稠油开采技术现状与发展方向

二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 —— 井筒隔热技术
注采一体化管柱
充分利用注汽后地层处于高温状态的有利条件，
不动管柱直接转抽，并可实现多轮次的注汽—抽 油过程。
能避免或减少转抽作业时的洗井、压井作业，
减少了入井液体对油层的冷伤害；
隔热油管的保温效果，能减少井筒散热，提高
产液温度，延长生产周期；
数低易短路
二、稠油工艺技术系列
单井掺降粘剂
多井掺降粘剂
SB系列稠油乳化降粘体系在温度50℃ ~70℃、油水7/3~6/4范围内：
降粘率>99%，乳状液粘度< 300mPa·s
对于部分反相乳化严重的区块，通过化学降粘可有效降低井筒举升阻 力。胜利油田实施化学降粘辅助井筒举升210口，显著降低运行成本，实施 效果良好。
液体高温堵调工艺
100
92.6
80
60
40
35.6
20
2.6
0 措施前
85.8 53.6
7.6
措施后
日液(m3/d) 含水(%) 日油(t/d)
液体堵剂在地层温度下固化形成凝硬性非渗透树脂，封堵高渗透层位 和汽窜通道。堵剂在原油中几乎不凝固，对油、水具有优良的选择性封 堵能力。 孤岛共施工11口井，平均日增油5.0t，含水下降6.8％，已累计增油 8490.7t。
GD22-533吸汽剖面测试曲线
压力：测量范围：0～25MPa 温度：测量范围：0～370℃ 流量：测量范围：1～15t/h 干度：测量范围：0～100%
注汽井筒四参数测试工艺可以满足 汽驱的要求。
二、稠油开采配套技术现状
3.热采测试技术
井底流温流压直读式连续在线监测技术
井下流温流压测试示意图
固定卡子 抽油杆
新疆
21070.3% 储量占/28%
/
河南
85 大于20m 15
10000-5000储0m量Pa占.s28%
储量占58%
/
小于10m 储量占27%
⒋厚度小 ⒌储层具有一定敏感性
强水敏 储量占14% 中强水敏 储量占10%
厚度10-20m 储量占45%
中弱水敏储量占76%
1985年前
单2、单10吞吐先导 试验,储量621万吨，
单管驱替效率 %
低渗管
高渗管
16.42
43.64
48.6
78.6
16.98
71.94
57.14
91.98
平均驱替效率 %
30.04 63.58 44.47 74.13
波及效率 %
68 80.7 62.6 81.3
驱替效率,%
100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00 0.00
堵水工艺 超细水泥、氮气
超细水泥 颗粒高温堵剂、液体高温堵剂
深调浅堵 无机颗粒
氮气
水泥
调剖工艺 氮气+泡沫 氮气+泡沫、SG复合堵剂 氮气+泡沫 氮气+泡沫 氮气+泡沫 氮气+泡沫 氮气+泡沫 氮气+泡沫
目前胜利油田稠油热采井封堵调剖有两种主要方式：封堵近井地带大 孔道的主要方法是以超细水泥为主的颗粒型堵剂；油藏深部主要采用氮 气+泡沫调剖工艺调整吸汽剖面，降低综合含水。
二、稠油开采配套技术现状
4.堵水调剖技术
超细水泥堵水
深调浅堵工艺
单家寺稠油油藏超细水泥堵水效果
深调：大剂量复合凝胶堵剂 浅堵：树脂及水泥复合堵剂
孤东KD52-4实施深调浅堵工艺, 含水由98.1%下降到76.5%。目前日 液28.5t,日油5t,含水82.2%
二、稠油开采配套技术现状
4.堵水调剖技术
二、稠油开采配套技术现状
4.堵水调剖技术
氮气+高温多效泡沫堵调工艺
FCY性能指标
含油饱和度对泡沫封堵性能影响
封 堵压差MPa
4
200℃ 120℃ 3
2
1
0 0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
残余油饱 和度%
FCY 1# 2# 再生能力指数
（×10-4m/min ） 6.1 11.3 10.2
普亚超
通临临
锅 炉
界 锅 炉
界 锅 炉
(1) (2) (3)
高注全
真 空 隔
采 一 体 化
密 闭 注 汽
热管管
管柱柱
(1) (2) (2)
高油 高
温溶 温
粘 土 防
性 降 粘
薄 膜 扩 展
膨剂 剂
技
术
(1) (2)
气预
体 助 排
置 气 体 助
技排
术技
术
二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 —— 注汽锅炉
1.高效注汽技术 —— 井筒隔热技术
隔热油管是最主要的注汽及井筒隔热工具 普通隔热油管：视导热系数0.06-0.12w/m·℃ 防氢害隔热油管：视导热系数0.05-0.08w/m·℃ 高真空隔热油管：视导热系数<0.015w/m·℃
隔热油管接箍等热点对井筒热损 失影响很大，对隔热油管的接箍进 行隔热可以降低井筒热损失，提高 井底蒸汽干度。
•SL系列汽水两相流量计 •井下高温四参数测量仪 •井下流温流压测试仪
在地面测试蒸汽流量、干度
测试井下任一点蒸汽的压 力、温度、干度、流量 测试注汽转抽生产时 的井底流温、流压
二、稠油开采配套技术现状
3.热采测试技术
流量测量
压力测量
干度测量
型号 范围
误差
范围
误差
源自文库
范围
误差
t/h
%
MPa
%
%
%
SL-AⅠ 5～11
转抽方法简单，可节省大量的作业工时和费用
对超稠油、特超稠油开发具有重要意义。
二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 —— 降低注汽压力 高效粘土防膨技术
控制粘土水敏性膨胀是敏感性油藏降低注汽压力最关键的措施。具有良好的耐温性，
同油藏时的又油有层“保防护”问、对题“超。治稠”油能力、的特新超型粘稠土油矿开物发膨胀具防有治重体系要S意LAS义，。解决了敏感性稠油
注 入量PV
油溶性降粘剂能有效溶解沥青，降 低超稠油油藏注汽启动压力
薄膜扩展剂可以降低水与稠油之 间的界面张力，降低注汽过程压力 0.5~1MPa，提高油井产量。
二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 —— 强化回采技术
驱替方式
单纯蒸汽驱 蒸汽伴CO2 蒸汽伴薄膜扩展剂 CO2+薄膜扩展剂
CO2气体增能助排
提纲
一、前言 二、稠油开采技术现状 三、下步攻关方向
二、稠油开采技术现状
稠油开采技术
1.高效注汽技术 2.稠油举升技术 3.热采测试技术 4.热采堵水调剖技术 5.稠油水平井技术
二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 高效注汽技术
1 注汽锅炉
2 井筒隔热
3 降低注汽压力
4 强化回采
(1) (2) (3)
稠油开采技术现状与对策
提纲
一、前言 二、稠油开采技术现状 三、下步攻关方向
一、前言
胜利油田稠油热采产量
探明储量 13.83×108t
已动用 12.63×108t
未动用 1.15×108t
热采开发3.55×108t 水驱开发9.13×108t 特超稠油及薄层稠油油藏
蒸汽吞吐及水驱是稠油油藏的主要开发方式
注：将固定气体线速度条件下在 管式模型中形成有效封堵（阻力 因子高于15）的最低液体线速度 定义为再生能力指数
当残余油饱和度<20%时，氮气+泡沫主要达到调剖的作用，具有选择 性、深部封堵调剖作用
FCY泡沫体系的高阻力因子和强再生能力保证了封堵调剖效果
二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 —— 井筒隔热技术 全密闭注汽管柱
20 15 10
5 0
0
360
350
340
压力（Mpa) 温度（℃）
330 320
310 200 400 600 800 1000 1200
井深（m）
压力 温度
全密闭注汽管柱大幅度降 低注汽沿程损失，热损失低于 8%，保障蒸汽热量的有效利 用。
增能助排体系同驱油剂相结合形成泡沫在多孔介质驱替状态
增能助排体系显著增加地层能 量，同高温驱油剂相结合大幅度提 高热水驱替效率，显著改善热采的 开发效果。
二、稠油工艺技术系列
2.稠油举升工艺技术
电加热降粘工艺 掺水降粘工艺 掺稀降粘工艺 化学降粘工艺
井筒降粘举升工艺 抽稠 泵
解决 稠油 井筒 举升 困难
一、前言
胜利油田油藏特点
国内四大主力稠油油田不同深度储量比例对比
⒈埋藏深 ⒉具有活跃边底水 ⒊原油性质多样
油田
浅层 <600m
中深层 600-900m
深层 900-1600m
水油体积<1
胜利
/ 15.1% /
100
辽大河于储5量00占10<01水m4P油%/a.体s积30<050-1001060mPa水.s 油57体.7积%8>45
干度测量范围20%～85%
SL-AⅣ：连续实时测量、记录蒸汽 的压力、温度、流量、干度
地面蒸汽参数测试工艺可以满足蒸汽驱的要求
二、稠油开采配套技术现状
3.热采测试技术
GCY-Ⅱ型井下高温四参数测量仪
吸汽量（T/h）
2.0 1.5 1.0 0.5 0.0
1280
1290 1300 井深（m）
1310
泵
毛细管
技术指标 压力：范围0～32 MPa 温度：范围0～400 ℃
油层
测压点 测温点 防砂鱼顶
人工井底
井底流温、流压测试工艺可以 满足汽驱生产井测试的要求
二、稠油开采配套技术现状
3.热采测试技术
蒸汽吞吐井热采试井解释技术
热采吞吐井常规试井解释曲线
热采吞吐井现代试井解释曲线
二、稠油开采配套技术现状
2.00
热水驱 热水伴N2驱
4.00 6.00 8.00 10.00
注入体积,PV
热水伴CO2驱 热水伴CO2和薄膜扩展剂驱
二氧化碳同薄膜扩展剂相结 合大幅度提高驱替效率；驱替 效率由30%提高到90%；波及 系数由68%提高到81%，大大 改善热采开发效果。
二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 —— 强化回采技术 自生气体增能助排
6
8～16
1
30～80
6
SL-AⅡ 3～7
6
3～8
1
0～100
6
SL-AⅢ 5～18
6
7～17
1
10～100
6
供电电源：
SL交-A流电Ⅰ：、220ⅡV±1、0% Ⅲ50HZ：根直据流：需6V要±5%测量蒸
环境汽环境的温度压： 力0～4、0℃温度、流量、干度
流量测量范围 2.0t/h～11.5t/h， 平均误差小于5%
foam number
增能助排体系同驱油剂相结合形成泡沫尺寸分布
B 19.5% 19.5%
25
15.6%
20
14.8%
15
10.9%
10.1%
7.8%
10
5 2.3%
1.5%
0 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260
um
增能体系提高地层压力程度及产气速率
不同条件下增能助排体系产气速率变化
二、稠油开采配套技术现状
1.高效注汽技术 —— 降低注汽压力 降低注汽启动压力技术
驱替压力实验
伴蒸汽注入SLHSR对注汽压力的影响 （单56区块油样）
启动压力相差2MPa
注 入压力MPa
16
3PV蒸汽
14
1PV蒸汽+ 1PV蒸汽与0.3%SLHSR+1PV蒸汽
12
10
8
6
4
2
0 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0
二、稠油工艺技术系列
抽稠泵
稠油的粘度高 流动阻力大
抽油杆下行困难 杆管偏磨，驴头打架现象 泵的充满系数低 阀球关闭滞后，造成泵效较低
◆配套完善了系列抽油泵，解决了井筒举升过程中出现的问题
二、稠油开采配套技术现状
3.热采测试技术
对注汽生产动态进行监测，为调整注汽参数和工艺 措施优化提供依据，提高稠油开采的效果。
根据稠油开采的需要，注汽锅炉的压力等级不断提高： ⒈普通注汽锅炉：蒸汽压力17.3MPa ⒉亚临界注汽锅炉：蒸汽压力21MPa，解决了超稠油油藏的注汽难题（1998
年开始使用） ⒊超临界注汽锅炉：蒸汽压力26MPa，解决特超稠油油藏和深层稠油油藏的
注汽难题（2007年开始使用）
二、稠油开采配套技术现状
一、前言
稠油热采开发历程
1986-1995
配套普通、特稠油油藏热采技 术，单家寺、乐安、孤岛、孤 东稠油油藏投入开发，储量 1.24亿吨
1996-2000
配套完善提高采收率 技术，投入储量0.36 亿吨
2001-2007
超稠油、敏感性、薄层稠 油开发技术突破，单56、 郑王庄稠油区块投入储量 1.85亿吨
二、稠油工艺技术系列
井筒降粘举升工艺
掺热水降粘工艺
化学降粘工艺
电加热降粘工艺
电热杆 油管
抽稠泵
原油粘度5000mPa·s以下的井 油水混合充分，降粘效果好 热量吸收成分，增强降粘效果
运行成本低，施工简单 实施具有长期性和连续性 适用于综合含水在30％～ 70%的高粘原油
油层
封隔器
○地面设备简单，生产管理方便 ○井筒沿程加热均匀 ○耗电量大；井下电热因绝缘系
4.堵水调剖技术
草20蒸汽驱汽窜示意图
单56-间歇蒸汽驱汽窜图
蒸汽波及不均匀及汽窜是影响多轮次吞吐和 蒸汽驱效果的核心因素 边底水的入侵是影响胜利油田热采效果的重 要原因
堵调是防止汽 窜、提高蒸汽波 及效率、抑制边 底水的主要工艺
二、稠油开采配套技术现状
4.堵水调剖技术
采油厂 滨南 现河 孤岛 孤东 河口 桩西 胜利 中心