热采技术

热采工艺
目录
一、热采工艺综述
二、热采技术新工艺（欧美和俄罗斯）：
1、过氧化氢热采新技术
2、SAGD和Vapex方法
3、高能混合物ГОС处理难采储层和稠油油藏
4、注热段塞
5、注蒸汽加溶剂
6、注热碱水
7、蒸汽-气体循环处理法
8、水平井与注热水相结合
9、通过注热水和空气在地层内生成蒸汽
10、高温聚合物驱
11、定量脉冲热处理油层工艺（ИДТВ）和间歇定量脉冲热处理油层工艺
12、注蒸汽和聚合物
13、煤层加热法
14、周期火烧油层
15、火烧油层与注泡沫相结合
16、热载体和碳酰二胺相结合
17、原子能热量开采稠油
三、结论与建议
一、热采工艺综述
热力采油法一般是通过降低原油粘度来减小油藏流动阻力。

热力采油法主要有热水驱、蒸汽吞吐法、蒸汽驱、火烧油层等，是历来最成功的提高采收率方法。

它采出的原油占EOR 方法的80%。

当油藏中含有低重度（小于20度API）、高粘原油并且油层的孔隙度较高时，适合使用热力法开采。

根据热量在油藏中的产生的方式不同，热力法可分为3种：地下燃烧（或称火烧油层）、注蒸汽和湿式燃烧。

在火烧油层方法中，用化学品、井下电加热器或井下气体燃烧器点燃近井地带原油，在近井地带完成点火后，就要连续注气促进燃烧带向生产井移动。

连续燃烧带的延伸几乎能清除所有油藏流体，并在清除过的岩石中流下热量，留下的热量能使注入的空气在到达燃烧带前被预热。

目前一种由上到下的火烧油层方法正在进行实验室研究。

它可以解决在油砂和稠油藏中成功地使用火烧油层的一些问题。

该方法使火烧前缘从油藏顶部到底部稳定地传播，将稠油驱到下面的水平井中。

另外，采用单口水平井生产时，燃烧的最高温度达400℃，原油采收率超过原始地质储量的66%，总的来说，单口水平井生产方式中观察到的燃烧前缘推进比单口直井更稳定。

尤其是与直井实验期间沿中间而出现的气体窜越超前推进的趋势相比较，水平井的垂向扫油效果更为稳定。

注蒸汽是应用最广泛、最有效的提高稠油油藏采收率方法。

注蒸汽能够降低原油粘度，提高原油流动性。

注蒸汽法是将蒸汽连续或周期性地注入油藏，连续注汽是注入井注汽，生产井采油，而周期性注蒸汽仅使用同一口井，即在同一口井注汽又在该井采油。

注蒸汽比火烧油层易于控制，对相同的井网来说，火烧油藏增产的见效时间比注蒸汽慢25%~50%。

蒸汽驱是开采重油、高粘油发重要方法，目前得到广泛应用。

连续注蒸汽可获得更大的最终采油量，所以得到更广泛的应用。

周期注蒸汽对密井距情况来说，能以较低的成本获得更大的产量，不过最终采收率相当低，仅有10%~25%。

湿式燃烧是指在火烧油层方法中，大量的热量留在被驱扫的地层作为废热。

可以用注入水的方法利用废热提高热能利用率，并改善驱油效率。

在燃烧过程中，水亦随空气注入。

在汽化前缘形成过热蒸汽，过热蒸汽将传到燃烧前缘的后面，这一方法的优点是在燃烧前缘作为燃料燃烧的残余油气大幅度减少。

这就可以驱替出更多的石油和减少油藏中燃烧单位体积油所需的空气量。

二、热采技术新工艺：
1、过氧化氢热采新技术
过氧化氢是一种相对稳定的氢氧化物，制造浓度为50%的过氧化氢只需少量的氢（按质量计仅为3%）。

其性质如下：密度（20℃）1.20g/mL；凝固点—52℃，沸点114℃。

过氧化氢主要用于化学反应和造纸，借助铂网，可迅速分解，放热，生成氧和水。

当过氧化氢被注入砂岩储层时，会慢慢分解，生成氧，放热。

前者随之与剩余油反应，产生热量与CO2。

过氧化氢的分解与温度和pH值的增高呈对应关系。

1磅浓度为30%的过氧化氢可产生1200Btu的热量，其中三分之一为分解产生，余下由其与原油反应生成。

过氧化氢可以多种方式产生井下热能，辅助原油开采。

如果以蒸汽驱的方式开采原油，50%的过氧化氢可以产生高达2000℉的温度。

根据产层厚度，每英尺应注入浓度40%的过氧化氢3~5桶。

吸收20~30d后，将温度降至地层温度125℉之上，平均日产能为20桶。

其产能取决于实际初始产能和原油未加热时的粘度。

就长段水平井筒而言，利用过氧化氢进行小范围热处理是唯一可行的增产途径。

因为注蒸汽时发生的热损会导致热量不能作用到整个作业井筒上。

水平井用过氧化氢增产的效果要优于直井，因为此时被盖层吸收的热量较少，且布局具有较强的重力泄油能力。

一座日产过氧化氢1000痛的工厂，每年可供应500口直井增产两次或24口水平井、5000英尺净产层的生产之需。

与蒸汽驱相比具有以下优点：1）无地表或井筒热损。

2）进入储层的水量很少，可以降低储层渗透率。

3）原油驻留在井筒附近，由于大部分热量是通过传导分布的，所以被驱离井筒的原油量很少。

4）鉴于循环加热处理是接续进行的，所以在多循环应用中，热损失量很小。

5）在垂直井中，未发生过载现象；在水平井中，未出现热损，表明产层任意处均可进行热力增产。

6）燃烧产生的CO2溶于原油时，冷凝放热；溶解作用还将原油粘度降低了90%之多，储层压力也得到恢复。

不足之处就是在当前价格下，使用该化学剂驱油并不经济，成本较高。

因此。

需要改进工艺，降低成本。

2、SAGD和Vapex方法
SAGD方法
SAGD方法出现于70年代后期，是一种适用于沥青开采的系统化开发技术。

SAGD方法是把蒸汽通过水平井注入地层，在砂岩储层内形成蒸汽腔。

蒸汽凝结在沥青界面上给石油加热。

较低粘度的热石油流进水平生产井。

在`SAGD中，如果水平井很长，那就可以达到
极高的产量。

该方法在加拿大阿尔伯特省油砂技术与研究机构的地下测试设备中使用过。

1994年1月，1640ft长的水平井井对产量为620bbl/d，SOR为2.5，估计每桶费用为7~9加拿大元。

在Llomydminster地区，人们把现有的竖井用作注入井，把水平井用作生产井。

这项技术的另一种变异方法是著名的单井SAGD，即用一口水平井，把注入的蒸汽释放在绝缘管道的下端，蒸汽升起来凝结在石油界面；于是低粘度热石油就流进油井的环状空间里。

这些流动的石油和冷凝水通过另一条油管柱被泵送到地面。

SAGP——由SAGD演变的工艺，是在蒸汽中加入不到0.5mol%的不凝析气体，井的配置方法是使注入井位于生产井上方，且靠近生产井。

生产井附近的温度与采用SAGD工艺时接近，但由于气体聚集在蒸汽室顶部，致使那里的温度低很多。

这样，蒸汽消耗量较少（约为70%）。

目前该工艺已进入现场试验阶段。

Vapex方法
重油和沥青的粘度也可以通过添加溶剂得到降低。

因此，如果用溶剂代替蒸汽来沥滤重油和沥青，就可以避免蒸汽方法的热散失。

Vapex方法就是应用了这一理论。

V apex是把烃汽（小分子量烃）在压力接近其露点时，通过水平井注入油藏。

烃汽溶解在沥青和重油里，降低了粘度，溶解的石油滴流进水平生产井里。

如果在作业温度下所施加的压力接近于烃汽化压力，那么脱沥青作用就会进一步降低粘度，提高石油质量。

Vapex方法就是把溶剂扩散进沥青。

产量直接与粘度的降低有关，而粘度的降低又取决于溶剂扩散、浓度增长。

因为沥青中溶剂的分子散播力远小于热散播力，所以一般认为这种溶剂采油法的产量将远低于蒸汽采油法。

对这种方法的大量研究已经表明：由于提高了界面接触，所以提取率要比预测的高1个数量级。

另外，完全可以使用较长的水平井来进一步提高油藏接触面和使其生产水平更接近于SAGD。

上述两种方法的共同特征是：都可用来提取高粘度石油，驱油机理是重力泄油，最佳井结构是水平井井对，评价经济是否成功的根本标准是蒸汽腔的隔离，并且都应该把蒸汽腔外散失的热/蒸汽封闭在接近生产井的地方以便促进流动石油的泄漏。

两种方法相比较有各自的相对优势：
1）对温度和压力的要求
在SAGD里，工作温度受注入压力的支配，注入压力又取决于油藏压力和注入能力。

在Vapex里，虽然工作温度也受油藏压力和注入能力的控制，但是工作温度也可能接近于油藏温度。

含有已溶解溶剂的产出石油，其性能就象含气石油那样在有些情况下甚至不用地下泵即可采出。

2）作业条件
在SAGD作业中，SOR预计为2.5~3[即：每桶产出油大约要注入3bbl蒸汽（冷凝水当量）]。

在Vapex里，油藏条件下每产出1bbl石油要注入的溶剂不到1bbl（液体当量）。

注入的溶剂大约有90%与石油一起产出；剩余的就分布在所提取的地方，多少能稀释蒸汽腔周围的地区的石油。

由水蒸汽与溶剂（主要是丙烷和丁烷）潜热对比结构可知：假如采出相同的产量，Vapex方法所需的能量大约是SAGD的3%。

此外，SAGD里所注入的蒸汽又以冷凝水的形式产出，从而使液体处理工作量增长了一倍。

3）含水层约束条件
大多数重油油藏下方都是含水层，在SAGD方法中含水层常造成能量散失。

如果蒸汽腔与含水层连通的话，那么其中一部分注入蒸汽将因对水有相对较高的渗透率而散失掉。

然而在Vapex里，溶剂实际上只溶于水，因此热散失最少。

4）气顶效应
由于气顶具有较低的热传导性，所以薄气顶的存在会阻止热量散失进盖层，因此薄气顶就是应用SAGD方法的一种标志。

相反，在Vapex里，溶剂可散失进气顶，从而产生不良的经济影响。

5）改良潜力
在Vapex方法里，通过控制溶剂压力有可能根据需要给原油脱沥青。

沉积的沥青就滞留在油藏里，大大减少了石油输送和加工期间的许多下游问题。

采出的原油具有较高的市价，从而提高了项目在经济上的成功率。

在SAGD方法里，唯一的改良就是热解了一部分沥青组分。

3、高能混合物ГОС处理难采储层和稠油油藏
高能混合物ГОС处理难采储层和稠油油藏有别于常规热气化学方法的工艺，是在含有热酸处理混合组分的同时，还含有高能成分，该成分由可转换材料加工而成。

在实施高能处理油层工艺时，可以保证绝热温度达2000K的气体状态，且可以使压力达到800Mpa。

在俄罗斯彼尔姆州皮赫托夫油田173号井首次采用了高能处理油层工艺。

该井位于注
水区域外，是一口枯竭井，产量直线下降，至1998年1月1日日产原油4t。

1月29日向近井地带注入了高能混合物ГОС，反应生成的气体作用到地层近井地带，疏通了淤塞的有机化合物，使地层毛细管和天然孔道扩张。

三天后，井下淤塞全部疏通，原油稳产10t/d。

之后在苏姆区布戈拉瓦特油田68号油井、科济耶夫油田20和35号井、雷巴利油田191和178号井等使用该工艺都取得了较好的效果。

现场试验的效果证实了处理油层工艺是有效的，该技术能清除油层的有机“污染物”，保证油井在地质条件下ГОС组分和起爆组分混合物燃烧，施工简单，易于操作。

大大提高了可溶解的固态烃含量高的油井产能，并且用于难采储层和高分子凝析馏分和石蜡沉淀的凝析气田。

4、注热段塞
采用注热段塞的实质是：当注入蒸汽时，在注入井的附近形成一定范围的加热带，然后注冷水将此加热带推向生产井。

也可采用交替注蒸汽和冷水的方法。

建立热段塞的另一种基本方法是采用湿式燃烧和超湿式燃烧。

5、注蒸汽加溶剂
试验研究表明，原油轻质馏分的蒸馏作用是提高蒸汽驱替效果的机理之一。

该法是向蒸汽中添加可完全蒸发的溶剂，其作用机理如下：溶剂与原油掺混时可极大地降低原油粘度，同时可降低热水带中残余油饱和度，在此过程中，随着蒸汽带沿地层的推进，溶剂将总是位于蒸汽带的前面。

试验证明，当原油中加有溶剂时，在蒸汽带前面就会形成混有轻质馏分的轻油带，它可极大地改善驱替效果（溶剂段塞不必很大）。

在驱替效率相同的条件下，向油层加入孔隙体积的5%的溶剂就能使蒸汽段塞体积减少1/3~1/2。

6、注热碱水
注热碱水是具有远景的热化学方法之一，其工作原理是：在含油饱和度低的地层中采用层内燃烧法形成加热带，以注碱性溶液（如NaOH）的方法将加热带沿地层推进，这样可使热作用与化学作用的优点结合起来。

该工艺可在少耗热能的情况下获得较高的最终采收率。

研究表明：随着NaOH量的增加，原油-碱性溶液的界面张力将大大降低。

高温下，碱性溶液不会加剧表面活性剂的破坏；在热的碱性溶液的作用下（在同样的温度下）洗净原油薄膜的效率可以从热水作用下的5%~8%增至40%~73%。

同时，岩石表面逐渐成为实际上完
全亲水的表面。

热碱水与页岩及石膏数量的含量最小时，研究结果证明与岩石相互作用增加的耗碱量不超过10%。

碱溶液温度的提高，可强化表面活性剂的形成过程，为从孔隙介质中驱替原油创造出更加优越的条件。

7、蒸汽-气体循环处理法
蒸汽-气体循环处理工艺可保证已处于开发后期的稠油油藏具有很好的工艺效果，这种工艺的效果可持续11~33个月。

可提高油井开采的技术经济指标。

8、水平井与注热水相结合
为了提高俄罗斯日尔诺夫油田梅列克斯地层的原油采收率和采油速度，自1982年起，在其试验阶段实施了注热水，1990年开始钻水平井。

该油田油层温度20℃，原油相对密度0.87，粘度20mPa•s，胶质含量30%，含硫量不到0.5%，石蜡含量3%。

自1982年起向地层共注了66×104m3热水，注入井井筒中热水温度为65~70℃，共增产13×104t。

为了提高平面波及系数，1990年开始钻水平井，至1993年共完钻311口（分三个区）水平井段越长，井的日产量越高。

地质条件有利的且紧靠热水注入源的2、3区的水平井的日产量是其周围垂直井日产量相接近。

试验表明，水平井与注热水的综合利用可将油井的日产量提高4~19倍，将采收率提高1~1.5倍。

9、通过注热水和空气在地层内生成蒸汽
注蒸汽法和层内燃烧法结合使用，能够克服二者各自的很多缺点。

为使热水变成蒸汽，必须补充热量，这样的热量类似于层内燃烧用空气中的氧气氧化层内的原油产生的热量。

这一过程既可通过同时向地层注热水和空气并在地层中建立热段塞，然后注入水气混合物来实现，也可通过从地面注入蒸汽来实现。

水气混合物可用空气与热水配成，也可与冷水配成。

依靠地层内低温液相氧化反应把热水转变成蒸汽的过程，认为是在地层内直接建立蒸汽段塞与燃烧源，随后形成一种层内燃烧过程的一种有前途的方法。

10、高温聚合物驱
高温聚合物驱适于裂缝-孔隙型储集层中稠油油田稳定开发的一种工艺，并且可以明显提高碳酸盐储层稠油和特稠油油田的石油采收率。

该工艺在俄罗斯米什金等油田上进行了工业性试验，并作为这些油田的基本开发方式，进行大规模的工业推广。

聚合物溶液驱替的实
质是降低驱替前缘稠油的不稳定性，这种不稳定性可由于裂缝-孔隙型储集层体积空间结构的非均质性而增大。

使用高温聚合物驱工艺采油的原理是：在裂缝型碳酸盐岩储集层中，根据水动力驱（从孔隙中）和毛细管驱（从基质中）机理进行采油在向地层注聚丙烯酰胺溶液时，加热到预定温度的液体首先将碳酸盐岩储集层中已有的天然裂缝系统中的原油驱替出来。

所注入溶液的有效粘度不高，约1.5~2 mPa•s，温度为85~90℃，随着溶液沿地层向前推进，与地层的基质部分发生热交换，使被驱出的原油粘度下降，溶液逐渐留下，其有效粘度增高。

高温聚合物驱的一个优点是能控制所需的聚合物总量，因为形成必要的“热波及”范围不象热水驱那样要注入大量的热水。

高温聚合物驱的积极影响还在于它能提高注入井的吸收能力。

实验室研究和工业性试验表明，高温聚合物溶液的最佳段塞不应超过地层体积空间的15%~20%；在形成这一段塞之后应接着驱替淡水。

聚合物溶液最佳加热温度为85~90℃，小于这一温度，聚合物的温度破坏作用不存在危险，而且酸化作用很微小。

试验表明，高温聚合物驱工艺用于结构复杂的油藏，在油田开发过程中自开发之初应用最为有效，且在部分水浸地层中也有效。

11、定量脉冲热处理油层工艺（ИДТВ）和间歇定量脉冲热处理油层工艺
定量脉冲热处理油层工艺（ИДТВ）
定量脉冲热处理油层工艺(俄联邦专利号1266271，1984年)是向地层循环交替注入热载体和冷水。

该工艺可以有效用于埋深1000m以上的油田。

优点：1）可以提高石油采收率。

俄罗斯格列米欣油田天然开采方式下的石油采收率为12%，注水为20%，热水驱工艺为29%，而用定量脉冲热处理地层工艺可使石油采收率达到37%。

2）由于地层中保持了有效温度及减少了热量向周围岩层散发的热散失，节约了能源。

3）依靠有效应用蒸汽散热装置，加强了热处理波及地层的程度，强化了采油。

格列米欣油田应用推广该工艺取得了很好的效果。

增产原油128.4×104t，与热水作用相比每采1t原油热载体耗量减少一半，投资减少25%，生产费用降低27%；与注水相比采油成本降低10%。

间歇定量脉冲热处理油层工艺
间歇定量脉冲热处理油层工艺是定量脉冲热处理油层工艺改进型技术，是在注水前有
一短时间停顿（间歇）。

间歇的目的是在地层裂缝和区块系统间定期建立明显的压差以破坏已形成的油流，并且使低渗区得到开发。

所以该工艺除了具有定量脉冲热处理油层工艺的全部优点，可以使非均质储层的石油采收率增长值高达40%。

该工艺在格列米欣油田取得效果如下：1）应用该工艺采油78.65×104t。

2）降低了单位热载体耗量，由连续注热载体工艺每采1t原油消耗6t热载体降至间歇定量脉冲热处理工艺的2.5t。

12、注蒸汽和聚合物
自1985年起，在Каржанбас油田一个有3口井的先导试验区试验了注蒸汽与注聚合物相结合的方法。

该法是在注蒸汽之前先注入高浓度聚合物溶液。

聚合物在很长一段时间内作用于高渗透性层带，而低渗透性层带则不受其影响，因此，该法能使波及系数提高一倍，达60%。

13、煤层加热法
该工艺尤其适于开发效率低的高粘度和中等粘度稠油油田，也适于残余储量大的废弃油田的开发。

如果在含油层上方埋藏着煤层，可对两层联合开采，因为煤的地下气化工艺要素可用于稠油的热采。

该工艺的技术实质是向含油层注入在其上伏煤层中直接产生的热的燃烧产物。

从煤层中产生富含CO2的热燃烧产物，不采到地面，而直接注入含油层。

14、周期火烧油层
在Каржанбас油田试验了周期火烧油层法。

先注空气45~60d，依次交替注入。

与常规火烧油层相比，此法几乎将空气—油比降低一半。

15、火烧油层与注泡沫相结合
该工艺同样在Каржанбас油田进行了试验。

先导试验区有3口注入井和17口生产井。

至今的结果表明生产井含水率下降了15%~20%。

16、热载体和碳酰二胺相结合
此法在俄罗斯Okha油田进行了成功的试验，其基础是碳酰二胺在高温下的热破坏作用，在高温下热破坏作用的结果是生成CO2和氨。

注入1t碳酰二胺可生成368.1m3 CO2和736.2 m3氨，增产的油量是碱溶液与原油组分的化学反应以及CO2溶于原油而获得的。

目前有一个44套井网的先导试验区在试验该法，大约已注1050t碳酰二胺，已增产油量200000bbl
以上。

经优化，该法的效率可提高0.5~2倍。

17、原子能热量开采稠油
前苏联数百个稠油油藏中有一半的储量由于不能采用常规方法开采而未投入开发。

传统的热采法耗掉了大量的有机燃料，且所产生的热量满足不了象乌津稠油油田的要求。

为此研制了更有效的专门的热能装置，其中之一便是以核能代替有机燃料的原子反应堆为基础的装置。

经技术—经济论证，利用核能发电站和利用原子能发电站的热能开采稠油是经济可行的。

该法的实质是将部分能量自某种蓄能器引出，以解决能量外运的问题，其方案之一是热能的化-热蓄能；在带有无机燃料的反应器中引入甲烷和水，在850~1000℃温度下用催化剂使甲烷转化成CO、H2和CO2，甚至还剩下部分未转化的甲烷。

将转化后的气体冷却，即可送往外地，并重新转化为甲烷。

在转化为甲烷的过程中放出储存的热量，由换热装置吸收。

与利用无机燃料放出的热能相比，整个系统的有效系数相当高，且甲烷并未被消耗，反而成了能量载体。

三、结论与建议
1、世界上稠油资源极其丰富（其潜在储量可能是已探明的普通原油储量的6
倍），分布范围也很广泛，因此稠油油藏的开发越来越受到广大石油工作
者的重视。

2、俄罗斯是世界上稠油油藏最丰富的国家之一，研制了很多行之有效的热采
工艺技术，具有代表性的是定量脉冲热处理油层工艺（ИДТВ）和间歇定
量脉冲热处理油层工艺。

3、目前，常规热采方法被广泛应用于各个油田。

热采方法与水平井结合技术
具有很好的工艺效果。

如，水平井与注热水相结合技术。

4、聚合物仍然是当前条件下较有效的驱油载体。

其中应用效果明显的工艺：
热载体和碳酰二胺相结合、高温聚合物驱等。

5、过氧化氢热采新技术虽然具有很多优点，但是由于成本较高，需要继续改
进。

6、通过注热水和空气在地层内生成蒸汽工艺被认为是在地层内直接建立蒸
汽段塞与燃烧源，随后形成一种层内燃烧过程的一种有前途的方法。

蒸汽
-气体循环处理法，对处于开发后期的稠油油藏工艺效果显著。

参考文献：
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5、用于处理难采储层和稠油油藏的高能技术《国外油田工程》2000年11月
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