超稠油水平井热采技术
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。
SAGD
SAGDSAGD是国际开发超稠油的一项前沿技术。
其理论最初是基于注水采盐原理，即注入淡水将盐层中固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大而向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，通过持续向盐层上部注水，将盐层下部连续的高浓度盐溶液采出。
将这一原理应用于注蒸汽热采过程中，就产生了重力泄油的概念。
SAGD就是蒸汽驱开采方式，即向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。
目前，利用SAGD技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。
依靠这种开采方式，2004年加拿大年开采原油700万吨以上，最终采收率超过50%，最高达70%以上。
而实际上，中国石油对SAGD技术并不陌生。
早在1996年，辽河油田就应用此项技术打出我国第一对水平井———曙一区杜84-平1-1井、平1-2井。
在集团公司诸多先导技术项目中，辽河油田超稠油开采的蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）成为集团高管层最关注的项目。
陈耕总经理曾多次听取SAGD 现场试验汇报。
辽河油田超稠油油藏埋深大、原油粘度高、油藏压力高，在50摄氏度下，超稠油粘度高达20万毫帕秒，远远高于国外1万至2万的数值。
在当今世界现有稠油开采技术中，作为中国石油股份公司10个重大开发试验项目之一；作为转换稠油开发方式的接替技术，SAGD能否承担起辽河油田超稠油开发重任？我国最大的稠油生产基地———辽河油田应给中国石油人一个惊喜。
从2005年2月到今年3月，辽河油田曙一区杜84块馆陶试验区正式转入SAGD生产，累计生产375天，产油5.1253万吨，井组日产220吨，生产参数指标达到方案设计标准，试验取得初步效果。
有关专家称，如果辽河超稠油转换开发方式得以实现，可使辽河油田增加可采储量1亿吨，延长油田开发期8年以上。
SAGD有效开采中国稠油中国是继美国、委内瑞拉、加拿大之后的世界又一稠油生产大国。
而辽河油田则是我国最大的稠油、超油生产基地。
自1997年开始，辽河超稠油采用蒸汽吞吐方式投入工业化开采，到2000年，规模已突破100万吨，2005年产量达到267万吨。
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【摘要】辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。
通过开展超稠油水平井热采技术研究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD技术进行了分析论证,明确了水平井开采技术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。
水平井吞吐及SAGD技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。
水平井技术已成为提高区块采收率的有效手段。
%Du 84 block is a super-heavy oil reservoir in the Shu 1 area, Liaohe Oilfield. When developed by the cyclic steam stimulation in vertical well patterns, the smaller drainage radius, lower oil production per period, lower oil rate per day, higher production decline rate and the inefficient displacement of the interwell remaining oil problems have been encountered. According to the study on the thermal recovery technology for horizontal well of super-heave oil reservoir, the deployment way of the horizontal wells, steam stimulation parameters and enhancing oil recovery with SAGD technology were analyzed. The result shows that the horizontal well development technology is a potential and advantageous new technology to relieve the contradictions between interlayer, endostratic and plane. Horizontal well steam stimulation and SAGD technology have more effectiveness than the vertical well, so the use of horizontal well is coming to be an effective method for enhancing oil recovery.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2011(023)006【总页数】6页(P114-119)【关键词】稠油油藏;水平井;蒸汽吞吐;部署方式;注采参数优化;辽河油田【作者】于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【作者单位】中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司;中国石化石油勘探开发研究院;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司【正文语种】中文【中图分类】TE3450 引言辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏探明含油面积6.2 km2，石油地质储量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，属中深层超稠油油藏［1］。
稠油热采及水平井注汽
中国石油
3.稠油开采技术状况
（8）化学吞吐
向稠油油藏中注入化学药剂即吞吐液，通过吞吐液在油层中分
散，将稠油乳化成为水包油乳状液，改变稠油的流动性，提高地层
渗透率，增加原油的流动能力。
（9）磁降凝降粘技术
当原油通过磁场时，诱导磁距的产生破坏了石蜡分子结晶时的定
向排列，破坏和延长蜡晶的生成，起到防蜡降凝的作用。同时，磁化 作用破坏了原油各烃类分子间的作用力，使分子间的聚合力减弱，从
而使原油的粘度降低，流动性增强。
中国石油
3.稠油开采技术状况
（10）超声油采油技术
通过声波处理生产油井、注水井的近井地带。使地层中流体 的物性及流态发生变化,改善井底近井地带的流通条件及渗透性。
（11）地震采油技术
①震动可以降低原油粘度机械波使孔隙里的原油连续不断地受
到拉伸和压缩，破坏了原油的流变结构，使原油粘度降低。
降凝机理
加入适量表面活性剂，当油井出油温度降低到某值，蜡晶刚形
成时，可阻止蜡晶分子集合体间相互粘接，防止生成连续的结晶网， 降低高凝稠油的凝点，有利于油蜡水分子集合体通过岩石孔隙。
中国石油
3.稠油开采技术状况
（5）冷采技术
①大量出砂形成“蚯蚓洞网络”, 储层孔隙度从30% 提高到 50% 以上, 渗透率提高几十倍, 极大地提高了稠油在油层中的渗流 能力。 ②出砂冷采井中的稠油通常都溶解一定量的天然气。当压力不 断下降时, 气泡不断变大。这时, 这些气泡形成一个“内部驱动 力”, 驱动砂浆由地层向井筒流动。使原油密度变得很低，从而使 粘度很大的稠油得以流动。 ③由于油层中产出大量砂粒, 使油层本身的强度降低，在上履 地层的作用下，油层将发生一定程度的压实作用，使孔隙压力升高，
稠油热采水平井堵水技术研究应用
稠油热采水平井堵水技术研究应用摘要：水平井技术已成为稠油油藏开发的主要技术之一，受边底水内侵、汽窜等因素影响，水平井高含水问题突出。
在室内实验和数值模拟研究基础上，针对不同的出水规律，形成了适用于弱边水及汽窜井的氮气泡沫调剖控水技术，适用于B点为主出水的插管桥塞卡封配合水泥堵水技术，适用于单点、多点出水或不明确出水点的强边水水平井的温敏可逆凝胶堵水和凝胶复合颗粒堵水技术等稠油热采水平井堵水系列技术。
关键词：稠油油藏水平井堵水技术随着主力稠油油藏进入高轮次吞吐阶段，受边底水内侵、井间汽窜和油井井况变差等因素影响，乐安稠油进入产能迅速递减阶段，为实现产能平稳接替，2007年以来乐安油田针对薄层、出砂、超稠等低品味油藏，应用了裸眼精密滤砂管为主的热采水平井配套开发新技术，实现了草20、广9、王140等稠油新区的规模开发。
目前乐安油田稠油水平井产量占稠油产量的70.6%。
因此稠油水平井产量稳定对稠油产量稳定至关重要。
但是由于边水内侵、汽窜等因素影响造成水平井高含水问题突出，含水大于95%水平井73口，占开井数的38%，高含水问题突出，已成为制约乐安油田稳产的关键因素。
一、稠油水平井堵水技术难点由于稠油油藏的开发方式及水平井复杂的井身结构，决定了机械堵水或者机械卡封的难度较大，也导致常规堵剂及封堵方式不能满足稠油水平井堵水的要求。
目前稠油热采水平井主要采用裸眼精密滤砂管完井方式，这种精密滤砂管挡砂精度高（100～200μm），在挡砂的同时，也阻挡了堵剂的进入，堵剂容易在滤砂管处架桥形成堵塞。
因此，堵水过程中不仅对堵剂粒径要求高，而且施工难度大，风险高。
另外由于水平段筛管的连通性，出水位置难以精确判断，多数情况下只能进行笼统堵水。
同时由于稠油油藏采用热采开发方式，要求堵剂耐高温。
二、稠油水平井堵水技术特点针对稠油水平井堵水难点，通过不断研发，初步形成了氮气泡沫调剖、插管桥塞配合水泥封堵、温敏可逆凝胶和凝胶复合颗粒堵剂四类适应于不同出水类型、不同封堵半径、相对定点堵水的封堵方式。
浅析超稠油油藏开采方式
浅析超稠油油藏开采方式经济的发展离不开各种自然能源的供应，尤其是天然气、石油等化石能源，更是社会运转的关键动力。
据统计2020年我国石油需求量相较于2017年需求量可能将会出现翻倍的情况。
可是根据资料显示，当前我国原油产量并不能满足现阶段供应需求，这就意味着如果我国无法提高石油采集量，那么在2020年时我国原油能源将会出现巨大缺口。
所以我国石油采集必须予以非常规的有资源例如沥青砂、超稠油、稠油等资源足够的重视。
目前国内常用的超稠油采集法中蒸汽吞吐、降粘剂等都是比较常用的技术。
标签：超稠油；油藏开采；降粘剂0 前言国内超稠油最常见开采方式就是蒸汽吞吐。
不过这种技术方式会受到超稠油粘度影响，造成采油含水率过高，这必然会减少石油产量，使得石油开采率降低。
所以在实际作业时，必须结合超稠油的特征，改良开采方法，热三元复合吞吐正是结合了超稠油特征所创新而出的新型开采技术。
1 国内超稠油技术现状超稠油具有非均质严重、原油粘度大的特征[1]。
所以在开采超稠油的过程中，如果使用蒸汽吞吐必然会导致采集周期不稳定、油层动用不均匀的问题。
现如今，国内超稠油开采方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）等方式。
（1）蒸汽吞吐。
蒸汽吞吐是最常用的超稠油开采方式，凭借着成熟、简单的操作方法，得到了业界内的一致认同。
蒸汽吞吐即在开采油藏时，定期向油井注入一定量的蒸气，当井内稠油出现融化，粘性降低以后开采。
蒸汽吞吐不仅作业成本低，同时因使用时间久远所以成为了国内发展与应用最成熟的超稠油开采集输。
国内一般将这种技术作为超、特稠油开发方式。
通过这种技术开采超稠油，既能够实现新水平油井挖潜，又能够有效利用老井挖潜。
（2）蒸汽驱。
蒸汽驱这项技术在全球范围内都有广泛的引用，是大规模、工业化常用的超稠油热开采技术，在开采超稠油中获得了良好的实践效果。
蒸汽驱机理为，减少超稠油粘度，进而提高原有的流动性。
目前来看国外对蒸汽驱的应用要远比国内成熟，国外已经实现了蒸汽驱的超稠油开采普及。
探究超稠油井开采作业中的实际应用
探究超稠油井开采作业中的实际应用
超稠油井是指油粘度特别高的油井，通常粘度可达到上百万厘泊（mPa·s），甚至更高。
这种油井的开采难度极大，常规方法难以高效开采，需要采用一系列特殊的开采技术
和装备来进行开采作业。
在超稠油井的开采作业中，最常见的技术是采用热采法，通过注入高温高压的热水或
蒸汽来减少油的粘性，促进油的流动，从而提高采收率。
这种热采法还需要加入一定的化
学助剂，以增强热溶解和乳化能力，进一步降低油的粘度，促进流动。
此外，在热采法中，还需要设计复杂的注采井网和热循环系统，以高效地冷却和加热注入和采出的液体，保证
连续稳定的生产过程。
除了热采法之外，超稠油井还可以采用干采法。
这种方法是通过机械力量将油压出井口，主要适用于粘度较低的超稠油或含水率较高的超稠油。
常用的干采法有人工摇抽法和
蠕动泵法等，其中蠕动泵法是一种受到广泛应用的干采技术，特别适用于用于开采高含水
率的超稠油井。
此外，在超稠油井开采作业中，还需要注意处理废水问题。
由于热采法和干采法都会
产生大量污水，如果不能有效地处理这些废水，将会对环境造成极大的威胁。
因此，在超
稠油井开采过程中，需要设计高效的污水处理系统，将废水通过多级净化、膜分离和化学
处理等方法进行处理，使得废水达到环保标准后再进行排放。
总之，超稠油井的开采作业是一个高度复杂的过程，需要采用许多专业技术和装备，
才能有效地提高采收率和保护环境。
在未来，随着技术的不断发展和完善，相信超稠油井
的开采作业将会更加高效和环保。
稠油SAGD技术及其应用
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
SAGD的产油速度预测
➢ 兴Ⅵ组为块状超稠油油藏 ➢ 油层顶部埋深770－800 m ➢ 油层发育，最大油层厚度103.5 m，平均46.8 m
平面上大于40 m的厚油层连片稳定分布 ➢ 平均孔隙度26.6% ➢ 平均渗透率为1062×103 μm2 ➢ 初始地层压力7.8 Mpa ➢ 初始油层温度38℃ ➢ 初始含油饱和度65~70% ➢ 20℃下的原油密度为0.9974－1.003 g/cm2 ➢ 50℃时脱气原油粘度为80000－160000 mPa·s
一般油藏都存在有底水。底水的存在会降低SAGD过程 的原油采收率，但总的来说，影响并不大。这是因为在 SAGD生产过程中，蒸汽压力是稳定的，且水平井采油的生 产压差很小，不会引起大的水锥，油水界面基本保持稳定。
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)影响因素
累积采油(104t)
稠油SAGD技术及其应用
一、超稠油蒸汽辅助重力泄油技术 二、水平井及复合井技术 三、改进的火烧油层技术
国外稠油开采新技术技术术 三、改进的火烧油层技术
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
蒸汽辅助重力泄油（SAGD) 是以蒸汽作为热源，依靠沥青 及凝析液的重力作用开采稠油。它可以通过两种方式来实现， 一种方式是在靠近油层底部钻一对上下平行的水平井，另一 种方式是在油层底部钻一口水平井，在其上方钻多口垂直井。 蒸汽由上部的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动， 加热降粘的原油在重力作用下流到生产井。随着原油的采出， 蒸汽室逐渐扩大。
生产井排液速度与注汽速度 之比(采注比)必须大于1.2， 最好达到1.5
蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术
稠油热采技术
稠油热采技术1概论稠油亦称重质原油或高粘度原油(英文名为heavy oil)，并不是一个严格的范畴。
按粘度分类，把在油层温度下粘度高于100mps，已，的脱气原油称为稠油。
据估计世界常规石油的总资源量为3000亿吨，此外还有稠油、油砂及油页岩等非常规石油资源，它们的储量折合为石油估计有八九千吨之多，这些将成为21世纪石油的重要来源。
据有关资料报道，我国稠油的储量在世界上居第七位，迄今已发现有9个大中型含油盆地和数量众多的稠油油藏区块。
世界各国在石油工业的发展过程中，都是先开采较易开采的、较轻的原油。
国外石油储量大的国家，因其资源丰富且开采稠油成本高、风险大，尚未将开采稠油列入议事日程。
一旦打出稠油井，除部分为满足工业生产进行开采外，一般是采用封井的办法，暂时搁置，不进行开采。
随着较轻原油资源的逐渐减少，不得不开始开采一些较难开采的重质油，因此在世界石油产量中重质油的份额正在逐渐增大。
近年来，我国也加速了稠油的开发，目前稠油的产量已经占全国石油年产量的十分之一左右。
在油田的石油开采中，稠油具有特殊的高粘度和高凝固点特性，在开发和应用的各个方面都遇到一些技术难题。
就开采技术而言，胶质、沥青质和长链石蜡造成原油在储层和井筒中的流动性变差，要求实施高投入的三次采油工艺方法。
高粘、高凝稠油的输送必须采用更大功率的泵送设备，并且为了达到合理的泵送排量，要求对输送系统进行加热处理或者对原油进行稀释处理。
就炼化技术而言，重油中的重金属会迅速降低催化剂的效果，并且为了将稠油转化为燃料油，还需要加入氢，从而导致炼化成本大大增加，渣油量大，硫、氮、金属、酸等难处理组份含量高，也是炼油厂不愿多炼稠油的原因。
可见，稠油的特殊性质决定了稠油的采、输、炼必然是围绕稠油的降粘降凝改性或改质处理进行的。
针对稠油粘度大等特征和各油藏的构造可采取不同的采油工艺。
稠油油藏水驱开采技术主要包括机械降粘、井筒加热、稀释降粘、化学降粘、微生物单井吞吐、抽稠工艺配套等:稠油油藏热采技术主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、丛式定向井以及水平井、火烧油层以及与稠油热采配套的其它工艺技术等。
分析热力开采稠油技术及其应用
分析热力开采稠油技术及其应用热力开采稠油技术是指利用热能将稠油地层中的原油转化为可流动状态的一种采油方法。
由于稠油的黏度大、流动性差，传统的采油方法难以有效开采，因此热力开采稠油技术成为了解决稠油开采难题的重要手段。
本文将从热力开采稠油技术的原理、方法、优势和应用等方面进行分析。
一、热力开采稠油技术的原理热力开采稠油技术是通过向稠油地层注入高温热媒质，使原油温度升高，黏度降低，从而提高原油的流动性，使原油能够更容易地流入井筒进行采集。
热力开采稠油技术的原理主要包括两种方式：一是通过地热或地热水进行加热；二是通过外部热源进行加热。
通过这两种方式使得地层中的稠油升温，从而实现采集的目的。
二、热力开采稠油技术的方法热力开采稠油技术的方法主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、电加热、微波加热等。
蒸汽吞吐是指向地层注入高温蒸汽，使稠油地层中的原油受热膨胀，增加流动性，然后通过泵抽吸原油。
蒸汽驱则是通过高温蒸汽的推动作用，将原油推向生产井。
电加热则是通过在井筒中安装加热电缆，利用电能直接对地层进行加热。
微波加热则是通过在井眼中发射微波，使稠油地层中的水分子振动而产生热量，从而提高地层温度。
三、热力开采稠油技术的优势1. 有效提高采收率：热力开采稠油技术能够降低原油的粘度，使得原油能够更容易地流动，从而提高采收率。
2. 节约能源：热力开采稠油技术能够提高原油的开采效率，减少能源的浪费。
3. 减少环境污染：热力开采稠油技术可以减少地面沉脂、废水、废气等环境污染，对环境的影响更小。
四、热力开采稠油技术的应用热力开采稠油技术已经在石油勘探和开采中得到了广泛的应用。
目前，我国在全国范围内推广热力开采稠油技术，特别是在华北地区、西南地区和东北地区的稠油开采中，热力开采技术已经成为了稠油开采的主要方法之一。
在国外，加拿大、委内瑞拉等国家也在稠油资源开采中广泛应用热力开采技术。
热力开采稠油技术已经成为了解决稠油地质勘探和生产难题的核心技术之一。
风城超稠油油藏SAGD水平井钻井工艺技术研究
针对超稠油的特点，选择合适的钻井液体系和钻具组合至关重要。优化钻井参数 和钻井液性能可以提高钻井效率和安全性，降低事故风险。同时，加强与采油方 的沟通与协作，确保钻井施工与采油工艺的有效衔接。
04
风城超稠油油藏SAGD水平井钻井技
术展望
SAGD水平井钻井技术的发展趋势
智能化钻井
利用先进的传感器、控制系统和 人工智能技术，实现钻井过程的 自动化和智能化，提高钻井效率
采收率低
由于超稠油的粘度高、流 动性差，采收率相对较低， 需要采取有效措施提高采 收率。
SAGD技术在风城超稠油油藏中的应用
SAGD技术简介
SAGD技术是一种开采超稠油的蒸汽辅助重力泄油技术，通过在水平井上下分别钻两口斜井，形成“双井”系统 ，对油层进行加热降粘，提高采收率。
SAGD技术在风城超稠油油藏中的应用效果
实例2
在另一区块，针对复杂的地质条件，采用了不同的钻井液体 系和钻具组合，成功地完成了SAGD水平井的钻探。该实例 中，针对超稠油的特点，优化了钻井参数和钻井液性能，提 高了钻井效率和安全性。
风城超稠油油藏SAGD水平井钻井效果分析
效果1
通过对比分析，采用SAGD水平井钻井技术相较于传统的直井开采方式，能够 大幅度提高超稠油的采收率。这主要得益于水平井能够更有效地扩大油藏的泄 油面积，促进蒸汽与油藏的接触面积和热交换效率。
风城超稠油油藏SAGD水 平井钻井工艺技术研究
• 风城超稠油油藏概述 • SAGD水平井钻井工艺技术 • 风城超稠油油藏SAGD水平井钻井实践 • 风城超稠油油藏SAGD水平井钻井技术
展望
01
风城超稠油油藏概述
风城超稠油油藏的特点
01
02
国外水平井稠油热力开采技术的应用
国外水平井稠油热力开采技术的应用1.水平井稠油热采技术应用规模现代第一口稠油热采水平井是加拿大于l978年在阿尔伯塔省冷湖油田钻成的，该井斜深623．7m、垂深为475．8m。
以后，加拿大又在阿尔伯塔省FortMcMurray地区Athabasca砂岩层完成更多的水平井用于高粘重质原油开采结果表明，提高了采收率。
同时，委内瑞拉及美国的一些油田也相继运用水平井稠油热采技术。
截止1993年底，全世界约有6500 口水平井，但95 集中在美国和加拿大，美国有4500多口水平井，加拿大已钻1300多口水平井，大多数是1986年以后钻成的，其中45 集中在阿尔伯塔和萨斯喀彻温两省。
最新文献显示，到1995年底，美国完成稠油油藏水平井占总水平井井数的10，加拿大完成稠油水平井占总水平井井数的31 。
美国的稠油水平井平均产量是垂直井的3．7倍；加拿大稠油油藏水平井平均产量是垂直井的5．6倍。
美国所有稠油水平井开采项目在经济上都是成功的，而加拿大有92的稠油水平井开采项目是成功的。
由于采用了水平井稠油热采技术，美国的原油可采储量年平均增加约9 ，加拿大的原油可采储量年平均增加约l0%。
2 水平井稠油热采技术特点及应用方式根据室内研究及现场先导试验，水平井制油热采可分为如下几种：2.1 水平井蒸汽吞吐该方法只使用一口水平井(既是注入井，又是生产井)。
同垂直井比较，水平井注汽量大，采收率显著提高。
由于水平井产量高于垂直井，因此可减少吞吐周期数。
美国在中途日落油田稠油油藏(密度0.989kg／1)中成功地进行了水平井蒸汽吞吐。
设计采用一口水平井及一个超短半径水平泄油井组(8个泄油孔的长度为4．3～31．4m)开采。
至1992年1O月该井组已吞吐两个周期，产油3493m 。
结果表明，洼汽量和采油量比垂直井提高了2O ～5O 。
2．2 水平井蒸汽驱使用水平井和垂直井或水平井对(成对布置)等几种组合方式作为注入井和生产井。
稠油油藏热采开发技术
311.1mm二开钻头
215.9mm分支井眼
215.9mm三开钻头
241.3mm二开钻头
悬挂器
177.8mm调长套管 +177.8mm割缝筛管 （钢级TP100H、壁厚9.19mm）
（二）高温注汽工艺技术
辽河油田稠油油藏热采开发方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD， 配有 50t 、 23t 、 11t 、 9.2t 固定式和活动式四种蒸汽发生器共 322 台， 年注汽能力近3000万吨。
丛式井井眼轨迹示意图
（一）稠油钻完井工艺技术
3.水平井（分支井）热采钻完井工艺技术
热采水平井二开井身结构示意图
水平井（分支井）热采钻完井采用二、三开钻井，水平段筛管完 井；分支井主井眼筛管、分支井眼裸眼完井，其它工艺与直井和定向 井相同。
热采水平井三开井身结构示意图
273.05mm表层套管 346.00mm一开钻头
普通稠油热采直井井身结构示意图 特、超稠油热采直井井身结构示意图
273.05mm表层套管 346.00mm一开钻头 G级加砂水泥返至地面
273.05mm表层套管 346.00mm一开钻头
G级加砂水泥返至地面
阻流环
热应力 补偿器
177.8mm 油 层 套 管 ： 钢 级 TP100H、壁厚9.19mm。 177.8mm×193.7mm变扣接头 193.7mm外加厚套管：钢级TP120TH、 壁厚 17.14mm 。下入位置：油顶以上 20m至油底以下10m。 193.7mm×177.8mm变扣接头 阻流环 177.8mm油层套管 247.6mm二开钻头
井液体系。
1. 直井热采钻完井工艺技术 2. 定向井（丛式井）热采钻完井工艺技术
3. 水平井（分支井）热采钻完井工艺技术
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。
2.水平井能够为氮气的注入提供稳定的气顶空间水平井能够为氮气的注入提供稳定的气顶空间，为氮气气顶隔热奠定良好的基础。
水平井的生产气压较小，对于油井出砂的问题有一定的缓解作用，在开采的过程中可能会出现底边水油藏入侵的问题，水平井的构造会降低入侵的速度，让单井生产的周期明显延长。
二、稠油油藏热采水平井均衡采油技术1.新型滤液控砂管技术在水平井裸眼完井技术中有一种技术被称为新型控液滤砂管技术，这种技术有着简单基础的特点，使用这一技术进行操作，能够保证资金成本低，而且在开采的过程中受到的油体阻力也会比较小，而且允许进行再一次的完井操作。
稠油热采水平井技术调研
“九五” 试验
3.2 21 2.7 23 2.9 24 3.2 25
“十五” 扩大试验
47.6 145 135 3.1 29 4.3 38 16.2 69 31 76
280 216
100
9
0
0 1995 1998 2001 2004 2007
检索专题 时间段 EA文摘篇数 储备原文篇数 备注
SAGD
1985~2008
约700篇
78
按双水平预热、SAGP、 过热蒸汽等19项子专题 进行分类归档
（2）目前国内SAGD项目几项热点问题
油藏物理模拟和数值模拟研究 先导试验方案研究 氮气制备与注入工艺技术研究 注汽锅炉烟道气回收注入工艺技术研究
3MPa
饱和 蒸汽 湿饱 和蒸 汽 饱和 水 70% 干度
过热 蒸汽
500 显热℃ SAGD 开发 有效 热量
汽化 潜热
显热
不同温度
不同干度
不同过热度 （234℃+）
从曲线图可以看出，蒸汽的比热焓和比容在湿饱和蒸汽段最高，且急 剧变化，如果过热蒸汽能够弥补井筒热损失及加热油藏的部分热损失，蒸 汽腔干度会明显提高，开发效果会更好。
适用油藏范围
• 薄层油藏、倾斜油藏、蒸汽蒸馏驱、特别 是多（互）层状油藏等--重油、中等粘度油 藏； • SAGD、蒸汽吞吐
一些限制因素
• 产生的裂缝必须避开水区
• 需要考虑成本，对多段压裂方案进行优化 • 裂缝的效率受岩性影响较大：
极致密岩石 100% 1~5d 10% 极松散岩性 0
0.1~0.5md 70%
采 收 率
0.5
SAGP
稠油热采技术简介
特色技术系列 5. 蒸汽驱配套工艺技术
真空隔热油管 隔热管接箍密封器 压力补偿式隔热型
汽驱伸缩管
泄压式高温长效汽驱 密封器
强制解封汽驱封隔器
高温长效隔热注汽技术
蒸汽驱开采阶段是稠油油藏 经过蒸汽吞吐开采以后，为进一 步 提 高 原 油 采 收 率 的 热 采 阶 段。 采用蒸汽驱开采技术时，由注入 井连续注入高干度蒸汽，注入油 层中的大量热能加热油层，从而 大大降低了原油黏度而且注入的 热流体将原油驱至周围的生产井 中采出，使原油采收率增加 20% ～ 30%。虽然蒸汽驱开采阶段的 耗汽量远远大于蒸汽吞吐，但它 是主要的热采阶段。经过多年的 研究与实践，突破了蒸汽驱开采 稠油的深度界限，实现了在中深 层稠油油藏蒸汽驱开发，形成了 包括高温长效隔热注汽、分层汽
先后编制和实施了 15 个储量大于 2500×104t 的区块开发方案， 实施结果与设计指标符合率达到了 95% 以上。所编制的方案具有较 高的科学性、前瞻性和较强的可操作性，较好地发挥了开发方案的 指导作用。
同时，中国石油的稠油热采技术刷新了国内外稠油开发方式筛 选标准。
稠油开发方式筛选标准（中国石油）
膨胀筛管防砂
TBS 筛管防砂技术
10
稠油热采技术
机械压裂防砂
化学压裂防砂
复合射孔防砂
化学防砂技术系列
化学防砂技术中代表性技术为高温固砂技 术，高温固砂剂在高温条件下，将地层砂紧密 地连接在一起，形成滤砂层，阻止地层砂流入 井筒，从而达到防砂的目的。以高温固砂剂为 代表的化学防砂方式有 10 种以上，其中高温固 砂剂应用 316 井次，施工成功率 100%，防砂 有效率 93%。
● 分注分采工艺技术 ● 稠油调剖堵水、封窜工艺技术 ● 化学添加剂提高蒸汽吞吐效果技术 ● 提高热采系统热效率技术 ● 氮气综合利用技术 ● 二氧化碳吞吐采油技术 ● 热采套损井修复技术
探究超稠油井开采作业中的实际应用
探究超稠油井开采作业中的实际应用1. 引言1.1 介绍超稠油井开采作业的背景超稠油是一种非常粘稠的油藏，其黏度通常在1000毫帕·秒以上，难以通过传统方法快速开采。
超稠油井的开采作业是石油行业面临的一个重要挑战，因为传统的采油技术难以有效应对超稠油的挑战。
超稠油资源储量庞大，但开采难度大、成本高，因此如何有效地开采超稠油成为了石油行业亟待解决的问题。
超稠油井开采作业的背景可以追溯到早期石油勘探阶段，当时发现了大量的超稠油资源，但由于技术水平不够，无法有效开采。
随着石油行业的不断发展和技术的不断进步，针对超稠油井开采的技术逐渐成熟，为超稠油资源的开采提供了更多的可能性。
1.2 探究超稠油井开采作业的重要性探究超稠油井开采作业的重要性在于能够充分认识到这一领域所面临的挑战和机遇。
超稠油是一种粘度极高的石油资源，其开采作业难度较大，但是其潜在资源量巨大，具有重要的经济和战略意义。
了解超稠油井开采作业的重要性意味着可以更有效地利用这一资源，提高油田开发的效率和收益。
随着全球能源需求的增长和传统石油储量的逐渐枯竭，开发超稠油资源可以有效缓解能源供应压力，促进能源可持续发展。
通过深入探究超稠油井开采作业的重要性，可以为相关领域的研究和实践提供理论指导和实践经验，推动该领域的发展和进步。
2. 正文2.1 超稠油井开采作业的挑战由于超稠油是一种粘度极高的油藏，采油难度大。
传统的采油方法往往无法有效采出超稠油，需要借助先进的技术和装备来进行开采。
超稠油井地质条件复杂，沉积环境多变，地层中可能存在各种隐患和危险因素，增加了采油作业的风险和不确定性。
超稠油在开采、输送和处理过程中会产生大量的污染物和废水，对环境造成严重影响，需要采取有效的措施进行治理和保护。
超稠油的开采过程中还存在设备磨损、油井堵塞、生产效率低等问题，需要采取相应的措施来解决。
超稠油井开采作业的挑战主要体现在采油难度大、地质条件复杂、环境影响大等方面。
稠油油藏水平井多元热流体吞吐高效开采技术
稠油油藏水平井多元热流体吞吐高效开采技术随着当前社会经济的快速发展，逐渐枯竭的常规石油资源已经不能满足社会日益增长的资源需求。
而稠油作为一种储藏量极大的油藏资源，由于其本身所具有的特点，也导致常规的开采技术，不具备较高的开采效率。
而水平井多远热流体吞吐高效开采技术，作为一种综合性的开采新技术，对于提高稠油油田的采收率具有重要的作用。
标签：水平井；多元热流体吞吐；开采技术当代我国科学技术水平的快速提升，水平井多元热流体吞吐高效开采技术由于其所具有的优势，也被广泛的应用在了稠油油藏的开采过程中，例如使用水平井能够提升注入能力和生产能力；二氧化碳可以使稠油的粘度降低，促使驱油效率的提升。
对稠油油藏水平井多元热流体吞吐高效开采技术进行研究分析，为稠油油藏开采提供了理论支持。
1 技术基本构成与原理水平井多元热流体吞吐高效开采技术主要的应用原理为火箭发动机所具有的燃烧喷射原理，使其形成多元热流体，使其向水平生产井内进行注入，此技术能够有效的提升稠油油藏的开采效果。
而多元热流体的组成部分分别为：二氧化碳和氮气以及蒸汽。
通过对蒸汽与气体的能量与驱油作用的有效利用，并和水平井的开采相结合，使其稠油的粘度降低，原油的流动性提升，提升蒸汽影响的体积，促使驱油动力得到增加，并使残余油的饱和度降低，最终使稠油油井的产油量得到提升。
2 提高采收率机理2.1 水平井稠油油藏在进行开发时，因地层的原油具有较高的粘度，流动性是比较差的，所以就导致油藏和井筒间存在极大的生产压差，边底水很容易会出现突进的情况，对油井的正常生产造成较大的影响。
而较长的水平井段则会使井筒和油藏所具有的接触面积得到增加，而若生产压差较小，则油井产能就会得到提升，同时能够有效的抑制边底水的突进情况，所以在稠油油藏的开发中得到了广泛的应用。
和直井对比，水平井和油层接触面积较大，在利用多元热流体吞吐进行开发时，就能够保证注入能力与生产能力的提升。
而对于直井来说其还存在以下的特点：首先，其吸汽能力比较强，注入的速度较快，其速度为直井的4倍。
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超稠油水平井热采技术目录1 概况 (1)1.1 地质概况 (1)1.2 水平井发展历程 (2)1.2.1 开发试验阶段（ 1997~2002） (2)1.2.2 整体部署规模实施阶段（ 2002~目前） (3)2 水平井开发超稠油油藏的主要做法及认识 (3)2.1 精细油藏研究，优化水平井设计 (3)2.2 优化注采参数，改善水平井开发效果 (4)2.2.1 新区水平井注采参数优化 (4)2.2.2 直井井间加密水平井注采参数优化 (5)2.2.3 高轮水平井注采参数优化及增产措施 (6)2.3 完善配套钻采工艺技术，提高水平井生产效果 (7)2.3.1 完善钻完井技术设计，适合超稠油开发 (7)2.3.2 完善配套工艺技术，提高水平井开发效果 (8)2.4 建立监测、跟踪分析系统，及时进行动态调整 (9)2.4.1 利用不同井温测试方法，监测水平段动用程度 (9)2.4.2 利用示踪剂技术，了解水平井与周围直井连通情况 (9)2.4.3 采取有效手段调整水平段动用程度，提高周期生产效果 (10)2.5 应用水平井侧钻技术，实现层间接替 (11)2.6 对水平井生产所取得的认识 (12)2.6.1 水平井在超稠油蒸汽吞吐中优势明显 (12)2.6.2 井间加密部署水平井，挖掘井间剩余油潜力 (13)2.6.3 利用水平井侧钻技术实现层间接替，提高油层动用程度 (14)3 开展蒸汽辅助重力泄油（SAGD）试验，取得初步效果 (14)4 水平井目前存在的问题及下步工作方向 (15)4.1 目前水平井开发存在的问题 (15)4.2 下步工作方向 (15)：lt迄河晰憐勘坯成巣图图1-1曙一区构造位置图1概况1.1地质概况曙一区杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，超稠油油藏 储层埋藏浅(550~1150m )，纵向上发育了三套开发层系：馆陶油层、兴隆台油层兴I 〜 W 组和兴切组，其中兴切、兴I 和馆陶油层属于厚层块状油藏，储层物性好，油层相对 集中，有利于水平井整体开发。
储层物性为中-高孔、高渗-特高渗储层；原油具有密度 大、粘度高、凝固点高、胶质+沥青质含量高、含蜡量低的特点；地面脱气原油20°C 时密度一般大于1.0g/cm 3, 50C 时粘度一般在16〜23X 104mPa?s ，地层温度为38〜45C ，原始地层条件下不能流动。
目前杜 84块超稠油探明含油面积6.2km 2，探明石油地质储 量 8273X 104t (图1-1、表 1-1)。
2520.吨万{油产累年»6900O 20304O 21.2水平井发展历程辽河油田从1997年开始进行水平井热采超稠油，其发展历程共分为两个阶段：开 发试验阶段(1997~2002)、整体部署规模实施阶段(2003年以后)(图1-2)。
1.2.1开发试验阶段(1997~2002)1997年，为了优化超稠油的开发方式，探索水平井在超稠油开采中的优势，在曙 一区杜84块东北部0.17km 2的区域内部署5 口水平井，开发目的层为兴切组，水平段 长度为210m 。
截至2005年6月底，5 口水平井累积注汽22.4万吨，累产油13.7万吨, 累产水17.9万吨，油汽比0.61，回采水率79.7%,采注比1.41，其中平11~平 14的采 出程度为33.3%，生产效果较好。
水平井蒸汽吞吐的生产特点：⑴、水平井日产水平高，约为直井的 2倍。
⑵、第一 周期主要是预热、解堵油层，生产时间短，周期产量较低，随着周期增加，生产效果逐 渐变好，周期产油是直井的2-3倍。
⑶、生产操作成本低，约为直井的55%。
由于当时水平井热采处于开发试验阶段，在水平井生产初期注采参数没有达到优 化，现场操作也存在一些不足之处，主要表现在初期注汽排量、注汽强度较低，水平段 动用不均问题无法解决，回采效果不理想；同时配套工艺技术较落后，周期生产初期抽 油泵举升能力小，同时隔热管只能下到曲率段上方的直井段，造成液流通过曲率段时温度急剧下降，阻力增加，降低了周期生产效果。
此外由于使用的TBS 防砂筛管不能适应超稠油生产，生产2、3周期后均发生不同程度的套变，造成生产井段减少，吞吐效39>口{数井产投30:——:年产油* 投产井数454035 图1-2特油公司水平井生产曲线35555555 O0520份年4000012000122整体部署规模实施阶段（2002~目前）通过近5年的水平井热采超稠油开发实践，在水平井部署、 钻完井设计、注采参数 优化、水平井监测及调整水平段动用程度等方面积累了丰富的现场操作经验，同时伴随着钻完井技术的飞速发展，配套工艺技术的进步与完善，使得在近3年间，水平井规模 不断扩大，数量由5 口增加到39 口，年产油量也由不到2万吨增加到20万吨以上。
水 平井部署领域不断扩大，由单一水平井发展到新区水平井井组、老区直井井间加密、水 平井层间接替、等不同的领域。
注采参数的优化使得水平井周期效果变好，不同监测手 段的应用指导了增产措施，高温调剖、三元复合吞吐、大修等措施的应用减缓了老井递 减，提高了水平井周期生产效果。
同时还在转换开发方式上不断探索，开展直井与水平 井组合SAGD 先导试验。
2水平井开发超稠油油藏的主要做法及认识通过8年的理论研究与现场操作实践相结合，在应用水平井技术热采超稠油方面精 细油藏描述，优化水平井设计、注采参数，建立了一整套的监测、跟踪分析系统，完善 了配套钻采工艺技术，取得了较好的生产效果。
2.1精细油藏研究，优化水平井设计依据油藏工程设计原则，结合油藏地质条件和原油物性特点，通过油藏工程计算法、 数值模拟研究，优化部署水平井。
水平井主要地质设计参数：水平井的长度、井距、垂 深。
⑴、水平段长度的优选水平段的长度主要受两个因素的影响：一是沿水平段的压降；二是井下泵的排液 能力。
利用数模研究了水平井段长度与产油量、增油量关系曲线（图 2-1），确定超稠油水平段长度在250-400m 之间。
图2-1水平井段长度与产油量、增油量关系曲线300002000010000100 200 300 400 500 600 700水平段长度（m009000 600030避射厚度（m力{度程出采段阶（2）、水平井井距优化利用数模研究水平井不同井距蒸汽吞吐指标进行优化研究， 从累积油汽比、采收率 指标综合确定水平井井距为70m （表2-1）。
⑶、水平段在油层中的位置在油层不存在底水的情况下水平段的位置应尽可能部署在靠近油层底部的位置以 减少储量损失；在油层存在底水的情况下， 为避免底水锥进，唯一的方法就是保持汽腔 与水层之间具有一定的距离（避射厚度）。
经优选，在油层存在底水的情况下，水平井 段距油水界面距离为20m （图2-2）。
图2-2水平井避底水厚度与采出程度关系图2.2优化注采参数，改善水平井开发效果221新区水平井注采参数优化杜84块超稠油粘度较高，新区油层仍处于原始状态，油藏温度低，没有流动能力, 吸汽能力较差，因此第一周期采用低排量注汽，一般为7t/h，注汽强度为10-15t/m，主要目的是预热、解堵油层，降低地层压力，减少水平段动用不均，初期注汽压力较高, 采用低排量注汽能够保证注汽干度，提高热效率。
第二周期以后，油层压力逐渐降低，O00O00{油产期周O00 6 4 20 0 0比汽油0.77周期2吸汽能力得到改善，此时采用大排量注汽，一般为17-18t/h，提高注汽强度。
回采应用大型塔架型抽油机配和95mm大泵，目的是满足水平井的排液能力，提高日产液，提咼周期生产效果（表2-2）项目一周期二周期三周期四周期五周期六周期注汽强度t/m 15-20 20-25 20-25 25-30 25--30 25-30注汽排量t/d 6-8 6-8 14-16 15-17 15-18 15-18 焖井时间d 6-8 8-10 10-15 泵型初期mm 95 95 95 95 95 95 选择中末期mm 70/57 70/57 70/57 70/57 70/57 70/57 2003年以来，分别在兴I、切组新区投产水平井9 口，通过参数优化，取得较好效果，与1997年投产老水平井相比，周期效果要好于老水平井，在前三周期，新区水平井平均周期累产油2937吨，油汽比0.69，而97年水平井周期产油仅为2152吨，油汽比0.52 （图2-3 ）。
1 周期 2图2-3新区水平井与老水平井周期吞吐效果对比表2.2.2直井井间加密水平井注采参数优化由于直井蒸汽吞吐半径有限，通过监测得出井间虽然得以动用，但仍是剩余油富集区，含油饱和度在65~70%。
在直井井间部署水平井，不仅能够挖潜剩余油，还能在吞吐后期与直井组合实施SAGD。
与新区相比，温度较高、压力、含油饱和度略低，因此初期注汽排量、强度较高，相当于新区水平井第三周期以后的情况（表2-3）。
项目一周期二周期三周期四周期五周期六周期注汽强度t/m 15-20 20-25 25-30 30以上30以上30以上注汽排量t/d 14-16 14-16 16-18 16-18 16-18 16-18 焖井时间d 8-10 10-15泵型初期mm 95 95 95 95 95 95 00周期产油对比—新水平井-97水平井油汽比对比新水平井97水平井0.56自2003年以来，分别在馆陶、兴切组油层部署直井井间加密水平井18 口，目前投产10 口，通过注采参数优化，生产效果较好；与加密直井相比，水平井生产效果明显优于直井，周期产油是直井的8倍，油汽比是直井1.5~2倍左右，因此采取井间加密水平井是缓解老区递减，提高采收率的有效手段（表2-4 ）。
表2-4兴W组老区直井井间加密水平井与加密直井生产效果表2.2.3高轮水平井注采参数优化及增产措施1997年部署5 口老区水平井，除平26外，其余4 口水平井目前已经平均吞吐11.7 周期。
优化注采参数、采取各种措施以增加、稳定、延缓老区水平井的产量，探索出一条水平井热采超稠油进入高周期后的措施之路。
由于水平井进入高周期，采出程度高，生产效果变差，表现为周期吞吐效果逐渐变差，地层压力下降及水平段动用不均，针对这些矛盾，于2003年来对水平井组陆续实施整体调剖、整体三元复合蒸汽吞吐等措施，取得较好措施效果（图2-4）。
比汽油图2-4老区水平井吞吐规律曲线（第10、11周期分别实施整体调剖、三元复合吞吐措施）2.3完善配套钻采工艺技术，提高水平井生产效果231完善钻完井技术设计，适合超稠油开发针对杜84块油藏发育特点，在水平井钻井实施过程中相应的设计了不同的钻井轨迹，在提高钻井质量的同时，也为后期水平井生产提供了保证。