超临界蒸汽吞吐

主要机理
稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产效果非常显著，其主要机理如下：
加热降粘作用
稠油的突出特征是对温度非常敏感，可由粘度—温度曲线上看到。

当向油层注入250～350℃高温高压蒸汽和热水后，近井地带相当距离内的油层和原油被加热。

这样形成的加热带中的原油粘度将由几千到几万毫帕秒降低到几毫帕秒，原油流向井底的阻力大大减小，流动系数（Kh/μ）成几十倍地增加，油井产量必然增加许多倍。

加热后油层弹性能量的释放
对于油层压力较高的油层，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。

而且，受热后的原油产生膨胀，一般在200℃时体积膨胀10%左右，原来油层中如果存在少量的游离气，也将溶解于热原油中。

重力驱作用
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。

回采过程中吸收余热
当油井注汽后回采时，随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中，带走了大量热能，但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带，补充到降压的加热带。

地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理
据研究，地层压实作用驱出的油量高达15%左右。

蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用
稠油油藏在钻井完井、井下作业及采油过程中，入井液及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层损害。

蒸汽吞吐后的解堵机理在于：注入蒸汽加热油层及原油大幅度降粘后，在开井回采时改变了液流方向，油、蒸汽及凝结水在放大生产压差条件下高速流入井筒，将近井眼地带的堵塞物排出，大大改善了油井渗流条件。

蒸汽膨胀的驱动作用
注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用。

分布在蒸汽加热带的蒸汽，在回采降低井底压力过程中，蒸汽将大大膨胀，部分高压凝结热水则由于突然降压闪蒸为蒸汽。

这些都具有一定驱动作用。

溶剂抽提作用
油层中的原油在高温蒸汽下产生某种程度的裂解，使原油轻馏分增多，起到一定的溶剂抽提作用。

改善油相渗透率的作用
在非均质油层中，注入湿蒸汽加热油层后，在高温下，油层对油与水的相对渗透率发生变化，砂粒表面的沥青胶质性油膜破坏，润湿性改变，由原来油层为亲油或强亲油，变为亲水或强亲水。

在同样水饱和度情况下，油相渗透率增加，水相渗透率降低，束缚水饱和度增加。

而且热水吸入低渗透油层，替换出的油进入渗流孔道，增加了流向井筒的可动油。

预热作用
在多周期吞吐中，前一次回采结束时留在油层中加热带的余热对下一周期吞吐将起到预热作用，有利于下一周期的增产。

总的生产规律是随着周期的增加，产油量逐渐减少。

放大压差的作用
要尽力在开井回采初期放大生产压差，即将井底流动压力或流动液面降到油层位置，即抽空状态。

边水的影响
在前几轮吞吐周期，边水推进在一定程度上补充了压力，即驱动能量之一，有增产作用。

但一旦边水推进到生产油井，含水率迅速增加，产油量受到影响。

从总体上讲，蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采，只不过在人工注入一定数量蒸汽并加热油层后，产生了一系列强化采油机理，主要是原油加热降粘的作用。

蒸汽吞吐采油的主要生产特征
⑴.蒸汽吞吐采油属于三次采油。

注入油层的蒸汽数量极有限，只是注入了热能，使井筒周围一定范围油层加热，一般仅10～30m，最大不超过50m，以原油加热降粘、改善油的流动性为主，强化上述多种天然驱动能量的作用，以增加油井产量。

⑵．蒸汽吞吐开采和蒸汽驱开采都是强化开采手段，采油速度很高。

一般为地质储量的4%～6%，甚至还高。

⑶．蒸汽吞吐开采每个周期内的产量变化幅度较大，有初期的峰值期，有递减期。

峰值期是主要产油期。

另外，每个吞吐周期的产量接近或达到经济极限产量时再开始下一周期的注汽—采油。

⑷．蒸汽吞吐是单井作业，对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱，经济上的风险性较汽驱开采小得多。

⑸.蒸汽吞吐采油过程中的主要矛盾，是注入油层的蒸汽发生向顶部超覆推进及沿高渗透层指进，垂向扫油系数一般很难超过50%。

这主要是湿饱和蒸汽的特性及油藏非均质性所致。

⑹.蒸汽吞吐与蒸汽驱开采阶段的衔接至关重要。

蒸汽吞吐开采的一次投资较少，而且生产见效快，经济回收期短，经济效益好。

但是，随着多周期吞吐进程，产量递减快。

蒸汽吞吐开采效果的主要技术评价指标
（1）周期产油量及吞吐阶段累积采油量；
（2）周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比；
（3）采油速度，年采油量占开发区动用地质储量百分数；
（4）周期回采水率及吞吐阶段回采水率，即采出水量占注入蒸汽的水当量百分数；
（5）原油生产成本；
（6）吞吐阶段原油采收率，即阶段累积产量占动用区块地质储量的百分数；（7）油井生产时率及油井利用率；
（8）阶段油层压力下降程度。

焖井时间
热量与原油进行充分热量交换和压力在地层中的扩散，不宜过长也不宜过短，过长热量向顶、底热损失大，过短回采时热能利用率低。

应该考虑温度及压力两个方面，需要进行热量损失计算，这是主要，辅助标准是压力的稳定。

是吐不是吞，合理的是需要现场的焖井温度剖面测试才能最终确定，依靠压力只是一个不得已的方式。

油井生产压差调整方法和确定原则;
生产压差=地层压力-动液面至油层中部液段产生的压力
要减少生产压差：
1.地层压力：提高注水强度抬高地层压力，但是注采比太大会产生水淹--有一个最经济的比值。

2.增加动液面至油层中部液段高度--显然，放套管气可以使液面上升，增加高度；上提泵挂（当然，上提太大就抽不着液面了），对于供液不好的井来说会在一定程度上降低产量，使液面不至于跑到泵下，也就是液面相对上提前“上升”，还是增加高度。

而对于供液特别充足（刚性驱动）的井，上提或加深泵，液面不变，对降低生产压差的影响就不明显了，但是，还是要上提泵挂，因为这可以提高机采系统效率、节能，这是个管杆柱优化设计问题；降低生产参数，产量下降，液面会上升，也是增加这个液柱高度。

压差到底多大合适.
我查过很多书，都没有明确的答案，但是，可遵循以下原则:
1.永远以效益为中心----规划内花最少的钱，采最多的油--规划得正确。

对国营企业，一般讲究长远，并且讲究计划----这在区块产能建设就能看出来---所以有时也以完成产量指标为中心；对私企油田，要在承包期内花较少钱最大努力把油采光，哪怕是破坏性开采。

---当然，基于此，油田大的区块是不可能承包给私人的。

2.在当前压差值下生产不会对地层、井筒产生损害。

比如：对地层疏松油层，容易出砂，压差不能过大。

最关键的是压差到多大不破坏骨架砂，这需要试验，根据经验：从1.5MPa（如内蒙的300-500米浅层）到7MPa（如胜利油田1350-1600米Ng组），再到10MPa（1700-2070米Ng组）可以维持正常生产。

但有一点需要说明，Ng组地层的渗透性一般是随着开发时间的延长而增大的，有的甚至有大孔道。

也就是说，初期因地层“渗透性差”，井筒附近产生压降漏斗，压力传不过来，极易造成出砂。

但随着开发时间延长，处于骨架砂之间的填塞砂被采出后，渗透性好了，压差可以适当加大，要注意调整生产参数。

有的井初期日生产15方都出砂严重，而到后期竟然生产700方都没有问题，分析正是这个原因。

确定油井生产压差需要进行岩芯试验和生产试验。

3、生产压差过大可能造成底水锥进或边水不均衡推进，发生这种事情再采用什么氮气压底水就太晚了，据我所知，这招不好使。

如果谁说好使，我可以拿数据说话。

4、生产压差的确定是机采优化设计中的重要内容，其中包含：
Vegol方程计算、节点分析、开发试验、工程可行性分析。

在设计的同时，随着各石油公司对节能的要求，还应根据区块开发现状，而不是原始钻井所取参数进行调整。

如关于合理沉没度的问题--这实际就是合理生产压差的问题。

过热蒸汽的定义
在饱和状态下的液体称为饱和液体，其对应的蒸汽是饱和蒸汽，但最初只是湿饱和蒸汽，待蒸汽中的水分完全蒸发后才是干饱和蒸汽。

蒸汽从不饱和到湿饱和再到干饱和的过程温度是不增加的，干饱和之后继续加热则温度会上升，成为过热蒸汽。