稠油熱采基礎(chǔ)知識(shí)

稠油熱采基礎(chǔ)知識(shí)一、稠油的定義二、稠油分類標(biāo)準(zhǔn)三、熱力采油發(fā)展歷史四、稠油熱力開采方法及篩選標(biāo)準(zhǔn)五、適宜蒸汽吞吐操作條件六、蒸汽吞吐配套工藝技術(shù)七、蒸汽吞吐開采規(guī)律八、改善蒸汽吞吐效果的技術(shù)世界稠油生產(chǎn)國地理分布圖美國加拿大前蘇聯(lián)中國印尼委內(nèi)瑞拉世界上稠油資源極其豐富，主要分布在加拿大、美國、前蘇聯(lián)、委內(nèi)瑞拉、中國和印尼，稠油資源約4000～6000×108m3，約占總石油資源的60%。遼河油田河南油田勝利油田新疆油田中國稠油油田地理分布圖國內(nèi)稠油資源主要分布在遼河、勝利、河南和新疆,累計(jì)探明稠油儲(chǔ)量約20×108t。勝利主要稠油油田位置圖單家寺樂安孤東孤島金家八面河王莊樁139東辛復(fù)雜斷塊陳家莊北坡羅家－墾西勝利油區(qū)稠油資源狀況勝利油田經(jīng)過30多年的勘探和開發(fā)，先后在濟(jì)陽拗陷的東營組、館陶組、沙河街組及奧陶系、寒武系等油層中發(fā)現(xiàn)了稠油。主要集中分布在單家寺油田、樂安油田、孤島油田、孤東油田、金家油田和八面河油田、樁西樁斜139、王莊油田、東辛復(fù)雜斷塊、陳家莊北坡和羅家深層稠油。

稠油（重質(zhì)原油）是指在原始油藏溫度下脫氣原油粘度為100～10000mPa·s或者在15.6℃及大氣壓條件下密度為0.9340～1.0000g/cm3。一、稠油的定義中國稠油分類標(biāo)準(zhǔn)稠油分類主要指標(biāo)輔助指標(biāo)開采方式名稱類別粘度，mPa·s相對(duì)密度(20℃),g/cm3普通稠油Ⅰ50＊(或100)～10000＞0.9200亞類Ⅰ-150＊～150＊＞0.9200可以先注水Ⅰ-2150＊～10000＞0.9200熱采特稠油10000～50000＞0.9500熱采超稠油(天然瀝青)＞50000＞0.9800熱采＊指油藏溫度條件下粘度，無＊是指油層溫度下脫氣油粘度二、稠油分類標(biāo)準(zhǔn)三、熱力采油發(fā)展歷史1960年委內(nèi)瑞拉MeneCrande油田

第一口蒸汽吞吐井1960年委內(nèi)瑞拉MeneCrande油田在進(jìn)行蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)過程中，當(dāng)試圖釋放地層壓力把一口注汽井打開時(shí)，意外地獲得了15.9-31.8m3/d的產(chǎn)油量，這就是第一口蒸汽吞吐井。2.熱力采油發(fā)展歷史國內(nèi)1958年發(fā)現(xiàn)稠油（新疆）1964年大慶一區(qū)

第一口蒸汽吞吐井1965年1971年新疆的黑油山淺層進(jìn)行了蒸汽驅(qū)采油試驗(yàn)

試驗(yàn)早在1958年，我國新疆準(zhǔn)噶爾盆地西北緣斷階發(fā)現(xiàn)了烏爾禾－夏子街淺層稠油，打開48口，發(fā)現(xiàn)兩套淺層稠油層系，分布面積多達(dá)幾十平方公里。在克拉瑪依黑油山可以看到淺層稠油露頭油砂，其原油粘度較高，用常規(guī)方法難以開采。1964年11月在大慶一區(qū)進(jìn)行了第一口井注蒸汽采油試驗(yàn)，試驗(yàn)過程中因套管伸長技術(shù)問題而中止。1965年開始在新疆的黑油山淺層進(jìn)行了蒸汽吞吐采油試驗(yàn)。自1965年下半年到1971年在黑油山8024井組進(jìn)行了蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，該井組為一個(gè)七點(diǎn)法井組，40m井距，3口角井注汽，1口中心井與另外3口角井采油，油層井段為99－103m，原油粘度1000mPa.s。蒸汽驅(qū)試驗(yàn)歷時(shí)1年零5個(gè)月，累計(jì)油汽比為0.115，原油采收率高達(dá)68％，產(chǎn)量高峰期油汽比達(dá)0.148。取得了對(duì)蒸汽驅(qū)采油最初認(rèn)識(shí)。后來又在其它淺層油井相繼進(jìn)行了蒸汽吞吐開采試驗(yàn)。熱力采油發(fā)展歷史勝利油田1966年1967年勝利勝坨油田火燒油層試驗(yàn)1973年勝坨油田的寧4井試驗(yàn)1973年5月在勝坨油田的寧4井（二礦）開展了蒸汽吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)。試驗(yàn)采用2臺(tái)4t/h蒸汽發(fā)生器并聯(lián)、單臺(tái)設(shè)備交替注汽，注汽水質(zhì)采用磁化處理工藝，采用坨六鉆的天然氣作燃料，累計(jì)注汽121h，累計(jì)注蒸汽600t，累計(jì)產(chǎn)原油10t。由于當(dāng)時(shí)缺乏必要的隔熱材料和可靠的注汽設(shè)備，致使蒸汽漏失和熱損失嚴(yán)重，設(shè)備故障多而不能正常連續(xù)運(yùn)行，注汽效果極不理想。1966年1967年勝利勝坨油田火燒油層試驗(yàn)1968年成立了熱力采油工藝研究小組1973年勝坨油田的寧4井試驗(yàn)熱力采油發(fā)展歷史勝利油田1984年勝利單家寺油田推廣1975年6月9日至25日在勝三區(qū)的勝22井上進(jìn)行了蒸汽吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)。勝22井油層井段為1375.2-1386.0m，油層厚度9.6m，累計(jì)注入汽量1609t，折合熱量12.56×108J,累計(jì)產(chǎn)原油300余t。1978年9月15日至10月16日在該井進(jìn)行第二次蒸汽吞吐試驗(yàn)，注入蒸汽2283t，折合井口注入熱量22.94×108J,井口注汽壓力為0.62MPa，第二周期產(chǎn)原油700t。經(jīng)過在勝坨油田三次蒸汽吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)，累計(jì)注入蒸汽3425t，累計(jì)生產(chǎn)434d，累計(jì)產(chǎn)油1121t，折合油汽比為0.33，取得了對(duì)注蒸汽熱力采油的償識(shí)性認(rèn)識(shí)。1)先導(dǎo)試驗(yàn)階段：“六五”期間開展“單2斷塊蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)”，1983年引進(jìn)美國休斯公司濕蒸汽發(fā)生器，單2-1井試驗(yàn)日產(chǎn)100t以上。開辟9個(gè)反5點(diǎn)25口試驗(yàn)井組。拉開了稠油工業(yè)化應(yīng)用的序幕。勝利油田稠油熱采歷程2)注蒸汽工業(yè)化開發(fā)階段1988～1990年，單家寺油田整體加密，將200×141米加密到100×141米。1990年產(chǎn)油達(dá)到100×104t。1988年樂安砂礫巖特稠油油田投入開發(fā)，1996年達(dá)到120×104t規(guī)模。1992年孤島薄層稠油油藏投入開發(fā)，2004年達(dá)到89×104t規(guī)模1993年孤東稠油投入注蒸汽開發(fā)，2002年達(dá)到25×104t。3)綜合調(diào)整開發(fā)階段1995年勝利稠油熱采達(dá)到230萬噸歷史高峰，產(chǎn)量開始下降，進(jìn)入綜合調(diào)整和新技術(shù)攻關(guān)階段。開展抑制邊底水侵入、加密調(diào)整、水平井挖潛、超稠油攻關(guān)、蒸汽驅(qū)、水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱采等開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換，十五期間產(chǎn)量開始回升，累積生產(chǎn)原油3300萬噸。勝利油田稠油熱采產(chǎn)油量變化曲線產(chǎn)油量萬噸六五技術(shù)攻關(guān)七五、八五配套完善，產(chǎn)量大幅上升九五優(yōu)質(zhì)資源接替不足、產(chǎn)量下降十五技術(shù)進(jìn)步，產(chǎn)量回升勝利油區(qū)稠油熱采歷程王莊油田坨82塊：第一口熱采試油井T82X1（2002年11月13日，日產(chǎn)原油7.2噸）。2003年坨82塊上報(bào)沙一段+館陶組探明含油面積2.3平方千米，石油地質(zhì)儲(chǔ)量545萬噸。2004年部署了坨82塊沙一段熱采開發(fā)方案，2004年8月正式投入開發(fā)，目前單元共設(shè)計(jì)6個(gè)井臺(tái)52口井，老井利用6口。2007年5月油井39口（包括東擴(kuò)新井6口，坨斜825），其中熱采井28口，冷采井12口。日產(chǎn)液能力426t，日產(chǎn)油能力215.0t，綜合含水49.5%，累積產(chǎn)油14.3286×104t，采出程度3.02%。勝利采油廠勝三區(qū)坨11南東二：S3-XR1井2003年12月3日產(chǎn)油2.6噸，含水82%。2004-2005年先后編制了蒸汽吞吐熱采方案及南擴(kuò)方案，共部署油井19口，建產(chǎn)能5.15萬噸，動(dòng)用儲(chǔ)量124.5萬噸。2007年5月開油井18口，日產(chǎn)液849.1t，日產(chǎn)油163.9t，綜合含水80.7%，累積產(chǎn)油13.7萬噸，采出程度13.16%，采油速度5.94%，平均油汽比1.35，回采水率214%。S3XR182004年熱采方案新井2005年南擴(kuò)方案新井2005年南擴(kuò)補(bǔ)充方案新井勝利采油廠隔熱油管井下熱脹補(bǔ)償器注汽封隔器注汽封隔器井下汽水分離器隔熱油管井下補(bǔ)償器井下汽水分離器注汽封隔器隔熱油管井下補(bǔ)償器熱采封隔器井下汽水分離器熱采封隔器油層蒸汽發(fā)生器井口補(bǔ)償器加熱帶蒸汽凝結(jié)帶蒸汽帶蒸汽吞吐是先將高溫高壓濕蒸汽注入油層，對(duì)油井周圍油層加熱降粘，燜井換熱后開井采油。四、稠油熱力開采方法及篩選標(biāo)準(zhǔn)注汽時(shí)，地層分為三個(gè)帶：蒸汽帶、熱水帶和冷水帶非穩(wěn)定滲流：包括流體滲流、傳熱等過程1.蒸汽吞吐1)概念2)注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理提高稠油采收率7、蒸汽輔助重力泄油作用1、加熱降粘4、巖石骨架受熱膨脹壓縮孔隙6、乳化作用提高波及體積5稠油高溫裂解蒸餾、稀釋及混相驅(qū)作用高溫下溶解氣脫出，汽驅(qū)作用加強(qiáng)2、高溫油水流度比減小，油相滲透率提高巖石受熱表面親水化，降低殘余油飽和度3、流體受熱膨脹彈性能量增加1.蒸汽吞吐向油層注入高溫高壓蒸汽，近井地帶相當(dāng)距離內(nèi)的地層溫度升高，將油層及原油加熱。注入油層的蒸汽優(yōu)選進(jìn)入高滲透帶，而全由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽將向油層項(xiàng)部超覆，油層加熱并不均勻，但由于熱對(duì)流和傳導(dǎo)作用，注入蒸汽量足夠多時(shí)，加熱范圍逐漸擴(kuò)展，蒸汽帶的溫度仍保持井底蒸汽溫度Ts（250－350℃），蒸汽凝結(jié)帶，即熱水帶的溫度Tw雖有所下降，但仍然很高。形成的加熱帶中的原油粘度由幾千到幾萬mPa.s降低至幾個(gè)mPa.s。這樣，原油流向井底的阻力大大減小，流動(dòng)系數(shù)Kh/μ成幾十倍的增加，油井產(chǎn)量必然增加許多倍。注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理加熱降粘，改善流變性1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理加熱降粘，改善流變性1.蒸汽吞吐在高溫潤濕性試驗(yàn)中，普遍的規(guī)律是隨著溫度的升高，巖心潤濕性由親油轉(zhuǎn)向親水，由弱親水轉(zhuǎn)向強(qiáng)親水。其主要原因是稠油中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等極性物質(zhì)含量較多。注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理相對(duì)滲透率變化1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理相對(duì)滲透率變化隨溫度升高束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低。稠油高溫相滲端點(diǎn)值端點(diǎn)值超稠油Sro普通稠油Sro超稠油Srw120℃0.4650.300.217160℃0.3980.275200℃0.3490.2260.2941.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理相對(duì)滲透率變化束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低，相對(duì)滲透率曲線右移，向有利于改善油相滲透率的方向變化。高溫下油相滲透率改善的主要原因是升溫降粘后油水粘度比大幅度降低，以及巖石潤濕性向親水方向轉(zhuǎn)變等綜合作用的結(jié)果。1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理熱膨脹作用當(dāng)高溫蒸汽注入油層后，加熱后的原油產(chǎn)生膨脹，原油中如果存在少量的溶解氣，也將從原油中逸出，產(chǎn)生溶解氣驅(qū)的作用。同時(shí)油藏中的流體和巖石骨架產(chǎn)生熱膨脹作用，孔隙體積縮小，流體體積增大，維持原油生產(chǎn)的彈性能量增加。熱脹彈性能是一種相當(dāng)可觀的能量。

與壓縮彈性能量相比，熱膨脹彈性能量要大得多。原油的熱膨脹程度主要取決于原油的組分組成。通常情況下，輕質(zhì)原油的熱膨脹系數(shù)大于重質(zhì)原油。1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理蒸汽(熱水)動(dòng)力驅(qū)油作用

濕蒸汽注入油層，既補(bǔ)充了油層熱量和能量，也對(duì)油層有一定沖刷驅(qū)替作用。特別是高溫水蒸汽分子與液態(tài)水分子相比具有更高的能量，可以進(jìn)入熱水驅(qū)液態(tài)水分子驅(qū)替不到的微喉道和微孔隙中。加之高干度蒸汽的比容大，注入油層后波及體積大。因此，高溫高干度的水蒸汽的驅(qū)油效率遠(yuǎn)高于冷水驅(qū)和熱水驅(qū)。

1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理溶解氣驅(qū)作用原油溶解天然氣的能力隨溫度的升高而降低，注入蒸汽后，油層和原油被加熱，溶解氣從原油中脫出，脫出的溶解氣體積膨脹成為驅(qū)油的動(dòng)力之一。這在蒸汽驅(qū)過程中更為突出些。1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理對(duì)稠油的蒸餾、熱裂解和混相驅(qū)作用

原油和水的蒸汽壓隨溫度升高而升高，當(dāng)油、水總蒸汽壓等于或高于系統(tǒng)壓力時(shí)，混合物將沸騰，使原油中輕組分分離，即為蒸餾作用。蒸餾作用引起混合液沸騰產(chǎn)生的擾動(dòng)效應(yīng)能使死孔隙中的原油向連通孔隙中轉(zhuǎn)移，從而提高驅(qū)油效率。高溫水蒸汽對(duì)稠油的重組分有熱裂解作用,即產(chǎn)生分子量較小的烴類。

在蒸汽驅(qū)過程中，從稠油中被蒸餾出的烴餾份和熱裂解產(chǎn)生的輕烴，進(jìn)入熱水前沿溫度較低的地帶時(shí)，又重新冷凝并與油層中原始油混合將其稀釋，降低了原始油的密度和粘度，形成了對(duì)原始油的混相驅(qū)。

1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理乳化驅(qū)作用蒸汽驅(qū)過程中，蒸汽前沿的蒸餾餾份凝析后與水發(fā)生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，這種乳化液比水的粘度高得多。在非均質(zhì)儲(chǔ)層中，這種高粘度的乳狀液會(huì)降低蒸汽和熱水的指進(jìn)，提高驅(qū)油的波及體積。1.蒸汽吞吐由于汽液密度差異，在注蒸汽過程中形成超覆現(xiàn)象，油層縱向受熱不均，但油藏的表現(xiàn)受熱面積增加，油層的非驅(qū)替部分由于導(dǎo)熱作用而得到加熱，受熱原油在重力作用下流到井底。重力泄油作用主要發(fā)生在單層厚度較大的稠油油藏中。注蒸汽熱采增產(chǎn)機(jī)理重力泄油作用1.蒸汽吞吐我國稠油蒸汽吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)油藏地質(zhì)參數(shù)一等二等12345原油粘度，mPa·s相對(duì)密度，g/cm350～10000＞0.9200＜50000＞0.9500＜100000＞0.9800＜10000＞0.9200＜10000.＞0.9200油層深度，m150～1600＜1000＜5001600～1800＜500油層純厚度，m純／總比＞10＞0.4＞10＞0.4＞10.0＞0.40＞10＞0.45～10＞0.4孔隙度，％原始含油飽和度,％φ×Soi儲(chǔ)量系數(shù),103t(km2·m)≥0.20≥0.50≥1.00≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0滲透率，10-3μm2≥200≥200≥200≥200≥200Payzone

蒸汽驅(qū)是向注入井中持續(xù)注入蒸汽，將地下原油加熱并驅(qū)向鄰近的采油井采出。2、蒸汽驅(qū)實(shí)踐表明蒸汽驅(qū)是一種行之有效的重油開發(fā)方式從70年代開始，世界以及美國注蒸汽開發(fā)產(chǎn)量一直在不斷上升，而且在整個(gè)強(qiáng)化采油產(chǎn)量中占60％左右。從注蒸汽方式上看，雖然蒸汽吞吐上產(chǎn)快，工藝相對(duì)比較簡單，注蒸汽工藝早期大都為蒸汽吞吐開發(fā)，但由于以下原因，其重要性逐漸被蒸汽驅(qū)所取代2.蒸汽驅(qū)2）蒸汽吞吐不能增加采收率，即吞吐期間的產(chǎn)油量汽驅(qū)過程中完全可采出，吞吐期過長只能降低總效益，所以注蒸汽工藝發(fā)展到目前，一般不再像注蒸汽早期那樣把吞吐生產(chǎn)作為一個(gè)重要階段，而只是把它作為汽驅(qū)過程中的一個(gè)重要輔助措施；所以從70年代起蒸汽驅(qū)項(xiàng)目和產(chǎn)量已超過吞吐項(xiàng)目和產(chǎn)量；只有油藏壓力過高，汽驅(qū)前需要卸壓或原油粘度過大，需要預(yù)熱形成流動(dòng)連通時(shí)才把吞吐作為一個(gè)獨(dú)立的開發(fā)階段；1）蒸汽吞吐采收率低（一般10-20％），收益少；蒸汽驅(qū)采收率高（一般30-50％），收益多；2.蒸汽驅(qū)盡管蒸汽驅(qū)是為開發(fā)稠油而發(fā)展起來的工藝技術(shù)，但實(shí)踐表明，蒸汽驅(qū)對(duì)普通原油的開發(fā)更有效，特別是地層油粘度30-200mPa.s的油藏，蒸汽驅(qū)可能比水驅(qū)開發(fā)效果好，經(jīng)濟(jì)效益高。2.蒸汽驅(qū)不同油藏條件的影響：油層厚度油藏凈總厚度比油層非均質(zhì)性油藏原油粘度油藏含油飽和度油藏埋深氣頂2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)

1）油層厚度：對(duì)蒸汽驅(qū)來說，存在最佳厚度：油層太薄，開發(fā)效果差；向蓋底層的熱損失比例增大，熱利用率變低；油層過厚時(shí)汽驅(qū)效果也不太好，井筒中的汽—水分離以及油層中的蒸汽超覆加劇，使蒸汽的熱利用率變低。蒸汽驅(qū)的有效油層厚度大約為10～50m，油層厚度在20～45m之間時(shí)能取得較好效果2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)

2）油層凈總厚度比：隨著凈總厚度比的增加，蒸汽驅(qū)采收率越來越大。當(dāng)凈總厚度比大于0.6以后，改善幅度變小。當(dāng)凈總厚度比小于0.6時(shí)，隨著凈總厚度比的減小，蒸汽驅(qū)效果急劇下降。當(dāng)凈總厚度比小于0.4時(shí)蒸汽驅(qū)效果較差2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)

3）油層非均質(zhì)性：在實(shí)際油層的非均質(zhì)范圍內(nèi)（滲透率變異系數(shù)從0.4到0.7），蒸汽驅(qū)采收率與滲透率變異系數(shù)基本是線性關(guān)系；滲透率變異系數(shù)大于0.7的油藏基本不適合蒸汽驅(qū)。2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)4）原油物性－原油粘度普通稠油，油藏中本身具有一定的流動(dòng)能力，可以進(jìn)行常規(guī)蒸汽驅(qū)；特稠油，原油流動(dòng)性差，常規(guī)汽驅(qū)有一定困難，必須采取預(yù)熱或吞吐引效才能實(shí)現(xiàn)汽驅(qū)；超稠油，原油在油藏條件下基本沒有流動(dòng)性，不預(yù)先加熱到一定溫度是無法驅(qū)動(dòng)的，因此這類油常規(guī)汽驅(qū)無效。2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)4）原油粘度在半對(duì)數(shù)坐標(biāo)上，隨著油藏原油粘度對(duì)數(shù)的增大，蒸汽驅(qū)的采收率呈線性下降；原油粘度對(duì)蒸汽驅(qū)效果的影響幅度并不太大，當(dāng)?shù)貙佑驼扯葟?0mPa?s到5000mPa?s時(shí)，采收率只降低了15%(IOIP)。需要注意的是，原油粘度過大，所需驅(qū)動(dòng)力很高。從開采效果和操作因素考慮，常規(guī)蒸汽驅(qū)的地層油粘度最好≤5000mPa?s2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)5）含油飽和度：隨著油藏含油飽和度的增加，蒸汽驅(qū)的采收率線性增加2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)6）油藏埋深油藏埋深不但影響注入蒸汽的質(zhì)量，而且其壓力降低程度對(duì)開發(fā)效果也有影響，因此一般不好確定。但根據(jù)以下假設(shè)還是能夠確定其影響程度的：假設(shè)油藏是封閉的，可以降壓；在現(xiàn)有的隔熱技術(shù)條件下，井深1600m時(shí)注入的蒸汽已全部變?yōu)闊崴粡?00m到1600m采收率的降低是線性的2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)根據(jù)以上假設(shè)，深度為1600m時(shí)計(jì)算的熱水驅(qū)采收率為（ER）1600=34.8%IOIP800m深度時(shí)蒸汽驅(qū)的采收率為（ER）800=55.6%IOIP蒸汽驅(qū)的采收率與深度的關(guān)系為式中:D為油藏深度，800＜D＜1600m當(dāng)深度大于1400m時(shí)，在現(xiàn)有隔熱技術(shù)下蒸汽驅(qū)已基本無效2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)7）邊底水對(duì)于有邊底水油藏的蒸汽驅(qū)，一般來講，淺層油藏（如<400m）基本沒有什么影響，而深層油藏（如＞800m）則有較大影響。對(duì)于深層邊水油藏，水體小于油體5倍的，可以進(jìn)行常規(guī)蒸汽驅(qū)，而水體大于5倍油體的，則要采取排水措施。對(duì)于深層的底水油藏，水層厚度小于油層厚度的，避射一定油層厚度即可，而對(duì)于水層厚度大于油層厚度的，則不但避射，還要有一定的排水措施。2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)8）氣頂若油藏存在氣頂，蒸汽易進(jìn)入氣頂，起不到加熱油層的作用，因此應(yīng)首先根據(jù)油藏內(nèi)隔夾層發(fā)育情況，對(duì)油層與氣頂之間有較好隔層的油藏，對(duì)隔層以下的油層開展蒸汽驅(qū)。對(duì)氣頂與油層之間沒有隔層的油藏，則應(yīng)避射一定厚度。2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)對(duì)礫巖油藏，孔隙度可適當(dāng)放寬；對(duì)于先吞吐預(yù)熱的油藏，原油粘度可適當(dāng)放寬；對(duì)封閉油藏，在有高效隔熱油管的條件下，深度可適當(dāng)放寬。

2.蒸汽驅(qū)—注蒸驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)火燒油層是將含氧氣體(多用空氣)注入到油層,點(diǎn)火燃燒后,利用燃燒反應(yīng)生成的熱能和氣體來加熱、裂解和驅(qū)動(dòng)稠油。3.火燒油層—原理生產(chǎn)井點(diǎn)火燃燒區(qū)注入井空氣或水燃燒前緣移動(dòng)油冷油區(qū)原油在油層中的反應(yīng)有四部分：●熱蒸餾：原油→重質(zhì)油(留在油砂中)+輕質(zhì)油(被驅(qū)替走)●低溫氧化：部分輕質(zhì)油+氧氣→重質(zhì)油+CO+H2O+熱量重質(zhì)油+氧氣→焦碳+輕質(zhì)油+CO+H2O+熱量●高溫?zé)崃呀猓褐刭|(zhì)組分→焦碳＋輕質(zhì)油●高溫氧化：焦碳＋氧氣→CO2＋H2O+熱量重質(zhì)組分＋氧氣→CO2＋H2O+熱量3.火燒油層—原理火燒驅(qū)油高溫氧化混相驅(qū)高溫氧化非混相驅(qū)電點(diǎn)火氣體點(diǎn)火低溫氧化混相驅(qū)低溫氧化非混相驅(qū)油層自燃應(yīng)用稠油油藏應(yīng)用稀油油藏3.火燒油層—原理干式正向燃燒反向燃燒濕式燃燒3.火燒油層—方式干式正向燃燒示意圖燃燒溫度一般為315~650℃，蒸汽帶溫度逐漸降低，熱水帶和生產(chǎn)井之間區(qū)域的溫度接近于未受干擾的油藏溫度。

3.火燒油層—方式空氣油層冷區(qū)燃燒帶反向燃燒示意圖氣體由注氣井注入，在生產(chǎn)井井底點(diǎn)火，燃燒前緣從右到左移動(dòng)，注氣井井底附近是低溫帶，而靠近生產(chǎn)井的區(qū)域是高溫帶，原油流經(jīng)高溫帶，使其粘度降低。3.火燒油層—方式

濕式燃燒也稱為正向燃燒和水驅(qū)相結(jié)合的方法。它是將水氣交替注入到注入井（或?qū)夂退黄鹱⑷氲阶⑷刖校?，這時(shí)水將全部或部分汽化，穿過燃燒前緣將熱量傳遞到燃燒帶的前面，擴(kuò)大燃燒帶前面的蒸汽帶和熱水帶體積，從而降低原油粘度。濕式燃燒3.火燒油層—方式三種火燒方式對(duì)比3.火燒油層—方式原油在油藏條件下有一定流動(dòng)性的稠油油藏不適宜注水、注汽開發(fā)的敏感性稠油油藏構(gòu)造相對(duì)圈閉、能量補(bǔ)充困難的中低滲油藏勝利油田火燒驅(qū)油選區(qū)原則3.火燒油層—篩選標(biāo)準(zhǔn)隨著點(diǎn)火技術(shù)與注氣設(shè)備的發(fā)展，對(duì)深度、滲透率的限制將會(huì)降低。油層

厚度

m埋深

m孔隙度

%滲透率

10-3um2飽和度

%儲(chǔ)量系數(shù)

φ.So原油

粘度

mPa.s綜合評(píng)價(jià)函數(shù)3-30<1500>20>100>40>0.13<10000>0.27勝利油田火燒驅(qū)油選區(qū)標(biāo)準(zhǔn)3.火燒油層—篩選標(biāo)準(zhǔn)為了探索強(qiáng)水敏油藏有效的開發(fā)方式，評(píng)價(jià)火燒開發(fā)技術(shù)可行性，在火燒機(jī)理研究的基礎(chǔ)上，在鄭408塊開展了火燒驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)研究?；馃?qū)油試驗(yàn)火燒油層進(jìn)入工業(yè)化試驗(yàn)五、適宜蒸汽吞吐操作條件蒸汽干度是影響蒸汽吞吐開采效果的首要因素。物理模擬不同蒸汽干度對(duì)蒸汽吞吐的影響蒸汽干度對(duì)吞吐效果的影響注汽量不能太小，否則峰值產(chǎn)量低，增產(chǎn)周期短，周期累積產(chǎn)量低，但也不能太高。注入量應(yīng)按每米純油層厚度選定，也即注汽強(qiáng)度，最優(yōu)的范圍是120－200t/m。注汽量對(duì)吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件注汽速度對(duì)蒸汽吞吐的影響蒸汽吞吐階段，注汽時(shí)間短，向油層頂?shù)捉绲臒釗p失遠(yuǎn)較蒸汽驅(qū)階段小得不可比，因此注入速度的影響很小。注汽速度對(duì)吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件提高注汽速度即利于縮短油井注汽時(shí)間，又有利于增加增產(chǎn)效果。而且，注汽速度降低，將增加井筒熱損失，導(dǎo)致井底干度降低，從而減少吞吐效果。這是決定注入速度不能太低的原因。注汽速度對(duì)吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件不論深井、淺井，尤其是淺層油井。超高速度或超高壓力注汽，都會(huì)引起油層被壓裂，造成裂縫性蒸汽汽竄，使后期的蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)開采效果惡化。五、適宜蒸汽吞吐操作條件

因此，注汽速度的選定與注汽壓力的選定要相聯(lián)系，注汽速度既不能太低，低到井底損失率太大導(dǎo)致井底干度太低；又不能太高，要限定在不能造成油層被壓裂。

注汽速度對(duì)吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件

注汽壓力的差別對(duì)吞吐效果的影響很小，如果在油層壓力高的情況下采用較高的注汽壓力，可以通過放大生產(chǎn)壓差增加產(chǎn)量。

注汽壓力對(duì)吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件在較高壓力下注汽對(duì)吞吐效果的影響主要取決于生產(chǎn)壓差的大小。在相同壓差下回采，注入壓力對(duì)吞吐效果的影響并不大。因此應(yīng)盡量降低注汽壓力，以保證有足夠的注汽速度為下限，在此注汽速度下有足夠高的井底干度。不可追求過高的注入壓力和注入速度。如上所述，要嚴(yán)格防止超高壓、超高速注汽導(dǎo)致產(chǎn)生油層壓裂形成蒸汽竄流。注汽壓力對(duì)吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件蒸汽吞吐時(shí)油層溫度剖面隨燜井時(shí)間的變化燜井時(shí)間的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件影響次序:井底干度>周期注汽量>注入速度。對(duì)具體油藏地質(zhì)條件，應(yīng)采用數(shù)模軟件進(jìn)行各周期注汽干度（井口和井底）、注汽量、注汽速度等模擬分析對(duì)吞吐效果的影響，選擇周期產(chǎn)油量、平均日產(chǎn)油、生產(chǎn)周期、周期油汽比等綜合指標(biāo)最好的方案。而且經(jīng)過多井試驗(yàn)后，總結(jié)出實(shí)際生產(chǎn)規(guī)律，形成最優(yōu)化方案。注汽工藝參數(shù)的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件⑴盡力提高井口注汽干度，尤其是要采用最好的井筒隔熱技術(shù)措施，下井的隔熱管柱一定要保證質(zhì)量，油套管環(huán)空要排干，最好是注入氮?dú)?，以保證環(huán)空中沒有水。⑵注汽速度要適當(dāng)，太低井筒熱損失過大，太高則可能使注汽壓力過高而超過油層破裂壓力而壓開油層，形成微裂縫，導(dǎo)致油層中蒸汽竄流的不良后果。注汽工藝參數(shù)的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件⑶周期注入量要適中，一般按油層平均計(jì)算120-200t/m為宜，并且應(yīng)隨注汽周期的增加而適當(dāng)增加。注汽工藝參數(shù)的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件1.油層保護(hù)技術(shù)儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)速敏評(píng)價(jià)試驗(yàn)水敏評(píng)價(jià)試驗(yàn)酸敏評(píng)價(jià)試驗(yàn)堿敏評(píng)價(jià)試驗(yàn)鹽敏評(píng)價(jià)試驗(yàn)六、蒸汽吞吐配套工藝技術(shù)水敏是由粘土礦物膨脹引起的，粘土礦物的膨脹是造成油藏傷害的主要原因之一。粘土問題是影響開采成敗的重要問題。1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏粘土礦物就是通常構(gòu)成巖石和土壤細(xì)粒部分(<2μm)的主要成分的礦物。一般情況下粘土礦物:細(xì)分散的含水的層狀構(gòu)造硅酸鹽礦物層鏈狀構(gòu)造硅酸鹽礦物含水的非晶質(zhì)硅酸鹽礦物

目前對(duì)儲(chǔ)層粘土礦物的研究，主要有蒙脫石、高嶺石、綠泥石和伊利石四類。1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏蒙脫石的結(jié)構(gòu)示意圖蒙脫石極強(qiáng)膨脹性和極高的壓縮性層間：含水的可交換陽離子2:1型四面體八面體蒙脫石晶格立體示意圖1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏高嶺石的結(jié)構(gòu)示意圖高嶺石膨脹性和壓縮性都較小層間：無水或僅有水分子1:1型層狀1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏綠泥石的結(jié)構(gòu)示意圖綠泥石一般不具備有膨脹性層間：氫氧化物片2:1型二八、三八、二八－三八面體1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏伊利石的結(jié)構(gòu)示意圖伊利石非膨脹性粘土礦物層間：含水的一價(jià)陽離子2:1型四面體八面體國外防水敏油層保護(hù)技術(shù)進(jìn)行得較早，幾十年來發(fā)現(xiàn)或發(fā)明了許多類型的粘土防膨劑。國內(nèi)90年代才開始研究，但發(fā)展迅速，試驗(yàn)成功了許多解除地層損害的新藥劑。1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏

小分子有機(jī)物主要有：三甲胺和環(huán)氧氯丙烷、三甲胺和環(huán)氧氯乙烷合成產(chǎn)物等

大分子有機(jī)物主要有：聚苯胺、聚二甲基二烯丙基氯化銨、淀粉接枝二甲基二烯丙基氯化銨共聚物、丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化銨共聚物、丙烯酰胺－三甲基單烯丙基氯化銨共聚物，陽離子化聚丙烯酰胺的環(huán)氧氯丙烷－二甲胺聚合物，丙烯酰胺－二甲基二烯丙基氯化銨－丙烯酸共聚物的兩性離子聚合物。1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏無機(jī)類防膨劑無機(jī)聚合物類

無機(jī)鹽無機(jī)堿類優(yōu)點(diǎn)：價(jià)格低廉使用方法簡單短期防膨果較好

缺點(diǎn)：使用濃度高防膨有效期短抑制微粒運(yùn)移的效果較差

優(yōu)點(diǎn)：價(jià)格較低有效期較普通無機(jī)鹽長

缺點(diǎn)：不適合于碳酸鹽巖地層，且僅能在弱酸條件下使用

1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏陽離子表面活性劑類防膨劑缺點(diǎn)：會(huì)使地層轉(zhuǎn)變成親油性，降低油氣相的滲透率

三甲基烷基銨鹽二甲基芐基銨鹽烷基吡啶優(yōu)點(diǎn)：吸附作用強(qiáng)可抗水沖洗

1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏有機(jī)陽離子聚合物類防膨劑缺點(diǎn)：由于分子結(jié)構(gòu)空間大，低滲透油藏效果差聚叔硫鹽類

聚季銨鹽類

聚季磷鹽類優(yōu)點(diǎn)：適用范圍廣穩(wěn)定效果好有效時(shí)間長能控制微粒的分散運(yùn)移抗酸、堿、油、水的沖洗能力都較強(qiáng)

1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏在溫度250℃條件下，SLAS-3防膨效果室溫條件下，SLAS-3防膨效果初始滲透率Ko/m2先注SLAS-3再高溫注蒸汽后滲透率Ki/m2Ki/Ko（％）2.802.6895.53初始滲透率Ko（m2）先注SLAS-3再高溫注蒸汽后滲透率Ki/m2Ki/Ko（％）3.563.3496.63根據(jù)蒙脫石粘土礦物系列防膨劑，新研制系列防膨劑，粘土膨脹前，先預(yù)處理，可以防止粘土膨脹及運(yùn)移，可有效預(yù)防粘土膨脹。預(yù)防膨脹效果評(píng)價(jià)1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏室溫條件下，SLAS-3膨脹治理效果初始滲透率Ko/m2注蒸餾水后滲透率Ki/m2SLAS-3后滲透率K/m2K/Ko（%）K/Ki（%）2.851.312.4285.17184.73在溫度250℃條件下，SLAS-3膨脹治理效果初始滲透率Ko/m2高溫蒸汽后滲透率Ki/m2SLAS-3后滲透率K/m2K/Ko（%）K/Ki（%）3.382.653.1994.31120.38膨脹治理效果評(píng)價(jià)可使已膨脹的粘土再收縮，從而疏通油藏礦物的毛細(xì)管孔，增加油藏滲流能力，可有效治理粘土膨脹。1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏這種“解堵劑”與一般常用解堵劑相比，穩(wěn)定性好，防膨率高，防膨和收縮持續(xù)周期長。粘土膨脹前，先預(yù)處理，可以防止粘土膨脹及運(yùn)移可使已膨脹的粘土再收縮，從而疏通油藏礦物的毛細(xì)管孔，增加油藏滲流能力。增加油井注水、注汽能力，降低注入壓力，提高原油采收率。

1.油層保護(hù)技術(shù)—水敏高PH值液相產(chǎn)生機(jī)理:

蒸汽鍋爐用水含有Ca2+、Mg2+等離子，水質(zhì)較硬，在注入鍋爐之前，為防止形成水垢而通常進(jìn)行軟化處理。其結(jié)果使鍋爐注入水的碳酸氫根離子（HCO3-）濃度增大，受熱后碳酸氫根離子（HCO3-）分解為氫氧根（OH-）和CO2。CO2溢出，蒸汽凝析液中氫氧根（OH-）濃度增大，形成一種強(qiáng)堿性的溶液。鍋爐出口凝析液的基本特征是：高堿度?，F(xiàn)場蒸汽液相PH值為10－13，因此蒸汽注入油層后會(huì)對(duì)油層造成較大的傷害，產(chǎn)生堿敏。1.油層保護(hù)技術(shù)—堿敏高PH值液相產(chǎn)生機(jī)理

鍋爐入口水和出口蒸汽液相礦化度分析

Cl-,mg/LHCO3-,mg/LCO32-,mg/LPH值礦化度,mg/L鍋爐入口水83.13546.5790.867.5930.86出口凝析液410.65400.311635.5510.92890.472HCO3-→CO32-+CO2+H2OCO32-+H2O→2OH-+CO22HCO3-+OH-→CO32-+H2O1.油層保護(hù)技術(shù)—堿敏蒸汽PH值對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響

PH值增加滲透率下降1.油層保護(hù)技術(shù)—堿敏防止高溫堿敏技術(shù)：針對(duì)高溫蒸汽PH值高、稠油儲(chǔ)層具有堿敏的特點(diǎn)，研制了降低蒸汽PH值劑：JJ-8、JJ-9。JJ-9化學(xué)劑降PH值性能試驗(yàn)結(jié)果效果評(píng)價(jià)加熱量，kg/t蒸汽加藥前PH值加藥后PH值212.68.52腐蝕評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)條件腐蝕速率，g/(m2·h)2kg/t蒸汽，350℃,17MPa0.4281.油層保護(hù)技術(shù)—堿敏隨蒸汽注入法隨蒸汽注入降PH值化學(xué)劑，如“JJ-9”，它可以連續(xù)有效地降低蒸汽液相的pH值，與其它常用的降pH值化學(xué)劑相比，具有耐高溫、低腐蝕、降PH值顯著的特性。1.油層保護(hù)技術(shù)—堿敏2.防砂工藝濾砂器防砂篩管礫石充填防砂人工膠結(jié)固砂人工井壁防砂機(jī)械化學(xué)復(fù)合防砂壓裂防砂一體化機(jī)械防砂化學(xué)防砂復(fù)合防砂繞絲篩管礫石充填防砂工藝?yán)@絲篩管礫石充填原理圖

該防砂技術(shù)是當(dāng)今世界上應(yīng)用最廣泛的防砂方法，基本原理是：在油層部位下入不銹鋼繞絲篩管，并在篩管與套管環(huán)空充填高質(zhì)量、高滲透礫石，形成礫石阻擋地層砂、篩管擋礫石的多級(jí)防砂屏障，達(dá)到防砂的目的。2.防砂工藝—機(jī)械防砂工藝濾砂管防砂工藝雙層預(yù)充填篩管2.防砂工藝—機(jī)械防砂工藝適用：地層產(chǎn)能高、無虧空、污染輕、出砂粒徑較粗的探井防砂原理：過濾層在井筒阻擋地層砂特點(diǎn)：具有使用方便，用液少，對(duì)地層污染小等優(yōu)點(diǎn)2.防砂工藝—化學(xué)防砂工藝酚醛樹脂溶液固砂防砂技術(shù)水泥砂槳人工井壁防砂技術(shù)水帶干灰砂人工井壁防砂技術(shù)樹脂核桃殼人工井壁防砂技術(shù)樹脂涂覆砂防砂技術(shù)2.防砂工藝—復(fù)合防砂工藝解除近井附近污染，實(shí)現(xiàn)油井增產(chǎn)。形成密實(shí)充填帶，延長防砂有效期，降低防砂作業(yè)成本。有效彌補(bǔ)地層虧空，預(yù)防因出砂造成的油井套變套損。高壓擠壓充填高壓擠壓充填示意圖壓裂防砂工藝示意圖近井地帶解堵及深部穿透污染帶降低生產(chǎn)壓差和近井地帶壓降漏斗改徑向流為雙線性流動(dòng)模式，改變生產(chǎn)壓差的分配關(guān)系，控制地層深部的微粒運(yùn)移，最大限度地降低出砂趨勢2.防砂工藝—復(fù)合防砂工藝壓裂防砂工藝注汽工藝管柱注汽參數(shù)優(yōu)化技術(shù)降低注汽壓力技術(shù)3.注汽工藝注蒸汽是開采稠油最經(jīng)濟(jì)有效的手段。要使注汽熱采取得良好的開發(fā)效果，除油藏條件外，關(guān)鍵點(diǎn)是注入油層的蒸汽干度，要實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)，具有良好隔熱性能的注汽工藝管柱至關(guān)重要。注汽工藝管柱主要作用有三條：一是減少井筒熱損失，節(jié)約能源；二是提高井底注汽干度，提高注汽開發(fā)效果；三是降低套管溫度，使其在合理的熱力參數(shù)下工作，保護(hù)油井安全。3.注汽工藝—注汽工藝管柱3.注汽工藝—注汽工藝管柱帶隔熱襯套高真空隔熱油管注汽的井筒熱損失是高真空隔熱油管的1/2-1/3，是防氫害隔熱油管的1/3-1/4。不同環(huán)空介質(zhì)熱阻計(jì)算數(shù)據(jù)（41/2×27/8高真空隔熱管，10t/h，井深1300m，高壓N2環(huán)空井口18MPa）環(huán)空溫度管體徑向熱阻常壓空氣高壓N2封隔器＋清水85R總（m·℃/W）6.9216.95447.201環(huán)空（%）3.970.610.13地層（%）4.634.804.82絕熱層（%）91.3394.595.0135R總（m·℃/W）7.13246.97846.9208環(huán)空（%）3.090.960.121地層（%）4.674.784.82絕熱層（%）92.294.2395.01環(huán)空為清水時(shí)井筒熱損失最大，高壓氮次之，常壓空氣最小。3.注汽工藝—注汽工藝管柱3.注汽工藝—注汽參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)優(yōu)化注汽參數(shù)：注汽壓力、注汽干度、注汽速度降低注汽啟動(dòng)壓力技術(shù)注汽過程中降低注汽壓力技術(shù)3.注汽工藝—降低注汽壓力技術(shù)3.注汽工藝—降低注汽壓力技術(shù)降低注汽啟動(dòng)壓力溫度越低超稠油的屈服值越高，注汽啟動(dòng)壓力也必然增高。注汽過程中由于油水界面張力較高，水驅(qū)油過程的附加阻力大。注汽前在近井地帶預(yù)先擠注油溶性降粘劑，能顯著降低界面張力，使?jié)B流過程毛管阻力下降，降低注汽啟動(dòng)壓力。注汽過程對(duì)稠油采取降粘措施，可降低注汽壓力。目前國內(nèi)外最常用的方法是乳化降粘法。它的作用機(jī)理是：降低界面張力：在低界面張力條件下，油滴容易變形，從而降低了流經(jīng)空隙喉道所做的功。使?jié)櫇窠佑|角變?。涸鰪?qiáng)水對(duì)巖石的潤濕作用，使巖石對(duì)原油束縛能力大大減小。對(duì)巖石上的油膜起洗滌作用：排除界面上吸附的原油活性組分，從而促使地層毛細(xì)管中彎液面發(fā)生變形，相當(dāng)于增大了毛管數(shù)。3.注汽工藝—降低注汽壓力降低注汽過程中的注汽壓力

現(xiàn)場施工中，注汽前在近井地帶預(yù)先擠注油溶性降粘劑，可以有效的降低特超稠油注汽啟動(dòng)壓力高的問題。注汽過程中，篩選出的降粘劑在注汽過程再隨蒸汽注入，這可以降低原油粘度，提高注汽質(zhì)量，改善原油滲流能力?，F(xiàn)場試驗(yàn)實(shí)施統(tǒng)計(jì)12井次，施工后單井注汽壓力由15.8MPa下降到13.1MPa，下降了2.7MPa，降低注汽壓力技術(shù)可提高了注汽質(zhì)量，增加了油層吸汽能力。3.注汽工藝—降低注汽壓力特稠油、超稠油井油層壓力較低，作業(yè)時(shí)壓井液易進(jìn)入地層，對(duì)地層造成堵塞，吸收地層熱量，降低開采效果；采油時(shí)，超稠油進(jìn)入油套管環(huán)形空間，使井下作業(yè)管柱起下困難，影響了稠油的正常開采。3.注汽工藝—防止作業(yè)冷傷害技術(shù)4.井筒舉升工藝

稠油降粘方法井筒化學(xué)降粘熱流體循環(huán)降粘井筒摻稀降粘電加熱降粘

油管保溫方法1）摻稀降粘在有稀油源的油田，具有更好的經(jīng)濟(jì)性和適應(yīng)性。稀油摻入稠油后可起到降凝降粘作用；所摻稀油的相對(duì)密度和粘度越小，降粘效果也越好；摻入量越大，降粘作用越顯著；在低溫下?lián)饺胼p油后可改變稠油流型，使其從屈服假塑性體轉(zhuǎn)變?yōu)榕ｎD流體。4.井筒舉升工藝a.空心桿摻稀油降粘b.單管摻稀油降粘c.油管摻稀油降粘d.套管摻稀油降粘摻稀降粘工藝管柱4.井筒舉升工藝1）摻稀降粘摻稀工藝的優(yōu)缺點(diǎn)

優(yōu)點(diǎn)：稀油不僅有好的降粘效果，且能增加產(chǎn)油量，對(duì)低產(chǎn)、間隙油井輸送更有利。在油井含水升高后，總液量增加，摻輸管可改作出油管，能適應(yīng)油田的變化。

缺點(diǎn)：稀油摻入前，須經(jīng)過脫水處理，而摻入后，又變成混合含水油，需再次脫水，增加了能耗；其次，稀油摻入稠油后，降低了稀油的物性。稠油與稀油混合共管外輸時(shí)，增加了輸量，并對(duì)煉油廠工藝流程及技術(shù)設(shè)施產(chǎn)生不利影響。4.井筒舉升工藝2）化學(xué)降粘含水小于25.98％：穩(wěn)定的W/O型乳狀液含水大于74.02％：穩(wěn)定的O/W型乳狀液25.98％～74.02％：不穩(wěn)定區(qū)域乳化降粘就是添加一種表面活性劑或利用稠油中所含有的有機(jī)酸與堿反應(yīng)，生成表面活性劑，形成O/W型乳狀液，從而達(dá)到降粘的目的。4.井筒舉升工藝乳化劑開發(fā)單位原油效果GY－1石油大學(xué)煉制系勝利單家寺稠油加入0.3％藥劑(對(duì)活性水)，在油水比為7:3的條件下，使稠油30℃的粘度由9600mPa·s降到340mPa·s，降粘率為96.4％。24h沉水18.3％。GL－1石油大學(xué)煉制系遼河油田冷家堡特稠油加入0.05-0.5％(w％)藥劑，在油水比為7:3的條件下，使持稠油50℃的粘度由32460mPa·s降到30mPa·s，降粘率為99.1％。LS－28遼河油田設(shè)計(jì)院遼曙一區(qū)超稠油加入0.3％藥劑，在油水比為8:2的條件下，使超稠油80℃的粘度由5464.3mPa·s降到230mPa·s，降粘率為95.8％。S－5勝利采油院勝利草橋稠油加入0.5％藥劑，在油水比為7:3的條件下，使超稠油50℃的粘度由37620mPa·s降到215mPa·s，降粘率為99.43％。F3華東理工大學(xué)遼河超稠混合油加入0.33％藥劑，在油水比為7:3的條件下，使超稠混合油30℃的粘度由1414960mPa·s降到124mPa·s，降粘率為99.99％。SB－2勝利采油院勝利樁斜139塊稠油加入0.30％藥劑，在油水比為7:3的條件下，使超稠混合油50℃的粘度由13264mPa·s降到95mPa·s，降粘率為99.28％。2）化學(xué)降粘4.井筒舉升工藝1)使用合適的乳化降粘劑2)要有一定的油水比例一般來說，比較有利于O/W型乳狀液形成的油水比例應(yīng)當(dāng)是水含量最低不得少于15%，最高不得高于80%。因?yàn)楹刻?，降粘效果不明顯，含水量過高，表面活性劑消耗量大，產(chǎn)油量就要減少。3)適當(dāng)?shù)臄嚢栊纬蒓/W型稠油乳狀液的條件2）化學(xué)降粘4.井筒舉升工藝化學(xué)降粘操作成本低，同時(shí)對(duì)稠油井井筒采取化學(xué)降粘后，由于化學(xué)劑的作用，地面集輸工藝簡化，摻入的部分化學(xué)劑可重復(fù)利用，因此化學(xué)降粘是國內(nèi)井筒降粘的發(fā)展趨勢。2）化學(xué)降粘4.井筒舉升工藝環(huán)空摻化學(xué)劑舉升工藝示意圖井下?lián)剿幯b置油管封隔器抽油泵油層注入液混合產(chǎn)出人工井底

抽油桿φ89mm油管人工井底泵喇叭口

油層

Φ36×6mm空心桿Φ89mm油管實(shí)心桿抽油泵油層注入液混合產(chǎn)出空心桿摻化學(xué)劑舉升工藝示意圖4.井筒舉升工藝3)電加熱降粘通過對(duì)井下電伴熱工具供電，使井下電伴熱工具發(fā)熱，提高井筒原油的溫度，利用稠油粘度的溫度敏感性，降低原油的粘度。4.井筒舉升工藝4)熱流體循環(huán)包括空心桿摻熱流體循環(huán)及環(huán)空摻熱流體循環(huán)，井筒摻熱水進(jìn)行流體循不僅可以提高產(chǎn)液的溫度，而且摻入熱水后可以提高井筒中混合液的含水量，當(dāng)含水量超過稠油的含水臨界點(diǎn)后，混合液的粘度會(huì)大幅度的下降，從而降低舉升阻力，同時(shí)減少地面集輸?shù)碾y度。4.井筒舉升工藝熱流體循環(huán)降粘適于開采高凝固點(diǎn)、高粘度原油常用的熱流體有熱水、水蒸氣主要原理：提高產(chǎn)液溫度；形成水包油乳狀液4)熱流體循環(huán)4.井筒舉升工藝工藝原理簡單；摻熱水降粘時(shí)，井口摻水溫度不低于粘溫曲線拐點(diǎn)值；摻水蒸汽降粘時(shí)，井口摻水溫度較高（>200℃），壓力為對(duì)應(yīng)溫度下的飽和壓力，降粘的效果更加明顯；井筒熱流體循環(huán)工藝基本不受井深的限制，它除了提高產(chǎn)液溫度外，還可以提高井筒中混合液的含水量來降低粘度。4.井筒舉升工藝4)熱流體循環(huán)井筒保溫降粘機(jī)理：利用保溫性能較好的隔熱管作為生產(chǎn)油管，由于這種生產(chǎn)油管的視導(dǎo)熱系數(shù)低，隔熱性能好，因此可以減少產(chǎn)液向地層的散熱，產(chǎn)液在井筒的溫度降相應(yīng)地的降低，保持了井筒溫度，就有可能保證油井正常的生產(chǎn)。目前可利用的特種油管主要防氫害隔熱油管（0.05～0.08w/m.℃）和高真空隔熱油管（<0.015w/m.℃）。4.井筒舉升工藝5)保溫油管基本開采規(guī)律低采出程度、高采油速度；單井作業(yè)，經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)??；周期內(nèi)產(chǎn)油量呈遞減趨勢；周期產(chǎn)油量、周期平均單井日產(chǎn)油逐周期下降；周期油汽比逐周期下降；七、蒸汽吞吐開采規(guī)律單井周期內(nèi)產(chǎn)量呈現(xiàn)遞減規(guī)律吞吐生產(chǎn)周期較短，受粘度影響，一般普通稠油周期生產(chǎn)時(shí)間在250～300天，特稠油生產(chǎn)在180～200天，超稠油周期生產(chǎn)為35～150天吞吐周期內(nèi)的遞減符合指數(shù)遞減規(guī)律蒸汽吞吐開采規(guī)律

周期產(chǎn)油與周期數(shù)關(guān)系曲線周期周期產(chǎn)油周期產(chǎn)油量、周期平均單井日產(chǎn)油逐周期下降蒸汽吞吐開采規(guī)律

周期產(chǎn)油與周期數(shù)關(guān)系曲線周期周期日產(chǎn)油蒸汽吞吐開采規(guī)律周期產(chǎn)油量、周期平均單井日產(chǎn)油逐周期下降

周期油汽比與周期數(shù)關(guān)系曲線周期油汽比逐周期下降周期油汽比周期蒸汽吞吐開采規(guī)律

周期回采水率與周期數(shù)關(guān)系曲線周期回采水率周期回采水率較低，隨周期增加逐漸增加周期蒸汽吞吐開采規(guī)律井網(wǎng)加密技術(shù)蒸汽添加非凝析氣體吞吐化學(xué)輔助吞吐技術(shù)多井整體吞吐技術(shù)提高油藏縱向動(dòng)用程度技術(shù)等八、改善蒸汽吞吐效果的技術(shù)

1）井網(wǎng)加密改善蒸汽吞吐效果的技術(shù)2）蒸汽添加非凝析氣體吞吐機(jī)理擴(kuò)大蒸汽及熱水帶的加熱油層的體積;助排作用；形成次生氣頂，可以起到驅(qū)油的作用；通過溶解氣驅(qū)機(jī)理，提高油藏驅(qū)動(dòng)能量；隔熱劑，減少蒸汽熱損失；減小油水界面張力，形成微乳液，改善原油的流動(dòng)狀況；擴(kuò)大蒸汽及熱水帶的加熱油層的體積;、隔熱劑，減少蒸汽熱損失。改善蒸汽吞吐效果的技術(shù)

無非凝析氣體蒸汽＋非凝析氣體蒸汽后注非凝析氣體產(chǎn)液能力,ml時(shí)間（分鐘）非凝析氣體對(duì)產(chǎn)液能力的影響改善蒸汽吞吐效果的技術(shù)2)蒸汽添加非凝析氣體吞吐—助排作用改善蒸汽吞吐效果的技術(shù)2)蒸汽添加非凝析氣體吞吐—油藏適應(yīng)性油藏類型有效厚度粘度mPa·s滲透率×10