收稿日期:2001204218
作者简介:陈民锋(1971-),男(汉族),河南清丰人,在读博士研究生,主要从事油藏渗流机理、数值模拟及开发系统工程研究。
文章编号:100025870(2002)0120039204
超稠油油藏蒸汽吞吐参数优选及
合理开发界限的确定
陈民锋1,郎兆新1,莫小国2
(1.石油大学石油天然气工程学院,北京102200;2.中原石油勘探开发科学研究院,河南濮阳457001)
摘要:应用物理模拟与数值模拟方法研究了超稠油的流体组成、粘温关系和油藏渗流特征,分析了超稠油蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响。在考虑经济效益的前提下,建立了蒸汽吞吐开采目标优化函数,提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限。研究结果表明,在实施超稠油蒸汽吞吐作业时,采取注高温、高干度、高强度的蒸汽和短周期、多周次的工作制度,同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施,才能取得较好的经济效益。研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。
关键词:超稠油油藏;蒸汽吞吐;参数;优选;开发措施中图分类号:TE 357.7,TE 322 文献标识码:A
引 言
超稠油是指粘度大于50Pa ?s 、密度(20℃
)大于0.980g/cm 3的原油。近年在我国内蒙古白音查干达尔其地区(达9块)发现超稠油油藏。地层温度下原油粘度大于1500Pa ?s ,密度约为01966g/cm 3,是目前国内外发现的粘度最高的稠油油藏。该区油层温度为30～40℃,地层压力约为5.0MPa ,压力系数为1.1,属常温常压油藏。达9块油藏具有埋藏浅(含油层段埋藏深度为300～550m )、含油层段少、单层厚度较薄(一般为1～5m )、原油粘度特别大等特点。这类稠油油藏对热采工艺的要求比一般稠油更为严格,目前国内外还没有成功开发的经验。在缺乏资料与经验的情况下,应严格按照稠油开发的标准要求优选注汽参数,制定合理的工作制度,为今后类似油藏的开发提供宝贵经验。
1 物理模拟
1.1 流体构成
通过族组分等常规分析发现,达9块稠油饱和烃含量少,原油初馏点高,轻质馏分少,凝固点高(>50℃
),含硫量和含蜡量低,胶质与沥青质含量高(约50.2%),粘度高,密度相对较小(由于胶质含量
高,而胶质是密度低、粘度大的物质,导致该区原油在全国稠油油藏中粘度最高,而密度却低于超稠油
的标准)。1.2 粘温关系
对于稠油油藏,国际上通常采用ASTM 标准作
粘温关系图(见图1),该图根据Walther 方程绘出,图中粘度可用原油运动粘度,也可直接用动力粘度。由于粘温曲线是斜直线,因而可以很容易地外推求出所需温度下的粘度[1]。
lglg (0.8+μ3
o /ρ
o )=-n lg (323/T )+ lglg (0.8+μo /ρo ).
式中,μo 和μ3
o 分别为原油在温度T 和323K 下的动力粘度,mPa ?s ;ρo 为原油密度,g/cm 3;T 为温度,K 。
图1 达尔其油区及其他油田原油粘温关系曲线
达9块标准粘温直线斜率在2.3～3.1,与我
国其他稠油相比(南阳油田约为3.7,新疆克拉玛依油田约为3.9),原油粘度对温度变化敏感程度偏
2002年 第26卷 石油大学学报(自然科学版) Vol.26 No.1 第1期 Journal of the University of Petroleum ,China Feb.2002
低。
另外,粘温曲线临界温度(拐点温度)约为100℃,高于国内外其他稠油油藏。当温度低于临界温度时,原油粘度是温度和剪切速率的函数,为非牛顿流体;当温度高于临界温度时,原油粘度仅是温度的函数,为牛顿流体。所以在加热开采过程中,须保持地层、井底与井筒的温度在原油临界温度之上,以减少原油的渗流阻力。1.3 渗流特征
根据达9块达12井岩心,测定了岩石在高温下的相对渗透率,实验结果见表1。
表1 温度对岩心渗流性质的影响
系统
温度θ/℃
水相绝对渗透率/μm 2原油有效渗透率
/μm 2
束缚水
饱和度
/%残余油饱和度
/%油—水100
1.732 1.66920.458.2150 1.698 1.62020.35
2.5200 1.
624 1.53825.046.7油—汽
200
1.602
1.504
22.6
34.2
温度的升高,将引起岩石结构及地层中流体性质的变化,从而导致岩心的绝对渗透率和原油的有效渗透率均下降,岩心的表面更加趋向水湿,束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低,原油相对渗透率增加。
根据相对渗透率测定结果,作出不同温度下注入孔隙体积倍数与驱油效率的关系曲线,见图2。
图2 注入孔隙体积倍数与驱油效率的关系
由图看出,驱替介质和注入温度不同,驱油效率均有差别。随着注入流体温度的增高,最终驱油效率也随之升高,但注入孔隙体积倍数大于6以后,驱油效率的增加变缓,因此在热采时,应考虑开发的经济效益,总的注入量不宜过大。
2 注采参数优化
2.1 蒸汽干度
理论研究与大量现场实例表明,井底蒸汽干度
对吞吐效果有决定性的影响,对浅层油藏则更为显
著。在相同的注汽量下,蒸汽干度越高,则蒸汽所携带的热焓值越大,对应油层加热半径就越大,峰值产量较高,周期产量也较高。在保持周期总注入量与注汽速度一定的情况下,井底蒸汽干度与周期产油量的关系见图3。
从图中可以看出,随着井底蒸汽干度的增加,周期产油量增加。在蒸汽干度变化初期增幅较大,而当蒸汽干度超过60%时,周期产油量增幅开始变小,即周期产油量对干度的敏感性降低。因此对于超稠油油藏,在热采时必须保证井底蒸汽干度大于60%,这样才能取得较好的周期生产效果。
图3 井底蒸汽干度与周期产油量的关系
2.2 注汽压力和速度
注汽速度主要取决于水相和汽相的渗透率、油
层厚度、原油粘度、油层压力、注入压力以及油层的吸汽能力等,可以用改变井口注汽压力的方法来控制注汽速度。
在注入量相同的情况下,注汽速度过低,将增加井筒内的热损失,减小井底蒸汽的干度,从而降低了蒸汽吞吐的效果。但注汽速度太高,又可造成油层破裂,导致注入蒸汽窜流到远离注入井的地方,而使井筒附近的地层没有得到有效地加热。在这种情况下,当油井开井生产时,由于井底压力降低,裂缝将重新闭合以及高渗透带重新压实,从而使注入到远离井筒的蒸汽凝结成水被封固在原地,发挥不了应有的作用。与此同时,由于井底附近地层加热有限,表现为周期产油量相对较少,回采水率较低。
实际操作时,注汽速度必须同时考虑到蒸汽发生器的能力和油层吸汽能力的限制,在尽量采用高质量隔热油管的条件下,将注汽速度选定在4t/h 以上,注汽压力控制在9～10MPa 。
在总注入量与蒸汽干度一定的情况下,分别设定不同的注汽速度,此时蒸汽吞吐模拟生产情况见表2。
由表2看出,随着注汽速度的增加,周期产油量
?04?石油大学学报(自然科学版) 2002年2月
也逐步增加,但递增幅度不大。其主要原因是达9块油藏埋藏较浅,在采用隔热油管进行井筒热损失计算时,热损失较小,因而在较小的注汽速度下,就基本满足了井底蒸汽干度的要求,逐渐提高蒸汽注入速度,蒸汽周期吞吐效果改善不明显。综合各方面生产指标及油层的吸汽能力,控制注汽速度在120t/d 左右。
表2 不同注汽速度下蒸汽吞吐效果对比
注汽速度
/(t ?d -1)
井底蒸汽干度
/%注汽量
/t 产油量
/t 油汽比
8058.412002900.24210067.
012002960.24712071.012003070.25614073.612003100.258160
75.1
1200
312
0.260
2.3 注汽强度
注汽强度即单位油层厚度的周期注汽量。根据
稠油热采开发经验,在生产过程中,注汽强度直接影响到蒸汽吞吐的开发效果,在一定范围内,任一周期的产油量与蒸汽注入量成正比。
对于具体的稠油油藏来说,蒸汽注入量有一个最优的范围。注汽量太小,周期累积产油量低;注入量越大,加热范围越大,原油产量越高。但注入量过高,使得油井停产作业时间延长,可能造成地层中原油被推向远离井底的地方,导致油汽比下降。全面考虑经济因素,蒸汽吞吐的周期注汽量以最大经济效益为目标,根据蒸汽吞吐生产特点,优化目标函数为[2]
I R =
(Q o -Q f )×P r -C i -t ×C p
t
.
式中,I R 为蒸汽吞吐生产的收益,元/d ;Q o 为蒸汽
吞吐周期产油量,m 3;Q f 为蒸汽吞吐周期蒸汽燃油量(燃油量约为注汽量/14),m 3;P r 为原油价格,元/m 3(取值800元/m 3);C i 为注蒸汽作业费(取值105元);C p 为单井操作费(取值550元/d );t 为周期内
总的生产时间,d 。
注汽强度主要受油层厚度、原油粘度、油层非均质性等因素的影响,在蒸汽干度和注汽速度一定的情况下,注汽强度与收益的关系见图4。
由图4可以看出,随着注汽强度的增加,收益先增加,后又逐步下降,存在一个最优的范围(注汽强度为100～120t/m ),在此区间可使蒸汽吞吐效果达到最佳。2.4 焖井时间
注汽后的焖井,是为了把蒸汽所携带的潜热有效地传给油藏,把油层均匀并充分加热,防止生产时
采出过多的蒸汽,以提高蒸汽的利用率。对于达9块稠油油藏,在注汽条件一定的情况下,不同焖井时间下的蒸汽吞吐生产结果见表3。
图4 收益与注汽强度变化曲线表3 不同焖井时间蒸汽吞吐开采效果
焖井时间
/d 注汽量
/t 累积产油
/t 累积产液
/t 油汽比
112002807040.233212002937310.244312002275520.1895
1200
203
481
0.169
从表3可以看出,随着焖井时间的延长,产油量明显降低。根据计算,最佳的焖井时间约为2d (甚至更短)。对于超稠油油藏,为了提高蒸汽吞吐效果,应尽可能在注汽后尽快做好开井投产工作,这样可充分利用油层较高的温度和压力条件进行自喷生产,还可以借助油井自喷排除油层中存在的污染堵塞,以使油井高产。2.5 不同周期的注汽量
在蒸汽吞吐过程中,只有逐周期地增加注汽量,扩大油层中的加热半径,才能保证有足够的可流动的原油,达到蒸汽吞吐降压采油的目的。对比了第4～第6周期在前一周期基础上增加注汽量后的吞吐效果,结果见图5。
图5 收益与注汽量递增百分数的关系
从图中可以看出,随着注汽量递增百分数的增
加,周期次数越高,收益越少。图中虚线表示的是不
?
14?第26卷 第1期 陈民锋等:超稠油油藏蒸汽吞吐参数优选及合理开发界限的确定
同周期注汽量最优递增百分数的变化趋势。
3 合理开发界限
3.1 蒸汽吞吐周期次数
根据对注采工艺参数所作的优化研究,对达9块超稠油油藏蒸汽吞吐开采进行了预测,在开采周
期中不同原油价格下周期次数与收益的关系见图6
。
图6
收益与蒸汽吞吐周期次数的关系
由图6看出,随着吞吐周期次数的增加,周期收益逐渐降低,甚至出现负值。从第七周期开始,周期收益明显低于前6个周期,不同原油价格表现出同样的规律。可以认为,第六周期为该稠油油藏蒸汽吞吐开采的经济极限,此时极限油汽比为0.15。3.2 蒸汽吞吐开采原油价格
综合考虑投资费用和生产费用(包括钻井投资、供热系统投资、井下作业费、注汽费、操作费、维护管理费用等),一个完整的蒸汽吞吐过程的总收益与原油价格的关系见图7。
图7 蒸汽吞吐总收益与原油价格的关系
可以看出,随着原油价格的增加,蒸汽吞吐的总
收益呈线性增加,原油价格是影响蒸汽吞吐总收益最重要的经济因素。原油价格约在1500元/t 以上时,进行超稠油蒸汽吞吐开采才能在经济上获得收益。
达9块原油油品特殊,胶质、沥青质含量高(须进一步分析后才能确定),若以普通稠油油藏开发,其经济效益很低,须作为特殊油品开发,才能取得一定的经济效益。3.3 转蒸汽驱的可能性
在蒸汽吞吐结束时,油藏采出液量低,压降小,注汽井间温度低。根据数模计算,单井油层加热半径不超过20m ,在50～70m 的井距下,井与井之间不能形成热连通。由于达9块原油粘度太高,油层温度较低时原油难以驱动,压力传导能力低,不具备转蒸汽驱的条件。这就是说,在目前工艺技术条件
下,达9块稠油油藏最经济的开采方式是实行有效
的蒸汽吞吐。
4 结论与建议
(1)对达9块进行蒸汽吞吐开采时,注入蒸汽
温度要高、干度要大,注汽速度以120t/d 左右为宜;单个开采周期时间不宜过长,总的开采周期次数约为6～7次;焖井时间控制在1d 左右。
(2)达9块为超稠油油藏,埋藏浅,为提高蒸汽吞吐效果,建议使用由高温注汽井口、隔热管、伸缩管、高温封隔器、筛管等组成的注汽管柱,以减少井筒的热损失。
(3)根据达9块原油粘度特别大、埋藏浅的特点,该类油藏的开发应采用包括双水平井、蒸汽辅助重力驱,单水平井蒸汽辅助重力驱,水平井或定向井与直井相结合的热采方式,这样才有可能取得较好的热采效果,获得一定的经济效益。参考文献:
[1] 刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M ].北京:石油工业出
版社,1997.
[2] 岳清山.稠油油藏注蒸汽开发技术[M ].北京:石油工
业出版社,1998.
(责任编辑 陈淑娴)
?24?石油大学学报(自然科学版) 2002年2月
ely natural cores ,and the plugging projects were optimized.The result shows that the addition of mixed bridg 2ing agents has little effect on
the properties of drilling fluids ,and the regained permeability is enhanced greatly by adopting the optimized temporary plugging techniques.Therefore ,this techinque can be used to protect the frac 2tured reservoirs effectively.
K ey w ords :Tarim oilfield ;fractured reservoir ;reservoir protection ;permeability ;bridging agents
PR OGRAM OF WE LL PATTERN FOR OVERALL H YD RAU L IC FRACTURE D FAN 2128B LACK /
ZHA N G Hong 2li ng ,ZHA N G Qi ,L IU Ze 2kai ,et al.(College of Pet roleum Engi neeri ng i n the U niversity of Pet roleum ,Chi na ,Dongyi ng 257061)S hiyou Dax ue X uebao ,2002,26(1):35～38.
The inverse nine 2spot and five 2spot well patterns were designed according to the test data of oil production and productivity before and after hydraulic fracturing.A reservoir numerical simulation model is used to determine the effects of water basin volume ,injection 2production ratio and production rate on the two well patterns.The five 2spot pattern is prior to the nine 2spot pattern.The injection wells should be arranged in parallel to the frac 2tures and in the inversion direction of edge water.Water injection should be operated after the oil well is per 2
formed for one year.The suitable operation project should be the unity of injetion 2production rate (R IP )with 1%production rate.
K ey w ords :Fan 2128black ;oil well ;hydraulic fracturing ;well pattern ;water injection ;numerical simulation OPTIMIZATION OF STEAM SOAKING PARAMETERS AN D DETERMINATION OF FEASIB L E DEVE L 2OPING L IMIT FOR HEAV Y OI L RESERV OIR /CH EN M i n 2f eng ,L A N G Zhao 2xi n ,M O Xiao 2guo.(Col 2
lege of Pet roleum Engi neeri ng i n the U niversity of Pet roleum ,Chi na ,Beiji ng 102200)S hiyou Dax ue X ue 2bao ,2002,26(1):39～42.
The physical and numerical simulation methods were adopted to study the fluid composition ,the viscosity 2tem 2perature and seepage characteristics of reservoirs.The influencing parameters of steam soaking technology on the reservoir development are analyzed.With consideration of economic efficiency ,a method for optimizing the tar 2gets of steam soaking is presented ,and a feasible working system and a technologic and economical limit for reservoir ’s exploitation are programmed.A good benefit would be gained in the implement of steam soaking by injecting steam with high temperature ,high dryness and high intensity ,and by adopting a working system of short cycle and more times in steam soaking.A series of well completion and steam injection technologic mea 2sures should be taken.
K ey w ords :heavy oil reservoir ;steam soaking ;parameters ;optimization ;exploitation measures
ANALYSIS OF MAJOR INFL UENCING FACT ORS ON EFFICIENCY OF CO 2HUFF AN D PUFF/J U B i n 2
shan ,L UA N Zhi 2an ,HA O Yong 2m ao ,et al.(College of Pet roleum Engi neeri ng i n the U niversity of Pet roleum ,Chi na ,Dongyi ng 257061)S hiyou Dax ue X uebao ,2002,26(1):43～45.
CO 2is preferred gas with the advantages of relatively lower minimum miscibility pressure when CO 2contacts reservoir oil ,which makes viscosity of oil reduced and oil swelled.There are a number of influential factors on CO 2huff and puff efficiency.On the basis of mechanism of CO 2huff and puff ,some experiments in laboratory and analysis on observation data from CO 2huff and puff project of oilfield ,some affecting factors on CO 2huff and puff ,such as the properties of porous media and liquids in reservoir ,the contents of asphalts and as 2phaltenes ,the content of free CO 2,the compatibility of operational liquids and experimental pressure ,are stud 2ied comprehensively.The results indicate that the efficiency of CO 2huff and puff gets poor with the increase in the contents of asphalts and asphaltenes ,and the free CO 2caused by reduction in pressure leads to the decrease in oil production ,which makes the permeabilities of cores reduced.
K ey w ords :gas injection well ;CO 2huff and puff ;oil recovery ;asphalt ;asphaltene ;formation damage ;huff and puff efficiency ;evaluation
SENSITIVIT Y ANALYSIS ON TWO 2PHASE MISCIB L E FLOODING IN ST OCNASTIC ME DIUM MODE L 2
?
Ⅳ? Journal of the University of Petroleum ,China (Edition of Natural Science )
Vol.26 No.1
Feb.2002
常用概念及参数以及简答题 1.采油树规范？ 答：套管直径177.8mm，油管通径65mm，压力14MPa，温度337 o C，克市机械厂制造。 2.补偿器及其用处？ 答：门型补偿器：用于注汽干线和集油线；L型补偿器：用于单井管线；球型补偿器：用于井口和注汽干线；半圆型补偿器：用于井口；套管式补偿器：用于集油管线。 3.常用冲程冲次？ 答：冲程：3 2.5 1.8 1.5 m 冲次：10 7 6 5 4 次/分 4.低压交流电电压？ 答：380V 电机；220V 照明。 5．井口注汽压力，温度，干度？ 答：压力5.0～11.0MPa；温度295～320o C；干度80%。 6.电流过载保护装置？ 答：空气开关，热继电器，保险丝。 7.电动机保险丝额定电流应是电机额定电流的几倍？ 答：1.5～2.5倍。 8.套管伸长不允许超过多少？、 答：50cm。 9.天然气的爆炸极限？ 答：5%～16%。 10.抽油机齿轮箱油面位置应为多少？ 答：上下放油孔之间。 11.抽油机一保、二保的时间？ 答：一保为800小时，二保4000小时。 12.高温高压测试包括哪些内容？ 答：油层压力、油层温度、井温剖面、井温梯度、吸气剖面、井底干度。 13.每次吞吐分几个阶段？
答：蒸汽吞吐每一个轮次的循环包括三个步骤：1注汽阶段：将蒸汽按某一定量注入到油藏中去，一般为几天至几十天；2焖井阶段：此阶段为关井热交换反应阶段；3采油阶段即释放阶段：使油井开井生产，采出液体为部分蒸汽凝结水和原油，同时也携带出部分热量，一般为100天左右。 14.蒸汽吞吐的目的是什么？ 答：吞吐的目的实际上是作为蒸汽驱开采的预处理，要求建立井间热流通道、降低油层压力为转入蒸汽驱开采创造好条件，因此蒸汽驱开采最终才是提高原油采收率的主要手段。 15.蒸汽吞吐过程中汽窜、干扰产生的原因是什么？ 答：蒸汽吞吐时，由于油层非均质性严重，层理的发育及超破裂压力注汽，使蒸汽及热水沿较高的渗透层进入，形成指进带，此时注汽井周围生产井为压力释放点，当生产井排液时，蒸汽指进带向周围扩展，在注汽井和采油井之间形成热场连通，当产液量、产液温度猛升后就形成了蒸汽的窜扰。 16.如何判断及区别汽窜和干扰？ 答：判断汽窜和干扰的依据如下：1产液量；2含水率；3产液温度；4注汽井井口压力和温度；5产出水氯离子浓度和矿化度；6井口是否见蒸汽。 干扰现象：一般表现为生产井口产液量急剧上升，产液温度变化不大，干扰前注汽井口压力和温度较高，超过正常注汽压力和温度。 汽窜现象：分为轻度汽窜和严重汽窜，轻度汽窜表现为井产液温度猛升，产液大幅度上升，含水上升，，产出水化验氯离子浓度及矿化度低，注汽压力和温度窜前比窜后有所下降，但井口未见蒸汽；严重汽窜表现为井口产液变化大甚至下降产液温度急剧上升，井口可放出蒸汽，注汽井压力和温度下降。 17.如何处理汽窜和干扰？ 答：处理办法：1干扰：当发现生产井出现干扰时，应及时停抽，装适当油嘴控制压差生产，并加强对干扰井的检查，直至注汽井焖后开井，再复抽。2汽窜：当发现生产井有汽窜现象时，应首先检查温度升高，出现蒸汽的原因，检查是否为伴热闸门和高低压总闸门不严造成的窜漏，判断为汽窜后要及时关井，待邻近注汽井焖后开井时与生产井同时开井。 18.我们常见的套管外溢有何特征？ 答：1注汽时套管外返出一股灰浆后，没有漏气。2注汽时套管外返出许多灰浆，环形钢板拔出没有漏气。3注汽时，套管外返出带有硫化氢气味的地层水，有少时漏气。4注汽时套管外返出大量蒸汽。 19.造成套管外溢的原因是什么？
石油勘探与开发 2012年12月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.6 739 文章编号：1000-0747(2012)06-0739-05 胜利油田超稠油蒸汽驱汽窜控制技术 曹嫣镔1, 2，刘冬青2，张仲平2，王善堂2，王全1，夏道宏1 （1. 中国石油大学（华东）；2. 中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院） 基金项目：国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”（2011ZX05011-002） 摘要：针对超稠油油藏蒸汽驱过程中汽窜严重的问题，开展室内蒸汽驱汽窜控制技术研究，将氮气泡沫与热固性堵剂相结合封堵汽窜，热固性堵剂封堵大孔道，氮气泡沫调整蒸汽的吸汽剖面。优化后的泡沫剂体系300 ℃阻力因子达到30以上，且对低含油饱和度区域具有选择性封堵作用，适用于超稠油油藏条件下高渗透带的封堵；热固性堵剂在静态120 ℃可4 h形成固结，150 ℃可2 h有效固结，在蒸汽动态驱替过程中可形成有效封堵。利用双岩心管开展堵调工艺评价研究，结果表明，采用热固性堵剂和氮气泡沫相结合的封堵汽窜方式比单纯应用氮气泡沫提高采收率5.7%，驱替效率整体达到60.8%。2011年在单56超稠油藏进行现场实施，措施后综合含水下降10.2%，生产井井口温度下降15 ℃，井组日产油量增加28 t以上，单轮次措施有效期198 d，措施增油2 562 t，效果明显。图7表2参10 关键词：超稠油；蒸汽驱；泡沫；热固性堵剂；汽窜 中图分类号：TE357.4 文献标识码：A Steam channeling control in the steam flooding of super heavy oil reservoirs, Shengli Oilfield Cao Yanbin1, 2, Liu Dongqing2, Zhang Zhongping2, Wang Shantang2, Wang Quan1, Xia Daohong1 (1. China University of Petroleum (EastChina), Dongying 257000, China; 2. Shengli Oil Production Research Institute, SLOF, Sinopec, Dongying 257000, China) Abstract:In view of the severe steam channeling in the steam flooding of super heavy reservoir, lab experiment on steam channeling control were carried out. The combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent was tested to seal steam channeling, in which thermoset blocking agent plugs big pore throats, while nitrogen foam adjusts steam absorption profile. The optimized foam formulation has a resistance factor of over 30 at 300 ℃, can plug low oil saturation areas selectively, and applies to the plugging of high permeability zones in super-heavy oil reservoirs. Thermoset blocking agent, which would consolidate at 120 in 4 h and consolidate at 150 ℃ in 2 h, ℃can provide effective plugging during dynamic steam flooding. The best steam channeling control mode was determined using parallel tube model. By the combination of nitrogen foam and thermoset blocking agent, the recovery rate is 5.7% higher than the application of nitrogen foam only, with the overall sweeping efficiency reaching up to 60.8%. In 2011, the mode was used in the steam flooding in Shan-56 reservoir. The water cut drops 10.2%, the wellhead temperature of producer drops more than 15 ℃, the oil production of the well group increases over 28 tons per day, the valid period of a single cycle is up to 198 days, and the oil production increases 2 562 t, showing significant improvement in steam flooding. Key words:super heavy oil; steam flooding; nitrogen foam; thermoset blocking agent; steam channeling 0 引言 超稠油油藏黏度高、流动性差，蒸汽与稠油流度比大，蒸汽驱过程中极易发生汽窜，导致温度场发育不均匀，生产井综合含水上升，井口温度上升，热利用率低，这也是超稠油蒸汽驱提高采收率最大的难点所在[1-4]。胜利油田超稠油油藏储量丰富，其中单56是典型的超稠油藏，埋深1 080～1 150 m，油藏条件下稠油黏度47 000～92 000 mPa?s，油层厚度30 m，孔隙度30%～36%，渗透率3～4 μm2，油水体积比为1。该区块主体2001年投入开发，经过加密，2007年井距为140 m×100 m，其中超稠油蒸汽驱试验井组含油面积0.23 km2，地质储量124×104t，注汽井4口，生产井21口，采出程度达到21.3%，综合含水79.2%，油藏压力已下降到5 MPa以下。对于单56区块，单纯采用蒸汽吞吐的开采方式剩余可采储量有限，必须通过转换开发方式进一步提高采收率。2008年9月开始在单56-9-N13等4个井组开展蒸汽驱现场试验，通过转换开发方式稳定了井组产量，采油速度在2.9%，油汽比0.29，取得良好的开发效果。试验过程中超稠油油藏蒸汽汽窜严重，试验井组2年内发生汽窜28井次，一旦发生汽窜，采用关井、降低注汽速度等措施，影
普通稠油蒸汽吞吐开发优化焖井时间的探索与管理 作者：凌风云 引言齐108块是位于辽河油田西部凹陷西斜坡欢曙上台阶的一个断块型油气田，开发目的层为沙三下莲花油层，含油面积为4.1平方公里，地质储量为2157万吨，原油平均粘度为2217mPa.s，属稠油开发型油气田。在加强热焖井的管理上进行了长期的探索和实践，对热焖井管理的规律有了比较系统的认识，形成了一整套比较合理的管理制度和方法，在改善稠油中后期吞吐效果、提高原油产量方面见到了比较明显的效果。 一、加强热焖过程机理研究，为热焖井管理提供科学依据。 从实践中我们认识到，热焖井的管理是一个比较复杂的生产管理过程，有着其自身的特点和规律，只有正确认识这些特点和规律，才能合理制定管理制度和方法，进而指导实际生产管理工作。为此，我们注重油井热焖过程机理研究，为热焖井管理提供科学依据。 （一）优化焖井时间的重要性 蒸汽吞吐生产中，注汽后的焖井，主要是为了把注入蒸汽所携带的潜热有效地传给油藏，以防止采油时采过多的蒸汽；同时也为了把地层均匀加热，以发挥更大的油层产油能力。国外的经验是，对不同油藏和注入条件（注汽量和蒸汽干度），焖井时间一般为3~4d。我国设计的焖井时间大都在2~3d，实施中有的为了“趁热打铁”甚至把焖井时间缩到1~2d，这样做的结果会造成大量的热损失。 焖井时间越短，注入热越集中在井底附近，开井后被重新汽化的水所带走的潜热越多，但焖井时间也不能过长。焖井时间过长，向顶底层的热损失就会增大，而且也会拖延生产时间。所以，对于一个具体油藏和注汽条件（注汽量和干度），应存在一个最佳焖井时间。 需要说明的是，适当延长焖井时间，留在油藏中热量较多，这对下一个周期是有利的。所以，我们应该针对具体油藏和注汽条件，通过加强对影响焖井时间的因素来分析优化焖井时间，以提高蒸汽吞吐效果。（二）对影响油井热焖时间因素的研究 我们在实际工作中发现，影响油井热焖时间的因素很多，其中，最主要的因素是油层的热焖压力和温度的变化以及液面的恢复。油层的热焖温度可以从光纤测温曲线中测出，而油层的热焖压力变化直接反映在油井热焖压力上，液面可以在无压后由油管内测得。在一个合理的温度和压力且有液面的情况下下泵开井，油井会取得较好的周期生产效果。 1、热焖井温度变化对热焖时间影响 由于油层温度对原油粘度影响较大，温度升高（≥120℃）后原油粘度迅速降低。当温度降到一定数值（30℃≤）后，原油粘度随温度变化趋于平缓。据齐108块油层粘温关系，原油粘度在温度达到120℃时原油粘度下降减缓，因此合适的油层温度决定了油井的热焖时间， 2、热焖井压力变化对热焖时间影响
摘要 蒸汽吞吐（huff——puff）最早出现于20世纪50年代，目前已成为热力采油的主要方法。蒸汽吞吐又称循环注入蒸汽方法（cyclic steam injection），它是周期性地向油井中注入蒸汽，将大量热能带入油层的一种稠油增产措施，注入的热能使原油粘度大大降低，从而提高油层和油井中原油的流动能力，起到增产作用。 关键词：稠油；热采技术；蒸汽吞吐
目录 摘要 0 目录 (1) 第1章稠油的定义及分类 (2) 1.1 稠油的定义 (2) 1.2 分类标准 (2) 1.3 稠油与常规轻质原油相比主要所具有的特点 (3) 第2章蒸汽吞吐开采方法 (4) 2.1 注汽阶段 (4) 2.2 焖井阶段 (5) 2.3 回采阶段 (5) 2.4 蒸汽吞吐采油的主要生产特征 (6) 第3章蒸汽吞吐机理 (8) 3.1 蒸汽吞吐的传热机理 (8) 3.2 蒸汽吞吐采油机理 (8) 3.3 稠油油藏进行蒸汽吞吐的增产机理 (10) 第4章影响蒸汽吞吐效果的因素 (12) 4.1 油藏地质条件对蒸汽吞吐开采的影响 (12) 4.2 注汽工艺参数对蒸汽吞吐开采的影响 (17) 4.3 注汽工艺参数的选择 (22) 第5章蒸汽吞吐实例 (23) 5.1 深井注蒸汽采油技术 (23) 5.2 优化注汽工艺参数，规范施工作业，改善吞吐效果 (24) 第六章结论 (25)
第1章稠油的定义及分类 1.1 稠油的定义 稠油（重质原油）是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为100～10000mPa.s 或者在15.6℃及大气压条件下密度为0.9340～1.0000g/cm3。 1.2 分类标准 我国稠油沥青质含量低、胶质含量高、金属含量高，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准列入表1-1。在分类标准中，以原油粘度作为主要指标，相对密度作为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。以粘度为主的分类方法有利于指明原油在油藏中的流动性及产能潜力。将此原油分类标准以外的原油成为中质原油及轻质原油。 表1-1 中国稠油分类标准 稠油分类主要指标辅助指标开采方式 相对密度 名称类别粘度，mPa·s (20℃),g/cm3 Ⅰ50*(或100)～10000 ＞0.9200 普通稠油 Ⅰ－1 50 *～150 *＞0.9200 可以先注水亚类 Ⅰ－2 150 *～10000 ＞0.9200 热采特稠油10000～50000 ＞0.9500 热采 超稠油 ＞50000 ＞0.9800 热采(天然沥青) * 指油层条件下的原油粘度；无*指油层温度下脱气原油粘度
陈南稠油油藏蒸汽吞吐存在主要问题及对策 摘要：陈南稠油油藏具有“薄、稠、砂、低”的特点。针对蒸汽吞吐技术开采以来暴露出的热采递减快、出砂严重、套损井增多等问题，研究了稠油热采配套技术应用，提出了优化热采管理的各项措施，有效提高了[1]油层动用程度，控制了稠油产量的递减，改善稠油蒸汽吞吐开发效果。 关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；出砂；配套技术；热采管理 一、概况 陈南稠油油藏位于山东省东营市利津县陈庄镇内，为具继承性发育的受基岩控制的披覆构造薄层边际稠油油藏，河流相沉积，储层平面变化快。油藏埋深1180-1320m，探明含油面积20.6km3，地质储量1942.39×104t。其主要特点为“储层薄、油稠、出砂严重、含油饱和度低”，地面脱气原油粘度（50℃）一般10000-50000mPa·s，储层孔隙度32%，渗透率2500×104μm2，属于高孔、高渗储层，区块构造平缓、油稠，造成含油饱和度低50-55%。 二、开发过程中存在的主要问题 1.随着蒸汽吞吐轮次增加，吞吐效果变差，措施选井难度大 随周期轮次的增加，油层压力逐渐下降（如陈373块原始地层压力12.9MPa，下降到目前的10.4MPa），原油密度、粘度逐渐变大，渗流阻力增加，吞吐周期缩短，周期累油量和油汽比明显降低，含水呈上升趋势。五轮之后吞吐效果更差，单井周期累油量由1953t下降到838t，油汽比仅为0.5。统计完整周期油井生产规律，周期间产油量递减22.3%，油汽比递减30.4%，含水上升速度为3.67%。 同时随轮次增加，地下存水率增加，排水期延长，加热半径小，单井日油水平由5.2t下降到2.7t，递减快，为下一步优选油井转周增加了难度。 2.地层出砂严重 陈南稠油油藏埋藏浅，油层胶结疏松。蒸汽吞吐开采后，岩石间的胶结物在流体的作用下被蒸汽溶解和冲刷，胶结强度大大降低，易造成出砂；同时不合理的开采速度和油井工作制度突变，也易造成出砂。2011年共计出砂24口油井，严重影响热采开发效果。 3. 套损井比例逐渐加大 目前已发现18口热采井套损，以套漏、套错为主。套损原因一是注汽产生的热应力对套管和水泥环具有损坏作用，二是油井产出液含硫高，对套管腐蚀；三是固井质量差。
《稠油开采技术的最新研究进展》 油工（2）2001 喻天龙 201013074 近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。 第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。 第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。 第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。 1、稠油油田开采历程及开采现状 欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，
简述蒸汽吞吐采油技术
【摘要】 蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.近年来在采油技术中的已得到大家的广泛应用。本文介绍了蒸汽吞吐技术的原理以及应用。 【关键词】：技术原理，主要生产特征，发展前景。
目录 第一章：蒸汽吞吐现状 (4) 第二章主要机理 (6) 第三章蒸汽吞吐采油的主要生产特征 (8) 第四章蒸汽吞吐开采效果的主要技术评价指标 (9) 第五章多元化蒸汽吞吐技术的主要技术应用 (10) 第六章蒸汽吞吐技术在现实中的实际应用 (10) 参考文献 (12) 致谢 (13)
第一章:蒸汽吞吐技术现状 蒸汽吞吐又叫周期性注蒸汽、蒸汽浸泡、蒸汽激产等。所谓蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。 多元化蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.本文介绍了该工艺的技术原理和施工工 艺.2007年多元化蒸汽吞吐采油技术在锦45块、锦25块应用21井次,措施成功率100%,有效率75%,周期对比增产原油6714t,延长生产周期25d,平均单井增油320t,总油气比比上周期高出 0.13,投入产出比1:2.7. 我国已经探明的石油地质储量有相当比例的稠油、超稠油，国内四大稠油油田（新疆、辽河、胜利、河南）有4万口左右的稠油油井，加上其他油田较小的稠油区块，全国每年稠油产量超过2000万吨。如何在安全、高效、清洁的前提下，提高稠油、超稠油的开发效果，是难点，也是技术创新的活跃点。 与传统饱和蒸汽热采技术相比，过热蒸汽吞吐技术是提高稠
一、稠油分类 （一）国外重油分类标准 稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。 表１UNITAR 推荐的分类标准
表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准 （二）中国稠油分类标准 我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准如表 3 所示。在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。 表3 中国稠油分类标准 ＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。
二、稠油油藏一般地质特征 稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点： （一）油藏大多埋藏较浅 我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。 （二）储集层胶结疏松、物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。 稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。 （三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低
收稿日期:2006-06-06;改回日期:2006-07-31 基金项目:该项目受油气藏地质及开发工程国家重点实验室基金项目资助(项目编号:P LN0141) 作者简介:曾玉强(1979-),男,2003年毕业于西南石油学院石油工程专业,现为该院在读博士研究生,主要研究方向为油气田开发。 文章编号:1006-6535(2006)06-0005-05 稠油蒸汽吞吐开采技术研究概述 曾玉强1,刘蜀知1,王 琴1,任 勇2,鲁小会3 (11西南石油大学,四川 成都 610500;21中油长庆油田分公司,陕西 西安 710021; 31中油新疆油田分公司,新疆 克拉玛依 834000) 摘要:利用蒸汽吞吐开采稠油最早出现在20世纪50年代,作为一种相对简单和成熟的注蒸汽开采技术,目前仍在委内瑞拉、美国和加拿大广泛应用。在研究大量文献的基础上,回顾了蒸汽吞吐开采技术的发展和现状,总结了蒸汽吞吐采油原理和开采特征,热力模型的发展,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究认为:蒸汽吞吐在稠油开发中仍然将继续占有重要的地位;其采油原理复杂,是一项复杂、技术难度大的系统工程;进入开采中后期,必须运用各种手段改善吞吐效果并适时地转入合理的二次热采方式。关键词:稠油;蒸汽吞吐技术;开采特征;概述中图分类号:TE35714 文献标识码:A 引 言 研究表明,除南极洲外各大洲均蕴藏有十分可观的稠油。全球已探明的稠油资源储量超过3000×108t ,而可供开采的稀油资源仅剩下1700×108t [1]。过去稠油开发主要集中在美洲大陆,近20a 来亚洲的稠油开发得到了发展。20世纪80年代初,我国的稠油资源才开始工业性开发,至2002年产量已达1300×104t ,占全国原油产量的8%。2000年初,世界上强化采油的日产量大约是3616 ×104t ,其中热力采油的日产量约为2017×104t ,约占强化采油的5616%,可见稠油热采在强化采油中占有主导地位[2]。在热力采油中,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212%,其它的热力采油方法(如蒸汽辅助重力泄油,热水驱,电加热等)还处在小规模的试验研究阶段[3]。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。 蒸汽吞吐工艺施工简单,收效快,不需要进行特别的试验研究,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[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,因此蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式,以减少生产的阻力和增加注入能力。此外,对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂,不适合蒸汽驱的油藏,仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式,因而它在稠油开发中将继续占有重要的地位。 1 蒸汽吞吐采油原理和开采特征 111 筛选标准 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。经综合研究,得出了我国的 蒸汽吞吐开采筛选标准(表1)[5] 。112 蒸汽吞吐增油机理 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。蒸汽吞吐的采油原理主要包括[6～8]: (1)油层中原油加热后粘度大幅度降低,流动阻力大大减小。粘温敏感性是稠油热采的主要机理。 第13卷第6期2006年12月 特种油气藏S pecial Oil and G as Reserv oirs V ol 113N o 16 Dec 12006
毕业论文 所属系部：石油工程系 专业：油气开采 年级/班级：油气开采一班 作者： 学号： 指导教师： 评阅人：
【摘要】 蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.近年来在采油技术中的已得到大家的广泛应用。本文介绍了蒸汽吞吐技术的原理以及应用。 【关键词】：技术原理，主要生产特征，发展前景。
目录 第一章：蒸汽吞吐现状 (4) 第二章主要机理 (6) 第三章蒸汽吞吐采油的主要生产特征 (8) 第四章蒸汽吞吐开采效果的主要技术评价指标 (9) 第五章多元化蒸汽吞吐技术的主要技术应用 (10) 第六章蒸汽吞吐技术在现实中的实际应用 (10) 参考文献 (12) 致谢 (13)
第一章:蒸汽吞吐技术现状 蒸汽吞吐又叫周期性注蒸汽、蒸汽浸泡、蒸汽激产等。所谓蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。 多元化蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.本文介绍了该工艺的技术原理和施工工 艺.2007年多元化蒸汽吞吐采油技术在锦45块、锦25块应用21井次,措施成功率100%,有效率75%,周期对比增产原油6714t,延长生产周期25d,平均单井增油320t,总油气比比上周期高出 0.13,投入产出比1:2.7. 我国已经探明的石油地质储量有相当比例的稠油、超稠油，国内四大稠油油田（新疆、辽河、胜利、河南）有4万口左右的稠油油井，加上其他油田较小的稠油区块，全国每年稠油产量超过2000万吨。如何在安全、高效、清洁的前提下，提高稠油、超稠油的开发效果，是难点，也是技术创新的活跃点。 与传统饱和蒸汽热采技术相比，过热蒸汽吞吐技术是提高稠
稠油蒸汽吞吐技术
第一节稠油的特性及分类 一、稠油的一般特性 １.稠油中的胶质与沥青质含量高，轻质馏分少。 我国主要稠油油田原油中的胶质与沥青含量在25%-50%之间，而原油 轻质馏分（300℃）一般仅10%左右。 ２.稠油对温度的敏感性强。 由粘温曲线可见： 随温度升高，其粘度急剧下降。 这一特性也是进行注蒸汽的原因。 ３.稠油中的石蜡含量一般较低。 我国多数稠油油田原油中的石蜡含量仅５％左右，因而凝固点也较低。 ４.同一稠油油藏其原油性质在平面、垂向上常有较大差别。 ５.稠油中的硫、氧、氮等杂原子的含量高，并含有较多的稀有金属。 二、稠油的分类标准 １.国际重油分类标准 ２.我国稠油的分类标准
３.应强调的几点： ①国际上称重油、轻油，适于商业贸易的称谓。 我国称稠油、稀油。适于开采方法的称谓。 ②粘度值是指油藏温度条件下的脱气粘度。 ③原油粘度为主要指标，相对密度为辅助指标。 ④井口取油样时，必须确保油样没有受到化学剂或掺入轻油的污染，并设法含有的水及机械杂质清除干净。 第二节水及水蒸汽的热特性 一、水是最好的注热载体 1.除液态氨外，其余任何液体 的比热（或热容）都比水小。 水的比热是1卡/kg.℃。 2.水的饱和温度随压力的增加 而增加，当压力确定后，饱和 温度只有唯一值。 3.当水的温度低于此压力下的饱和温度，则水是热水； 如果水的温度等于饱和温度，称为饱和水。 当饱和水逐渐被加热，液态水开始沸腾或汽化，称为水与汽两相混合液体，此时的温度并不增加，而吸收的热量用于水的汽化，汽化所需的热能很大，称为汽化潜热。 当将饱和水继续加热达到完全汽化时，此时蒸汽称为饱和蒸汽。 如果继续加热，饱和蒸汽吸收更多的热量后，在固定压力下，蒸汽的温度将升高，超过了饱和温度，此时蒸汽称为过热蒸汽。 二、湿饱和蒸汽的特性 1.干度：
稠油的分类及其油藏地质特征 ---- 所属行业 : 石油化工 发布公司： 公司联系方式：查看 一、稠油分类 （一）国外重油分类标准 稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。 表１UNITAR 推荐的分类标准 表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准 （二）中国稠油分类标准 我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准如表3 所示。在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。
表3 中国稠油分类标准 ＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。 二、稠油油藏一般地质特征 稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点： （一）油藏大多埋藏较浅 我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。 （二）储集层胶结疏松、物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。 稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。 （三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低 稠油与轻质油在组分上的差别在于稠油中胶质、沥青质含量高，油质含量小。稠油中胶质、沥青质含量一般大于30％～50％，烷烃、芳烃含量则小于60％～50％。 （四）稠油中含蜡量少、凝固点低
SAGD技术开采稠油 石油与天然气工程2011级程金金 摘要：蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术以蒸汽作为热源，依靠凝析液的重力作用开采稠油，采收率可达60-80%，在国外特别是在加拿大已获得了商业化应用。 辽河油田曙一区超稠油资源丰富，地层条件下原油粘度超过104 ?，基本没有流动能力，开采难度大。上世纪九十年代末，mpa. s 10 辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐开采技术获得成功并进行了规模化开采，但蒸汽吞吐开采后期如何进一步提高采收率是一项重要的研究课题。 关键词:超稠油蒸汽辅助重力泄油开发研究 Abstract：Steam assisted gravity drainage (SAGD) uses steam as the hear source and rely on the action of gravity of condensed liquid to recovery heavy oi1，by which the recovery can reach up to 60-80%.The technique has been commercially applied overseas，especially in Canada. The super heavy oi1 resource is very abundant in Block Shu l of Liaohe Oilfield with the crude viscosity under formation conditions over 104 ?，which is basically immobile and hard to develop. Since the 10 mpa. s end of 1990s，steam huff and puff for super heavy oil recovery in Block Shul of Liaohe Oilfield has been successful and has been commercialized. However，how to improve the recovery at the later stage during steam huff and puff is an important research topic. Keywords: the super heavy reservoirs，steam assisted gravity drainage，
超稠油油藏开采方式解析 稠油的基本特性就是粘度比较高且流动阻力较大，如果使用常规的开采方式工作效率非常低，所以提升稠油开采效率就成为了当前研发的重点。下面将针对当前国内外所应用的稠油开采技术展开分析和研究，以了解技术的发展状态，为我国稠油油藏的开采提供参考意见。 标签：稠油；油藏开采；方式研究 稠油油藏的开采是当前石油开采领域中非常重要的研发方向，但是因为稠油自身所具有的性质就造成了其开采难度比较高且成本难以降低。稠油油藏的基本特性就是粘度高、密度大且流动性非常差，如果选择使用普通的开采方式难以满足经济性的要求。当前我国的油田开采进入到了后期阶段，稠油油藏的开采也逐渐被重视，该中类型的油藏在我国储量丰富，开采成本较高，大部分都在浅层分布。当前我国很多的油田都采用注蒸汽的方法来进行，在具体开采的过程中，对于稠油油藏的开采具备非常明显的效果，其主要就是应用蒸汽驱替稠油油藏原油时与地层物质发生一定的热效反应。 1 注蒸汽开采稠油油藏的机理 稠油油藏开采难度比较高，这主要是因为其粘度大且具备较差的流动性。采用注蒸汽开采的方法可以通过蒸汽来对地层和原油进行加热，从而可以使得粘度下降，同时地层的水也会加速流动，这就使得地层中的水油流动更加的顺畅。伴随着油温的持续上升，原油的粘度会逐渐的降低，油藏的开采启动压力会不断的减小，如果温度控制得当，甚至压力都可能为零。高温的促使之下，原油的流动性能逐渐的提高，其油层的厚度也会很大程度上提升，这就使得油层的曾文降粘的作用逐渐显现。这种稠油的温度影响作用就是注蒸汽稠油开采技术的工作原理。蒸汽注入到油藏内部之后，热力的影响之下，油藏内的流体与地层岩石会产生膨胀反应，岩石的膨胀发生之后就能够减小空隙的体积，流体的体积逐渐增加的过程中，其就会受到地层的压缩作用，流体的弹性能量也会逐渐的增大，这就导致了地层流体能量的增加，原油的膨胀可的主要原因就是其具体组成成分所导致的。 注入蒸汽到稠油油藏中，原油中所包含的轻质组成部分会因为蒸汽的蒸馏作用而逐渐的被析出，再加上蒸汽所具有的流动性，在其移动到低温的范围内，原油中的轻质组分会逐渐的与蒸汽混合起来而逐渐的被凝结。蒸汽的驱替前缘进入到热水范围内只好，轻质原油会逐渐的与驱替原油实现混合，经过混合之后的组合油所具有的粘度就比较小，密度也比较小。蒸汽驱替地层原油前进的过程中，原油内所被蒸馏出的轻质组分会逐渐的与驱替前缘性能轻质油带，伴随着轻质原油的逐渐向前行进，通过开采设备来逐渐的将其中所含有的轻质组分提取出来，轻油带的面积逐渐扩大，从而可以实现油相混合驱的作用。蒸汽流动时，驱替原油與水的温度会被逐渐的提升，内部的压力也会升高。油水压力逐渐的提升到驱替压力之后，原油内的轻质组分就会在压力的影响之下逐渐的变成气相的形式，
摘要 稠油由于粘度高和流动性差，用常规方法很难开采。国内外自50年代投入开发以来，历经60年的开发，已经形成了以热动力为主的各种开发方式，其中蒸汽吞吐是使用范围最广泛的开发手段。但是稠油油藏经过长期蒸汽吞吐开发后，区块产量下降迅速，经济效益明显变差，使得改善开发效果技术研究成为目前急待解决的攻关课题。本文在蒸汽吞吐采油机理研究的基础上，通过对辽河油田锦45块这个典型的稠油油藏的开发现状、特点和规律的再认识，运用沉积相理论、油藏数值模拟理论、测井解释技术及动态监测等技术，开展了剩余油分布规律研究，系统的提出了改善开发效果的技术对策，并完成蒸汽吞吐油田开发阶段采收率的预测。该技术研究为我国各类稠油油藏的蒸汽吞吐开发提供了较好的技术支持和借鉴，可指导蒸汽吞吐油藏的实际开发。 关键词：稠油；蒸汽吞吐；剩余油；采收率
Abstract Heavy oil is very difficult to be produced by conventional technology because of its high viscosity and poor flow ability. From the beginning of viscous crude development in 1950's, many forms of development means mainly based on thermal dynamics have been set up. And the steam stimulation covers most developing conditions. However, after a long time of development, the yield in the block declines rapidly and economic efficiency obviously becomes poor, so it is necessary to work on improving exploitation effects of heavy oil reservoir. Based on steam stimulation oil recovery mechanism, through analyzing the developing status, characteristics and principles of three typical heavy oil reservoirs of Jin 45 Block in Liaohe oilfield, combining with sedimentary facies theory, numerical reservoir simulation theory, log interpretation and dynamic monitoring, this dissertation researches the distribution law of remaining oil, gives a systemic method improving exploitation effects, puts forward a theory forecasting oil-recovery, which can help to exploit the steam stimulation reservoirs. Key words: Heavy oil；Steam stimulation；Remaining oil；Oil-recovery