稠油热采技术研究

2012-11-21江厚顺幸明刚

长江大学学报(自科版) 2012年19期

关键词：蒸汽驱稠油采收率

叶翠，江厚顺，幸明刚

(长江大学石油工程学院，湖北荆州 434023)

稠油热采技术研究

叶翠，江厚顺，幸明刚

(长江大学石油工程学院，湖北荆州 434023)

稠油具有高粘度和高凝固点特性，在开发和应用的各个方面都遇到很多技术难题。从投入成本和实施难度方面考虑，热力采油已逐步成为主要的开采方式。主要介绍了热力采油技术，主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层以及与稠油热采配套的其他工艺技术等。

稠油；热采技术；蒸汽吞吐；蒸汽驱

稠油，亦称重质原油或高粘度原油(Heavy Oil)，一般指在油层条件下原油粘度大于50mPa·s，或者在油层温度下脱气原油粘度大于100mPa·s、原油相对密度大于0.934(我国原油相对密度大于0.9200)的原油［1］。按稠油的粘度和相对密度又可分为稠油、特稠油和超稠油3种，如表1所示。

表1 稠油分类标准

我国目前已在12个盆地发现了70多个稠油油田。目前，稠油储量最多的是东北的辽河油田，其次是东部的胜利油田和西北的克拉玛依油田。从投入成本和实施难度方面考虑，热力采油已逐步成为主要的开采方式。

1 稠油一般特性

稠油胶质沥青质含量高、轻质馏分少(我国稠油胶质成分多，一般为20%～40%，沥青含量少，一般为0%～5%，300℃时轻质馏分约为10%)，含硫较低，一般仅为0.5%左右［2］；含有较多的稀有金属，石蜡含量一般较低；同一稠油油藏中，原油性质在垂向油层的不同井段及平面上常常有很大的差别，在同一油田原油性质也相差很大［3］。

2 热力采油技术

2.1蒸汽吞吐

蒸汽吞吐(Puff and Haff)又称蒸汽激励(Steam Stimulation)、循环注蒸汽(Cyclic Steam Injection)。它是单井作业，每口井既是注汽井又是生产井。蒸汽吞吐适应于粘度低、油层厚、渗透率高、饱和度高的油藏，在这些条件下，蒸汽吞吐的峰值产量和周期累计产油量都会增大，增产期也会相应地延长。蒸汽吞吐工艺施工简单，收效快，注汽2～4周焖井几天后即可投入生产，采油时间几个月，甚至可高达1年，且不需要进行特别的试验研究，可以直接在生产井实施［5］。河南油田稠油老区块在主力油层边缘存在许多超稠油难动用储量，近年来进行了蒸汽吞吐试采。新井由于有效厚度薄，周期生产时间短，周期产油少，第1周期生产时间平均在34.4d，老井平均周期生产时间则为104.3d，老区块属超稠区块，原油粘度高，注汽加热半径小，产量随温度迅速递减；第2、3周期吞吐效果明显好于第1周期，新井周期产量由79.6t升至105t，老井从184上升至423.9t；超稠油油井在周期采注比和油气比较低的情况下，进行了1～2次热处理，周期生产时间和周期油气比明显地提高了［5］。

2.2蒸汽驱

蒸汽驱(Steamdriver)是指从注汽井持续注汽而从相邻生产井持续产油的过程，它是一种类似于注水的提高采收率方法，需要选择适当的井网。蒸汽吞吐后进行蒸汽驱开采，可以使井间地层中的一部分原油被采出，可进一步提高稠油的采收率20%～30%。蒸汽驱适应于厚度为10～40m、原油粘度小于5000mPa·s、含油量高、埋藏深度小、油藏压力低且均质性好的油藏。

胜利油田某区块一直采用蒸汽吞吐开采，产量递减幅度较大，制约了区块开发效果，为此转换开采方式，采用蒸汽驱试验。开展汽驱以来，汽驱总井组日产液、日产油、产量上升，地层能量得到补充，汽驱井组平均动液面由842m上升到730m，蒸汽驱井组油气比达到0.27，受效油井周期生产天数累计延长3445d，累增油4.1838×104t；单块采收率由16.3%提高到25.1%，标定可采储量增加了14×104t［6］。

2.3火烧油层

火烧油层法(In-situ combustion)是通过注入空气维持原油就地燃烧，将原油驱向生产井的提高石油采收率的方法。适用于油层厚、渗透率高、均质性好、温度较高，且井距大、含油饱和度高、垂向渗透率较小、原油重度高的油藏。

辽河高升油田在蒸汽吞吐末期选择6个井组开展火烧油层开发试验［7］，建立火驱注气站，采用人工点火，在空气驱动及重力泄油作用下，火线前缘逐步扩展，导致注气井平面及纵向温度场逐步扩展，火驱井地层温度大于100℃，波及体积逐渐增加，平面距离为33～35m，纵向距离为30～33m；部分油井见到明显增油效果，低产井日产油由1.0t上升至2.2t，井口温度升高了2℃；油井平面上普遍受效，日产油单井平均增加2.3t，日产气单井平均增加4368m3。

随着水平井技术的发展，火烧油层技术也有新的发展，即应用水平井实行重力辅助火烧油层技术(COSH)，该技术把火烧油层的高能量效率与水平井具有的高速采油能力和重力泄油过程的高采收率结合起来，在蒸汽获取采收率25%的基础上，还可以增加40%的采收率。

2.4水平井蒸汽辅助重力泄油技术

水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)是开发超稠油的一项前沿技术，其机理是在注汽井中注入蒸汽，蒸汽向上超覆在地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面扩展，与油层中的原油发生热交换，加热后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生产井中产出。蒸汽辅助重力泄油技术适用于油层厚、孔隙度大、原始含有饱和度大、油藏深度在1500m以内的油藏。

在对辽河油田超稠油区块进行蒸汽辅助重力泄油开发后，油井产量明显提高，转入SAGD初期，注入蒸汽用于弥补地下亏空，连续注汽0.5a后，注采井间的压力趋于平衡，日产油量由30t上升为70t左右；随着蒸汽腔的不断扩大，含水逐渐下降，稳定在65%～70%；数值模拟表面，蒸汽吞吐转SAGD阶段采出程度为36.1%，最终采收率为56.1%，驱油效率达到83%［8］。

2.5热复合化学法

热复合化学法是把化学剂、气体作为添加剂随蒸汽注入地层，利用热和化学的共同作用，以改善稠油区块的热采效果。它适用于非均质性比较严重、原油密度和粘度较大、渗透率差异大的油藏。在注蒸汽开采稠油的过程中，由于稠油与蒸汽密度和粘度的差异，常常导致蒸汽重力超覆和汽窜，导致蒸汽波及系数降低，原油最终采收率也降低，热复合化学法利用气体增压、助排、降粘、调剖等综合作用改善油井的吞吐效果［9］。

胜利油田孤岛采油厂某区块对4口低效井进行了试验，在注汽前分别注入降粘剂、驱油剂以及二氧化碳，吞吐注汽压力比未注入化学剂时降低了1.0MPa以上，注干气度从64.7%提高到66.2%，累计增注蒸汽3780t，平均周期油气比从0.51提高到0.89，平均周期增油1166t，累计增油5810t［10］。

2.6高温堵水封窜法

稠油区块进入高轮次吞吐阶段后，随着吞吐周期的不断升高，蒸汽不断注入，油层层内、层间矛盾愈加突出，油井含水90%以上，严重影响区块油井的正常开采。

冷家油田为解决因高含水而造成的油井减产的问题，研制了高温水玻璃-粘土-酚醛树脂高强度复合堵剂。它适合于储层相对较厚、含水率高、孔隙度大、非均质性较严重的油藏。其作用机理是利用堵剂封堵出水层和汽窜孔道，增加高渗透油层流动通道的阻力，迫使注入的蒸汽进入低渗透率油层和未动用的油层，使油层在纵向上或平面内动用程度均匀，降低油井综合含水，进而提高单井的经济效益。

冷家油田共实施化学封堵13井次，经过现场试验得出的结果是：注汽压力比未注入堵剂时平均提高1.8MPa，油井吸汽剖面明显改善，平均单井日增油为4.98t，含水率平均下降了17.4%，取得了明显的增油降水效果［11］。

2.7水驱转热采工艺

稠油油藏经过多年的注水开发，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，导致开发后期采油速度低、产量低，严重限制了油藏采收率的提高，因而必须寻找合适的接替技术。注蒸汽热采借助高温蒸汽的降粘和蒸馏作用，可以提高原油的流动能力和驱油效率，同时借助蒸汽的超覆和热膨胀作用，可以提高油层纵向的波及体积，实现提高采收率的目的，弥补水驱开发油藏存在的不足。它适用于油层厚、埋藏深度小于1400m、粘度高、含水率低、非均质性较严重、剩余油高度分散的油藏。

克拉玛依油田六东区克下组油藏原油粘度高，注水开发效果差，在转蒸汽驱1年后陆续投产339口井，累积注蒸汽78.32×104t，累积产油24.34×104t，累积产水10.54×104t，累积生产天数50953d；平均单井生产150.3d，产油718t，日产油4.8t，综合含水30.2%，累积油气比0.311；此外，在转注蒸汽开发范围内，由于受新井注蒸汽的影响，老井产量普遍提高，区块月产油由新井投产前的1362t提高到了2000t以上，最高达2755t［12］。

2.8电加热技术

稠油从油层流到井底，再由井底举升到地面是一个降压、脱气、降温、变稠的过程，当稠油的温度达到一定值后，粘度将随着温度下降而急剧上升，迅速稠化。要使稠油井在自喷或举升的过程中具备较好的流动性，可以采用电加热技术。电加热技术是在空心抽油杆中穿一根电缆，电缆的一端与空心抽油杆的底端相连，在由电缆、空心抽油杆构成的回路上施加交流电，通过被加热的空心抽油杆对稠油或高凝油的热传导实现加热降粘。它适用于中低粘度、高含蜡、高凝固点的油井，以及在蒸汽吞吐后期空心抽油杆滞后严重的热采井。

河南油田采油二厂通过现场使用空心抽油杆电加热技术，有效地解决了高凝固点、高含蜡井开采难的问题，出口油温达到40℃，连续生产176d，增油1109t；此外，它也解决了稠油热采斜直井抽油杆严重滞后导致生产率低的问题，其中生产周期延长了52d，废弃产量降至2t，累计增油614.1t［13］。

3 结论

1)目前稠油油藏的开发主要以热采为主，蒸汽吞吐和蒸汽驱仍然是最有效、也是最主要的技术，但是原油采收率一般只有10%～20%。

2)火烧油层法可以通过燃烧裂解部分重质油分，采出轻质油分，采收率一般可达80%，但是它的施工工艺难度大，风险也比较大，目前仍停留在向导性试验阶段。

3)稠油油藏经过多年的开采，地层条件逐渐恶劣，单一的热采方法已不能满足开采的需要，往往需要其他的方法进行辅助。如注蒸汽添加化学剂、注热水等，可以改善稠油的粘度，增强稠油的流动性；在开采后期也需要添加堵剂，防止油层严重出水；在油藏采收率逐渐下降的情况下，还需要转换开采技术；此外，对于高粘稠油进泵困难和油井结蜡影响稠油在井筒中流动的问题，可以通过电加热技术降粘开采。

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