稠油熱采新技術(shù)

稠油熱采新技術(shù)李明川石油大學(xué)〔華東〕石油工程學(xué)院提高原油采收率(EOR)方法提高采收率(EOR)方法范圍比較廣泛，包括利用天然能量和人工注水保持地層能量開采原油之外的其它提高油藏采收率的開采方法，與國外的IOR〔ImprovedOilRecovery〕方法接近。IOR包括兩大類，即ASR〔AdvancedSecondary〕方法和EOR〔EnhancedOilRecovery〕方法。一、國內(nèi)外稠油油田開發(fā)現(xiàn)狀1.國內(nèi)〔遼河、新疆、勝利〕2.國外〔美國、加拿大、印尼〕二、稠油開采中存在的問題三、稠油開采新技術(shù)1.稠油熱采工藝技術(shù)2.稠油冷采工藝技術(shù)3.水平井開采稠油工藝技術(shù)4.微生物開采稠油工藝技術(shù)目錄從1992年起，全國稠油產(chǎn)量上升到1000104t以上，2002年到達104t。年一、國內(nèi)外稠油油藏開發(fā)現(xiàn)狀高升油田牛心坨油田曙光油田小洼油田海外河油田月海油田歡喜嶺油田平面上集中分布在西部凹陷西部斜坡帶其次為西部凹陷東部陡坡帶和中央隆起南部傾沒帶遼河油區(qū)是我國稠油主要生產(chǎn)區(qū)，蘊藏著豐富的稠油資源，主要分布在西部凹陷西斜坡帶，探明含油面積km2，原油地質(zhì)儲量×109t，發(fā)現(xiàn)稠油區(qū)塊53個。遼河油區(qū)稠油分布遼河油區(qū)稠油產(chǎn)量構(gòu)成遼河油區(qū)稠油開發(fā)現(xiàn)狀2002年底動用石油地質(zhì)儲量：0.76×109t開井率71％總井?dāng)?shù)8841口開井?dāng)?shù)6362口年產(chǎn)油826.8×104t采油速度％采出程度％已采出可采儲量的％剩余可采儲量采油速度％遼河油區(qū)熱采稠油開發(fā)現(xiàn)狀

總井?dāng)?shù)7542口開井?dāng)?shù)5392口年產(chǎn)油708.1×104t累產(chǎn)油10182×104t采油速度1.17%采出程度16.86％平均吞吐輪次年油汽比油層壓力已采出可采儲量的％剩余可采儲量的采油速度％動用地質(zhì)儲量60400×104t新疆油區(qū)熱采稠油開發(fā)現(xiàn)狀

新疆油田稠油分布在準(zhǔn)噶爾盆地西北緣和東部兩大油區(qū)，累積探明地質(zhì)儲量0.264×109t，其中西北緣稠油探明儲量占96.8%。六-九區(qū)紅淺一井區(qū)百重7井區(qū)克淺10井區(qū)風(fēng)城油田新疆油區(qū)熱采稠油開發(fā)現(xiàn)狀

自1984年開始投入注蒸汽開發(fā)，至2002年已累積產(chǎn)油3200.4×104t，累積油汽比，采出程度21%。年產(chǎn)稠油300×104t左右，占全油田年產(chǎn)油量的30%。新疆油區(qū)熱采稠油開發(fā)現(xiàn)狀

油汽比變化曲線新疆油區(qū)熱采稠油開發(fā)現(xiàn)狀蒸汽吞吐：累積產(chǎn)油2503.9×104t，累積油汽比，采出程度17.0%。新疆油田已進行大規(guī)模工業(yè)化蒸汽驅(qū)開發(fā)。蒸汽驅(qū)：累積產(chǎn)油704.5×104t，累積油汽比，采出程度8.9%。年產(chǎn)量已達90×104t左右，實現(xiàn)大規(guī)模蒸汽驅(qū)開發(fā)的主要為九1-九6區(qū)齊古組油藏。主體動用面積2，儲量×108t，占56%未動用面積23km2，儲量×108t，占14%截止2000年8月，勝利油田探明稠油面積169km2，儲量0.276×109t動用面積2，儲量×108t，占30%勝利稠油熱采開發(fā)形勢和現(xiàn)狀勝利油區(qū)各油田熱采稠油儲量動用狀況勝利稠油熱采開發(fā)曲線19841988199219962000050100150200250050100年產(chǎn)油量10t綜合含水%4時間.年142.5×104t85%美國ChevronTexaco典型稠油區(qū)塊ReservoirNameDepth,ftViscosity,cPGravity,APIKernRiver500-2,0001,000-5,00012-14FishingLake1,50020,000-50,0009-10Hamaca1,700-2,3005,000+8-9Boscan6,000-9,00020-2,0009-10Duri400-1,200100-30018-22Alba6,2008-1020Captain3,0008819Eocene1,000-2,00025-15017-22KernRiver油田：Bakersfield〔貝克斯菲爾德〕,CaliforniaKERNRIVERFIELDTexacoBakersfieldExperience-DatahandlingKernRiverFieldTurningHeavyIntoLightJPM/DSM4J98002096油藏參數(shù)900900909050501313450045003131200020004545606033homoclinehomoclinePleistocenePleistoceneWellDepth(ft)WellDepth(ft)ReservoirTemperature(F)ReservoirTemperature(F)ReservoirPressure(ReservoirPressure(psiapsia))OilGravity(API)OilGravity(API)OilViscosity(OilViscosity(cpcp@90@90

F)F)Porosity(%)Porosity(%)Permeability(Permeability(mdmd))Pre-FloodSo(%)Pre-FloodSo(%)NetSandThickness(ft)NetSandThickness(ft)#ofSands#ofSandsStructureStructure

GeologicAgeGeologicAge400-1000400-100080-9580-9540-10040-10010-1510-15500-30,000500-30,00025-3625-361000-50001000-50000-650-6530-25030-2501-81-8Pliocene-recentPliocene-recentAverageRangeoo.5.5JPM/DSM4J98002097KernRiver油田生產(chǎn)歷史0200004000060000800001000001200001400001600001900191019201930194019501960197019801990Total

FieldTexacoOver-Over-SupplySupplyPricePriceDropDropHeavyHeavyCrudeCrudeDisc.Disc.L.A.L.A.LowLowPricePriceOldOldEquip.Equip.WorldWorldWarIIWarIIBottomBottomHoleHoleHeatersHeatersSteamSteamStimStim..OilOilPricePriceDeregDereg..KernRiver生產(chǎn)歷史PrimaryBottomholeHeater〔井底加熱器〕SteamStimulationSteamfloodAreabyareafrombottomtotop5Acre,2.5Acre,1.25Acre5spotsSteamfloodMulti-zonesHeatManagement加拿大FishingLake(FrogLake)FishingLake(FrogLake)油田油藏參數(shù)NetPay 5Zones:12-20fteachDepth,ft 1390-1970OilGravity,oAPI 10-14OilSaturation,% 70-80Porosity,% 30-33Permeability,D 1-5Viscosity,cP(ambient) 20,000-50,000ReservoirPressure,psig 400ReservoirTemperature,oF 65FishingLake油田生產(chǎn)歷史

Discoveredin195953Sectons,34,000acres5perspectivezones

40wellsdrilledfrom1959to19871965-1968Cyclicsteam

(220BOPDpeak,130BOPDavg.sandedup)1985coldproduction–4wells,unsuccessful1990coldproduction-reactivated6wells,drilled3newwells1993coldproduction–Horizontalwell–100BOPD199510–HorizontalWellProgram

1997FullfieldExpansion1998Sold13111012984371DuriCampDuriFieldPipelinestoDumaiToMinas,RumbaiandPekanbaruTransSumatraHighwayToDumaiandMedan562印尼DuriSteamFloodProjectOntheislandofSumatra〔蘇門答臘島〕Indonesia10KMx5KMDuriField概況J

OilinPlace6.2BillionBBLsJ

TotalProduction1.5BillionBBLs

2.2BillionJ

DailyProduction275,000BBLsJ

DailySales201,000BBLsJ

DailySteamInjection1,300,000BBLsJ

WellCount:4

Producers4

Injectors4

Observation34001600300

勝利油區(qū)稠油蒸汽吞吐平均單井日產(chǎn)油二、目前稠油開采存在的問題高輪次吞吐，生產(chǎn)效果差勝利油區(qū)稠油熱采開發(fā)數(shù)據(jù)表2.綜合含水高，采出程度低勝利油田稠油粗篩選油藏參數(shù)表勝利稠油靠目前現(xiàn)有技術(shù)，經(jīng)濟、有效的適合轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的油田為孤東九區(qū)和孤島油田孤氣九，地質(zhì)儲量為780萬噸。3.蒸汽驅(qū)難以形成規(guī)模

4.難開發(fā)稠油油藏技術(shù)難點之一：原油相對較稠而且滲透率低，流動系數(shù)較小熱采改善開發(fā)效果評價表技術(shù)難點之二：儲層夾層多，儲層非均質(zhì)性較強ES411+2小層中發(fā)育夾層數(shù)量多，平均單井鉆遇夾層占油層的12%左右由于11、13小層的頂部發(fā)育有生物灰?guī)r薄層，而生物灰?guī)r儲層的滲透率遠遠小于砂巖儲層，這就大大增加了儲層的非均質(zhì)程度。在低滲透、強非均質(zhì)的多孔介質(zhì)中增加了原油的有效粘度。微梯度歐姆·米自然伽瑪API2010108001.00.13S3Z1深感應(yīng)微電位70101010201040105010601070特低電阻層

反旋回沉積結(jié)構(gòu)1030生物灰?guī)r標(biāo)志層層位段砂組沙三上沙三中沙四段五一二三一二歐姆·米S3Z1S3Z2S411S412S413S4131.41.42.42.42.02.615.011.62.42.42.42.82.02.0小層123夾層技術(shù)難點之三：存在高溫強水敏020406080100010203040注入量PV滲透率比值ki/ko（%）高溫水敏滲透率變化曲線高溫下面120塊具有強水敏常溫下面120塊具有中等水敏面120油層滲透率在20～400×10-3μm2之間，高溫水敏可使?jié)B透率下降到原來的10％左右，井底附近的實際滲透率可能為2～40×10-3μm2，只有勝利油田熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)要求的5%、國外篩選標(biāo)準(zhǔn)的10%，還不到樂安、單家寺等油田的1%。常溫水敏感性實驗曲線滲透率比值（Ki/Ko）（%）注入量PV204060801001200102030405060模擬地層水蒸餾水井整體蒸汽吞吐是把射孔層位相互對應(yīng)、汽竄發(fā)生頻繁的局部油井作為一個井組，集中注汽，集中生產(chǎn)，以改善油層動用效果的一種方法。原理：利用多井集中注汽、集中建立溫度場，提高注入蒸汽的熱利用率。特點：〔1〕多井整體吞吐能有效抑制汽竄，減少汽竄造成的熱損失。由于多爐同注、同燜，有效地抑制了汽竄的發(fā)生，使注入蒸汽的熱利用率大幅度提高。三、稠油開采新工藝新技術(shù)1、多井整體蒸汽吞吐〔一〕稠油熱采工藝技術(shù)〔3〕多井整體吞吐時，通過不斷變換注汽順序，使驅(qū)油方向發(fā)生改變。由于井組內(nèi)整體壓力場發(fā)生變化，油汽運移規(guī)律也隨之發(fā)生變化，變孤立的單井點油汽運移為井組內(nèi)整體的油汽運移，不斷的變換注汽順序，使驅(qū)油方向增多，驅(qū)油效率增加，開發(fā)效果也就相應(yīng)變好?！?〕多井整體注汽時，注入熱量相對集中，油層升溫幅度大。由于采用多爐同注、同燜，有利于注入熱量向油層中未動用區(qū)域擴散，增大了熱交換面積；集中建立地下溫度場，使熱交換更充分。中途日落油田Potter試驗區(qū)〔27USL井區(qū)〕油藏沉積特征油藏沉積復(fù)雜,從海相漸變?yōu)楹嗟貙觾A角,()西部40東部20西部砂/頁巖厚度(m/m)213.5/15東部砂/頁巖厚度(m/m)61m/30含油飽和度0.6重度,(API)11.5~13孔隙度,(%)30~35

采用此方法的結(jié)果是：按序吞吐優(yōu)于無序吞吐；非同步注汽優(yōu)于同注同采；單井產(chǎn)量上升到。杜229區(qū)塊多井整體吞吐到達了溫度峰值下降，加熱厚度增大，油層縱向動用程度提高的效果。實施多井整體吞吐20次，覆蓋149口井，增油3.2×104t。有效地延長吞吐周期〔23周期〕，提高采出程度〔46％〕。遼河油田杜229區(qū)塊多井整體吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)熱力采油時在蒸汽中加氣體添加劑已進行過多種試驗，如添加二氧化碳、甲烷、乙烷、煙道氣、氮氣等，這些試驗說明在一定條件下可提高原油采收率。委內(nèi)瑞拉Hamaca油田，原油重度為800API，50℃時粘度為25000mPa·s，進行了室內(nèi)注蒸汽-丙烷試驗，結(jié)果說明能加速重油的開采和改善注入能力。

2、注蒸汽-丙烷加速超重原油開采

試驗結(jié)果說明：〔1〕用丙烷作蒸汽添加劑可降低注入壓力，根據(jù)試驗的平均最大壓差計算，注蒸汽-丙烷可提高蒸汽注入能力3倍。即使丙烷與蒸汽之比為2.5∶100的低比例時也改善注入能力。

〔2〕丙烷參加蒸汽可加速采油，注蒸汽-丙烷較注純蒸汽，采油速度可提高17%。

〔3〕注蒸汽-丙烷試驗所產(chǎn)出的油的API重度加大，說明油層內(nèi)油的質(zhì)量有所提高，而單純注蒸汽所產(chǎn)出油的API重度不改變或稍降低。試驗結(jié)果說明：注蒸汽-丙烷可加速采油速度和提高注入能力，在油田實際應(yīng)用時能大大降低注蒸汽的本錢。注氮氣輔助蒸汽吞吐是利用氮氣導(dǎo)熱系數(shù)低(導(dǎo)熱系數(shù)0.0328)的特性，注蒸汽過程中，由油管注入蒸汽，油套環(huán)空注入氮氣?！?〕可減小井筒熱損失，又能降低套管溫度，保護套管?！?〕注蒸汽的同時注入氮氣，氮氣將向上超覆的蒸汽與油層頂部的頁巖蓋層隔離開，從而減少了向上覆蓋層的熱損失。尤其對埋深淺的油層,此項工藝技術(shù)取消了高溫隔熱管、伸縮管等井下工具，減少了作業(yè)次數(shù)，不僅節(jié)省了費用，也防止了油井因壓井而造成的熱損失及其對地層的傷害。

3、注氮氣輔助蒸汽吞吐

新疆九6區(qū)J11油藏，注氮氣后平均周期產(chǎn)油580t，比上個周期提高218t，周期生產(chǎn)293d，生產(chǎn)時間延長了51d，這相當(dāng)于注氮氣使蒸汽吞吐地層彈性能量增加倍。遼河油田資料說明：假設(shè)采用套管、隔熱油管，那么環(huán)空有水時，井筒總傳熱2028W/m2℃,環(huán)空注入氮氣、無水時，井筒總傳熱系數(shù)為10W/m2℃，即井筒熱損失將降低12倍。CO2溶解于原油使原油膨脹，降低原油粘度，改變原油密度，降低界面張力和毛管力。地層水中CO2含量增加，改變了碳酸鹽－重碳酸鹽的平衡，導(dǎo)致孔隙體積增大，滲透率提高。

4、注尿素輔助蒸汽驅(qū)開采尿素溶液在溫度高于150℃條件下分解為CO2和NH3氣體，CO2從多孔介質(zhì)中驅(qū)油，主要有以下作用：1、螺桿泵抽稠油工藝技術(shù)〔二〕稠油冷采工藝技術(shù)螺桿泵(PCPs)是80年代國際上迅速開展起來的一種新型采油機械，由于它勻速運轉(zhuǎn)，無機械和液流的慣性損失，既能適用于一般原油井的生產(chǎn)，又能適用于高粘度、高含氣、高含砂油井的生產(chǎn)。螺桿泵技術(shù)在稠油冷采中的推廣應(yīng)用大大高于幾乎所有的其它開采技術(shù)，現(xiàn)在稠油井設(shè)施的最優(yōu)化方法通常就是用螺桿泵代替有桿泵。2、電動潛油泵舉升稠油電動潛油泵(ESPs)耐溫達149℃,泵效4470%,免修期一般為1419個月。優(yōu)點是具有處理大流量的能力,排量一般在164100m3/d；下井深度可達4500m。缺點是耐溫問題限制了下泵深度；不適用于低產(chǎn)井、高含氣井、出砂井和結(jié)垢井等。通過改進，對于開采稠油，應(yīng)選用大型馬達和泵，并可調(diào)泵級。利用修改的數(shù)據(jù)設(shè)計泵級以處理高粘度的研究非常成功，現(xiàn)在在委內(nèi)瑞拉Orinoco稠油區(qū)用電潛泵每天產(chǎn)油400m3以上,并且設(shè)備工作期平均在14個月以上。水力活塞抽油泵是當(dāng)今下泵深度最深的一種人工舉升方法,它可下至5000m以下;最大排量可達795m3/d;泵沖程長度2.434m,沖次數(shù)達150次/min;它的主要優(yōu)點是:泵掛深;排量大;耐溫性好、泵壽命長;泵速控制方便:有利于開采高含蠟、高凝固點的油和稠油等。它的主要缺點是:工作效率較低,一般為33%;不適于出砂井、含氣量較高的井:對動力液要求嚴(yán)格,對地面設(shè)備要求極嚴(yán)，油管強度要求高，深井操作壓力上升,會加速地面動力泵和井下泵的失效。3、水力活塞泵舉升稠油噴射泵沒有活動部件，而是借助于動力液和采出液之間的能量轉(zhuǎn)移，到達泵送目的。動力液(水或油混合液)由油管柱泵入，經(jīng)噴射泵與油層產(chǎn)出液混合，在壓能的作用下經(jīng)油管出油孔從油套環(huán)空流到地面。噴射泵下泵深度可達4600m,產(chǎn)量范圍一般為14160m3/d。噴射泵除具有水力活塞泵的優(yōu)點外,還能適應(yīng)于惡劣環(huán)境及出砂井,噴嘴用高耐磨材料制成,更具有耐磨性，噴射泵的使用時間通常比水力活塞泵要長23倍;維修工作量小,有更強的適應(yīng)性。噴射泵的主要缺乏之處是,工作效率較低,一般不超過33%:且當(dāng)舉升深度超過3000m后,泵效更會降至20%以下。4、噴射泵舉升稠油根據(jù)油田開發(fā)經(jīng)驗,產(chǎn)液粘度低于1000mPa·s時,油才能被通過井筒順利舉升到地面。稠油降粘通常有降粘通常有3種方法,即升溫降粘法、摻稀降粘法和化學(xué)降粘法。1〕升溫降粘一般是采用電加熱方式:①空心桿電加熱；②電熱桿加熱；③加熱帶加熱；④伴熱電纜加熱；⑤加熱管加熱等。5、井筒稠油降粘工藝技術(shù)往井筒摻稀可有效降低稠油粘度。稠油稀釋粘度下降遵循雙對數(shù)規(guī)律,降粘效果會很顯著，有的稠油,摻入50%稀油,在2050℃范圍內(nèi),降粘達90%左右;即使摻入30%稀油,亦可降粘近80%?！?〕摻稀油溫度越高,稠油與稀油越容易混合:當(dāng)溫度高于50℃后,溫度對稠油稀油完全混合時間的影響減弱,混合時間主要受攪拌強度的影響。〔2〕摻稀的優(yōu)點是降粘效果好,粘度無反彈,技術(shù)比較成熟,便于集輸。缺點是流程復(fù)雜,運行費用高，需要稀油源,且泵下?lián)较r降低了泵的有效排量,降低了泵效；摻加的稀油可在地面經(jīng)分餾塔回收并再次利用。2〕摻稀降粘采油技術(shù)吐哈吐玉克油田進行了摻稀降粘試驗:1998年4月開始試驗,開展了泵下?lián)较〖氨蒙蠐较≡囼?比先前進行的電加熱舉升效果好。泵下?lián)较”脪焐疃?700m,摻入深度1780m,地面泵摻入壓力lMPa左右,稠稀比7:3,平均日產(chǎn)稠油10t;泵上摻稀泵掛深度2000m,地面泵摻入壓力34MPa,稠稀比7:3,試驗1個月后,產(chǎn)油量13t/d,穩(wěn)定動液面1930m。

摻稀降粘方式可分單管及雙管(含空心桿)摻入和泵上、泵下及泵內(nèi)摻入。將一定濃度的化學(xué)藥劑從油套環(huán)空中注入井底，在井下泵的抽吸攪拌作用下與稠油混合，使稠油粘度降低而被采出?；瘜W(xué)降粘技術(shù)是以乳化降粘為代表的降粘技術(shù)，較好的降粘劑應(yīng)具有以下兩個特性:第一,對稠油具有較好的乳化性,能形成比較穩(wěn)定的O/W乳狀液,或者對油管、抽油桿外表具有很好的水潤濕性,能形成穩(wěn)定水膜；第二,形成的O/W乳狀液不能太穩(wěn)定,否那么影響下一步的原油脫水。3〕化學(xué)降粘采油技術(shù)吐哈吐玉克油田的化學(xué)降粘劑XT21可減少稠油的流動阻力,提高稠油流動性。1999年3月1725日在玉東1井利用XT21進行的現(xiàn)場試驗,以20%稀油為攜帶液,加降粘劑100200mg/L,可使稠油粘度下降90%以上,使吐玉克稠油泵上摻稀舉升工藝在稀油摻入量降低50%以上時仍能維持正常生產(chǎn)。新疆采油工藝研究院研制的清防蠟降粘降凝劑DC-4,降粘降凝效果也很好；在50014井,其凝固點由13℃降至4℃(還未凝),粘度由2100mPa·s降至700mPa·s。該劑在五區(qū)南油田和桑塔木油田經(jīng)過9口井2個月的現(xiàn)場試驗,獲得了170多萬元的經(jīng)濟效益。遼河油田、勝利油田、吐哈油田、新疆油田都研制出了效果良好的稠油降粘劑。(1)水平井蒸汽吞吐開采稠油美國中途日落油田在蒸汽驅(qū)采出程度到達62%后，在油藏下部剩余稠油部位鉆3口水平井進行蒸汽吞吐開采，產(chǎn)量比直井高4-6倍。Orinico重油帶由于采用多分支井，該區(qū)塊的最高單井產(chǎn)量已到達571t/d，已鉆井110口，累積每天生產(chǎn)稠油。遼河、新疆、勝利油田利用水平井開采稠油也取得了好效果，克拉瑪依油田一輪吞吐，平均日產(chǎn)油量在11-14t,為臨近直井產(chǎn)量的3-5倍。〔三〕水平井開采稠油工藝技術(shù)1、水平井提高稠油采收率技術(shù)從80年代起有較快的開展，90年代中期，美國Loco油田、samerRanch油田利用FAST(水平裂縫輔助蒸汽驅(qū)〉進行了開采超稠油油藏的試驗,采收率超過40%,油汽比均大于。1997年,遼河油田建立了一個FAST試驗井組:最正確操作方式為注汽井蒸汽吞吐兩個周期、注采井同時預(yù)熱一段時間后轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)生產(chǎn)。汽驅(qū)生產(chǎn)1853d,采出程度為44.3%,油汽比可到達。

(2)水平井蒸汽驅(qū)開采稠油水平井蒸汽驅(qū)是繼蒸汽吞吐后的一種可以顯著提高原油采收率的方法。水平井蒸汽驅(qū)的采油機理主要表現(xiàn)在粘度降低、重力泄油和流體驅(qū)替的相互結(jié)合,這可使熱量在油藏中比蒸汽吞吐時傳遞的更深,使更多的原油被驅(qū)出或被挾帶出。利用水平井火燒油層效果比直井火燒油層效果更佳。SuatBagci用1口垂直井注空氣，1口垂直井和1口水平井采油這樣的布井方式進行了火燒油層試驗。經(jīng)試驗發(fā)現(xiàn)，通過應(yīng)用水平井減少了空氣需求量和燃料消耗量，水平井的涉及系數(shù)更高：在燃燒量相同的情況下，水平井的原油采收率更高。中等重度原油比低重度原油更容易開采，空氣需求量和燃料消耗量更少。遼河油田也對杜84塊超稠油垂向燃燒輔助水平井重力泄油過程進行了物理模擬研究。(3)水平井火燒油層開采稠油利用電磁加熱和水平井結(jié)合開采稠油油藏的一種工藝方法,1990年由Islam等人提出;他們按比例模擬試驗,相似模擬研究說明,在底水層與產(chǎn)油層同等厚的情況下,采收率也可高達77%:并且這項技術(shù)本錢比其他熱采技術(shù)的本錢都低。1991年,Islam等人又介紹了用水平井電磁加熱法提高Alaska的Ugnu焦油砂層采收率的模擬情況:數(shù)值模擬說明,水平井與電磁加熱結(jié)合可使采收率有顯著的提高。用這種技術(shù)可解決冰凍層蒸汽熱損失問題,它比SAGD方法具有更高的效率。(4)水平井電磁加熱法1989年CulfCanada公司所開展的第一口出砂冷采水平井A5投產(chǎn)，該井開始生產(chǎn)后，產(chǎn)油量己上升到50m3/d，是同一地區(qū)直井的10倍以上，并有繼續(xù)上升的趨勢。從1991年下半年開始，LASMO石油公司在MClaren稠油油藏中開辟了一個14口水平井的冷采工程。開始生產(chǎn)后這些水平井產(chǎn)量都很高，一般達40-50m3/d。之所以高產(chǎn)的成功做法是:①下入Corod600型以及Griffin7和8型等大排量螺桿泵;②環(huán)空注入化學(xué)降粘劑,降低扭矩值及泵吸入口粘度。(5)水平井出砂冷采蒸汽輔助重力泄油〔SAGD〕方法是在蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)采收率不太理想的情況下逐漸開展起來的。SAGD是以蒸汽作為熱源，依靠瀝青及凝析液的重力作用開采稠油?？梢酝ㄟ^兩種方式來實現(xiàn)，一種方式是在靠近油層底部鉆一對上下平行的水平井，蒸汽由上部的注入井注入油層，注入的蒸汽向上及側(cè)面移動，加熱降粘的原油在重力作用下流到生產(chǎn)井。隨著原油的采出，蒸汽室逐漸擴大。

2、水平井蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)另一種方式是在油層底部鉆一口水平井，在其上方鉆多口垂直井。蒸汽由上部的注入井注入油層，注入的蒸汽向上及側(cè)面移動，加熱降粘的原油在重力作用下流到生產(chǎn)井。隨著原油的采出，蒸汽室逐漸擴大。

2、水平井蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)一是垂向泄油〔即頂部泄油〕：蒸汽垂直向上運動并加熱頂部瀝青，加熱降粘的原油向下運動；二是側(cè)向泄油〔即斜面泄油〕：蒸汽在向上運動的同時，熱量也會向側(cè)向傳遞，加熱側(cè)部，使蒸汽室逐漸向側(cè)向開展。側(cè)部流動呈斜面狀，加熱的瀝青沿斜面依靠重力向下流動。在向下流動過程中隨著溫度下降，粘度逐漸增加，形成一個上薄下厚的流動剖面。

2、水平井蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)生產(chǎn)機理:以蒸汽做為熱載體，加熱降粘利用重力作為驅(qū)動原油的主要動力,蒸汽室內(nèi)泄油方式有兩種：蒸汽輔助重力泄油(SAGD)適用條件:油層連續(xù)厚度>20m〔對于直井與水平井組合，油層連續(xù)厚度>10m〕原油粘度；水平滲透率>20010-3m2；垂直/水平滲透率比值；油藏埋深<1000m；油層中不存在連續(xù)分布的頁巖夾層。利用重力作為驅(qū)動原油的主要動力，利用水平井可獲得相當(dāng)高的采油速度，加熱原油不必驅(qū)動冷油而直接流入生產(chǎn)井，見效快、采收率高、累積油汽比高，除大面積頁巖夾層外，對油藏非均質(zhì)性不敏感。

2、水平井蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)SAGD技術(shù)己在加拿大AOSTRA試驗獲得成功，在加拿大目前有10多個先導(dǎo)試驗區(qū)，7個商業(yè)化開發(fā)油田，包括三個直井注汽、水平井采油的油田，目前的總生產(chǎn)井?dāng)?shù)(井對)超過100，原油產(chǎn)量超過5000t/d。SAGD的總產(chǎn)量在2021年到達日產(chǎn)10萬t以上。我國遼河油田在杜84塊建立了一個SAGD試驗區(qū),由6口井組成,2口水平井,4口觀察井:SAGD試驗于1997年5月開始循環(huán)預(yù)熱階段,2口水平井同時循環(huán)注蒸汽，1997年9月,由循環(huán)階段轉(zhuǎn)入高壓SAGD生產(chǎn),至1997年10月底,已累計生產(chǎn)38d,累積產(chǎn)油925.9t,階段油汽比。

2、水平井蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)目前，利用單井蒸汽輔助重力泄油〔SW-SAGD〕技術(shù)越來越受到重視，因為SW-SAGD具有比SAGD更明顯的優(yōu)勢，具有如下的技術(shù)特點:①適用的油層厚度范圍為5-20m,比成對水平井SAGD適用性更強;②用單井代替成對井,鉆井軌跡容易控制,鉆井本錢低;③垂直段和水平段全部隔熱,熱損失小,熱效率高;④垂力作用穩(wěn)定,被加熱的原油直接進入井筒。

2、水平井蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)從單側(cè)向分支的平面上再分出許多小分支到達油藏各個局部，即使側(cè)向總長度不變，還是進一步提高了單井開采速度，多側(cè)向水平井的設(shè)計是針對不同的地質(zhì)特征進行的，這樣可以有效地連通油藏，經(jīng)濟有效地開發(fā)油藏。3、利用多側(cè)向水平井提高采油速度(1)疊加式雙側(cè)向水平井對于均質(zhì)油藏來說，魚骨式多側(cè)向水平井的好處是：很稠的油穿過砂巖到達小分支的距離比到達主干的距離要短，這就加速了原油的開采；對于帶隔層夾層或滲透受阻的非均質(zhì)油藏來說，它的優(yōu)點更加明顯：小分支為原油流向井筒提供了直接的通道，否那么原油只能沿著彎曲、不暢通的通道流向井筒，另外，它還可以接近與主干所在砂體不相連的其他砂體，這些砂體本身缺乏以使用單獨一口井或一個常規(guī)分支。

(2)魚骨式多側(cè)向水平井3、利用多側(cè)向水平井提高采油速度這種井的設(shè)計結(jié)合了600mⅹ1600m矩形泄油區(qū)和側(cè)翼是水平井的概念，從兩翼中間鄰井的下面又打出一個分支，進一步提高了生產(chǎn)速度。鉆井過程中標(biāo)準(zhǔn)的井位布置是東西方向各鉆370m長的分支，但卻有一個740m寬的條帶不能向補給區(qū)正常泄油。通過鉆鳥足式三側(cè)向水平井，加速了該范圍內(nèi)的原油生產(chǎn)。(3)鳥足式多側(cè)向井3、利用多側(cè)向水平井提高采油速度做到用比原設(shè)計方案少的井位和油井穿過一些相鄰的區(qū)域。以下圖所示為矩形泄油區(qū)L16,L20和M16,M20的多側(cè)向水平井的開發(fā)應(yīng)用狀況，兩組油井分別以L17,M17和L19,M19為中心，地面已有井位的矩形區(qū)域采用了疊加式多側(cè)向井和一口單側(cè)向水平井來開發(fā)，而相鄰的矩形區(qū)域用側(cè)向式、魚骨式側(cè)向和鳥足式三側(cè)向井來開發(fā)。〔4〕應(yīng)用各種類型的井組合3、利用多側(cè)向水平井提高采油速度分支井技術(shù)實例

委內(nèi)瑞拉奧里諾克Zuata地區(qū)的分支井微生物開采重油技術(shù),其經(jīng)濟性和環(huán)保性的特點正為人們所接受。微生物利用代謝產(chǎn)物產(chǎn)生的溶劑、外表活性劑能夠降低重油粘度,使重油膨脹,改變巖石外表濕潤性,降低界面張力,形成穩(wěn)定的油水乳狀物,提高油的流動和移動特性,從而提高重油的采收率。與傳統(tǒng)的提高采收率方法相比，微生物提高采收率方法在幾個方面具優(yōu)勢：一是微生物技術(shù)所采用的菌體多是從天然環(huán)境中獲得的，沒有污染，其營養(yǎng)物也是可分解的無毒物質(zhì)；二是微生物方法的費用低，不需要對現(xiàn)場設(shè)備進行多的變動，每桶增產(chǎn)原油本錢僅2美元?！菜摹澄⑸镩_采稠油工藝技術(shù)委內(nèi)瑞拉的SALagunillas油田，用微生物對25口重油油井進行處理，使產(chǎn)量明顯增加。Singer等人從含重油和瀝青質(zhì)的土樣中別離出產(chǎn)外表活性劑的細(xì)菌，并通過富集培養(yǎng)篩選出能在重油中生長的菌株。將篩選出的細(xì)菌培養(yǎng)在委內(nèi)瑞拉Mona－gas原油〔＜2500010-3Pa·s中，結(jié)果產(chǎn)生穩(wěn)定的乳狀液，降粘程度到達98％，能使原油粘度從大于2500010-3Pa·s降到27510-3Pa·s。〔四〕微生物開采稠油工藝技術(shù)國內(nèi)西南石油