稠油热采基础知识

稠油热采基础知识一、稠油的定义二、稠油分类标准三、热力采油发展历史四、稠油热力开采方法及筛选标准五、适宜蒸汽吞吐操作条件六、蒸汽吞吐配套工艺技术七、蒸汽吞吐开采规律八、改善蒸汽吞吐效果的技术世界稠油生产国地理分布图美国加拿大前苏联中国印尼委内瑞拉世界上稠油资源极其丰富，主要分布在加拿大、美国、前苏联、委内瑞拉、中国和印尼，稠油资源约4000～6000×108m3，约占总石油资源的60%。辽河油田河南油田胜利油田新疆油田中国稠油油田地理分布图国内稠油资源主要分布在辽河、胜利、河南和新疆,累计探明稠油储量约20×108t。胜利主要稠油油田位置图单家寺乐安孤东孤岛金家八面河王庄桩139东辛复杂断块陈家庄北坡罗家－垦西胜利油区稠油资源状况胜利油田经过30多年的勘探和开发，先后在济阳拗陷的东营组、馆陶组、沙河街组及奥陶系、寒武系等油层中发现了稠油。主要集中分布在单家寺油田、乐安油田、孤岛油田、孤东油田、金家油田和八面河油田、桩西桩斜139、王庄油田、东辛复杂断块、陈家庄北坡和罗家深层稠油。

稠油（重质原油）是指在原始油藏温度下脱气原油粘度为100～10000mPa·s或者在15.6℃及大气压条件下密度为0.9340～1.0000g/cm3。一、稠油的定义中国稠油分类标准稠油分类主要指标辅助指标开采方式名称类别粘度，mPa·s相对密度(20℃),g/cm3普通稠油Ⅰ50＊(或100)～10000＞0.9200亚类Ⅰ-150＊～150＊＞0.9200可以先注水Ⅰ-2150＊～10000＞0.9200热采特稠油10000～50000＞0.9500热采超稠油(天然沥青)＞50000＞0.9800热采＊指油藏温度条件下粘度，无＊是指油层温度下脱气油粘度二、稠油分类标准三、热力采油发展历史1960年委内瑞拉MeneCrande油田

第一口蒸汽吞吐井1960年委内瑞拉MeneCrande油田在进行蒸汽驱先导试验过程中，当试图释放地层压力把一口注汽井打开时，意外地获得了15.9-31.8m3/d的产油量，这就是第一口蒸汽吞吐井。2.热力采油发展历史国内1958年发现稠油（新疆）1964年大庆一区

第一口蒸汽吞吐井1965年1971年新疆的黑油山浅层进行了蒸汽驱采油试验

试验早在1958年，我国新疆准噶尔盆地西北缘断阶发现了乌尔禾－夏子街浅层稠油，打开48口，发现两套浅层稠油层系，分布面积多达几十平方公里。在克拉玛依黑油山可以看到浅层稠油露头油砂，其原油粘度较高，用常规方法难以开采。1964年11月在大庆一区进行了第一口井注蒸汽采油试验，试验过程中因套管伸长技术问题而中止。1965年开始在新疆的黑油山浅层进行了蒸汽吞吐采油试验。自1965年下半年到1971年在黑油山8024井组进行了蒸汽驱试验，该井组为一个七点法井组，40m井距，3口角井注汽，1口中心井与另外3口角井采油，油层井段为99－103m，原油粘度1000mPa.s。蒸汽驱试验历时1年零5个月，累计油汽比为0.115，原油采收率高达68％，产量高峰期油汽比达0.148。取得了对蒸汽驱采油最初认识。后来又在其它浅层油井相继进行了蒸汽吞吐开采试验。热力采油发展历史胜利油田1966年1967年胜利胜坨油田火烧油层试验1973年胜坨油田的宁4井试验1973年5月在胜坨油田的宁4井（二矿）开展了蒸汽吞吐现场试验。试验采用2台4t/h蒸汽发生器并联、单台设备交替注汽，注汽水质采用磁化处理工艺，采用坨六钻的天然气作燃料，累计注汽121h，累计注蒸汽600t，累计产原油10t。由于当时缺乏必要的隔热材料和可靠的注汽设备，致使蒸汽漏失和热损失严重，设备故障多而不能正常连续运行，注汽效果极不理想。1966年1967年胜利胜坨油田火烧油层试验1968年成立了热力采油工艺研究小组1973年胜坨油田的宁4井试验热力采油发展历史胜利油田1984年胜利单家寺油田推广1975年6月9日至25日在胜三区的胜22井上进行了蒸汽吞吐现场试验。胜22井油层井段为1375.2-1386.0m，油层厚度9.6m，累计注入汽量1609t，折合热量12.56×108J,累计产原油300余t。1978年9月15日至10月16日在该井进行第二次蒸汽吞吐试验，注入蒸汽2283t，折合井口注入热量22.94×108J,井口注汽压力为0.62MPa，第二周期产原油700t。经过在胜坨油田三次蒸汽吞吐现场试验，累计注入蒸汽3425t，累计生产434d，累计产油1121t，折合油汽比为0.33，取得了对注蒸汽热力采油的偿识性认识。1)先导试验阶段：“六五”期间开展“单2断块蒸汽吞吐先导试验”，1983年引进美国休斯公司湿蒸汽发生器，单2-1井试验日产100t以上。开辟9个反5点25口试验井组。拉开了稠油工业化应用的序幕。胜利油田稠油热采历程2)注蒸汽工业化开发阶段1988～1990年，单家寺油田整体加密，将200×141米加密到100×141米。1990年产油达到100×104t。1988年乐安砂砾岩特稠油油田投入开发，1996年达到120×104t规模。1992年孤岛薄层稠油油藏投入开发，2004年达到89×104t规模1993年孤东稠油投入注蒸汽开发，2002年达到25×104t。3)综合调整开发阶段1995年胜利稠油热采达到230万吨历史高峰，产量开始下降，进入综合调整和新技术攻关阶段。开展抑制边底水侵入、加密调整、水平井挖潜、超稠油攻关、蒸汽驱、水驱后转热采等开发方式的转换，十五期间产量开始回升，累积生产原油3300万吨。胜利油田稠油热采产油量变化曲线产油量万吨六五技术攻关七五、八五配套完善，产量大幅上升九五优质资源接替不足、产量下降十五技术进步，产量回升胜利油区稠油热采历程王庄油田坨82块：第一口热采试油井T82X1（2002年11月13日，日产原油7.2吨）。2003年坨82块上报沙一段+馆陶组探明含油面积2.3平方千米，石油地质储量545万吨。2004年部署了坨82块沙一段热采开发方案，2004年8月正式投入开发，目前单元共设计6个井台52口井，老井利用6口。2007年5月油井39口（包括东扩新井6口，坨斜825），其中热采井28口，冷采井12口。日产液能力426t，日产油能力215.0t，综合含水49.5%，累积产油14.3286×104t，采出程度3.02%。胜利采油厂胜三区坨11南东二：S3-XR1井2003年12月3日产油2.6吨，含水82%。2004-2005年先后编制了蒸汽吞吐热采方案及南扩方案，共部署油井19口，建产能5.15万吨，动用储量124.5万吨。2007年5月开油井18口，日产液849.1t，日产油163.9t，综合含水80.7%，累积产油13.7万吨，采出程度13.16%，采油速度5.94%，平均油汽比1.35，回采水率214%。S3XR182004年热采方案新井2005年南扩方案新井2005年南扩补充方案新井胜利采油厂隔热油管井下热胀补偿器注汽封隔器注汽封隔器井下汽水分离器隔热油管井下补偿器井下汽水分离器注汽封隔器隔热油管井下补偿器热采封隔器井下汽水分离器热采封隔器油层蒸汽发生器井口补偿器加热带蒸汽凝结带蒸汽带蒸汽吞吐是先将高温高压湿蒸汽注入油层，对油井周围油层加热降粘，焖井换热后开井采油。四、稠油热力开采方法及筛选标准注汽时，地层分为三个带：蒸汽带、热水带和冷水带非稳定渗流：包括流体渗流、传热等过程1.蒸汽吞吐1)概念2)注蒸汽热采增产机理提高稠油采收率7、蒸汽辅助重力泄油作用1、加热降粘4、岩石骨架受热膨胀压缩孔隙6、乳化作用提高波及体积5稠油高温裂解蒸馏、稀释及混相驱作用高温下溶解气脱出，汽驱作用加强2、高温油水流度比减小，油相渗透率提高岩石受热表面亲水化，降低残余油饱和度3、流体受热膨胀弹性能量增加1.蒸汽吞吐向油层注入高温高压蒸汽，近井地带相当距离内的地层温度升高，将油层及原油加热。注入油层的蒸汽优选进入高渗透带，而全由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽将向油层项部超覆，油层加热并不均匀，但由于热对流和传导作用，注入蒸汽量足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽带的温度仍保持井底蒸汽温度Ts（250－350℃），蒸汽凝结带，即热水带的温度Tw虽有所下降，但仍然很高。形成的加热带中的原油粘度由几千到几万mPa.s降低至几个mPa.s。这样，原油流向井底的阻力大大减小，流动系数Kh/μ成几十倍的增加，油井产量必然增加许多倍。注蒸汽热采增产机理加热降粘，改善流变性1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理加热降粘，改善流变性1.蒸汽吞吐在高温润湿性试验中，普遍的规律是随着温度的升高，岩心润湿性由亲油转向亲水，由弱亲水转向强亲水。其主要原因是稠油中的胶质、沥青质等极性物质含量较多。注蒸汽热采增产机理相对渗透率变化1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理相对渗透率变化随温度升高束缚水饱和度增加，残余油饱和度降低。稠油高温相渗端点值端点值超稠油Sro普通稠油Sro超稠油Srw120℃0.4650.300.217160℃0.3980.275200℃0.3490.2260.2941.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理相对渗透率变化束缚水饱和度增加，残余油饱和度降低，相对渗透率曲线右移，向有利于改善油相渗透率的方向变化。高温下油相渗透率改善的主要原因是升温降粘后油水粘度比大幅度降低，以及岩石润湿性向亲水方向转变等综合作用的结果。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理热膨胀作用当高温蒸汽注入油层后，加热后的原油产生膨胀，原油中如果存在少量的溶解气，也将从原油中逸出，产生溶解气驱的作用。同时油藏中的流体和岩石骨架产生热膨胀作用，孔隙体积缩小，流体体积增大，维持原油生产的弹性能量增加。热胀弹性能是一种相当可观的能量。

与压缩弹性能量相比，热膨胀弹性能量要大得多。原油的热膨胀程度主要取决于原油的组分组成。通常情况下，轻质原油的热膨胀系数大于重质原油。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理蒸汽(热水)动力驱油作用

湿蒸汽注入油层，既补充了油层热量和能量，也对油层有一定冲刷驱替作用。特别是高温水蒸汽分子与液态水分子相比具有更高的能量，可以进入热水驱液态水分子驱替不到的微喉道和微孔隙中。加之高干度蒸汽的比容大，注入油层后波及体积大。因此，高温高干度的水蒸汽的驱油效率远高于冷水驱和热水驱。

1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理溶解气驱作用原油溶解天然气的能力随温度的升高而降低，注入蒸汽后，油层和原油被加热，溶解气从原油中脱出，脱出的溶解气体积膨胀成为驱油的动力之一。这在蒸汽驱过程中更为突出些。1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理对稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用

原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。高温水蒸汽对稠油的重组分有热裂解作用,即产生分子量较小的烃类。

在蒸汽驱过程中，从稠油中被蒸馏出的烃馏份和热裂解产生的轻烃，进入热水前沿温度较低的地带时，又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。

1.蒸汽吞吐注蒸汽热采增产机理乳化驱作用蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏份凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。1.蒸汽吞吐由于汽液密度差异，在注蒸汽过程中形成超覆现象，油层纵向受热不均，但油藏的表现受热面积增加，油层的非驱替部分由于导热作用而得到加热，受热原油在重力作用下流到井底。重力泄油作用主要发生在单层厚度较大的稠油油藏中。注蒸汽热采增产机理重力泄油作用1.蒸汽吞吐我国稠油蒸汽吞吐筛选标准油藏地质参数一等二等12345原油粘度，mPa·s相对密度，g/cm350～10000＞0.9200＜50000＞0.9500＜100000＞0.9800＜10000＞0.9200＜10000.＞0.9200油层深度，m150～1600＜1000＜5001600～1800＜500油层纯厚度，m纯／总比＞10＞0.4＞10＞0.4＞10.0＞0.40＞10＞0.45～10＞0.4孔隙度，％原始含油饱和度,％φ×Soi储量系数,103t(km2·m)≥0.20≥0.50≥1.00≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0渗透率，10-3μm2≥200≥200≥200≥200≥200Payzone

蒸汽驱是向注入井中持续注入蒸汽，将地下原油加热并驱向邻近的采油井采出。2、蒸汽驱实践表明蒸汽驱是一种行之有效的重油开发方式从70年代开始，世界以及美国注蒸汽开发产量一直在不断上升，而且在整个强化采油产量中占60％左右。从注蒸汽方式上看，虽然蒸汽吞吐上产快，工艺相对比较简单，注蒸汽工艺早期大都为蒸汽吞吐开发，但由于以下原因，其重要性逐渐被蒸汽驱所取代2.蒸汽驱2）蒸汽吞吐不能增加采收率，即吞吐期间的产油量汽驱过程中完全可采出，吞吐期过长只能降低总效益，所以注蒸汽工艺发展到目前，一般不再像注蒸汽早期那样把吞吐生产作为一个重要阶段，而只是把它作为汽驱过程中的一个重要辅助措施；所以从70年代起蒸汽驱项目和产量已超过吞吐项目和产量；只有油藏压力过高，汽驱前需要卸压或原油粘度过大，需要预热形成流动连通时才把吞吐作为一个独立的开发阶段；1）蒸汽吞吐采收率低（一般10-20％），收益少；蒸汽驱采收率高（一般30-50％），收益多；2.蒸汽驱尽管蒸汽驱是为开发稠油而发展起来的工艺技术，但实践表明，蒸汽驱对普通原油的开发更有效，特别是地层油粘度30-200mPa.s的油藏，蒸汽驱可能比水驱开发效果好，经济效益高。2.蒸汽驱不同油藏条件的影响：油层厚度油藏净总厚度比油层非均质性油藏原油粘度油藏含油饱和度油藏埋深气顶2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准

1）油层厚度：对蒸汽驱来说，存在最佳厚度：油层太薄，开发效果差；向盖底层的热损失比例增大，热利用率变低；油层过厚时汽驱效果也不太好，井筒中的汽—水分离以及油层中的蒸汽超覆加剧，使蒸汽的热利用率变低。蒸汽驱的有效油层厚度大约为10～50m，油层厚度在20～45m之间时能取得较好效果2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准

2）油层净总厚度比：随着净总厚度比的增加，蒸汽驱采收率越来越大。当净总厚度比大于0.6以后，改善幅度变小。当净总厚度比小于0.6时，随着净总厚度比的减小，蒸汽驱效果急剧下降。当净总厚度比小于0.4时蒸汽驱效果较差2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准

3）油层非均质性：在实际油层的非均质范围内（渗透率变异系数从0.4到0.7），蒸汽驱采收率与渗透率变异系数基本是线性关系；渗透率变异系数大于0.7的油藏基本不适合蒸汽驱。2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准4）原油物性－原油粘度普通稠油，油藏中本身具有一定的流动能力，可以进行常规蒸汽驱；特稠油，原油流动性差，常规汽驱有一定困难，必须采取预热或吞吐引效才能实现汽驱；超稠油，原油在油藏条件下基本没有流动性，不预先加热到一定温度是无法驱动的，因此这类油常规汽驱无效。2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准4）原油粘度在半对数坐标上，随着油藏原油粘度对数的增大，蒸汽驱的采收率呈线性下降；原油粘度对蒸汽驱效果的影响幅度并不太大，当地层油粘度从50mPa•s到5000mPa•s时，采收率只降低了15%(IOIP)。需要注意的是，原油粘度过大，所需驱动力很高。从开采效果和操作因素考虑，常规蒸汽驱的地层油粘度最好≤5000mPa•s2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准5）含油饱和度：随着油藏含油饱和度的增加，蒸汽驱的采收率线性增加2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准6）油藏埋深油藏埋深不但影响注入蒸汽的质量，而且其压力降低程度对开发效果也有影响，因此一般不好确定。但根据以下假设还是能够确定其影响程度的：假设油藏是封闭的，可以降压；在现有的隔热技术条件下，井深1600m时注入的蒸汽已全部变为热水；从800m到1600m采收率的降低是线性的2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准根据以上假设，深度为1600m时计算的热水驱采收率为（ER）1600=34.8%IOIP800m深度时蒸汽驱的采收率为（ER）800=55.6%IOIP蒸汽驱的采收率与深度的关系为式中:D为油藏深度，800＜D＜1600m当深度大于1400m时，在现有隔热技术下蒸汽驱已基本无效2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准7）边底水对于有边底水油藏的蒸汽驱，一般来讲，浅层油藏（如<400m）基本没有什么影响，而深层油藏（如＞800m）则有较大影响。对于深层边水油藏，水体小于油体5倍的，可以进行常规蒸汽驱，而水体大于5倍油体的，则要采取排水措施。对于深层的底水油藏，水层厚度小于油层厚度的，避射一定油层厚度即可，而对于水层厚度大于油层厚度的，则不但避射，还要有一定的排水措施。2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准8）气顶若油藏存在气顶，蒸汽易进入气顶，起不到加热油层的作用，因此应首先根据油藏内隔夹层发育情况，对油层与气顶之间有较好隔层的油藏，对隔层以下的油层开展蒸汽驱。对气顶与油层之间没有隔层的油藏，则应避射一定厚度。2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准对砾岩油藏，孔隙度可适当放宽；对于先吞吐预热的油藏，原油粘度可适当放宽；对封闭油藏，在有高效隔热油管的条件下，深度可适当放宽。

2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准火烧油层是将含氧气体(多用空气)注入到油层,点火燃烧后,利用燃烧反应生成的热能和气体来加热、裂解和驱动稠油。3.火烧油层—原理生产井点火燃烧区注入井空气或水燃烧前缘移动油冷油区原油在油层中的反应有四部分：●热蒸馏：原油→重质油(留在油砂中)+轻质油(被驱替走)●低温氧化：部分轻质油+氧气→重质油+CO+H2O+热量重质油+氧气→焦碳+轻质油+CO+H2O+热量●高温热裂解：重质组分→焦碳＋轻质油●高温氧化：焦碳＋氧气→CO2＋H2O+热量重质组分＋氧气→CO2＋H2O+热量3.火烧油层—原理火烧驱油高温氧化混相驱高温氧化非混相驱电点火气体点火低温氧化混相驱低温氧化非混相驱油层自燃应用稠油油藏应用稀油油藏3.火烧油层—原理干式正向燃烧反向燃烧湿式燃烧3.火烧油层—方式干式正向燃烧示意图燃烧温度一般为315~650℃，蒸汽带温度逐渐降低，热水带和生产井之间区域的温度接近于未受干扰的油藏温度。

3.火烧油层—方式空气油层冷区燃烧带反向燃烧示意图气体由注气井注入，在生产井井底点火，燃烧前缘从右到左移动，注气井井底附近是低温带，而靠近生产井的区域是高温带，原油流经高温带，使其粘度降低。3.火烧油层—方式

湿式燃烧也称为正向燃烧和水驱相结合的方法。它是将水气交替注入到注入井（或将气和水一起注入到注入井中），这时水将全部或部分汽化，穿过燃烧前缘将热量传递到燃烧带的前面，扩大燃烧带前面的蒸汽带和热水带体积，从而降低原油粘度。湿式燃烧3.火烧油层—方式三种火烧方式对比3.火烧油层—方式原油在油藏条件下有一定流动性的稠油油藏不适宜注水、注汽开发的敏感性稠油油藏构造相对圈闭、能量补充困难的中低渗油藏胜利油田火烧驱油选区原则3.火烧油层—筛选标准随着点火技术与注气设备的发展，对深度、渗透率的限制将会降低。油层

厚度

m埋深

m孔隙度

%渗透率

10-3um2饱和度

%储量系数

φ.So原油

粘度

mPa.s综合评价函数3-30<1500>20>100>40>0.13<10000>0.27胜利油田火烧驱油选区标准3.火烧油层—筛选标准为了探索强水敏油藏有效的开发方式，评价火烧开发技术可行性，在火烧机理研究的基础上，在郑408块开展了火烧驱油先导试验研究。火烧驱油试验火烧油层进入工业化试验五、适宜蒸汽吞吐操作条件蒸汽干度是影响蒸汽吞吐开采效果的首要因素。物理模拟不同蒸汽干度对蒸汽吞吐的影响蒸汽干度对吞吐效果的影响注汽量不能太小，否则峰值产量低，增产周期短，周期累积产量低，但也不能太高。注入量应按每米纯油层厚度选定，也即注汽强度，最优的范围是120－200t/m。注汽量对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件注汽速度对蒸汽吞吐的影响蒸汽吞吐阶段，注汽时间短，向油层顶底界的热损失远较蒸汽驱阶段小得不可比，因此注入速度的影响很小。注汽速度对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件提高注汽速度即利于缩短油井注汽时间，又有利于增加增产效果。而且，注汽速度降低，将增加井筒热损失，导致井底干度降低，从而减少吞吐效果。这是决定注入速度不能太低的原因。注汽速度对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件不论深井、浅井，尤其是浅层油井。超高速度或超高压力注汽，都会引起油层被压裂，造成裂缝性蒸汽汽窜，使后期的蒸汽吞吐及蒸汽驱开采效果恶化。五、适宜蒸汽吞吐操作条件

因此，注汽速度的选定与注汽压力的选定要相联系，注汽速度既不能太低，低到井底损失率太大导致井底干度太低；又不能太高，要限定在不能造成油层被压裂。

注汽速度对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件

注汽压力的差别对吞吐效果的影响很小，如果在油层压力高的情况下采用较高的注汽压力，可以通过放大生产压差增加产量。

注汽压力对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件在较高压力下注汽对吞吐效果的影响主要取决于生产压差的大小。在相同压差下回采，注入压力对吞吐效果的影响并不大。因此应尽量降低注汽压力，以保证有足够的注汽速度为下限，在此注汽速度下有足够高的井底干度。不可追求过高的注入压力和注入速度。如上所述，要严格防止超高压、超高速注汽导致产生油层压裂形成蒸汽窜流。注汽压力对吞吐效果的影响五、适宜蒸汽吞吐操作条件蒸汽吞吐时油层温度剖面随焖井时间的变化焖井时间的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件影响次序:井底干度>周期注汽量>注入速度。对具体油藏地质条件，应采用数模软件进行各周期注汽干度（井口和井底）、注汽量、注汽速度等模拟分析对吞吐效果的影响，选择周期产油量、平均日产油、生产周期、周期油汽比等综合指标最好的方案。而且经过多井试验后，总结出实际生产规律，形成最优化方案。注汽工艺参数的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件⑴尽力提高井口注汽干度，尤其是要采用最好的井筒隔热技术措施，下井的隔热管柱一定要保证质量，油套管环空要排干，最好是注入氮气，以保证环空中没有水。⑵注汽速度要适当，太低井筒热损失过大，太高则可能使注汽压力过高而超过油层破裂压力而压开油层，形成微裂缝，导致油层中蒸汽窜流的不良后果。注汽工艺参数的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件⑶周期注入量要适中，一般按油层平均计算120-200t/m为宜，并且应随注汽周期的增加而适当增加。注汽工艺参数的选择五、适宜蒸汽吞吐操作条件1.油层保护技术储层敏感性评价速敏评价试验水敏评价试验酸敏评价试验碱敏评价试验盐敏评价试验六、蒸汽吞吐配套工艺技术水敏是由粘土矿物膨胀引起的，粘土矿物的膨胀是造成油藏伤害的主要原因之一。粘土问题是影响开采成败的重要问题。1.油层保护技术—水敏粘土矿物就是通常构成岩石和土壤细粒部分(<2µm)的主要成分的矿物。一般情况下粘土矿物:细分散的含水的层状构造硅酸盐矿物层链状构造硅酸盐矿物含水的非晶质硅酸盐矿物

目前对储层粘土矿物的研究，主要有蒙脱石、高岭石、绿泥石和伊利石四类。1.油层保护技术—水敏1.油层保护技术—水敏蒙脱石的结构示意图蒙脱石极强膨胀性和极高的压缩性层间：含水的可交换阳离子2:1型四面体八面体蒙脱石晶格立体示意图1.油层保护技术—水敏高岭石的结构示意图高岭石膨胀性和压缩性都较小层间：无水或仅有水分子1:1型层状1.油层保护技术—水敏绿泥石的结构示意图绿泥石一般不具备有膨胀性层间：氢氧化物片2:1型二八、三八、二八－三八面体1.油层保护技术—水敏伊利石的结构示意图伊利石非膨胀性粘土矿物层间：含水的一价阳离子2:1型四面体八面体国外防水敏油层保护技术进行得较早，几十年来发现或发明了许多类型的粘土防膨剂。国内90年代才开始研究，但发展迅速，试验成功了许多解除地层损害的新药剂。1.油层保护技术—水敏

小分子有机物主要有：三甲胺和环氧氯丙烷、三甲胺和环氧氯乙烷合成产物等

大分子有机物主要有：聚苯胺、聚二甲基二烯丙基氯化铵、淀粉接枝二甲基二烯丙基氯化铵共聚物、丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵共聚物、丙烯酰胺－三甲基单烯丙基氯化铵共聚物，阳离子化聚丙烯酰胺的环氧氯丙烷－二甲胺聚合物，丙烯酰胺－二甲基二烯丙基氯化铵－丙烯酸共聚物的两性离子聚合物。1.油层保护技术—水敏无机类防膨剂无机聚合物类

无机盐无机碱类优点：价格低廉使用方法简单短期防膨果较好

缺点：使用浓度高防膨有效期短抑制微粒运移的效果较差

优点：价格较低有效期较普通无机盐长

缺点：不适合于碳酸盐岩地层，且仅能在弱酸条件下使用

1.油层保护技术—水敏阳离子表面活性剂类防膨剂缺点：会使地层转变成亲油性，降低油气相的渗透率

三甲基烷基铵盐二甲基苄基铵盐烷基吡啶优点：吸附作用强可抗水冲洗

1.油层保护技术—水敏有机阳离子聚合物类防膨剂缺点：由于分子结构空间大，低渗透油藏效果差聚叔硫盐类

聚季铵盐类

聚季磷盐类优点：适用范围广稳定效果好有效时间长能控制微粒的分散运移抗酸、碱、油、水的冲洗能力都较强

1.油层保护技术—水敏在温度250℃条件下，SLAS-3防膨效果室温条件下，SLAS-3防膨效果初始渗透率Ko/m2先注SLAS-3再高温注蒸汽后渗透率Ki/m2Ki/Ko（％）2.802.6895.53初始渗透率Ko（m2）先注SLAS-3再高温注蒸汽后渗透率Ki/m2Ki/Ko（％）3.563.3496.63根据蒙脱石粘土矿物系列防膨剂，新研制系列防膨剂，粘土膨胀前，先预处理，可以防止粘土膨胀及运移，可有效预防粘土膨胀。预防膨胀效果评价1.油层保护技术—水敏室温条件下，SLAS-3膨胀治理效果初始渗透率Ko/m2注蒸馏水后渗透率Ki/m2SLAS-3后渗透率K/m2K/Ko（%）K/Ki（%）2.851.312.4285.17184.73在温度250℃条件下，SLAS-3膨胀治理效果初始渗透率Ko/m2高温蒸汽后渗透率Ki/m2SLAS-3后渗透率K/m2K/Ko（%）K/Ki（%）3.382.653.1994.31120.38膨胀治理效果评价可使已膨胀的粘土再收缩，从而疏通油藏矿物的毛细管孔，增加油藏渗流能力，可有效治理粘土膨胀。1.油层保护技术—水敏这种“解堵剂”与一般常用解堵剂相比，稳定性好，防膨率高，防膨和收缩持续周期长。粘土膨胀前，先预处理，可以防止粘土膨胀及运移可使已膨胀的粘土再收缩，从而疏通油藏矿物的毛细管孔，增加油藏渗流能力。增加油井注水、注汽能力，降低注入压力，提高原油采收率。

1.油层保护技术—水敏高PH值液相产生机理:

蒸汽锅炉用水含有Ca2+、Mg2+等离子，水质较硬，在注入锅炉之前，为防止形成水垢而通常进行软化处理。其结果使锅炉注入水的碳酸氢根离子（HCO3-）浓度增大，受热后碳酸氢根离子（HCO3-）分解为氢氧根（OH-）和CO2。CO2溢出，蒸汽凝析液中氢氧根（OH-）浓度增大，形成一种强碱性的溶液。锅炉出口凝析液的基本特征是：高碱度。现场蒸汽液相PH值为10－13，因此蒸汽注入油层后会对油层造成较大的伤害，产生碱敏。1.油层保护技术—碱敏高PH值液相产生机理

锅炉入口水和出口蒸汽液相矿化度分析

Cl-,mg/LHCO3-,mg/LCO32-,mg/LPH值矿化度,mg/L锅炉入口水83.13546.5790.867.5930.86出口凝析液410.65400.311635.5510.92890.472HCO3-→CO32-+CO2+H2OCO32-+H2O→2OH-+CO22HCO3-+OH-→CO32-+H2O1.油层保护技术—碱敏蒸汽PH值对储层渗透率的影响

PH值增加渗透率下降1.油层保护技术—碱敏防止高温碱敏技术：针对高温蒸汽PH值高、稠油储层具有碱敏的特点，研制了降低蒸汽PH值剂：JJ-8、JJ-9。JJ-9化学剂降PH值性能试验结果效果评价加热量，kg/t蒸汽加药前PH值加药后PH值212.68.52腐蚀评价实验条件腐蚀速率，g/(m2·h)2kg/t蒸汽，350℃,17MPa0.4281.油层保护技术—碱敏随蒸汽注入法随蒸汽注入降PH值化学剂，如“JJ-9”，它可以连续有效地降低蒸汽液相的pH值，与其它常用的降pH值化学剂相比，具有耐高温、低腐蚀、降PH值显著的特性。1.油层保护技术—碱敏2.防砂工艺滤砂器防砂筛管砾石充填防砂人工胶结固砂人工井壁防砂机械化学复合防砂压裂防砂一体化机械防砂化学防砂复合防砂绕丝筛管砾石充填防砂工艺绕丝筛管砾石充填原理图

该防砂技术是当今世界上应用最广泛的防砂方法，基本原理是：在油层部位下入不锈钢绕丝筛管，并在筛管与套管环空充填高质量、高渗透砾石，形成砾石阻挡地层砂、筛管挡砾石的多级防砂屏障，达到防砂的目的。2.防砂工艺—机械防砂工艺滤砂管防砂工艺双层预充填筛管2.防砂工艺—机械防砂工艺适用：地层产能高、无亏空、污染轻、出砂粒径较粗的探井防砂原理：过滤层在井筒阻挡地层砂特点：具有使用方便，用液少，对地层污染小等优点2.防砂工艺—化学防砂工艺酚醛树脂溶液固砂防砂技术水泥砂桨人工井壁防砂技术水带干灰砂人工井壁防砂技术树脂核桃壳人工井壁防砂技术树脂涂覆砂防砂技术2.防砂工艺—复合防砂工艺解除近井附近污染，实现油井增产。形成密实充填带，延长防砂有效期，降低防砂作业成本。有效弥补地层亏空，预防因出砂造成的油井套变套损。高压挤压充填高压挤压充填示意图压裂防砂工艺示意图近井地带解堵及深部穿透污染带降低生产压差和近井地带压降漏斗改径向流为双线性流动模式，改变生产压差的分配关系，控制地层深部的微粒运移，最大限度地降低出砂趋势2.防砂工艺—复合防砂工艺压裂防砂工艺注汽工艺管柱注汽参数优化技术降低注汽压力技术3.注汽工艺注蒸汽是开采稠油最经济有效的手段。要使注汽热采取得良好的开发效果，除油藏条件外，关键点是注入油层的蒸汽干度，要实现这一目标，具有良好隔热性能的注汽工艺管柱至关重要。注汽工艺管柱主要作用有三条：一是减少井筒热损失，节约能源；二是提高井底注汽干度，提高注汽开发效果；三是降低套管温度，使其在合理的热力参数下工作，保护油井安全。3.注汽工艺—注汽工艺管柱3.注汽工艺—注汽工艺管柱带隔热衬套高真空隔热油管注汽的井筒热损失是高真空隔热油管的1/2-1/3，是防氢害隔热油管的1/3-1/4。不同环空介质热阻计算数据（41/2×27/8高真空隔热管，10t/h，井深1300m，高压N2环空井口18MPa）环空温度管体径向热阻常压空气高压N2封隔器＋清水85R总（m·℃/W）6.9216.95447.201环空（%）3.970.610.13地层（%）4.634.804.82绝热层（%）91.3394.595.0135R总（m·℃/W）7.13246.97846.9208环空（%）3.090.960.121地层（%）4.674.784.82绝热层（%）92.294.2395.01环空为清水时井筒热损失最大，高压氮次之，常压空气最小。3.注汽工艺—注汽工艺管柱3.注汽工艺—注汽参数优化设计优化注汽参数：注汽压力、注汽干度、注汽速度降低注汽启动压力技术注汽过程中降低注汽压力技术3.注汽工艺—降低注汽压力技术3.注汽工艺—降低注汽压力技术降低注汽启动压力温度越低超稠油的屈服值越高，注汽启动压力也必然增高。注汽过程中由于油水界面张力较高，水驱油过程的附加阻力大。注汽前在近井地带预先挤注油溶性降粘剂，能显著降低界面张力，使渗流过程毛管阻力下降，降低注汽启动压力。注汽过程对稠油采取降粘措施，可降低注汽压力。目前国内外最常用的方法是乳化降粘法。它的作用机理是：降低界面张力：在低界面张力条件下，油滴容易变形，从而降低了流经空隙喉道所做的功。使润湿接触角变小：增强水对岩石的润湿作用，使岩石对原油束缚能力大大减小。对岩石上的油膜起洗涤作用：排除界面上吸附的原油活性组分，从而促使地层毛细管中弯液面发生变形，相当于增大了毛管数。3.注汽工艺—降低注汽压力降低注汽过程中的注汽压力

现场施工中，注汽前在近井地带预先挤注油溶性降粘剂，可以有效的降低特超稠油注汽启动压力高的问题。注汽过程中，筛选出的降粘剂在注汽过程再随蒸汽注入，这可以降低原油粘度，提高注汽质量，改善原油渗流能力。现场试验实施统计12井次，施工后单井注汽压力由15.8MPa下降到13.1MPa，下降了2.7MPa，降低注汽压力技术可提高了注汽质量，增加了油层吸汽能力。3.注汽工艺—降低注汽压力特稠油、超稠油井油层压力较低，作业时压井液易进入地层，对地层造成堵塞，吸收地层热量，降低开采效果；采油时，超稠油进入油套管环形空间，使井下作业管柱起下困难，影响了稠油的正常开采。3.注汽工艺—防止作业冷伤害技术4.井筒举升工艺

稠油降粘方法井筒化学降粘热流体循环降粘井筒掺稀降粘电加热降粘

油管保温方法1）掺稀降粘在有稀油源的油田，具有更好的经济性和适应性。稀油掺入稠油后可起到降凝降粘作用；所掺稀油的相对密度和粘度越小，降粘效果也越好；掺入量越大，降粘作用越显著；在低温下掺入轻油后可改变稠油流型，使其从屈服假塑性体转变为牛顿流体。4.井筒举升工艺a.空心杆掺稀油降粘b.单管掺稀油降粘c.油管掺稀油降粘d.套管掺稀油降粘掺稀降粘工艺管柱4.井筒举升工艺1）掺稀降粘掺稀工艺的优缺点

优点：稀油不仅有好的降粘效果，且能增加产油量，对低产、间隙油井输送更有利。在油井含水升高后，总液量增加，掺输管可改作出油管，能适应油田的变化。

缺点：稀油掺入前，须经过脱水处理，而掺入后，又变成混合含水油，需再次脱水，增加了能耗；其次，稀油掺入稠油后，降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时，增加了输量，并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利影响。4.井筒举升工艺2）化学降粘含水小于25.98％：稳定的W/O型乳状液含水大于74.02％：稳定的O/W型乳状液25.98％～74.02％：不稳定区域乳化降粘就是添加一种表面活性剂或利用稠油中所含有的有机酸与碱反应，生成表面活性剂，形成O/W型乳状液，从而达到降粘的目的。4.井筒举升工艺乳化剂开发单位原油效果GY－1石油大学炼制系胜利单家寺稠油加入0.3％药剂(对活性水)，在油水比为7:3的条件下，使稠油30℃的粘度由9600mPa·s降到340mPa·s，降粘率为96.4％。24h沉水18.3％。GL－1石油大学炼制系辽河油田冷家堡特稠油加入0.05-0.5％(w％)药剂，在油水比为7:3的条件下，使持稠油50℃的粘度由32460mPa·s降到30mPa·s，降粘率为99.1％。LS－28辽河油田设计院辽曙一区超稠油加入0.3％药剂，在油水比为8:2的条件下，使超稠油80℃的粘度由5464.3mPa·s降到230mPa·s，降粘率为95.8％。S－5胜利采油院胜利草桥稠油加入0.5％药剂，在油水比为7:3的条件下，使超稠油50℃的粘度由37620mPa·s降到215mPa·s，降粘率为99.43％。F3华东理工大学辽河超稠混合油加入0.33％药剂，在油水比为7:3的条件下，使超稠混合油30℃的粘度由1414960mPa·s降到124mPa·s，降粘率为99.99％。SB－2胜利采油院胜利桩斜139块稠油加入0.30％药剂，在油水比为7:3的条件下，使超稠混合油50℃的粘度由13264mPa·s降到95mPa·s，降粘率为99.28％。2）化学降粘4.井筒举升工艺1)使用合适的乳化降粘剂2)要有一定的油水比例一般来说，比较有利于O/W型乳状液形成的油水比例应当是水含量最低不得少于15%，最高不得高于80%。因为含水量太少，降粘效果不明显，含水量过高，表面活性剂消耗量大，产油量就要减少。3)适当的搅拌形成O/W型稠油乳状液的条件2）化学降粘4.井筒举升工艺化学降粘操作成本低，同时对稠油井井筒采取化学降粘后，由于化学剂的作用，地面集输工艺简化，掺入的部分化学剂可重复利用，因此化学降粘是国内井筒降粘的发展趋势。2）化学降粘4.井筒举升工艺环空掺化学剂举升工艺示意图井下掺药装置油管封隔器抽油泵油层注入液混合产出人工井底

抽油杆φ89mm油管人工井底泵喇叭口

油层

Φ36×6mm空心杆Φ89mm油管实心杆抽油泵油层注入液混合产出空心杆掺化学剂举升工艺示意图4.井筒举升工艺3)电加热降粘通过对井下电伴热工具供电，使井下电伴热工具发热，提高井筒原油的温度，利用稠油粘度的温度敏感性，降低原油的粘度。4.井筒举升工艺4)热流体循环包括空心杆掺热流体循环及环空掺热流体循环，井筒掺热水进行流体循不仅可以提高产液的温度，而且掺入热水后可以提高井筒中混合液的含水量，当含水量超过稠油的含水临界点后，混合液的粘度会大幅度的下降，从而降低举升阻力，同时减少地面集输的难度。4.井筒举升工艺热流体循环降粘适于开采高凝固点、高粘度原油常用的热流体有热水、水蒸气主要原理：提高产液温度；形成水包油乳状液4)热流体循环4.井筒举升工艺工艺原理简单；掺热水降粘时，井口掺水温度不低于粘温曲线拐点值；掺水蒸汽降粘时，井口掺水温度较高（>200℃），压力为对应温度下的饱和压力，降粘的效果更加明显；井筒热流体循环工艺基本不受井深的限制，它除了提高产液温度外，还可以提高井筒中混合液的含水量来降低粘度。4.井筒举升工艺4)热流体循环井筒保温降粘机理：利用保温性能较好的隔热管作为生产油管，由于这种生产油管的视导热系数低，隔热性能好，因此可以减少产液向地层的散热，产液在井筒的温度降相应地的降低，保持了井筒温度，就有可能保证油井正常的生产。目前可利用的特种油管主要防氢害隔热油管（0.05～0.08w/m.℃）和高真空隔热油管（<0.015w/m.℃）。4.井筒举升工艺5)保温油管基本开采规律低采出程度、高采油速度；单井作业，经济风险小；周期内产油量呈递减趋势；周期产油量、周期平均单井日产油逐周期下降；周期油汽比逐周期下降；七、蒸汽吞吐开采规律单井周期内产量呈现递减规律吞吐生产周期较短，受粘度影响，一般普通稠油周期生产时间在250～300天，特稠油生产在180～200天，超稠油周期生产为35～150天吞吐周期内的递减符合指数递减规律蒸汽吞吐开采规律

周期产油与周期数关系曲线周期周期产油周期产油量、周期平均单井日产油逐周期下降蒸汽吞吐开采规律

周期产油与周期数关系曲线周期周期日产油蒸汽吞吐开采规律周期产油量、周期平均单井日产油逐周期下降

周期油汽比与周期数关系曲线周期油汽比逐周期下降周期油汽比周期蒸汽吞吐开采规律

周期回采水率与周期数关系曲线周期回采水率周期回采水率较低，随周期增加逐渐增加周期蒸汽吞吐开采规律井网加密技术蒸汽添加非凝析气体吞吐化学辅助吞吐技术多井整体吞吐技术提高油藏纵向动用程度技术等八、改善蒸汽吞吐效果的技术

1）井网加密改善蒸汽吞吐效果的技术2）蒸汽添加非凝析气体吞吐机理扩大蒸汽及热水带的加热油层的体积;助排作用；形成次生气顶，可以起到驱油的作用；通过溶解气驱机理，提高油藏驱动能量；隔热剂，减少蒸汽热损失；减小油水界面张力，形成微乳液，改善原油的流动状况；扩大蒸汽及热水带的加热油层的体积;、隔热剂，减少蒸汽热损失。改善蒸汽吞吐效果的技术

无非凝析气体蒸汽＋非凝析气体蒸汽后注非凝析气体产液能力,ml时间（分钟）非凝析气体对产液能力的影响改善蒸汽吞吐效果的技术2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—助排作用改善蒸汽吞吐效果的技术2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性油藏类型有效厚度粘度mPa·s渗透率×10