油开发技术、三次采油技术、水平井、侧钻井等复杂结构井技术以及超深层碳酸盐岩缝洞 型油藏开发技术等方面取得了重要的新成果,为完成"十五"原油产量目标提供了重要的技术保障和技术支撑.

7.学位论文 刘立平 吉林油田套保油区稠油出砂冷采技术研究与应用 2008
我国有丰富的稠油资源,稠油年产量达1300×104t以上,稠油产量占全国原油总产量的10%,是世界上四大稠油生产国之一。吉林稠油资源量也非常丰 富,主要分布在松辽盆地南部的西部斜坡区内,二次资源评价,西部斜坡区资源量4.87×108t,三次资源评价区带可探明资源量1.41×lO。t,由于投入原 因,于1999年在套保地区只提交探明石油地质储量2046×104t,面积14km2,松辽盆地西部斜坡区具有巨大的稠油勘探开发前景。 在开发动用方面 ,目前国内稠油油藏开发主要采取注蒸汽方式,普遍面临着采油成本过高的严峻挑战。特别是西部斜坡的套保稠油具有油层薄(3-10m)、埋藏浅(280320m)、隔夹层薄且疏松不成岩、边底水特别活跃等不利因素,因此在先期研究和试验过程中,遇到了常规采油产量低、热采效益差、底层水上窜等难题 ,没有获得高效益开发的突破,矿场试验过程中,由于不利地质因素所造成开发难度极大,国内外同类油田又没有成功开采先例。但是,稠油资源能否有效 动用,对提高吉林套保资源利用率、实现增储上产具有深远意义。 为了使套保稠油资源能够有效动用,我们对油藏地质与开发工艺进行了研究,在油 藏地质上,开展了油层对比、沉积微相、构造特征及构造发育史研究、储层特性研究、流体物性、储量状况等研究。在工程技术上开展了稠油普通采油试验 区的研究、热力采油试验区的研究、稠油出砂冷采试验区的研究及防止底层水上窜油层防水技术等研究工作。 针对套保稠油开发的工程技术难题,在 对国内外资料进行调研的基础上,将地质与工艺相结合,室内试验与矿场试验相结合,经过五年时间的研究与试验,解决了吉林稠油油藏开发工艺技术三大 主要难题:一是解决了薄浅层稠油油藏有效开发方式问题,经过近五年艰苦的试验确定出砂冷采方式为最佳开采方式;二是解决了底层水上窜油层难题,采 用国内八种固井办法和不打开油水层间隔层(开采90%以上地质储量)方法试验,最终选择不钻穿隔层定深完钻技术,从根本上解决了底层水上窜这一“瓶颈 ”问题:三是采用大孔径、高孔密射孔工艺技术和保持油井高产稳产的激励出砂工艺技术现场试验研究,使单井产能提高为普通采油10倍以上(有的井甚至 提高到20~30倍以上),是热力采油4.5倍以上,突破了产能关,有着非常好的经济效益。 在套保稠油油藏出砂冷采工艺技术方面取得了五个创新点: 一是有效的解决了薄浅层稠油油藏有效益开发方式问题;经过三种开发方式的试验确定了出砂冷采为吉林套保稠油油藏最佳开发方式。 二是优 化确定出适应出砂冷采高效射孔技术的各项技术参数,这是出砂冷采技术关键。 三是开发出了大孔径、高孔密射孔工艺技术和保持油井高产稳产的激 励出砂技术。 四是解决了底层水上窜油层难题,总结出防止底层水上窜油层的避水开发定深完钻工艺技术。 五是形成了一整套适合套保含砂稠 油独特的地面油气集输、脱水、洗砂及油砂处理模式。 套保稠油油藏出砂冷采工艺技术应用推广前景非常广阔,2006年到2007年采用此项技术投产 54口井,平均单井日产油8.2t/d,单井产量大幅度提高,有60%的井单井产量达到10t/d以上。最高产量达到30t/d,折算成千米井深产量达15~60t/d。生 产四个月累产油量为常规冷采产量的10倍,是蒸汽吞吐产量的4.5倍。 稠油开发技术的成熟加快了西部斜坡的勘探开发进程。套保地区总体规划8个区 块共部署开发井880口井,动用面积43kinz,动用地质储量3348×10t,年建产能56×10t,近期优选了3个区块,部署开发井123口井,建产能16.47×10t。 该技术还可以在国内外同类稠油开发应用推广。 采用该技术取得了可观的经济效益,仅54口井累计实现利润12581万元,其中今年建产能16.47 x 10t,当年产油13.2×10t,年创利润11655.7万元,比上年增加利润11293.6万元。

8.期刊论文 丁涛.李应群 稠油开采方法综述 -中国高新技术企业2008(16)
随着全球经济的日益发展,世界对石油的需求量迅猛增长,经过上个世纪对常规油资源的大规模的开发后,稠油资源以其丰富的储量吸引了世人的注意,因 而稠油油藏的开发技术也备受关注.介绍了世界上成熟的稠油开发技术,展望了未来稠油油藏的开发前景.

9.学位论文 张建民 水平井技术在高含水期常规稠油油藏中的应用 2005

利用水平井技术开发油藏不仅具有产量高、油藏动用程度高、延缓底水锥进、延长无水采油期等优点,而且在开发难以用直井开采的特殊油藏方面具有 更大的优势,因此备受国内外油气开发人员的重视。但也存在着钻井工艺难度大、钻探风险大及投资费用高等不利因素,在一定程度上制约了水平井技术在 油藏开发中的广泛应用。因此对油藏进行精细研究和综合评价就成为水平井技术应用的技术支持与保障。 海外河油田新海27块d1I为普通稠油油藏 ,油层埋深1390~1410m,面积2.7km2,储量451×104t,地面原油粘度1934~3715mPas,为厚层状边底水构造油藏。该块于1991年采用一套层系、141m井 距正方形井网依靠天然能量常规开发,由于地下油水粘度比较大,油藏底水较为活跃导致油井水淹严重,开发十余年长期处于高含水低速采油阶段,调整前 有油井41口,开井仅26口,单井日产油2.3t,综合含水89.2%,采油速度0.48%,采出程度13.2%。针对这种开发状况,本课题研究充分利用各种资料,采 取动静结合、相互印证的工作思路,对新海27块东营组I油组进行了精细地质研究,建立和完善了静态和动态数据库,在此基础上重点对井区构造、储层和 油层分布、泥岩隔夹层分布、单井及区块生产规律、开发潜力评价、油层剩余油分布规律等关键问题进行了深入细致的研究,认为新海27块在开发中主要存 在以下问题:①由于油水粘度比较大,油藏边底水活跃,油井底水锥进现象较严重;②利用直井开采,井间剩余油难以有效动用,改善开发效果难度较大 ;③油井利用率低,老井实施各项增产措施余地较小;④采油速度较低,最终采收率低。为了提高开发效果,该区块曾先后采用注气、调层补孔、化学解堵 等方法提高油井产量。这些方法措施虽然取得了一定的效果,但是效果持续时间短,而且主要针对的是提高产量和降低综合含水的问题,对减缓底水锥进、 加大井间剩余油动用程度等问题没有得到有效解决,而且随着开发程度的加深,老井实施各项增产措施余地已经很小。 水平井技术的发展和应用为提 高油田开发效果提供了一种新的思路。本研究课题为了解决新海27块开发中所面临的问题,突破常规稠油开发技术模式,大胆提出在新海27块开展水平井部 署研究工作。在研究过程中,充分应用PETREL地质建模、油藏数值模拟等新技术新方法,在小层精细对比、区块精细构造、储层属性分析与预测、水淹状况 分析、剩余油分布及水平井部署等方面的研究取得了突破性进展。通过精心细致的研究工作,缜密谨慎的方案论证,最后在新海27块有利部位进行了水平井 部署工作。 通过此课题研究,对油藏构造、储层、油水分布规律等进行了深化研究,为下步开发调整工作提供了重要依据;针对常规稠油油藏特点 ,深入分析了油藏开采特征及目前开发存在的主要矛盾;利用多种有效方法深入研究油井水锥特征,搞清了该油藏剩余油分布规律;利用油藏工程、数值模 拟及经济评价等方法优化确定了水平井轨迹及生产参数。主要成果如下:①精细三维地质建模为更直观地展现东一段I油组顶部油层的空间展布特征,运用 Petrel建模软件进行了储层建模和储层预测。在地层划分对比的基础上,以测井曲线为依据,将每个井点作为控制点对地层进行3D网格化,模拟地层的空间 展布形态,完成地层模型。根据井间插值的方法计算出井间储层的孔隙度和渗透率,通过三维网格化后即可模拟出储层属性的三维空间模型,在此基础上建 立了储层三维地质模型。利用地层建模和储层建模的结果,直接在三维空间进行三维可视化井轨迹设计,有效指导了水平井优化部署。 ②油藏水侵规 律及剩余油分布研究分别建立了全块和重点井组模型,进行了不同目的的精细数值模拟研究。全块模型模拟了上下油层组共的五个小层的油水分布,井组模 型主要目的是认识油层中纵向水锥情况。针对水平井参数对开发指标的影响问题,建立一个机理模型进行水平井优化设计研究。 根据数模结果,明确 了目前井间仍存在剩余油富集区;总结出油藏平面及纵向上的水淹规律:平面上油藏构造较低的边部水淹较严重,中心构造高部位水淹较弱、剩余油较富集 ;纵向上d1I3砂岩组水淹程度高于d1I1砂岩组。根据机理模型的模拟结果确定了该块部署水平井的轨迹及生产参数。 ③水平井优化设计利用数值模拟 结果对水平井段距顶位置进行优化,从水平井距油顶厚度与累积产油量、与无水采油期关系对比可知,水平段在距离油层顶面3~5m时,水平井各项生产指 标最优。应用数值模拟结合经济评价技术对水平段长度进行优化,对200、300、400、500m等不同水平段长度进行对比研究,确定水平井水平段长度为 300~400m最优。根据油藏工程方法得到不同水平井段长度的临界产量、不同避水高度与临界产量的关系,当水平段长度为300m时,水平井发生水锥的临界 产量为38t/d。根据水平井部署原则在新海27块部署水平井3口,其中在d1I1部署2口井水平井,在d1I3部署1口井水平井。优先实施的海平1井于2004年7月投 产,初期日产油16.9t,目前日产油13.2t,含水稳定在75%左右,已累计采油3260t,与相邻的直井相比效果非常显著。

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