稠油开采技术

特殊油气藏开采技术之稠油油藏开采技术1第一节稠油油藏概述1.1稠油的定义、分类标准及基本特征1.2稠油油藏一般地质特征1.3稠油原油物性特征2第一节稠油油藏概述在我国，目前已发现的稠油油田或油藏有30多个，主要分布在：①辽河油区（曙光油田、欢喜岭稠油区和高升油田），②新疆克拉玛依油区（九区、六东区、红山嘴油田和风城稠油区），③胜利油区（单家寺油田、勒安油田、胜坨三区、孤岛油田、陈家庄油田、金家油田等），④河南油区（井楼油田、古城油田等），⑤吐哈油区（吐玉克油田），⑥大港油区（枣园油田、羊三木油田、王官屯油田等）。在我国，稠油油藏储层多数为中新生代陆相沉积，以碎屑岩为主，具有高孔隙度、高渗透率、胶结疏松的特点；油藏类型多，地质条件复杂。3第一节稠油油藏概述

1.1.1稠油的定义

在1982年之前，有多种关于重质原油及沥青的定义、分类标准及评价方法，没有形成统一认识。

通常将粘度高、相对密度大的原油称为稠油，即高粘度重质原油。国际上称稠油为重质原油（HeavyOil），对粘度极高的重油称为沥青（Bitumen）或沥青砂油（TarSandOil）。由于国际上原油价格是按质论价的，相对密度大的原油轻质馏分少，价格低，因此传统方法对重质原油的分类是采用相对粘度或API重度来表征。1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征4第一节稠油油藏概述

1.1.1稠油的定义

1979年6月，联合国训练研究署(UNITAR)在加拿大召开了第一届国际重油及沥青砂学术会议，讨论了重油及沥青砂的资源评价、定义、分类标准及开采技术等；

1981年2月，UNITAR在纽约联合国总部举行了讨论会议，比较研究了各国的重油及沥青砂定义和分类标准；

1982年2月，在维内瑞拉召开了第二届国际重油及沥青砂学术会议，提出了对重油及沥青砂的统一定义和分类标准。1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征5第一节稠油油藏概述

1.1.1稠油的定义重质原油和沥青砂油（沥青）是天然存在于孔隙介质中的石油或类似石油的液体或半固体；沥青砂也叫油砂、油浸岩层、含沥青砂层；这种原油可以用粘度和密度来表示特性；在确定国际石油资源时，应当采用粘度给重质原油和沥青砂油规定界限，当粘度数据缺少时，则采用重度值(API)；1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征6第一节稠油油藏概述

1.1.1稠油的定义重质原油是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为100～10000mPa·s，或在15.6℃（60℉）及大气压力下密度为934～1000kg/m3的原油；沥青砂油是指在原始油藏温度下脱气原油粘度超过10000mPa·s，或在15.6℃（60℉）及大气压力下密度大于1000kg/m3（小于10ºAPI）的原油；将上述以外的原油分类为中质原油和轻质原油。1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征7第一节稠油油藏概述1.1.2稠油的分类标准1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征中国稠油分类标准表（刘文章）该分类标准与选择的开采方法相联系，对选择开发方式有利。①指油层条件下原油粘度，无①者指油层温度下脱气原油粘度。8第一节稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征1、稠油的一般特性稠油中的胶质和沥青含量高，轻质组分少

中国主要稠油油藏原油中轻质组分含量一般仅10%左右，而沥青和胶质含量一般在25－50%之间稠油粘度随原油密度增加而增加稠油中的S、O、N等原子含量较多9第一节稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征1、稠油的一般特性稠油中含有稀有金属稠油中石腊含量一般比较少同一稠油藏，原油性质在垂向上和平面上大多具有一定差异稠油的粘度对温度很敏感，随着温度增加稠油粘度急剧下降10第一节稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征中国的稠油相对于其它国家的稠油来说，沥青含量较少（小于10%），而胶质含量较多，表现出原油密度低而粘度高的特点。稠油化学成分表1、稠油的一般特性11第一节稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征2、稠油的热特性稠油的粘度对温度很敏感

这既是稠油的一般性，也是其特性。通常稠油温度升高10℃，其粘度会降低一半（热采法开采稠油的关键依据）。稠油的蒸馏特性

即当温度升高到或大于初馏点（原油开始气化时的最低温度）时，原油中的轻质组分分离为气相，而重质组分仍保持为液相。在有蒸汽存在时，相同温度下馏出的气相量将大大增加（蒸汽驱提高稠油采收率的重要机理之一）。12第一节稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定义、分类标准及基本特征2、稠油的热特性稠油的热裂解特性

指当温度升高到一定程度以后，稠油中的重质组分将裂解成焦炭和轻质组分（甲烷、乙烷、丙烷等气体及轻质油）。热裂解生成的轻质组分可改善驱油效果。稠油的热膨胀特性

稠油热采过程中，油层温度大幅度上升，升高到200℃以上后，原油、水及岩石体积受热膨胀，将产生显著地驱油效果。13第一节稠油油藏概述1.1稠油的定义、分类标准及基本特征1.2稠油油藏一般地质特征1.3稠油原油物性特征14第一节稠油油藏概述1.2.1中国稠油油藏成因及其分布特点1.2、稠油油藏一般地质特征1、稠油油藏成因稠油油藏的形成主要受盆地后期构造抬升活动、细菌生物降解作用、地层水洗和氧化作用，以及烃类轻质组分散失等因素影响。风化削蚀成因（古油藏抬升风化）边缘氧化成因（盆地边缘油层被地层水交替带中生物降解）次生运移成因（下部原油沿断层或不整合面运移至浅处）底水稠变成因（与底水接触油层水洗）15第一节稠油油藏概述1.2.1中国稠油油藏成因及其分布特点1.2、稠油油藏一般地质特征2、稠油油藏分布特点在纵向上一般分布在盆地的上部构造层或上覆较年轻地层中。

稠油油藏通常埋深均小于2000m，随着埋深变浅，逐渐趋近地表，原油生物降解程度增强。在平面上稠油油藏分布受盆地不同构造部位控制。

如，在断陷盆地中，凹陷边缘潜伏隆起倾没部位分布批覆背斜稠油油藏，在陡坡带分布地层超覆稠油油藏，等。稠油油藏与常规油藏具有一定共生关系。

由凹陷向边缘，常规油藏渐变为稠油油藏；由深至浅，常规油藏变为稠油油藏。16第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征稠油分类可依据单因素进行分类，如，可以是油藏成因、构造形态或油藏埋深，可以是储层岩性、储集空间类型或油、气、水分布状况，也可以是原油性质、驱动类型。也可以依据多因素进行综合分类。通常，按原油性质，可以将稠油划分为普通稠油、特稠油和超稠油。17第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（1）普通稠油油藏

①深层气顶、巨厚块状稠油油藏以辽河高升油田莲花油层为代表。具有统一的油水界面，统一的油气界面，油藏厚度大，且隔层和夹层不发育。储层为冲积扇－扇三角洲砂砾岩，厚度大，成块状（厚度大于30m），储层物性好，孔隙度一般大于20－30%，渗透率大于1-3m2，泥质含量低。埋深154-1700m，原油性质较好，地层原油粘度为518mPa.s，原始气油比高达24m3/t。18第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（1）普通稠油油藏

②边底水块状稠油油藏以辽河曙光油田曙175块大凌河油层、胜利单家寺油田单2块沙河街组油层为代表。具有与气顶巨厚块状油藏相似的特点，但底水厚度大，水体体积大，一般为油体体积的8-10倍以上，在开采过程中，边底水较活跃，对注蒸汽开发有重要影响。19第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（1）普通稠油油藏

③多油组厚互层状边水稠油油藏以辽河欢喜岭稠油油藏锦45块的于楼、兴隆台油层为代表。储层为多期河流－三角洲沉积复合体，砂泥岩间互；含油井段长，可达150-250m，油层层数多、厚度大，层间物性和原油性质差别较大；油水关系复杂，各油层组往往具有独立的油水系统，多套油水组合呈边水分布；物性好，孔隙度一般大于25%，渗透率一般大于1μm2；油层组间泥岩隔层稳定；油层组内、油层之间泥岩夹层不发育。油层组内油层厚度与含油层段厚度之比（净总厚度比）往往大于0.6。20第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（1）普通稠油油藏

④多油组薄互层状稠油油藏以辽河曙光油田一区杜家台油田杜66块和杜48块为代表。储层多为多期河流－三角洲沉积砂体，隔层稳定，夹层不发育；油层层数多，单层厚度小，净总厚度比小，一般在0.3-0.6，油层物性稍差。

⑤深层中厚互层状稠油油层以辽河欢喜岭油区的齐40块稠油油藏为代表。没有气顶或边底水，油层厚度适中，净总厚度比相对较大，埋深1000m左右。最适宜于注蒸汽开采。21第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（1）普通稠油油藏

⑥浅层单砂体层状稠油油藏以新疆克拉玛依油田九区及红山嘴油藏为典型代表。储层为三角洲平原分流河道沉积；油层厚度在10-20m，油层段集中，构造相对简单，隔层和夹层不发育，但油层内夹有泥岩条带和岩性夹层，油层集中段净总厚度比一般大于0.5，非均质性严重，油藏天然能量小；埋深较浅，仅120-420m。

⑦超深层稠油油藏以吐哈油区的吐玉克油田为代表。埋深3000m以下。22第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（2）特稠油、超稠油油藏

①边水薄层砂砾岩特稠油油藏以胜利乐安砂砾岩特稠油油田为典型代表。埋深900-1000m，单层有效厚度10-15m；岩性疏松，砾石含量高、粒径大，孔隙度较低（15%），渗透率高（4-6μm2），非均质性严重；砾岩导热系数大，热物性劣于砂岩油藏；且原油粘度高，油层温度下脱气原油粘度为1000-3000mPa.s。注蒸汽开发具有一定的风险性。23第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（2）特稠油、超稠油油藏

②浅层薄层稠油油藏以井楼油区为典型代表。储层为含砾细砂岩和粉砂岩，厚度小，一般小于10m，净总厚度比大于0.5，层间隔层和夹层较稳定；储层胶结疏松，物性好，孔隙度28-32.9%，渗透率0.88-3.16m2，含油饱和度60-75%；埋深浅（250-350m），油层温度低（30-32℃）；原油粘度高，有普通稠油及特超稠油，以特超稠油为主。24第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（2）特稠油、超稠油油藏

③浅层层状超稠油油藏以新疆克拉玛依油区西北缘风城地区为典型代表。油层埋深浅，原油粘度非常高，在油层中呈固态；油层分布广，储量大，已探明及控制储量1×108t以上，但未开采成功。

④深层块状特超稠油油藏以辽河冷家堡油田为代表。25第一节稠油油藏概述1.2.2稠油油藏类型1.2、稠油油藏一般地质特征1、主要稠油油藏类型（2）特稠油、超稠油油藏

⑤边底水碳酸盐岩裂缝（溶洞）型潜山特超稠油油藏以胜利乐安草古1潜山和草20潜山油藏为典型代表。储层孔隙结构为裂缝和溶洞，裂缝发育方向和发育程度复杂多变；具有低孔隙度（<10%）和高渗透率(几个到几十个平方微米）；在原油粘度达20000-50000mPa.s的情况下，由于裂缝、溶洞大孔道的高渗透率，油藏仍有一定的常规产能。（3）高凝稠油油藏以辽河油区张一块和大港枣园油田枣南孔一段油藏为典型代表。原油既有稠油的基本特征，也具有含腊量高、凝点高的特点。26第一节稠油油藏概述1.2.3中国稠油油藏基本特征1.2、稠油油藏一般地质特征1、油藏类型较多2、油藏埋藏较深3、储集层以粗碎屑岩为主，砂岩体类型多，油层胶结疏松4、储层物性较好，具有高孔隙度、高渗透率的特点，但储集层非均质较严重5、含油饱和度较低，一般在60-70%6、油水系统较为复杂，大多具有边底水7、原油含气量少、饱和压力低27第一节稠油油藏概述1.1稠油的定义、分类标准及基本特征1.2稠油油藏一般地质特征1.3稠油原油物性特征28第一节稠油油藏概述1.3.1稠油粘度1.3、稠油原油物性特征

稠油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10℃左右，粘度往往降低1倍。中国几个稠油油田的原油粘度、温度数据29第一节稠油油藏概述1.3.1稠油粘度1.3、稠油原油物性特征从加温过程中水、轻质油和稠油粘度的变化来看，增加相同的温度，稠油的粘度远较水和轻质油的粘度降低得多，因此，在油层中很难流动的稠油，在注蒸汽加热的情况下，其粘度急剧降低，变得很容易流动，注蒸汽热力开采稠油正是利用了这个原理。水、轻质油和稠油粘度随温度变化关系30第一节稠油油藏概述1.3.2稠油密度1.3、稠油原油物性特征

稠油密度大，主要是因为含较多的沥青和胶质。沥青和胶质为高分子量化合物、并含有硫、氮、氧等杂原子，尤其是沥青，它是原油中结构最复杂相对分子质量最大、密度最大的组分。稠油组分对比表中国的稠油沥青质含量较低，故相对密度较低。31第一节稠油油藏概述1.3.2稠油密度1.3、稠油原油物性特征大量统计表明，稠油密度与粘度具有密切关系。总体上，稠油粘度随密度增加而增加。但由于各种稠油中沥青和胶质含量不同，因此稠油粘度随密度而增加的线性关系不明显。并且，当沥青和胶质总含量一定时，沥青含量越多，原油密度大；胶质含量越多，原油粘度越大。辽河油区29个油田或区块的脱气油粘度与相对密度的关系32第一节稠油油藏概述1.3.3稠油凝点1.3、稠油原油物性特征

原油凝点的大小主要取决于含腊量的多少，也与原油中重质组分含量有关。中国稠油含腊量一般小于10%，其凝点一般低于20℃，部分稠油的含腊量小于5%，凝点大多在0℃以下。中国也有极少数的稠油油田，沥青胶质含量和石腊含量都高，表现为粘度高、凝点高，如辽河油区的张一块油田，石腊含量10.18-16.5%，凝点为36-41℃。在确定其开采方式时，要考虑其凝点高的特性。33第二节稠油油藏工程设计2.1稠油的渗流特征2.2稠油油藏开发设计及采收率预测2.3稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件34第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征根据流体流动性能指数（n）和初始剪切应力（0）的大小以及剪切速率（）和剪切应力（）之间的变化关系，可以将流体分为牛顿型和非牛顿型，非牛顿型又分为胀流型、拟塑型、粘稠型和粘塑型。不同流体剪切速率（）与剪切应力（）之间的关系曲线35第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征序号流体类型初始剪切应力（τ0）特性指数（n）流动关系式1牛顿型01γ=τ/M2非牛顿型胀流型0>1γ=(k-1·τ)1/n3拟塑型0<1γ=(k-1·τ)1/n4粘稠型>01γ=(τ·τ0)/M5粘塑型>0<1γ=[k-1(τ·τ0)]1/n流体类型特征参数表36第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征如前所述，流体按流变特性分为牛顿型和非牛顿型。通常牛顿型流体的粘度与剪切速率（或流速）无关，而非牛顿型流体的粘度则随着剪切速率（流速）的变小而增大。此外，非牛顿型流体在渗流过程中的粘度会大大高于地面条件下的粘度。剪切：包括剪切应力和剪切速度，剪切应力是平行于流动方向的平面内的单位面积上的内摩擦力，剪切速度是垂直于剪切平面的速度梯度。

在温度降到一定值后，稠油可从牛顿型流体变成非牛顿型流体。流变特性转变所对应的温度称为“拐点温度”。“拐点温度”低，反映出原油在较低温度下仍保持牛顿型流体的流动特征，即粘度与剪切速率（流速）无关。37第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征

1、普通稠油渗流的特点

对普通稠油而言，在油层温度大于“拐点温度”时，油流在储层中保持牛顿型流体性质，符合达西定律的渗流规律。反之，当油层温度小于“拐点温度”时，原油在储层中处于非牛顿型流体，这样的稠油中含有大量较强网架结构的沥青质粒子微团，它们具有很强的结合力，需要通过升高温度、压力的方式对这种稠油施加切力。施加切力之初，它不流动，待内部的切应力大于屈服应力时才流动，随着剪切速率的增加，逐渐形成足够大的剪切力使内部的网架结构逐渐破坏，流体粘度随之降低。而当网架结构的拆散速度和恢复速度达到平衡时，这种稠油和稀油一样遵从达西定律。38第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征

1、普通稠油渗流的特点

不同稠油的“拐点温度”不一样，其“拐点温度”的高低直接影响区块的开发和生产。如单家寺油田地面脱气原油粘度为5000－10000mPa.s，流变性“拐点温度”在80－100℃左右，正常抽油时要求的井筒温度较高。据现场生产资料，在日产油30－40t，井口温度低于50℃时，抽油机负荷增加，卡泵断脱事故时常发生。而乐安油田的地面原油粘度比单家寺油田高，在10000－20000mPa.s，但其“拐点温度”低，在50－60℃。所以乐安油田蒸汽吞吐时日产量为20-30t，井口温度在40℃时仍能正常抽油生产。这与乐安油田原油在较低温度下保持牛顿型流体不无关系。39第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征

1、普通稠油渗流的基本特点①普通稠油的流变性既有牛顿型流体性质的，也有属于非牛顿型流体性质的②不同稠油的“拐点温度”不一样，其“拐点温度”的高低直接影响区块的开发和生产③粘度低的原油，其对温度的敏感性比较弱④原油粘度相对较高的普通稠油，其对温度的敏感性较强。40第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征2、普通稠油的渗流特征－单相流特征

当温度高于“拐点温度”时，压力梯度与渗流速度呈直线关系；随着温度的降低，流动曲线由直线变为曲线，稠油由牛顿型流体转变为非牛顿型流体的渗流状态，即存在初始压力梯度，只有当压力梯度大于此值时，稠油才能流动，对应于流变曲线上的屈服值点；当温度低于“拐点温度”时，当压力梯度大于流动曲线过渡为直线时的最小压力梯度时，稠油流动呈现为牛顿型流体的渗流状态。单相渗流曲线41第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征2、普通稠油的渗流特征－两相渗流特征普通稠油可以直接用冷水驱替，驱油效果也很好，最终驱油效率可达67%。普通稠油相对渗透率曲线42第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征2、普通稠油的渗流特征－两相渗流特征普通稠油可以直接用冷水驱替，驱油效果也很好，最终驱油效率可达67%。普通稠油驱油效率曲线43第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征3、特稠油、超稠油渗流的基本特点超稠油和特稠油粘度高，地层温度低于“拐点温度”，流动性很差，某些超稠油（天然沥青）在油藏条件下实际上不能流动，属于非牛顿型流体，因此必须通过热采方式进行开采。44第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征4、特稠油的渗流特征－冷水驱的渗流特征特稠油冷水驱效果很差，水相渗透率始终上升较慢，油水两相相对渗透率曲线交叉不上，达不到等渗点，并且驱替压差极大，远远大于普通稠油。特稠油冷水驱相对渗透率曲线45第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征4、特稠油的渗流特征－冷水驱的渗流特征特稠油冷水驱效果很差，最终驱油效率为29%。特稠油冷水驱油效率曲线46第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征4、特稠油的渗流特征－蒸汽驱的渗流特征实验表明，在对特稠油进行冷水驱后又进行蒸汽驱，蒸汽驱的最终驱油效率远比冷水驱高，可达68%。特稠油冷水驱后又蒸汽驱相对渗透率曲线47第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征4、特稠油的渗流特征－蒸汽驱的渗流特征实验表明，在对特稠油进行冷水驱后又进行蒸汽驱，蒸汽驱的最终驱油效率远比冷水驱高，可达68%。特稠油冷水驱后又蒸汽驱油效率曲线48第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.1稠油渗流的基本特点与特征4、特稠油的渗流特征－蒸汽驱的渗流特征特稠油直接进行蒸汽驱，其驱油效率可更高，达70%。特稠油蒸汽驱的驱油效率曲线49第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.2高凝稠油渗流的基本特点与特征1、高凝稠油的基本特点①同种非牛顿型流体在不同温度下所测定的原油流变性随温度的升高，原油的非牛顿性变小。②具有松弛特性。

松弛实验：第一次加压，压力松弛幅度比较大，随加压次数增多，其压力松弛幅度越来越小，表明多次连续加压使原油的粘弹性减弱，当给原油卸压，经过一段时间后，再次受压，压力可继续松弛。③具有粘弹性和触变性。

动态实验表明：在某一温度下，脱气原油的表观粘度随剪切速率的增加而降低，到某一数值后不变；在剪切速率一定的条件下，表观粘度随时间的增长而降低，到某一时间后保持不变。50第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.2高凝稠油渗流的基本特点与特征2、高凝稠油的渗流特征①储层中的流体流动具有初始压力梯度，只有在压力梯度大于初始压力梯度时才流动。由于稠油中胶质加沥青质含量一般大于30%，只有当压力梯度足以使原油结构网破坏时，原油在多孔介质中才开始流动。51第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.2高凝稠油渗流的基本特点与特征2、高凝稠油的渗流特征②储层的流度在一定的压力区间随压力梯度的增加而增大。流度随压力梯度的增加而增大，随温度的降低而变小。枣115井地层油在岩心内流度与压力梯度关系52第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.2高凝稠油渗流的基本特点与特征2、高凝稠油的渗流特征②储层的流度在一定的压力区间随压力梯度的增加而增大。压力梯度越大，水驱油效率越高。不同压力梯度下非牛顿流体原油相渗曲线53第二节稠油油藏工程设计2.1、稠油的渗流特征2.1.2高凝稠油渗流的基本特点与特征2、高凝稠油的渗流特征③油水两相流动过程中，油相渗透率随含水饱和度的增加下降幅度大于牛顿型流体。非牛顿型流体油相渗透率比牛顿型流体油相渗透率下降幅度快，而水相渗透率随含水饱和度的增加相近。因此，在注水开发过程中，非牛顿型流体的油层、油井的无水采收率低，含水采油期长，含水开采是非牛顿型稠油开发的主要开采阶段。牛顿型流体原油和非牛顿型流体原油的油水相渗曲线54第二节稠油油藏工程设计2.1稠油的渗流特征2.2稠油油藏开发设计及采收率预测2.3稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件55第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选①按稠油性质分类，一般采用的开采方式

a、对于油层条件下原油粘度在150mPa·s以下，粘度相对较低的普通稠油油藏，可采用注水开发，但需要经过系统的实验评价及分析论证。并且，由于油水粘度比高，粘性指进或水窜严重，水驱油效率低，投入开发以后，含水上升速度快，采收率低，一般仅10-20%，开发效果差。56第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选①按稠油性质分类，一般采用的开采方式

b、对于油层条件下原油粘度小于10000mPa·s的普通稠油油藏，主体开发方式可采用蒸汽吞吐后接蒸汽驱的开发方式。原油粘度小于2000mPa·s的普通稠油油藏一般具有一定常规采油能力，可采用常规降压开采一段时间后转入蒸汽吞吐，而后按蒸汽驱开采；对于原油粘度大于2000mPa·s且无常规采油能力的普通稠油油藏，应尽早采用蒸汽吞吐而后进行蒸汽驱。57第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选①按稠油性质分类，一般采用的开采方式

c、对于特稠油油藏（原油粘度大于10000mPa·s，小于50000mPa·s），目前采用蒸汽吞吐开采，技术经济上一般风险性较小，但常规蒸汽驱风险较大，可采用先蒸汽吞吐开采，而后在深入研究、先导性试验的基础上采用特殊的蒸汽驱技术，如水平井与直井组合方式开采。58第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选①按稠油性质分类，一般采用的开采方式

d、对于超稠油油藏（原油粘度大于50000mPa·s），常规注蒸汽开采一般难以取得较好的效果。辽河油田曙一区超稠油油藏采用蒸汽吞吐开采取得了一定的效果，但尚未形成成熟技术。水平井蒸汽辅助重力卸油技术是开采这类超稠油的一项很有希望的新技术，但目前仍处在矿场试验阶段，距离大规模推广还有一定的时间。59第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选②按油藏地质特点，不同类型的稠油油藏可考虑的开发方式

a、浅层单砂体层状岩性油藏：对于油层厚度较大（大于10m）、净总厚度比大于0.5、其它条件适宜的普通稠油，在蒸汽吞吐开采后，可进行蒸汽驱开采。对不够汽驱开采条件的区块，以蒸汽吞吐开采为主。这类浅层油层往往非均质性严重，要严格控制注汽压力不能超过油层破裂压力，而控制汽驱过程中的蒸汽窜流是汽驱成败的关键。对这类浅层稠油油藏，开采初期可对适宜的油层进行冷采后再进行热采。60第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选②按油藏地质特点，不同类型的稠油油藏可考虑的开发方式

b、深层气顶、厚层块状稠油油藏：可采用先常规降压开采，后蒸汽吞吐，再转蒸汽驱的方式。这类油藏开发要搞清油藏中隔层分布及其密封性，要平衡蒸汽吞吐开采降压过程中气顶部分与含油区之间的压力降，要研究解决常规采油、蒸汽吞吐与蒸汽驱开采阶段的最优衔接，提高垂向及平面上热采动用程度。61第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选②按油藏地质特点，不同类型的稠油油藏可考虑的开发方式

c、多油组薄互层状普通稠油油藏：对油层有效厚度大于10m、净总厚度比大于0.5的区块采用先吞吐后汽驱开采；对于有效厚度大于10m，但净总厚度比小于0.5的区块，以蒸汽吞吐开采为主，在适宜情况下再进行热水驱（视原油粘度而定）。62第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选②按油藏地质特点，不同类型的稠油油藏可考虑的开发方式

d、具有边底水的多油组厚互层状稠油油藏：可进行蒸汽吞吐及汽驱开采。但对边底水能量大而活跃的油藏，要控制蒸汽吞吐降压开采过程中边底水的侵入。

e、边底水活跃的块状厚层稠油油藏：可进行蒸汽吞吐及汽驱开采。有效控制蒸汽吞吐降压开采过程中边底水的侵入是开采这类油藏中汽驱成败的关键。曙175区块采取纯油区蒸汽吞吐降压开采，边部留有过渡区，边部产水区由成排的排水井强化排水，油层下部避射15m左右，吞吐开采降压至最佳水平时及时转蒸汽驱开采等措施。63第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准1、稠油油藏开发方式筛选②按油藏地质特点，不同类型的稠油油藏可考虑的开发方式

f、深层中厚互层层状稠油油藏：适于注蒸汽开采。

g、超深层稠油油藏：通常地层温度高，原油可在地层中流动。其开采的核心问题是井筒降粘举升。因此，在技术经济评价基础上，可对有杆泵掺液（稀油或活性水）降粘、喷射泵、水力活塞泵等多种举升方式进行优选。64第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准2、稠油油藏热采筛选标准－蒸汽吞吐热采筛选标准分等、分类一等地质储量二等地质储量油藏地质参数123451原油粘度①,mPa·s50-10000<50000<100000<10000<10000相对密度>0.92>0.95>0.98>0.92>0.922油层厚度,m150-1600<1000<5001600-1800<5003油层净厚度,m>10>10>10>105~10净厚/总厚>0.4>0.4>0.4>0.4>0.44孔隙度,≥0.2≥0.2≥0.2≥0.2≥0.2原始含油饱和度,Soi≥0.5≥0.5≥0.5≥0.5≥0.65×Soi≥0.1≥0.1≥0.1≥0.1≥0.1储量系数,104t/(km2·m)≥10≥10≥10≥10≥75渗透率,10-3m2≥200≥200≥200≥200≥200刘文章的稠油蒸汽吞吐筛选标准①指油层条件下脱气原油粘度65第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准2、稠油油藏热采筛选标准－蒸汽吞吐热采筛选标准油藏地质参数一等地质储量二等地质储量12345原油粘度①,mPa·s50-10000<50000<100000<10000<10000油层厚度,m150-1600<1000<5001600-1800<500油层净厚度,m>10>10>10>105~10结束限期周期油汽比,t/t0.240.260.240.250.17不同油藏条件下蒸汽吞吐结束限期周期油汽比①在目前已成熟的工艺技术条件下，仅一等地质储量钻常规直井进行蒸汽吞吐开采在经济上是可行的；②某些不符合筛选标准的稠油油藏，随着热采技术的发展，有可能成功开采。③油汽比是最主要的评价注蒸汽开采的经济指标，已经过10多年国内热采实践，证明简明、易行。66第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准2、稠油油藏热采筛选标准－注蒸汽驱（蒸汽吞吐＋蒸汽驱）开采筛选标准作者SoiSoiºAPIhm,mhn/htD,mK,10-3m2,mPa·sC.Chu>0.08>0.2>0.4<36>3.05->120--Borregal-->0.5<25>6.1-61-1525-≥20Matthews->0.2>0.4->9.15>0.05->100-Taber和Martin>0.8->0.4<25>6.1-92-1525>20020-5000NPCUSA现有技术≥0.1≥0.2-10-34>6.1-<914≥250-技术发展≥0.08≥0.15-->4.57-<1525≥100≥15000国外稠油蒸汽驱热采筛选标准随着技术的发展和进步，某些参数的低限值有放宽的趋势。67第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准参数组一等靠现有技术二等近期技术改进三等待技术发展四等不宜注蒸汽开采1原油粘度(油层),mPa·s>50-10000<50000>50000-密度,g/cm3>9200>9500>9800-2油层深度,m150-1400150-1600≤1800-3油层净厚度,m>10>10>5<5净厚/总厚>0.5>0.5>0.5>0.54孔隙度,≥0.2≥0.2≥0.2≥0.2原始含油饱和度,Soi≥0.5≥0.5≥0.4≥0.5×Soi≥0.1≥0.1≥0.08≥0.08储量系数,104t/(km2·m)≥10≥10≥7<75渗透率,10-3m2≥200≥200≥200<200中国稠油热采（蒸汽吞吐＋蒸汽驱）筛选标准2、稠油油藏热采筛选标准－注蒸汽驱（蒸汽吞吐＋蒸汽驱）开采筛选标准68第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准

稠油蒸汽驱筛选标准除了上述5组考虑的因素外，还应考虑以下因素：①储层岩性最适合蒸汽驱开采的油藏是砂岩油藏，石灰岩油藏因加热效率低而不适合蒸汽驱②油层压力

油层压力过高，会导致蒸汽带的体积较小，不能充分发挥蒸汽相的驱油作用，因此埋藏深的油藏一般先蒸汽吞吐以降低油层压力后再转蒸汽驱。③地层倾角

地层倾角过大，会加剧蒸汽超覆，从而使蒸汽波及体积系数降低。2、稠油油藏热采筛选标准－注蒸汽驱（蒸汽吞吐＋蒸汽驱）开采筛选标准69第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.1稠油油藏开发方式筛选及热采筛选标准

稠油蒸汽驱筛选标准除了上述5组考虑的因素外，还应考虑以下因素：④注采井之间的连通性注采井之间应具有良好的连通性，因为严重的非均质性会导致蒸汽驱可行效果明显变差。考虑蒸汽超覆的影响，正韵律（下部渗透率高，上部渗透率低）油藏更适合蒸汽驱。⑤底水和气顶

如果稠油油藏有底水或气顶，都会降低蒸汽驱的开采效果。2、稠油油藏热采筛选标准－注蒸汽驱（蒸汽吞吐＋蒸汽驱）开采筛选标准70第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容稠油油藏勘探开发程序示意图1、热采开发程序71第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容①室内实验评价研究－确定注蒸汽热采的油层物理变化特征

a、原油粘度、密度对温度的敏感性及相互关系；

b、不同温度下油－水、油－气相对渗透率曲线及其端点值；

c、不同温度水驱的驱油效率及残余油饱和度；

d、蒸汽驱的驱油效率及残余油饱和度；

e、注蒸汽及高温热水对地层的伤害试验，确定其对注蒸汽开发可能造成的不利影响及防治措施，还应进行原油蒸馏实验。2、油藏工程设计的主要内容72第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容③蒸汽吞吐油藏工程设计

a、蒸汽吞吐注采工艺参数优选，研究周期注汽量或注汽强度、蒸汽干度、注入速度、焖井时间、周期废弃产液或产油量等参数；

b、不同井网、井距及油层打开井段对周期吞吐效果的影响，对于适合蒸汽驱的油藏蒸汽吞吐井网、井距及油层打开井段的选择必须一并考虑后续蒸汽驱，并按照以蒸汽驱为主、兼顾蒸汽吞吐的原则进行设计；2、油藏工程设计的主要内容73第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容③蒸汽吞吐油藏工程设计

c、特殊油藏条件，如具有气顶，活跃边、底水情况下，蒸汽吞吐及蒸汽驱开发的策略；

d、多周期吞吐的产能变化规律研究，包括周期间产量、油汽比递减规律和周期内产量变化规律；

e、预测在工艺技术可行的最优注采参数及开发系统下，多周期蒸汽吞吐的开采动态，预测指标包括各周期采油量、产水量、油汽比、日产水量、水量、回采水率、采出程度等。2、油藏工程设计的主要内容74第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容④蒸汽驱油藏工程设计

a、蒸汽驱开发系统设计；

I.开发层系的划分和组合；

II.井网系统及注采井距优选；

III.油层打开井段的选择，不同条件下，注汽井和采油井的油层打开策略有所不同。

b、蒸汽驱注汽工艺参数优选

I.蒸汽干度的优选；

II.注汽速度或注汽强度优选。2、油藏工程设计的主要内容75第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容④蒸汽驱油藏工程设计

c、蒸汽驱开采工艺参数优选；

I.生产井井底流压的影响；

II.生产井排液能力的影响；

III.采注比优选。

d、特殊油藏条件，如具有气顶，活跃边、底水情况下的蒸汽驱的开发策略；2、油藏工程设计的主要内容76第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容④蒸汽驱油藏工程设计

e、由蒸汽吞吐转入蒸汽驱的条件和时机研究；

f、蒸汽驱过程中的注汽井注入能力和生产井产能变化规律研究，包括注汽井注入指数、生产井采油采液指数的变化规律；

g、在工艺技术可行的最优注采工艺参数下蒸汽驱的开采动态预测，预测指标包括注汽量、产油量、产水量、瞬时油汽比、累积油汽比、采出程度、开采年限、净产油等。2、油藏工程设计的主要内容77第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容⑤注蒸汽的开发调整设计

a、注蒸汽开发动态的跟踪模拟研究，为开发调整设计提供基本依据；

b、注采参数的调整；

c、注入剖面的调整，包括改变注入剖面及注入策略、注化学剂调剖等；

d、开发层系的调整；

e、井网、井距的调整；

f、开采方式的调整和转换，如转热水驱、冷水驱、间歇汽驱、水汽交注等。2、油藏工程设计的主要内容78第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容①蒸汽吞吐和蒸汽驱的参考经验

a、蒸汽吞吐

I.周期注汽量：当井底污染或油层中存在窜流通道时，宜采用较小的周期注汽量，可获得较高的油汽比；对于高生产能力的井、厚油层、无污染、无自然产能的高粘度原油，宜采用较大的周期注入量，在实际应用中，周期注汽量一般为几百到几千吨水当量蒸汽，蒸汽强度为50-150t/m。

II.注入速度：一般采用高速注入，但对普通稠油以不超过油层破裂压力为限，高速注入有利于减少入井时间，扩大加热带和减少井筒及向顶、底岩层的热损失。

3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑79第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容①蒸汽吞吐和蒸汽驱的参考经验

a、蒸汽吞吐

III.注汽干度：干度越高，注入的热量越多，吞吐效果越好。

IV.焖井时间：不宜太长。

V.回采期间宜最大限度地放大生产压差，但井底流压应保持在井底温度对应的蒸汽饱和压力以上，以防止水闪蒸成蒸汽从油层中带走大量热量而导致油层降温过速。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑80第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容①蒸汽吞吐和蒸汽驱的参考经验

b、蒸汽驱3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑项目取值范围英制公制井组面积0.625-10acre0.25-4hm2油层厚度>300ft>9m注汽速度1-2bbl/(d·acre·ft)1.22-2.45m3/(d·hm2·m)井口蒸汽干度40-90%40-90%注汽压力<2500psi<17psi油藏压力<500psi<3.4psi国外蒸汽驱设计原则81第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容②开发层系的划分原则

a、同一套开发层系要有适宜于热采的油层有效厚度，而且在平面上的分布较广，以保证热采能获得较好的经济效益。

b、垂向上将相邻近的油层组合成一个开发层系，使油层净总厚度比能满足注蒸汽开发的筛选标准。对蒸汽驱开采，此比值必须大于0.5。射孔井段一般不宜过长，以小于40m为宜。

c、同一开发层系内油层有效厚度的物性下限值应符合热采筛选标准。对于蒸汽驱开采，孔隙度>20%，渗透率>200×10-3m2，含油饱和度Soi>50%。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑82第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容②开发层系的划分原则

d、同一开发层系内，原油粘度的差别不宜过大，并且有统一的压力系统。

e、对于多层、薄层油藏开发层系组合和划分要特别注意优化。

f、对于多油组层状油藏，含油层厚度很大，可考虑采用多套开发层系，但层系间必须具有良好的隔层。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑83第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容②开发层系的划分原则

g、在划分多套层系的情况下，既可采用多套层系多套井网同时开发，也可用一套井网，按自下而上的次序上返开采，分多套层系注蒸汽开采。前一种方式有利于获得较高的采油速度，但投资高、稳产期短；后一种方式具有以下优点：汽驱下部层系时，预热了相邻的上层系油层，使上层系油层原油粘度降低，有利于缩短上部油层的开发期，提高了累积油汽比，延长了全油藏的高产期，减少了一次性的投资，尤其是减少了注汽设备。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑84第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容②开发层系的划分原则

h、对于多层层状油藏，同一套开发层系内常含有多个油层，如果具备以下条件：(I).每个目的层有6-10m的有效厚度；(II).每个目的层注采井间必须是连通的；(III).目的层间有连续的页岩隔层，则可划分多个汽驱目的层进行垂向扩展蒸汽驱，即采油井可打开全部油层，但注汽井先打开最下部目的层汽驱，然后再上返蒸汽驱开采上部的目的层进行垂向扩展蒸汽驱。这样通过充分利用下部油层在汽驱过程中对上部油层的预热作用，称为“热板效应”，可以有效地改善蒸汽驱开发效果，有利于克服多油层同时汽驱时吸汽不均，储量动用不充分的问题。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑85第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容②开发层系划分的原则3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑美国加州某油田垂向扩展蒸汽驱示意图86第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容③油井打开井段的确定

a、注汽井打开井段

I.对于垂向渗透率好的厚油层，注汽井通常打开目的层下部的1/2或1/3，这样有利于避免在注入井附近油层顶部过早形成蒸汽舍进，以减弱重力超覆的影响，并能增加蒸汽到达油层顶部所经过的距离，利用蒸汽的重力超覆作用，提高蒸汽的垂向波及系数。

II.对于低渗透或多层薄互层油藏，蒸汽的重力超覆程度有限或者油层内存在对蒸汽垂向运动有阻挡的页岩夹层，若只打开下部油层，蒸汽会被限制在打开的蒸汽层段内，使蒸汽的垂向波及系数降低，在这种情况下，通常要把含有目的层的整个层段全打开，并设法把蒸汽注入到所有的目的层中，保证各层都受到蒸汽驱替。

III.对于厚度极薄且物性差、横向连通性差的小层，则不应射开，以免降低注入蒸汽的利用率。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑87第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容③油井打开井段的确定

b、生产井打开井段生产井通常在整个生产层段全部打开，在垂向扩展蒸汽驱的情况下，尽管只把蒸汽注入下部油层，但生产井上部油层也需打开。尽管许多研究成果表明，在生产井打开目的层下部的1/2或更多有利于延长蒸汽突破时间，增加蒸汽驱采收率和油汽比，但限制生产井打开井段会降低油井的完善程度，不仅会影响蒸汽吞吐时获得较高的产量，而且不利于在蒸汽驱初期提高采注比，因此，综合考虑，生产井整个生产层段应全部打开，蒸汽驱过程中可在蒸汽突破前后对生产井重新完井，把目的层上部封住，或根据生产动态选择性地封堵某些层段。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑88第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容③油井打开井段的确定

b、生产井打开井段

II.对于反九点井网蒸汽驱，注汽井距边井的距离远小于距角井的距离。如果边、角井的油层井段都全部打开，一般情况下，蒸汽首先在边井突破，并延缓蒸汽向角井推进，当蒸汽驱油汽比达到经济极限时，将有大量原油未被采出，特别在角井附近的油层下部较为集中，因此，反九点井网边井最好打开油层下部，而角井全部打开。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑反九点法井网角井和边井的完井89第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容④开发井网与井距注蒸汽开采属于强化采油过程，一般而言，井距不宜过大。为了获得较高的采油速度并及时见到汽驱效果，需要采用小井距；但井距越小，需钻的油井数就越多，增加开发投资。因此确定合理的井网与井距的主要原则如下：

a、充分考虑油藏的非均质性及油层连通程度，尽可能使注汽井注入的蒸汽或热水向多点较均匀推进，提高面积扫油系数及有效热利用率。

b、注采井数比例要能适应油层的注汽能力和产液能力及其变化特点，满足汽驱开采过程中采注液量比大于1.2的要求，形成真正的蒸汽驱开采。

3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑90第二节稠油油藏工程设计2.2、稠油油藏开发设计及采收率预测2.2.2稠油油藏开发程序及油藏工程研究的主要内容④开发井网与井距

c、要尽可能为蒸汽突破后或发生不规则窜流后留有调整井网及井距的余地。

d、钻井费用所占总投资的比例很大，虽然井距变小，开发效果较好，但总投资将将增大，因此，井距的确定，以经济效益最优为原则。

e、尽管油藏存在非均质性，但井网仍要规则，各井点不可偏离太多。

f、要考虑油层地应力状态及微裂缝系统分布规律，井网形状及井距要防止沿裂缝窜流的过早出现。3、注蒸汽油藏工程设计的基本考虑91第二节稠油油藏工程设计2.1稠油的渗流特征2.2稠油油藏开发设计及采收率预测2.3稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件92第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件

稠油油藏注蒸汽热采方式主要有两种：一种是蒸汽吞吐开采方法，即所有井都可以单井进行注入一定量的蒸汽，在关井焖井数天后，开井回采，将油层中加热的原油采出来，在产量递减至极限值时，再进行第二周期注汽采油，这样多周期吞吐开采；另一种是蒸汽驱开采，即按设计井网，将蒸汽连续注入注汽井，将油层中加热的原油驱替至周围的生产井采出。在油藏地质条件适宜时，两者结合进行，即蒸汽吞吐开采至数周期后，注汽井转入连续注汽，生产井继续吞吐开采，进入蒸汽驱开采。国内外稠油油藏采用的各种技术开发实践证明：注蒸汽开采方法（包括蒸汽吞吐和蒸汽驱）是最有效、最主要的技术，火烧油层及注热水方法有一定效果，但应用规模很小。93第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.1稠油注蒸汽开采的主要特点1、对于适合于蒸汽驱的稠油油藏，蒸汽吞吐和蒸汽驱是整个注蒸汽开发中的两个密不可分的不同阶段。

蒸汽吞吐的目的不仅在于增产原油，提高采油速度，而且要为以后蒸汽驱做好油层降压及预热的准备。因此，开发设计中要对蒸汽吞吐和蒸汽驱整体研究和部署，只有把蒸汽吞吐和蒸汽驱有机结合起来，才能既提高采油速度，又获得较高原油采收率。94第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.1稠油注蒸汽开采的主要特点2、蒸汽吞吐采油属于依靠天然能量开采，采收率低，而蒸汽驱采收率高。

注入油层的蒸汽数量有限，通过注入热能，使井筒周围一定范围油层加热，一般仅10-30m，最大不超过50m，主要以原油加热降粘、改善原油的流动性为主，属于多种天然驱动能量的作用，增加油井产量。因此，蒸汽吞吐开采阶段的原油采收率较低，一般仅10-15%，最大约20%。因此，只要油藏地质条件适宜，一般都应接着进行蒸汽驱开采。尽管蒸汽驱开采耗汽量大，但汽驱阶段的采收率较高，一般为20-30%，使得完整的注蒸汽开发可获得采收率45-55%的开发效果。95第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.1稠油注蒸汽开采的主要特点3、蒸汽吞吐对油藏条件要求不苛刻，一般经济风险小，蒸汽驱对油藏条件要求严格，经济风险大。

通常蒸汽吞吐对油藏条件的依赖程度较小，几乎对各种稠油油藏都适用，只要大多数条件满足筛选要求，蒸汽吞吐都有增产效果，只是油藏条件不同，增产程度不同，经济效益有所差别。并且，由于蒸汽吞吐以加热近井地带油层为主要目的，每周期注汽量有限，油汽比较高，一般初期低周期油汽比都可高达1以上。但对于蒸汽驱，由于不仅要把整个油藏加热，而且必须把原油驱向生产井，油藏地质条件，如油层厚度、净总厚度比及油层渗透率等对开采效果具有决定性的影响。连续注蒸汽若干年，耗汽量大，累积油汽比远较蒸汽吞吐低，一般0.2-0.4，在某些不利条件下或因操作不当，油汽比甚至小于0.2。因此，蒸汽驱存在很大的经济风险性，蒸汽驱油藏工程研究和设计必须力求更加严格和细致。96第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.1稠油注蒸汽开采的主要特点4、蒸汽吞吐产量变化幅度较大，一个吞吐周期有峰值产油期，有递减期，随周期增加，周期产量减少；蒸汽驱阶段单井组产量变化也很大，有产量递增期、峰值期和递减期。5、蒸汽吞吐采油过程中的主要技术矛盾是注入油层的蒸汽发生向顶部超覆推进及沿高渗透层指进，垂向扫油系数一般很难超过50%。这是由于湿饱和蒸汽的特性及油藏的非均质性所致。井底蒸汽干度越高，蒸汽吞吐效果越好，但蒸汽超覆及指进现象不可避免。因此，蒸汽吞吐过程中如何保证井底蒸汽干度高并有效调控吸汽剖面等技术，始终是蒸汽吞吐开采的核心技术，尤其是深层、层状多油层稠油油藏。97第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.1稠油注蒸汽开采的主要特点6、蒸汽驱阶段随着被加热的油、水被逐步驱向生产井，油井的采油及采液指数逐渐增大。蒸汽吞吐后，注汽井及生产井近井地带温度有所增加，但注采井间远离井底处油层温度仍较低，含油饱和度仍接近于初始状态。因此，转驱初期，驱替阻力较大，油层中油水流动速度很慢，油井采油及采液指数低，注汽指数往往高于生产井的采液指数。随着连续不断地向油层注入蒸汽，驱替压力梯度逐渐增大，吞吐阶段的地下存水首先被驱出，产液指数和产液量逐渐增加，含水率上升；随着油层温度不断上升，油井产油指数也逐步提高，当大量受热后粘度急剧降低的原油被驱至生产井近井地带时，油井产油指数大幅度增加，峰值产油期到来，此时，须从油井机械设备、举升能力、采油工艺及地面处理等方面提供保证，大幅度提高油井排液能力，保证注采比达到临界注采比1.2以上。98第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.1稠油注蒸汽开采的主要特点7、蒸汽吞吐和蒸汽驱都属于强化开采，采油速度很高。

从国外注蒸汽开采来看，一般采取较高的采油速度，达到5%以上，开发年限短，吞吐阶段一般为3-5年，蒸汽驱阶段一般为6-10年。高速开采，不仅有利于发挥注蒸汽开采的各种采油机理，而且重要的是可获得好的经济效益。99第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件1、稠油注蒸汽开采方式①蒸汽吞吐②蒸汽吞吐后的热采方式

a、蒸汽驱

I.常规蒸汽驱、高干度蒸汽驱至油藏枯竭

II.蒸汽驱转热水驱，高干度蒸汽驱至中后期转热水驱结束

III.脉冲式或间歇式蒸汽驱

IV.蒸汽－热水段塞驱

V.变干度或变速度汽驱

VI.蒸汽、氮气、泡沫驱100第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件1、稠油注蒸汽开采方式②蒸汽吞吐后的热采方式

b、热水驱

c、热水、氮气、泡沫驱

d、其它方法如按剩余油分布动态进行不规则井网注采关系调整、加密井吞吐引效，或侧钻水平井强采，或部分井吞吐，部分井蒸汽驱，相互结合开采。101第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件2、蒸汽吞吐开发的适用条件①在目前成熟的工艺技术条件下能成功进行蒸汽吞吐开发的油藏

a、油层温度下脱气原油粘度为50-10000mPa·s；

b、油层深度小于1600m；

c、油层有效厚度大于10m，对浅油层（<500m）要大于5m，净厚/总厚大于0.4；

d、油层孔隙度大于20%，同时原始含油饱和度不小于50%，储量系数不小于10×104t/(km2·m)；

e、油层渗透率大于200×10-3m2。102第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件2、蒸汽吞吐开发的适用条件②在目前已成熟的工艺技术条件下采用蒸汽吞吐开发经济效益较差但仍可开采的油藏

a、油层温度下脱气原油粘度为10000-50000mPa·s；

b、油层深度小于1600m；

c、油层有效厚度大于10m，对浅油层（<500m）要大于5m，净厚/总厚大于0.4；

d、油层孔隙度大于20%，同时原始含油饱和度不小于50%，储量系数不小于10×104t/(km2·m)；

e、油层渗透率大于200×10-3m2。此外，为改善开发效果，需采用特殊的蒸汽吞吐辅助技术，如化学降粘剂预处理、加热预处理、高压注蒸汽形成微裂缝等。103第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件2、蒸汽吞吐开发的适用条件③在目前工艺技术条件下不适宜蒸汽吞吐或开发效益甚差的油藏

a、油层温度下脱气原油粘度超过50000mPa·s；

b、普通稠油，油层深度小于1600m，但油层有效厚度小于5m，净厚/总厚小于0.4；

c、油层渗透率小于200×10-3m2；

d、油层深度大于1600m，甚至超过2000m；

e、原始底水层厚度大于含油层厚度的稠油油藏，且底水活跃，不宜直井热采；

f、裂缝性基岩稠油油藏。104第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件3、适宜于蒸汽驱开采的油藏条件①目前中国稠油热采技术、经济条件下适宜于进行蒸汽驱的油藏条件：

a、油层温度下脱气原油粘度在10000mPa·s以下；

b、油层深度小于1400m；

c、油层有效厚度大于10m，对多层状油层净厚/总厚大于0.5；

d、油层渗透率大于200×10-3m2，纵向渗透率变异系数小于0.36，渗透率级差小于10；

e、油层孔隙度大于20%，起始含油饱和度大于50%。105第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件3、适宜于蒸汽驱开采的油藏条件

②在蒸汽吞吐开采阶段产生的不利于蒸汽驱的条件：

a、对多层状油藏，油层纵向渗透率差异过大，对蒸汽驱效果影响大；蒸汽带沿高渗透带过早突破，缩短开发期，减少产油量，大幅度降低油汽比和采收率；

b、在蒸汽吞吐开采阶段已产生严重的蒸汽窜流通道，对转蒸汽驱开采十分不利；

c、蒸汽吞吐回采水率对蒸汽驱开采效果有较大影响，吞吐回采水率越低，在蒸汽驱初期，注入井及生产井近井地带存水越多，导致转驱后油层加热效率降低，生产井排水期长；106第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件3、适宜于蒸汽驱开采的油藏条件

②在蒸汽吞吐开采阶段产生的不利于蒸汽驱的条件：

d、边、底水较为活跃的油藏，由于边水侵入和底水锥进，对蒸汽驱产生不利影响；适宜于蒸汽驱开采的油藏，其水体体积不应大于5倍油体体积，在吞吐开采及蒸汽驱初期应采取有效的排水措施；

e、油井井底及油层损害将会导致生产及注入指数降低，油层供液能力下降延长低产期，降低产油量及油汽比。107第二节稠油油藏工程设计2.3、稠油注蒸汽热采开发特点及适用条件2.3.2稠油注蒸汽开采的适用条件3、适宜于蒸汽驱开采的油藏条件③选择具体油藏转入蒸汽驱开采的条件：

a、选择由吞吐开采转入汽驱的最佳时机及极限时机；

b、对于目前已确定加密吞吐开采的区块