《采收率论》word版.doc

摘 要随着石油的供求矛盾日益突出，稠油油田提高采收率的意义也越来越重要，在目前技术水平下，石油的采收率平均约在30%60%之间。在非均质油藏中，水驱采收率一般只有30%40%。也就是说，水驱只能开采出地质储量的一小部分，还有大部分原油残留在地下。如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来，是一个极有吸引力的问题，也是世界性的难题。稠油是指在地层温度和脱气条件下，粘度很大，或相对密度大。稠油还可分为普通稠油、特稠油和超特稠油。我国稠油特点：1.油藏埋藏较深2.储层非均质较严重3.油水系统较复杂4.原油中胶质含量高，含硫量低。针对于稠油的特点现有的主要EOR方法可分成如下几大类：1、化学驱；2、气驱；3、热力采油。鉴于本文将详细的讲解关键词：稠油特点，蒸汽吞吐，出砂原因目 录第1章 前言1第2章 稠油及其特点2第3章 蒸汽吞吐采油原理4第4章 蒸汽吞吐的增产机理5第5章 影响蒸汽吞吐开发效果因素及对策65.1藏地质参数65.1.1原油粘度65.1.2油层厚度65.1.3层渗透率65.1.4油饱和度65.2气工艺参数75.2.1蒸汽干度75.2.2注入气量75.2.3气速度75.2.4生产气举速度75.2.5注气压力75.2.6焖井时间8第6章 蒸汽吞吐开采主要工程技术96.1高温固沙、防沙技术96.2高效井筒隔热、套管防护及检测技术106.3分注选注技术106.4化学剂增油助排技术116.5封堵调剖技术11第7章 蒸汽吞吐采油法的应用及开发后期12第8章 结束语14参考文献15致 谢16第1章 前言提高采收率，是油田开发永恒的主题，是油田勘探开发工作者的追求。目前，世界上运用提高采收率的方法生产出的原油约占产油总量的4%，随着地质认识的不断深化和科学技术的不断进步，提高采收率的巨大潜力将体现得更加明显。我国国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大；各主力油田均已进入高含水或特高含水开采期，开采难度增大，产量递减幅度加大，而且后备储量严重不足，石油的供求矛盾日益突出。美国是实施提高原油采收率方法最多的国家，主要采用蒸汽驱、二氧化碳驱和烃气驱，每年所提高的产油量占其年总产油量的10%以上。我国大庆、胜利等油田实施提高原油采收率技术，主要为聚合物驱、三元复合驱、泡沫驱，其中大庆油田聚合物驱油技术已进入工业化应用阶段，年产油量达到1000万吨，占其年总产油量的1/4。提高采收率，可以把一个油田变成两个油田江汉油区是一个老油田，加上地层水矿化度高的地质特点，其提高采收率的方法也不尽相同。40多年来，江汉油田地质科技工作者探索提高采收率的脚步从未停歇过。经过不懈努力，通过常规的水驱，江汉油田本土采收率已经达到34.4%，比中国石化的平均采收率高6.4%，比全国平均值高3.4%。国民经济急需石油，大庆是我国最大的油田，按现已探明的地质储量计算，采收率每提高一个百分点，就可增油500万吨。这对国民经济的发展具有极其重要的意义。第2章 稠油及其特点稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。通常把地面密度大于0.943、地下粘度大于50厘泊的原油叫稠油。因为稠油的密度大，也叫做重油。稠油油藏在其形成过程中，由于生物降解及其破坏作用，天然气及轻质组分的散失，使其原油中轻质馏分含量低，含气量低，200馏分一般小于10%，原油气油比一般小于10m3/t，有的则小于5 m3/t，油藏饱和压力低，天然能量小。稠油的粘度对温度极为敏感，随温度升高，原油粘度急剧下降，粘度与温度关系曲线在ASTM坐标纸上呈直线变化，温度每升高十摄氏度左右，粘度往往降低一倍。此外，稠油中也可以溶解有天然气，这也可以使其粘度大大降低。稠油与轻质油在组分上的差别在于稠油中胶质、沥青质含量高、油质含量小。稠油中胶质、沥青质含量一般大于30%50%，烷烃、芳烃含量则小于60%50%。在化学组分中的重大差别之一在于稠油含氢量低、碳氢比大。含氢量一般小于12%，碳氢比一般大于7.0。我国稠油特点：1.油藏埋藏较深2.储层非均质较严重3.油水系统较复杂4.原油中胶质含量高，含硫量低。我国已探明的稠油油藏，埋藏深度大于900m的其储量占探明总储量的60%以上，部分油藏埋藏深度在13001700m。稠油油藏储集层多以粗碎屑岩为主，岩性疏松，泥质含量偏高。储层非均质较严重，纵向层间渗透率级差往往大于2030倍。大部分稠油油藏具有边底水，多层状稠油油藏，含油井段长达150300m，可分为数个油层组，发育2030个小层，具有多套油水系统，油水关系较复杂。稠油组分中胶质含量一般高于30%40%。与国外几个重质油田相比，原油中胶质含量高，含硫量低，重金属钒含量低。现有的主要EOR方法可分为两大类：热采法：蒸汽驱、热水驱、火烧油层、蒸气吞吐，主要用于稠油油藏，通过加热降低原油粘度；非热采法：化学驱（主要分为聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱、复合驱）、混相驱（富气驱、液化石油气驱、 CO2混相驱、N2驱）、气驱（惰性气体驱、烟道气驱、CO2驱）。蒸汽吞吐是热力采油的方法之一，也是稠油开发中最普遍采用的方法，也是目前我国主要的稠油热采方法，在国外，从1959年第一口井蒸汽吞吐见效以来，到目前还在普遍采用，对于普通稠油及特稠油藏几乎没有技术及经济上的风险，经济效益好。第3章 蒸汽吞吐采油原理蒸汽吞吐采油是将一定数量的高温、高压饱和蒸汽注入油层（吞进蒸汽），而后关井数天，让蒸汽的热力向油层扩散，加热原油，降低原油粘度，最后开井采油（吐出热油）。通常的做法是：按照每米油层注入蒸汽70120吨，根据每口井的油层厚度计算出需要注入的蒸汽数量。而后开始注入蒸汽，注入时间大约为1020天，然后关井27天。关井的目的是：使注入的蒸汽尽可能向油层扩展。然后开井生产，在最初12天，采出的几乎全部都是蒸汽的冷凝水，接着很快出现产油高峰，其产油量比吞吐前提高几十倍。但随着开井生产时间的延长，原油产量逐渐下降，当产量降到经济极限时，这一周期的生产结束。一个周期生产的时间，一般可以延续几个月，最长的可达到一年左右。当这一周期结束后，可重新进行下一周期蒸汽吞吐。蒸汽吞吐方法是一种强化热采手段，年采油速度数倍于常规采油方法，一般达到3%8%。因此不仅产量增加快，而且投资回收快，经济效益好。第4章 蒸汽吞吐的增产机理稠油升温最明显的作用是降低了原油粘度，当高温高压蒸汽注入油层后，稠油粘度随着温度的升高而迅速降低，这就提高了稠油在油层中的流动能力。另外，由于井筒周围地层本身也吸引了大量热能，当低温油流流经这个高温区时，原油粘度会进一步降低，促使油流更快的流入井底，这些就是稠油热采的机理。油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理向油层注入高温高压蒸汽后，近井地带相当距离内的地层温度升高，将油层及原油加热。虽然加热并不均匀，但由于热对流及热传导作用，注入蒸汽足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽带的温度仍保持井底蒸汽温度，受热后的原油产生膨胀，原油中如果存有少量溶解气，也将从热原油中逸出，产生溶解气驱作用。这也是重要的增产机理。在蒸汽吞吐数值模拟计算中即使考虑了岩石压缩系数、含气原油的降粘作用等，但生产中实际的产量往往比计算预测的产量高，尤其是第一周期，这说明加热油层后，放大压差生产时，弹性能量、溶气驱及流体的热膨胀作用发挥相当重要的作用。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。在浅层、低压及油层厚度大的美国加州稠油油田重力驱动是主要的增产机理。注：蒸汽热采不仅能有效地降低稠油粘度，提高其流动能力，而且还会有一些其他增产效果伴随产生。例如，稠油中沥青沉淀物和石蜡沉淀物所引起的井底附近地层空隙堵塞，会在高温下融化而被解除;在钻井和井下作业时造成的井底污染物等，也会在蒸汽的热力作用吞吐形成的蒸扫作用下解除，使得井底附近渗透能力得到改善。第5章 影响蒸汽吞吐开发效果因素及对策5.1油藏地质参数5.1.1 原油粘度油粘度对蒸汽吞吐的效果影响很大，原油粘度越高，蒸气吞吐效果越差，反之，是否原油粘度越低，吞吐效果越好呢？原油粘度越低，吞吐峰值产量以及周期累积产油量都增大，增产期也相应的延长。原油粘度对吞吐效果影响的结果的解释如下，一方面，尽管原油的粘度随温度的升高而降低，当油层温度高到某一程度，高粘原油的粘度仍比低粘原油的粘度高，当然高粘原油的流动阻力较大；另一方面，在同样的蒸汽加热半径内，低粘原油的泄油半径大，供油量多，而高粘原油的泄油半径小，供油量少。当原油粘度高到不加热不能流动时，冷原油很难进入泄油区，因而产出量有限。原油粘度不仅影响蒸气吞吐时原油产量，而且影响原油的累计产量和最终采收率。 5.1.2油层厚度油层越厚，吞吐效果越好，油层越薄，效果越差。这是因为油层越厚注入的热能向上下层的热损失越大，油层中的汽油比越小，热能利用率越低。这一现象尤其在蒸汽驱中更加明显。5.1.3层渗透率对于稠油藏，一般为疏松的砂岩或沙层，渗透率都较高，有利于稠油开采。油藏数值模拟结果指出，砂岩渗透率增加，蒸气吞吐的日产油量和累计产油量均增加。其原因在于，渗透率的增加，提高了原油的流速（K。/。）。此外，对于粘度很高的油层，渗透率对吞吐效果的影响更大。5.1.4油饱和度油层含油饱和度越高，增产效果越好，蒸气吞吐的峰值产量越高，反之亦然。这是由于油层含油饱和度较低时，相对来说油层中可动油量和可动油相饱和度较小，水相饱和度较大，由相对渗透率曲线可知，水相渗透率增加，产出水量较大。另外由于水的比热比原油大得多，相同热量情况下，加热的半径就比较小。因此，在蒸汽吞吐的油藏筛选时，要确定出含有饱和度的下限。一般来说含油饱和度下限为0.5。5.2气工艺参数5.2.1蒸汽干度蒸汽干度是影响蒸气吞吐开采效果的主要因素。在总蒸汽量相同的条件下，蒸汽干度越高，回采期原油峰值产量最大。而且整个回采期的累计产油量越高。因此，在现场操作过程中尽可能保证注入蒸汽干度较高。原因主要是：（1）在相同注入气量下，蒸汽的干度越高，热焓越大，加热油藏体积大;（2）由湿饱和性质可知，在相同压力下，干度越高，比容越大，这种影响在高压油藏明显。 5.2.2注入气量在其他因素条件相同时，注入蒸汽量增加，吞吐增产油量也增加，但原油蒸汽比下降。对于某一具体油藏，注入量越大，肯定是加热范围越大，热油产量越高。但注入量太大，原油蒸汽比下降，油井停产作业时间延长，对生产不利。注气量也不能太小，否则峰值产量低，增产周期短，周期累计产量低，一般认为注气强度的最优范围是每米油层80120t蒸汽。5.2.3气速度 蒸气吞吐中注气速度主要是受两个因素控制，一是井底蒸汽干度，二是地层破裂压力。注气速度过小，井筒热损失会增加，导致井底干度增加，从而降低了吞吐效果；注气速度又不能太大，否则注入蒸汽就会压裂地层，造成裂缝星气窜，使下一周期的蒸气吞吐以及后续的蒸汽驱开采效果恶化。在油层破裂压力以内，注气速度高，可以提高蒸汽干度，缩短油井停产注气时间，有利于提高增产效果。值得注意的是注汽速度还要受底层的吸汽能力所控制，吸气能力取决于油层厚度、原油粘度、油层压力、水汽相渗透率。5.2.4生产气举速度在蒸汽热焖后油井开井生产，一般来说，加热原油会自喷或下泵生产而产出地面。有时采用方法能够提高油井产量，气举速度的大小直接影响油井蒸气吞吐效果，气举速度越大，吞吐周期内累计采油量越高，油井如不进行蒸汽吞吐，油井产量要低的多。 5.2.5注气压力注气压力对蒸汽吞吐效果的影响比较复杂，在低的注气压力下，蒸汽注入压力对吞吐效果具有明显的影响；而在高的注气压力下，注气压力对吞吐效果的影响主要取决于生产压差的大小，增大生产压差，有利于提高吞吐效果。对于气举生产来说，井口压力对吞吐效果的影响是井口压力越小，吞吐周期内累计油产量越高。5.2.6焖井时间注完蒸汽后关井一段时间，可以使注入油层的蒸汽与空隙介质中的原油充分进行热交换，以避免降低开井回采时热能利用率。但焖井时间太长，就会增加油层热量向上下层损失量，降低热能利用量。而焖井时间太短，会导致注入底层的蒸汽在回采阶段吐出来，降低了蒸汽的加热范围，因此焖井时间存在一个最优值，一般该值为36d。第6章 蒸汽吞吐开采主要工程技术注蒸汽热采举升工艺与常规采油有所不同，主要特点是：1.原油粘度高，在井筒中举升时的粘滞力及摩阻力大，流动困难。2.油井出砂多。3.蒸气吞吐回采初期产出液温度高，可在200左右，井内设备要承受高温，另一方面随时间逐渐降低，周期后期降低至常温，因而如不加热或掺轻油降粘，将无法将原油举升到地面。4.油井供液能力不稳定，在蒸气吞吐回采初期峰值产量与后期产量相差几倍至十多倍，举升能力要适应如此大的变化。5.多周期蒸气吞吐采油过程中，油井注完蒸汽后，要求尽快不动管柱转入人工举升，避免注入压井液后伤害油层。 6.1高温固沙、防沙技术在稠油油藏吞吐开采过程中，出砂是常见的问题。除个别油藏储层为裂缝性灰岩，稠油油藏绝大多数为砂岩油层，而且多数为较疏松的砂岩。在投产初期，进行常规冷采时即出砂严重。而大多数稠油油藏，在常规冷采阶段，油井产量较低，甚至无工业油流，但进行蒸汽吞吐方式开采后，油井出砂很严重，如无防砂措施，则油井无法正常生产。因此，稠油油藏采用注蒸汽热采时，在确定油藏开发方案，甚至在进行先导性热采试验前必须重视预测油层出砂程度并选择适宜的防砂方法。在投入注蒸汽开采过程中，还要不断监测油井出砂动态并完善防砂技术。针对不同类型稠油油藏得出砂特点，发展了多种机械和防砂工艺新技术这些技术在现场得到了广泛应用。辽河油田在推出高稳固砂剂和金属绕丝筛管砾石充填机械防砂技术的基础上，又研制了整体烧结金属纤维筛管和TBS防砂管防砂；辽河油田整体烧结金属纤维筛管防砂，现场施工70多口井，作业成功率及防砂有效率均达98%，胜利油田高温陶瓷管防砂，1995年现场应用30余口井，效果较好，草桥地区油井防砂后，平均有效期为两个周期，最长达四个周期。这些新技术防砂效果好，施工简单。有些地区还采用了高温树脂防砂，其特点是：固化温度在30120之间，注汽不注汽都可以防砂，适用范围广，注入后地层渗透率可保持在原来的70%以上，耐温350，防砂有效期达612个月。1994年在洼3731井应用该剂防砂，在未实施防砂前，累积出砂9.2m3，无法正常生产，防砂后日产油18.9t，检泵周期延长至182d。如洼32032井，防砂前为长期停产，防砂后日产油可达20.6 t，当年保持稳产190d，累积增油2938t。6.2高效井筒隔热、套管防护及检测技术我国的稠油油藏大部分埋藏深，注入蒸汽沿井筒的损失大。为提高井底蒸汽干度，必须降低井筒热损失。注汽管柱与套管内环空流体对井筒隔热效果有显著影响。当有隔热油管，环空打开充满空气，压力仅为6.89kPa时，井筒热损失速度极小；当关闭套管闸门，随着环空压力的上升，热损失速度也上升。当有隔热油管，且先闭套管闸门，环空有回流水或水蒸汽时，陶罐温度会升高，井筒热损失速度极大。对于深度达8001700m的稠油油藏注蒸汽开发，注汽压力高达1016Mpa，蒸汽温度高达300346，深度大带来许多困难。封隔器在高温及大压差下容易失效，环空中的水很难排净，井筒热损失远比设计大。近几年，在现场蒸气吞吐注油汽时，在井中下入隔热油管，有封隔器但不密封，或者不下入封隔器的情况下往环空注入一定数量氮气（液氮），将环空水挤出去。这种方法取得了一定效果。但是，由于补充氮气不及时，环空中的汽水界面难以控制，常发生下部环空中存有水柱，或者蒸汽返流到环空中，这样更恶化了井筒隔热条件。改进的方法是：下入耐热金属封隔器，但不坐封，在注汽前往环空注入高压氮气，保证充满或超过全部环空体积；注汽开始后连续补充注入氮气，在高温下金属封隔器坐封。在注汽过程中，可以每天或数天注氮气1次，注入一倍以上环空体积。发现封隔器失效采用活动或制氮机（膜制氮或分子筛制氮机）连续往环空注入氮气，不仅起到井筒隔热，而且和蒸汽同时进入油层，将起到扩大加热带，吞吐回采起助排作用。6.3分注选注技术针对我国稠油油藏纵向非均质性严重，吞吐开采时希奇不均、蒸汽波及效率低油层总想动用程度差的问题，开发了“分注选注”新技术。如辽河油田在“分注选注”技术上开发了机械选层注汽、投球选择性注汽、分层配器等工艺，配套了五种管柱结构，成功地研制了膨胀是金属封隔器和热敏压差十封隔器。可根据需要采取封上注下、封下注上、封两端注中间等方式，已达到调整吸气剖面，提高吞吐效果的目的。“机械选层注汽”工艺技术是一注汽井的吸气剖面、油层性质、原油物性等资料为依据，将油层分为高、中、低吸汽层，然后利用选层注汽管柱将高（中）吸汽层封堵，单独对具有产能接替能力的低渗层进行注汽。“投球选择性注汽”工艺原理在于：利用耐高温堵球（其直径大于射孔孔眼），随注入蒸汽进入油层，封堵吸汽能力强的高渗层，使压力升高，达到中、低渗透层的吸气压力，使蒸汽注入中、低渗透层，从而达到调整吸气剖面、封堵汽窜的目的。而“分层配汽”技术使前两者的提高，它利用分层配汽管柱，实现多层同时配注。在认识油层的基础上，将油层分为若干吸气程度不同的油层段利用高温封隔器将它们彼此分离，再根据各自不同的注汽要求，由配汽器的喷嘴调节对已动用较好的高渗层段相应减少注入蒸汽的比例，适当提高中、低渗层的注汽量，以提高蒸汽在油层中的利用率。该工艺于1995年7月研制成功，在已实施井次中，见到了良好的增油效果。6.4化学剂增油助排技术稠油油藏经过多轮次吞吐生产后，周期产液量下降，地下存水增加，吞吐回采氺率低，吞吐开采效果变差。引起吞吐回采氺率偏低的原因是复杂的、多方面的，目前尚未完全认识清楚。可能的原因有：在高温油藏条件下，岩石的亲水性增强；在原油中天然乳化剂作用下，注入蒸汽的冷凝水与原油形成的油包水型乳化液，微粒迁移堵死一些孔道，使水难以排除；粘土吸水膨胀，尤其是高温下形成的次生矿物吸水膨胀以及采油工程上的问题等。要降低地层存水量，提高吞吐回采水率，需解除油井附近油层污染，提高油井排液能力，增加产油量。为增加原油产量，提高油井排液能力，开展了化学增油助排剂的室内筛选、试验和现场应用。辽河油田针对高升，曙光油田开发中暴露的问题，研制开发了高温破乳、磺酸盐、薄膜扩散剂、氮气、氮气加磺酸盐和ZHJ解堵剂，大量应用于蒸汽吞吐井，几年来施工586余井次，增油22.5*10e4t，增加排水量22.29*10e4m3。6.5封堵调剖技术蒸汽及热水的窜进市蒸汽吞吐开采中的一个常见的问题，他在纵向上表现为单层气体，平面上表现为单方向突进。另外，由于重力分一作用，即使对飞窜进吞吐井，在纵向上还存在蒸汽超覆现象。由于注入蒸汽的“窜进”及“超覆”作用，使得蒸汽在剖面上推进不均，蒸汽波及系数及区有效率降低，极大的影响了吞吐开发效果。通过风度窜进通道，迫使液、汽流改向，调整吸气剖面，可扩大蒸汽波及体积，提高吞吐开发效果。第7章 蒸汽吞吐采油法的应用及开发后期蒸气吞吐法就是把饱和蒸气通过油井注入油层，利用其热能使原油降粘、活化，驱使其流动，同时促使油层压力提高，当产能达到一定程度后开始采油。 我国自20世纪90年代以来就在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验，目前我国的稠油油藏蒸汽吞吐技术已基本配套，形成了深达1600m的蒸汽吞吐系列，成为我国稠油开采的主导技术，而且在今后若干年中仍将继续发挥主导作用。稠油蒸汽吞吐在高轮次开采情况下递减加快，“九五”递减总量比“八五”增加212万t，而新井产量占基础井的比例由72降为38，在这种情况下，一方面通过加大措施工作量，使措施增产比例由40加大到46，多增油163万t；另一方面应用改进的蒸汽吞吐技术，如分层注汽、投球选注等，改善蒸汽波及体积，使纵向动用程度由“八五”初期的40左右提高到60，在极端困难的条件下实现了稠油产量稳中有增。 采油速度1.83，采出程度50，综合含水88.9。原方案预计的采收率为6465，预计油田最终采收率可以达到80。但从我国10多年若干先导试验区的开采实践来看，蒸气驱的采油效果还不十分理想，其主要开发指标尚达不到开发方案的预想值，因此蒸气驱技术应为我国今后重点关注和加强研究的提高采收率技术之一。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术100对热采井应用这套技术。由一对井组进行，生产井在目标层底部，注入井在生产井上5m，连续向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生产井泄油，适用于沥青质含量高、高粘厚层油藏，三个地区中Athabasca地区最适合采用该技术。蒸汽辅助重力驱采收率高，预期采收率超过50。我国则正在和加拿大的专家合作进行试验，尚未得出最终结果。稠油携砂冷采技术1015的稠油产量靠这种技术。稠油携砂冷采技术成功地应用于加拿大的许多稠油油田（粘度为30055000cP）。典型的稠油携砂冷采油井以525m3/d(30150bbl/d)的速度采油。在应用稠油携砂冷采技术采油的过程中，通过高质量的修井作业，可以成功地解决机械问题和油藏问题，从而提高采油速度，减小采油成本。针对蒸汽吞吐超过56个周期之后稠