稠油热采讲义

2001年12月河南油田采油二厂2003.7讲课人：王新宇讲课内容安排•稠油的定义及分类•稠油的主要特征•稠油开采方法简介•注蒸汽采油技术•稠油热采开发指标3指在油藏条件下原油粘度大于50毫帕.秒或油层温度下脱气原油粘度大于100的毫帕.秒的油藏。1、概念2、分类普通稠油Ⅰ-1类普通稠油普通稠油Ⅰ-2类150-10000mpa.s50-150mpa.s特稠油油藏Ⅱ类10000-50000mpa.s超稠油油藏Ⅲ类＞50000mpa.s53、辅助指标普通稠油Ⅰ类密度＞0.92稠油Ⅱ类密度＞0.95稠油Ⅲ类密度＞0.98你知道吗？6实例分析例：我油田B123区、B124区、B125区属于普通稠油Ⅰ-2类，地质储量1063万吨，可以进行常规的注水开发。一区、三区、七区、Q10区等区块属于特-超稠油油藏，地质储量971万吨，只能注蒸汽开采。请你记住一、什么是稠油？二、我国现行的稠油分类标准是什么？三、河南油田主要有哪些稠油油藏？分别属于什么类型？复习思考题•稠油的定义及分类•稠油的主要特征•稠油开采方法简介•注蒸汽采油技术•稠油热采开发指标9一、油层压力低。因油层埋深较浅或因构造导致裂缝发育，油层与地面连通性较好，使得油层压力低，部分油藏没有驱油的天然能量，依靠自重流动。二、油稠粘度高由于稠油中含沥青质、胶质及腊质多，粘度较高。稠油的主要特征•三、油层温度低。•地下油层埋藏浅，受地面或上部浅层影响大，上部地层中水体循环不断带走热量，使下部油层热损失大，因此稠油油藏温度一般较低。•四、含油饱和度低•一般稠油资源的含油饱和度在40-60%之间•五、含气量少•稠油资源绝大多数含天然气量极少，稠油在地层中的膨胀力差一般不能形成驱油能力。稠油的主要特征•六、油层厚度小•在稠油层中往往夹层、隔层较多，原油分布不集中，连片性差。•七、油层发育裂缝或具有较高孔隙度，而且与地面连通好，而造成较长历史时期内轻质油和气体的大量挥发。稠油的主要特征•一、略述稠油的主要性质•二、稠油油藏的主要特征有哪些？复习思考题•稠油的定义及分类•稠油的主要特征•稠油开采方法简介•注蒸汽采油技术•稠油热采开发指标当原油粘度超过50mpa.s时，油藏条件下原油流动困难，管线回压增加抽油机不能正常工作，常规开采很难得到经济产量。只能降低原油粘度来采油。目前巳经使用过的稠油开采方法主要有以下几种：问题的提出㈡加温法稠油粘度对温度的反应非常敏感。通过对油藏注入一定的热能，从而降低原油粘度。注入的热源可以是热油或热水，也可以是高温的湿蒸汽。目前在国内外广泛采用的是向井底注蒸汽的开采方式稠油开采方法简介㈢裂解法提升原油温度，使油层温度升到一个很高的点，原油重组分裂解，胶质沥青质含量减少。主要的方式是火烧油层缺点：工艺要求高，成功率低稠油开采方法简介㈣乳化降粘法将含有表面活性剂的水溶液混入稠油中并在油管和抽油杆表面形成水的润湿面，降低油流阻力优缺点：操作简单但适用范围有限，只能对普通稠油和轻质稠油采用这一方法稠油开采方法简介复习思考题•稠油开发有哪几种方法，各有什么优缺点•稠油的定义及分类•稠油的主要特征•稠油开采方法简介•注蒸汽采油技术•稠油热采开发指标㈠注蒸汽采油简介早期蒸汽吞吐steamstimulation—steamsoak—Muffandpuff后期蒸汽驱steamflooding两个阶段：蒸汽吞吐机理：在一定时期内向稠油层中注入蒸汽，关井数日使热能“焖渗”到原油中去，然后再将其采出的一种方法蒸汽吞吐的作用：①：降低粘度：粘度越低原油在地层中流动性越好，油井产量越高②储集热能：油藏内的储层岩石被加热后能够起到储热器的作用，可以用来加热流经该区域的原油③激励出油：由于注入高温高压的蒸汽，能够将一些微小的固体、沥青以及石蜡沉淀等杂质溶解和压碎，降低井筒附近地层的堵塞和污染。提高油井产量蒸汽吞吐的几个阶段注汽阶段焖井阶段放喷阶段开抽阶段注汽阶段温度压力干度这几个指标是相辅相成互相制约的注汽时必须要达到一定的压力和温度保证注汽干度和注汽质量。低温低压时虽然可以达到很高的干度，但蒸汽到达地层后溶油半径有限，并且随着温度的降低蒸汽迅速转化为冷凝水，达不到加热油层的目的。而高温高压的蒸汽则可以充分加热油层，而且由于流速较高，注入过程中热损失相对较少，热利用率提高注汽阶段热损失影响因素蒸汽流速大气温度风速隔热措施流速越大，热损越小温度越高，热损越小风速越大，热损越大密闭越好，热损越小注汽阶段焖井阶段根据热传导原理，为了使注入地层的热能更好地发挥作用，扩大加热半径，提高经济效益，注入蒸汽后往往要关井一段时间，让热能渗透的更远一些，该过程称为焖井。焖井时间的确定：一般根据注入量的大小，注入量越大，焖井时间越长。现场往往根据井口压力来决定，我油田规定在井口油压小于2.0MPa时开始放喷放喷阶段油井焖井后，地层能量充足，井口有一定的余压这时油井具备一定的自喷能力，可以进行放喷生产。放喷阶段要注意的问题：1、控制生产压差，避免因压差过大而造成地层出砂2、随时观察温度变化，当温度下降到一定值时（在我油田一般定为80℃）要及时转抽机械采油阶段当自喷能量减少时，油井被迫转入机械采油，在该采油期内一般采用光油管生产。抽油期大致可分为三个阶段初期阶段中期阶段后期阶段温度80℃左右温度60-80℃温度60℃以下机械采油初期阶段井口温度在80℃左右；阶段生产特点：地层原油温度高，流动性好，供液能力强，抽油机负荷小，原油产量高，含水下降快。应注意的几个问题保证下泵质量，尽量避免重复作业，减少热能损失井口要用耐高温度盘根，防止頻繁地更换盘根而影响原油产量机械采油中期阶段井口温度在60-80℃；阶段生产特点：动液面下降，但地层仍有充足的供液能力，产量仍然维持在较高水平。含水相对较低原油温度下降导致粘度逐渐上升，抽油负荷也随之上升。该阶段生产持续时间较长，是吞吐拿油的主要时期应注意的问题取全取准各项资料，掌握油井生产动态，及时采取措施保证油井正常生产。机械采油后期阶段井口温度在60℃以下；阶段生产特点：随着热量被大量采出，油层供液能力变差，原油粘度成倍增长，流动性急剧降低，动液面降低。示功图显示为供液不足和油稠的特征。生产中有时表现出高含水的特点，主要是原油进泵困难，跟初期的高含水性质完全不同蒸汽驱采油对整个油田所有井都进行了几个轮次的蒸汽吞吐后，地层压力有了一定程度的降低，这时要进一步提高采收率，就必须改进采油方式，对油井进行蒸汽驱生产。问题的提出蒸汽驱采油概念所谓的蒸汽驱就是把油井划分为注汽井和生产井向注入井注入高压蒸汽，使蒸汽推移过注采井间的整个距离，将油层中的油驱赶到生产进井中，由生产井采出原油实例分析我油田迄今为止已经在所有的热采区块进行过蒸汽驱采油。其中在零区先导试验区、一区小井距试验区以及BQ10区G5111O、G577井组都取得了较好的经济效益，汽驱油汽比达到了0.3以上，经济效益显著实例分析蒸汽驱采油具有很大的风险，尤其是在浅薄层稠油油藏风险更为突出。采油二厂在一区沙滩井、三区和七区都进行过蒸汽驱试验，效果均不理想。1、油井采出程度较高，剩余油饱和度低，物质基础不足。2、由于吞吐阶段反复剧烈的汽窜，形成水洗通道，蒸汽沿该通道直接到达采油井中，达不到驱油的目的。3、由于注入压力较高，使部分油井出砂，造成砂埋油层，油井无法正常开抽。蒸汽驱失败原因分析（一）蒸汽驱失败原因分析（二）4、注汽井注汽参数达不到配注要求，頻繁停炉停注也是驱效果不理想的重要原因之一。5、油井老化，开井率低，部分油井拿不到经济产量6、注采井网不完善，注采井数、井距及井网部署达不到设计要求•稠油的定义及分类•稠油的主要特征•稠油开采方法简介•注蒸汽采油技术•稠油热采开发指标稠油热采开发指标•1、蒸汽干度•2、注汽速度和注汽强度•3、油汽比•4、采注比及地下存水率•5、回采水率•6、吞吐周期一定量的湿饱和蒸汽中所含干饱和蒸汽的百分数。干度越高，热焓越大，油层加热体积大，增产效果越好。蒸汽干度1、蒸汽干度蒸汽吞吐注汽参数设计：干度＞70%，注汽速度120-150吨/日，注汽强度10-20吨/米.日，周期注汽量100-150吨/米.周期（以后每周期递增10%）。吞吐注汽井单位有效厚度的日注汽量叫注汽强度。吞吐注汽井日注汽量叫注汽速度。2、注汽速度和注汽强度注汽速度注汽强度3、油汽比它是衡量稠油热采开发的一个最敏感的经济指标。指产出的油量与注入蒸汽量之比，单位吨/吨或不带单位。根据阶段分，有周期油汽比、阶段油汽比和累计油汽比。油汽比一般要求大于0.3，经济极限油汽比为0.15。油汽比4、采注比及地下存水率指采出液量与注入蒸汽量之比，采注比要求大于1.0采注比保存在地下的注入蒸汽量与注入蒸汽量之比的百分数。地下存水率回采水率指采出水量与注入蒸汽量之比的百分数。回采水率低，地下存水多，影响热采吞吐开发效果：（1）存水过多将减缓地层压降，增大以后周期的注汽压力，易压破地层形成汽窜通道；（2）降低了热效率，注入的热焓很大一部分要用来加热近井地带的存水；（3）近井地带含水饱和度增加，油相渗透率降低5、回采水率6、吞吐周期吞吐周期指上次注汽开始与下次注汽开始的这一段时间，称为一个吞吐周期。一个吞吐周期内生产天数称为吞吐周期生产时间。6、吞吐周期与吞吐周期相关的指标周期生产时间周期产液量、产油量、产水量周期油汽比、采注比周期综合含水周期平均日产油量、峰值产油量层系阶段分类开井数日产液日产油综合含水日注汽量油汽比采注比2001年上半年1837.013.563.587.50.150.422002年上半年1851.017.565.781.00.220.63加密井3796.825.473.859.90.421.62Ⅳ962137.841.969.6127.40.331.08加密井3696.920.678.724.40.843.97Ⅳ955139.634.775.1151.50.230.922001年上半年1734.911.965.979.20.150.442002年上半年2238.312.966.347.50.270.812001年上半年95212.769.367.4294.10.240.722002年上半年93228.965.171.6279.90.230.82全区BQ10区阶段核实指标对比表(2002.6.25)Ⅵ3Ⅳ7Ⅳ92001年上半年2002年上半年实例一天数汽量速度压力温度注汽强度天数产油产水日产水平油汽比采注比含水采油强度1174.57.3617845.125518.657.2259.7337.24.50.501.056.51.02174.56.4631994.925521.998.8417.6644.74.20.661.761.40.93164.57.471497525221.789.9369.4442.44.10.501.154.50.94164.588381055.52622397.5386.9512.14.00.501.157.00.95144.57.78451105.82612494.72964253.10.350.958.90.76124.67.27331026.127022.390.34165684.60.571.357.71.07114.77.3771105626623.495370.1446.63.90.481.154.70.9874.977681095.926822.468.6295.4431.74.30.380.959.40.9944.87.38121115.626223.380.8317.54703.90.391.059.70.81035.28.69661136.327221.772.4215.3346.73.00.220.661.70.6采　　　油Ⅳ7层累积周期生产情况统计表（2002.06.20）注　　　汽周期统计井数有效厚度实例二注汽天数注汽量生产天数产液产油含水采注比油汽比日产油一3659.482484102545156.01.240.555.4二3199.8881149135255259.2