水平井热采方案
白音查干凹陷水平井稠油热采工艺技术及效果分析
白音查干凹陷水平井稠油热采工艺技术及效果分析
刘永宏,张麦云,宋居濮,徐川国
(中原油田井下特种作业处,河南濮阳 457164)
摘 要:蒸汽吞吐热采试油是提高稠油产量的一种有效方法。从现场稠油热采工艺设计着手,阐述了查干凹陷水平井稠油热采工艺技术的应用,总结了3个热采区块的稠油热采效果—产油强度均有不同程度的增加,原油物性变好,回采水率较低,热采技术应用效果好。
关键词:稠油;热采;应用效果
中图分类号:T E345 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0129—02 白音查干凹陷浅层稠油油藏构造复杂,储层岩性、物性变化大,地温较低,具有“薄、稠、砂、低”的特点,主要表现为河流相储层平面变化快,有效厚度薄,平面上油水关系复杂;二是原油为稠油、特稠油特性,稠油突出的特点是胶质与沥青质含量高,轻质馏份少,而且随着胶质与沥青质含量的增加,稠油的相对密度及粘度也增大,高粘度及高密度是稠油的最主要的特点,这也是区别于常规原油的主要指标。热采区块达9块、毛8块、锡14块试采井原油粘度大、密度高、含硫量低、胶质和沥青质含量高、含蜡量低,流动性极差,产出量极少,地面脱气原油(温度
50℃)粘度达89.0121×104
mPa.s,原油(温度20℃)密度0.9542g /cm 3,凝固点为50～68℃,含蜡量8.01-12.4%,沥清含量0.03-0.51%,胶质含量30.67-49.25%,地层水矿化度110089ppm 。水型Na 2SO 4;三是油藏埋藏较浅,胶结疏松,储层出砂严重;四是含油饱和度低50-66%,油井投产后初期含水较高,达50-61%。对于稠油、特超稠油油藏,常规开采难度大。针对地质、物性及流体特性,现场推广应用了蒸汽吞吐热采试油技术。1 热采工艺设计
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
稠油是一种黏度较高的原油，采集起来比较困难，因此需要采用特殊的技术才能从地
下提取出来。稠油热采技术是当前广泛应用的一种稠油开采技术，该技术利用了热能将稠
油加热至一定温度，然后通过泵送等方式将热稠油抽出地下，从而实现稠油的开采和生
产。
目前，稠油热采技术已经非常成熟，可以应用于各种类型的稠油开采，例如垂直井热采、水平井热采、蒸汽吞吐热采等。水平井热采技术是当前应用较广泛的一种稠油热采技术，主要是利用水平井技术将热能输送到井底，实现稠油的加热和开采。蒸汽吞吐热采技
术则是一种新型的稠油热采技术，它利用了低温蒸汽将稠油加热至升华温度，然后通过压
力差将蒸汽和油一起抽出地下。
稠油热采技术的发展趋势主要有以下几个方面:
1. 提高采收率：当前稠油热采技术的采收率通常在25%左右，而相较之下，轻质原油的采收率可以高达40%以上。因此，提高稠油热采技术的采收率是未来的一个重要方向。
一种方法是利用更高效的加热方式，例如微波加热、电阻加热等，这些方式可以更快且更
全面地加热稠油，提高采收率。
2. 减少能源消耗：目前稠油热采技术通常需要大量消耗天然气等能源，会造成环境
污染和能源浪费。因此，未来的发展趋势是减少能源消耗，采用更加环保和节能的方式进
行稠油加热，例如太阳能、地热等。
3. 降低成本：稠油开采通常需要高昂的成本支出，包括加热成本、井复杂度成本等。因此，降低成本是未来的一项重要任务。降低成本的方法包括在加热设备方面实现智能化
控制、在井设计方面实现优化设计，并通过技术创新和经济管理来降低成本。
稠油热采水平井精准堵调技术研究应用
23
2022年2月下 第04期 总第376期
TECHNOLOGY ENERGY |能源科技
河南油田采油二厂稠油热采水平井控制地质储量
181.8万吨，主要分布于新庄南三块、杨楼杨浅3、井楼八区和一区等区块，采出程度仅为19.01%，整体开发效果差，具有很大开发潜力。随着吞吐轮次的增加，边水水淹不断加剧，氮气泡沫抑水效果逐渐变差。同时，凝胶泡沫笼统抑水技术会加大凝胶体系在非目的封堵层段的损失，使得凝胶抑水半径缩小，从而导致整体措施效果变差。针对这些问题，通过开展稠油热采水平井精准堵调技术研究，细化凝胶体系配方，优化精准堵调技术工艺参数及调剖管柱设计，改善稠油热采水平井笼统调剖封堵针对性不强的问题，实现精确有效定点封堵，改善稠油热采井的开发效果。
1.稠油热采水平井现状调研分析，优选潜力井
河南油田热采区块水平井受边水影响28口井，控制
地质储量57.5万吨，采出程度25.1%。其中，南三块水平井距油水边界线较近，边水侵入造成局部水淹，严重影响油井正常生产，且南三块水平井已实施过多轮次氮气泡沫调剖，措施效果明显变差。经过反复梳理讨论，对南三块12口水平段生产的水平井制定下步措施如下：（1）已实施精准找堵水：XQ25-P8、XQ24-P5、XQ24-P6、XQ25-P 11、XQ25-P2、XQ25-P13，其中XQ25-P8生产效果好，维持现状；XQ24-P5、P6择机实施找水后第三轮调剖；XQ25-P11按需实施调剖；XQ25-P2全井段出水，暂缓调剖；XQ25-P13机械堵水待观察，可根据生产情况适时调剖；
热水井供暖工程施工方案
热水井供暖工程施工方案
1. 项目背景
随着人们对居住环境的要求不断提高，供暖设施的选用成为了一个重要的考虑
因素。传统的采暖方式存在着能源消耗大、环境污染等问题。热水井供暖工程是一种新型的供暖方式，通过地下深井中的热水提供热能，具有节能、环保的特点。本文将详细介绍热水井供暖工程的施工方案。
2. 工程概述
热水井供暖工程主要由热水井的开凿、井壁衬砌、井内管道敷设、水泵房建设
以及周边设施建设等组成。具体工程流程如下：
2.1 热水井的开凿
根据供暖面积和设计需求，确定热水井的开凿位置和井深。通常情况下，热水
井的直径为1.5米，井深为10米。施工过程中要确保井口的平整，以便后续的工
作操作。
2.2 井壁衬砌
热水井的井壁需要进行衬砌工作，以保证井的结构稳定和安全性。首先，在井
壁上做好防水处理，然后进行砖砌或混凝土浇筑，达到规定的厚度。
2.3 井内管道敷设
井内管道是热水井供暖工程的核心部分，负责将热水输送到热交换装置和用户
的供暖设备。在井壁衬砌完毕后，需要按照设计要求敷设管道，并进行密封和固定。
2.4 水泵房建设
水泵房是将井内的热水抽送到用户供暖设备的关键设施。在合适的位置建设水
泵房，安装水泵和控制系统，并与井内的管道相连。
2.5 周边设施建设
在热水井供暖工程中，还需要建设相关的周边设施，包括电力供应系统、控制
系统、信息传输系统等。这些设施的建设与井内管道的敷设工作同步进行。
3. 工程施工流程
热水井供暖工程的施工可以分为以下几个阶段：
3.1 准备阶段
在施工前，需要进行项目准备工作，包括技术方案编制、施工人员和设备的准备、相关的审批手续办理等。
稠油热采及水平井注汽
（13）水热催化裂化降粘技术
采用过渡金属元素催化剂在地下实现稠油水热裂解降粘，改变 原油的化学结构，进而改善流动，提高稠油采收率的方法。
中国石油
第二部分 稠油注蒸汽开采技术
中国石油
第二部分 稠油注蒸汽开采技术
1982年2月在第二届国际重油及沥青砂学术会议上提出了统一的定 义和分类标准。 重质原油是指在原始油藏温度下，脱气原油粘度为100-10000mPa.s或 在60℉ （ 15.6℃ ）及在大气压下的密度为934 ～ 1000kg/m3的原油。
中国石油
第二部分 稠油注蒸汽开采技术
中国稠油分类标准
稠油分类 主要指标 粘度，mPa.s 50①～100① 100① ～10000 10000 ～ 50000 >50000 辅助指标 20℃密度g/cm3 >0.9000（<25ºAPI） >0.9200（<22ºAPI） >0.9500（<17ºAPI） >0.9800（<13ºAPI） 开采方式 可以先注水 热采 热采 热采
中国石油
3.稠油开采技术状况
（4）表面活性剂开采稠油技术
乳化润湿机理
在油层中加入一定量表面活性剂溶液，可使堵塞地层孔道的稠 油重质成分分散，将原来油包水型的原油乳状液转化成水包油型， 具有降低油水界面张力和乳化分散原油的能力，改变稠油流动性； 同时可改变岩石表面的润湿性为亲水性，降低岩石对原油的吸附性 和运动阻力，减少油流喉道堵塞。
水平井分段防沙沙分段开采工艺技术
乙腿=214A\5^(D-d)/a
公式(4-1)整理为
式中：Lmax—滤砂管能够通过造斜段最大长度，
r一水平井曲
m
率半径，m
d一D—滤套砂管管内外径径，，mm
一般
a 一最大平均造斜度，
r = L/(0.01745a)
L一弯曲段单位长度m
t
■■ w ?
• (4)分析了水平井管内滤砂管防砂原理，水平井管内滤 砂管
防砂工艺技术具有结构简单，施工方便、安全，周期 短，成 本低，对地层伤害小，应用范围广等特点。
根据该区块粒度分布筛析报告，其粒度中值为
0.215mmo优选金属毡滤砂管为肪砂管防砂。
防砂管柱结构（自下而上）
丝堵+金属毡滤砂管+扶正器+热补偿器+安全
接头+95/8in热采封隔器+光管+金属毡滤砂管+扶 正器+光管 +热补偿器+安全接头+ 9$/8in热采封 隔器+金属毡滤砂管+
扶正器+光管+热补偿器+安
51/2in, 7in, 95/8in,套管完井的水平井
适
应
平均曲率半径21 5 0 m的水平井
范
E
围n d
对于地层粒度中<>0.07mm疏松砂岩油藏
热采筛管水平井高含水治理工艺优化与研究
目前 ，水平 井 产 量 占乐 安 油 田稠 油总 产 量 的６ １ ％，昕 占比 重 大 ，如 何 有 效 控 制 水 平 井 含 水 上 升 问 题 直 接 影 响 到 产 量 稳 定情
达９ ９ ． ９ ％，１ ５ ｄ 后封堵率仍高达９ ７ ． ３ ％，表明复配体系具有很好 的 封堵能力和热稳定性 。
（ ２）凝胶 堵 剂 。主要 研 究 了树 脂 类 凝胶 堵 剂 以及 功 能聚 合
物 类 凝胶 堵 剂 。其 中树脂 类 凝胶 堵 剂重 点考 察 了酚醛 树 脂凝 胶堵 剂的 成冻 情况 和 封堵 性能 ，酚醛 树脂 凝胶 具 有很 高 的耐 温性 能 ，
况 ，水平井控水技术是 目前乐安油田亟需解决 的问题 。特 别是精 密筛管水平井特殊的完井结构 ，一旦见水 ，治理难度很大 ，急需
２ பைடு நூலகம் 目前 应 用技 术基 础
２ ． １ 堵 水 工艺研 究现状
酚醛聚合物凝胶具有较好的耐温 、耐盐性和较高的封堵率。
３ 现 场应 用评 价
２ ０ １ ０ 年 以来 通 过 剩 余 油 测 试 技 术 应 用 ，在 出 水 点 明 确 的前
提 下 ，分 别 采取 了复 合 水泥 封堵 、温敏 可逆 凝胶 堵 水 以及不 可逆 凝 胶 颗粒 堵水 现 场应 用 。 （ １ ）复 合 水泥 封 堵 。 针对 水 平 井后 端 储 量动 用 程度 大 、出 水点 明确 的状 况 ，采用 插管 桥 塞卡 封复 合 水泥 封堵 技术 。２ ０ １ ２ 年
热采水平井裸眼完井技术
2、钻塞过程造成套管串损坏。
——对策：1）制定了钻完井施工技术要求。 （已完成） 2）配套了可旋转扶正器。 （已完成）
3）研发新型可取免钻分级固井装置。（正试验）
3、水平井冲砂（含大砾石）困难。 ——对策：配套泡沫冲砂工艺，设计专用工具。（已完成）
的完井防砂方式如下表。
完井方式 套管射孔完井 挂金属毡滤砂管防砂 挂滤砂管砾石充填防砂 滤砂管防砂完井 滤砂管管外充填防砂完井 应用井数 出砂井数 所占比例 （口） （口） （%） 9 6 6 19 40 3 1 4 1 9 33 18 67 5 23
裸眼完井
合计
技术分析-①
套管完井挂精密滤砂管完井
40 40 25 2 2 0 T826 Z408 C109 C4 C128 KD12 K69 草南 C705 合计 9 9 7 2 1 2 14 14 2 4 2 0 4 4 0 3 0 0 2 0 0 2 2 1 4 4 1 86 78 38
总井 热采井 筛管完井
概
述
套管射孔完井+金属毡滤砂管防砂
完井方式 应用井数/ 第一周期平 第一周期平 可对比井数 均单井累油 均油汽比 9/9 1378 0.63 完井费用
200米水平段
221万 270万 102万 146万
精选水平井生产测井技术
D—管子内径，英寸； g —重力常数，32.2ft/s2 ； —液体密度，1b/ft3； —液体表面引力，达因/厘米。
二、持液率（持水率）HL的确定
从水平位置开始，角度为 的持液率等于水平 管子的持液率乘以校正管子倾斜角度的因数y：
3.中曲率半径水平井
半径300～800ft，造斜角为6°～20°/100ft。此方 法是钻水平井的主要方法，水平井段长度可达 2000～4000ft。通常用裸眼、割缝衬管或衬管加管外 封隔器完井，有时也用水泥固井射孔方法完井。
4.长曲率半径水平井
曲率半径为1000～3000ft，造斜角为2°～ 60°/100ft。这一钻井方法所形成的水平距离可达 4000ft以上。
水平井和侧钻井技术可分为四类，主要取 决于曲率半径，曲率半径即由直井过渡到水平 井的半径。
1.超短曲率水平井
半径为１～２ft，造斜角为45°～60°/ft。侧钻水 平距离为7～10ft长。在同一深度上，可以钻几口井 向外辐射出去，井径为2ft左右。
2.短曲率水平井
曲率半径为20～40ft，造斜角为2°～5°/ft。水平 段既可从套管中侧钻出去，也可在裸眼井中直接钻 出去，水平井段长度可达1000ft。
图7－３ 不同的钻井技术示意图
三、水平井完井技术
稠油热采水平井钻井过程中复杂问题分析及应对措施
稠油热采水平井钻井过程中复杂问题分
析及应对措施
摘要：针对稠油油藏，由于长期注蒸汽高温高压热采，地层中的岩性成分、结构等将发生
了较大变化，存在着多套异常温度压力层系，增加了钻遇地层的不确定性和
调整钻井液性能的难度，有可能在钻进过程中产生井漏、井喷，进而发生卡钻等
一系列事故，直接威胁着水平井钻井施工的安全和质量。通过对水平井施工过程
中所遇到的复杂问题进行分析，并采取相应的技术措施，可以为水平井钻井的成
功实现提供有效保障。
关键词：稠油热采；水平井钻井；钻井难点；钻井措施
0前言
稠油油藏由于特殊的性质导致采用常规钻井工艺难以实现其规模化、效益化
开发。对于稠油油藏的开发来说，由于水平井增加了井筒与油层的渗流面积的同
时也增加了油层的吸汽和排液能力，有效增加了注入热能的利用率，水平井较直
井注采所需的压降小，改变底水锥进模式，变锥进为脊进，在一定程度上延缓底
水的侵入，延长无水开采期，通过注入的蒸汽直接和产生的超覆效应，使受热原
油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井，提高超稠油藏的开发效果。然而由于
水平井钻井是一种隐蔽的地下工程，在钻井施工过程中可能遇到井下地层、压力、温度及设备、工具、仪器的变化及对客观情况认识不清或主观意识的决策失误，
会产生许多复杂问题，如果处理不当，轻者耗费大量人力物力和钻井周期、降低
开采效果，重者导致全井报废。因此，提高水平井钻井施工技术水平意义重大。
1水平井施工要求及难点分析
针对热采方式进行开发的稠油油藏来说，在进行水平井钻井施工前要根据钻
井设计，尽可能多地了解和掌握邻井资料，充分利用和发挥现有的工具、设备
水平井开发技术
裂缝性油藏
2、水平井轨迹设计：
(2)、水平井段位置 由于该类油藏储集空间存在严重的非均质性，因此
为了增加储层纵向上的控制程度,水平井井身轨迹一般 采用具有一定弧度的弓形轨迹.
水平井 直井
缝、洞
裂缝性油藏
草古100-平5井井身轨迹剖面图(400m)
A：845m
C：868m B：875m
1999年7月投产，初期产量39t/d，第一周期累 积产油12115t。
胜利油田水平井现状 3个突破之二
完井工艺技术上的突破 由单一的固井射孔完井方 式发展成筛管完井方式等适应不同油藏类型和储层 的配套完井工艺，具有完善程度高、完井成本低、 防止油层二次污染、提高水平井产能的优点。
胜利油田水平井现状 3个突破之二
不同油藏类型水平井完井方式优选
油藏类型
特点
稠油砂砾 岩油藏
目前平均单井生产情况
日液 日油 含水 (t/d) (t/d) (%)
36.9 4.5 87.8 30.9 4.5 85.3 126.2 16.3 87.1 77.7 9.4 87.9 34.8 3.2 90.8 57.0 12.7 77.7 59.9 12.6 79.0 18.5 7.7 58.4 88.1 12.1 86.3
汇报提纲
水平井技术应用现状
稠油油藏水平井开发效果评价 水平井技术攻关方向
水平井开采技术
水平井技术发展现状及发展趋势
水平井最早出现于美国20世纪20～30年代 但是直到80 年代， 80年代才开始大 水平井最早出现于美国20世纪20～30年代，但是直到80年代才开始大 20世纪20 规模推广应用，进入90年代以来，美国和加拿大的水平井增长速度是每年 规模推广应用，进入90年代以来， 90年代以来 600～1000口 2000年全世界共有水平井23385口 主要分布于美国、 年全世界共有水平井23385 600～1000口，到2000年全世界共有水平井23385口，主要分布于美国、加 拿大、俄罗斯等69个国家，其中以美国和加拿大为主。 拿大、俄罗斯等69个国家，其中以美国和加拿大为主。 69个国家 2000年为止 年为止， 到2000年为止，世界上 水平位移超过1 水平位移超过1万m的大位移水 平井已经有三口， 平井已经有三口，水平位移最 长达到10278m，是英国Wytch 长达到10278m，是英国Wytch 10278m Farm油田的M 16spz井 Farm油田的M-16spz井。 油田的
对CNPC的建议及应用前景 CNPC的建议及应用前景
1.总结经验与教训，统一思想，科学认识水平井的技术与作用， 1.总结经验与教训，统一思想，科学认识水平井的技术与作用，早日掌 总结经验与教训 握这种先进技术， 握这种先进技术，使之为中石油油气藏开发作出更大贡献 2.重点攻克技术难点 重点攻克技术难点， 2.重点攻克技术难点，推动水平井技术的发展与应用 • 水平井完井技术 • 水平井油藏工程设计 • 水平井采油工艺技术 水平井技术的开发应用， 水平井技术的开发应用，极大的提高了石油天然气资源的综合采收率和 一些难动用特殊油气资源的开发利用程度。 一些难动用特殊油气资源的开发利用程度。它通过在油层中水平延伸钻进的 方式，既能克服诸如城镇、村庄、河流、海洋等地面障碍，实现钻探目标， 方式，既能克服诸如城镇、村庄、河流、海洋等地面障碍，实现钻探目标， 又能一次穿透十几个油气层，取得相当于5 10口井常规直井的效益 口井常规直井的效益， 又能一次穿透十几个油气层，取得相当于5到10口井常规直井的效益，且适用 于各种类型的油藏，因此有广阔的应用前景。 于各种类型的油藏，因此有广阔的应用前景。
利用水平井热采技术成功实现薄层特稠油油藏的产能突破
图 ２ 不同吨油成本不 同油价 下蒸 汽吞吐经济极限油汽比图
４ ２ 开 发技 术界 限研 究 ．
水平井开发边部薄层油层效果 明显 ， 能实现薄 层 的有 效 动用 。 平 开发 优 势如下 ： 水平 井开 发可 水 ① 以有效地解决直井套管管外窜问题 。②水平井吸汽 能力强 ， 热能利用率高 。③水平井控制储量大 ， 生产 效果 好 。产油 能 力为 直井 的 ２ ＂５倍 ， 井周 期 产 油 单 量为直井的２ 以上。 倍 ④减缓边水水窜速度 ， 提高开 发 效 果 ， 了 延 缓 边 水 入 侵 速 度 ， 必 要 水 平 井 开 为 有 发。⑤ 目前 已完钻水平井获得较高产能 ， ２ 块热 草 ｏ
开发 效 果较 差 。 直 到 ２１ ４月 开始 投入 水平 井 前期 热采 评价 ００年 开发 阶段 ， 共计 投产 ４口水 平 井 ， 投产 初期 平 均 日油 １． ｔｄ 水 平 井热 采开 发效 果较 好 。 ５ ０／ ，
到 目前 ， ３ 草 ３区块 投 产 ７口井 ， 开井 ３口， 日液 ７ ．ｔ 日油 ３ ．ｔ含 水 ５． ％。馆 一 累注汽 ４ ２３ １Ｉ ， １ ２， ６１ ．７ ６ ×１ ， 采 油 １ ２ ５ ×１ ， ０ｔ累 ． ６ ３ ０ｔ 累采 水 ４ ８ ７ ０ｔ ． ２ ２ １ ， Ｘ
注工 艺 。
［ 参考 文献 ］ Ｅｉ 罗英 俊 ， 仁薄 ． ｌ 万 采油 技术 手册 （ 下册 ）Ｍ ］ 北 ［ ． 京： 石油 工业 出版社 ，０ ５ ２０ ．
薄浅层稠油油藏热采水平井合理井网形式研究
Ｄ Ｏ Ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ６—６ ５ ３ ５ ． ２ ０ １ ３ ． ０ ４ ． ０ ２ ２
薄 浅层 稠 油 油藏 热 采 水 平 井 合 理 井 网 形 式 研 究
王春 红 ， 刘 月田， 马翠玉 ， 刘亚庆
不 同井距排距 、 转驱 时机及井 网形式下 的热采效 果 ， 优 选合理 井网形式。研 究结果表 明， 该 薄
浅层 稠 油 油 藏 热 采 开发 合 理 井 距排 距 为 １ ０ ０ ｍ； 合 理 转 驱 时 机 为 蒸汽 吞 吐 ８周 期 ； 应 用 水 平 井
正对 井网可以取得较好 的开发效 果。该研 究对薄浅层稠 油油藏热 采开发 井网形 式的选择具 有
拟研究 。
平井进行热采所获得 的原油采收率 比用直井进行 热采获得的原油采收率高得多 ； 对于薄浅层稠
油油藏 ， 直井 和水 平 井 开采 的效 果 相差 更 大 Ｊ ， 这
是 因为 对 于薄层 稠油 油藏 ， 与直井 相 比水平 井显 著
２ 热采水平井井网形式
２ ． １ 地质模 型 及注 采参数
质。
益 Ｊ 。本 文通 过对 水平 井井距 排距 、 转 驱 时机 及
井 网形式进行优化研究 ， 形成了合理 的热采技术政
水平井电加热油藏地层水热采方法可行性分析——以辽河油田某底水稠油油藏为例
第
5卷第1期 2018年2月
非常规油气
U N C O N V EN TO N A L OIL & GAS
Vol. 5 No. 1 Feb. 2018
水平井电加热油藏地层水热采方法可行性分析
—
以辽河油田某底水稠油油藏为例
王义刚1于文英2鲁振囯2
(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083;.中国石油辽河油田分公司
勘探开发研究院，辽宁盘锦124010)
摘要：为解决现有稠油油藏热采方法中热损失严重导致开发效果变差的问题，提出了利用水平井电加
热地层水供热进行稠油热采的方法。通过研究生活中4类加热现象及其内在热传递规律，从技术实现 及经济效益等方面论证水平井电加热油藏边底水层热采方法的可行性。首先，现有技术可以满足电加
热设备的生产；其次，数模结果显示电加热地层水可使油藏温度上升至原始油藏温度的5〜6倍，完全能 够满足稠油热采的温度需求；第三，经济效益分析表明，电加热地层水吨油成本相比其他传统热采方法 更低。该方法高效、安全、环保、经济能够解决蒸汽及热水长距离运输而导致的热能损耗问题，大幅提 高中深层稠油及高凝油油藏开发效果，具有很好的推广价值。
关键词：水平井；电加热；边底水油藏；热采方法；集中供热 中图分类号：3类 文献标识码：A
Feasibility Arguments of Thermal Process ：
Electric Heating
Formation Water by Horizontal Wells
一
Taking Bottom Water Heavy Oil Reservoir From
稠油热采水平井干度提升及均衡采油技术
针对稠油油藏具有原油粘度大、流动阻力大和开发难度大等特点，热采开发多采用水平井进行。但由于稠油油藏储层的非均质性，高渗透区流体流动速度快，低渗透区流体流动速度慢；另外，水平段在储层中延伸距离较长，受稠油冷凝作用影响，流体流动阻力较大，使水平段流量分布不均匀，导致稠油油藏动用不均而影响其开发效果。
目前，我国注蒸汽开采所用的注汽锅炉，绝大多数是使用当地原油作为燃料。燃料流向来看，从管网来的天然气经智能旋进流量计计量后被送人油气两用燃烧器，并在炉膛中燃烧，为辐射段蒸汽炉筒加热，燃烧所产生的烟气经对流段蒸汽炉筒吸热降温后排放到大气中，造成热量的浪费。由于原油成分时有变化，现场缺乏全面的监控装置，使注汽锅炉的运行始终不能保持在一个较高的水平上，在注汽过程中，注气高干度值经常出现不稳定现象，导致原油产量和采收率降低，对油层造成破坏。通过注汽锅炉干度调节控制装置保证蒸汽稳定的高干度值，可以提高原油产量和采收率，而且对油层具有很好的保护作用。
一、稠油水平井热采特点
1.水平井油藏埋藏浅、粘度高、厚度薄
超稠油油藏具有埋藏浅、粘度高、厚度薄的特点，常规直井注蒸汽开发效果差。以某井区为例，它的顶面埋深为 -420到-615 m，内部砂体的有效厚度为 5到8 m，经探测显示，其内部的稠油储量为 466 万吨。水平井与直井相比有着很大的不同，水平井的泄油面积很大，另外水平井体积大、蒸汽波也很大。这些特点对于日后的开采工作来说有着正面的影响作用，会提高回采水率，会降低注气的压力，也会在一定程度上优化注气的质量。
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中石化石油工程设计有限公司
1、项目概况
草13断块沙三段新增产能十五年开发指标预测
单井 产油 量 t/d 7.1 6.5 5.9 5.4 5.0 4.6 4.3 4.1 3.9 3.7 3.6 3.4 3.3 3.2 3.0 时间 总 油 井 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 新 油 井 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 老 油 井 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 注汽 量 104m3 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 1.7 1.7 1.4 1.4 1.4 1.2 1.2 累注 汽量 104m3 1.3 2.6 4.0 5.4 6.8 8.3 9.8 11.3 12.9 14.6 16.0 17.4 18.8 19.9 21.1 单井 产液 量t/d 20.0 20.0 20.0 20.4 20.8 21.2 21.6 22.1 22.5 23.0 23.4 23.9 24.4 24.9 25.4 区块 日液 t/d 220.0 220.0 220.0 224.4 228.9 233.5 238.1 242.9 247.8 252.7 257.8 262.9 268.2 273.5 279.0 区块 日油 t/d 78.1 71.1 64.7 58.9 54.7 50.9 47.8 45.5 43.2 41.0 39.4 37.8 36.3 34.8 33.4 年产油 量 104t 2.34 2.13 1.94 1.77 1.64 1.53 1.44 1.36 1.30 1.23 1.18 1.13 1.09 1.05 1.00 年产水 量 104t 4.3 4.5 4.7 5.0 5.2 5.5 5.7 5.9 6.1 6.4 6.6 6.8 7.0 7.2 7.4 含水 % 64.5 67.7 70.6 73.8 76.1 78.2 79.9 81.3 82.6 83.8 84.7 85.6 86.5 87.3 88.0 油汽 比 1.78 1.62 1.47 1.25 1.17 1.02 0.96 0.91 0.77 0.74 0.85 0.82 0.79 0.91 0.87 采油 速度 % 1.99 1.81 1.64 1.50 1.39 1.29 1.22 1.16 1.10 1.04 1.00 0.96 0.92 0.89 0.85 累产 油 104t 2.34 4.48 6.42 8.18 9.82 11.35 12.79 14.15 15.44 16.68 17.86 18.99 20.08 21.13 22.13 累产水 104t 4.3 8.7 13.4 18.4 23.6 29.1 34.8 40.7 46.8 53.2 59.7 66.5 73.4 80.6 88.0 采出 程度 % 2.0 3.8 5.4 6.9 8.3 9.6 10.8 12.0 13.1 14.1 15.1 16.1 17.0 17.9 18.8
草13-平29 草13-斜128 草13-平4草13-平3 草13-平9草13-平3新计量站 草13-平41 草13-平3计量站 草13-671 草13-67 草13-斜222 草13-405 草13-斜501 草13-斜127
草13-58 草13-581 草13-平35 草13-平31 草13-223
节点3
草13-85
草13-平76 草31 草13-3 草13-P38
Ф114×5 L=600m
拟建219×6 L=1700m
拟建219×6 L=2300m
Ф159×6 L=600m
77线管输液量：1308t/d+745.2t/d；35线管输液量：896t/d+366t/d； 202线管输液量：224t/d+180t/d； 平3线管输液量：482t/d+120t/d。
草13区块原油属于普通稠油，粘度大，老区油井采用单井掺水集输工艺，输送至掺水
计量站，在一些偏远掺水计量站设置增压泵，然后再输送至草西联。
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1、项目概况
1.4 油藏、钻采工程
含油面积0.7km2，动用地质储量94×104t，设计新油井11口（水
平井），方案实施后前三年平均单井产能6.5t/d，新增产能 2.14×104t，前15年累积产油22.13×104t，增加采出程度18.8％。 井口采用600型抽油机。电机额定功率22kW。
草13-斜219
草侧31 草31计量站 草13-114 草13-平77 草13-151 草13-平30 草13-401
草13-77 草13-斜502 草13-平33 草13-平32 草13-32草13-33 草13-102 草13-771 草13-平15 草13-平11 草13-斜218 草13-77计量站 草13-711配水间
节点3
草13-P3
Ф89×4.5 L=1780m DN80玻璃钢 L=600m
DN80玻璃钢 L=1700m
Ф114×5 L=1400m
西线掺水量：608m3/d+250m3/d； 东线掺水量：239m3/d+60m3/d； 南线掺水量：156m3/d+30m3/d。
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2、生产现状
2.1 油气集输现状
草13-P43 东线 35线 202线 西线 77 线 草13-202 草13-77 草西联合站 平 南线 3线 草13-P3 草13-201 草13-35 采油9队队部 草13-351 草13-85 草13-451
草13-51
草13-平76
草31 草13-3 草13-P38
草13断块沙三段原油属于普通稠油，粘度大；该区块拟建油井全部采用示功 图法计量方式，已建掺水计量站14座。单井、掺水阀组、掺水计量站数据远传 至现河采油三矿，再上传到现河采油厂，对油井和掺水计量站进行实时监控。
草西联合站目前生产参数
进站液量 进站综合含水 油量 气油比 进站温度 原油外输温度 外输液量 4500m3/d+1410m3/d（拟建） 90% 300m3/d 10m3/t 夏季40℃～43℃ 冬季37℃ 60℃ 1900m3/d 外输油含水 外输压力 掺水量 掺水温度 掺水干压 处理污水量 污水回注量 75% 1.0MPa 1200m3/d+340m 3/d（拟建） 60℃ 2.1MPa 1400m3/d 1400m3/d
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2、生产现状
2.1.2 掺水干线现状
DN80玻璃钢 L=600m 节点1 DN100玻璃 钢 L=500m
草西联合站 草13-35 草13-202 草13-51 草13-85
Ф114×5 L=1650m 节点4
Ф159×6 L=900m 节点2
节点5
草13-平76 草31 草13-3 草13-201
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
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目 录
• 1、项目概况
• 2、生产现状
• 6、 配套工程
• 7、 HSE部分
• 3、油气集输
• 4、热力工程 • 5、 数控工程
• 8、 劳动定员
• 9、 投资估算
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2、生产现状
草13-35 草13-35计量站 草13-35配水间 采油9队
草13-57 草13-561
草13-56
草13-115
草13-平60 草13-351 草13-平22 草13-351计量站 草13-平24草13-平23 草13-平16 草13-斜410
草13-平26
草13-811 草60
草13-407 草13-132草132 草13-408 草13-斜830 草13-斜825 草13-斜829 草13-203 草13-斜111 草13-斜206 草13-平50 草13-平18草13-409
小清河
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2、生产现状
2.3 电力
区块名称 线路名称 干线线径 运行电流 备注
草13线
草13区块 西联线 草东线 LGJ-95
110A
100A 130A
联合站线
站场名称 草西联合站 变压器类型 SL7-800/10型容量 800kVA变压器 数量 2台
1.1 地理位置
草13断块 沙三段
草西联
2#接转站
区块地势平坦，多为荒地，间有零
星水塘及芦苇地分布；区块中部有油 区公路通行，已建老井及计量站周边
乐安联
有较为完善的通井土路。同时，区块
内有沙四段拟建完善的四化模式。
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1、项目概况
1.1 地理位置
草西联
草13断块沙三段油井涉及东西范围约4km
草13-平39草13-平63草13-23 草13-平12 草13-平20 草13-平13 草13-402 草13-672
草13-平36 草13-152 Biblioteka Baidu13-621 草13-231 草50 草13-62
草16
草13-309 草13-3 草13-更305草斜118
毛家道口村 草13-305
草13区块建有比较完善的注汽管网，已建固定注汽管网于2000年投产，长 度为2.4km，拟建7.2km固定注汽管网已批复。
草13-99 草13-97
草13-59 草13-63
草13-631 草13-352 草13-122 草13-93 草13-87
草13-129
草西注水站 草西联合站 草13-711 草13-71 草西变 草西污水站 草13-60 草13-平14 草13-斜821草13-820 草13-平5草13-平6 草13-斜831 草13-89 草13-812 草13-81 草13-斜826 草13-79 草13-平10 草13-406 草13-平1 草13-平62 草13-819 草古111 草13-平65 草13-113 草13-403 草13-平2 草13-平8 草13-斜320 草13-95 草13-平75草13-平71 草13-平80 草13-301 草13-302 草13-211 草13-平86 草13-213 草13-平64 草13-308 草13-304 草13-81配水间 草13-平19草13-平21 草13-平61 草13-15 草13-101 草13-平17 草13-791 草13-131 草13-平7
2.1.3 草西联合站现状
草西联合站投产于1986年10月，原油外输能力90×104t/a，污水处理能力5000t/d。 目前草 西联污水站实际处理水量为1400m3/d，草13区块沙四段拟建改造后未来15年最大污水增量为 1031m3/d，本次草13断块沙三段改造后未来15年最大污水增量为380m3/d，合计2811m3/d。能够 满足要求。
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2、生产现状
2.2 热工
2.2.1 注汽锅炉现状 现有草西注汽站1 座，建于1999年，站 内现有2台15t/h注汽 锅炉和区块内2台 11.5t/h的活动注汽 锅炉，年注汽能力为 23.8×104t。
拟建区域
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2、生产现状
2.2.1 注汽管网现状
乐安油田草13断块沙三段东部 水平井热采调整方案
中石化石油工程设计有限公司 2015年1月28日
目 录
• 1、项目概况
• 2、生产现状
• 6、 配套工程
• 7、 HSE部分
• 3、油气集输
• 4、热力工程 • 5、数控工程
• 8、 劳动定员
• 9、 投资估算
中石化石油工程设计有限公司
1、项目概况
草13-331
草13-平37 草13-36
草13-平38 草13-103 草13-平38计量站 草62
草621
草13-202计量站
庄科-许
李
草13-404
草13-202草13-平27 草13-412 草13-斜413
草13-201计量站 草13-斜214草13-201 草13-平28草13-28 草13-平51
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2、生产现状
2.1.1 集油干线现状
Ф159×6 L=1250m
草西联合站
Ф159×6 L=570m 节点1
拟建Ф219×6 L=1700m
草13-P43 草13-451
节点2
草13-202 草13-77 草13-P3 草13-201
草13-35 草13-51 草13-351