稠油油藏开采技术

1稠油油藏开采技术2目录一、国内、外稠油开采现状二、稠油开采新工艺新技术（一）稠油热采工艺技术（二）稠油冷采工艺技术（三）水平井开采稠油工艺技术（四）微生物开采稠油工艺技术3一、国内、外稠油开采现状世界范围内目前常规石油和天然气各有0.8－1.0万亿原油当量桶的剩余储量，而稠油的地质储量约为6.3万亿桶，即大约1万亿立方米，巨大的资源量决定了稠油必将是21世纪世界经济发展的重要资源。4稠油热采技术自上世纪60年代工业化生产以来，几十年中有了突飞猛进的发展，稠油资源丰富的大国主要有加拿大、委内瑞拉、美国、俄罗斯、中国和印度尼西亚等国，目前世界稠油储量在4000×108m3以上，年产稠油量可达1×108t以上。在热力开采的稠油产量中以蒸汽吞吐和蒸汽驱技术为主，加拿大和美国有少部分火烧油层产量。5稠油热采水平较高的国家，如加拿大、美国，目前在新技术方面主要开展水平井、分支井、蒸汽∼轻烃混注、井下蒸汽发生器、油层电加热等项研究。稠油冷采技术在加拿大、委内瑞拉等国有一定规模的应用。我国稠油资源分布较广，大部分含油气盆地稠油与常规油呈现共生和有规律过渡分布的特征，稠油资源十分丰富，约占总石油资源的25%30%以上。6辽河油田从1982年9月在高升油田开始进行蒸汽吞吐试验，稠油储量和产量逐年增加，从1994年开始辽河油田已成为我国最大的稠油生产基地。到2000年稠油储量占探明储量的46%，原油产量1401.1×104t，其中稠油产量851.1×104t，占60.7%。稠油产量中热采产量为720.21×104t，占84.6%。稠油热采产量中蒸汽吞吐产量为712×104t，占98.8%。辽河油田开采稠油的主要技术是蒸汽吞吐、蒸汽驱，并在进行水平井热采、蒸汽段塞驱、非混相驱等热采技术及热采新工艺研究方面取得一定进展。7胜利油田从1973年5月在胜坨油田进行蒸汽吞吐开始，到1997年热采稠油储量已达2.7×108t，已动用1.5×108t，占55%。1997年稠油年产量达220.61×104t。该油田开采稠油的主要技术是蒸汽吞吐和蒸汽驱。8水平井技术是稠油开采的一项十分有效的新技术，目前在稠油热采上得到了广泛的应用。水平井蒸汽吞吐、蒸汽驱其改善稠油开采结果是明显的；辽河、新疆、胜利油田利用水平井开采稠油取得了良好的结果。以克拉玛依油田为例，3口水平井平均日产油量在1114t，为邻近直井产量的35倍。9在河南油田开展了浅薄层稠油油藏出砂冷采可行性研究及矿场试验，形成了普通稠油出砂冷采开采技术，成功地将特薄互层和中深层普通稠油难采储量投入开发。第一口出砂冷采先导试验井日产油量是常规试油产量的8倍以上、是蒸汽吞吐产量的4倍以上，开采成本比蒸汽吞吐降低47%。同时，还成功地将出砂冷采技术应用于普通稠油低周期蒸汽吞吐井中，日产油提高13倍，进一步拓宽了该技术应用领域。10此外，新疆、华北、辽河、吉林等油田也先后进行排砂采油的矿场试验，其中新疆、吉林油田获得了明显的增产效果。吐哈油田做了采用非混相CO2驱提高稠油采收率，物理模拟试验，结果表明有较好的效果。11大庆油田稠油主要分布在葡南地区和西部斜坡区，葡南黑帝庙油层稠油储量已部分投入开发，并形成了年产2×104t以上的热采生产规模。西部斜坡的富拉尔基富7井区、平洋、葡萄花南、他拉红、江桥以及新开发区块相继提交了6865×104t的控制稠油储量，此外在朝阳沟油田的扶杨油层也发现了储量较可观的稠油资源。12葡南黑帝庙层稠油开采试验完善了稠油热采技术葡南地区黑帝庙油层稠油开发开始于1989年9月，主要开发的是葡浅12区块。20世纪末加大了投入，形成了较大规模的注汽系统，2001年又对该区进行了井网加密，钻加密井36口，使该区块稠油生产达到了较大的规模，目前年产量2×104t以上。葡浅12区块为大庆油田稠油开发积累了宝贵的经验。13大庆西部斜坡稠油资源具有“薄、散、低、松”的特点，流体具有“两中、三低”的特性。根据西部斜坡稠油的特性,需要解决稠油降粘举升问题、需要解决高油气比稠油举升问题、和地层出砂及管柱防砂、排沙问题。开展了研究与现场试验：①螺杆泵反扣冷采工艺技术②抽油机油管电加热技术③稠油出砂冷采工艺技术14二、稠油开采新工艺新技术（一）稠油热采工艺技术1、多井整体蒸汽吞吐稠油老油田开采面临的问题：（1）大多数区块蒸汽吞吐以达到8轮以上，处于蒸汽吞吐中后期（2）产量递减严重，油气比降低（3）地层压力降至原始油藏压力的20-35%，油藏的有效动能量很小15（4）绝大多数油藏已经过2-3次加密，井距已接近70-100米，从吞吐的角度来讲，已没有加密的余地（5）汽窜严重，蒸汽的有效利用率低（6）尽管吞吐轮次较高，但加热半径有限，仅在井筒附近区域温度有所升高（7）吞吐动用半径较小，在井筒附近50米以内在这种情况下需要寻找经济有效改善吞吐开发效果的接替技术。多井整体蒸汽吞吐技术在这一背景下研发投入现场。16基本原理及特点多井整体蒸汽吞吐是把射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的部分油井作为一个井组，集中注汽，集中生产，以改善油层动用效果的一种方法。原理为利用多井集中注汽、集中建立温度场，提高注入蒸汽的热利用率，其特点主要有以下3个方面：（1）多井整体吞吐能有效抑制汽窜，减少汽窜造成的热损失。由于多炉同注、同焖，有效地抑制了汽窜的发生，使注入蒸汽的热利用率大幅度提高。17（2）多井整体注汽时，注入热量相对集中，油层升温幅度大。由于采用多炉同注、同焖，有利于注入热量向油层中未动用区域扩散，增大了热交换面积；集中建立地下温度场，使热交换更充分。（3）多井整体吞吐时，通过不断变换注汽顺序，使驱油方向发生改变。由于井组内整体压力场发生变化，油汽运移规律也随之发生变化，变孤立的单井点油汽运移为井组内整体的油汽运移，不断的变换注汽顺序，使驱油方向增多，驱油效率增加，开发效果也就相应变好。18中途日落油田Potter试验区（27USL井区）油藏沉积特征油藏沉积复杂,从海相渐变为湖相地层倾角,()西部40东部20西部砂/页岩厚度(m/m)213.5/15东部砂/页岩厚度(m/m)61m/30含油饱和度0.6重度,(API)11.5~13孔隙度,(%)30~35采用此方法的结果是：按序吞吐优于无序吞吐；非同步注汽优于同注同采；单井产量2.4t/d上升到3.9t/d。19辽河油田杜229区块杜229区块多井整体吞吐达到了温度峰值下降，加热厚度增大，油层纵向动用程度提高的效果。实施多井整体吞吐20次，覆盖149口井，增油3.2×104t。有效地延长吞吐周期（23周期），提高采出程度（46％）。20多井整体吞吐筛选标准等级序号油藏地质参数121原油粘度，mPas①相对密度50-100000.9200500000.95002油层深度，m150-160010003油层有效厚度，m净/总厚度比100.4100.44孔隙度，原始含油饱和度SoiSoi储量系数，104t/km2m0.200.500.10100.200.500.10105渗透率，10-3m2200200212、注蒸汽-丙烷加速超重原油开采热力采油时在蒸汽中加气体添加剂已进行过多种试验，如添加二氧化碳、甲烷、乙烷、烟道气、氮气等，这些试验表明在一定条件下可提高原油采收率。对于委内瑞拉Hamaca超重原油油田，进行了室内注蒸汽-丙烷试验，结果表明能加速重油的开采和改善注入能力。Hamaca油田的重油重度为800API，50℃时粘度为25000mPa·s。22试验结果表明：（1）用丙烷作蒸汽添加剂可降低注入压力，根据试验的平均最大压差计算，注蒸汽-丙烷可提高蒸汽注入能力3倍。即使丙烷与蒸汽之比为2.5∶100的低比例时也改善注入能力。（2）丙烷加入蒸汽可加速采油，注蒸汽-丙烷较注纯蒸汽，采油速度可提高17%。（3）注蒸汽-丙烷试验所产出的油的API重度加大，表明油层内油的质量有所提高，而单纯注蒸汽所产出油的API重度不改变或稍降低。23（4）注蒸汽和注蒸汽-丙烷所产油的粘度均增高，有可能是粘度测量时还是油/水微乳液的缘故。（5）试验中无明显迹象表明添加丙烷能提高采收率或降低采收率。（6）注蒸汽-丙烷的高峰采油量较注蒸汽的高峰采油量高，有待进一步研究。根据试验结果，注蒸汽-丙烷可加速采油速度和提高注入能力，在油田实际应用时能大大降低注蒸汽的成本。243、注氮气辅助蒸汽吞吐注氮气辅助蒸汽吞吐是利用氮气导热系数低(导热系数0.0328)的特性，注蒸汽过程中，由光油管注入蒸汽，油套环空注入氮气，既可减小井筒热损失，又能降低套管温度，保护套管。注蒸汽的同时注入氮气，由于氮气与蒸汽间的密度差，其将会向上超覆的蒸汽与油层顶部的页岩盖层隔离开，从而减少了向上覆盖层的热损失。尤其对埋深浅的油层,此项工艺技术取消了高温隔热管、伸缩管等井下工具，减少了作业次数，不仅节省了费用，也防止了油井因压井而造成的热损失及其对地层的伤害。25根据辽河油田的资料，若采用φ177.8mm套管、φ114.3mm隔热油管，则环空有水时，井筒总传热2028W/m2℃,环空注入氮气、无水时，井筒总传热系数为10W/m2℃,即井筒热损失将降低12倍。在新疆九6区J11油藏，注氮气后平均周期产油580t，比上个周期提高218t，周期生产293d，生产时间延长了51d。与纯蒸汽吞吐的井相比，在相同条件下，注氮井平均周期产量达到1026t，周期生产天数293d，油汽比0.45，回采水率104％，而单纯注蒸汽井平均周期产油238t，周期生产天数81d，油汽比0.11，回采水率474.％。这相当于注氮气使蒸汽吞吐地层弹性能量增加0.66倍。264、注尿素辅助蒸汽驱开采尿素溶液在温度高于150℃条件下分解为CO2和NH3气体，CO2从多孔介质中驱油，主要有以下作用：CO2溶解于原油使原油膨胀，降低原油粘度（原油粘度越大，降低的幅度越大），改变原油密度，降低界面张力和毛管力。地层水中CO2含量增加，改变了碳酸盐－重碳酸盐的平衡，导致孔隙体积增大，渗透率提高。CO2驱油工艺在全世界76个提高采收率的井场上应用，其中67个在美国（50个在西得克萨斯和新墨西哥州的二叠盆地，那里都在利用天然的二氧化碳资源），其余的是在特立尼达、土耳其和加拿大。27（二）稠油冷采工艺技术1、螺杆泵抽稠油工艺技术螺杆泵(PCPs)是80年代国际上迅速发展起来的一种新型采油机械,由于它匀速运转,无机械和液流的惯性损失,既能适用于一般原油井的生产,又能适用于高粘度、高含气、高含砂油井的生产,因此,螺杆泵技术在稠油冷采中的推广应用大大高于几乎所有的其它开采技术,现在稠油井设施的最优化方法通常就是用螺杆泵代替有杆泵。28螺杆泵在工作过程中,工作制度(主要指螺杆泵的转速)的确定尤为重要,合理的工作制度应当与油井的工况及螺杆泵的结构参数相匹配。螺杆泵的理论排量与转子的工作转速成正比:并且螺杆泵的转速的合理确定,是影响螺杆泵生产井正常运行的重要因素。而对螺杆泵转速影响较大的因素是原油的粘度,原油粘度越高,其流动性越差,泵的容积效率下降的越厉害,并因充满度不够,造成螺杆泵、衬套间的局部干摩擦,对泵的寿命就会产生严重的影响。因此,应根据不同的粘度选择相应的转速。292、电动潜油泵举升稠油电动潜油泵(ESPs)耐温达149℃,泵效4470%,免修期一般为1419个月。优点是具有处理大流量的能力,排量一般在164100m3/d；下井深度可达4500m。缺点是耐温问题限制了下泵深度；不适用于低产井、高含气井、出砂井和结垢井等。通过改进,对于开采稠油,应选用大型马达和泵,并可调泵级。利用修改的数据设计泵级以处理高粘度的研究非常成功;现在在委内瑞拉Orinoco稠油区用电潜泵每天产油400m3以上,并且设备工作期平均在14个月以上。303、水力活塞泵举升稠油水力活塞抽油泵是当今下泵深度最深的一种人工举升方法,它可下至5000m以下;最大排量可达795m3/d;泵冲程长度0.3042.434m,冲次数达150次/min