蒸汽吞吐开采稠油研究概况

1 绪论
在当今的世界石油生产中，除了为数不多的几个产油国，多数国家的常规开采已经到了中期或中后期，具体表现为开采难度加大，开采成本上升，产量递减。

为了今后的发展，世界上一些大的石油公司正在不断调整经营战略。

在我国也同样面临常规油后备储量严重不足的情况，在今后的若干年,原油的供需矛盾将会更加突出，在无法发现新的常规储量的情况下，动用稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段。

根据联合国培训研究署(UNITAR)1982年2月在第二届国际重油及沥青砂学术会议上提出的稠油定义：重质原油是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为100~10000mPas，或者在大气压力下、15.6℃(60℉)时密度为：934一l000kg/m3,的原油；沥青砂油是指在原始油藏温度下脱气原油粘度超过10000mPas，或者在大气压力下、15.6℃(60℉)时密度大于1000kg/m3(小于100API)的原油。

有研究表明，除了南极洲外各大洲均蕴藏有十分可观的稠油。

全球己探明的稠油资源有3000亿吨以上的储量，仅加拿大就大约有400亿立方米的地质储量，委内瑞拉也是稠油十分丰富的国家。

而可供开采的稀油资源仅剩下1700亿吨，可见稠油将是21世纪的重要资源。

过去稠油开发主要集中在美洲大陆，近二十年来亚洲的稠油开发开始崛起。

上世纪八十年代初，我国的稠油资源才开始工业性开发，至2002年产量己达1300万吨，占全国原油产量的8%。

我国目前己经探明和控制的稠油储量约为20亿吨，主要分布在辽河、新疆、胜利和河南油田，大港、江汉等油田也有部分稠油。

仅中国石油天然气集团公司预测的稠油资源量就有198亿吨，已探明地质储量12亿吨,动用地质储量8亿吨。

经过20年的研究与实践，现已形成1000万吨以上的生产能力。

因此，经济高效的开发稠油对我国具有重要的现实和战略意义。

2000年初，世界上强化采油的日产量大约是36.6万吨，其中热力采油的日产量约为2.07万吨，约占强化采油的56.6%，可见稠油热采在强化采油中占的主导地位。

热力采油中，注蒸汽开采的产量约占97%，其次为火烧油层，产量约占热力采油的22%，其它的热力采油方法(比如说蒸汽辅助泄油，热水驱，电加热等)还处在小规模的试验研究阶段。

我国目前稠油开发主要包括蒸汽吞吐(约占78%),蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等方法。

2国内外发展现状
稠油热采早在20世纪初便开始了工业性试验。

1931年在美国得克萨斯伍德森附近的威尔森，斯旺两个油矿进行了蒸汽驱现场试验，1934年在前苏联进行了火烧油层试验，1959年在委内瑞拉由壳牌公司在明格兰德油田进行了蒸汽吞吐。

60年代后，由于热力开采的发展，稠油资源比较丰富的美国，加拿大，委内瑞拉等国陆续开始了工业化生产。

当今世界稠油开采主要以蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，热水驱等热力开采为主。

其中蒸汽吞吐约占78%,蒸汽驱约占10%和常规水驱约占12%。

蒸汽吞吐开采在委内瑞拉的规模最大，其次是美国和哥伦比亚。

我国目前己在中国东部和西部15个大中型含油气盆地发现了这类资源，主要储集于碎屑岩，火山岩，变质岩及碳酸盐岩储层之中，绝大部分埋深1000~1500m。

新疆克拉玛依的稠油在我国最早投入开发，1958年至1975年克拉玛依曾对6个稠油油田进行火烧油层试验，但未取得突破性进展。

随后，进行小规模蒸汽吞吐试验，取得了良好效果，特别是1982年以来，在我国辽河油田经反复热采试验，使蒸汽吞吐获得成功，取得了长足的进展，稠油产量跃居全局中产油量的一半，居于全国首位。

此后，胜利油田蒸汽热采成功，使稠油产量名列全国第二。

1982年以前，中国东部的稠油资源基本上没有开发,从1982年以后，东部的稠油才得到迅速发展。

3热力模型的发展
早在20 世纪50 年代，Marx - Langenheim 就利用能量平衡关系来计算油层的加热面积。

1966年，Boberg 和Lantz提出了蒸汽吞吐产油预测模型，该模型比较简单，可以反映出蒸汽吞吐中加热降粘增产原理，但不能计算油藏压力的变化。

1967年，Martin 提出了非传导解析模型,即只通过流体流动传送热量的模型。

模型分析了若干重要变量对理想化蒸汽吞吐井动态的影响，但是该方法中最大的问题是采用一个忽略热传导的理想化模型来描述注汽期间的油井动态。

1968年，Kuo等人研究了前人未曾考虑的重力泄油问题,但未提到每一注汽周期间的特殊动态。

20 世纪70 年代，开始应用三维三相注蒸汽模型，但这些模拟器要求输入比较多的参数。

1970～1973 年，H.L.Stone 和K. Azzlz 及Settair等人根据H.L.Remay 所提出的相渗透率计算方法,提出了油、气、水相渗透率的Stone 模型以及修正的Stone 模型。

该模型考虑问题全面,但过于复杂，不易推广运用。

1984 年，J.E.Gontijo 和K, Azzlz 等人提出锥形重力泄油机理。

研究考虑了蒸汽超覆现象、重力泄油、弹性驱动等问题，由此计算了加热半径、径向垂向热损失以及液体携带热量随时间的变化关系，结果与现场吻合较好。

1985 年，R.P.Gros 利用物质平衡方程得到随时间变化的平均饱和度，并利用随时间变化的相渗透率关系来计算动态指标，在计算过程中考虑了地层压力的变化情况。

20 世纪80 年代后期，Gros 和Gontijo的蒸汽吞吐预测模型，已经考虑到了蒸汽吞吐中超覆现象和地层压力的变化，但未解决冷采阶段采油指数的问题。

随着数模的完善，已经考虑裂缝的影响。

20 世纪80 年代以来，以陈月明教授为代表，对蒸汽吞吐注采参数优化设计进行了广泛的研究。

1986 年，陈月明针教授对胜利油田单家寺油藏的具体情况，进行了蒸汽吞吐产能计算分析，在该地区应用效果较好。

1996 年，刘慧卿、陈月明等人根据V ogel 的研究思路，提出了一种蒸汽吞吐流入动态方法，利用数模方法模拟不同注入和生产动态，回归出各参数项的系数，得到产能关系、井底流动温度以及含水率变化3 种流入动态关系。

1997年,侯健和陈月明在前人的基础上提出了一种改进的蒸汽吞吐产能模型,考虑了多层油藏的能量分配及相互影响,并引入了形状系数,修正了蒸汽注入过程中超覆现象的影响。

1998年,蒲海洋以周期注汽量、蒸汽干度、注汽速度和废弃产量等注汽参数为优化变量,对多个生产指标进行优化设计。

近年来,人们开始考虑加热动态边界问题,并对注入参数进行了相当多的优化研究,但多应用统计中的正交设计方法,比较繁琐。

4 研究目标及技术路线
本
5本文主要工作
第二章蒸汽吞吐开采稠油研究概况
蒸汽吞吐开采稠油经过近几十年的发展，工艺技术逐渐成熟,增油机理也日渐明朗，取得了很好的生产效果，因此，广泛应用于各大油田的稠油开采。

为了扩大蒸汽吞吐的应用范围,分析吞吐的开采潜力，各油田根据自己的实际情况，总结了一系列的筛选标准，同时，随着开采进行，也出现了一些问题。

1稠油蒸汽吞吐的筛选标准
蒸汽吞吐工艺施工简单，可以直接在生产井实施，边生产边试验，因而受到人们的普遍欢迎。

尤其在某些油藏条件下，例如油层厚，油层埋藏浅，井距小，特别是重力排油能力达到经济产量时，蒸汽吞吐可以获得较高的采收率。

稠油热采项目一般投资较高，风险也比普通油藏开发大，因此选择适宜于蒸汽吞吐的油藏就显得尤为重要。

要做好这项工作，需要对油藏地质的各项参数进行研究评价。

早期在研究蒸汽吞吐开发筛选标准的过程中，主要考虑了以下几个方面，进行定性筛选：
(1)油层要有足够的储量。

不仅要有一定的面积、有效厚度和储量丰度,而且孔隙、原始含油饱和度也要大于某一数值。

(2)油层条件下要有一定的流度，即油层绝对渗透率要大于某一数值。

(3)尽量减少热损失,即油层深度要小于某一数值,油层有效厚度要大于某一数值，有效厚度与总厚度之比要大于某一数值。

(4)没有强烈的边、底水和气顶作用。

随着研究的深入，人们逐步认识到影响稠油蒸汽吞吐效果的因素非常多，包括油藏地质参数及原油流体性质等，这些参数又相互影响，通过对这些参数进行细致的定量分析，人们逐步得到了一些针对不同油藏的定量筛选标准。

如表2-1所示为目前我国稠油油藏开发中比较常用的蒸汽吞吐筛选标准，表2-2所示为胜利油田稠油油藏所用的蒸汽吞吐筛选标准，表2-3为运用数值模拟方法，根据经济优化原则研究不同油价下得出的蒸汽吞吐筛选标准，表2-4为在原有稠油蒸汽吞吐筛选标准的基础上，根据裂缝性稠油油藏的地质特征，利用数值模拟技术和经济评价方法，提出的适合于裂缝性稠油油藏的筛选标准。

随着科学技术的进步，筛选标准的限制条件将逐渐放宽[1-4]。

稠油热采项目一般投资较高，开发风险大，选择适宜于蒸汽吞吐的油藏尤为重要。

研究表明：我国的蒸汽吞吐开采筛选标准如下：
2-3蒸汽吞吐开采筛选标准
表2-4 裂缝性稠油油藏蒸汽吞吐开采筛选标准
所有这些标准的建立对于合理开发稠油油藏具有很好的指导作用，但是在实际操作应用中,还是存在标准不具体，对一些特殊性油藏缺乏研究等局限性，特别是对于目前急待开发的浅层特超稠油油藏更是缺少相关研究，因此，有必要对浅层特超稠油油藏蒸汽吞吐的地质流体参数进行细致全面的研究，确定更合理的开发界限,进一步明确各参数的影响规律，为优化稠油开发方式，提高稠油油藏开发效益奠定良好的基础。

[1] 于连东.世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望.特种油气藏,2001,8(2):
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[2] 曾玉强,刘蜀知,王琴,等.稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述.特种油气藏,2006,13(6):
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[3] 陈月明.注蒸汽热力采油.第一版.东营:石油大学出版社,1996: 10-12.
[4] 张荣斌.日臻完善的SAGD 采油技术.国外油田工程,1999:15-17.
2、蒸汽吞吐开采过程研究
蒸汽吞吐就是将一定量的高温高压饱和蒸汽注入到油井，然后关井数天，加热油层及原油，然后开井回采的循环采油方法。

由其定义可知，蒸汽吞吐开采稠油的过程一般分为三个不同的阶段，注汽阶段为第一阶段，第二阶段为焖井阶段，第三阶段为生产阶段。

如图2—1所示为蒸汽吞吐的注气阶段。

该阶段主要是根据设计要求的施工参数把高温高压饱和蒸汽注入油层。

这些施工参数主要包括注入压力、注入速度、蒸汽干度、周期注入量等。

注入的蒸汽优先进入渗透率比较高的油层，并且聚集在油层的上部，这是由于蒸汽的密度比油藏流体密度小的缘故。

温度在油层内的分布并不是均匀的，靠近井眼处的油层以及油层的上部温度相对较高一些，随着蒸汽的不断注入，加热的区域将会越来越大。

当注入蒸汽量达到设计的周期注入量时，油层平均温度达到最大。

图2-1 蒸汽吞吐注气阶段
注气阶段完成后就开始停止注气，然后就关井，进入焖井阶段。

焖井阶段的时间不是很长，一般为2—7d。

焖井的目的主要有两个方面：一是使注入到近井地带的蒸汽最大程度地扩散到油层深部，尽可能得增大泄油面积。

二是利用焖井阶段的时间来进行采油准备，比如下泵等。

在焖井阶段，由于蒸汽的热损失导致蒸汽扩散区域的蒸汽冷凝，变成热水带，该
热水带温度较高，仍然可以加热地层和原油。

油井注完蒸汽关井达到设计的焖井时间后，开井生产进入生产阶段，如图2-2所示。

在生产阶段初期，由于油层压力较高，一般油井能够自喷生产。

开井生产最初几天通常含水率很高，有时甚至全是热水，但很快出现产油峰值，其产量可能是常规产量的几十倍。

当油井不能自喷采油时，应当立即下泵生产。

随着生产时间的延长，加上注入地层的热量损失以及产出液带出大量的热量，被加热油层的温度逐渐降低，流向井筒的原油粘度逐渐升高，从而导致原油产量逐渐下降。

当产量下降到某一极限产量时，则该周期的生产结束，应当重新进行下一周期的蒸汽吞吐。

如此多周期地进行吞吐作业，从而进行稠油的开采，提高原油产量。

图2-2 蒸汽吞吐开采阶段
3蒸汽吞吐采油原理研究
蒸汽吞吐过程中的传热介质包含物理的、化学的、热动力学的各种现象，是一个十分复杂的综合作用过程，同时也是一个具有不同流动梯度的非稳定渗流过程。

吞吐的采油原理主要包括[1-3]：
(1) 稠油的突出特性是对温度非常敏感，随温度的增加粘度急剧下降，流动阻力大大减小。

粘温敏感性是稠油热采的主要机理。

(2)对于压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱动能量。

而且受热后原油产生膨胀，如果原来油层中存在少量的游离气,也将溶解于热原油中。

加热
后的容器驱的作用也很大，这也是重要的增产机理。

但对饱和油藏降压开采后，在加热过程中，有利于溶解气的析出，相应还会产生溶解气驱的效果。

(3)解堵作用。

注入蒸汽加热油层及原油大幅度降粘后在开井回采时改变了液流方向，油、蒸汽及凝结水在放大压差条件下高速流入井筒，将近井眼地的堵塞物排出，大大的改善了油井的渗流条件。

高温蒸汽对岩石的冲刷可以解除近井地带的污染，尤其是第1周期，解堵起到了非常重要的作用。

(4) 降低界面张力，改善液阻和气阻效应(贾敏效应) ，低流动阻力。

(5) 流体和岩石的热膨胀作用(例如回采过程中，蒸汽的膨胀，以及部分高压凝结水由于突然降压闪蒸为蒸汽)，使得孔隙体积减小，增加产出量。

(6)开井生产后，带走大量热量，但油层、盖顶层及夹层中蓄留一定的余热，对下一周期的吞吐起到预热作用；加热带附近的冷油缓慢补充进入降压的加热带过程中，余热将降低冷油的粘度，使原油向井底的流动可以延续很长时间，尤其是对于普通稠油(粘度小于10000 mPas)，在原始油层条件下本来就具有一定的流动性，当加热温度大于原始油层温度时，在一定压力梯度下，流向井底的速度加快。

(7)吞吐降压后，地层的压实作用也是一种不可忽视的驱油机理，在委内瑞拉马拉开波湖岸重油区(压实作用驱出的油量高达15%左右)和美国加州重油区(增产的油量约5%~7%来自压实作用)该作用明显，中国尚未作系统观测和研究。

(8)地层中的原油在高温蒸汽下产生某种程度的蒸馏裂解作用，使得原油轻馏分增加，起到一定的溶剂抽提作用。

(9)对于厚油层，热原油流向井底时，除了油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。

(10)高温蒸汽改变岩石的润湿性，油水相对渗透率变化，增加了流向井底的可动油。

(11)某些有边水的稠油油藏，在蒸汽吞吐采油过程中，随着油层压力下降，边水向开发区推进，这虽然补充了驱动能量，但是一旦边水突破，含水率将大幅度增加，因此总的来说这种作用是弊大于利的，尤其是极不利于以后的蒸汽驱开采，因而应控制边水推进。

(12) 放大压差作用，这是蒸汽吞吐开采机理发挥效力的必要条件。

从总体上来讲，蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采，只是在人工注入一定数量的蒸汽后，使油层温度升高，产生了一系列的强化采油机理，但其主要原理是原油加热降粘的作用。

参考文献：
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4、蒸汽吞吐开采特征
经过研究发现，蒸汽吞吐开采的主要特征主要有以下几个方面：
(1)蒸汽吞吐注入的气量是很有限的。

(2)采油速度很高。

(3)开采中每个周期内的产量变化幅度较大。

(4)蒸汽吞吐是单井作业，对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱广，经济上的风险比蒸汽驱开采小得多。

（5）如何保证井底蒸汽干度高水平，并有效调控吸汽剖面是蒸汽吞吐开采的核心技术，尤其对于深层，层状多层稠油油藏。

5、蒸汽吞吐开采稠油影响因数研究
蒸汽吞吐效果体现在产量增加，能耗降低，经济效益好，而且为下一步的蒸汽驱创造良好的条件。

蒸汽吞吐效果取决于很多因素，主要可以分为两大类，分别是油藏地质参数和蒸汽注入参数。

油藏地质参数主要包括有：原油粘度、油层厚度、渗透率、剩余油饱和度等。

蒸汽注入参数主要包括：蒸汽干度、注入速度、周期注汽量、注汽压力以及焖井时间等。

本节将对油藏地质和注汽工艺这两个方面对蒸汽吞吐效果的影响分别进行分析和讨论。

（一）油藏地质参数
1、原油粘度
原油粘度对蒸汽吞吐的效果影响很大，原油粘度越高，吞吐效果越差。

原油粘度越低，吞吐的峰值产量以及周期累积产油量都增大，增产期也相应地延长。

一方面，的粘度随着温度的升高而降低，但当油层温度高到某一程度，高粘度原油的粘度仍比低粘度原油的粘度高，高粘度原油的流动阻力较大；另一方面，在同样的蒸汽加热半径内，低粘度原油的泄油半径大，供油量多，而高粘度原油的泄油半径小，供油量少。

当原油粘度高到不加热不能流动时，冷原油很难进入泄油区，因而产出量有限。

原油粘度不仅影响蒸汽吞吐时原油的产量，而且影响原油的累积产量和最终采收率。

2、油层厚度
油层越厚，吞吐效果越好；油层越薄，效果越差。

由于油层越厚，注入的热能向上下层的热损失越大，油层中的气油比越小，从而热能利用率越高，使的吞吐效果越好。

3、油层渗透率
对于稠油油藏，渗透率越高，越有利于稠油的开采，吞吐效果越好。

这主要是因为：渗透率的增大提高了原油流度。

4、含油饱和度
油层含油饱和度越高，增产效果越好，蒸汽吞吐的峰值产量越高，反之亦然。

这主要是由于油层含油饱和度较低时，相对来说油层中可动油量和可动油相饱和度较小，水相饱和度较大，由相对渗透率曲线可以知道，水相渗透率增大，产出水量较大。

此外，由于水的比热容比原油大很多，在相同热量情况下，加热的半径就比较小。

（二）注气工艺参数
1、蒸汽干度
蒸汽干度是影响蒸汽吞吐开采效果的主要因素。

在总蒸汽量相同的条件下，蒸汽干度越高，回采期原油峰值产量越大，而且整个回采期的累积产油量也越高。

因此，在现场操作中应尽可能保证注入蒸汽的干度较高。

2、注入汽量
在其他因素条件相同时，注入蒸汽量增加，吞吐产油量也增加，但原油蒸比下降。

对于某一具体油藏，注入汽量越大，肯定是加热范围越大，热油产量也越高。

然而注入的蒸汽量如果太大的话原油蒸汽比下降，油井停产作业时间将延长，对生产不利。

注汽量也不能太小，否则峰值产量低，增产周期短，周期累积产量低。

在现场生产中一般认为注汽强度的最优范围是每米80—120t蒸汽。

3、注汽速度
井底蒸汽干度以及地层破裂压力是控制蒸汽吞吐中注汽速度的两个主要因素。

如果注汽速度过小，将会增加井筒的热损失量，从而导致井底干度的降低，使得吞吐效果变差。

如果注汽速度过大，注入地蒸汽就会压裂地层，造成裂缝性气窜，使下一周期地蒸汽吞吐以及后续的蒸汽驱开采效果恶化。

在油层破裂压力范围内，注汽速度高，可以提高蒸汽干度，缩短油井停产注汽时间，有利于提高吞吐效果。

此外，注汽速度还受地层的吸气能力所控制，吸气能力主要取决于原油粘度、油层厚度、油层压力以及水气相渗透率。

4、注汽压力
注气压力对蒸汽吞吐效果的影响比较复杂。

在较低的注汽压力下，蒸汽注入压力对吞吐效果具有明显的影响；而在高的注汽压力下，注汽压力对吞吐效果的影响主要取决于生产压差的大小，增大生产压差，有利于提高蒸汽吞吐效果。

5、焖井时间
注完蒸汽后需要关井一段时间，就是所谓的焖井时间，其目的是使注入油层的蒸汽与
孔隙介质中的原油充分进行热交换，以避免降低开井回采时热能利用率。

但焖井时间太长，将会增加油层热量向上下层损失量，降低了热能的利用率。

然而焖井时间过短，不能充分加热油层，使油层的加热面积不能达到最大化，降低了采油量。

因此，焖井时间要合理控制。

本章小结
第三章 稠油蒸汽吞吐产能预测模型研究
1模型分析
第一个蒸汽吞吐模型是由OwenS 和Suter 开发的。

他们假定来自蒸汽吞吐井的原油 产量是由加热前后的原油粘度给出的。

oc oh oc
oh
q q μμ=
虽然这个模型在定量上不是很有用，但是它认识到了粘度下降的重要作用。

随后就是Boberg-Lantz 模型以及考虑超覆现象产能预测模型，下面将展开对这两种模型进行研究。

（一）Boberg-Lantz 模型研究 1、模型的建立
首先进行地质模型的建立，其假设条件主要有以下6个方面： (1)所考虑的油层为单一的油层；
(2)在注蒸汽前有一冷采阶段，并认为其采油指数为一常数； (3)仅考虑原油的粘温关系，不考虑相对渗透率随温度的变化；
(4)焖井后，进入油层的水蒸汽全部凝结成热水，在油层中仅有油、水两相； (5)从井底进入油层的蒸汽，其热能一部分消耗于顶底层和径向的导热热损失，另一
部分由于径向导热和对流增加了油层的能量；
(6)注入热量后，油层分为热区和冷区两个部分。

热区的温度为注入蒸汽井底温度，
冷区温度为原始油层温度，如图3-1所示：
图3-1 油层分区示意图
模型建立后，下面就是进行模型的相关计算。

2、 模型的计算 （1）加热半径的确定
依据Marx 和Langenheim 的计算方法，利用能量平衡原理，热能的注入速率为盖层和底层的热能损失速率与油层热能的增加速率之和，其示意图如3-2所示。

图3-2油层加热能量平衡示意图
由此可以得到如下公式：
式中 s i ——蒸汽注入速率，kg/h ；
m h ——饱和蒸汽的焓，kcal/kg ；
s λ——顶底层岩石导热系数，kcal/(h*m *℃)
s
α——顶底层的热扩散系数，m2/h;
Ts ——蒸汽温度，℃ Ti ——原始地层温度, ℃ t ——注入蒸汽时间，h
R
M ——油层热容量，kcal/(m3*℃)。

2()t s m R s i dA
i h d M h T T dt
δ=+-⎰。