稠油开发技术2012

12河南油田稠油开发技术2012年3月张清军3第一部分稠油油藏及开发工艺简介4杨楼油田(新区)井楼油田(老油田)古城油田(老油田)新庄油田(新区)王集油田(老油田)5河南油田稠油油藏具有“浅、薄、稠、松、小”的特点油藏埋藏浅：埋深90-1500m，绝大多数小于500m。油层厚度薄：油层单层厚度1-4m，层系组合厚度2-15m。原油粘度高：脱气原油粘度90-160000mPa·s，其中特超稠油储量占探明储量的49.8%。油层胶结松：稠油油藏因其埋藏浅，成岩性差，油层胶结疏松。油藏面积小：油藏单个开发单元含油面积0.1－2.0Km2，油砂体面积一般为0.1-0.5km2。一、油藏特点6国内稠油分类标准及开采方式分类主要指标辅助指标开采方式名称级别粘度（mpa.s）相对密度稀油＜50（油层条件）＜0.9000注水开发普通稠油ⅠⅠ-150～100（油层条件）＞0.9000可以注水Ⅰ-2100（油层条件）～10000（脱气原油）＞0.9200热力开采为主特稠油Ⅱ10000～50000（脱气原油）＞0.9500热力开采为主超稠油Ⅲ＞50000（脱气原油）＞0.9800开采方式攻关7蒸汽吞吐边水推进速度快，采收率低；资源利用率低EX21井二、稠油开发主要矛盾分析复杂小断块稠油油藏，注蒸汽开采难度大18油层薄、热采过程中热损失大。周期生产时间短，注采转换频繁。产量低，油汽比低。资源利用率低特薄层稠油热采经济效益低，开采风险大29单井吞吐周期数高（11个）、采出程度高（25.8%～31.3%)，周期产量下降较快，日产水平低油层厚度大于5米井周期吞吐效果0200400600800100012345678910111213周期产油/生产天数0.01.02.03.04.05.06.0日产油/油汽比产油生产天数日产油油汽比高周期吞吐后期，开采效果变差310汽窜程度加剧：汽窜已从井间干扰、单向窜转变为多井互窜、双向窜；汽窜井排水期长：排水期达30-40天。井楼一区Ⅲ8.9、IV11等层汽窜图汽窜井次多：影响产量一万吨左右；汽窜严重，影响了注汽开发效果411由于原油粘度高，细粉砂油层且胶结疏松，吞吐过程中造成出砂严重，2005年出砂井占维护性作业的57%，影响油井生产时率。出砂井井楼油田七区出砂井分布图出砂严重，冲砂检泵作业频繁，生产时率低512河南油田稠油开发的历史本身就是一部科技创业史。河南稠油开发针对稠油“浅、薄、稠、散、小”等特点，紧紧依靠科技进步，通过采油工艺技术的进步实现浅薄层稠油的规模开发和效益开发。通过不断改进和完善开发工艺，形成了独特的浅薄层稠油开采配套技术。三、河南油田稠油开发历程13稠油历年产量构成010203040506070198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006年度产油量热采产量常采产量开发试验阶段(1986-1988)工业化开发阶段（1989-1991）稳产开发阶段（1992-2003）产量上升阶段（2003-目前）开发历程工艺技术突破阶段技术发展与完善阶段技术新突破阶段14稠油历年产量构成010203040506070198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006年度产油量热采产量常采产量开发试验阶段(1986-1988)工业化开发阶段（1989-1991）稳产开发阶段（1992-2003）产量上升阶段（2003-目前）开发历程河南油田稠油开发主要经历了以下四个阶段:开发试验阶段(1986-1988)：开展单井蒸汽吞吐试采,相继开辟了零区、一区和泌浅10区不同类型稠油油藏蒸汽吞吐开采试验区，稠油产量5.8万吨，蒸汽吞吐油汽比达到0.47。主要技术创新：不动管柱转抽工艺、稠油热采注汽工艺、集输工艺技术。工业化开发阶段（1989-1991）：相继投入注蒸汽开发五个区块，普通稠油常规注水开发三个区块，稠油产量上升至18万吨。15稠油历年产量构成010203040506070198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006年度产油量热采产量常采产量开发试验阶段(1986-1988)工业化开发阶段（1989-1991）稳产开发阶段（1992-2003）产量上升阶段（2003-目前）开发历程稳产开发阶段（1992-2002）：深化研究剩余油分布和油层储热状况，围绕提高资源利用率和采收率,进行了加密井蒸汽吞吐、加密吞吐后小井距蒸汽驱和出砂冷采等技术的研究及先导试验，在立足老区而热采储量投入很少的情况下，稠油产量稳在24-28万吨，油汽比稳在0.35以上。16稠油历年产量构成010203040506070198619871988198919901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006年度产油量热采产量常采产量开发试验阶段(1986-1988)工业化开发阶段（1989-1991）稳产开发阶段（1992-2003）产量上升阶段（2003-目前）开发历程产量上升阶段（2003-目前）：稠油难采储量动用、滚动勘探和新庄、杨楼两个新区投产，增加王集油田，稠油产量连续上升到54万吨，2006年产量上升到60.8万吨，2011年产量上升到66万吨。主要支持技术：斜直井开采工艺技术、薄层稠油开采技术、复杂断块稠油开采技术，防砂、调剖堵窜工艺技术和注氮相关技术等。171.蒸汽吞吐概念蒸汽吞吐，也叫蒸汽激励、循环注蒸汽。它是先将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，接着关井几天，进行焖井，加热油层中的原油，然后开井生产，整个过程是在同一口井中进行的。当瞬时采油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽、采油，如此反复，周期循环，直至增产油量经济无效或转变为其他开采方式为止。蒸汽吞吐注汽焖井放喷转抽周期末四、稠油开发主要技术手段18蒸汽吞吐技术蒸汽带热水带冷油带注汽闷井产油蒸汽吞吐一周期示意图1.蒸汽吞吐概念19214.蒸汽吞吐的优缺点：•优点：工艺简单，见效快–可以加快采油速度，在较短时期内大幅度增产原油；–通过多周期蒸汽吞吐，预热油层，降低油层压力，为下一步汽驱做好准备；–较快地回收一次投资，提高经济效益。•缺点：采收率较低–采收率较低：和常规采油方法一样，靠天然能量采油，一般只有15-20％，–由于冷热周期变化，对井的损害较大蒸汽吞吐技术22蒸汽驱1.蒸汽驱技术概念：–蒸汽驱：是指按优选的开发系统开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。当瞬时油汽比达到经济界限时，蒸汽驱结束或转变为其他开采方式。23蒸汽驱技术1.蒸汽驱技术概念蒸汽带热水带冷油带注汽井生产井生产井蒸汽驱过程示意图24楼资27井区蒸汽驱25注汽系统工艺流程图注汽锅炉高压分汽阀组计量站配汽阀组减压伴热阀组站内储罐单井五、注汽、集输、注水工艺26注汽锅炉井注汽站计量站注汽锅炉井高压分汽阀组高压分汽阀组配汽阀组注汽干管注汽支管单井注采合一管线集输阀组集油站稠油联合站集输阀组稠油联合站掺水管线掺水阀组掺水阀组掺水工艺技术流程27稠油联合站王集转油站杨楼8＃集油站BQ67区10＃集油站BQ57区9＃集油站柴庄转油站3＃集油站7＃集油站4＃集油站6＃集油站5＃集油站楼八区注水站王集注水站井楼油田古城油田新庄、王集油田集输系统工艺流程图2＃集油站1＃集油站•计量站•油井•集输工艺流程29注水开发普通稠油区块有七个区块井楼油田古城油田注水八区B123、124、125区东区、泌242区、柴庄区开发注水系统王集油田•注水工艺流程30古城B125区注水站古城B123区注水站L八区1＃注水站LZ24等9口注水井稠油联合站净化污水（低压）稠油联合站净化污水（高压）1＃计量配水站2＃计量配水站4＃计量配水站12＃计量配水站3＃计量配水站8＃计量配水站7＃计量配水站15＃计量配水站9＃计量配水站19＃计量配水站159管线净化污水注水流程示意图•稠油联合站31稠油联合站平面布置图•功能？脱水区污水处理区六、联合站处理工艺32第二部分河南油田稠油开发配套技术33稠油试采阶段采用的工艺及存在问题•稠油试采阶段采用的工艺：1、下光油管注汽2、焖井热交换3、放喷4、转抽•存在问题：1、油层薄，周期生产时间短，作业频繁；2、由于油井温度高，不能及时转抽，热效率低。一、不动管柱转抽技术34实现不动管柱注汽、转抽，油管既作为生产管柱，又作为注汽通道，避免了频繁作业对稠油储层的冷伤害，减少了热损失，延长了油井的生产周期。油层抽稠泵油层蒸汽抽油杆蒸汽吞吐井普遍采用。•不动管柱转抽技术35不动管柱转抽技术•配套抽稠泵，可实现提光杆注汽，放喷，放下光杆转抽，减少了作业环节，提高了热利用率。36•对水库、村庄等难运用储量采用斜直井开采•常规直井开采二、斜直井和水平井开采工艺技术37为提高稠油热采资源利用率，设计投产超浅大位移水平井。配套应用了高温防膨剂、挤压充填防砂技术、化学降粘等工艺措施，取得了较好的生产效果。井次产油成功率油汽比41186吨100%0.32水平井开采技术38楼平2井创造国内造斜点最浅（20m）、中石化位垂比最大（位垂比2.5）、垂深最浅（A靶垂深155.19m）水平井纪录。首次在疏松砂岩油藏水平井中采用360度全相位深穿透射孔+挤压充填先期防砂完井工艺。39出砂冷采技术•出砂冷采的主要机理为：一是大量出砂形成蚯蚓洞网络：油层疏松，能形成蚯蚓洞，大幅度提高产能；二是稳定的泡沫油流动：有溶解气（8m3/m3以上)的饱和油藏，形成泡沫油，采收率高；三、稠油出砂冷采工艺技术402000年6月G4906井稠油出砂冷采试验的成功，填补了国内稠油出砂冷采的工艺空白。在新庄油田得到推广应用稠油出砂冷采工艺技术41热采区块汽窜影响统计表汽窜是制约河南油田稠油热采的一项技术难题，每年因汽窜影响产量1万吨以上，自然递减增加2.4个百分点，影响了稠油开发效果。区块2007年汽窜井次焖井天数高含水天数影响产量合计一区802051335-2334三区83343.42047-3100BQ1052310.2289.1-566七区110280596-1405零区1620176-205六区1533132-294GQ3区1433.8106.7-127LQ1区176.8五区4-83.5B123区31237-40B125区317102-161合计38112544821-8078BQ57区1439.6165.4-167.8BQ67区943.6197-515.2XQ45区27169.5119.3-416BQ94区11111.9221-124.6杨楼油田2055.6328-752新区81420.21030.7-1976合计46216745852-10054J11222一区南部汽窜示意图四、热采井调剖堵窜技术42在汽窜治理方面，原来主要依靠外部技术，调剖剂价格7000元/吨，随着开采周期递增，调剖半径、调剖剂用量逐渐增加，措施的经济效益逐年变差。为此，开展了低成本调剖剂的研制。通过大胆试验新材料，研制出适合不同汽窜类型的调剖剂产品，价格降为原来的三分之一。现场应用400井次,增油3.6×104吨，满足了稠油热采井调剖堵窜的技术需求。BSC－1调剖剂GCS－1调剖剂调剖剂主要技术指标BSC-1调剖剂耐温性≥290℃、封堵率≥96%GCS-1调剖剂耐温性≥300℃、稠化时间（70℃）≥8h、封堵率≥90%ST2000高强度调剖剂耐温性≥350℃、稠化时间（70℃）≥6h、抗压强度＞2MPa、封堵率≥95%NTS-1高温调剖剂耐温性≥350℃、稠化时间（70℃）≥8h、抗压强度＞5Mpa、封堵率≥98%ZWGT高温调剖剂耐