稠油热采开发技术政策研究

稠油热采开发技术政策研究

一、摘要

二、引言

三、研究方法

四、研究结果及其分析

五、讨论

六、结论

七、参考文献

八、附录

摘要

稠油注蒸汽热力采油具有投资高、技术难度大和经济风险大的特点。为此，对稠油油藏进行是否适合注蒸汽热采的评价筛选工作就显得十分重要。本文通过对影响热采效果的主要油藏地质参数进行热采适应性评价，并进行蒸汽参数优化且作出合理的预测从而确定注蒸汽热采工艺技术方案。

注蒸汽热采主要有两种开采方式：一是蒸汽吞吐方式（或称循环注蒸汽，二是蒸汽驱方式。

稠油热采技术是油田开发中多专业配套技术，它包括：油藏精细描述技术、油藏热采筛选和热采可行性评价技术、利用油藏物理模拟和数值模拟进行热采机理研究和油藏工程优化设计研究技术、热采井钻井完井技术、热采井防砂技术、稠油测井系列和解释技术、井筒注汽隔热技术、高温测试技术、热力开采条件下采油工艺和油层改造技术、高温条件下地面注、采、输技术，利用水平井热力开采稠油技术和稠油热采经济评价技术等。

一、研究内容及思路

稠油油藏注蒸汽开发的复杂性主要体现在如何充分利用热能。这就涉及到需要考虑影响热采效果的各种因素，针对稠油特殊性油藏如何能达到理想的开发效果，选择并设计与该地质条件相匹配的开发方案是至关重要的一方面，另一方

面再通过数值模拟对具体的开发方案作出合理的生产动态预测。稠油热采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。其中蒸汽吞吐作为一种相对简单和成熟的热采技术已广泛应用于稠油开采中，成为稠油开采的主要方法。目前我国稠油开发方式所占比重为蒸汽吞吐(约占78%)，蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等。所以本文就蒸汽吞吐和蒸汽驱的可行性进行系统的研究。

1.影响热采效果的地质因素

1.1原油粘度和密度

原油粘度是最能反映稠油油藏特征的参数，对渗流状态的影响也很重要。由达西定律可知，流体通过多孔介质的流量大小与流体粘度成反比。根据稠油分类标准，稠油粘度是常规稀油粘度的几百倍到上千倍。一些超稠油（天然沥青）粘度粘温曲线p138)可以看出，原油粘度越高，加热使粘度降到同一可正常流动的粘度所需要的温度也越高。所以不论蒸汽吞吐还是蒸汽驱，原油粘度越高注蒸汽热采效果越差。

研究原油粘度对热采效果的影响时，还应对原油的流变特性进行分析。牛顿流体的粘度与剪切速率无关，而非牛顿塑性流体的粘度则随着剪切速率的变小而增大，且非牛顿流体在渗流过程中的粘度会大大高于地面测定条件下的粘度。当温度降到一定值后，原油可从牛顿流体变成非牛顿流体，这个流变特性转变对应的温度称“拐点温度”。“拐点温度”越低，反映出原油在较低温度下保持牛顿流体流动特征的性能越好，在蒸汽吞吐过程中，随着油层能量的消耗，日产能力逐步下降，油流在井筒内流速下降、井筒热损失率增加、井筒温度下降，“拐点温度”低的原油避免了比“拐点温度”高的原油更早的结束吞吐周期，使得吞吐效果更好。因此，在热采筛选过程中，除对原油粘度进行分类评价外，了解原油流变特征也是十分必要的。

1.2油层深度

油层深度增加对蒸汽热采不利。这是因为：一方面，油层越深，在注汽过程和采油过程中井筒热损失增加，热利用率减低、注入油层蒸汽干度降低乃至变成热水：另一方面，油层越深，对井下管具的质量和数量及井筒隔热技术的要求越高，这会大大增加生产费用而降低经济效益。一般原则是粘度越低、厚度越大的油藏，允许的油藏深度可大些，反之，油层埋深则浅些。

1.3油层厚度

油层厚度的概念可扩展为“单层有效厚度”“总有效厚度”和“油层的净总比”三个概念。净总比是指在油层井段内，净油层厚度与油层井段总厚度之比。在多油层注蒸汽热采过程中，由于热传导作用散失到隔、夹层的热量是白白的浪费掉了，所以，净总比越大的油藏，注入热量利用率越高热采效果越好。强调单层有效厚度的意义是热量要向上下围岩传导，而这部分热量也是无效的。这种热损失率与油层厚度成反比，因此存在一个最小油层厚度，当油层厚度小于这个值后，热损失将大到不能再有效地开采原油。这一最小油层厚度国内外目前取5～7m。油层有效厚度大、净总比大的油藏，注蒸汽热采效率高，开采动态上表现出周期油气比高、周期产油量高（不同厚度油层蒸汽吞吐效果对比表）。但数模和油田实际统计资料也表明，油层厚度与热采效果的敏感关系在厚度小于20m时较明显，当油层厚度大于20m以后，继续增加油层厚度，油汽比和产油能力增加的幅度变小，而每米采油量则下降。这表明，油层厚度太大时，油层纵向动用程度不均匀，部分厚度动用较差。因此，在蒸汽吞吐开采方式下，油层厚度在20m 左右最佳。在蒸汽驱方式下，由于横向驱动作用的加强，油层厚度在10m左右最佳。对于巨厚的油层，若一次射开厚度太大难以提高采收率，可在适当时机实施分层或分段热采工艺(油层厚度对原油蒸汽比的影响p141）。

1.4油层渗透率，横向渗透率与垂向渗透率之比Kh/Kv

热采稠油油藏的渗透率不能太低，这由热采需要注汽速度较高和稠油渗流阻力大所决定。为了减少地面和井筒热损失，要求注汽速度不能太低。热采过程中，稠油的粘度很高，为了保持足够的渗流阻力，也必须有足够的渗透率。厚油层蒸汽吞吐过程中，重力泄油作用较强，特别是利用水平井蒸汽吞吐和蒸汽辅助重力泄油工艺，重力泄油起主要作用，对垂向渗透率要求较高。因此，引入横向渗透率(Kh)和垂向渗透率（Kv）的比值Kh/Kv指标。根据数模和物模研究结果，水平井蒸汽吞吐方式，Kh/Kv应小于100。蒸汽驱方式由于横向驱动作用加强，对垂向渗透率要求不高，Kh/Kv小于1000。实际上，稠油油藏油层一般胶结疏松，垂向渗透率较高，Kh/Kv值能满足要求，只要在厚层水平井蒸汽吞吐或蒸汽辅助重力泄油开采方式下，才把Kh/Kv的比值作为较重要的参数进行筛选。

1.5孔隙度、含油饱和度和储量系数ϕS O

这三项指标应综合考虑。它反映储层的含油丰度和可动油多少。孔隙度大、含油饱和度高，说明可动油饱和度（ΔS O）高。ΔS O越高，注蒸汽热采油汽比越高，开采效果越好。国内外文献报道通过物理模拟研究结果得出孔隙度的下限值不小于0.20，S O不小于0.50，ϕS O值大于0.10。

1.6油藏压力

油藏压力过高一是会影响注入能力，二是使蒸汽体积变小，会使热采（特别是蒸汽驱开采）效果变差。蒸汽吞吐方式，对油藏压力要求较为宽松，油藏压力水平以不影响正常注汽速度即可。蒸汽驱时要考虑水蒸汽在不同压力状态下的比容、热焓和温度。据水蒸汽热物性特征，高压状态下温度高但体积小；低压状态下体积大但温度低。所以压力过高过低各有利弊。为了满足兼顾高饱和温度和高比容的要求，蒸汽驱时油藏压力在3～6MPa范围内较合适。

1.7油层岩性

最适宜于注蒸汽热采的储层是砂岩。目前国内外注蒸汽热采获得成功的均为砂岩储层。油层中含有水敏性粘土矿物时，接触水蒸汽或水后会发生膨胀，这会大大降低油层渗透率。因此，不含这类水敏性粘土矿物的油藏是注蒸汽热采的理想候选油藏。当水敏性粘土含量大于5%时，在注蒸汽时可注入粘土稳定剂进行防膨处理。

1.8气顶和底水

气顶和底水存在的主要威胁是注汽过程中由于蒸汽突进形成气、水通道。一般来说，当底水厚度很薄时，可利用薄底水来完成初期的热传导和热对流，有效的加热上覆油砂层。但当底水层很厚时，底水层就如同一个大散热器，蒸汽注入底水层会使热有效利用率大大降低。对此，应通过油藏注蒸汽热采模拟研究来设计最佳的射孔方案和注采方案。

1.9油层的非均质性

油层非均质性严重时对注蒸汽热采不利，它可使注入蒸汽沿高渗透带突进，甚至形成蒸汽突破，降低采收率。由于高干度蒸汽的密度低，蒸汽易沿油层上部运移，形成“蒸汽超覆”现象。因此，均质性较好且略带正韵律的油层更适宜于注蒸汽热采。

2.注蒸汽热采油藏筛选标准