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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。
332欢626块是典型的顶底水层状稠油油藏，构造位置位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中部，开发目的层为莲花油层，油层埋深710-746m，原始地层压力7.21MPa，储层平均孔隙度为29.77%，渗透率为2208.5×10-3μm 2，为高孔、特高渗储层。
油层层间隔层不发育，油井易汽窜，油水关系复杂。
采用直井生产，生产压差较大，加快了水线推进速度，同时，直井的控制储量较小，经济效益差。
这类油藏采用直井井网开采，油井很快既已高含水，无法正常生产，严重的制约了区块的开发效果。
对于这类特殊油藏，需要应用水平井蒸汽吞吐技术达到更好的开发效果。
1 油藏工程设计1.1 目的层的选择以沉积旋回为基础，标志层作控制，考虑沉积和成因的同一性和沉积演变的连续性，油层组之间有稳定的泥岩标志层控制以及垂向上考虑不同级次的旋回性和平面上岩性、电性、厚度的相对稳定性及油水关系的相对合理性，将欢626块莲花油层划分为莲Ⅰ、莲Ⅱ两个套油层组，其中莲Ⅰ油层组进一步分为10个砂岩组，主要含油砂岩组为莲Ⅰ8和莲Ⅰ9。
1.2 水平井位置的确定结合地震资料，在单层砂体发育稳定，油层厚度大于6m的范围内整体部署水平井。
水平井的方向要平行于构造线（砂体长轴方向），位于同一有利沉积相带。
纵向上，考虑蒸汽超覆的影响，水平井的水平段位于单层的中下部。
平面上，部署水平井井排距100m，上部油层水平井水平段长度200～250m，下部油层水平井水平段长度为130～160m。
水平井在上下油层错位分布，上下油层中的水平井纵向距离为10～20m。
1.3 水平井注汽量的确定水平井注汽模型不同于直井，在蒸汽未达到油层顶底层时，微元段加热面积为圆形，在蒸汽到达油层顶底层时，微元段加热面积扩大，由于水平井油层厚度一般较薄，加热直径大于油层厚度，故水平井注汽加热模型如图所示：图1 水平井加热模型根据模型，推算出水平井理想状态下的注汽量的计算公式如下：2222222)24(2arcsin 242h r r h So E r h r h r rh L So E Q A A ) ¸¸¹·¨¨©§ ) S 其中：L为水平段长度；EA为蒸汽波及系数；Φ为区块孔隙度；So为区块含油饱和度。
稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺研究稠油（heavy oil）是一种具有较高粘度的原油，常常存在于油田开采中。
为了提高稠油的开采效率，蒸汽吞吐注汽工艺（CSS）被广泛应用于稠油开采过程中。
本文将对稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺进行深入研究，探讨其工艺原理、应用场景以及发展趋势。
一、工艺原理稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺是通过向油层注入高温高压蒸汽，使得稠油在地层中升温、降粘和减压，从而改善流动性，最终实现油藏的开采。
该工艺主要包括三个步骤：首先是蒸汽吞吐阶段，通过向井底注入蒸汽，使得稠油在地层中被蒸汽吞吐，从而提高其流动性；其次是蒸汽驱替阶段，通过注入蒸汽将稠油驱替到井口，并采出地面；最后是注汽阶段，向油层注入蒸汽以维持驱油层的温度和压力，保持驱替的效果。
二、应用场景稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺主要应用于煤矿稠油和油砂矿稠油的开采过程中。
由于煤矿稠油和油砂矿稠油具有高粘度、低渗透率和高密度等特点，传统的采油工艺很难实现有效开采。
而蒸汽吞吐注汽工艺通过提高油藏温度和降低油粘度，提高了稠油的流动性，从而成功实现了大规模稠油开采。
三、工艺优势稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺具有许多优势。
它可以有效提高稠油的采收率和开采速度，提高了稠油资源的利用效率。
该工艺可以减少环境污染，降低采油过程中的温室气体排放量。
稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺还可以减少水和化学品的使用量，降低了开采成本，对于油田的可持续开发具有重要意义。
四、发展趋势目前，随着人们对于环保和能源利用的重视，稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺正逐渐成为稠油开采的主流工艺。
未来，该工艺将更加注重技术创新和工艺优化，以提高开采效率、降低开采成本、减少环境影响。
随着科技的不断进步，蒸汽吞吐注汽工艺也将不断演变和完善，为稠油开采提供更多可能性。
稠油开采蒸汽吞吐注汽工艺是一项重要的油田开采工艺，对于加快稠油资源的开发利用、提高资源利用效率和保护环境都具有重要作用。
随着该工艺的不断发展和改进，相信它将为稠油开采带来更多的机遇和挑战。
氮气辅助措施在稠油热采中的应用摘要通过注氮气改善蒸汽吞吐效果，将氮气辅助措施应用在稠油热采中的方法作为提高吞吐阶段采收率，减缓超稠油产量递减提供一条有效途径，目前在新疆、辽河、胜利等油田已有应用，而且取得了很好的效果。
本文分别从氮气辅助措施提高稠油热采开发效果的机理、氮气辅助措施改善稠油热采的敏感因素以及氮气辅助措施改善稠油热采效果的参数优化选择三个方面来对氮气辅助措施在稠油热采中的应用进行深刻的剖析和说明。
A关键词氮气辅助；蒸汽吞吐；稠油热采；实际应用中图分类号TE357 文献标识码 A 文章编号1673-9671-(2012)051-0152-021 氮气辅助措施提高稠油热采开发效果的原因与机理分析1.1 添加氮气可以提高稠油热采开发效果的原因添加氮气可以提高稠油热采开发效果的原因主要包括如下几点：一是可以保持地层压力，延长吞吐周期；二是可以使原油的溶气膨胀，改变饱和度分布，加快原油排出；三是界面张力降低可以提高驱油效率；四是注入氮气可以减小热损失；五是注入氮气可以增加波及体积；六是注入氮气可以提高原油的回采率。
1.2 添加氮气可以提高稠油热采开发效果的机理1）原油粘度下降及膨胀的机理。
由于氮气溶解降粘率及膨胀系数不十分显著，注氮气溶解降粘和膨胀作用不是改善蒸汽吞吐效果的主要机理。
2）泡沫油的机理。
注入氮气后，氮气虽然少量溶解与超稠油中，但当进行吞吐生产时井底压力下降，气体从原油中析出，对于超稠油，溶解在原油中的气体以微气泡的形式存在而不易脱出，即形成泡沫油，而泡沫油的粘度比原始的超稠油粘度低很多，这对超稠油吞吐开采是非常有利的。
3）增加地层弹性能量的机理。
注入的氮气增加了油藏能量，在吞吐回采过程中，溶解在油中的氮气改善油的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成气驱，增加了驱动能量。
4）改善蒸汽波及体积的机理。
注蒸汽后紧接着注氮气或蒸汽氮气同注时，氮气携带部分热量迅速进入油藏深部和上部，增加了蒸汽的波及体积。
春风油田成功低成本开发技术
从今年年初至2月25日，春风油田排6-平48井运用微生物采油这一低成本开发技术，增油3165吨，创国内外微生物吞吐采油的最高纪录。
新春公司开发的春风油田位于准噶尔盆地西缘，部分靠近边水的稠油井蒸汽吞吐开采效果不理想，吞吐几个周期后，含水迅速升至98%。
虽然该公司攻关形成了以氮气泡沫为代表的局部高含水堵调技术，对油藏内部汽窜和底水锥进治理效果明显，但还没有找到防治边水的好办法，影响了这部分储量有效动用。
经多方调研，技术人员提出微生物降黏冷采的新思路。
分析认为，排6-平48井储层高孔高渗，剩余油富集;埋藏浅，油层温度31摄氏度，适合微生物生存;边底水和营养液提供了微生物生长的有利环境;水平井段提供了微生物生长空间。
开展排6-平48井微生物降黏室内实验及菌剂、营养液筛选，在采出液中检测出了注入的活菌，且微生物数量保持了较高水平，表明注入菌适应油层的生长环境。
2014年10月4日，顺利注入800立方米微生物混合液，进入关井反应阶段。
2015年3月15日，排6-平48井开井，初期日产油20吨，含水22%，已持续见效340天，平均日产油9吨，含水62%，并且继续有效。
在排6-平48井开发初期即采用了微生物采油是一次大胆的技术尝试，第一口试验井即获得了效益油，盘活了一部分经济效益不适合热采的稠油储量，成功经验已在同区块的另外3口井推广，其中排6-平49井已增油1227吨，另外2口井已注入微生物混合液，正在焖
井。
浅薄层特稠油热水驱开发技术研究本文利用数值模拟技术建立井组模型，开展了春风油田排601-20区块蒸汽吞吐后转热水驱可行性评价，通过对热水驱开发技术政策界限进行研究，优化热水驱调整方案，方案指标表明，热水驱开发技术能够进一步提高特稠油油藏的采收率，并具有较好的经济效益，研究成果对该类油藏下步深入开发提供了一条新的技术思路。
标签：春风油田；接替技术；热水驱；数值模拟；方案优化春风油田排601-20区块位于准噶尔盆地西缘车排子凸起，区域构造上属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元，油藏埋深380～520m，油藏温度25.8℃；油藏条件下原油黏度为24800～42000m mPa·s，属于特稠油。
自2011年投产以来，采用蒸汽吞吐开发，初期投产效果较好，但因埋藏浅，地层压力低，周期生产时间短，转周频繁，目前已进入高轮次吞吐阶段，周期产量递减大、开发效果逐渐变差，需寻求蒸汽吞吐后提高采收率的接替技术。
为此，在排601-20区块选择典型井组建立模拟模型，开展了蒸汽吞吐后转热水驱可行性评价及开发技术研究，为进一步提高采收率提供技术指导。
1 热水驱开采机理热水驱是提高稠油采收率的重要方法之一，由于其热能消耗较少，在国内外得到广泛应用，热水驱采油机理主要是依靠注入热水加热油层，其提高采收率机理有以下几方面：①加热降低原油粘度，提高原油流动能力。
同蒸汽吞吐相同，热水驱同样具有加热降粘作用；热水驱后，当油藏温度升高后，原油流动能力大大增强；②增加地层压力，提高油层驱动能量。
与蒸汽吞吐降压开采不同，热水驱与常规注水开发一样，通过向地层注入热水能够保持或提高地层压力，增加油层驱动能量；③吞吐转热水驱后，能有效提高纵向波及范围。
蒸汽超覆作用使蒸汽主要在油层上部运移，导致油层上部动用效果好，下部动用效果差。
2 热水驱开发技术研究2.1 热水驱开发可行性分析利用数值模拟建立井组实际模型，分别模拟蒸汽吞吐、热水驱及蒸汽驱三种生产方式的开发效果，通过效果对比，优选下步适合该区块的开发技术。
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2024 年 2 月第 43 卷 第 1 期Feb. ，2024Vol. 43 No. 1DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202308004准噶尔盆地东部北10井区中深层稠油CO 2非混相驱油技术许海鹏 张新奇 刘蕊 夏近杰 王倩 董宏（中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000）摘要： 准噶尔盆地东部北10井区头屯河组油藏具有埋藏深、原油黏度大、储层强水敏的特点，自探明以来一直未获得有效动用。
为了解决油藏难动用的难题进行了CO 2-稠油实验，在实验结果的基础上，根据试验区生产现状提出“非混相驱+吞吐”措施，利用数值模拟手段优化生产参数得到最优方案并预测出生产指标。
结果表明：地层稠油注入CO 2后原油体积膨胀和黏度降低的能力大幅增强，是提高采收率的主要机理；井区稠油CO 2驱替方式为非混相驱，驱替过程中CO 2先以溶解和扩散作用为主，待建立驱替通道后才开始产出原油，采收率为29.60%；试验区非混相驱初期见效慢，为加快受效提出“油井吞吐”措施，数值模拟预测非混相驱配合3轮油井吞吐生产，最终采收率可达21.0%，解决了研究区油藏难动用的难题。
研究成果对中深层强水敏稠油油藏的动用具有一定的借鉴意义。
关键词：中深层稠油；强水敏；CO 2非混相驱；提高采收率；北10井区中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2024）01-0142-07CO 2 immiscible flooding technology for medium⁃deep heavy oil of Bei 10well block in eastern Junggar BasinXU Haipeng ，ZHANG Xinqi ，LIU Rui ，XIA Jinjie ，WANG Qian ，DONG Hong（Exploration and Development Research Institute of PetroChina XinjiangOilfield Company ，Karamay 834000，China ）Abstract ：Toutunhe Formation reservoir in Bei 10 well block of eastern Junggar Basin is characterized by large buri⁃al depth ， high viscosity of oil and strong water sensitivity of reservoir ， which has not been effectively produced since its reserves proved. CO 2-heavy oil laboratory experiments is performed in order to solve challenge of reservoir producing. Based on laboratory experiment results ， “immiscible flooding+huff and puff ” measures are proposed ac⁃cording to production status of test area. Production parameters are optimized by numerical simulation to obtain opti⁃mal plan and predict production indexes. The results show that the main mechanism for improving oil recovery is the significant increased capacity of oil volume expansion and viscosity reduction after CO 2 injection into heavy oil for⁃mation. CO 2 displacement method for heavy oil in the well block is immiscible flooding during displacement pro⁃cess ， with CO 2 primarily dissolved and diffused ， and oil produced after establishment of displacement channel ， get⁃ting recovery of 29.60%. Immiscible flooding has slow initial response in the test area. In order to accelerate re⁃收稿日期：2023-08-02 改回日期：2023-10-10基金项目：中国石油天然气股份有限公司前瞻性科技专项“稠油冷采提高采收率技术研究”（2021DJ1406）；中国石油天然气股份有限公司科技专项“稠油绿色低碳开发技术攻关与试验”（2023ZZ23-06）。
