稠油熱采開發(fā)技術(shù)中海油服

稠油熱采開發(fā)技術(shù)中海油服第1頁/共50頁內(nèi)容二、稠油熱采在國內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例三、海上稠油油田開發(fā)面臨的問題四、熱采開發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路一、稠油蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)介紹第2頁/共50頁1）全球稠油開發(fā)狀況可采儲(chǔ)量約4000億噸，是常規(guī)原油可采儲(chǔ)量（1500億噸）的2.7倍。經(jīng)20余年的發(fā)展，重油、瀝青砂的年產(chǎn)量由2000萬噸上升到近億噸。

熱采—蒸汽吞吐自82年遼河高升油田試驗(yàn)成功以來，已成為稠油開采主要技術(shù)，產(chǎn)量從85年的75萬噸上升并穩(wěn)定在97以后1100萬噸水平，熱采井?dāng)?shù)達(dá)到9000余口。自85年起，先后建成遼河、新疆、勝利、河南4個(gè)稠油生產(chǎn)基地，投入開發(fā)的地質(zhì)儲(chǔ)量超過8億噸。2）中國稠油開發(fā)狀況（陸地）累計(jì)發(fā)現(xiàn)70多個(gè)稠油油田，總地質(zhì)儲(chǔ)量約12億方，年產(chǎn)量從85年的100萬噸上升到1300萬噸，占陸上原油總產(chǎn)量的9％，已累計(jì)生產(chǎn)逾億噸。1、全球及中國陸上稠油開發(fā)形勢第3頁/共50頁1)稠油中的膠質(zhì)與瀝青含量高，輕質(zhì)餾分很少，因此相對密度及粘度比較高；粘度是影響稠油采收率的主要因素，稠油冷采，由于粘度高，在油層條件下流動(dòng)性差，導(dǎo)致低采收率。2)稠油粘度對溫度非常敏感，隨溫度增加，粘度很快下降。在國際上通用的稠油標(biāo)準(zhǔn)粘度－溫度坐標(biāo)圖上，無論哪個(gè)油田粘－溫曲線斜率幾乎一樣，這表明了稠油對溫度敏感性的一致規(guī)律（包括海上稠油油田）；2、稠油與普通原油的主要差別第4頁/共50頁圖式油田在油層溫度下的脫氣原油粘度從幾百到幾十幾萬毫帕秒，但在2500C時(shí)，粘度可降到10毫帕秒以下，即稀油狀態(tài)。這就是稠油熱采方法可以順利開采的依據(jù)所在。20406080100120140160200180220240260溫度0C75綏中36-1秦皇島32-6錦州9-3曙一區(qū)1-36-234曙一區(qū)35-330曙一區(qū)35-32單家寺2-6單2單53100000002000020001000050001050000001000000200000500001000500200100504030201586粘度mPa.s我國幾個(gè)主要稠油油田的粘－溫曲線當(dāng)溫度升高至170-210oC，JZ9-3、QHD32-6、SZ36-1油田原油粘度降到6mPa.s。根據(jù)達(dá)西定律初略估算，在此溫度范圍，由于三個(gè)油田原油粘度是冷采粘度的1/3-1/10，所以熱采單井產(chǎn)量將是冷采的3－10倍以上，而熱采的熱水或蒸汽一般可達(dá)到200-300oC以上，由此可見降粘增產(chǎn)效果。第5頁/共50頁3、稠油分類標(biāo)準(zhǔn)及開采方式第6頁/共50頁

蒸汽吞吐采油又叫周期性注氣或循環(huán)注蒸汽采油方法，即對稠油油井注進(jìn)高溫高壓濕飽和蒸汽，將油層中一定范圍內(nèi)的原油加熱降粘后，回采出來，即吞進(jìn)蒸汽，吐出原油。分三個(gè)階段：4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理注蒸汽階段燜井階段開井回采階段蒸汽帶蒸汽凝結(jié)帶加熱帶冷原油冷原油加熱帶蒸汽凝結(jié)帶蒸汽帶流動(dòng)原油及蒸汽凝結(jié)水加熱帶冷原油第7頁/共50頁注入蒸汽開井回采燜井

每米油層注入70－120噸水當(dāng)量蒸汽，注10－20d，井底蒸汽干度要求達(dá)到50％以上，注入壓力（溫度）及速度不超過油層破裂壓力。

關(guān)井燜井幾天，蒸汽與孔隙介質(zhì)中的原油進(jìn)行熱交換，使蒸汽完全凝結(jié)為熱水，避免開井回采時(shí)熱能利用率降低。燜井太長會(huì)增加向頂?shù)讓拥臒釗p失。開井采油。第一周期，油層處于原始?jí)毫λ?，開井回采時(shí)能夠自噴生產(chǎn)一段時(shí)間，峰值產(chǎn)量較高。當(dāng)不能自噴時(shí)，立即下泵轉(zhuǎn)抽。隨著回采時(shí)間延長，油層逐漸降溫，流向井底地帶及井底的原油粘度逐漸升高，原油產(chǎn)量逐漸下降，當(dāng)降到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)，結(jié)束該周期生產(chǎn)，進(jìn)行下一周期蒸汽吞吐。第8頁/共50頁

一般蒸汽吞吐周期可達(dá)6－10次。每個(gè)周期的采油期由幾個(gè)月到一年左右，每個(gè)周期內(nèi)的產(chǎn)量變化幅度較大，有初期的峰值期，有遞減期，周期產(chǎn)量呈指數(shù)遞減規(guī)律。峰值期是主要產(chǎn)油期，因?yàn)槭侵鹬芷谙挠蛯幽芰?，油井及整個(gè)油藏的產(chǎn)油量必然逐次遞減，這是主要的生產(chǎn)規(guī)律。369121518212427303335305010峰值產(chǎn)量第三周期第一周期第二周期月日產(chǎn)油量t常規(guī)采油注蒸汽注蒸汽注蒸汽蒸汽吞吐周期生產(chǎn)動(dòng)態(tài)示意圖第9頁/共50頁稠油油藏進(jìn)行蒸汽吞吐開采的增產(chǎn)效果非常顯著，其主要機(jī)理如下：4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）1）加熱降粘作用稠油的突出特性是對溫度非常敏感。當(dāng)向油層注入250－350oC高溫高壓蒸汽和熱水后，近井地帶內(nèi)的油層和原油被加熱。加熱帶的原油粘度大幅度降低到幾毫帕秒，原油流動(dòng)阻力大大減小，流動(dòng)系數(shù)成幾倍到幾十倍的增加，油井產(chǎn)量必然增加許多倍。2）加熱后油層彈性能量的釋放對于壓力較高的油層，油層的彈性能量在加熱油層后充分釋放出來，成為驅(qū)油能量。第10頁/共50頁3）重力驅(qū)作用對于厚油層，熱原油流向井底時(shí)，除油層壓力驅(qū)動(dòng)外，還受到重力驅(qū)動(dòng)作用。4）回采過程中吸收余熱被加熱的原油及蒸汽凝結(jié)水采出，帶走大量熱能，加熱帶附近的冷原油將以較低流速補(bǔ)充到降壓的加熱帶，吸收油層、頂蓋層及夾層中的余熱而降低粘度繼續(xù)流到井筒，因而生產(chǎn)可以延長很長時(shí)間。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第11頁/共50頁5、地層的壓實(shí)作用當(dāng)?shù)貙硬沙龃罅恳后w時(shí)，油層壓力降低很多，會(huì)產(chǎn)生地面沉降現(xiàn)象，地層壓實(shí)作用能驅(qū)出一定量的原油。6、蒸汽吞吐過程中的油層解堵作用注入蒸汽加熱油層及原油大幅度降粘后，在開井回采時(shí)改變了液流方向，油、蒸汽及冷凝水在放大生產(chǎn)壓差條件下高速流入井筒，將近井眼地帶的堵塞物排出，大大改善了油井滲流條件。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第12頁/共50頁7、蒸汽膨脹的驅(qū)動(dòng)作用在回采降低井底壓力過程中，蒸汽將大大膨脹，另外，部分高壓凝結(jié)熱水則由于突然降壓閃蒸為蒸汽，蒸汽可驅(qū)動(dòng)原油流向井筒。8、溶劑抽提作用原油在高溫下產(chǎn)生一定程度的裂解，使輕餾分增多，可溶解部分原油。9、改善油相滲透率的作用

在高溫下，砂礫表面的瀝青膠質(zhì)性油膜破壞，巖石潤濕性發(fā)生改變（由原來的親油或強(qiáng)親油變?yōu)橛H水或強(qiáng)親水），油層對油與水的相對滲透率發(fā)生變化，油相滲透率增加，水相滲透率降低，束縛水飽和度增加。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第13頁/共50頁10）預(yù)熱作用在多周期吞吐中，上周期回采留下的余熱對下周期吞吐起到預(yù)熱作用，有利下周期的增產(chǎn)。生產(chǎn)中常發(fā)現(xiàn)第二周期的峰值產(chǎn)量較初次吞吐高。11）放大壓差的作用蒸汽吞吐增產(chǎn)機(jī)理發(fā)揮效力的必要條件是放大壓差采油。要盡力在開采回采初期放大生產(chǎn)壓差，即將井底流動(dòng)壓力或流動(dòng)液面降到油層位置。12）邊水的影響邊水稠油油藏，在蒸汽吞吐采油過程中，隨著油層壓力下降，邊水向開發(fā)區(qū)推進(jìn)驅(qū)油，一定程度上補(bǔ)充壓力，成為驅(qū)動(dòng)能量之一，有增產(chǎn)作用。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第14頁/共50頁5、熱采井對固井完井的特殊要求1）采用硬度高的套管如N80或更好的如TP100H套管；2）可在靠近油層處的套管上加裝套管伸縮器；3）采用耐熱水泥固井（主要成分：石英砂）；4）固井時(shí)在井口提拉一定予應(yīng)力（套管地錨或雙凝水泥法）；5）水泥返高至地面；6）選擇合適的防砂方式，控制出砂。熱采井高溫及溫度劇烈變化導(dǎo)致不可逆的軸向應(yīng)力所引起的不可恢復(fù)的套管變形，是套損的主要原因，出砂也是套損重要原因。在固井完井中要考慮的防套損的主要措施如下：第15頁/共50頁6、蒸汽吞吐對采油工藝要求3）其它配套稠油舉升工藝技術(shù)，如對常規(guī)稠油采用“大機(jī)、長泵、粗管、深下、摻油”等抽稠工藝。1）井筒注汽隔熱管柱2）環(huán)空注氮?dú)飧魺嵊蛯佑蛯佑蛯佑蛯訜崃Ψ飧羝魃炜s管隔熱管第16頁/共50頁4）適合于海上平臺(tái)的稠油熱采舉升機(jī)械：新型立式長沖程有桿泵抽油機(jī)沖程5～8m，最大排量150m3/d，電耗是同排量電潛泵的1/3；底座2.04×2.14m，高12m,可用于海上平臺(tái)。6、蒸汽吞吐對采油工藝要求（續(xù)）新型立式長沖程有桿泵抽油機(jī)第17頁/共50頁7、蒸汽吞吐地面流程及設(shè)備鼓風(fēng)機(jī)水罐油罐水處理器供油泵蒸汽發(fā)生器增壓泵

蒸汽鍋爐熱采井口隔熱油管高溫封隔器第18頁/共50頁車載式鍋爐-野外作業(yè)用

設(shè)備參數(shù)1、蒸汽發(fā)生量：11.5t/h；2、壓力：18.2MPa；3、蒸汽干度：80％；4、熱效率：大于80％；5、尺寸：15.35×3.04×5.625m；6、重量：41.10t7、配備相應(yīng)的車載式水處理器車載式鍋爐內(nèi)景注熱站23t/h水處理器(7.4×3.3×3.5m，7.24t)注熱站23t/h蒸汽鍋爐正在燃燒的爐膛情景－可以看見火焰和盤管第19頁/共50頁8、蒸汽吞吐開發(fā)效果的主要評(píng)價(jià)指標(biāo)1）周期產(chǎn)油量及吞吐階段累積采油量；2）周期原油蒸汽比及吞吐階段累積油汽比，極限油氣比；3）采油速度：年采油量占開發(fā)區(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)；4）周期回采水率及吞吐階段回采水率；5）階段油層壓力下降程度；6）原油生產(chǎn)成本；7）吞吐階段采收率；8）油井生產(chǎn)時(shí)率和利用率。第20頁/共50頁內(nèi)容一、稠油蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)介紹三、海上稠油油田開發(fā)面臨的問題四、熱采開發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路二、稠油熱采在國內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例第21頁/共50頁委內(nèi)瑞拉馬拉開波湖上Bachaquero-01油田

與岸上部分相連。湖區(qū)面積79km2,儲(chǔ)量1億噸，地下原油粘度635mPa?s，油層埋深910m，水深50m。疏松砂巖油層，滲透率3000md，孔隙度33.5％，厚度60m。一次采油（冷采）采出12.6％。70年代初－95年，共有325口井進(jìn)行蒸汽吞吐作業(yè)860井次。1997年開井285口，日產(chǎn)油6360t/d，年產(chǎn)230×104t，單井日產(chǎn)22.3t/d，共增產(chǎn)1248×104t。1995年有2口井側(cè)鉆水平井（400m）進(jìn)行蒸汽吞吐成功。一口井吞吐產(chǎn)量48t/d，冷采9.5t/d；另一口吞吐產(chǎn)量80t/d，冷采19t/d，熱采較冷采增產(chǎn)3倍。湖上注汽鍋爐（550t/d）及水處理裝置安裝在平底駁船上。第22頁/共50頁70年正式勘探開發(fā)，80年公布油田建成，86年產(chǎn)量突破1000萬噸，95年達(dá)1552萬噸（為歷史最高水平），目前年產(chǎn)1300萬噸。以稠油開采為主，稠油儲(chǔ)量逾6億噸，大部份是稠油井，均要求進(jìn)行熱力開采，稠油在整個(gè)油田的開發(fā)中占主導(dǎo)地位。目前稠油年產(chǎn)量800萬噸，其中熱采產(chǎn)量690萬噸，分別占全國62％和63％。遼河油田歡喜嶺油區(qū)錦45塊是中國最大的稠油生產(chǎn)基地，其技術(shù)代表了中國稠油開發(fā)水平。20余年的摸索和發(fā)展，形成了系統(tǒng)的稠油（熱采）開發(fā)及鉆、完、采、注、修、測試等配套的技術(shù)工藝。1、遼河油田整體開發(fā)狀況第23頁/共50頁投產(chǎn)時(shí)間：1985年油藏類型：層狀砂巖邊底水稠油藏含油面積：9.0km2地質(zhì)儲(chǔ)量：5697×104t油藏埋深：890-1180m開發(fā)層系：四套有效厚度：34m地下原油粘度：494-7697mPa.s

油井總數(shù)：1059口2、歡喜嶺油區(qū)錦45塊熱采開發(fā)情況開采現(xiàn)狀（03年底）油井：1059口開井：857口日產(chǎn)液：11878t，日產(chǎn)油：2823t綜合含水：76.2%累產(chǎn)水：3721.5×104t單井平均吞吐：9.2輪次累產(chǎn)油：1695.8×104t累注汽：2979.6×104t采油速度：1.81%采出程度：29.76%采出可采儲(chǔ)量：84.87%回采水率：127.1%累計(jì)油汽比：0.57年度油汽比：0.39目前地層壓力：3.1MPa第24頁/共50頁全面吞吐開發(fā)井網(wǎng)加密，綜合調(diào)整遞減階段通過系統(tǒng)的工藝技術(shù)措施，油田出現(xiàn)了第二次蒸汽吞吐產(chǎn)量高峰，穩(wěn)產(chǎn)已超過17年。第25頁/共50頁1）采油速度高，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長。方案設(shè)計(jì)是1.0%～1.5%，穩(wěn)產(chǎn)8年。實(shí)際是1.66%，已穩(wěn)產(chǎn)17年，目前1.81%;2）采注比和回采水率高，壓降幅度大。采注比1.90/1.74；回采水率（126.89%）/（162.4%）；目前地層壓力3.1MPa，壓降幅度達(dá)68%。4）油藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度和吞吐采收率不斷提高;5）油汽比高，經(jīng)濟(jì)效益好

：初期油氣比大于1，累計(jì)油汽比0.62，目前0.40（極限油汽比0.25）。錦45塊蒸汽吞吐效果評(píng)價(jià)采收率+15.1%（17.2%↗32.3%），可采儲(chǔ)量+939×104t。第26頁/共50頁內(nèi)容一、稠油蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)介紹二、稠油熱采在國內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例四、熱采開發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路三、海上稠油油田開發(fā)面臨的問題第27頁/共50頁渤海幾大稠油油田，屬典型普通稠油油藏，采用冷采（注水）開發(fā)，層間、層內(nèi)矛盾突出，含水上升快，高速開采使稠油冷采的各種問題更加嚴(yán)重，采出程度低，標(biāo)定采收率低，SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6標(biāo)定采收率分別為19％、21％、11.8％，稠油冷采導(dǎo)致大量可采儲(chǔ)量的損失。（國內(nèi)稠油油藏的采收率一般在20－30％，美、印尼、委、加等國高達(dá)50－55％）1、渤海主要稠油油田情況第28頁/共50頁1）注入水竄進(jìn)嚴(yán)重稠油油田注水開發(fā)，油水粘度比高，注入水竄進(jìn)嚴(yán)重，驅(qū)油效率低，含水上升快，油井產(chǎn)量遞減快，采收率低。渤海各油田含水與采出程度關(guān)系圖0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%22%24%26%28%30%采出程度含水QHD32-6SZ36-1JZ9-3CBQK17-22、渤海稠油油田開發(fā)面臨的問題第29頁/共50頁2）邊底水錐進(jìn)嚴(yán)重秦皇島32－6油田邊底水竄進(jìn)、錐進(jìn)十分嚴(yán)重，有發(fā)生暴性水淹，損失大量可采儲(chǔ)量的危險(xiǎn)。3）油層污染油井在鉆井、完井、生產(chǎn)及井下作業(yè)中，造成油層損害，膠質(zhì)瀝青沉積、腐蝕物等堵塞油層，導(dǎo)致產(chǎn)量下降，部分產(chǎn)能損失。措施上普遍采用酸化解堵，作用單一，效果有限，易產(chǎn)生二次污染及出砂。4）油井出砂油層較疏松，出砂嚴(yán)重，防砂襯管壽命有限，損壞、失效、卡堵后，低效生產(chǎn)，修井困難。2、渤海稠油油田開發(fā)面臨的問題（續(xù)）第30頁/共50頁5）注水井試注工藝不完善采取冷洗冷注，有些井注水吸水量不足、油層有污染、分層啟動(dòng)壓力有差異，導(dǎo)致吸水剖面差異大，后續(xù)大段分層配水效果不理想。

6）某些邊部油井或區(qū)塊,原油粘度高,注水開發(fā)效果差,經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)增大2、渤海稠油油田開發(fā)面臨的問題（續(xù)）以上問題，尤其是水竄、水錐、污染、出砂，嚴(yán)重影響已開發(fā)區(qū)塊原油產(chǎn)量的穩(wěn)定，遞減率逐年加大，含水上升速度加快，設(shè)計(jì)產(chǎn)量計(jì)劃及采收率等指標(biāo)很難實(shí)現(xiàn)，將影響渤海油區(qū)總體產(chǎn)量的增長目標(biāo)。如何解決這些問題，以及如何在后續(xù)的稠油油田開發(fā)中減輕或防止這些問題？對于在生產(chǎn)油田推薦注熱、氮?dú)獠捎偷仍霎a(chǎn)工藝，對于后續(xù)稠油油田的開發(fā)推薦熱采開發(fā)模式。第31頁/共50頁內(nèi)容一、稠油蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)介紹二、稠油熱采在國內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例三、海上稠油油田開發(fā)面臨的問題四、熱采開發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路第32頁/共50頁1）熱采是國內(nèi)陸地油田及國外針對稠油采用的主要開發(fā)技術(shù)，相對于冷采，可以大幅提高采收率和采油速度；2）海洋油田稠油占70％，稠油開發(fā)地位舉足輕重。很多稠油油田都超出了注水開發(fā)適應(yīng)范圍和條件（原油地下粘度應(yīng)小于150mpas），進(jìn)行熱采先導(dǎo)試驗(yàn)，為提高稠油油田（如NB35-2、LD等）采收率、增加可采儲(chǔ)量、開發(fā)邊際油田、小油田準(zhǔn)備新的、更有效的技術(shù)手段，開創(chuàng)海洋稠油開發(fā)的新局面。1、海上油田進(jìn)行熱采先導(dǎo)試驗(yàn)的意義第33頁/共50頁遼河油田油層主要分布在第三系的明化鎮(zhèn)、館陶、東營和沙河街組，儲(chǔ)層巖性以各種類型砂巖為主；地質(zhì)分層、油層分布、儲(chǔ)層巖性與渤海油田基本一致。共同的油藏特征是地層膠結(jié)差，生產(chǎn)中極易出砂。油藏分稀油、普通稠油、特稠油、超稠油和高凝油，以普通稠油為主；普通稠油（

20℃脫氣）相對密度0.935－0.985，（50℃脫氣）粘度500-10000mPa.s。稠油油藏埋深600－2000m，大部分超過1000m。渤海如SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6、CB、NB35-2、LD16-1等的主力油層平均地下粘度>50mPa.s，脫氣粘度100-10000mPa.s，屬普通稠油油藏,NB35-2、LD油田的粘度較高。油藏埋深大于1000－2000m。2）遼河與渤海油藏地質(zhì)、物性特征相似，其稠油開發(fā)技術(shù)值得借鑒：2、海上油田可以借鑒的熱采開發(fā)技術(shù)1）國外馬拉開波湖注蒸汽開采稠油，提供了很好的海洋熱采先例；第34頁/共50頁3、海上油田熱采開發(fā)面臨的問題及解決思路1）熱采需要小井距（150m以內(nèi)）致使油井?dāng)?shù)量成倍增加（？）2）生產(chǎn)平臺(tái)上安裝蒸汽鍋爐及熱采集輸處理流程將增加工程投資（？）3）如何在已開發(fā)的油田應(yīng)用熱采技術(shù)？熱采開發(fā)將增加油田建設(shè)投資,難以達(dá)到合理的回報(bào)率，所以熱采在海洋不可行（？）第35頁/共50頁因?yàn)樯鲜?、2問題就得出熱采不可行的結(jié)論是不科學(xué)的，甚至是草率的。陸上稠油油田提高采收率主要是在熱采基礎(chǔ)上對井網(wǎng)不斷地進(jìn)行加密，而海洋受平臺(tái)空間等制約，不可能完全照搬陸地模式。針對問題1，以NB35－2油田為例，建議從以下三個(gè)方案進(jìn)行科學(xué)論證：NB35-2熱采方案－1按照現(xiàn)有ODP部井方案（350m井距），論證熱采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐階段的經(jīng)濟(jì)效益，與冷采進(jìn)行對比。問題1的解決思路第36頁/共50頁NB35－2具有熱采的優(yōu)越條件，地下原油具有一定的流動(dòng)性，由于蒸汽吞吐屬于降壓開采，即使大井距下，井間未被加熱的原油仍可以在較大壓差下流向加熱帶。根據(jù)遼河四維地震監(jiān)測，蒸汽加熱半徑60米以上。采用蒸汽和氮?dú)饣熳ⅲ浼訜岚霃娇梢栽黾?－2倍以上。四維地震監(jiān)測：興隆臺(tái)油層吞吐加熱半徑61m。NB35-2熱采方案－1（續(xù)）問題1的解決思路（續(xù)）第37頁/共50頁1）NB35-2油田是由半背斜和復(fù)雜斷塊披覆背斜構(gòu)造構(gòu)成的復(fù)式鼻狀構(gòu)造，主力油層段發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段與館陶組頂部，厚度為37.9m，儲(chǔ)層物性較好，油藏埋深淺(1400m），儲(chǔ)量豐度高。地質(zhì)儲(chǔ)量合計(jì)為7917×104m3，設(shè)計(jì)動(dòng)用儲(chǔ)量為7611×104m3。3）原油粘度遠(yuǎn)大于150mpa.s，注水開發(fā)將出現(xiàn)嚴(yán)重的粘性指進(jìn)，波及系數(shù)小，驅(qū)油效率低，采收率低。鑒于SZ36-1、QHD32-6開發(fā)現(xiàn)狀，NB35-2注水開發(fā)存在更大風(fēng)險(xiǎn)：預(yù)計(jì)初期采油速度低于1.0%，以后僅0.5-0.8%，單井產(chǎn)量、年產(chǎn)量、采收率均達(dá)不到設(shè)計(jì)指標(biāo)，內(nèi)部收益率很難達(dá)到14%。

2）粘度：地下200-700mpa.s，地面800-3600mpa.s，密度為0.97kg/m3，高于SZ36-1及QHD32-6，是中海油所面臨的最具挑戰(zhàn)性的稠油油田。ODP設(shè)計(jì)采用常規(guī)注水開發(fā)，單井產(chǎn)量40-120m3/d,采油速度為1.28％，最終采收率為12.3％，各指標(biāo)都較低。NB35-2熱采方案－1（續(xù)）－－

注水開發(fā)效果分析問題1的解決思路（續(xù)）第38頁/共50頁1）NB35-2與錦45塊比較地質(zhì)油藏性質(zhì)接近，但動(dòng)用儲(chǔ)量比錦45塊多近2000萬方，總體粘度遠(yuǎn)比錦45塊低，滲透率更好，層系少，因此熱采效果好于錦45塊。2）經(jīng)考察組對比分析，并參考中國稠油熱采專家劉文章教授的意見，NB35-2蒸汽吞吐開發(fā)，采油速度2.5-3.0%，是注水開發(fā)的2倍以上，單井產(chǎn)量初期為100-200t/d，10年采收率達(dá)到20%左右，20年開發(fā)期達(dá)到30%，遠(yuǎn)優(yōu)于注水開發(fā)方案。NB35-2熱采方案－1（續(xù)）－－熱采開發(fā)效果分析問題1的解決思路（續(xù)）第39頁/共50頁問題1的解決思路（續(xù)）NB35-2熱采方案－3調(diào)整ODP部井方案，分別論證250m、150m等井距下熱采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐階段的經(jīng)濟(jì)效益，與冷采進(jìn)行對比。NB35-2熱采方案－2調(diào)整ODP部井方案，保持井?dāng)?shù)不變，但多打水平井，論證熱采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐階段的經(jīng)濟(jì)效益，與冷采進(jìn)行對比。第40頁/共50頁問題2的解決思路工程方案－2保持ODP工程方案不變，按照服務(wù)商提供熱采流程設(shè)備、支持載體以及注熱技術(shù)服務(wù)的方式，結(jié)合前述熱采部井方案，測算總的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)。針對問題2，仍以NB35－2油田為例，建議工程上從以下兩個(gè)方案進(jìn)行科學(xué)論證：工程方案－1按照平臺(tái)布置注蒸汽流程設(shè)備方案，結(jié)合前述熱采部井方案，測算總的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)。第41頁/共50頁3、海上油田熱采開發(fā)面臨的問題及解決思路（續(xù)）針對具體油田，需要通過全面而系統(tǒng)的論證，同時(shí)開辟先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)塊，取得有關(guān)數(shù)據(jù)后，才能得出熱采是否可行的科學(xué)結(jié)論。在渤海某個(gè)稠油油田（如NB35-2）開辟熱采先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)塊，可為后續(xù)的稠油油田（如更高粘度LD16-1、LD27-2等）采取熱采開發(fā)積累經(jīng)驗(yàn)。目前熱采數(shù)模及物模技術(shù)已經(jīng)很先進(jìn)，可借鑒的熱采開發(fā)油田也很多，形成了海上稠油油田熱采開發(fā)技術(shù)的引進(jìn)與研究的很好條件。說明：由于熱采是鉆、完、采、注、修、測試、集輸?shù)冗^程的系統(tǒng)工程，是完全不同于冷采的全新開發(fā)模式，在海洋應(yīng)用需要進(jìn)行系統(tǒng)的研究和先導(dǎo)試驗(yàn)，此處提供的是參考性思路。第42頁/共50頁問題3：如何在已開發(fā)的油田應(yīng)用熱采技術(shù)？1）早期的各大稠油熱采油田經(jīng)歷了用冷采井進(jìn)行熱采的過程，具有相應(yīng)技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)；2）冷采井可以換用熱采井口以及采用隔熱油管、耐熱封隔器、環(huán)空注氮?dú)飧魺岬却胧┻M(jìn)行蒸汽吞吐；3）熱采可以作為已開發(fā)油田增產(chǎn)措施，如注熱水或蒸汽或蒸汽和氮?dú)饣熳⒔舛?、降粘、吞吐增產(chǎn)，或蒸汽和氮?dú)饣熳旱姿?、吞吐，等等，用途多，效果好。?3頁/共50頁自升式多功能支持平臺(tái)（liftboat），如圖示；專門的熱采船舶，如簡易（自升式）支持平臺(tái)（小型liftboat）、海王星簡易平臺(tái)；輕型修井平臺(tái)；駁船；多功能作業(yè)船（有動(dòng)力定位的拖輪）；要求：自航。1）海洋工程支撐設(shè)備3、海上油田熱采