稠油——精选推荐

第二章
稠油的定义：指在油层条件下原油粘度大于50mPa·s ，原油密度大于0.92的原油。

国内外稠油的分类： 中国
稠油分类 主要指标 辅助指标 开采方式 名称
类别 粘度，mPa·s 相对密度 普通稠油
I
50*(或100)~10000 ＞0.92
亚类
I －1 50*~150* ＞0.92 可以先注水 I －2
150*~10000 ＞0.92 热采 特稠油 II 10000~50000 ＞0.95 热采 超稠油 (天然沥青)
III
>50000
＞0.98
热采
国外：根据原油在油藏条件下的粘度进行分类：
l A 类：普通重油，100＞μ＞10cp ；25＞API°＞18； 油藏条件下容易流动。

l B 类：超重油，10000＞μ＞100cp ；20＞API°＞7； 油藏条件下能够流动。

l C 类：沥青砂或沥青，μ＞10000cp ；12＞API°＞7； 油藏条件下不能流动。

l D 类：油页岩，源岩，无渗透性，只能采矿抽提法开采。

稠油的组成：主要是由烷烃、芳烃、胶质和沥青质组成，并含有硫、氮、氧等杂原子。

稠油的性质：
1）沥青质和胶质含量高，轻质馏分少. 2）石蜡含量一般较低，凝固点低。

3）稠油密度大、粘度高。

相对密度越大，其粘度越高，两者之间有密切关系。

4）稠油粘度对温度敏感，随温度的增加，粘度急剧下降。

是用热采开采的理论依据。

5）稠油分子量高（低挥发性），硫、氮、氧等杂原子及镍和钒等金属含量高，氢碳原子比低。

6）在热力条件下，物理化学性质发生明显变化。

7）同一稠油油藏，原油性质在垂向油层的不同井段及平面各井之间常常有很大的差别。

8）稠油是一种非牛顿流体。

可以简化为宾汉流体。

稠油的地质成因：
稠油油藏的形成主要受盆地后期构造抬升活动、细菌生物降解作用、地层水洗和氧化作用， 以及烃类轻质组分散失等诸因素影响，而晚期构造运动是主导因素，其他因素是在这一地质背景下的地化过程。

按上述因素可将稠油油藏分为风化削蚀、边缘氧化、次生运移和底水稠变等四种成因。

稠油的地质特点：
1）中国稠油胶质含量高、粘度高、微量元素低和含硫量低，是一种微生物降解的陆相原油。

微生物降解作用使原油品质变差。

2）储集层以粗碎屑岩为主，砂岩体型多，具有低含油饱和度、高孔隙度和高渗透率特征。

3）稠油油藏形成与液态烃二次运移距离有关，运移距离愈远，原油生物降解程度相对越高，油藏越高孔隙度和越高渗透率，油越稠。

稠油开发的主要技术：
u 热采技术
∙采矿/抽提：埋藏浅油藏
∙注热水：埋藏较浅油藏
∙注蒸汽：循环蒸汽激励（蒸汽吞吐）；蒸汽驱；SAGD
∙火烧油层：埋藏较深油藏
∙电磁加热
∙热化学方法
u 非热力开采技术
∙冷采：埋藏浅的油藏
∙化学法：乳化降粘等
∙其它方法：微生物
蒸汽吞吐，蒸汽驱和火烧油层
定义：
SAGD: 蒸汽辅助重力泄油
蒸汽吞吐：在较短的时间（2~4 周）内，先将一定量高温高压湿饱和蒸汽注入油层，将油井周围有限区域加热，以降低稠油粘度并通过高温清除粘土及沥青质沉淀物，提高近井地带油层渗透率，焖井散热后开井采油。

蒸汽驱：是向一口井或多口井中持续注入蒸汽，将地下原油加热并驱向邻近多口生产井，从生产井持续开采原油的方法。

火烧油层：使稠油在油藏压缩空气中进行部分燃烧。

流程：
蒸汽吞吐：过程包括注蒸汽、蒸汽浸泡（焖井）和采油三个阶段。

蒸汽驱：注汽初始阶段：产油量低；
注汽见效阶段（高产阶段）：大量蒸汽热能逐渐传递到生产井周围，原油产量上升，注汽见效，生产井进入高产阶段；
汽窜阶段：蒸汽驱前缘突破油井，油井产油量下降，蒸汽注
入压力急剧下降，油汽比降低，含水率迅速升高。

火烧油层：在不断注入空气时，油藏中的燃烧前缘从注入井向采油井传播。

当火焰前缘通过储集层时，会使油和水高温汽化，同时砂中某些矿物的组成也会变化。

蒸汽被驱动至火焰前缘前面较冷的油层部分冷凝。

这样汽化、驱动和冷凝的过程不断反复向外扩展，最终，油通过采油井采至地面。

燃烧方式：
筛选标准：
蒸汽吞吐：1）油藏条件（或油层温度）下的原油粘度及地面条件下的原油相对密度；2）油层深度（中部）；3）油层纯厚度及纯厚/总厚比；4）孔隙度φ；初始油饱和度Soi ，两者的乘积φ× Soi 及储量系数；5）渗透率
蒸汽驱：1）油藏条件（或油层温度）下的原油粘度及地面条件下的原油相对密度；2）油层深度（中部）；3）油层纯厚度及纯厚/总厚比；4）孔隙度φ；初始油饱和度Soi ，两者的乘积φ× Soi 及储量系数；5）渗透率6)储层岩性7)油层压力:先经过蒸汽吞吐降压后再进行蒸汽驱。

8)地层倾角要小:否则蒸汽带重力超覆作用加剧，降低了蒸汽驱的采收率。

9）注采井之间的连通性要好10）边底水的干扰
火烧油层：
第三章
低渗透砂岩油藏的定义：空气渗透率为0.05μm2的砂岩储层。

1.低渗透砂岩油藏的分类：
（一）根据低渗透砂岩储层渗透率大小分类
I 类：低渗透砂岩储层k为0.01～0.05μm2
Ⅱ类：特低渗透砂岩储层k为0.001～0.01μm2
Ⅲ类：超低（致密）渗透砂岩储层k为<0.001μm2
（二）根据低渗透砂岩储层的地质成因分类
（1）原生低渗透储层（沉积型）受沉积作用控制
（2）次生低渗透储层（成岩型）受成岩作用控制
（3）裂缝性低渗透储层（构造型）深成岩作用和构造运动
2.裂缝在储层中所起的作用分类
①裂缝提供了储层基本的孔隙度；
②裂缝提供了储层基本的渗透率；
③裂缝提高了储层的渗透率；
④裂缝仅起到增加储层非均质性的作用。

裂缝的成因分类
①构造缝：由地层构造应力作用形成，裂缝大部分具有明显方向；
②非构造缝（成岩缝和沉积缝)：由非构造应力作用形成，裂缝没有明确方向，而且分布较均匀。

3.我国低渗透砂岩储层的地质特征？
1）沉积物矿物成熟度低，成岩成熟度高
2）孔喉半径小，毛管压力高
3）原始含油饱和度低
4）粘土矿物含量高，极易造成伤害。

5）大多数低渗透储层测井反映为低电阻率
6）以岩性圈闭及岩性一构造圈闭油藏为主
7）天然裂缝比较发育
8）多数储层均表现为亲水性
7)低渗透油层渗流规律—渗流曲线和相关概念。

4.我国低渗透砂岩储层测井低电阻率的原因：
储层微孔隙发育，束缚水饱和度高，虽然不能流动，但可形成良好的导电网络，其电阻率接近纯水层；
以蒙脱石、伊利石及伊/蒙混层为主的粘土矿物，具有较强的阳离子交换能力，产生的附加导电性大大降低了油层的电阻率。

5. 我国低渗透砂岩储层的开采特征：
1、天然能量小、自然产能和一次采收率低
2、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快。

3、油井见注水效果差，低压低产现象严重
4、见水后产液指数急剧下降，稳产难度很大
5、裂缝性储层各向异性突出，不同方向水驱状况差异明显
6.影响我国低渗透砂岩储层渗透率的地质因素：
（1）颗粒大小及分选程度
1）分选系数一定时，粒度越小，渗透率越低
2）粒级近似情况下，分选越差，渗透率越低
（2）孔喉大小及排列组合对渗透率的影响
（3）成岩作用对渗透率的影响
1）破坏渗透率与颗粒大小、分选程度的相关关系
引起孔隙几何形状变化
石英次生加大及其它成岩作用
产生胶结物
2)成岩过程中自生粘土对渗透率的影响
粘土类型 1.高岭石影响相对较小。

2.伊利石、蒙脱石、伊—蒙混合型粘土影响较大
粘土含量
粘土分布形态
7.储层中粘土的主要分布形态：球式、膜式、斑式（影响最大）
8．简述低渗透油田的注水原则：小井距高注采比
（一）采用小井距、高注采井数比，对低渗透油藏进行强化开采
（二）早注水保持油层压力
（1）压力下降后渗透率降低，不宜晚注水
（2）地层压力一旦下降后再恢复的速度很慢，因此不宜晚注水
（3）产液能力有限，需保持较高的地层压力来保证具有足够的生产压差
（三）初期采用高注采比注水
（四）保证高水质注水
（五）沿裂缝注水，向两侧驱油
第四章
1．简述：凝析气藏得相态特征，相图，RT相态描述
1.从低温到高温，由不同温度下的泡点组成的连线称为泡点线，对应的压力称为泡点压力；
2.由不同温度下的露点连成的线称为露点线，对应的压力称为露点压力。

3.由泡点线和露点线一起构成了P—T相图中的相包络线，在包络线上的点统称饱和点。

4.泡点线和露点线的连接点称为临界点，用C表示，该点的压力、温度称为临界压力(Pc)和临界温度(Tc)。

5.相包络线上最高的饱和压力点称为最大饱和压力(用Pmax表示)。

如果Pmax位于临界点的左方，称为最大脱气(泡点)压力；如果Pmax位于临界点的右方，称为最大凝析(露头)压力。

6.相包络线上的最高温度点称为最大饱和温度，用Tmax表示，在绝大多数情况下，Tmax 点处于露点线上，又称最大凝析温度。

2．凝析气藏开发方式：保持压力开发，衰竭式开发
3．衰竭和保持压力式两种开发方式各自优缺点和适用条件
衰竭式开发：
优点：简单、低耗，对开发工程设计及储层条件要求低，容易实施。

缺点：凝析油采出程度低，尤其是原始条件下高含凝析油的饱和凝析气藏，衰竭开采导致地层压力下降，低于露点压力后，地层中很快就发生反凝析。

反凝析液的出现会堵塞储层的孔隙空间，尤其是井底附近，降低凝析气的相渗透率，增加凝析气向井渗流阻力，影响天然气和凝析油的产能，降低凝析油的采收率。

使用条件：
1.原始地层压力大大高于凝析气藏初始露点压力，可以充分利用天然能量，采用先衰竭开采一段时间，直到地层中压力接近露点压力。

2.气藏面积小、储量小、开采规模有限，保持压力开采无经济效益。

3.凝析油含量低
4.地质条件差
5.边水比较活跃
6.对一些具有特高压力的凝析气藏，当前注气工艺尚不能满足特高压注气要求而又急需开发的，只能采用衰竭式方法开发，待气藏压力降到一定水平才有可能保持压力开采。

保持压力开发：
优点：提高凝析油采收率。

∙通过注气，一方面弥补了因采气造成的地下体积亏空，保持了地层压力，使地层中的烃类系统几乎始终保持在单相气态下渗流，采气井能在较长的时间内以较高的油气产量稳定生产；
∙另一方面，由于注入剂的驱替作用，使更多的高含凝析油的凝析气得以采出。

缺点：
①需要补充大量的投资，购置高压压缩机；
②需要增加注气井；
③在凝析气藏循环注气阶段，所采出的天然气要回注地下，无法销售，影响凝析气藏整体开发的销售收入；
④有的凝析气田自产气量少，不能满足回注气量，需要从附近气田购买天然气，增加开发成本。

适应条件：
（1）储层较均质，较大范围内连通性好，有较大的油气储量。

（2）市场对天然气需求有限，或天然气价格低。

（3）循环注气能够大幅度提高凝析油采收率。

（4）系统评价有效益。

4．凝析气——油藏四种开发程序
∙只开采凝析气顶不开采油环
∙先开采凝析气顶后开采油环
∙先采油环后采凝析气顶
∙同时开采油环和凝析气顶。