稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向課件

1、稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與對(duì)策,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,提 綱,一、前言 二、稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀 三、下步攻關(guān)方向,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,一、前言,蒸汽吞吐及水驅(qū)是稠油油藏的主要開發(fā)方式,勝利油田稠油熱采產(chǎn)量,熱采開發(fā)3.55108t,探明儲(chǔ)量 13.83108t,已動(dòng)用 12.63108t,未動(dòng)用 1.15108t,特超稠油及薄層稠油油藏,水驅(qū)開發(fā)9.13108t,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,一、前言,埋藏深,具有活躍邊底水,國內(nèi)四大主力稠油油田不同深度儲(chǔ)量比例對(duì)比,原油性質(zhì)多樣,厚度小,儲(chǔ)層具有一定敏感性,勝利油田油藏特點(diǎn),稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,一、前言,

2、稠油熱采開發(fā)歷程,單2、單10吞吐先導(dǎo)試驗(yàn),儲(chǔ)量621萬噸,配套普通、特稠油油藏?zé)岵杉夹g(shù)，單家寺、樂安、孤島、孤東稠油油藏投入開發(fā)，儲(chǔ)量1.24億噸,配套完善提高采收率技術(shù)，投入儲(chǔ)量0.36億噸,超稠油、敏感性、薄層稠油開發(fā)技術(shù)突破，單56、鄭王莊稠油區(qū)塊投入儲(chǔ)量1.85億噸,1985年前,1986-1995,1996-2000,2001-2007,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,提 綱,一、前言 二、稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀 三、下步攻關(guān)方向,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀,稠油開采技術(shù),1.高效注汽技術(shù) 2.稠油舉升技術(shù) 3.熱采測(cè)試技術(shù) 4.熱采堵水調(diào)剖技術(shù) 5.稠油水平井技術(shù),稠

3、油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù),1 注汽鍋爐,2 井筒隔熱,3 降低注汽壓力,4 強(qiáng)化回采,高效注汽技術(shù),稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù) 注汽鍋爐,根據(jù)稠油開采的需要，注汽鍋爐的壓力等級(jí)不斷提高： 普通注汽鍋爐：蒸汽壓力17.3MPa 亞臨界注汽鍋爐：蒸汽壓力21MPa，解決了超稠油油藏的注汽難題（1998年開始使用） 超臨界注汽鍋爐：蒸汽壓力26MPa，解決特超稠油油藏和深層稠油油藏的注汽難題（2007年開始使用,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù) 井筒隔熱技術(shù),隔熱油管是最主要

4、的注汽及井筒隔熱工具 普通隔熱油管：視導(dǎo)熱系數(shù)0.06-0.12w/m 防氫害隔熱油管：視導(dǎo)熱系數(shù)0.05-0.08w/m 高真空隔熱油管：視導(dǎo)熱系數(shù)0.015w/m,隔熱油管接箍等熱點(diǎn)對(duì)井筒熱損失影響很大，對(duì)隔熱油管的接箍進(jìn)行隔熱可以降低井筒熱損失，提高井底蒸汽干度,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù) 井筒隔熱技術(shù),全密閉注汽管柱大幅度降低注汽沿程損失，熱損失低于8%，保障蒸汽熱量的有效利用,全密閉注汽管柱,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù) 井筒隔熱技術(shù),對(duì)超稠油、特超稠油開發(fā)具有重要意義,注采一體化管柱,充分利用注汽

5、后地層處于高溫狀態(tài)的有利條件，不動(dòng)管柱直接轉(zhuǎn)抽，并可實(shí)現(xiàn)多輪次的注汽抽油過程。 能避免或減少轉(zhuǎn)抽作業(yè)時(shí)的洗井、壓井作業(yè)，減少了入井液體對(duì)油層的冷傷害； 隔熱油管的保溫效果，能減少井筒散熱，提高產(chǎn)液溫度，延長(zhǎng)生產(chǎn)周期； 轉(zhuǎn)抽方法簡(jiǎn)單，可節(jié)省大量的作業(yè)工時(shí)和費(fèi)用,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù) 降低注汽壓力,對(duì)超稠油、特超稠油開發(fā)具有重要意義,高效粘土防膨技術(shù),控制粘土水敏性膨脹是敏感性油藏降低注汽壓力最關(guān)鍵的措施。具有良好的耐溫性，同時(shí)又有“防”、“治”能力的新型粘土礦物膨脹防治體系SLAS，解決了敏感性稠油油藏的油層保護(hù)問題,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,

6、二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù) 降低注汽壓力,降低注汽啟動(dòng)壓力技術(shù),驅(qū)替壓力實(shí)驗(yàn),油溶性降粘劑能有效溶解瀝青，降低超稠油油藏注汽啟動(dòng)壓力,啟動(dòng)壓力相差2MPa,伴蒸汽注入SLHSR對(duì)注汽壓力的影響 （單56區(qū)塊油樣,薄膜擴(kuò)展劑可以降低水與稠油之間的界面張力，降低注汽過程壓力0.51MPa，提高油井產(chǎn)量,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,1.高效注汽技術(shù) 強(qiáng)化回采技術(shù),CO2氣體增能助排,二氧化碳同薄膜擴(kuò)展劑相結(jié)合大幅度提高驅(qū)替效率；驅(qū)替效率由30%提高到90%；波及系數(shù)由68%提高到81%，大大改善熱采開發(fā)效果,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)

7、狀,1.高效注汽技術(shù) 強(qiáng)化回采技術(shù),自生氣體增能助排,增能助排體系同驅(qū)油劑相結(jié)合形成泡沫尺寸分布,增能體系提高地層壓力程度及產(chǎn)氣速率,增能助排體系同驅(qū)油劑相結(jié)合形成泡沫在多孔介質(zhì)驅(qū)替狀態(tài),增能助排體系顯著增加地層能量，同高溫驅(qū)油劑相結(jié)合大幅度提高熱水驅(qū)替效率，顯著改善熱采的開發(fā)效果,不同條件下增能助排體系產(chǎn)氣速率變化,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油工藝技術(shù)系列,2.稠油舉升工藝技術(shù),解決稠油井筒舉升困難,井筒降粘舉升工藝,抽 稠 泵,電加熱降粘工藝,摻稀降粘工藝,摻水降粘工藝,化學(xué)降粘工藝,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油工藝技術(shù)系列,井筒降粘舉升工藝,摻熱水降粘工藝,化學(xué)降粘工藝,

8、電加熱降粘工藝,地面設(shè)備簡(jiǎn)單，生產(chǎn)管理方便 井筒沿程加熱均勻 耗電量大；井下電熱因絕緣系 數(shù)低易短路,運(yùn)行成本低，施工簡(jiǎn)單 實(shí)施具有長(zhǎng)期性和連續(xù)性 適用于綜合含水在3070%的高粘原油,原油粘度5000mPas以下的井 油水混合充分，降粘效果好 熱量吸收成分，增強(qiáng)降粘效果,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油工藝技術(shù)系列,對(duì)于部分反相乳化嚴(yán)重的區(qū)塊，通過化學(xué)降粘可有效降低井筒舉升阻力。勝利油田實(shí)施化學(xué)降粘輔助井筒舉升210口，顯著降低運(yùn)行成本，實(shí)施效果良好,SB系列稠油乳化降粘體系在溫度50 70、油水7/36/4范圍內(nèi)： 降粘率99%，乳狀液粘度 300mPas,單井摻降粘劑,多井摻降粘劑,

9、稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油工藝技術(shù)系列,抽稠泵,稠油的粘度高 流動(dòng)阻力大,抽油桿下行困難 桿管偏磨，驢頭打架現(xiàn)象 泵的充滿系數(shù)低 閥球關(guān)閉滯后，造成泵效較低,配套完善了系列抽油泵，解決了井筒舉升過程中出現(xiàn)的問題,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,3.熱采測(cè)試技術(shù),SL系列汽水兩相流量計(jì) 井下高溫四參數(shù)測(cè)量?jī)x 井下流溫流壓測(cè)試儀,在地面測(cè)試蒸汽流量、干度,測(cè)試井下任一點(diǎn)蒸汽的壓 力、溫度、干度、流量,測(cè)試注汽轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)時(shí) 的井底流溫、流壓,對(duì)注汽生產(chǎn)動(dòng)態(tài)進(jìn)行監(jiān)測(cè)，為調(diào)整注汽參數(shù)和工藝 措施優(yōu)化提供依據(jù)，提高稠油開采的效果,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技

10、術(shù)現(xiàn)狀,3.熱采測(cè)試技術(shù),SL-A：連續(xù)實(shí)時(shí)測(cè)量、記錄蒸汽的壓力、溫度、流量、干度,SL-A、：根據(jù)需要測(cè)量蒸汽的壓力、溫度、流量、干度,流量測(cè)量范圍 2.0t/h11.5t/h，平均誤差小于5% 干度測(cè)量范圍20%85,地面蒸汽參數(shù)測(cè)試工藝可以滿足蒸汽驅(qū)的要求,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,3.熱采測(cè)試技術(shù),GD22-533吸汽剖面測(cè)試曲線,壓力：測(cè)量范圍：025MPa 溫度：測(cè)量范圍：0370 流量：測(cè)量范圍：115t/h 干度：測(cè)量范圍：0100,GCY-型井下高溫四參數(shù)測(cè)量?jī)x,注汽井筒四參數(shù)測(cè)試工藝可以滿足汽驅(qū)的要求,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套

11、技術(shù)現(xiàn)狀,3.熱采測(cè)試技術(shù),技術(shù)指標(biāo) 壓力：范圍032 MPa 溫度：范圍0400,井底流溫流壓直讀式連續(xù)在線監(jiān)測(cè)技術(shù),井底流溫、流壓測(cè)試工藝可以滿足汽驅(qū)生產(chǎn)井測(cè)試的要求,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,3.熱采測(cè)試技術(shù),熱采吞吐井常規(guī)試井解釋曲線,熱采吞吐井現(xiàn)代試井解釋曲線,蒸汽吞吐井熱采試井解釋技術(shù),稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),蒸汽波及不均勻及汽竄是影響多輪次吞吐和蒸汽驅(qū)效果的核心因素 邊底水的入侵是影響勝利油田熱采效果的重要原因,堵調(diào)是防止汽 竄、提高蒸汽波 及效率、抑制邊 底水的主要工藝,草20蒸汽驅(qū)汽竄示意圖,單56-

12、間歇蒸汽驅(qū)汽竄圖,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),目前勝利油田稠油熱采井封堵調(diào)剖有兩種主要方式：封堵近井地帶大孔道的主要方法是以超細(xì)水泥為主的顆粒型堵劑；油藏深部主要采用氮?dú)?泡沫調(diào)剖工藝調(diào)整吸汽剖面，降低綜合含水,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),單家寺稠油油藏超細(xì)水泥堵水效果,深調(diào)：大劑量復(fù)合凝膠堵劑 淺堵：樹脂及水泥復(fù)合堵劑 孤東KD52-4實(shí)施深調(diào)淺堵工藝,含水由98.1%下降到76.5%。目前日液28.5t,日油5t,含水82.2,超細(xì)水泥堵水,深調(diào)淺堵工藝,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)

13、現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),液體堵劑在地層溫度下固化形成凝硬性非滲透樹脂，封堵高滲透層位和汽竄通道。堵劑在原油中幾乎不凝固，對(duì)油、水具有優(yōu)良的選擇性封堵能力。 孤島共施工11口井，平均日增油5.0t，含水下降6.8，已累計(jì)增油8490.7t,液體高溫堵調(diào)工藝,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),氮?dú)?高溫多效泡沫堵調(diào)工藝,含油飽和度對(duì)泡沫封堵性能影響,當(dāng)殘余油飽和度20%時(shí)，氮?dú)?泡沫主要達(dá)到調(diào)剖的作用，具有選擇性、深部封堵調(diào)剖作用 FCY泡沫體系的高阻力因子和強(qiáng)再生能力保證了封堵調(diào)剖效果,注：將固定氣體線速度條件下在管式模型中形成有效封堵（阻力因子高于15）的

14、最低液體線速度定義為再生能力指數(shù),FCY性能指標(biāo),稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),氮?dú)?高溫多效泡沫堵調(diào)工藝-中輪次吞吐、中高含水試驗(yàn),孤島油田GD1-15- X21井實(shí)施情況,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),氮?dú)?高溫多效泡沫堵調(diào)工藝-高輪次吞吐、高含水試驗(yàn),單6-16-10井注汽生產(chǎn)概況,單6-16-10井泡沫調(diào)剖生產(chǎn)情況,單6-16-10井36.1,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,4.堵水調(diào)剖技術(shù),從2002年以來研究并推廣利用高溫泡沫改善熱采開發(fā)效果，已在勝利油田推廣應(yīng)用70余井次，平

15、均油汽比增加高于0.2，含水降低10%以上，累計(jì)增油11.6萬噸，顯著改善了多輪次吞吐的開發(fā)效果,氮?dú)?高溫多效泡沫堵調(diào)工藝-單56間歇蒸汽驅(qū)實(shí)施效果,泡沫調(diào)剖,泡沫調(diào)剖,井組泡沫封堵前后生產(chǎn)效果對(duì)比,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,5.稠油水平井技術(shù),150口熱采水平井，初期日油22.4t，累積產(chǎn)油138萬噸，單井累產(chǎn)油超過9000t 水平井是老區(qū)調(diào)整和新區(qū)及低品位稠油油藏開發(fā)的主要方式,沾18塊Ng下2井位部署圖,沾5塊Ng上41水平井井位部署圖,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,5.稠油水平井技術(shù),熱采水平井配套技術(shù)新進(jìn)展,水平井完井：精密濾砂管

16、完井工藝,水平井防砂：水平井礫石充填工藝,水平井注汽：水平井均勻配注管柱,水平井舉升：大排量注采一體化泵,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,5.稠油水平井技術(shù)完井技術(shù),精密濾砂管完井,2006年以來，針對(duì)水平井套管射孔完井投資高、油層完善程度低，攻關(guān)應(yīng)用了疏松砂巖油藏水平井裸眼防砂完井一體化技術(shù),技術(shù)優(yōu)勢(shì)： 完井、防砂一體化完成，工藝簡(jiǎn)便，完井成本低； 大通徑精密微孔濾砂管裸眼防砂，防砂壽命長(zhǎng)，可滿足大排量生產(chǎn)及稠油開采; 采用管外封隔器進(jìn)行水平段有效封隔，為選擇性生產(chǎn)、后期措施提供條件； 采用酸洗+暫堵段塞工藝解除全井段泥餅堵塞，有效提高了油層滲流能力,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與

17、發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,5.稠油水平井技術(shù)水平井防砂,濾失,堵塞點(diǎn),虧空區(qū)域,水平井正向擠壓充填示意圖,水平井逆向擠壓充填示意圖,配套防砂工藝技術(shù),套管完井掛精密濾砂管,濾砂管完井,套管完井長(zhǎng)井段擠壓礫石充填防砂,精密濾砂管完井管外擠壓礫石充填,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,5.稠油水平井技術(shù)水平井注汽,注汽管柱一個(gè)出汽點(diǎn)只能保證40m-60m水平段有效吸汽,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,5.稠油水平井技術(shù)水平井注汽,設(shè)計(jì)了水平井自補(bǔ)償封隔器和配汽器，實(shí)現(xiàn)水平段全段均勻注汽，提高油井產(chǎn)量和油層動(dòng)用程度,熱采水平井均勻注汽工藝,一個(gè)出汽

18、點(diǎn),根據(jù)儲(chǔ)層條件和油層狀況設(shè)計(jì)多個(gè)出汽點(diǎn),提高采油速度和采收率,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,5.稠油水平井技術(shù)水平井注汽,截至10月底該塊共實(shí)施水平井完井20口，平均單井初期日液20.0t，日油11.0t，綜合含水51%，階段累產(chǎn)油12770t,草13通過實(shí)施水平井酸洗堵漏裸眼篩管頂部注水泥完井均勻注汽工藝，解決了多年來一直無法有效動(dòng)用的難題,典型區(qū)塊：草13塊稠油熱采水平井,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,通過技術(shù)的配套與進(jìn)步，從2000年開始勝利油田分別動(dòng)用了超稠油區(qū)塊（單56）、敏感性稠油區(qū)塊（王莊油田）、特超稠油區(qū)塊（鄭411、坨826、

19、單113），共投入儲(chǔ)量1.85億噸，實(shí)現(xiàn)了熱采產(chǎn)量由2000年的153萬噸增長(zhǎng)到2007年308萬噸,單56構(gòu)造圖,王莊油田S1段構(gòu)造圖,鄭411沙三上1號(hào)層布井方式,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,單56超稠油油藏從2001年起已動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量873104t，累積建成28104t的生產(chǎn)能力。截止到2006年底，已累計(jì)產(chǎn)油 83.6104t ，采出程度9.6%，累積油汽比0.52t/t,單56塊超稠油實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用,技術(shù)集成與應(yīng)用之一：超稠油油藏開采,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,技術(shù)集成與應(yīng)用之二：敏感稠油油藏開采,鉆井過程使用強(qiáng)抑制鉆井液，防止水敏

20、傷害。 射孔、防砂入井液添加3 防膨劑。 注汽采用-3防膨劑防止冷凝帶粘土膨脹,2004年以來，王莊油田動(dòng)用稠油儲(chǔ)量2199萬噸，建產(chǎn)能51.1萬噸，累產(chǎn)油77.8萬噸,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,技術(shù)集成與應(yīng)用之三：特超稠油油藏開采,鄭411沙三上1號(hào)層布井方式,含油面積：5.2km2 地質(zhì)儲(chǔ)量：1825萬噸原油粘度：2238萬mPa.s（50） 油藏埋深：1300-1425 m 油層厚度： 1030m,鄭411塊基本參數(shù),關(guān)鍵技術(shù),降低注汽啟動(dòng)壓力，提高蒸汽驅(qū)替效率,降低稠油粘度，增加返排能量,改變油水潤(rùn)濕性，增加蒸汽驅(qū)替效率,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,二、稠油

21、開采配套技術(shù)現(xiàn)狀,技術(shù)集成與應(yīng)用之三：特超稠油油藏開采,鄭411-P2兩周期生產(chǎn)效果,鄭411塊、坨826利用HDCS技術(shù)投產(chǎn)水平井10口，平均單井日產(chǎn)油能力10-15.2t/d，是相同投產(chǎn)方式直井的23倍、油汽比是直井的1.52倍,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,提 綱,一、前言 二、稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀 三、下步攻關(guān)方向,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,稠油開采目前存在的矛盾,已開發(fā)老區(qū)稠油油藏,難動(dòng)用稠油油藏,多輪次吞吐稠油油藏 水驅(qū)后普通稠油油藏,特超稠油油藏 薄層稠油油藏,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,已開發(fā)老區(qū)稠油油藏,1.多輪次吞吐后存在的矛盾與問題,吞

22、吐進(jìn)入高輪次后效果越來越差 常規(guī)蒸汽吞吐只能加熱油井周期30m-50m的油藏；這也決定了隨著吞吐周期的增加，生產(chǎn)效果必然越來越差,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,已開發(fā)老區(qū)稠油油藏,1.多輪次吞吐后存在的矛盾與問題,油藏水淹等因素進(jìn)一步影響了開發(fā)效果 勝利油田稠油油藏大都存在邊水或底水，油藏高輪次吞吐后，油藏壓力下降，邊底水水侵加劇，不僅影響了吞吐效果，而且不適合轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū),稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,已開發(fā)老區(qū)稠油油藏,2.水驅(qū)稠油油藏存在的矛盾與問題,普通稠油水驅(qū)采油速度低（1%）、采收率低（20%） 普通稠油水驅(qū)波及系數(shù)一般低于50,普通稠油水驅(qū)存在問題

23、,水驅(qū)前緣示意圖,部分高粘度油田地下原油粘度水驅(qū)采收率關(guān)系曲線,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,已開發(fā)老區(qū)稠油油藏,2.水驅(qū)稠油油藏存在的矛盾與問題,渤21塊從1978年1月投入注水開發(fā)，到1995年底注水開發(fā)采出程度只有11.5%，綜合含水高達(dá)92.6%，預(yù)測(cè)到含水98時(shí),水驅(qū)階段采出程度也只有15.7,中二南Ng6曾采用稠稀油合采的方式投入注水開發(fā)，由于稠稀油干擾嚴(yán)重，采出程度僅為1.6%，儲(chǔ)量動(dòng)用程度差,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,難動(dòng)用稠油油藏,1.特超稠油油藏存在的矛盾與問題,粘度大 埋藏深 敏感性強(qiáng),最大泄油半徑短,蒸汽波及系數(shù)低,汽竄嚴(yán)重,采收

24、率低,特超稠油油藏預(yù)計(jì)吞吐采收率10.2%，必須研究進(jìn)一步提高采收率的方式,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,難動(dòng)用稠油油藏,2.薄層稠油油藏存在的矛盾與問題,油層薄 天然能量不足 油水關(guān)系復(fù)雜,油層薄散熱量大,熱量利用率低 蒸汽在油層擴(kuò)散效率低，注汽壓力高 地層能量低，泄油面積小，供液能力差 注汽易溝通油水層，造成高含水,不同厚度油藏蒸汽吞吐頂?shù)咨w層熱損失率,2613104t,2157104t,陳373塊含油面積圖,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,下一步攻關(guān)方向,加強(qiáng)熱化學(xué)技術(shù)的研究與集成,蒸汽驅(qū)工藝的進(jìn)一步配套完善,水平井配套工藝的進(jìn)一步完善,多輪次吞吐后轉(zhuǎn)熱

25、化學(xué)驅(qū)進(jìn)一步提高采收率,水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率,薄層稠油以水平井和熱化學(xué)吞吐為主提高采油速度,特超稠油開展蒸汽輔助重力泄油技術(shù)研究,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,1.加強(qiáng)熱化學(xué)技術(shù)的集成與攻關(guān),熱化學(xué)技術(shù)是指以蒸汽攜帶熱量為基礎(chǔ)，充分利用化學(xué)體系的界面特性及對(duì)原油理化性能的改變達(dá)到大幅度提高采收率的目標(biāo)。其核心是利用熱和化學(xué)的協(xié)同增效作用達(dá)到大幅度提高采收率的目標(biāo),熱化學(xué)提高采收率技術(shù),熱化學(xué)體系配方優(yōu)化技術(shù),熱化學(xué)體系對(duì)油藏物性影響分析技術(shù),熱化學(xué)體系的滲流機(jī)理,熱化學(xué)實(shí)施方案優(yōu)化技術(shù),熱化學(xué)驅(qū)產(chǎn)出液分離、處理技術(shù),提高蒸汽吞吐采收率20%35,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,

26、三、下一步攻關(guān)方向,1.加強(qiáng)熱化學(xué)技術(shù)的集成與攻關(guān),加強(qiáng)熱化學(xué)體系組合應(yīng)用技術(shù)研究,大孔道或高滲層：固相顆粒 中遠(yuǎn)井筒：熱固性樹脂 遠(yuǎn)井筒：氮?dú)?泡沫劑,熱化學(xué)復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù),熱化學(xué)復(fù)合調(diào)驅(qū)組合方式優(yōu)化； 熱化學(xué)復(fù)合調(diào)驅(qū)實(shí)施方案優(yōu)化,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,2.多輪次吞吐油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū),在多輪次吞吐老區(qū)稠油油藏，根據(jù)油藏剩余油及綜合含水狀況開展蒸汽驅(qū)或熱化學(xué)驅(qū)提高采收率。目前蒸汽驅(qū)或熱化學(xué)驅(qū)尚需解決以下問題,蒸汽驅(qū)、熱化學(xué)驅(qū)影響因素研究 蒸汽驅(qū)地面蒸汽等干度分配技術(shù)研究 蒸汽驅(qū)注汽工藝配套完善,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,2.多輪次吞吐油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū) 蒸汽

27、驅(qū)、熱化學(xué)驅(qū)影響因素研究,單56蒸汽驅(qū)適應(yīng)性評(píng)價(jià),單56塊：原油粘度高 孤島中二北：受邊水影響，含水飽和度高，油層降壓困難 王莊油田：儲(chǔ)層敏感性嚴(yán)重,影響汽驅(qū)效果,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,尺寸：800mm800mm60mm 最高耐壓： 5MPa 最高耐溫： 900,主要參數(shù),三維蒸汽驅(qū)物理模擬裝置,研究油藏壓力、含水飽和度、原油粘度對(duì)蒸汽驅(qū)、熱化學(xué)驅(qū)效果的影響，優(yōu)化不同類型油藏蒸汽驅(qū)、熱化學(xué)驅(qū)的注采參數(shù),2.多輪次吞吐油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū) 蒸汽驅(qū)、熱化學(xué)驅(qū)影響因素研究,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,2.多輪次吞吐油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū) 蒸汽驅(qū)配套工藝,球形汽水分配器,不

28、能多井注入壓力不同時(shí)實(shí)現(xiàn)等干度分配,利用汽相和液相分別計(jì)量的原理，實(shí)現(xiàn)壓力不同注汽井的等干度蒸汽分配、計(jì)量 已完成方案設(shè)計(jì),多井等干度蒸汽分配器,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,1)配套完善全密閉、分層蒸汽驅(qū)注汽工藝管柱 要求：新的高真空隔熱油管，并進(jìn)行接箍隔熱，減少熱損失的同時(shí)防止套管損壞,接箍隔熱對(duì)蒸汽干度的影響,2.多輪次吞吐油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū) 蒸汽驅(qū)配套工藝,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,2.水驅(qū)稠油油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū),常 規(guī) 完 井,存在大孔道,套管損壞,汽 竄,堵水調(diào)剖,全密閉管柱,水驅(qū)后特點(diǎn),技術(shù)策略,開發(fā)難點(diǎn),稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,2.水驅(qū)稠油油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū) 套管保護(hù),進(jìn)一步優(yōu)化設(shè)計(jì)全密閉注汽工藝管柱，降低井筒熱損失，降低油套環(huán)空溫度，較少注汽對(duì)套管損害,蒸汽參數(shù)模擬計(jì)算（壓力10MPa，速度5t/h,稠油開采技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展方向,三、下一步攻關(guān)方向,2.水驅(qū)稠油油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū) 套管保護(hù),對(duì)常規(guī)井注汽工藝管柱和注汽熱力參數(shù)開展進(jìn)一步優(yōu)化