超稠油开采技术国内外研究进展

超稠油开采技术国内外研究进展

文章针对国内超稠油开采的实际情况，对国内外超稠油开采技术展开了研讨，分析了蒸汽-氮气辅助重力泄油技术、井筒隔热技术、重力辅助火烧油层技术的特点并对不同超稠油开采技术进行了比较，希望能够从技术的角度上提高超稠油开采的效率，降低超稠油开采的成本，并对石油事业和社会发展起到物质支持与技术保障的作用。

标签：超稠油；SAGD：SAGP；井筒隔热；COSH；蒸汽吞吐添加剂开采技术

1 超稠油开采技术

随着国内常规油气可动用储量日益减少，超稠油作为一种非常规油气资源，其地位日益重要。如何有效开采超稠油，使其成为可动用储量是石油工业一直面临的问题。超稠油粘度虽然很高，一般粘度大于50000mPa·s，但其对温度极为敏感，每增加10℃，粘度就会降低一半。因此对超稠油储层加热成为超稠油开采的一般手段，但是超稠油开采技术涉及内容广泛，文章将对目前超稠油开采技术的现状进行阐述，同时根据国内外的经验及最新研究成果提出今后超稠油开采技术的发展趋势[1]。

1.1 蒸汽-氮气辅助重力泄油技术（SAGP）

该技术就是在SAGD过程中将非凝析气体（如氮气）随蒸汽一起注入油藏，气体聚集在蒸汽腔室的上部，起到降低蒸汽分压的作用，这样，可以使同一油层压力下的蒸汽室得到进一步的扩展；同时由于氮气的导热系数小，所以减少了向上覆岩层的热损失。由于该技术使所需的蒸汽量减少，因而节约了费用，提高了蒸汽的热利用率。

Jiang Qi，Bulter等人[2]进行了二维比例模型实验研究，结果表明：与SAGD 技术相比，SAGP实验的采油速度略有下降，但油汽比（OSR）要高得多；同时发现，SAGP技术所需的非凝析气量很少，通常为注入蒸汽体积的1.0%～2.0%；并且在产出相同油量的情况下，SAGP的蒸汽注入量比SAGD减少约1/4。所以，应用该项技术可以更经济地开采重油和沥青，并扩大经济开采油藏的范围。

1.2 井筒隔热技术

新型真空高效隔热管柱千米蒸汽干度损失控制在10%以内，提高井底干度，同时为特超稠油动用提供了高效注汽技术保证。

某油田的超稠油生产井主要采用井筒隔热管柱、氮气隔热技术、注采一体保温管等技术[3]，有效地减少了井筒热损失，提高了井底注汽干度，从而进一步降低了原油生产成本。

首先是采用真空高效井筒隔热管柱，在满足优化注汽参数要求的前提下，保证将高质量的蒸汽注入油层，提高注入井底蒸汽干度。超稠油开采初期，主要采用III型隔热管注汽，其视导热系数为0.07（W/m·℃），隔热效果差，井底干度一般小于30%。

第二种措施是采用氮气隔热技术，注汽前向油套环空注入氮气，开始注汽后继续向环空注入氮气，至油套压力平衡为止。在注汽过程中，压力下降至低于注汽压力1～2MPa时再进行补氮作业，保持环空充满氮气。通过7口井试验并与封隔器隔热井测试资料对比，氮气隔热井井口平均干度65.0%，井底平均干度44.5%，干度下降20.5%；封隔器隔热井井口干度60.6%，井底干度34.4%，干度下降26.2%。采用氮气隔热技术的隔热效果好于封隔器隔热。

第三是采用注采一体管柱配套技术。超稠油周期生产时间短，作业频繁、成本高，同时作业过程中极易对油层造成污染伤害，严重影响油井正常生产。注采一体管柱配套技术的应用，能够进一步降低井筒热损失，实现超稠油不动管柱开采，减少作业费用，因此降低超稠油的开采成本。主要由三部分组成：（1）氮气隔热技术，取消了热采封隔器和伸缩管，具良好的隔热效果，同时对保护套管起到良好作用（氮气隔热井注汽时平均套管伸长6cm，封隔器井平均套管伸长20cm 以上）；（2）注采一体保温油管技术，实现了注汽隔热和采油保温的作用，同时其内管通径满足杆式泵要求；（3）一次管柱泵技术，为整体配套技术的主体技术，适合超稠油蒸汽吞吐的杆式泵要求。在油井冲砂和因砂检泵的情况下，同时实现不动管柱冲砂和挡砂。

因此，注采一体管柱配套技术在保证了注汽质量的前提下，实现了不动管柱开采，在提高油井时率的同时降低了作业费用；实现了采油生产的井筒保温，降低了电能消耗；氮气隔热有效地保护了套管，同时减少了油井大修的几率。在采油生产中显示出明显的低成本优势。

1.3 重力辅助火烧油层技术（COSH）

火烧油层是最老的热采方法。但因火烧油层本身是一个非常复杂的过程，以及现场应用中火线较难控制等原因，它的发展和应用一直较为缓慢，与注蒸汽开采相比，其规模要小得多。尽管如此，由于从火烧油层开采机理上看，这种方法仍具有巨大潜力，国外对火烧油层技术的研究一直没有中断。

1.4 蒸汽吞吐添加剂开采技术

将多种化学剂组成的吞吐液以蒸汽吞吐的模式从生产井注入油层，对提高原油生产起到积极作用[5]。

矿场应用实例-某油田典型井L6404。矿场试验10口井，其中单井吞吐增效8口井，注气增效2井组，工艺成功率100%，有效成功达到80%。累计增油3774t。L6404井位于井楼油田六区，属特稠油层。本井实施降粘加驱动蒸汽增效技术，

增效剂和蒸汽的作用半径要大于常规蒸汽作用半径，降粘剂和分解气能够储存在地层深部，其以后两个周期的吞吐生产仍然保持高产，第六、七周期日均产油仍达4.3t/d和3.9t/d。

1.5 超稠油开采技术的发展趋势[5]

随着水平井技术的不断提高，轨迹控制能力能够满足超稠油开采技术的要求，应该在完井方式与管柱强度方面进一步深入研究，使各种超稠油开采技术进一步发挥优势。目前超稠油开采技术日益向和水平井以及复合井结合的方向发展，如何合理利用水平井以及复合井技术提高原油采收率是未来超稠油开采的一个方向。

2 结束语

（1）超稠油开采技术的不断创新与发展，为人们合理开采超稠油提供了保障。每种技术都不完美，关键是要根据不同油藏，采用不同的开采技术。

（2）井筒隔热技术在未来超稠油开发中具有越来越重要的地位。

（3）水平井与复合井技术与超稠油开发技术相结合能够使稠油油藏获得良好的开发效果，在以后的超稠油开采中值得关注。

参考文献

[1]张珈铭，吴晓东，彭洋平，等.稠油开采工艺进展[J].价值工程，2012（25）.

[2]R.M. Butler.The Steam and Gas Push （SAGP）. Journal of Canadian Petroleum Technology.1999.

[3]张波.稠油热采井筒隔热技术研究应用[J].化学工程与装备，2012（9）.

[4]范海涛，王秋霞，刘艳杰，等.稠油冷采技术在胜利油田应用的可行性探讨[J].特种油气藏，2006（1）.

[5]王大为，周耐强，牟凯.稠油热采技术现状及发展趋势[J].西部探矿工程，2008（12）.