稠油油藏开采新技术
稠油油藏开采技术ppt课件
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中途日落油田Potter试验区（27USL井区）
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根据辽河油田的资料，若采用φ177.8mm套 管、φ114.3mm隔热油管，则环空有水时，井筒 总传热2028W/m2℃,环空注入氮气、无水时， 井筒总传热系数为10W/m2℃,即井筒热损失将降 低12倍。
在新疆九6区J11油藏，注氮气后平均周期产 油580t，比上个周期提高218t，周期生产293d， 生产时间延长了51d。与纯蒸汽吞吐的井相比，在 相同条件下，注氮井平均周期产量达到1026t，周 期生产天数293d，油汽比0.45，回采水率104％， 而单纯注蒸汽井平均周期产油238t，周期生产天 数81d，油汽比0.11，回采水率474.％。这相当于 注氮气使蒸汽吞吐地层弹性能量增加0.66倍。
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2、电动潜油泵举升稠油
电动潜油泵(ESPs) 耐温达149℃,泵效4470%, 免修期一般为1419个月。优点是具有处理大流量 的能力,排量一般在164100m3/d；下井深度可达 4500m。缺点是耐温问题限制了下泵深度；不适 用于低产井、高含气井、出砂井和结垢井等。
通过改进, 对于开采稠油,应选用大型马达和 泵,并可调泵级。利用修改的数据设计泵级以处理 高粘度的研究非常成功;现在在委内瑞拉Orinoco 稠油区用电潜泵每天产油400m3以上,并且设备工Hale Waihona Puke 作期平均在14个月以上。12
二、稠油开采新工艺新技术
（一）稠油热采工艺技术
海上油田稠油热采技术探索及应用
海上油田稠油热采技术探索及应用
目前我国海上油田主要开采方式为水平井控制压裂，其中稠油油层热采技术是提高开采难度的主要因素之一。
稠油油层存在热采渗流效率低、水平井生产长度短、注汽井成本高等问题，为了克服这些困难，需要不断探索和应用新的技术手段。
一、水平井技术
水平井技术是开发海上稠油的重要手段之一，采用水平井可以增加有效生产长度，提高油气采收率，减少开发深度。
在稠油热采过程中，水平井还可以减少井筒壁面积，降低油层对地面和注汽井的渗流压力，提高注汽井有效注汽压力。
水驱技术是提高稠油油田采收率的重要手段之一。
水驱技术的主要作用是使稠油油层内的油和水混合起来，形成流体，增加稳定生产的面积，减少油层残余油。
在水驱技术的应用过程中，需要根据油层的特征来确定注水井位置和注水量。
三、蒸汽注入技术
对于稠油油层的热采过程，蒸汽注入技术是应用最广泛的一种。
蒸汽注入技术主要是通过注入蒸汽来加热油层，使稠油发生热胀冷缩作用，提高原油流动性，提高采收率。
在蒸汽注入过程中，需要根据油层渗流特点、岩石渗透条件等因素来确定注汽井的位置和注汽量。
四、其他技术
除了以上三种技术外，还有一些其他技术也适用于稠油油田的热采过程，如CO2注入技术、自然气注入技术和油层微生物改造技术等。
这些技术的主要作用是通过调整注入物质的物化性质和结构，改变原油的物化性质和结构，提高采收率。
总之，稠油油田的热采过程是一个复杂的过程，需要综合考虑油层特征、生产条件、经济效益等因素来确定合适的技术手段。
在这个过程中，需要不断探索和应用新技术，提高采收率，减少对环境的影响。
稠油开采工艺技术及其应用的分析
稠油开采工艺技术及其应用的分析随着能源需求的不断增长和传统油田资源逐渐枯竭，对于稠油资源的开采和利用成为了石油行业的重要课题。
稠油是指粘度较高的原油，通常含有大量的沥青质和杂质，传统开采技术对其开采存在很大的难度。
研究并应用适合稠油开采的工艺技术成为了当前石油行业发展的重要方向。
本文将对稠油开采工艺技术及其应用进行分析，为完善稠油资源的开采提供参考。
一、稠油特性及开采难点稠油资源通常是指油井出口处原油的粘度在100厘波以上的原油，其具有以下特点：1. 高粘度：稠油的粘度远高于常规原油，这使得常规的采出工艺对其不适用。
2. 高密度：稠油的密度一般较大，采出后需要进行稀释才能满足运输和加工的需要。
3. 高凝点：稠油中的树脂、沥青等杂质含量较高，使得其凝固点较高，对于输送和处理造成了困难。
由于以上特性，稠油开采具有以下难点：1. 开采困难：由于粘度大、密度大等特性，传统的采出工艺对稠油的开采难度大，采油效率低。
2. 输送困难：稠油的输送难度大，需要借助特殊的热力设备或添加稀释剂。
3. 加工困难：稠油含有较多的杂质，对于提炼和加工设备要求高。
二、稠油开采工艺技术针对稠油的开采难点，石油行业逐渐形成了一系列针对稠油的开采工艺技术：1. 热采技术热采技术是指通过注入高温高压蒸汽或热介质，对稠油进行加热以降低其粘度，再通过泵功传播、压力差等将稠油推向地面。
热采技术有效克服了稠油高粘度的问题，提高了采油效率。
2. 溶剂辅助采油技术溶剂辅助采油技术是指通过注入溶剂，降低稠油的粘度以提高采油效率。
这种技术可以使用天然气、液体碳氢化合物等作为溶剂，有助于提高稠油的流动性。
3. 微生物驱油技术微生物驱油是指通过在稠油地层中注入适当的微生物，利用微生物的代谢活动改变地层中原油的理化性质，提高采油效率。
以上工艺技术主要是针对稠油的高粘度、高密度、高凝度等问题而设计的，在稠油开采中有着广泛的应用。
目前，稠油开采工艺技术在全球范围内得到了广泛的应用，其中主要是在以下领域：1. 加拿大稀油沙地区：加拿大稀油沙地区是世界上最为著名的稠油资源富集地之一，采用了大量的热采技术和溶剂辅助采油技术，取得了较好的开采效果。
稠油油藏开发新技术
明显改善。
２ 浅 层 稠 油ＨＤ Ｎ Ｓ 技 术
稠油油藏的开采应根据不 同油藏 的油层厚度 、敏感性特点 和原油性质等采用不同的开采技术 。Ｈ Ｄ Ｃ Ｓ 技术适合于埋深小于 １ ４ ０ ０ ｍ的超稠油油藏 ；Ｈ Ｄ ＮＳ 技术适应于埋藏较浅的稠油油藏 ； 稠油出砂冷采技术主要用于浅层稠油油藏的开发 。
蒸汽辅助重力泄油技术是融合水平井开采技术 ，在油层下 部压出一条水平裂缝 ，开辟一条具有高导流能力的热通道 ，使 沿热 通道 向前推进的蒸汽在重力压差作用下逐步向上超覆 ，与
关键词 稠 油 热采 ＨＤＣ Ｓ Ｈ ＤＮＳ 出砂 冷采 Ｓ Ａ Ｇ Ｄ
１ 超稠油Ｈ Ｄ ＣＳ 技术
坑道式 Ｓ ＡＧ Ｄ、单井Ｓ Ａ Ｇ Ｄ、直井和水平井组合的Ｓ ＡＧ Ｄ、多泄
油通 道 Ｓ ＡＧ Ｄ、快 速 Ｓ ＡＧ Ｄ、强 化Ｓ Ａ Ｇ Ｄ 。
４ 稠 油 出砂 冷 采 技术
针对粘 度超过１ ０ 万毫帕 ・ 秒 的特超 稠油常规 注蒸汽无法有 效动用的难题 ，首创 了Ｈ Ｄ Ｃ Ｓ 四要素组合开发技术。Ｈ Ｄ Ｃ Ｓ Ｉ ！ Ｉ １ 水 平井 （ Ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗ ｅ ｌ １ ）、油溶性复 合降黏剂 （ Ｄ ｉ ｓ ｓ ｏ ｌ ｖ ｅ ｒ ）、二
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是一种具有高黏度、高密度、难以流动的油藏原油，由于其在地下储层中常常与水和天然气共存，使得开采难度大大增加。
为了提高开采效率，稠油热采技术应运而生。
稠油热采是指通过加热地下油藏，降低原油的黏度，从而使得其能够被更轻松地开采出来的一种采油技术。
这种技术在稠油资源丰富的地区得到广泛应用，同时也面临着诸多挑战和发展机遇。
目前，稠油热采技术在世界各地得到了广泛应用并取得了显著效果。
主要的热采方法包括蒸汽吞吐法、蒸汽驱动法、燃烧气吞吐法、燃烧气驱动法、电阻加热法等。
这些方法的基本原理都是通过向油藏注入热能，从而使得稠油流动性增加，容易被开采。
在这些方法中，蒸汽吞吐法是目前应用最为广泛的一种技术，它通过向油藏注入高温高压的蒸汽，将原油加热并增加压力，从而推动原油流向井口。
这种方法具有操作简单、效果显著的特点，因此被广泛应用于加拿大、委内瑞拉、俄罗斯等稠油资源丰富的国家。
在中国，稠油热采技术也在不断发展。
根据《中国石油天然气集团公司科技发展战略规划》，中国已经建成了多个稠油热采示范工程，形成了稠油热采的成熟技术路线和产业体系。
在大庆油田，采用了蒸汽驱动法对稠油进行热采，实现了稠油资源的高效开发。
中国还在不断探索和引进新的热采技术，如电阻加热技术、微波加热技术等，以提高稠油开采的效率和安全性。
尽管稠油热采技术取得了显著成效，但仍然面临一系列挑战。
热采过程中需要大量的能源，特别是燃煤或燃气。
这不仅增加了成本，还会对环境造成较大影响。
由于稠油地质条件复杂，加热过程中油藏中可能会产生较大的变形和沉陷，导致地质灾害的风险增加。
热采过程中可能会产生大量的尾水和尾气，对环境造成污染。
如何减少能源消耗、降低环境影响成为热采技术发展的重要课题。
在未来，稠油热采技术的发展将主要集中在三个方面：一是提高热采效率，通过改进加热方式和增设管网等措施，降低能源消耗，减少环境污染。
二是深入研究地热能源的应用，如地热蒸汽、地热水等，降低外部能源的使用。
稠油开采新工艺新技术
“抓大放小”稠油生产在九7+8区超稠油热采地面建设工程中，新疆油田公司在稠油集输工艺上首次运用了多通阀选并工艺，采用了多通阀撬装管汇装置，改变了传统意义上的16口井为一个计量站、接转单元的开式流程。
变成一个计量、接转单元管辖4套多通阀撬装管汇，实现了48井式计量、接转多井模式，与常规计量站相比节约投资25%。
过去，通常采用容积式计量分离器计量方式，计量时间短，不能连续计量。
如今，新疆油田公司采用称重式油井计量装置，建立了自动连续的称重计量新方式，与传统工艺相比，实现了稠油井自动计量，满足规范要求的计量周期，计量精度也得到了保障，同时具有很好的节能降耗效果。
而在流行集约化管理、中央控制节能方式的今天，新疆油田公司又敢于“顶风作案”:在稠油降戮工艺中将传统的集中加热工艺变为分散加热工艺，将注汽站与计量接转站合建，将配汽管汇与多通阀撬装管汇合建，采用注汽锅炉与计量站合建方式，将注汽半径由1.5公里缩短到0.5公里，注气管线热损失由14.7%降至5%以内.井口蒸汽干度由50%提高到70%以上，大大提高注汽效率和注汽质量。
同时，降低部分锅炉压力等级，减少了高压注汽管线的建设工程量。
此外，高压注汽锅炉采用半露天布置，减少工程投资，也便于搬迁。
创新成就老区改造2005年起，新疆油田公司在老区集输工艺的简化工作中，采用两相流连续计量工艺，取代传统计量站分离器计量设施，将集油管汇与计量装置撬装模块化.同时取消了配水间工艺，单井注水管线直接连到干线，井口安装流量计。
新模式取消了计量间、配水间，降低工程投资约15%，有效简化了集输、注水工艺，并在保障精度的前提下实现连续、自动计量，是新疆油田在油区地面集输工艺方面一次有益的探索。
今年，新疆油田将在进一步完善工艺细节的情况下，在老区进一步扩大应用规模.同时，以成熟的油气混输泵技术替代油区油气转接的分输技术，简化了转油站和减少了现场生产管理模式;积极采取改变油气生产管理模式，取消了大型集转油站、原油处理站的分队计量设施，简化了油气分离计量设施，实现了重点站场的简化流程.因地制宜地采用多功能处理器技术，简化了原油脱水处理的工艺。
稠油开采技术介绍
大港油田化学吞吐应用情况
2、稠油油藏分析及对策：
a、油稠，流动性差； b、胶质沥青含量高，易产生堵塞。 由于存在以上问题，在生产中造成抽油杆断脱，打架等 多种问题致使油井不能正常生产。经过室内评价实验，最终
选择碱性化学降粘解堵剂对投产油井进行化学吞吐处理，解
除稠油在近井地带堵塞，改善原油流动状况。
(50℃)1185.9mPa· s，
辽河油田化学吞吐应用情况
2、稠油油藏分析及对策
经室内评价实验，选用耐高温的碱性化 学降粘解堵剂，对投产油井进行蒸汽前的化 学处理，达到提高稠油油藏的采收率的目的，
工艺做法选用化学吞吐液处理 → 注蒸汽
稠油油藏化学吞吐机理
5、解堵机理
吞吐液可溶解沉积在近井地带的重质有机 物，恢复其油层渗透率，从而达到疏通油流 孔道，降低流动阻力的目的。稠油井由于近 井地带压力下降，使原油脱气，加之温度降 低，造成稠油粘度大幅度升高，在近井地带 形成稠油堵，以及油包水乳化堵等，吞吐液 均可使这些高粘流体乳化，成为低粘的水包 油型流体。此外，吸附滞留在孔隙中的化学 剂具有预防沥青质沉积的作用，从而使有效 期大大延长。
泥质含量12.7%。其原油物性为：密度(50℃)0.8867g/cm3，
原油粘度(80℃)34.42mPa· s，胶质含量为28.6%，含蜡量
15.38%，凝固点59℃。
枯竭式油藏化学吞吐应用情况 2、油藏分析及对策：
a、属于枯竭式开采油田，无外来补充能量； b、原油凝固点高、胶质含量高，易产生堵塞。
→ 关井 → 下泵投产。
辽河油田化学吞吐应用情况
3、化学吞吐应用小结
辽河油田蒸汽吞吐生产周期一般为3个月左右。通过进 行化学地层降粘后，目前已正常生产4个月，且继续有效。 冷56-561井2002年5月25日投产，投产前一个周期累计产油 1440吨，投产后一个周期累计产油达2700吨。冷43-566井5
稠油油藏压裂新技术(何启祥)
胶联机理
破胶机理：当VESTH-2进入地层遇水被稀释至一定浓度后，表面活性剂
的蠕虫状胶束便分散开来不再纠缠在一起，体系的粘弹性就丧失。对于油层与烃类接 触，在油层中的原油、凝析油或气体烃类会影响液体的带电环境，从而破坏蠕虫状胶 束的结构，使其又恢复到球状胶束而失去粘度（下图）。
乳化降粘机理
VESTH-2是将稠化剂、活化剂等添加剂在水中按一定比例混合而成的压 裂液冻胶。稠油胶质沥青质含量高，粘度大，与水混合形成一种热力 学不稳定体系，两相之间的界面张力大，若将稠油与稠油复合降粘压 裂液按一定的油液比混合，由于表面活性剂的作用，降低了油水两相 间的界面张力，形成了以稠油为分散相，水为连续相的O/W型乳状液。
(2）对稠油有显著的降粘作用。
(3）不需添加破胶剂，遇水或遇油自动破胶。
(4）冻胶粘度不高，携砂性能相对较低。
VESTH-2具有无水不溶物、能有效降低稠油粘度，压后易 返排等特点，因此对裂缝导流能力及支撑剂渗透率伤害较 小，可使压后裂缝保持高的导流能力。
六：VESTH-2的增粘与破胶机理
VESTH-2是以阳离子表面活性剂为主剂，分子结构由长链的亲油基团 和亲水基团组成，当表面活性剂浓度达到临界胶束浓度CMC1时，亲 油基团伸入水相，使表面活性剂分子聚集，形成以长链亲油基团为内 核，亲水基团伸入溶剂的球形胶束，粘弹性表面活性剂的浓度继续增 大，达到CMC2时，并加入活化剂和KCl改变溶液性质时，表面活性 剂胶束占用的空间变小，合并成棒状胶束，棒状胶束会进一步合并成 为蠕虫状胶束，这些蠕虫状胶束由于疏水作用，当表面活性剂浓度达 到临界浓度时，蠕虫状胶束便纠缠在一起，形成了空间交联网状结构 （下图），形成具有一定粘度的液体。
稠油油藏压裂新技术
答辩人：何启祥 指导老师：李天太
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是一种高黏度的原油，其粘度远远高于普通原油，其采运难度相对较大。
稠油热采技术是一种用于提高稠油采收率的技术，通过加热原油使其减少粘度，以便更容易开采和提取。
稠油热采技术的现状是相对成熟的，主要包括热胀冷缩法、蒸汽吞吐法和蒸汽辅助重力排水法等。
热胀冷缩法是指通过循环注气的方法，使油层中的空气受热膨胀，达到提高原油采收率的目的。
该技术对油田条件要求较高，需要具备一定的渗透性，适用于注气背压较小的稠油油藏。
蒸汽吞吐法是指通过注入蒸汽，使原油受热膨胀，推动油水混合物上升至井口，从而实现采收原油的目的。
蒸汽吞吐法适用于较高黏度的稠油油藏，但由于注入蒸汽会损失一定的热量，使得有效加热程度较低，因此采收率相对较低。
蒸汽辅助重力排水法是指通过注入蒸汽，使原油受热膨胀，减少油水相对渗透性，从而实现重力驱替的效果。
该技术适用于较低渗透性的稠油油藏，能够有效提高采收率。
1. 技术改进：目前稠油热采技术主要存在节能效果较差、环境污染大等问题，未来的发展趋势是通过改进技术手段，提高采收率的同时减少能耗和环境影响。
2. 综合利用：稠油热采过程中会产生大量废热和尾气，未来的发展趋势是通过综合利用废热和尾气，提高能源利用效率，减少能源消耗。
3. 辅助技术的应用：稠油热采技术需要辅助技术的支持，未来的发展趋势是通过引入先进的辅助技术，如智能控制技术、数据分析技术等，提高稠油热采的效率和安全性。
4. 绿色采油：未来的发展趋势是在稠油热采过程中注重环境保护，推动绿色采油技术的应用，减少对生态环境的破坏。
稠油热采技术是提高稠油采收率的重要手段，其现状相对较为成熟，但仍然存在技术改进的空间。
未来的发展趋势是通过技术改进、综合利用、辅助技术的应用以及绿色采油的推广，实现稠油热采技术的高效、环保和可持续发展。
07-新疆油田稠油开采新技术研究与认识(张传新)
受金融危机的影响，年产油降至345.8万吨，2010年和2011年通过逐步扩大产能规模，
年产量基本保持在350万吨左右。 新疆油田历年稠油产量规模图
450
技术准备
400
规模上产
蒸汽驱试验 水平井技术探索
汽驱年产油 水平井吞吐年产油 吞吐年产油
1、风城火驱重力泄油先导试验
试验区累计产液4357t，累计产油2153t。
井号 FH003 FH004 FH005 FH006 投注日期 2014.5.20 2014.5.23 2014.5.21 2014.5.20 注汽天 累计注汽量/t 数/d 15 13 15 3 15 21 12 15 1517 1307 1194 184 2036 2470 1816 2537 290 253 591 419 2282
A、C 井 B井
分段井的模拟方法（分两口水平井）
35 30
物理模拟目标区块原油流动实验
盲管长度10m 盲管长度20m 盲管长度30m 盲管长度15m 盲管长度25m
10 8 6 4 0 2 4 6 8 10
盲管长度
12 14 16 18 20 22 10 8 6
245 230 215 200 180 170 150 140 120 110 95 80 60 50 40 35 30 20
二、新技术研究、应用与认识
2、水平井分段完井及注采技术提高动用程度
3）下入预测技术-带封隔器管柱下入摩阻确定
4
4
齐古组，造斜点80m 齐古组，造斜点120m 齐古组，造斜点100m 八道湾，造斜点150m 八道湾，造斜点240m
油藏工程的新技术和新方法
油藏工程的新技术和新方法在当今石油工业的发展过程中，油藏工程一直都是一个非常关键的领域。
油藏工程的主要任务就是研究和探索油藏的特征以及如何提高原油开采率。
在不断改革和发展的石油工业中，不断出现了一些新技术和新方法，以助力于油藏工程的发展。
一、四维地震技术四维地震技术是相对于传统随机地震勘探而言的。
它通过大量的地震勘探数据来精确地描述地下岩层结构，帮助探测潜在的油藏。
利用这项技术的前提是地震勘测必须为长期连续的。
它能够在沉积环境变化和油藏开采的影响下观察到地震数据的变化，从而更加准确的掌握油藏信息，为油井开采提供科学的依据。
二、增量油藏开采技术增量油藏开采技术是在传统原油开采技术的基础上，运用新型技术方法实现提高原油的开采效能，即大幅增加油井的产量。
这种技术方法常用的是地质改造和人工干预，通过改变沉积环境，以增加和调节油藏地下水、天然气和原油的流向，中国利用该技术挖掘出了大量的增量油气资源。
三、油藏数值模拟技术油藏数值模拟技术是一个非常实用的油藏工程应用技术。
它基于一系列的计算机程序模拟油井开采的复杂过程，通过数值模拟的方法模拟出油井的开采过程，为油藏管理和开采提供数据支持和科学依据。
该技术能够充分发掘油藏的开采潜力，实现合理规划井位、形成不同开采方式、调裤底水、增量储油等目标。
四、流动反应模拟技术流动反应模拟技术是一种非常实用的技术，它通过模拟油井开采时的流体和化学反应过程，以获取开采过程中井底环境的变化情况，并预判油井开采过程中可能发生的化学反应。
该技术不仅能够预测油井内流体的运动状况，也能够帮助开采者判断哪些化学成分会对油井内流动产生更大的影响。
五、开发美好油藏评价技术开发美好油藏评价技术是一种新技术，主要应用于高含水油藏和难开采油藏的评价。
该技术根据岩石物理特性及地质环境特征，采用地球物理勘探技术、工程技术和数字模拟等方法，实现对高含水和难开采油藏的评价。
总体来看，油藏工程新技术和新方法对于油田勘探和开发都具有极其重要的意义。
石油工程技术 井下作业 稠油开发工艺简介
稠油开发工艺简介由于稠油和稠油油藏本身的特点，决定了开发工艺不同于稀油油藏。
到目前为止，稠油油藏主要采用热力开采，对油层加热的方式有两种：一是向油层中注入热流体，如热水、蒸汽等；二是油层内燃烧产生热量，称火烧油层方法。
很多油田也试验向油层中注入二氧化碳、氮气等气体，以及化学溶剂等来开采稠油。
1、蒸汽吞吐采油1.1蒸汽吞吐采油原理稠油蒸汽吞吐法又称周期性注汽或循环注蒸汽方法，是稠油开采中普遍采用的方法。
就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油，然后开井回采。
注入蒸汽的数量按水当量计算，通常注入蒸汽的干度越高，注汽效果越好。
蒸汽吞吐的增产机理主要有如下几方面：1.1.1油层中原油加热后黏度大幅度降低，流动阻力大大减小；1.1.2对于压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱油能量；1.1.3对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用；1.1.4原油采出过程中带走大量热量，冷油补充到压降的加热带；1.1.5蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用，在钻井完井、修井作业及采油过程中，入井流体及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层伤害，蒸汽吞吐可起到油层解堵作用；1.1.6高温下原油裂解，黏度降低；1.1.7油层加热后，油水相对渗透率发生变化，增加了流向井底的油量。
1.2蒸汽吞吐采油生产过程蒸汽吞吐采油的生产过程可分为三个阶段：油井注汽、焖井和回采。
1.2.1油井注汽油井注蒸汽前要做好注汽设备、地面注汽管线、热采井口、油井内注汽管柱和注汽量计量等准备工作，然后按注汽设计要求进行注汽。
注汽工艺参数主要有：注入压力、蒸汽干度、注汽速度、注汽强度和周期注汽量等。
1.2.2焖井完成设计注入量或满足开采技术参数要求后，停止注汽，关井，也称焖井。
焖井时间一般为2～7d，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩散，扩大蒸汽带及蒸汽凝结带加热地层及原油的范围。
1.2.3回采在回采阶段，当油井压力较高时，能够自喷生产，自喷结束后进行机械采油；有些油井放喷压力较低，直接进行机械采油。
薄层稠油油藏改善开发效果技术对策研究
薄层稠油油藏改善开发效果技术对策研究薄层稠油油藏是指地层中的稠油储层厚度较薄，通常小于10米的油藏。
由于地质条件复杂，采出程度低，开发难度大，传统的开发方法难以取得良好效果。
针对薄层稠油油藏的开发效果技术对策研究已成为石油行业中一个重要的研究课题。
本文将从技术和对策两个方面，对薄层稠油油藏的改善开发效果进行研究与分析。
一、技术方面1. 水平井技术水平井技术是一种高效的油藏开发技术，对于薄层稠油油藏而言尤为适用。
水平井技术可以有效地提高油井的产量，减少油层的渗透压力，提高原油采收率。
在薄层稠油油藏的开发中，水平井技术可以在有限的地表范围内开采更多的储量，减少井网密度，降低开发成本，并提高油井的产量和采收率。
2. 增产技术对于薄层稠油油藏而言，采用增产技术是一种有效的方法。
增产技术包括对注水井进行增产改造、改善注采匹配、提高采油率等方法。
通过增产技术可以有效地提高油藏的产能，延长油田的寿命，提高油藏的采收率。
3. 薄层稠油油藏储层改造技术薄层稠油油藏的地质条件复杂，储层性质较差，储集空间小，导致油藏开采难度大。
开展储层改造技术是一种有效的改善开发效果的方法。
储层改造技术包括注水、酸化、压裂等方法，通过改善储层物性、提高渗透率，加快原油的产出速度，提高开采效果。
二、对策方面1. 地质勘探在薄层稠油油藏的开发中，地质勘探是至关重要的。
通过对薄层稠油油藏进行详细的地质勘探，可以更准确地掌握油藏的地质构造、油藏分布规律、储量情况等信息，为后续的油藏开发提供重要的资源依据。
2. 优化生产管理在薄层稠油油藏的开发中，优化生产管理是一种重要的对策。
通过优化生产管理，可以有效地提高油井的产量，减少生产成本，降低油井的开发风险，提高油藏的采收率。
3. 提高技术水平薄层稠油油藏的开发需要高超的技术水平和丰富的经验积累。
提高技术水平是一种重要的对策。
石油行业应该加强技术研发和人才培养，提高工程技术人员的素质，不断提升油藏开发的技术水平，为薄层稠油油藏的开发提供强有力的技术支持。
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常用的油田开发方法，特别适用于稠油资源丰富的地区。
稠油热采技术通过加热稠油使其流动性增加，从而提高采收率。
随着能源需求的不断增长和油田资源的逐渐枯竭，稠油热采技术的发展日益受到关注。
本文将从技术现状和发展趋势两个方面探讨稠油热采技术的发展状况和未来发展方向。
一、技术现状1. 传统稠油热采技术传统稠油热采技术主要包括蒸汽吞吐法、燃烧法和电加热法等。
蒸汽吞吐法通过注入高温高压蒸汽使稠油地层中的油温升高，从而改善稠油的流动性。
燃烧法是利用火烧地层的方式，通过高温燃烧使地层中的稠油温度升高，实现采油的目的。
电加热法则是通过在地层中布置电加热器，利用电能直接加热地层中的稠油。
这些传统稠油热采技术在稠油资源开发中取得了一定的成效，但也存在一些问题，如热效率低、温度分布不均匀等。
2. 新型稠油热采技术随着油田开发技术的不断发展，新型稠油热采技术也在不断涌现。
微波加热技术通过在地层中施加微波能量来加热油藏，具有加热效率高、可控性好等优点。
还有压力蒸汽吞吐技术、化学热法等新型稠油热采技术，都为稠油资源的开发提供了新的思路和方法。
二、发展趋势1. 绿色环保随着社会的进步和环境保护意识的增强，绿色环保成为了稠油热采技术发展的重要趋势。
在技术上，应该不断提高稠油热采技术的热效率，减少能源消耗。
在实践中，应加强环境监测，减少对环境的影响，降低生产过程中的污染物排放。
只有在绿色环保的基础上，稠油热采技术才能够持续发展。
2. 信息化智能化随着信息技术的飞速发展，信息化智能化已成为现代产业发展的重要趋势。
稠油热采技术也不例外，未来的稠油热采技术将借助信息技术和智能装备，实现对稠油地层的实时监测、远程控制和数据分析，提高生产效率、降低人为误差，实现智能化生产。
3. 多学科融合稠油热采技术的发展已不再是单一学科的事务，而是需要多学科的融合。
需要地质学、物理学、化学工程、信息技术等多个学科共同参与稠油热采技术的研究和应用，借助多学科的交叉思维，才能够更好地解决稠油热采技术中的复杂问题。
稠油开采方案
稠油开采方案概述：稠油是指黏度较高的原油，常见于很多油田开采过程中。
由于其高黏度特点，稠油的开采过程相对复杂，需要采用特殊的开采方案。
本文将介绍一种针对稠油开采的综合方案，旨在提高开采效率，减少能耗，并保证环境保护的要求。
1. 稠油开采技术：a) 稠油蒸汽吞吐法：该技术主要是利用高温高压蒸汽注入油层，通过稠油和蒸汽的混合作用，降低稠油的黏度，使其能够流动。
蒸汽通过注入井筒中形成稠油蒸汽吞吐区域，在压力差的作用下，稠油被推至生产井并抽出地面。
这种技术适用于黏度较高的稠油开采，能够有效提高油田的开采率。
b) 地下煤燃烧法：该技术主要是利用地下煤的燃烧行为，通过控制燃烧反应的速率，来控制油层的温度。
地下煤燃烧过程中产生的高温高压气体能够降低稠油的粘度，并增加燃烧产物中的氢气含量，有助于提高油田的开采效率。
c) 微生物采油技术：该技术主要是利用微生物对油田的物理化学性质进行改变，从而实现稠油的开采。
微生物可以通过分解油田中的复杂有机物质，被迅速适应于油田环境中，并产生多种有益代谢产物。
通过微生物的作用，稠油的黏度被显著降低，有助于提高油田的开采效率。
2. 稠油开采设备：a) 采油井设备：包括采油泵、油管和井筒等设备。
针对稠油开采，采油泵的扬程要相对较高，以确保能够抽出黏度较高的稠油。
油管的阻力也需要得到充分考虑，需要选择合适的材料和尺寸。
b) 蒸汽注入设备：包括蒸汽发生器、蒸汽管道和注汽装置等设备。
需要选择适当的蒸汽发生器，以满足高压高温蒸汽的需求，并确保蒸汽能够顺利注入井筒。
3. 稠油开采方案：a) 稠油蒸汽吞吐法方案：首先，通过地质勘探和分析，选择合适的油层进行稠油开采。
然后，根据油层的特征，确定蒸汽注入的温度、压力和流量等参数。
接下来，进行试验性注蒸汽，观察油井的响应，以确定合适的稠油蒸汽吞吐方案。
最后，实施稠油蒸汽吞吐操作，并进行生产效果评估。
b) 地下煤燃烧法方案：首先，对油田进行地下煤资源调查，确定煤层的分布和含量。
国内外稠油冷采技术现状及发展趋势
国内外稠油冷采技术现状及发展趋势稠油是指黏度较高、密度较大的油品，其开采成本较高，技术要求较高，会对环境产生一定影响，因此稠油冷采技术应运而生。
冷采技术是指在油田地质条件较差、油井强度不足的情况下，通过采用外部热源或压缩空气等手段将油井四周的岩石或油质加热，使得稠油降低粘度、流动性强，从而实现稠油开采的技术。
当前国内较为成熟的稠油冷采技术有以下几种：1.蒸汽驱动技术：通过注入高温高压的蒸汽，加热地下油层，将黏性较大的稠油、油砂等暴露出来，便于采集和输送，该技术可以极大提高稠油采收率，适用于稠油砂岩油藏或油砂层中的稠油开采。
2.燃烧驱动技术：通过在井口发热燃烧掏空沉积物来提高稠油流动性、促进开采，但该技术会对环境产生一定影响，如排放二氧化碳、氧化氮等有害气体，已逐步被淘汰。
3.物理驱动技术：例如外部加热技术，通过在井口注入高温热水、热油等物质来加热油井周围的岩石和油砂，使得稠油颗粒温度升高，降低油质粘度和黏度，从而实现油井开采，该技术适用范围较广。
1.酸洗法：是一种化学物质法，通过在地下注入酸性溶液，使得稠油中的杂质、泥沙等杂物被清洗出来，便于采集和输送，优点是清洁效果好，适用于石油质量高的油藏开采。
2.电阻加热法：通过在井口放置电热棒，利用电阻加热的方式，将石油粘度降低，使其变得更易于采取，适用于低温环境下的稠油开采。
3.微波技术：通过在稠油地层注入微波能量，促进油层温度升高，减少粘度，使稠油易于开采，优点是加热快速，适用于高粘度稠油砂岩油藏。
发展趋势：未来稠油冷采技术将更加注重环保性能和高效率，探索新的可替代的热能源和化学物质，并与现有技术进行整合，如采用太阳能、生物质等低碳热能源，以及利用纳米材料、生物技术等提高采油效率，减少对环境的影响。
同时，稠油冷采技术将更加倾向于自动化和数字化，利用互联网、大数据和人工智能等技术对油井运营、流量控制和采油工艺进行管理和优化。
稠油开采工艺技术及其应用的分析
稠油开采工艺技术及其应用的分析
稠油是指黏度较高，流动性较差的油。
与常规油田相比，稠油储量巨大，但开采难度较大，需要采用一系列特殊的工艺技术。
1. 热采技术
热采技术包括蒸汽吞吐开采、燃烧和电采技术。
其中，蒸汽吞吐开采是最为常见的技术，它可以有效地提高稠油的流动性，提高采油率。
与燃烧和电采技术相比，蒸汽吞吐开采需要建设复杂的蒸汽系统，但却相对节能，环保。
2. 变质剂技术
变质剂技术通常是将化学变质剂注入到油藏中，通过改变油中组分的相对比例提高稠油的可采性。
这种技术的优点在于不需要采用高能耗的热采技术，且开采成本相对较低。
3. 压裂技术
压裂技术是将沙致密沉积岩加压，使其裂开并形成流通的油藏。
这种技术在稠油开采中也得到了应用。
采用压裂技术的油藏可以采用常规的机械采油方式进行开采。
以上三种技术的应用根据不同的油田条件和开采目的进行选择。
例如，对于储层渗透率较高的油田，可以选择压裂技术；对于储层渗透率较低、黏度较高的油田，可以采用热采技术；对于储层渗透率中等、粘度较高的油田，可以选择变质剂技术。
稠油开采工艺技术的应用可以提高稠油的可采性，充分开发稠油资源。
随着技术的不断发展，稠油的开采技术也会更加成熟和先进，为能源的安全供应提供更多的保障。
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开发特征
蒸汽驱是稠油油藏提高采收率的主要手段，蒸汽驱可以划分为4个小的 阶段: 蒸汽驱初期升压阶段——此阶段由于吞吐期间地层亏空，油层压力低，注 入蒸汽一方面为油层连续提供热量，更主要的是向地层补充能量，提高地层 压力，生产井因油层部分压力上升，驱动压差增大，使井筒附近液体向油井 渗流。因此该阶段表现为压力上升很快，含水大幅度上升，最高可达95%以 上，液量上升不大，产油量低，是热采生产的低谷期，延续时间半年到一年 左右，生产方式主要以热水驱加部分蒸汽驱为主。 蒸汽驱中期稳压阶段——此阶段由于注入大量高温高压蒸汽，注汽井周围 油层温度大幅度上升，地层压力也上升到接近注入压力，并由此形成注汽井 与采油井间的驱替压力梯度增大，加上吞吐期间的预热油藏作用，使得吞吐 期间波及不够或未波及到的井间区域开始受到蒸汽驱的作用，采油井产油量 开始上升并达到峰值，地层压力上升到一定值后保持稳定。此阶段延续时间 为半年到两年左右，生产方式以蒸汽驱为主。
月海油田
辽河油区是我国稠油主要生产区，蕴藏着丰富的稠油资源，主 要分布在西部凹陷西斜坡带，探明含油面积200.5km2，原油地质储
量1.02× 109t，发现稠油区块53个。 18:36
8
新疆油田
红浅一井区
克浅10井区 六-九区 百重7井区
风城油田
新疆油田稠油分布在准噶尔盆地西北缘和东部两大油区，累积
40 30 20 10 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8
18:36
井底蒸汽干度
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（3）火烧油层（In Situ Combustion ）
火烧油层是在地层条件下，以残留的剩余油为燃料，以注入空气中的氧 气为助燃剂，点燃油层形成径向的火线。在高温下，油层内的束缚水及 燃烧生成的水变成水蒸汽，携带大量热量传递给前方油层，把原油驱向 生产井。
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
年
18:36
18:36
20
蒸汽驱后期突破窜进阶段——此阶段主要表现为压力达到一定值后发生蒸 汽突破，此时产液量迅速上升，产油量迅速降低，综合含水可高达98%。此 阶段的出现，标志着蒸汽驱已接近晚期，当然也有因蒸汽推进不均匀而发 生窜进，致使采油井水淹的现象，就需要进行调整，此阶段延续时间极短， 一般1~2个月，表现为热水窜进。 蒸汽驱调整增产阶段——此阶段是在出现大量水窜的情况下进行的，此时 可采取注汽井间注、采油井连续生产或降低注汽强度、控关高含水井、封 堵汽窜层、投球选注、分层注汽等调整措施，可使汽驱产量维持在蒸汽驱 中期的水平。本阶段持续时间一般1一2年，其驱替方式以蒸汽驱为主体。 从注蒸汽方式上看，虽然蒸汽吞吐上产快，工艺相对比较简单，注蒸汽 工艺早期大都为蒸汽吞吐开发。 蒸汽吞吐采收率低（一般10-20％），收益少；蒸汽驱采收率高（一般 30-50％），收益多；
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18
（2）蒸汽驱（Steam Drive Steam Flooding ）
蒸汽驱是指按一定井网，在注汽井连续注汽，周围生产井以一定产量生产。 注入的蒸汽既是加热油层的能源，又是驱替原油的介质。其过程大致可以 分为三阶段:
1）蒸汽驱启动阶段 2）蒸汽受效阶段 3）蒸汽突破阶段
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受效不明显,原油产量低; 受效显著,产量可达高峰; 热效率降低,产量下降
产量上升阶段。在点火后100～120天，生产井产液量相对稳定，含水率 开始逐步下降，产油量稳步上升。一般含水率从90%下降到60%左右，火驱 效应逐渐加强，产油量从1t/d以下上升到2～3t/d。
稳定阶段。产量上升需要经历20～30天后进入稳定阶段。在稳产阶段， 单井产量为4～7t/d，含水为40～60%。 氧气突破阶段。在稳产后期，燃烧前缘进到生产井，产出气体中会出现 氧气。当氧气浓度在安全范围内时，可以继续生产。但当氧气体积分数超 过安全界限时，应该立即关闭该生产井，生产阶段结束。
11
一、稠油油藏开发现状
1.稠油热采常规方法 （1）蒸汽吞吐（Huff and Puff，Steam Soak，Steam Stimulation
Cycle Steam Injection）
注蒸汽和采油是在同一口井完成的。一个周期包括三个过程：
1）注蒸汽（10～15天） 提供能量 2）焖井 （3～5天） 释放能量 3）开井生产（至降到经济极限产量为止）
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热采技术参数
蒸汽干度
蒸汽干度是影响蒸汽吞吐开采效果的首
蒸汽吞吐工艺的主 要参数有：注入蒸 汽的压力、温度、 干度，注入速率 （t/h），总注汽 量（t/循环）和焖 井时间（d）。
要因素
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物理模拟不同蒸汽干度对蒸汽吞吐的影响 16
焖井时间
焖井的作用是使注入蒸汽的热 量在油层内充分扩散，焖井的 时间较短，开井后油井可能有 几天自喷，这不一定是好的生 产方式，这意味着大量的蒸汽 带走热量。但焖井的时间过长， 不能利用蒸汽注入使压力提高 驱动能量，特别对能量不足的 油藏，焖井的时间应适当短些， 以2～3d，最长不超过8d。
稠油油藏开采新技术
李明川
石油大学（华东）石油工程学院
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1
前言
世界上稠油资源极其丰富，其地质储量远超过 常规原油的储量。据美国能源部估计，全世界稠 油的潜在储量是已探明常规原油地质储量（4200 亿吨）的6倍（15500亿吨），这些将成为21世纪 石油的重要来源。
稠油分布十分广泛，主要集中在美国、加拿大、 委内瑞拉和前苏联，我国稠油的储量在世界上居 第七位。
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开发特征
排水阶段。通过点火和注气，可将地层中大部分次生水排出地面，一般 需要40～60天，含水率通常在98%以上，单井产水量通常为10～20t/d。 见效阶段。排水阶段后，产液体量开始以较快的速度下降，次生水已经 被排出地层，烟道气驱效应开始明显。一线生产井开始微量产油，含水率 也从最初的98%以上下降到90%左右。该阶段也称为烟道气驱阶段。
胜利油田
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6
孤岛油田 胜坨油田 单家寺油田 乐安油田
孤东油田
胜利油田稠油主要分布在单家寺、乐安、孤岛、孤东等油田，
到2004年底，累积探明热采稠油储量0.337×109t。
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7
牛心坨油田
平面上集中分布在 西部凹陷西部斜坡 带
高升油田
曙光油田
欢喜岭油田
小洼油田 海外河油田
其次为西部凹陷东 部陡坡带和中央隆 起南部倾没带
获取利润
从注蒸汽开始到油井不能正常生产为止，称为一个吞吐周期。 18:36
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蒸汽吞吐井在一个周期内的生产规律表现为：排水期、高产期、递减期 和低产期四个阶段，这种特征具有普遍性。
①排水期 排水期主要采出高温凝析水，生产井具有井口温度高，含水高，但下降 快的特点。通常情况下，排水期持续时间随吞吐周期的增加而延长。 ②高产期 单井经过排水期后，受热区仍能保持较高的温度，油层具有较强的供液 能力，此时出现油井产量高，井口温度高等特点。高产期的峰值随周期的增 加而逐渐降低。 ③递减期
吞吐生产中期(4一5周期)，此时产液量达最大，地下亏空最大，综合含 水30%～60%，地层压力最低，处于吞吐到汽驱转换方式的最佳时机; 吞吐生产末期(6一8周期)，此时产液量减少，地下 存水增加，地层亏 空减少，甚至不亏空，地层压力 由最低开始回升，此时单井日产很低， 综合含水大 幅度上升，最高可达80%以上，部分井由于汽窜甚至可能 100%含水。 一般而言，由于蒸汽吞吐阶段加热的油藏体积有限，波及系数不高， 其采收率不会高于30%。
50 日产油量 t 峰值产量
30
常规采油 注蒸汽
10
注蒸汽
注蒸汽
第一周 期
第二周 期
第三周 期
3
6
9
18 21 24 27 月 蒸汽吞吐周期生产动态示意图
12 15
30
33
35
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一般而言，蒸汽吞吐开采过程可划分为3个小阶段:
吞吐生产初期(l一3周期)，此时产液量增加，地下亏空增加，地层压 力降低，综合含水低于30%;
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热采技术参数
储层地质参数和流体参数
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22
注采参数
50
采收率，%
60 50 40 30 20 10 0
0.5 0.8 1.4 1.8 2.2 2.5 3
采收率，%
45 40 35 30
注汽速率 m 3 /(d.ha.m)
60 50
0.6
0.8
1
1.2 采注比
1.4
1.6
采收率，%
1056.1
总产(万吨)
1139.1 941.2 839.9 1183.1
1298.2
1334.6 1 3 0 7 . 0 1 2 9 2 . 91 2 8 3 . 2 1277.4 1245.4
1314.2
1000 800 600 400 200 0
1990
1991
1992
1993
1994
1995
蒸汽吞吐时油层温度剖面随焖井时间的变化
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注汽压力对吞吐效果的影响
注汽压力的差别对吞吐效果的影响较小，应尽量降低注汽压力，以保 证有足够的注汽速度为下限，才能保证有足够高的井底干度。 注汽量对吞吐效果的影响 注汽强度最优的范围是120－200t/m，油层有效厚度大取较低值，以使 总注汽时间不超过一个月，以2~3周为宜。 注汽速度对吞吐效果的影响 提高注汽速度有利于缩短油井注汽时间，增加增产效果；注汽速度降 低，将增加井筒热损失，导致井底干度降低，从而减少吞吐效果。但超高速 度或超高压力注汽会引起油层压裂，造成裂缝性蒸汽汽窜，使后期的蒸汽吞 吐及蒸汽驱开采效果恶化。