《稠油热采压制》.ppt

稠油热采开发技术内容1）全球稠油开发状况
可采储量约4000亿吨，是常规原油可采储量（1500亿吨）的2.7倍。经20余年的发展，重油、沥青砂的年产量由2000万吨上升到近亿吨。1)稠油中的胶质与沥青含量高，轻质馏分很少，因此相对密度及粘度比较高；粘度是影响稠油采收率的主要因素，稠油冷采，由于粘度高，在油层条件下流动性差，导致低采收率。
2)稠油粘度对温度非常敏感，随温度增加，粘度很快下降。在国际上通用的稠油标准粘度－温度坐标图上，无论哪个油田粘－温曲线斜率几乎一样，这表明了稠油对温度敏感性的一致规律（包括海上稠油油田）；图式油田在油层温度下的脱气原油粘度从几百到几十几万毫帕秒，但在2500C时，粘度可降到10毫帕秒以下，即稀油状态。这就是稠油热采方法可以顺利开采的依据所在。3、稠油分类标准及开采方式蒸汽吞吐采油又叫周期性注气或循环注蒸汽采油方法，即对稠油油井注进高温高压湿饱和蒸汽，将油层中一定范围内的原油加热降粘后，回采出来，即吞进蒸汽，吐出原油。分三个阶段：注入
蒸汽一般蒸汽吞吐周期可达6－10次。每个周期的采油期由几个月到一年左右，每个周期内的产量变化幅度较大，有初期的峰值期，有递减期，周期产量呈指数递减规律。峰值期是主要产油期，因为是逐周期消耗油层能量，油井及整个油藏的产油量必然逐次递减，这是主要的生产规律。稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产效果非常显著，其主要机理如下：3）重力驱作用
对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。
4）回采过程中吸收余热
被加热的原油及蒸汽凝结水采出，带走大量热能，加热带附近的冷原油将以较低流速补充到降压的加热带，吸收油层、顶盖层及夹层中的余热而降低粘度继续流到井筒，因而生产可以延长很长时间。7、蒸汽膨胀的驱动作用
在回采降低井底压力过程中，蒸汽将大大膨胀，另外，部分高压凝结热水则由于突然降压闪蒸为蒸汽，蒸汽可驱动原油流向井筒。
8、溶剂抽提作用
原油在高温下产生一定程度的裂解，使轻馏分增多，可溶解部分原油。
9、改善油相渗透率的作用
在高温下，砂砾表面的沥青胶质性油膜破坏，岩石润湿性发生改变（由原来的亲油或强亲油变为亲水或强亲水），油层对油与水的相对渗透率发生变化，油相渗透率增加，水相渗透率降低，束缚水饱和度增加。10）预热作用
在多周期吞吐中，上周期回采留下的余热对下周期吞吐起到预热作用，有利下周期的增产。生产中常发现第二周期的峰值产量较初次吞吐高。
11）放大压差的作用
蒸汽吞吐增产机理发挥效力的必要条件是放大压差采油。要尽力在开采回采初期放大生产压差，即将井底流动压力或流动液面降到油层位置。
12）边水的影响
边水稠油油藏，在蒸汽吞吐采油过程中，随着油层压力下降，边水向开发区推进驱油，一定程度上补充压力，成为驱动能量之一，有增产作用。5、热采井对固井完井的特殊要求6、蒸汽吞吐对采油工艺要求4）适合于海上平台的稠油热采举升机械：新型立式长冲程有杆泵抽油机
冲程5～8m，最大排量150m3/d，电耗是同排量电潜泵的1/3；底座2.04×2.14m，高12m,可用于海上平台。7、蒸汽吞吐地面流程及设备车载式锅炉-野外作业用8、蒸汽吞吐开发效果的主要评价指标内容委内瑞拉马拉开波湖上Bachaquero-01油田70年正式勘探开发，80年公布油田建成，86年产量突破1000万吨，95年达1552万吨（为历史最高水平），目前年产1300万吨。
以稠油开采为主，稠油储量逾6亿吨，大部份是稠油井，均要求进行热力开采，稠油在整个油田的开发中占主导地位。
目前稠油年产量800万吨，其中热采产量690万吨，分别占全国62％和63％。投产时间：1985年
油藏类型：层状砂岩边底水稠油藏
含油面积：9.0km2
地质储量：5697×104t
油藏埋深：890-1180m
开发层系：四套
有效厚度：34m
地下原油粘度：494-7697mPa.s油井总数：1059口全面吞吐开发1）采油速度高，稳产时间长。方案设计是1.0%～1.5%，稳产8年。实际是1.66%，已稳产17年，目前1.81%;
2）采注比和回采水率高，压降幅度大。采注比1.90/1.74；回采水率（126.89%）/（162.4%）；目前地层压力3.1MPa，压降幅度达68%。
4）油藏储量动用程度和吞吐采收率不断提高;
5）油汽比高，经济效益好：初期油气比大于1，累计油汽比0.62，目前0.40（极限油汽比0.25）。内容渤海几大稠油油田，属典型普通稠油油藏，采用冷采（注水）开发，层间、层内矛盾突出，含水上升快，高速开采使稠油冷采的各种问题更加严重，采出程度低，标定采收率低，SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6标定采收率分别为19％、21％、11.8％，稠油冷采导致大量可采储量的损失。
（国内稠油油藏的采收率一般在