辽河油田稠油开发技术特色

辽河油田稠油开发技术特色（精选9篇）

辽河油田稠油开发技术特色 篇1

辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。

1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。

辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。

辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。

稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。

辽河油田稠油油藏主要有4个特点：

（1）原油粘度跨度大。普通稠油、特稠油、超稠油均有；

（2）油藏埋藏深。既有中深层（600-900m）、深层（900-1300m），又有 深层（1300-1700m）、超深层（大于1700m）。辽河油田稠油油藏埋深以中深层-深层为主；

（3）储集层类型以碎屑岩为主；

（4）含油井段长。层状油藏含油井段长达150-350m,块状油藏油层厚度达 35-190m。

稠油的最大特性体现在以下两点：一是原油粘度对温度非常敏感，随温度的升高而大幅度降低；二是随着温度的升高，原油体积发生膨胀，因此产生驱油作用。

根据稠油的特性，一般采用热力开采。根据对油层加热的方式可分为两类，一是把流体注入油层，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱等；另一种是在油层内燃烧产生热量，称火烧油层。

经过四十多年的探索实践，辽河油田形成了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD以及火驱等为主导的稠油开发核心技术，有力支撑了油田持续稳产。

（1）蒸汽吞吐

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。

蒸汽吞吐常作为注蒸汽开采的第一阶段，热采稠油区块投入开发的初期，基本上采用蒸汽吞吐开发。自上个世纪80年代，蒸汽吞吐开启了辽河稠油走向高产的传奇之旅，这也成为了辽河油田稠油油藏主蒸汽开发的主体技术。目前，辽河油田每年稠油吞吐产量约330万吨，占到总产量的三分之一。但经过30余年的开发，原油产量下降，地层能量大大降低。目前辽河油田正在探索非烃类气体辅助蒸汽吞吐技术，这是是一种将空气、氮气、二氧化碳等非烃类气体注入蒸汽吞吐井中，发挥其补充地层能量、减少蒸汽使用、降低油水液面张力等作用，从而改善蒸汽吞吐生产效果的技术手段。（2）蒸汽驱

蒸汽驱就是蒸汽由注入井被连续不断地注入到油层中，把原油驱向周围的生产井。蒸汽吞吐属衰竭式开采方式，当蒸汽吞吐到一定程度时，要进一步提高原油采收率，必须向油层补充驱替能量，由蒸汽吞吐转为蒸汽驱。

齐40是辽河油田最早启动的蒸汽驱开发试验区块。齐40块于1987年以蒸汽吞吐方式投入开发，1998年10月开展了蒸汽驱先导试验，2003年开始进行蒸汽驱扩大试验，2005年12月齐40块蒸汽驱正式启动。经过十多年的开发实践，齐40块蒸汽驱取得了成功，开创了中深层稠油油藏蒸汽驱先例，为国内同类型油藏转换开发方式，提高采收率积累了丰富的经验。（3）SAGD--蒸汽辅助重力泄油

SAGD（Steam Assisted Gravity Drainage）简称蒸汽辅助重力泄油是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、较高的最终采收率及降低井间干扰，避免过早井间窜通的优点。SAGD 是蒸汽吞吐后期大幅度提高采收率的一种有效的接替技术。

目前SAGD 有三种布井方式, 即平行水平井方式、直井与水平井组合方式和单管水平井SAGD。辽河油田是国内最早一批开展SAGD开发试验、并顺利转入工业化推广的油田。辽河油田于1996 年在杜84 块兴隆台油藏成功地完钻了中国第一对双水平井, 开展了国内第一个蒸汽辅助重力泄油SAGD 先导试验,即水平井注汽、水平井采油组合方式进行的蒸汽辅助重力泄油。

直井与水平井组合SAGD就是采用直井注汽, 水平井采油的SAGD 技术。其生产特征表现为蒸汽腔上升较快, 当上升到一定高度时, 沿水平生产井方向和横向方向在油层中扩展。2005 年，辽河油田首次在杜84块馆陶组油层开展了直井与水平井SAGD 先导试验, 取得了成功, 目前该区块馆陶油层已全面进入SAGD 开发阶段。

（4）火烧油层

火烧油层（又称火驱）是把空气、富氧空气或氧气注入到油层,使其在油层中与原油中的重质成分起氧化反应，释放大量的热和气体，来驱替未燃烧的原油。

火驱作为提高稠油采收率的重要方法之一，具有采收率高、成本低、应用范围广的优势。据了解，目前国内进行火驱开发试验的主要有辽河、新疆、吉林等

油田。辽河油田在上世纪末就开展过火驱探索，但正式进行先导试验始于2005年。目前，辽河油田是国内火驱试验规模最大、产量最高的油田，火驱年产油达33.6万吨。预计到2020年，中石油火驱年产量要达到100万吨，届时辽河油田火驱产量将达到67万吨，占据中石油火驱年总产量的一半以上。

辽河油田稠油开发技术特色 篇2

与浅层稠油油藏相比, 中深层稠油油藏的储层条件要复杂得多, 其油藏特点基本为油层物性差, 非均质性较严重, 油藏类型及油水关系复杂, 油层井段长、层薄、层多等, 转换开发方式均为世界级技术难题。

其中辽河油田杜229块和锦45块油藏条件具有中深层稠油油藏的代表性, 且储量相对较大, 具有一定规模的推广潜力, 但是也存在一些困难和问题。

锦45块蒸汽驱试验目的:对具有边底水、互层状的中深层稠油油藏进行蒸汽驱开发方式试验, 在Ⅰ类稠油油藏成熟的蒸汽驱配套技术基础上, 攻关与完善适用于Ⅱ类稠油油藏蒸汽驱配套技术, 为锦45块及同类稠油油藏蒸汽驱开发提供技术支持, 同时为Ⅲ类稠油油藏的开发奠定基础。

杜229块双水平井SAGD试验目的:对具有一定倾角的薄层中深层超稠油进行SAGD开发方式试验, 在Ⅰ类稠油油藏形成的S A G D配套技术基础上, 攻关与完善适用于Ⅱ类稠油油藏SAGD配套技术, 为杜229块及同类稠油SAGD油藏开发提供技术支持, 同时为Ⅲ类储量稠油油藏的开发奠定基础。

锦45块从油层物性上看:属于中孔、高渗储层, 非均质性较为严重;从原油物性上看:密度大, 粘度达13000厘泊, 属于重质稠油。锦45块孔隙度25.5%, 渗透率1.739μm2, 变异系数0.81, 油层有效厚度26.3m, 原始压力9.6MPa, 地层温度45℃, 20℃密度0.9938cm3, 50℃粘度13000m Pa.s, 凝固点10.2℃, 含蜡量3.42%, 沥青胶质含量44.8%。

1 目前锦45块II类稠油油藏蒸汽驱开发存在的主要问题

(1) 锦45块II类稠油油藏蒸汽吞吐潜力已达极限, 扩大蒸汽驱试验井组规模势在必行。

(2) 油藏非均质矛盾突出, 油层动用不均。

(3) 边底水侵入, 油藏水淹日趋严重, 综合含水持续升高。

(4) 高温测试技术不完善, 不能适应井筒管柱工艺的变化;同时工艺复杂, 成本高。

杜229块从油层物性上看:属于大孔高渗储层储层, 层间非均质性严重;从原油物性上看:密度大, 粘度达57940厘泊, 属于超稠油。杜229块孔隙度32.2%, 渗透率1.48μm2, 变异系数0.73, 油层有效厚度49.75m, 原始压力9.5MPa, 地层温度45℃, 20℃密度1.004cm3, 50℃粘度57940m Pa.s, 凝固点21.5℃, 含蜡量2.1%, 沥青胶质含量53.1%。

2 目前杜229块II类稠油油藏SAGD开发存在的主要问题

(1) 杜229块II类稠油油藏蒸汽吞吐潜力已达极限, 转换开发方式势在必行。

II类SAGD油藏杜229块与I类SAGD油藏杜84块相比具有油藏埋深大、油层厚度薄、地层倾角大的特点。杜229块兴Ⅲ组油层部署SAGD井组2个。这使得油藏跟踪调整难度加大。

(2) 蒸汽热利用率低、SAGD开采成本高。

S A G D开采技术必须使用高干度的蒸汽才能满足生产的需要。目前I类稠油油藏S A G D高干度注汽采用的是汽水分离技术, 即把干度为75%的饱和蒸汽进行分离, 分离出来的干蒸汽用来注汽 (干度可达99%以上) , 而分离出25%的水被废弃, 热能回收率只有70%左右, 造成大量的能源浪费, 折算一台锅炉一天浪费燃料油近2吨。同时分离出25%的水在排放之前, 大量的高含盐水给污水处理带来很大的工作量。

稠油开采主要依靠的是注蒸汽, SAGD开采技术注汽成本较高。因此, 对于埋藏较深的II类稠油油藏 (如杜229块) 如何高效利用蒸汽更是至关重要。

(3) SAGD举升技术还不完善, 不能完全满足II类油藏的生产需求。

目前稠油开采主要采用的是热蒸汽驱油技术, 即将干度75%左右的过热蒸汽通过管网注入油井, 通过过热蒸汽加热地下油层, 降低稠油的黏度使之便于流动, 然后通过抽油机抽出油水混合物后静置分离后得到油层。其中的核心就是产生过热蒸汽的注汽锅炉。注汽锅炉不同于一般意义上的热水锅炉或蒸汽锅炉, 它的产物是干度75%左右的汽水混合物, 剩余的25%部分为高温、高压、高含盐水, 一般作为废水排放。以单台蒸汽干度75%的23t/h注汽锅炉为例, 汽水分离后排掉高压17MPa、高温316℃的过热水3400k g/h, 同时又排掉了高达230℃的大量烟气。在增加了原油产量的同时, 也排放了大量的工业废热。胜利油田从94年起开始研究对注汽锅炉的余热进行利用, 但只限于使用换热器进行取暖或者预加热给水, 排放水的回收再利用尚处空白。为了响应国家节能减排的号召, 我们提出了注汽锅炉分离水回收再利用注汽技术的研究, 用以提高能源利用效率, 减少能源生产过程中的环境污染, 达到节能减排的目的。分离水回收再利用注汽技术研究与应用就是研制一种新型的分离水回收注汽工艺技术, 把汽水分离器分离出的饱和水直接恒能量加热到蒸汽干度75%以上, 再注入到井下。从而避免了目前汽水分离带来的一系列问题, 同时也减少了投资。该技术的研制成功, 将成为汽水分离的替代技术。是目前最先进、最节能的一种注汽工艺技术。

3 结论

目前国内外仅有辽河油田在中深层II类稠油油藏开展蒸汽驱及SAGD先导试验, 而II类稠油油藏的地质研究还不能满足对蒸汽驱及SAGD的汽腔扩展跟踪及调整的需要, 蒸汽驱及SAGD的汽腔形态发育和影响汽腔扩展的主控因素认识较浅, 薄层双水平井预热方式无先例可借鉴, 针对性的调整技术尚属空白, 因此, 非常急切开展中深层II类稠油油藏蒸汽驱及SAGD的跟踪调整研究。

参考文献

[1]周明升, 曹建新.双管注汽技术在稠油水平井开发中的研究应用[J].石油地质与工程, 2008 (05) [1]周明升, 曹建新.双管注汽技术在稠油水平井开发中的研究应用[J].石油地质与工程, 2008 (05)

辽河油田稠油开发技术特色 篇3

【关键词】塔河油田;奥陶系;稠油油藏;地质特征;开发技术

包含塔河油田在内，奥陶系盐酸盐岩稠油油藏大多分布于含有油气的盆地中，是一种非常特殊的油气藏资源，也是我国埋藏深最大的稠油油藏，约为5000-5700米，储集体基本可分为溶洞型、裂缝型、缝洞型三类，非均质性特点是其最主要的特点。该油藏在开发的过程中，会表现出油井的建产率低，缺乏对单井储量的有效控制，出水后油井的产量会迅速降低等问题。为了能够有效解决这些问题，实现对稠油油藏的有效开采，我们需要加深对该油藏地质特性的认识，并加强对开发技术的研究，这也是今后塔河油田奥陶系稠油油藏开采的重点。

一、塔河油藏的地质特征分析

塔河油田地区奥陶系稠油油藏的地质特点和其他稠油油田相比，在共性特点之外，还具有其特殊的特点，具体可以从以下3个方面进行概括：第一，稠油油藏的储集空间比較复杂，储集的类型和有效储集体的形态以及具体的分布范围很难确定。这是因为，塔河油田处于长期发育古隆起的侧部，其油藏是在长期的构造运动和岩溶作用的共同影响下在缝洞型碳酸盐岩中形成的。这种储层空间主要包括溶蚀孔、溶蚀洞、微裂缝等，具有双重或多重孔隙介质的储集类型。第二，油藏的埋藏较深，无法有效确定油层厚度。其埋深约为5000-5700米，再加上油田中的原油以含硫量和粘度很高的重质流体为主，油藏类型属具底水、低饱和的岩溶缝洞型油气藏，所以难以判断其油层厚度。第三，流体的性质复杂，边界不清，且其密度和粘度高。由奥陶系稠油的地面密度及动力粘度平面分布来看，稠油性质差异较大，存在着普通稠油、特稠油甚至超稠油。

二、塔河稠油油藏的开发技术分析

塔河油田奥陶系稠油油藏的开发正处于起步阶段，由于其储层位于岩溶缝洞，再加上稠油本身就属于重质流体，所以大大增加了开发的难度。从上文的分析可知，本地的稠油油藏的原油密度较大，而且黏度和凝固点都较高，所以导致其流动性较差，很难完成井筒的升举操作，影响了施工和生产活动的正常进行。在这种背景下，如何采用科学合理的开发技术，提高本地区的稠油油藏开发效果已经成为当前生产工作的重点。笔者结合稠油油藏的地质特点，从如下三个方面进行了具体分析。

（一）加强对稠油油藏储层非均质性的研究

要想对本地区的稠油油藏资源进行有效开发，对其储层空间的地质特点进行深入研究是非常有必要，尤其是对岩溶缝洞的分布规律要有全面的认知。在此基础上，通过原油本身的特点及其流体性质和渗流特点，就可以对开发的方式进行评价，有选择性地选择开发的方式。

（二）加大对稠油油藏开发方式和开发技术研究的力度

该油藏属于缝洞型碳酸盐岩的底水油藏，其高角度裂缝的发育比较广泛，所以为水体的推进提供了有利条件。与此同时，原油的黏度要远远高于水体，而且两者的流度比值较大，所以油井一旦见水，其含水量就会迅速上升，很容易暴性水淹的发生。另外，在长时间的水洗作用之下，下部分原油的粘度会进一步加大，所以需要加大对油层条件下原油黏度和温度的关系，并加强对稠油和超稠油的驱油效率的研究，除此之外，原油的流变特点和高温相渗试验也是研究的重要内容之一。通过这些开发理论的研究来实现开发方式和技术的优化。比如说，有研究发现原油黏度的临界值对于开发方式的选择具有重要影响，大量的实践也证明，通水驱与热采的地下原油粘度的界限值在100-200mPa·s之间。

（三）稠油油藏的开采技术亟待突破和创新

从塔河油田已经查明的稠油和超稠油的储量来看，约占60%。它们的储层非均质的程度比较严重，同时受到稠油本身特点的影响，所以单个油井无法实现对储量的有效控制。从目前本油田采取的相关措施来看，提高产油量的最佳途径就是参稀采油。因为酸化技术的使用对提高稠油油井的生产能力具有非常重要的作用。但是以目前油田稠油开采的实际情况来看，这一技术的开发还需要进一步加强。同时，稠油油藏本身性质的复杂性极大地限制了传统开采技术的应用，所以进行开采技术的创新和突破是目前研究的重点。

结束语

综上所述，塔河油田奥陶系稠油油藏具有巨大的开采价值，但是在实际的开采过程中却面临着一些问题。为了有效解决这些问题，本地稠油油藏的开采率，笔者首先从3个方面对塔河油田奥陶系稠油油藏的地质特点进行了总结和概括，然后从实际出发，对开采技术未来的研究方向和亟待解决的问题进行了比较全面的分析。但是本文并未对稠油油藏的自身特点和具体的开采技术进行深入分析，这是本文研究的不足之处，也是今后笔者研究的重要方向。

参考文献

[1]刘嘉庆，李忠，韩银学等.塔河油田上奥陶统良里塔格组碳酸盐岩沉积地球化学特征与台地演化[A].中国科学院地质与地球物理研究所.中国科学院地质与地球物理研究所第十届（2010年度）学术年会论文集（上）[C].中国科学院地质与地球物理研究所，2011：14.

[2]苏江玉，俞仁连.对塔河油田油气成藏地质研究若干问题的思考[J].石油实验地质，2011，02（11）：105-112.

[3]侯加根，马晓强，刘钰铭等.缝洞型碳酸盐岩储层多类多尺度建模方法研究：以塔河油田四区奥陶系油藏为例[J].地学前缘，2012，02（18）：59-66.

[4]刘中春.塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径[J].油气地质与采收率，2012，06（15）：66-68+86+115.

[5]李新华.塔河12区超深、超稠油油藏评价及开发技术研究[D].西南石油大学，2009.

作者简介

稠油不加热集输技术 篇4

(西南石油大学油气储运工程，四川 成都，610500)【摘 要】:稠油的密度大、粘度高、流动性差,输送困难。对稀释法、乳化降粘法、加剂降粘法、超声波法、改质降粘法、低粘液环法等稠油不加热集输技术的机理及应用条件进行了分析,探讨制约不加热输送技术发展的难题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。【关键词】:稠油;降粘;不加热集输

稠油即高粘度重质原油，国际上常称为重油。稠油是一种复杂的、多组分的均质有机混合物，主要是由烷烃、芳烃、胶质和沥青质组成。一般是以油层条件下或油层温度下的脱气原油粘度为主，粘度在50 mPa·s以上叫稠油。粘度在50～10 000 mPa·s称为普通稠油；粘度在10 000～50 000 mPa·s称为特稠油；粘度＞50 000 mPa·s称为超稠油或天然沥青。

随着世界能源供应日趋紧张,储量丰富的稠油日益引起各国的重视。稠油富含胶质和沥青质,粘度高,密度大,流动性差,其特殊性质决定了稠油的集输必然是围绕稠油的降粘、降凝改性或改质处理进行的。我国原油主要是以稠油油藏为主，稠油中胶质、沥青质含量过高是稠油高粘度的原因，对稠油开采和输送工艺难度相当大，针对不同稠油油品选择合理的降粘方法将变得至关重要。否则将影响稠油正常开采和输送，从而增加开采、输送的成本，降低经济效益。我国油田集输系统主要采用加热输送工艺,该工艺的弊端是输油能耗高、允许的输量变化范围小、停输易发生凝管事故。因此,近年来稠油的不加热集输技术越来越引起人们的重视。本文对几种稠油不加热输送技术的机理及应用条件进行了分析,探讨了其有利的方面和存在的问题,为稠油的经济、安全输送提供有益的借鉴。稀释降粘技术

1.1 机理

稀释降粘主要是利用相似相容原理,加入溶剂降低稠油粘度,改善其流动性。常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。其作用机理为,当加入稀释剂后,混合物中蜡含量浓度减少,溶液的饱和温度降低,从而降低了混合物的凝点。另外,低粘原油的胶质、沥青质是一种降凝剂,它阻止了蜡晶网络的形成,使混合物的凝点、屈服值和粘度等降低。

1.2 应用

国内外研究表明,轻油掺入稠油后可起到降凝降粘作用,但对于含蜡量和凝固点较低而胶质、沥青质含量较高的高粘原油,其降凝降粘作用较差。所掺轻油的相对密度和粘度越小,降凝降粘效果也越好;掺入量越大,降凝、降粘作用也越显著。稀释剂与原油的混合方式和混合温度也同样影响稀释的效果,一般来说,稠油与轻油的混合温度越低,降粘效果越好。稀释剂与原油的最佳混合温度通常高于原油凝点3~5℃,等于或低于混合油凝固点时,降粘效果反而变差,且随稀释剂添加浓度的变化,混合物的流变特性也将发生变化。稀释法的优点是可以直接利用常规的原油输送系统来输送稠油；在停输期间不会发生稠油凝固现象。但是稀油的来源必须有保障。

采用此种方法大规模地开采稠油时,选用的稀释剂必然是稀原油,因为稀原油来源广泛,可提供的数量大,因此也带来一些问题。首先,稀原油掺入前,必须经过脱水处理,而掺入后,又变成混合含水油,需再次脱水,增加了能源消耗;其次,稀原油作为稀释剂掺入稠油后,降低了稀油的物性。再次,两种油品性质相差太大的原油混合后可能会出现相容性问题,在输送及处理过程中可能会产生沥青质析出现象。因此,高粘原油加烃类稀释剂进行降粘集输,并非完善的方法,应综合考虑其经济性、可行性,必要时可采用别的更好的方法。加水溶性降粘剂乳化输送

2.1 机理

原油乳化输送的机理主要有两点:a.原油分散在表面活性剂水溶液中形成水包油型(O/W)原油乳状液或拟乳状液,由于O/W型原油乳状液的粘度比纯油的粘度低2~3个数量级,因而可大大降低原油的表观粘度;b.表面活性剂吸附在管壁上形成亲水膜,降低管壁的摩阻。原油表观粘度和管壁摩阻的降低均可大大降低原油管输的能耗。原油乳化输送要求O/W型原油乳状液具有适度的稳定性,即原油乳状液既要在管道输送过程中保持稳定不发生分相或转型,最后到集油站或炼厂又能较容易破乳而实现最终油水分离。

2.2 应用

乳化降粘的关键是选择质优、价廉、高效的乳化降粘剂。较好的降粘剂应具有以下两个特性:第一,对稠油具有较好的乳化性,能形成比较稳定的O/W乳状液,降粘效率高;第二,形成的O/W乳状液不能太稳定,否则影响下一步的原油脱水。

目前乳化降粘技术发展比较成熟,降粘率甚至可达99%以上,在国内外稠油开采和输送得到广泛应用,但仍存在以下问题：一是乳化剂与稠油配伍方面缺乏系统研究。虽然乳化降粘剂的配方很多,但对稠油的选择性都很强,主要原因是稠油组成的差异。二是常用乳化剂存在价格比较昂贵、功效不佳、用量大、使用不便等问题,这无疑将增加稠油的输送成本,制约稠油乳化降粘技术的实际应用。超声波降粘输送技术

3.1 机理

高强度超声波作用于稠油时,可使稠油的粘度降低,超声波降粘的机理比较复杂,但主要是两个方面的协同作用:一是空化作用,空化是液体的一种物理作用,在液体中由于超声波的作用,液体的某一区域会形成局部的暂时负压,于是在液体中产生空穴或气泡。这些充有蒸汽或空气的气泡处于非稳定状态。当突然闭合时,会产生激波,因而在局部微小的区域产生很大的压力和很高的温度。在高温、高压以及空化时产生的冲击波作用下,可破坏原油分子中C-C键,使原油分子降解,导致原油组分发生变化,降低原油粘度。

二是超声波的乳化作用,目前开采出的原油含水都比较高,在开采过程中,受机械力的作用,可形成乳状液,当高强度超声波作用于原油时,由于原油内具有一定数量的空泡,超声波可使空泡产生振动,并在空泡界面上会产生很大的剪切应力。在剪切应力作用下,原油与水充分混合,使原油乳化,并在相浓度(φ)达到一定值时,改变原油的乳状液类型,使其粘度降低。

3.2 应用

超声波降粘技术是近几年来迅速发展起来的一种新技术。通过实验证明:超声波处理可以明显降们都是不饱和酸酯的聚合物或不饱和酸酯与其它不饱和单体的共聚物。就目前研究与实际应用情看,合成降粘剂的典型单体是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、马来酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烃等。近年来,我国开发的油溶性降粘剂,对特稠油较高温区的降粘效果有明显提高。继续提高降粘剂较高温区的降粘率,使高温特稠油的粘度基数大大降低,是解决实际问题的方向。

超声波空化的降粘效果与超声频率、强度及作用时间等有关,降粘率并不大。在低含水率时 ,它将增大原油的粘度。当含水率超过一定值后,超声能将原油形成水包油型乳状液,大幅度降低原油的粘度。但是这种乳状液的稳定性较差。在这种原油中掺入表面活性剂,再经超声处理后,乳状液的稳定性变好,但其粘度有所增大。加油溶性降粘剂输送技术

4.1 机理

油溶性降粘剂降粘技术主要是基于原油降凝剂开发技术,针对胶质、沥青质分子呈层次堆积状态,借助高温或溶剂作用下堆积层隙“疏松”的特点,使降粘剂分子“渗”入胶质或沥青质分子层之间(类似于粘土水化的过程和作用),起到降低稠油粘度的作用。由于不同稠油的胶质、沥青质分子大小和结构不同,油溶性降粘剂具有很强的选择性。

4.2 应用

油溶性降凝降粘剂品种很多,但基本上可归结为两类:一类是缩合物型,如Paraflow等;另一类是不饱和单体的均聚物或共聚物,典型聚合物有乙烯醋酸乙烯酯共聚物(EVA)、(甲基)丙烯酸高碳醇酯衍生物的聚合物、马来酸酯衍生物的聚合物等。们都是不饱和酸酯的聚合物或不饱和酸酯与其它不饱和单体的共聚物。就目前研究与实际应用情况看,合成降粘剂的典型单体是乙烯、醋酸乙烯酯、苯乙烯、马来酸酐、(甲基)丙烯酸酯及α-烯烃等。在结构上主要是各种类型二元或多元共聚物及其复配物。近年来,我国开发的油溶性降粘剂,对特稠油较高温区的降粘效果有明显提高。继续提高降粘剂较高温区的降粘率,使高温特稠油的粘度基数大大降低,是解决实际问题的方向。

油溶性化学降粘技术是克服了化学乳化降粘技术缺陷的一种方法。但是,开发油溶性降粘剂难度很大,目前针对稠油的降粘率还不够高,国内外研究进展缓慢。主要缺点有以下几点: 由于原油中正构烷烃碳数分布的多元性和胶质、沥青质结构的复杂性,降粘剂对原油有很强的选择性,要找到适用于所有原油的降粘剂几乎是不可能的。因此,降粘剂应该与各类助剂复配使用既可扩大适用范围,也可提高降粘效果。

油溶性化学降粘技术是一种“治标”而非“治本”的方法,降粘剂虽然能够抑制或分散蜡晶、胶质片、沥青质层,但并不能使它们消失,达到真溶胶颗粒的粒度,所以降粘降凝的程度是有限的。稠油改质降粘

5.1 机理

稠油改质降粘是一种浅度的原油加工方法,以除碳或加氢使大分子烃分解为小分子烃来降低稠油的粘度。除碳过程大致可分为热加工和催化加工,热加工有减粘裂化、焦化等,催化加工以催化裂化为代表。此外,还有溶剂脱碳,如脱沥青和脱金属离子等过程。加氢过程有加氢热裂化和加氢催化裂化等。

5.2 应用

近年来,国外采用在油田内建立一套稠油改质的装置,使稠油的大分子裂化,降低粘度,便于输送。法国提出加氢降粘裂化法,在油田进行加压加氢处理,使原油粘度降至可用管线输送,并在下游炼厂用普通炼油方法加工。这样打破了以往采用传统的单物理降粘法,可节省各种降粘措施费,方便生产。

稠油改质降粘从根本上降低稠油的粘度。改善稠油在管道中的流动性,从而提高管道特别是长输管道的适用性。此外稠油裂化生成的轻质油不仅可以使未发生裂化的稠油组分稀释,而且可以因其分子量变小而增加稠油蒸气压,亦即增加稠油管输动能。目前存在的主要问题是：硬件条件太高,投资太大。低粘液环输送方法

6.1 机理

向稠油中掺入一定量的低粘度不相溶液体(一般为水),在输送过程中,将油流的速度控制在某一范围内(0·84~1·3 m/s),可形成环状流,粘度大的稠油作为芯流引入输送管道中被水包围,不与管壁接触,这层水环能吸收管壁和流体之间存在的剪切应力,从而减小了流动阻力。

6.2 应用

在美国加利福尼亚州,一根直径为203·2 mm、长为29 km的管线应用这项水环输送技术运行了近15年,所输稠油的AH标准比重为11,输量为1 908m3/d,含水率为20%~30%。该工艺多限于室内和工艺试验阶段,环状流型稳定性比较差,很容易遭到破坏而最终形成混相的形式,为了提高环状流的稳定性,可以在水中加入添加剂使管壁疏油。长距离输送经过泵增压时如何不破坏液环是一个难题。结束语

综上所述,对于稠油输送问题要选择一种最佳的输送方案,需要考虑很多因素,如:管线长度、气候条件、现有的设备、水处理能力、电力供应、地形情况、稠油种类、环境因素等等,但最重要的还是经济因素。一般来讲,对每种方案都要考虑它的原始投资和操作费用,为的是进行综合全面的经济分析,以选出其中最为经济合理的稠油输送方法。

辽河油田稠油开发技术特色 篇5

一、国内稠油开采及常用技术及特点

1.热水驱

注热水是注热流体中最简便的方法，操作容易，与常现注水开采基本相同。注热水主要作用是增加油层驱动能量，降低原油粘度，减小流动阻力，改善流度比，提高波及系数，提高驱油效率。此外，原油热膨胀则有助于提高采收率，从而优于常规注水开发，与注蒸汽相比，其单位质量携载热焓低，井筒和油层的热损失大，开采效果较差。

2.蒸汽吞吐

蒸汽吞吐是指向一口生产井短期内连续注入一定数量的蒸汽，然后关共（焖井）数天，使热量得以扩散，之后再开井生产。当油井日产油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽吞吐。一般情况下蒸汽吞吐后转为蒸汽驱开采。

3.蒸汽驱

蒸汽驱是注热流体中广泛使用的一种方法。蒸汽驱是指按优选的开发系统——开发层系、井网（井口）、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。

4.火驱

火驱具有能量效率高，能用于深、浅层油藏；产出水不需水处理便可利用；由于无需考虑井筒热损失，因此具有适宜于缺乏驱油能量的较深的薄油层油藏的优点。但火驱工艺复杂，操作困难，因此经济上风险性也比较大，成功的火驱油田也只能说明技术上是成功的，但采收率超过45%的也只是少数几个试验区，经济上成功的实例目前则更为少见。总之，对于火驱项目，在国外仍停留在向导试验阶段。

从20世纪初开始，热力采油已逐渐成为开采这类原油的有效方法。稠油分布范围广，由于蕴藏有巨大的稠油资源量而被世界各产油国所重视，随着热力开采技术的发展，开采规模在逐步扩大，产量在不断增长，稠油热采在石油工业中已占有较重要的位置。最近十年来，我国稠油开发以蒸汽吞吐开采技术为主，常规冷采产量所占份额很低。目前我国稠油油田的许多区块或油藏已处于高轮次蒸汽吞吐后期，随着蒸汽吞吐周期的增加，地层亏空加大，产量递减快，且地层存水多严重降低了热能利用，开采效益变差，已不能适应生产的要求。

二、稠油油藏采收率状况分析与评价

依据中国稠油分类标准，结合中石化股份公司热采稠油油藏的实际情况，以边底水活跃程度为标准，将热采稠油可划分成活跃边底水和弱、无边底水两种油藏类型，同时依据原油粘度，每种油藏类型又进一步划分成普通稠油、特稠油和超、特超稠油三种亚类，原油粘度范围分别为80～10000mPa？s、10000～50000mPa？s和50000mPa？s以上。目前股份公司熱采稠油动用活跃边底水和弱、无边底水油藏储量相差不大，分别占46.6%和53.4%。活跃边底水油藏以特稠油为主，开发单元21个，动用地质储量1.33×108t，占总动用地质储量的31.9%，年产油50×104t，采出程度15.2%，综合含水88.7%，标定可采储量2429×104t，采收率18.3%；弱、无边底水油藏特稠油以普通稠油为主，开发单元34个，动用地质储量1.43×108t，占总储量的34.3%，年产油185×104t，采出程度10.7%，综合含水82.3%，标定可采储量2846×104t，采收率19.9%。总的`来说，边底水越活跃，标定采收率越低，随着原油粘度增加，标定采收率下降。

三、开展热化学驱基础理论研究

热化学驱提高采收率，其理论内涵是在蒸汽驱降粘驱替的基础上，利用化学复合体系降低油水界面张力、减少亲油油层的毛细管阻力，提高蒸汽或热水的驱油效率并降低粘度；高温防窜体系可抑制蒸汽的窜流，降低蒸汽流度、提高蒸汽的波及体积。在此理论指导下，可形成蒸汽/泡沫复合驱油技术、蒸汽/驱油剂复合驱油技术、蒸汽/薄膜扩散剂复合驱油技术、热/聚合物复合驱油等技术。加大关键技术攻关，形成开发技术系列，加大关键技术攻关，如氮气泡沫辅助蒸汽驱技术，水驱后普通稠油油藏转蒸汽驱提高采收率技术，水平井蒸汽驱技术，中深层热化学吞吐技术，浅层稠油蒸汽驱技术，超稠油蒸汽驱技术，形成开发技术系列。分阶段、分层次开展先导试验。

四、结论

考虑到油藏地质的复杂性、稠油流体的多变性以及各种开采技术本身的局限性，我们应该因地制宜地选取不同的开采技术，或加以综合利用，从而在一定程度上克服某一项技术的局限性和不足，进一步提高原油采收率。同时应加强对稠油油藏剩余油分布的研究，做到有的放矢，对症下药。随着稠油开采的进行，含水率也在不断增加，为了提高开采效果，应该考虑稠油开采和调剖堵水工艺相结合，而不是只考虑降低原油粘度。大力发展冷采技术和微生物采油技术，克服传统热采技术带来的环境污染、高消耗以及低效率等不足。总之，稠油开采的核心问题是，如何有效降低原油的粘度，增加其流动性，从而实现高效开采，同时对环境污染小，能满足油田可持续发展的战略要求。

参考文献：

[1]刘文章，稠油注蒸汽热采工程？北京：石油工业出版社

[2]岳青山，稠油油藏注蒸汽开发技术？北京？石油工业出版社

辽河油田稠油开发技术特色 篇6

关键词：辽河油区,稠油油捕中的石油贮存,防砂,水蒸气吞叶

从20世纪80年代开始, 辽河稠油开始得到开发利用, 几十年来, 各项开发技术工艺的形成和发展对稠油开发新技术的研究利用产生了重要的推动作用。然而现阶段, 辽河油区稠油开采现今面临两个较为棘手的问题:一是, 主力区块的水蒸气吐纳已平均超越9个轮次, 已进入高轮次, 油汽比低, 压力水平普遍较低, 井网加密潜力小;二是, 因为油捕中的石油贮存的地质环境较为复杂, 再加上技术工艺不完善, 经济条件支持不够等各项原因的约束, 以汽驱为主的转换开发方式试验在国内还没做到大面积的推广应用。

1 辽河油区稠油开采工艺及配套技术

1.1 稠油开发方式

①非热力开采方式:一般条件下普通A类稠油载度为50~100m Pa.s, 采用非热力开采方式, 还是有一定的产出能力;然而对于一些埋藏较深 (达到1500~2400m) , 由于受工艺因素的不成熟, 采用热采方式较为困难, 因此, 通常采用常规注水或利用自然能的一般采掘方式。

②水蒸气吐纳开采方式:水蒸气吐纳开采主要适用于埋藏比较深且黏度比较高的普通稠油。开采技术工艺为:在水蒸气吐纳之前, 通常先进行降压采掘, 并采取电加热、化学降载、热水循环等手段保证生产的安全。在地层压力减少到约10MP时开始水蒸气吐纳。

③压裂开采方式:压裂开采主要针对那些具有较深的埋藏度, 较高的黏度、较差的储集层物性的特深层稠油, 致使注气比较困难, 冷家油田为代表油田。在开采过程中, 采取了压裂投产, 降压开采一段时间后在部分井开展了水蒸气吐纳开发和水驱开发试验。

辽河油区从1989 年起陆陆续续选定了曙1~7~5、齐40、锦90 等多个油井组开展了用水蒸气驱动为首的先行实验。虽然也能增产, 但是效果一般, 没有达到理想的增产效果。

1.2 稠油热采工艺技术

辽河油区地质条件恶劣, 油气田不可以连成一片, 而且不相同的稠油片区的油捕中的石油地质条件、油的品性、采掘方法、注水参数也截然不同。为了达到最优采掘的目的, 第一应在精细油捕中的石油贮存描绘的基础上搭建三维地质模型, 利用物理模型和数值模拟来进行方案比选和参数整定。然后, 根据实际情况工艺参数和配套设施的设计。

2 辽河油区稠油油捕中的石油贮存钻、钻井最后流程工艺技术

2.1 稠油井井身结构及钻井最后流程方式

辽河油区少数稠油油捕中的石油贮存有着良好岩性、出砂少, 大多需要水蒸气注入才能采掘。不同区块的油捕中的石油贮存在地质条件和藏油方式方面有所不同, 因此需要分析实际油捕中的石油贮存区块的地质情况, 根据所得具体资料数据来进行合适的井身结构设计, 同时也能够满足热应力消除、防砂、水蒸气注入和采油管柱下入等需要。在较长时间的摸索与实践分析后, 符合辽河油区自身条件的稠油井井身结构及钻井最后流程方法逐渐成型并完善。

2.2 提高稠油油捕中的石油贮存侧钻井固井质量技术

长期以来, 普遍运用的用来实现油田挖掘增产的技术手段就是侧钻井技术, 经过几十年的发展, 开采辽河油区稠油也是利用侧钻井技术, 通过开采井间剩余油来达到提高开采率和利用率及增产的目的。这是因为一方面, 大量稠油井尤其是稠油热采井因为注入蒸汽以及地层砂流入井筒等因素造成套管损坏成为长停井。另一方面, 油捕中的石油贮存描述、油捕中的石油贮存数值模拟和生产动态分析发现, 在稠油开发中井与井之间显现出明显的剩油区。

3 对稠油采掘下步技术攻关方向的研究

3.1 水蒸气吐纳后经济的接替技术

随着时代的进步及采油技术的不断提高, 且各种现代化科学技术的不断加入, 使得辽河油区稠油开采飞速发展, 产量逐年提高。但是不得不引以注意的是, 现阶段一些较为严重的问题也日渐凸现出来。其中水蒸气吐纳后经济的接替开发方式和工艺技术问题成为目前最主要的的问题。目前, 大多数稠油区块已进入高轮次吐纳阶段, 若对其视而不见, 任由其发展, 如此下去, 稠油吐纳产油量将会有大幅度的下降, 势必会对国家石油资源造成严重危害。

3.2 薄层稠油油捕中的石油贮存开采方法

第一, 在已经探查的辽河油区稠油贮藏资源中, 单层稠油厚不大于5m的积聚层厚度占总积聚层六成以上的薄层状油捕中的石油贮存的储量占比达到15.49%。目前还有很多没有使用的薄层稠油贮藏量;第二, 近些年来辽河油区在盆地的西部凹陷西斜坡也发现了较大规模的浅层薄层稠油资源。薄层稠油是以后能源更替的另一个新天地。

4 结语

辽河油区油捕中的稠油多样纷繁, 采掘难度不小, 较长时间的技术研究和生产生活经验形成了独特且实用的稠油开采技术。对于辽河油区稠油目前面对的采掘苦难的局面, 应在更广的范围内研究分析国内外稠油采掘领先技术的基础上, 发挥地方的综合优势, 重点培育薄层稠油开发技术、稠油热采水平、海上稠油经济开发等几个方面, 使稠油开采技术的不断发展, 造福人类和社会。

参考文献

辽河油田稠油开发技术特色 篇7

1现阶段海外河油田防砂控水存在的问题

(1) 防砂方面的问题。海外河油田储层成岩作用较差, 胶结强度低, 是导致油田出砂问题的根本性因素。自海外河油田发现出砂问题后, 立即采取了常规化的防砂措施, 但是通过应用效果来看, 都不是很理想。有的技术虽然防砂效果好, 但是前期技术、设备的投入资金较多, 加上油田本身的油藏量减少, 因此成本回收周期长;有的防砂技术虽然成本较低, 对于技术和设备的依赖程度也不强, 但是实际应用过程中很难从根本上防止出砂问题, 治标不治本。例如, 地层深部防砂就是海外河油田在防砂工作中所采用的一种防砂技术。该技术在初期试用时有效解决了海3块和还11块油井的出砂问题, 但是单井投入费用在3~3.5万元之间, 因此很难得到广泛的普及和推广。

(2) 控水方面的问题。油田出砂和突出问题常常是相伴相随的。海外河油田由于储层非均质性, 本身就容易诱发突水现象, 加上油田长期注水, 严重影响了采油质量和采油效率。以油田主力油层为例, 该部分油层的采出程度高, 水驱波及体积减小, 多轮次调堵井数增加, 应用效果变差。传统的控水方法大多采用多轮次调堵法, 虽然能够在一定程度上解决油井突水问题, 但是没有认清问题的根源所在, 也属于指标不治本, 因此不仅没能起到很好的控水效果, 反而加剧了油田储层的外部压力, 很容易引发更大的油田事故。

2海外河油田高含水期开采接替新技术

2.1防砂方面的新技术

(1) 防砂堵水一体化技术。该项技术是一种综合程度较高、应用效果良好的新型技术。它的主要工作流程也相对简单:首先将新型的防砂剂和堵水剂进行化学成分分析, 然后研制出一种化学合成品。其次, 利用该化学合成品将防砂剂和堵水剂有机结合在一起, 使混合剂同时具有防砂和堵水的功能。其中防砂剂中的有效成分主要以硅酸盐、偶联剂、凝结剂以及一些油溶性树脂等, 这些成分被挤入储层之后, 会在化学反应作用下形成一层坚硬的“屏障”, 起到防砂的效果;堵水剂的主要成分有水膨性颗粒、交联剂以及水溶性聚合物等, 它的作用机理与水泥混凝土类似, 在使用过程中逐渐固化, 起到堵水效果。

(2) 新型携砂液体系研制。经过长期研究, 2007年研制了适宜海外河油田不同油藏条件的新型携砂液体系:无机防膨剂携砂液体系和有机防膨剂携砂液体系。并且确定了预防储层冷伤害的条件:携砂液温度要高于油藏温度, 防止破坏油藏的渗流能力;防砂后合理生产压差应小于人工井肇抗压强度的1.6倍。实施l口试验井取得了较好效果, 防砂后连续生产606 d, 累计增油4 019 t, 有效解决了携砂液对储层冷伤害、有效期短的问题, 提高了技术的适用性。

2.2控水技术

多轮次调剖堵水技术研究。聚合物微球以白油作为分散介质配制水溶性高分子微凝胶。小球依靠乳液聚合技术合成, 小球的初始体积较小, 一般情况下能够达到纳米级, 但是在注入油层后, 小球体积随时间增长不断的水化膨胀, 一直膨大到最大体积后, 依靠架桥作用在地层孔喉处进行堵塞。大球依靠分散聚合制成, 具有核壳2层结构, 分别携带不同的电荷。其中外壳带负电荷, 在注入初期与地层的负电荷相排斥, 使微球进入地层深部;内核的水化速度快, 暴露的正电荷增多, 与地层所带的负电荷相吸引, 逐渐在地层内部所带的负电荷相吸引, 逐步堆积成团, 达到封堵目堆积。

3结语

现阶段, 海外河油田的开发已经进入高含水后期, 在面对突水和出砂问题时, 传统的防砂堵水方法应用效果不够理想。在此基础上, 海外河油田积极革新技术, 先后研发了防砂堵水一体化技术、聚合物微球调堵技术以及携砂液配方技术等一系列实用性强、成本相对较低的技术。

通过实际应用和分析表明, 上述几项技术与传统的防砂堵水技术相比, 具有更高的实用性和技术含量, 对于提高整个海外河油田的开采质量与开采效率有很大的帮助。

参考文献

[1]武海燕, 罗宪波, 张廷山.深部调剖剂研究新进展[J].特种油气藏, 2005, 12 (3) :l~3.

[2]唐纪云.注水开发稠油油藏氮气泡沫调驱技术[J].石油钻采工艺, 2009, 31 (5) :93~96.

辽河油田稠油开发技术特色 篇8

1 稠油降粘技术现状

当前, 国内外在稠油降粘过程中采用的方法主要分为化学降粘和物理降粘两大类, 化学降粘包括以减粘裂化、延迟焦化、催化裂化等为手段的稠油改质降粘和蜡晶改进剂、表面活性剂、稠油加碱、水热裂解和微生物降解等。物理降粘主要有加热降粘、掺稀油和物理场降粘等方法。

2 稠油油藏水驱渗流理论分析

2.1 渗流机理分析

由渗流基本规律——达西定律 可知, 影响渗流的主要因素有:多孔介质的性质、物化作用, 以及流体性质三个方面。

2.1.1 多孔介质特性对渗流的影响机理

多孔介质是渗流三大要素之一, 多孔介质的性质对渗流规律有决定性的影响。按多孔介质的渗透性, 可分为高渗透、中渗透、低渗透、弱渗透和不渗透等几类。由于多孔介质的渗透率不同, 这些引起了其他与之有关的现象, 也呈现出不同的变化规律。由于渗透率的差异, 与之有关的现象和参数也发生了很大变化, 这些参数包括:可动油饱和度、含油饱和度、平均孔道半径、流度、启动压力梯度、毛管阻力、束缚水饱和度、边界流体所占体积等, 有利于渗流的参数, 所有这些因素都会影响渗流规律的变化。

2.1.2 多孔介质中的物理化学作用对渗流的影响

当油层中的油气水渗流时, 在岩石—原油, 岩石—原油—气—水系统中的界面现象起着非常大的作用。原油采收率的大小, 相渗透率的变化特点, 主要取决于该渗流系统中的界面现象。这些特点, 对于低渗透油藏来说, 又显得特别突出, 甚至会引起低渗透油藏中渗流规律的某些变化。

2.1.3 渗流流体对渗流的影响机理

多孔介质中, 特别是低渗透油藏中流体边界层的存在, 使得孔道中流体的性质变为不均匀的、有序的分布。渗流流体是渗流坏境中的流体, 它包括体相流体和边界流体两部分。边界流体的性质有其特殊的变化规律。在多孔介质的孔隙系统中, 充满了流体, 流体的某些分子就可能与孔道表面的分子产生相互作用。这样, 在孔道表面处流体这些分子的浓度就比远离孔道表面处的分子浓度要大。这种流体分子浓度随距孔道表面距离大小的变化, 将导致其它物理化学性质的变化, 因此, 在渗流环境中, 由于边界流体的存在使渗流流体的性质有其特殊的变化规律。渗流流体的性质取决于体相流体的性质, 边界流体的性质及多孔介质的性质。

2.2 粘性指进产生的渗流机理

在注水开发中, 注入水与高粘原油之间存在流动阻力的差异, 注入水要穿入原油形成指进。研究发现, 注入水驱替高粘原油, 可能发生两种流动:驱替前缘稳定的稳定驱替、驱替前缘不稳定的指进驱替, 因此, 控制粘性指进的关键是控制驱替相合被驱替相的粘度差。

3 网络模型确定

根据奈漫油田九佛堂组上段油藏类型、渗流机理及储层特征, 选用原油、降粘剂、水三维三相化学驱油藏模拟模型。

数值模拟研究所需的数据主要包括:

(1) 油藏地质描述:油藏埋深、储层沉积厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率等参数的等值线图及井点数据;

(2) 平衡区物性参数:油藏压力初始压力及流体饱和度空间分布场;

(3) 岩芯分析数据:岩芯的油水相对渗透率曲线、毛管压力曲线以及岩石压缩系数;

(4) 原油物性数据:密度、粘度及压缩系数等参数;

(5) 地层水物性参数:地层水密度、粘度、体积系数以及压缩系数等;

(6) 降粘剂物性参数:密度、浓度、分子量等;

(7) 动态数据:包括井位、井别、完井数据、油水产量和实测压力等。 (图1)

4 水驱物模实验

根据研究内容, 以奈曼油田奈1块油藏为研究对象, 结合油藏地质、开发现状制定了试验方案, 模拟菱形井网270×90m反九点井网1/4单元 (表1) 。

根据上述实验安排进行水驱物模实验, 实验所得相关数据见表2。

由实验得到的驱替效率变化规律表明, 不论注入流量大小, 在油井见水前, 驱替效率随着降粘剂浓度增加而增加, 其变化规律基本一致:浓度较低时, 驱替效率的增长率较小, 而在浓度较高时, 驱替效率的增长率略有上升。见水后的驱替效率变化规律因注入流量不同而有较大差异:大流量注入时, 驱替效率随降粘剂浓度增加而近似线性增加, 但增长率较小;小流量注入时, 随降粘剂浓度增加, 驱替效率先是逐渐减小而后快速增加, 这就说明中等降粘剂浓度在见水前后对驱替效率的影响规律不同。

5 结论

(1) 注水开发是低压油藏保持地层能量的常用手段, 但是稠油油藏注水开发难度比稀油油藏注水开发难度大得多, 其中关键难题在于降低油水流度比, 延长无水开发时间。

(2) 奈曼原油为普通稠油, 50℃时原油平均粘度为360m Pa.s, 随着温度的增加, 粘度急剧下降, 当温度高于70℃时, 粘度降到100m Pa.s以下。

(3) 从物模的压力变化曲线可以看出, 注水初期注水压力较低, 随着注水时间的增加, 注水压力逐渐增加, 直至油井见水时压力达到峰值, 之后压力逐渐降低。

(4) 为了缩短水驱时间, 尽量延长无水采油期, 提高累计采油量并达到较高的最终水驱效率, 在保持注采平衡和实际条件允许的情况下, 建议采用高降粘剂浓度和较小的注水流量。

摘要：以奈曼油田中孔低渗稠油油藏等主力产层为研究对象, 分析了水驱油过程的渗流机理以及水驱过程中指进现象产生的渗流机理, 为水驱降粘技术的进行和水驱降粘数值模拟奠定了理论基础。通过开展水驱降粘研究, 缓解稠油水驱 (特别是水驱中后期) 波及效率低、剩余油分布杂乱的矛盾, 以提高水驱采收率, 达到改善开发效果、提高采出程度为最终目的。

关键词：稠油,降粘,渗流,水驱

参考文献

[1]尉小明, 刘喜林, 王卫东, 徐凤廷.稠油降粘方法概述.精细石油化工2002, (5) :47-50[1]尉小明, 刘喜林, 王卫东, 徐凤廷.稠油降粘方法概述.精细石油化工2002, (5) :47-50

[2]周灿, 吴承君, 任双双, 沈飞稠油降粘的方法的概述.内蒙古石油化工2007, (4) :128-129[2]周灿, 吴承君, 任双双, 沈飞稠油降粘的方法的概述.内蒙古石油化工2007, (4) :128-129

[3]李克华.降粘剂及其机理研究.石油与天然气工业, 1993, 22 (1) :40-43[3]李克华.降粘剂及其机理研究.石油与天然气工业, 1993, 22 (1) :40-43

非洲稠油油田提高采收率的潜能 篇9

采用相同的油藏管理策略, EOR技术能提高非洲地区两个稠油油藏 (18°~24°API) 的原油采收率。这些油藏的预期水驱采收率相对较低, 约为17%~25%。因此, 在油田生产初期, 可以考虑采用EOR技术替代水驱。

毫无疑问, 经济性在决定是否进行耗资巨大的EOR项目时起到十分重要的作用。筛选研究是为了排除不可行的方案。

EOR筛选研究的目的:

◇ 用快速的“GO/NO GO”筛选法确定适合所研究油藏的EOR技术;

◇ 对通过第一次筛选标准的工艺, 评价预期采收率;

◇ 对最适合油藏的两个工艺进行初步的独立的项目经济性评价;

◇ 选择最合适的EOR工艺。

筛选流程见图1。

2 提高采收率方法

在全球范围内, 应用广泛的三种EOR方法是:化学驱、气驱、热力采油。每种技术都有不同的理论, 但目标相同:采出剩余油, 提高采收率。本文要筛选的EOR方法如下:

化学驱:

◇ 聚合物驱

◇ 碱-聚合物驱

◇ 表面活性剂-聚合物驱

◇ 碱-表面活性剂-聚合物驱 (ASP驱)

气驱:

◇ CO2混相驱

◇ 碳氢化合物混相驱

◇ N2混相驱

◇ 非混相气驱

热力采油:

◇ 蒸汽驱

◇ 蒸汽辅助重力泄油

◇ 火烧油层

其他方法:

◇ 泡沫稠油生产

◇ 微生物驱

每个油藏的流体和岩石都有其特性, 对生产油藏的定性和定量分析是决定最佳EOR方法的前提。流体性质包括:流体密度、黏度、渗透率等。

3 油藏基本数据

本文筛选了两个油田。Alpha 油田有两个储层, Beta油田有一个储层。用于筛选的油层参数包括:

◇ 岩石和流体性质

◇ 驱动机理

◇ 生产/注入数据

◇ 原始地质储量 (OOIP) 和现有可采储量

◇ 相对渗透率曲线数据

4 筛选标准

从成功的工业化EOR技术统计而来的筛选标准可用于很多油藏, 以确定不同EOR技术的适用性。具体的EOR技术的评价标准包括:油藏参数及参数范围。这些参数决定着EOR技术的成功应用。如果油藏参数在某一EOR技术的筛选标准范围之内, 采用“GO/NO GO”筛选就能实现。如果所缺少的参数值在标准范围之内, 也能通过筛选。

大部分的标准都是定量描述, 但是也会考虑许多定性参数。根据当前含油饱和度、地层含油量、油相流度和传导率, 可以计算筛选标准值。也能计算EOR技术的筛选标准值, 如CO2和N2驱的最小混相压力值。

5 可能使用的EOR方法

所有待评价油藏的“GO/NO GO”筛选结果见表1。水驱筛选结果仅用来表征化学方法的适用性, 因为只有适合水驱的油藏才能采用化学方法提高采收率。

5.1 Alpha油田

油藏特征相同的M和N储层, 采用同样的EOR技术。蒸汽驱、火烧油层、非混相气驱都适合这两个储层。由于降低黏度是热采技术的主要参数, 因此, 高黏度原油使得热力EOR技术有广阔的前景。

火烧油层、非混相气驱、微生物驱适合K油层。相对而言, 该油层的原油黏度不能满足蒸汽驱的最低黏度要求 (泡点压力大于50 mPa5s) 。如果轻质、低黏度油藏适合普通水驱, 就不需要采用蒸汽驱。尽管深度和其他参数显示有利于蒸汽驱, 但是轻质油藏几乎不采用蒸汽驱, 因为二次采油剩余的储量很小。因此, 火烧油层是最合适的热力提高采收率技术。但低黏度使得微生物驱油成为一种有潜力的提高采收率技术。

本文对新出现的微生物驱油不作进一步评价, 因为微生物的生物特性需要不同的筛选方法。尽管已有微生物吞吐的现场实例研究, 但是没有任何微生物采油的结论性结果。

Alpha油田不适合化学驱、注混相气、泡沫稠油生产和蒸汽辅助重力泄油技术。化学提高采收率技术不适合高温油藏。高的油藏温度会降低化学药剂的作用, 特别是降解聚合物。此外, 高黏度稠油油藏需要用高浓度的聚合物提高波及系数, 单位聚合物成本的流度降低值成为主要的经济限制。

由于油藏压力低于最小混相压力, 所以Alpha油田也不适合注混相气。由于较大的压缩能力要求, 将油藏压力升高至最小混相压力是不经济的。

Alpha油田的储层不适合泡沫稠油生产。它适合高孔隙度、高原油黏度的油藏。泡沫稠油生产有独特的采油机理, 其压力递减率高。通常, 出砂采油仅能形成高的PDR (压力递减率) , 在近井地带形成高孔隙度区 (蚯蚓洞或者疏松砂岩)

SAGD技术只适合水平井。通过水平井注入蒸汽, 在储层砂岩里形成蒸汽腔, 蒸汽在稠油表面冷凝, 加热原油。低黏度的热油在重力作用下流入水平生产井。因此, Alpha油田的直井不适合SAGD技术。

5.2 Beta油田

合适的油藏温度、水的硬度 (<0.001) , 含盐量 (<0.05) , 使所有的化学方法都能适用于J油藏。碱、表面活性剂、聚合物对水质极为敏感, 在易形成沉淀的高矿化度水环境里, 化学药剂不稳定。

原油黏度高的J油藏适合蒸汽驱、火烧油层、注非混相气。

然而, 由于计算出的最低混相压力高于油藏压力, 因此注混相气是不可行的。孔隙度和黏度相对较低的油藏不适合泡沫稠油生产。

6 工艺性能评价

通过筛选标准的EOR技术的分析方法可以估算出增加的原油产量。

大部分的预测基于理想的五点或七点井网, 该井网的计算考虑了边缘和边界效应。如果不知道油田的注入模式, 则预测采收率会高于估算采收率。

对于任何有多个合适的EOR技术的油藏, 最有可能选择的是采收率最高的技术。任何降低采收率的因素对每一种技术有同样的影响, 因此, EOR技术的分类仍然一样。

研究中将EOR技术的采收率与水驱采收率作对比。假定两种技术同时用于油田生产。

Alpha和Beta 油田潜在的工艺技术的预期采收率见表2和表3, 采收率由高到低排列。

6.1 Alpha油田

热力采油技术适合原油黏度适中的油藏。油藏非均质性对热采技术的实施影响不大。它们起到通道的作用, 热流体在其中加热上覆和下伏岩层, 对采油有持续的影响。在各个油藏所使用的蒸汽驱和火烧油层EOR技术的采收率高于30%。

各油藏最好的EOR技术是蒸汽驱, 但是K储层的火烧油层采收率最高。蒸汽驱的采收率高于火烧油层, 因为外加压力能控制注入蒸汽的热量在油藏的扩散, 使热量维持的时间更长。而火烧油层取决于燃烧放出热量的存留时间, 这种燃烧的时间相对较短, 连续燃烧需要足够的燃料。

M储层的预期水驱采收率仅为21%。注蒸汽和火烧油层能提高采收率, 相应增加的采油量见图2。与此同时, 蒸汽驱增加的采收率最高, 火烧油层能提高采油速度, 有利于经济可行性评价。

N储层的预期水驱采收率也仅为21%。但是注蒸汽和火烧油层的采收率分别提高13%和11%。图3给出了注蒸汽和火烧油层增加的采油量。K储层也有同样的预期结果。火烧油层的最终采收率为49%, 高于水驱采收率。

重力在火烧油层技术中起到重要作用, 此时注入气有超覆油藏的趋势。火烧油层的特点是注气速度高, 对于大部分火烧油层实例而言, 当油层厚度超过20 ft (1 ft=0.305 m) 时, 重力超覆就很明显。与M和N油藏相比, 原油黏度低、油层薄有利于K油层火烧油层的预期效果。

6.2 Beta油田

预期水驱采收率仅为17%, 因此EOR有很好的应用前景。据预测, 最适合该油藏的注蒸汽技术的采收率为49%, 而火烧油层的采收率为39%。注蒸汽和火烧油层增加的原油产量见图4。

适合该油藏的各种化学方法的预期采收率相差不大, 在20%左右。由于注入油藏的化学试剂体积较低, 表面活性剂-聚合物技术的采收率低于水驱采收率。表面活性剂价格昂贵, 而且没有碱的补充, 表面活性剂的浓度会很高, 因此, 从经济角度来看, 必须降低注入体积。

非混相气驱的预期采收率低于水驱采收率。因为水驱的体积波及系数高, 其流度比比非混相驱更有利 (降低了黏度指进影响) 。重力稳定气驱 (注入速度由高到低) 的体积波及效率对气驱更有效。由于没有考虑重力稳定机理, 因此, 注非混相气的预期采收率较低。

如前所述, 本研究的预期采收率值是用分析模型的近似范围, 预期采收率值不能替代任何具体EOR技术评价中的油藏模拟。虽然如此, 采收率值有利于指导划分给定油田的EOR技术。

7 项目经济性评价

项目经济性评价的主要目的在于评价哪种EOR技术在经济上最可行, 只从项目经济性角度考虑。单一的项目经济性仅考虑增加原油的收益、假定的相关生产和投资成本 (作业费用和基建费用) 。仅对每个待评价油藏的最佳EOR技术进行评价, 这些油藏最终采用蒸汽驱和火烧油藏技术。

经济结果不能反映真实价值, 仅仅表示EOR项目的作用和效益, 有助于确定最合适的EOR技术。

7.1 工具

评价所使用的工具是含有基本费用名称的电子表格, 可以计算项目的贴现净现值, 这仅仅是一种经济评价指标。由于第一筛选阶段的净现值很高, 其他详细的经济指标可能就不太合理了。

任何方案的价值是其未来收益的直接函数。1美元的未来价值低于现有价值。因此, 在评价阶段, 净现值是在选定的折扣率下必须产生未来收益的投资。换言之, 净现值是打折之后的未来价值。

7.2 假设条件

经济的EOR热采技术的前期经济负担相当重, 增加了风险性。常常认为, EOR技术是对已有井的完善, 而不需要钻新井。预测了25年生产情况的经济性。为筛选的需要, 作以下假设:

◇ 基本油价为每桶30美元

◇ 没有价格波动或者成本膨胀

◇ 现值折扣率为10%

◇ 整个生产周期的基建费的固定运行损耗为-5%

◇ 生产每桶原油的可变运行损耗为1.50美元。

7.3 基建费用

蒸汽驱和火烧油层的设备很相似。然而, 由于能量密集的特性, 注蒸汽需要较多的资本投入。

注蒸汽作业所需的主要设备:

◇ 水罐

◇ 硅藻土过滤池

◇ 过滤水罐

◇ 水软化剂/软水器

◇ 软水运输箱

◇ 热交换器

◇ 蒸汽发生器

◇ 转向水箱

火烧油层的主要装置:

◇ 蒸汽发生器设施, 包括:

5 蒸汽发生器

5 储水罐

5 净化水存储罐

5 水软化和处理设备

◇ 注气用的往复式压缩机

◇ 采油热处理装置和存储罐

◇ 采油处理和存储温度维持在90°以上

为了预算基建费, 需要确定设备的容积和尺寸。蒸汽和空气的注入速度、压力可以计算设备的容积和尺寸。表4为所有待评价油藏的蒸汽和火烧油层技术的理论注入速度和压力。预算资金成本见表5。

7.4 经济评价结果

Alpha油田M储层:蒸汽驱方案的最高累计采油量:4.76×108 bbl (1 bbl=159 L) 的净现值为33.04亿美元, 而火烧油层的累计采油量:4.59×108 bbl的净现值为36.42亿美元 , 比蒸汽驱高10%。

N储层:蒸汽驱和火烧油层有同样的累计采油量:约2.30×108 bbl, 蒸汽驱和火烧油层的净现值 (18.01亿美元) 比蒸汽驱 (15.26亿美元) 高18%。

K储层:火烧油层的累计采油量 (25年) :约2.69×108 bbl, 其净现值为23.07亿美元。

Beta油田:蒸汽驱和火烧油层的累计采油量分别为0.75×108 bbl和0.63×108 bbl, 相应的净现值分别为5.04亿美元和3.66亿美元。

总之, 蒸汽驱和火烧油层技术比水驱的净现值高。由于生产早期的采油速度较高, 当折现率为10%时, 火烧油层产生的最高净现值比蒸汽驱的高10%~37%。

调整油价和基建费用, 观察其对项目净现值的影响。敏感性分析和交叉图见图5~8。倾斜角度较大的线表明:项目的经济性受油价的影响更大。

8 结论

简单的经济预算可以分析预测动态, 用于筛选标准和分析预测动态的综合筛选方法可用来研究EOR技术在任何给定油田的实用性, 在时间较短, 数据有限的情况下, 对技术进行排序以便作进一步的详细评价。