油气开采新工艺新技术(7-8章共8章)

油气开采新工艺新技术第一章高能气体压裂技术第二章现代射孔完井工程第三章重复压裂第四章微生物(细菌)采油技术第五章新型无伤害地层处理技术第六章酸化第七章水平井采油技术第八章稠油开发技术第七章水平井采油技术水平井的概念

水平井是指井眼轨迹到达水平〔900左右〕以后，再继续延伸一定长度的井〔延伸的长度一般大于油层厚度的六倍〕。靶前位移水平段水平井的靶：垂深水平位移水平井的分类常规水平井可分为：长半径水平井中半径水平井短半径水平井①、边底水油藏水平井可以控制边水突进和底水锥进；②、气顶油藏水平井可以控制气窜；③、天然裂缝油藏，水平井可以横穿多条裂缝，获得更高的产能和采收率；④、低渗透油藏，水平井可以显著提高单井产能，提高经济效益；⑤、常规稠油油藏，水平井可以获得较高产液量，从而保持井筒及井口油流温度；⑥、砂体单一，延伸长，连通性好的砂岩油藏，利用水平井开发可以实现少井高产及高采收率。适合水平井开采的油藏类型：水平井适用条件及机理研究适合水平井开发的油藏工程条件：①、βho值β=ho×(Kh/Kv)0.5，β反映了油层各向异性程度，垂向渗透率太低不利于水平井泄油，油层厚度过大，会减少水平井长度L与油层厚度ho的比值，降低水平井的开发效益。据国外水平井开发的经验综合研究说明，ho值大于100m时，水平井开发效果不理想。②、地层系数Kho研究说明如果Kho小于20×103μm2.m，水平井增加的绝对产量低，经济效益变差。水平井的开展可划分为两个阶段：科技攻关试验阶段〔1991年—1994年〕承担八五国家级科研攻关工程?稠油砂砾岩油藏水平井开采技术?曲率：中半径油藏类型：地层不整合油藏、稠油砂砾岩完井方式：固井射孔完井为主，进行了一口井的割缝衬管完井试验—-草20-平2井每年完钻水平井5-8口，年产油5-8万吨一、水平井开发现状概述完善、推广、应用阶段〔1995年—目前〕曲率：短半径、中半径、长半径水平井应用于多种油藏类型每年完钻水平井30-50口各种方式的水平井完井工艺技术逐渐形成固井射孔完井技术筛管完井技术管外封隔器加筛管完井技术分级注水泥加筛管完井技术等水平井产能研究及生产系统优化设计水平井生产工艺及生产工艺管柱水平井增产工艺技术水平井修井工艺技术水平井采油技术水平井产能研究是采油工程技术优化设计的根底普通水平井：采用Joshi推导的存在偏心的情况下且地层中存在各向异性时计算油井产能的公式。热采水平井：胜利油田在“八五〞和“九五〞期间完成了蒸气吞吐水平井流入动态的数值模拟研究，并以乐安砂砾岩稠油油藏水平井的稠油油藏地质特征为依据，进行了历史拟合，回归得出的砂砾岩稠油油藏水平井的产能关系。在此根底上形成了水平井产能预测、水平井生产系统优化设计、热采水平井吸汽剖面及注汽参数优化等技术，根本满足水平井开发的要求。1、水平井产能研究及生产系统优化设计水平井开采机理研究①、水平井水平段在气顶底水油藏中的最正确位置Zw=ψ/〔ψ+1〕×hoho=(po+pg)/(pw+po)其中Zw为水平段与油水界面距离，ho为油层厚度。②、水平井的单井泄油面积、生产压差、初始临界产量和见水时间计算应用Joshi的水平井产量计算公式计算不同泄油面积、不同油井长度的水平井采油指数，Joshi计算水平井水平段距离油层中部的产能公式如下：Jw=(0.543kho/μoBo)/Lnαd[1+(1-(1/αd)2)0.5+hd/2ln(h(hd+4σd)/2rwd)]+Sh其中Sd=βho/L×Svred=reh/(L/2)αd=(0.5+(0.25+red4)0.5)0.5rwd=rw/(L/2)hd=βho/〔L/2〕σd=βσ2/〔ho×〔L/2〕〕Sh、Sv分别为水平井、直井表皮因子，σ为水平到油层中部距离。油井生产压差：△P=Qo/Jh油井米采油指数=Jh/L该软件通过对抽油生产系统进行分析研究，以油层、井筒、抽油设备之间的协调为根底，采用节点分析方法对生产系统进行分析、研究而得出了一套适用于常规(非热采)、热采、直井、水平井的优化设计的数学模型，并编制了相应的设计软件系统。水平井生产系统优化设计(软件〕

软件通过对油井井身轨迹的录入处理、油藏地质数据、物性参数、生产系统、粘温关系等数据的录入处理,通过使用常规抽汲、电杆抽汲、空心杆抽汲、变排量泵抽汲等抽汲系统的优化设计,对油井的一个生产周期的几种抽汲系统进行优化设计,并可通过屏幕、打印机、绘图仪,对优化设计结果进行数据、图形的分析及输出,并输出设计报告,完成设计。抽油生产系统优化设计功能简介抽油生产系统优化设计软件结构及特点根本数据井身结构数据处理试设计优化设计结果输出退出软件结构1、建立了一套完整的优化设计数学模型。2、采用了试设计方法来确定有关参数，最大限度地减小了优化设计过程中人为影响因素及人机对话频率。3、实现了模块化、菜单化设计，人机界面友好，可操作性强。软件特点水平井在射孔投产前：通井、替浆、试压、刮管投产措施：负压射孔、抽吸、混排、酸洗、电加热、注蒸汽常用采油方式：有杆泵采油、电泵采油、自喷采油并辅以油管加热清蜡技术。防落物管柱：防止落物掉入水平段，在造斜点坐封空心桥塞，下部接筛管和丝堵。2、水平井采油工艺及管柱技术套管244.5mm×11.05mm×2282m电加热生产管柱示意图油层套管油管27/8TBGN801710m油管27/8TBGJ551710～2465m绝缘管10.5mY211-208型封隔器总成?800m玻璃钢扶正器(每根电热油管一个)27/8TBG电热油管800mN80139.7mm×7.72mm×(2133~3002)m筛管2249-2250m射孔枪2250-2460m营6-平1井生产管柱示意图油层套管N80Φ139.7mm×9.17mm×(2299.26～3429.61)m油管N8027/8TBG1000m抽油杆Φ32mm×8m+Φ22mm×535m+Φ19mm×461mΦ56抽油泵1000m丝堵1040mSPY211-208封隔器总成103.32m2m筛管1030m7″皮碗封隔器2302m丢手2301.5m技术套管P1105.21m+Φ244.5mm×11.99mm×2500.4m单流阀2312m筛管2322~2326丝堵水平井防落物丢手管柱抽油杆抽油泵筛管丝堵丢手桥封筛管丝堵95/8in套管95/8in悬挂封隔器分采开关51/2in割缝筛管膨胀式封隔器SM220油管锚抽油泵筛管丝堵注水泥阀割缝筛管95/8in悬挂器A2B2C2D2A1B1分支水平井生产管柱梁46-支平1井桩1-支平1井

对于低渗透油藏水平井，由于在钻井过程中泥浆污染及固井时的水泥浆污染，近井地带极易堵塞，因此压裂、酸化是低渗透油藏水平井的最有效的增产措施。胜利油田主要进行了的分段酸化研究和试验。该技术采用皮碗封隔器作为分段卡封工具，研制了高效复合酸液和屏蔽暂堵剂，可以实现对低渗层的酸化和对高渗层的暂堵。3、水平井增产工艺技术水平井冲砂工艺

水平井与直井相比采油强度低，生产压差小，但地层砂和胶结物也会随流体进入井筒沉积，使油井减产或停产，为恢复油井产能，必须进行水平段冲砂。水平井冲砂工艺管柱为连续反冲洗方式，整个过程为不停泵连续作业。旋流冲砂器工作时高速旋转，在套管内形成旋流，对水平段的沉砂充分搅动，将砂粒彻底冲洗干净。该技术在胜利油田草20—平5井成功的进行了冲洗。该井采用了7in旋流冲砂器+扶正器，连续冲砂段长320米，冲出大量的死油、沉砂和杂质。4、水平井修井技术水平井冲砂工艺管柱示意图

水平井卡水工艺对长井段、非均质严重的水平井，以及阶梯式水平井一般采用分段射孔的完井方案，生产一段时间后，由于受底水或边底水的影响，下部井段含水上升，影响了水平井的开发效果。由于水平井的结构特性，决定了不能用常规的打水泥塞的方法进行封堵，为此设计了以SPY441丢手封隔器为主的卡封工具，该工具液压坐封，液压丢手，密封压差25Mpa,可以对扣打捞。在纯56-平2、临2-平3等多口水平井上使用这种工具进行卡水，均获成功，满足了后期卡水、换层等生产需要。套管DJD分流阀油管SPD水平井丢手工具SPY型水平井封隔器丝堵水平井卡水管柱示意图该封隔器采用液压坐封，双向锚定，上提管柱解封形式，可多级使用。设计有下锥体主动力脱卡机构，坐封、锚定可靠，承压能力高，解封平安。不仅适用于直井，而且适用于斜井、定向井。与现有工具配套可用于高压防顶、油井不压井、油层保护、多层细分层、深井浅修、水力泵深抽等多种采油工艺要求。解决了常规封隔器承受下压能力低及在小夹层油井中卡位不准、在斜井与定向井中无法使用等问题。Y441系列双向锚定封隔器

特点和优点:可坐好井口后启动和坐封封隔器。双向承压力高。能逐级解封,可多级使用。

Y441—115BY441—150B总长（mm）15551669钢体最大外径（mm）115150钢体最小通径（mm）4862卡瓦组装外径（mm）114146适用套管内径（mm）121～127158～166两端连接螺纹27/8TBG27/8TBG坐封压差（Mpa）16～2015～18工作压差（Mpa）2020工作温度（℃）120120水平井滤砂管打捞工艺目前水平井防砂主要采用悬挂滤砂管防砂，滤砂管失效后由于造斜段的影响，常规打捞工艺无法实施。胜利油田采油院研制成功了水平井滤砂管的打捞工艺，采用井下液压增力器〔专利产品〕及专用打捞工具，实现对水平井内长井段滤砂管的打捞。井下液压增力器可以在鱼顶处产生500—600kN的直接拉力，而对井下打捞增力器以上的管柱不产生任何影响。该工艺技术在胜利油田孤东7-平3井、孤东7-平4井以及角5-平4井上进行了成功的应用，捞出井内全部滤砂管，使三口高产井又恢复了产能。水平井水平段内大长度滤砂管的打捞工艺技术采用井下打捞增力器(专利技术)，配套专用的提放式可退捞矛，再利用相应的工艺对滤砂管外的沉砂进行松动，以实现水平井段大长度滤砂管的打捞。井下打捞增力器改变了井下管柱的受力状态，利用管柱内打压的方法在鱼顶处产生500—600kN的直接拉力，而对井下打捞增力器以上的管柱不产生任何影响。水平井滤砂管打捞工艺及配套工具井下打捞增力器结构示意图套管锚定局部增力局部水平打压球座井下打捞增力器特点:采用小修作业设备可以完成通常只有大修队及其设备才能完成的井下遇卡工具或其他物体的打捞作业。改变井下管柱的受力方式，可以顺利地完成大位移斜井及水平井井下丢手管柱或井下工具的打捞作业。主要用途配合打捞硬卡管柱或井下工具配合打捞砂埋管柱配合打捞水平井、大位移定向井井内的管柱及工具。主要技术参数YDL系列井下打捞增力器是为解决作业过程中井下工具或管柱遇卡而设计的一种新颖的工具，该工具主要包括液压锚定装置、提升装置、密封〔泄压〕装置等几局部组成。井下打捞增力器使用时下接打捞工具，随打捞管柱下井。当打捞工具成功捞住卡入井下的落物时，用泵车从油管打压，此时，锚定装置在液压力的作用下，将工具锚定在套管内壁。同时，活塞在液压力的作用下产生一个向上的拉力，并通过连接在下接头上的打捞工具作用到被卡的物体上。当提升装置通过下接头拉动鱼顶上升一定距离后，泄压/密封装置翻开，油管泄压，说明遇卡工具或物体已解卡，此时停止泵车打压，上提油管，起出被打捞上来的被卡工具或物体。使用井下打捞增力器，可在鱼顶处产生提升力100kN-600kN。该工具已申请国家专利。典型井例

孤东7-平3井

该井水平段长601.31m，留井管柱为皮碗封隔器+φ108mm镶嵌式金属棉25根，总长度为184m，其中滤砂管长127m。

水平井水平段滤砂管打捞工艺技术已经在胜利油田孤东7-平3井、孤东7-平4井和角5－平4井上获得了成功的应用，施工成功率100%，日增油47吨，取得良好的经济效益和社会效益。水平井滤砂管打捞施工井根本数据孤东7－平3井孤东7－平4井角5－平4井A点斜深，m1577.771565.911512.00B点斜深，m2179.081951.181654.00水平段长度，m601.31385147鱼顶位置，m1889.691833.351506.93防砂管柱总长，m184.25123.96182.07滤砂管长度，m127.5107.43153.45水平井完井及采油技术开展趋势水平井的完井方式单一，完井方式与油藏适应性不强。在固井完井方式中，目前只能采用全井固井或尾管固井，而不能进行一次管柱分〔层〕段多级固井。且固井质量难以保证。射孔井段与产能的优化不好，往往井眼穿过多少油层就射开多少油层，造成浪费。水平井的防砂方式单一，多采用射孔后管内悬挂滤砂管防砂。水平井的地层流入动态、产能预测、生产系统优化设计有待于进一步研究和完善。低渗透油藏水平井的开采技术还很不成熟，油层保护和增产工艺研究滞后。水平井的分采、分注、修井等技术研究还刚刚起步。水平井完井及采油技术主要存在问题水平井完井方式的优选，从对油藏的适应性和经济因素综合考虑，最大幅度地提高油井的完善程度，保护油气层，降低完井本钱，充分发挥水平井的优势，提高油层采收率。裸眼完井主要用于碳酸盐岩油藏及胶结致密的砂岩油藏等硬地层。胜利油田的火成岩油藏、致密砂岩油藏甚至包括低渗油藏都适合裸眼完井。通过欠平衡钻井技术的应用和完井时有效的油井保护措施，相信水平井裸眼完井技术一定会得到较好的推广应用。水平井完井及采油技术开展趋势1.完井方式向更科学、更经济方向开展衬管完井具有保护油气层、工艺简单、本钱低廉等优点，随着技术的不断开展，衬管完井、带套管外封隔器的衬管完井技术将会得到重视和普遍应用。内管多级注水泥尾管完井工艺技术能够根据不同油藏类型及油藏条件，优化完井方案及施工工艺，采用不同的完井方案及完井管柱组合，到达保护油气藏、降低完井费用、提高产能及采收率的目的。因此内管多级注水泥尾管完井工艺技术将会在水平井的分〔层〕段固井、造斜段固井等复杂油气藏的开发中发挥重要的作用。内管多级注水泥尾管完井内管多级注水泥尾管完井内管多级注水泥尾管完井内管多级注水泥尾管完井内管多级注水泥尾管完井目前，水平井的固井质量还不稳定，存在第二界面胶结质量差，窜槽、水侵、套管贴边等缺陷。水平井的固井质量问题已引起生产和研究部门的高度重视，成立了联合技术攻关小组，进行研究和改进水泥浆的配方及有效的添加剂、深入研究水泥的流动特性和施工工艺、科学有效地安装扶正器等一系列攻关。同时，也在不断研究新的固井方法和工艺，如利用可膨胀式割缝管代替套管，注水泥后再膨胀割缝管，既提高了固井质量，又增大了井眼尺寸。因此，通过不断研究和攻关，相信水平井的固井质量将会有大幅度的提高。水平井完井及采油技术开展趋势2.水平井的固井质量将会大幅度提高据资料显示，目前胜利油田很多油区渗透率较低，低渗透未动用储量就达1×108t，这局部未动用储量比较集中整装，条件相对较好，适合于进行水平井整体开发。随着油田的不断开发，这些低渗透油藏将是今后挖潜动用的重点。在2001年中石化集团公司召开的提高采收率技术座谈会上，也重点部署了利用水平井整体开发低渗透油藏的先导试验任务，因此大力开展低渗透油藏水平井开发技术是摆在我们面前的一项重要课题。水平井完井及采油技术开展趋势3.低渗透油藏水平井开发将成为今后挖潜的重点管柱组合低渗透油田压裂酸化用

膨胀式跨隔双封隔器技术封隔器及座封工具水平井、侧钻水平井、分支井、大位移井等复杂结构井开采技术都被列为中石化集团公司“十五〞期间的重点研究攻关和配套技术，也是今后挖掘剩余油、开发难动用油藏的关键技术。今后老区调整挖潜、新区勘探开发都将以直井开采与复杂结构井开采相结合，并逐步由复杂结构井代替直井。水平井完井及采油技术开展趋势4.油田开发从直井开采向复杂结构井开采开展水平井完井及采油技术开展趋势5.径向水平井开采技术会得到较大规模的应用

径向水平井是指在直井的半径方向上钻出的水平井。其曲率半径比常规的短曲率半径更短〔0.3米〕，也称之为“超短半径径向水平井〞，完成该水平井的钻井系统称之为“UltrashortRadiusRadialSystem〞，简称URRS*入靶准确*分布灵活，一井多层，一层多井眼*井眼直径100--130毫米，长30--50米，一层可钻24口井。径向水平井的特点〔1〕采用高压水射流代替机械钻头破岩钻出水平井眼；〔2〕钻进时不需要钻柱和钻头的旋转，减少了井下复杂事故的发生；〔3〕靠液体静压推进，不需要通过钻杆给钻头施加用以破岩的“钻压〞，从而彻底解决了常规水平井钻井技术所遇到的钻压施加困难；〔4〕采用特殊的井下斜向器，定位准确，一次性定向。防止了常规各种曲率的水平井钻井技术所需要的频繁造斜、定向和复杂的井眼轨迹控制等工艺过程，并能保证水平井段准确地进入目的层；〔5〕地面设备简单，钻井施工操作方便，机械钻速高，建井周期短，经济效益显著。径向水平钻井技术的优势径向水平井的应用优势〔1〕老井改造(辐射状水平井使老井更新、死井复活，开采剩余油气〕；〔2〕穿通分隔的垂直裂缝；〔3〕大大提高薄油气层产油气的能力；〔4〕有利于低压、低渗油层的重力排油；〔5〕可提供更高的注水效率；〔6〕在热力驱油中能更有效和经济地传播热量，并可方便地实现不间断地蒸汽吞吐。径向水平井的关键技术〔1〕半径0.3米的特殊转向器技术〔2〕高效大直径水力破岩钻孔技术〔3〕小井眼轨迹测控技术〔4〕径向小井眼完井技术磨铣套管(1．5へ3米长)；扩大井眼〔直径约0．6米〕；下入斜向器，用井下锚定器定位；下人生产管(钻杆)及水力破岩钻头；钻进〔调整钻进参数，控制钻进速度〕；轨迹控制〔测量、调节〕；斜向器回收完井作业径向水平钻井的工艺过程用电化学方法切割掉钻头；进行砾石充填作业；沿水平井段的生产管进行电化学射孔；下入柔性割缝衬管或滤网；割断生产管。或将钻杆拉回，裸眼完井或砾石充填完井。径向水平井的完井作业径向水平井技术的开展状况美国比奇特尔和石油物理公司从80年代初开始研究，到90年代中已在加州和洛杉矶的油田、以及加拿大钻出2000多口径向水平井，单井提高产量4-20倍。在未胶结油藏中钻4个30-60米的径向井眼，需要60小时。国内，CNPC在八五期间开始立项研究，由石油大学和中原油田完成了可行性研究。九五期间又组织辽河、吉林油田参加。现已根本完成第一阶段的研究任务，并在辽河和南阳油田进行了3次现场井下试验，钻出了5个径向水平井眼。目前胜利油田正在准备进行2口井的现场试验。砾石充填防砂与悬挂滤砂管防砂相比有防砂效果好、工作寿命长等优点，国外出砂油藏的水平井大都采用砾石充填防砂完井。国内在“九五〞期间进行了砾石充填防砂技术的研究，胜利油田采油工艺研究院研制了水平井砾石充填物理模拟试验装置，进行了水平井砾石充填数值模拟研究，完成了水平井砾石充填技术的前期研究并取得了阶段性成果，目前正在进行水平井套管内砾石充填技术的关键工艺和器材的攻关。在不远的将来这项技术就会大规模地应用于现场。水平井完井及采油技术开展趋势6.砾石充填防砂、可膨胀式滤砂管将会有大的开展水平井管内绕丝筛管砾石充填防砂技术

①水平井管内砾石充填井下工具及防砂管柱的研究②水平井管内绕丝筛管砾石充填施工工艺研究③水平井管内绕丝筛管砾石充填携砂液及低密度充填材料的研究水平井完井及采油技术开展趋势可膨胀式滤砂管〔ESS〕防砂具有工艺简单、防砂效果好、抗侵蚀和堵塞、工作寿命长、膨胀可有效防止井壁及近井地带的构造垮塌、井筒尺寸大可最大限度地满足修井需要等特点。ESS由4个根本局部组成：基管、过滤介质〔编织物〕、外部保护套、整体膨胀式接头。ESS防砂技术为疏松砂岩油藏水平井完井闯出了一条新路，今后必将成为研究和应用的热点。可膨胀式滤砂管〔ESS〕防砂水平井产能研究突破:利用水平井的物理模拟实验装置，对水平井渗流规律及流入动态等数学模型进行修正和完善，实现准确计算和预测不同条件的水平井的产能，以及产能与各项工艺参数的关系，以满足水平井射孔参数优化及生产系统优化的实际需要。水平井的分层采油、分层注水〔气〕工艺是我们今后的又一研究重点。研究经济可靠的修井工艺及配套工具已迫在眉睫。水平井完井及采油技术开展趋势7.水平井采油技术将有所突破6)连续油管作业工艺连续油管概况连续油管(CoiledTubing)，又称为挠性油管，是相对于螺纹连接油管而言的，它是一种缠绕在滚筒上，可连续下入或起出油井的一整根无螺纹连接的长油管。将高强度低合金材料滚轧直焊成一定长度的管段，再将这些管段对焊起来，便可制成所需长度的连续油管。连续油管的优点:节省作业时间,减少地层伤害,作业平安可靠和效率高.目前，连续油管作业几乎已触及到所有的常规油管作业范畴。连续油管作业机结构示意图1滚筒2计数器3排管器4CT管5导引架6牵引总成7橡胶刮泥器9防喷器组11排液三通12井口阀13控制柜14动力机组连续油管作业技术在30多年的应用实践中证明，采用连续油管可对陆上和海上油、气井进行冲砂洗井、酸化、清蜡、挤注水泥、气举、打捞、钻水泥塞、低速压裂及管线清洗等多种作业，在大斜度井及水平井的钻井、完井、测井、及修井作业中，连续油管作业技术正发挥着愈来愈重要的作用。调查说明，随着Ф60.3mm和Ф73mm两种标准连续油管的相继投入使用，连续油管在速度管柱和标准生产油管的应用方面开始显示其独具的优越性和开展潜力。主要作业工艺冲砂洗井

连续油管最常见的用途之一是将残存在生产油管或套管中的砂粒、泥浆和其它岩屑冲洗出来。用水泥车或其它液泵将清水、油或其它液体通过连续油管泵入井内。循环从连续油管一下井开始，并在下入过程中保持循环。当连续油管下到预定位置时，减慢下入速度，同时，可上下移动连续油管。当循环液体带有超过液体悬浮能力的物质或井口返出的循环液清洁时停止循环。清蜡连续油管作业机同热油溶蜡车配套使用，循环热水、油或循环清蜡剂以溶解蜡垢物质，效果很好。循环从蜡堵上部开始，边下入油管边循环，以穿透积蜡使其溶化，再将蜡垢物质循环至地面。当连续油管到达结蜡的初始点以下约150m后，至少还要循环2h，以保证清蜡彻底。这种清蜡方法可以去除常规清蜡方法无法去除的蜡堵，既简便又经济，还大大地延长了清蜡周期。选择性酸化

采用连续油管作业机可对地层注入或调节所需的酸化压力。用连续油管进行选择性酸化的主要优点是：⑴不需要修井机及相关设备。⑵在不动用任何井下设备的情况下，可下过油管进行选择性酸化作业。在必须钻掉永久式封隔器的情况下，这种方法特别有效。⑶用连续油管局部注酸，比常规选择性酸化作业或分流酸化作业更精确，成功率较高。使用连续油管进行酸化的主要优点：在作业过程中减少附加的地层污染。因为连续油管可带压下井，可进行过油管作业，且作业过程中不需设置封隔器及起出管柱。具有很高的可实施性及平安性。尤其在不了解管柱状况的情况下，也能用其进行酸化。主要作业工艺气举求产利用连续油管作业机注液氮、泡沫工艺技术开辟了深井完井、重新完井及修井的新领域，特别是对于4500m以上的深井，可选择一种或几种液氮装置与连续油管装置并用，进行常规修井和井下强化作业。这样做既经济又迅速。作业时，根据地层参数、井深等条件来确定油管下入速度和氮气排量。当静水柱压力降低、地层压力相对提高时，油井即可自喷。将该技术用于裸眼井和套管井的诱喷试油作业时，只需用封隔器将要作业的层段隔开即可。斜井和水平井测井在斜井和水平井中用常规电缆起下方法已不能满足将测井仪器送入所需测试地层的要求。连续油管具有较强的刚性，可将测井仪器送入到任何井段进行连续测井，并可循环流体以提高测井质量，同时还可消除电缆的冲击问题，连接简单，操作方便。用连续油管已可进行中子测井、密度测井、伽马射线测井、声波测井、井径测井等测井作业。完井随着连续油管向较大直径开展，特别是外径为60.3mm的连续油管出现后，国外一些公司开始采用连续油管代替常规生产油管进行完井作业。通常，小直径连续油管多用于二次完井，大直径〔60.3mm以上〕连续油管用于一次完井。当连续油管外径加大时，其壁厚和屈服强度提高。采用连续油管完井，其下井时间要比常规标准生产油管下井所需的时间减少一半。连续油管特别适用于水平井的完井及射孔作业。压井通过连续油管循环清水、盐水或压井液是一种已被证实了的压井方法。在下入连续油管的同时，调节出口阀门，以控制适当的压力，保持循环，防止井喷。在控制阀门释放气体压力的同时，将液体保存在井内，从而形成高于地层压力的静水柱压力，到达压井的目的。连续油管作清洗管线油气管线会因积蜡或水垢而堵塞。目前的解决方法是挖开堵塞段修复或更换，耗时费钱。国外有采用连续油管作业机清洗含蜡输油管线的成功应用实例：将装有Ф38.1mm喷射工具、外径为31.75mm的连续油管送入管线内，并以0.11m3/min的排量循环热油，使管线恢复了生产能力。在此例中采用连续油管清洗的费用为1万美元，而假设采用常规方法那么需10万美元。连续油管作业技术其他应用利用连续油管将摄象机运送到井底进行井底摄像。采用较大直径的连续油管可进行小井眼井钻井及取芯。现有井的第二次钻井或加深钻井套管“开窗〞侧钻。连续油管可用作集输管线，具有检查测试方便〔尤其是在深水中〕、焊接次数少和安装快捷等特点，可明显节省安装时间和降低安装费用。油管补贴，将诸如用于改善油井水力条件的连续油管柱下入井内，可用作生产油管的补贴管，以修补损坏或泄漏的生产油管主管件。国内外应用现状和开展前景进入90年代以后，连续油管作业技术向更广的领域推广应用。连续油管常规的作业工程稳步开展，新开发的作业工程迅速增加。1995年，Ensco公司在荷兰东部Dalen气田采用连续油管欠平衡钻井工艺钻水平井获得成功，极大地推动了连续油管钻井技术地开展。随着水平井和大斜度井技术的开展，连续油管已成为油田作业中运送井下工具和水平井测井不可多得得理想工具。为了加强连续油管技术应用的根底理论和工艺研究，美国石油学会每隔两年都要举行一次连续油管技术应用成果发布会。国内概况我国引进和利用连续油管技术始于70年代。1977年，我国引进了第一台波恩公司生产的连续油管作业机，在四川油田开始利用连续油管进行气井小型酸化、注氮排残酸、气举降液、冲砂、清蜡等一些简单作业，累积进行了数百口井的应用试验，取得了明显效果，并积累了经验，随后在全国各油田推广应用。目前，国内共有引进的连续油管作业18台，主要分布在四川、大庆、胜利、华北、中原、吉林、新疆、大港、辽河和河南等油田。大庆油田自1985年HydraRig公司的连续油管作业装置以来，共在百余口井中进行了修井等多种井下作业，其中包括气举、清蜡、洗井、冲砂、挤水泥封堵和钻水泥塞等。塔里木油田自己进行连续油管的深井作业，最大下入深度已达5600m，连续油管作业在我国油田受到普遍欢送。应用前景修井作业连续油管修井技术已代表着当今世界修井技术的开展方向，并将作为一种常用的、高效的作业技术，在世界范围内得到普及。

水平井作业目前，连续油管在水平井中已能进行10余种作业。随着水平井市场的日益扩大，连续油管水平井作业范围还将进一步扩大。钻井国外连续油管钻井技术在海上及陆地老井加深、钻水平井、钻小井眼井或勘探井等方面积累了一定的生产经验。并且是各国许多公司致力研究的主攻方向之一。连续油管工艺优化设计国外已研究出许多计算机应用软件，以模拟、预测和分析连续油管作业的工况。随着其应用范围的扩大及作业工艺的系统化，各公司仍将致力于这方面研究。随着科学技术的不断开展，当今世界水平井的完井及采油技术日新月异，因此我们要及时的掌握世界前沿技术的开展动向，研究适合本油田特点的实用技术，使我油田的水平井开发再上一个新水平，进一步提高油田采收率，取得更大的经济效益和社会效益。

水平井完井及采油技术开展趋势第八章稠油开发技术一、稠油的根本性质二、稠油资源及开采方法三、稠油注水开发特征及对策四、稠油注蒸汽开采特征及对策五、稠油出砂冷采特征及对策六、稠油开采技术新进展一、稠油的根本性质●稠油的定义●稠油的分类●稠油油藏根本特征●稠油根本性质1.1稠油的定义稠油——在地层温度下，脱气油粘度大于100mPa.s，原油密度大于920kg/m3。

或在地层条件下原油粘度大于50mPa.s，原油密度大于920kg/m3的原油高凝油——凝固点高，含蜡量高的原油。

联合国训练署于1979年6月在加拿大召开了关于重油和沥青砂的标准：

重油——指在原始油藏温度下，脱气油粘度为100～10000mPa.s或在15.6℃(60℉)及1个大气压条件下密度为934～1000kg/m3。沥青砂——指在原始油藏温度下，脱气油粘度大于10000mPa.s或在15.6℃(60℉)及1个大气压条件下密度大于1000kg/m3。1.2稠油的分类国外稠油分类标准几十年来，国际上一直以原油密度〔以前称为比重〕为主要指标进行分类，故称为重油。那么，原油密度多大为重油，世界各国的分类标准各有差异〔表1〕。

表1世界各国及组织对重油的分类标准国家及组织API相对密度美国≤25≥0.9042法国委内瑞拉≤20≥0.934第二届国际重油会议≤20≥0.934国际上对稠油的分类标准单位分类相对密度°API值粘度mPa•s

法国石油公司

Ⅰ0.934～0.96520～15100～1200Ⅱ0.966～0.99315～11800～1500Ⅲ0.994～1.04011～4.51300～15000以

委内瑞拉能源矿业部重质油0.934～1.0020～10<10000特重质油>1.00<10<10000天然沥青>1.00<10>10000

第二届国际重油会议重质油>0.934<20<10000超重质油>1.00<10<10000沥青>1.00<10>1000

UNITAR重质油0.934～1.0020～10100～10000沥青>1.00<10>10000

1.2.2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级别粘度，mpa.s密度（20℃）

普通稠油Ⅰ50＊（或100）-10000﹥0.92

亚类Ⅰ-150＊-100＊﹥0.92可以先注水Ⅰ-2100＊-10000﹥0.92热采特稠油Ⅱ10000-50000﹥0.95热采超稠油Ⅲ﹥50000﹥0.98热采

表2中国稠油分类标准1.3稠油油藏根本特征1.3.1埋藏浅，地层压力及温度值低稠油油藏埋深一般小于2000m，埋藏浅的离地表仅几米、几十米，有的甚至就在地表上。由于稠油油藏埋藏浅，因此，其地层压力及温度较低，如准噶尔盆地，稠油油藏埋深一般小于600m，原始地层压力1.8～4.0Mpa，地层温度16～27℃。

油层胶结疏松，物性参数好由于稠油油藏埋藏浅，成岩作用差，油层胶结疏松，因此，油层一般具有孔隙度高、渗透率高和含油饱和度高的特点。如井楼油田油层孔隙度为29.6%～34%，平均31.7%；渗透率1.63～4.03μm2，平均2.642μm2，含油饱和度61.8%～74.8%，平均67%。1.3.3气油比低，饱和压力低一般稠油油藏的饱和压力1.42～12.4MPa，气油比5.0～31m3/t。1.4稠油根本性质1.4.1稠油一般性质①轻质馏分少、胶质沥青含量高，随着胶质沥青含量增加，原油密度及同温度下的粘度增高大多数稠油中轻质馏分在10%以下，一般仅5%左右。一般黑油〔稀油〕胶质沥青含量较低〔一般为5%左右〕，但稠油中的胶质沥青含量高，可高达62.4%〔如新疆风城稠油〕。与国外稠油比较，中国稠油的胶质沥青含量中，胶质含量高〔如新疆风城稠油的胶质含量高达56.7%〕、沥青含量低。随着胶质含量增加，原油粘度增高，这是造成中国稠油粘度高的主要因素之一。②随着密度增加其粘度增高，但线性关系较差原油密度的大小与其金属元素的多少有关，而粘度的上下主要取决于其含胶质量的多少。我国稠油中金属元素含量少，但胶质沥青含量高，因此，原油密度较低、粘度较高。并且随着密度增加其粘度增高，但线性关系较差。

③稠油中烃类组分低稠油与一般黑油的重要区别是其烃类组分上的差异。一般黑油中烃组成〔饱和烃+芳香烃〕一般大于60%，最高达95%；但稠油中烃组成一般小于60%，最小的在20%以下。④含硫、含蜡、凝固点低中国稠油中含硫量普遍较低，一般小于0.8%(河南油田稠油含硫量仅为0.1%～0.38%)，远低于国外稠油含硫量；含蜡量5%左右，低于一般黑油的含蜡量〔一般含蜡量在30%左右〕；凝固点-7～15℃。⑤稠油中金属含量较低中国陆相稠油与国外海相稠油相比，稠油中镍、钒、铁及铜等金属元素含量很低，特别是钒含量仅为国外稠油的1/200～1/400，这是中国稠油粘度较高、而密度较低的重要原因之一。1.4.2稠油的热特性①原油粘度对温度敏感性强稠油粘度对温度十分敏感，即随着温度升高，原油粘度大幅度下降。据统计，温度每升高10℃，粘度下降60%左右。这就是稠油适合于热力开采的重要机理之一。②热膨胀性原油的热膨胀系数为10-3℃-1，当温度由常温升高到200℃时，原油体积增加20%。③热裂解性当温度升高一定值时，稠油中的重质组分将会裂解成焦炭和轻质组分〔轻质油和气体〕，热裂解生成的轻质组分对改善地下稠油的驱油效果作用很大。④蒸馏性当温度≥初馏点时，原油中轻质组分将别离为气相、重质组分仍保持液相。随着温度进一步升高，馏出轻质组分逐渐增多。这就是热力采油提高稠油采收率的重要机理之一。2.3稠油资源及分布世界上稠油资源极为丰富，其地质储量远远超过常规原油储量。据统计，世界上已证实的常规原油地质储量约4600×108t，而稠油(含油砂)地质储量高达15500×108t，是常规原油储量的3.4倍。稠油油藏分布范围很广，世界上各产油国差不多都有稠油，但稠油储量主要集中在加拿大、委内瑞拉及美国、前苏联地区〔表3〕。

表3世界稠油资源主要分布情况表国家及地区稠油，108t油砂，108t加拿大3820约4000委内瑞拉2270

美国300

前苏联242

我国稠油资源也相当丰富，广为分布。目前已在松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地、南襄盆地、二连盆地等15个大中型含油盆地发现了数量众多的稠油油藏，预测全国稠油地质储量80×108t以上。中国已探明的稠油储量中，常规稠油油藏储量占68%〔如孤岛、孤东、羊三木、孔店等油田〕，热采稠油油藏储量占32%〔如曙光、欢喜岭、高升、单家寺、乐安、井楼、克6、克9等油田〕。随着一般黑油开发受到储量增长的限制，资源丰富的稠油开发对弥补一般黑油产量缺乏起着越来越重要的作用。因此，第一届重油和沥青砂国际大会主席指出：我们已进入一个新的石油时代----重质油的时代；1998年在北京召开的第七届重油和沥青砂国际会议的大会主题是：重油----21世纪的重要资源2.4稠油开采方法稠油开采方法较多，可以分为：

天然能量开采

包括天然水驱〔边、底水驱〕、气顶气驱、溶解气驱、弹性驱动、重力驱动、综合驱动〔有两种及以上能量驱动〕.特点：投资小、技术简单、利润高，但原油采收率较低，一般只有10%左右。补充能量开发

包括水驱、热力驱、化学驱和气驱等。其特点是：技术相对复杂、投资较高、原油采收率高。如蒸汽驱采收率可达60%，火烧油层采收率可达50%～80%。①水驱：常规水驱。

②热力驱：包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层。

③化学驱：包括聚合物驱、碱水驱、外表活性剂驱、乳化采油。

④气驱：包括二氧化碳驱、烟道气驱、干气驱、湿气驱。稠油开采方法较多，下面介绍目前国内外稠油开采的几种主要方法：稠油注水开发稠油出砂冷采稠油注蒸汽开采三、稠油注水开发特征及对策

●稠油注水开发界限●稠油注水开发特征●稠油注水开发主要技术●提高水驱稠油油田采收率方法●稠油注水开发工艺技术●实例介绍3.1稠油注水开发界限油藏注水开发的驱油效果主要取决于三个要素：流体：主要是油、气、水的组成和物理化学性质；多孔介质：主要是储集层的孔隙结构和物理化学性质；流动状况：主要是流动的环境和条件。原油粘度的上下直接影响着注水开发效果的好坏。在这方面，国内外油田研究成果较多，普遍认为，地下原油粘度在50-150mPa.s的稠油，可以按照常规稀油方法进行注水开发。3.2稠油注水开发特征无水期采收率低无水期采收率是指见水前〔一般以含水率﹤2%〕的油藏无水阶段采收率。国内外大量的油田注水开发实践说明，随着原油粘度增大，地下油水粘度比增大，无水期采收率明显下降。美国东得克萨斯油田，地下原油粘度0.93mPa.s，无水期采收率达9%，最终采收率大于60%；委内瑞拉奥维加油田，地下原油粘度120mPa.s左右，无水期采收率不到0.2%～0.9%。一般来说，普通稠油油藏注水开发的无水期采收率不会超过3%。中低含水期含水上升快，高含水期含水上升减缓稠油油藏注水开发过程中含水率总的来讲要比稀油上升快，其含水变化规律表现为：中、低含水期上升快，高含水期含水上升速度减缓〔表4〕。表4不同含水阶段含水上升率统计表油田地下原油粘度(mPa.s)低含水期中含水期高含水期△

fw(%)△

R(%)Fw／△

fw(%)△

R(%)Fw／△

fw(%)△

R(%)Fw／孤岛69.036.44.098.939.49.314.2315.28.391.81羊三木102.330.85.259.233.77.94.2711.06.361.73说明：Fw／为含水上升率;△fw、△R分别为阶段含水率和采出程度增加值。高含水期是主要的开采阶段由于稠油油田注水开发，中、低含水期含水上升快，采出程度低，高含水期含水上升速度减缓，所以，高含水期是稠油开发的主要阶段。孤岛油田预测采收率为34.4%，其中，高含水期采出程度19.3%，占可采储量的56.1%；羊三木油田预测采收率30%，其中，高含水期采出程度16.4%，占可采储量的54.7%。随着含水上升，采油指数下降，采液指数上升无论稀油还是稠油油田，注水开发过程中，随着含水率上升，采油指数都是下降的，但不同的是：稀油油田的无因次采液指数随着含水上升一般表现为先降后升；而稠油油藏的无因次采液指数随着含水上升一直保持上升趋势，特别进入高含水期后，上升幅度很大，一般可以到达初期的2倍以上〔表5〕。因此稠油油田注水开发进入高含水期后可以通过提高液量的方法来实现稳产，这也就是高含水期是稠油开发的主要阶段的根本原因。3.2.5耗水量大，注水利用率低稠油油田注水开发，由于油水粘度比大，水容易发生粘性指进，因此，开采过程中注入水的耗水量始终大于稀油油田。也就是说，要到达相同的可采储量的采出程度，稠油油田注水强度是稀油田的3倍左右〔表6〕，由于耗水量(即累积采出比)大，注入水利用率低。

表6相同采出程度下耗水量大小比照表油田地下原油粘度（mPa.s）油水粘度比可采储量采出程度(%)6080最终羊三木102.3189.43.476.9113.8唐家河0.881.51.342.615.06油井出砂严重孤岛油田投产初期出砂井占80%，其中25%的井出砂严重。据统计，孤岛油田每万吨采液量出砂量与其含水上升速度变化大体一致，即中、低含水期出砂量高，高含水期出砂量降低〔表7〕。表7不同含水阶段出砂量统计含水阶段无水期低含水期中含水期高含水期采万吨液出砂量（m3）213．810．06．0

3.3稠油注水开发主要技术3.3.1完善井网，采用密井网开发1980年，孤岛油田注采井距300-400m，预测采收率24%。通过“六五〞、“七五〞、“八五〞期间调整完善，井网密度由10.8口/km2逐步提高到15.8口/km2，井距也逐渐缩小到75～300m，水驱采收率到达34.4%，从而实现了孤岛油田在高速开发下的稳产〔表8〕。细分开发层系，提高油层动用程度对于非均质多油层稠油油藏，在多层合注合采的情况下，油层动用状况差，为了让更多的油层发挥作用，从而提高油层动用程度及开发效果，必须细分开发层系。孤岛油田自“六五〞以来，在进行井网加密调整的同时，开展细分开发层调整，开发单元由10个增加到28个，层系有效厚度由21.0m降低到10.6m，单井控制储量由54.9×104t降低到22.8×104t，极大地提高了油层动用程度，通过井网加密和层系细分调整，孤岛油田提高采收率10.4%〔表8〕。强注强采是实现高含水期稳产的主要措施由于稠油油田注水开发具有无水采油期短、油井见水早、中低含水期含水上升速度快的特点。因此，大局部可采储量要在高含水期采出。要想在高含水期保持稳产或减缓产量递减、获得较好经济效益，就必须实行强注强采。强注——强化注水方式，提高注入压力、注水量和注采比，使地层压力保持在接近或超过原始地层压力的水平，为了强采提供能量支持；强采——实行强化采液，采用下大泵，增加生产压差，加密井网等措施来提高采液量；遏制因含水上升造成产油量下降，到达稳住采油量或减缓产油量递减的目的。理论和实践均证明，普通稠油油田通过强注强采，最终采收率可提高2%～12%。孤岛油田自1983年实施强采以来，到1990年底，强采已累积增油103.8×104t。1984年产油量上升到441.2×104t，1995年产油431.0×104t，强采为油田稳产12年做出了积极的奉献。3.4提高水驱稠油油田采收率方法众所周知，水驱油藏的采收率可表示为：ER=EVED式中：ER：采收率，%ED：驱油效率，%EV：体积涉及系数，%由计算公式可知，提高采收率的途径有两方面：①提高驱油效率影响驱油效率主要因素有：毛管数、孔隙结构、润湿性、原油粘度和驱替介质等。也就是说，在一定的油藏条件下，当驱替介质确定后，其驱油效率是定值。要提高驱油效率，一般方法是改变驱替介质的性质。②提高体积涉及系数体积涉及系数是由平面涉及系数和纵向涉及系数组成，而影响体积涉及系数的主要因素有：流度比、渗透率及其非均性、井网格式和井网密度、油层厚度等。一般采用完善井网，缩小井距和细分开发层系的方法来提高平面和纵向涉及系数、注稠化水来降低油水流度比，从而到达提高体积涉及系数的目的。碱性水驱①增产机理通过碱性水驱，使碱与原油中的有机酸反响生成外表活性剂物质，从而降低油水界面张力，并在一定条件下，改变岩石润湿性，提高驱油效率。②筛选标准a原油粘度一般不超过100mPa.s；b原油酸指数≥5mgKOH/g(原油酸指数是中和1克原油使其PH=7时所需KOH毫克数)；c界面张力<0.05×10-5N/cm。3.4.2聚合物驱①增产机理聚合物驱油机理比常规水驱更为复杂，多数专家认为，聚合物是一种改善的注水方法，是把高分子量的水溶性聚合物加到注入水中，增加注入水的粘度，改善油水流度比，调整注入剖面，从而提高油层体积涉及系数的方法来提高原油采收率。因此，其提高采收率的幅度有限，一般为10%左右。②筛选标准a,油层温度<90℃；

b,油层渗透率>40×10-3μm2；

c,原油粘度<100mPa.s；

d,渗透率变异系数>0.6。稠油注水开发，由于油水流度比大，容易造成水的“指进〞，影响了水驱采收率。因此，注水开发稠油油田采用聚合物驱，其采收率增加幅度较稀油油田大。3.4.3二氧化碳驱①增产机理通过注入CO2与地层原油混相，到达使原油膨胀，降低原油粘度，内部溶解气驱等来提高原油采收率。②筛选标准a,油层温度<93℃；b,油层渗透率≥0.2×10-3μm2；c,原油粘度<150mPa.s。1999、2000年，东辛油田〔原油粘度≤15mPa.s〕共实施CO2吞吐11口井，均见到增油效果，已累计增产8275t，平均单井增油752t，有效期一般60d以上，最长达374d。水驱后转蒸汽驱①增产机理由于存在着密度差异，水驱油藏中，注入水通常沿油层下部推进，致使油层上部未能涉及到，而汽驱时，由于加热降粘和蒸馏作用，提高了驱油效率(一般比水驱提高驱油效率20%左右)，加之蒸汽超覆作用，蒸汽通常沿油层上部推进，从而又提高了体积涉及系数。油藏水驱后转入蒸汽驱提高原油采收率幅度相当可观，一般可以到达15%～20%。国外印度尼西亚油田水驱后转汽驱工业化应用已取得良好效果；国内克拉玛依油田六中区水驱后转入蒸汽驱开采，可以提高采收率27.9个百分点，最终采收率达45.6%，累积油汽比0.273。②筛选标准a,油层埋深<1400m；b,油层厚度≥10m；c,纯总厚度比>0.5；d,孔隙度>20%；e,渗透率≥0.25μm2。由于注水开发油田的油井固井时水泥未上返到地面，不适合做注汽井，加之井距较大，不利于汽驱。国内外油田在这方面的成功做法是：补打加密井作为注汽井，老井作为采油井。3.5稠油注水开发工艺技术普通稠油注水开发的主要矛盾是：“稠〞和“砂〞。

“稠〞的矛盾主要出现在开发初期至含水小于60%以前；“砂〞的矛盾那么表现在开发的全过程，特别是油井见水后，出砂更为严重。因此，必须针对普通稠油注水开发的主要矛盾，完善、配套注采工艺技术。3.5.1完井工艺技术①完井方法由于普通稠油油藏油层胶结疏松，成岩性差，开采过程中出砂严重。所以治砂是确保这类油藏正常生产的关键，国内外大量研究说明，油井先期防砂效果比中后期防砂效果更好。因此，普通稠油油藏推荐使用的完井方式为绕丝筛管砾石充填先期防砂完井。砾石充填先期防砂完井可分为：管内砾石充填完井和裸眼砾石充填完井两种。管内砾石充填完井适合含气、水夹层的多层油层；裸眼砾石充填完井适合地质条件相对简单，不含气、水夹层，厚度10m左右的单一油层。②油层套管要求为了适应绕丝筛管砾石充填防砂工艺和高含水期提高排液量的需要，所以，应采用N80、177.8mm〔7∥〕×9.17mm的油层套管。3.5.2采油工艺技术普通稠油注水开发与稀油注水开发的采油工艺技术大致相似，不同之处是：针对油稠所使用的井筒降粘工艺和根据高含水期是主要采油期的特点所采用的强化采液工艺。①井筒降粘技术井筒降粘技术——指通过热力、化学、稀释等措施使得井筒中的流体保持低粘度，从而到达减少井筒流动阻力，缓解抽油设备的不适应性，提高稠油及高凝油的开发效果等目的的采油工艺技术。井筒降粘技术化学降粘技术热力降粘技术井筒化学降粘技术——指通过向井筒流体中掺入化学药剂〔乳化剂〕，从而使流体粘度降低的开采稠油及高粘油的技术。乳化剂选择标准①活性剂比较容易与原油形成水包油型乳状液,具有好的稳定性和流动性；②乳化剂用量少,室内试验浓度不高于0.05%；油采出后重力别离快,易于破乳脱水。作用机理是：在井筒流体中参加一定量的水溶性外表活性剂溶液，使原油以微小油珠分散在活性水中形成水包油乳状液或水包油型粗分散体系，同时活性剂溶液在油管壁和抽油杆柱外表形成一层活性水膜，起到乳化降粘和润湿降阻的作用。化学降粘工艺技术

单井乳化降粘计量站多井乳化降粘大面积集中管理乳化降粘

据加药地点地面流程分地面乳化降粘技术井筒中乳化降粘技术据化学剂与原油混合点分泵上乳化降粘技术泵下乳化降粘技术据单流阀与抽油泵的相对位置分某油田原油粘度与水液比关系如下

原油粘度(mPa.s)1000～20002000～3000>3000水液比25～30%30%>35%化学降粘工艺设计的主要参数：

活性剂溶液的浓度、温度、水液比。井筒热力降粘技术——利用高粘油、稠油对温度敏感这一特点，通过提高井筒流体的温度，使井筒流体粘度降低的工艺技术。

1．热流体循环加热降粘技术热流体循环加热降粘技术——应用地面泵组，将高于井筒生产流体温度的油或水等热流体，以一定的流量通过井下特殊管柱注入井筒中建立循环通道以伴热井筒生产流体，从而到达提高井筒生产流体的温度、降低粘度、改善其流动性目的的工艺技术。开式热流体循环工艺

闭式热流体循环工艺

空心抽油杆开式热流体循环工艺空心抽油杆闭式热流体循环工艺

热流体循环加热降粘技术2.加热降粘技术电加热降粘技术——利用电热杆或伴电缆，将电能转化为热能，提高井筒生产流体温度，以降低其粘度和改善其流动性。1)电热杆采油工艺：2)伴热电缆采油工艺：

在电加热降粘技术的工艺设计中关键参数：〔1〕加热深度井筒中生产流体的温度，粘度分布及流体特性等为根底确定。〔2〕加热功率的大小取决于所需的温度增值。通过设计使得井筒内的生产流体具有低粘度和较好的流动性，同时考虑到节省材料和节省能源。目前，国内普通稠油注水开发油田使用的井筒降粘技术主要有：●掺水降粘工艺；●掺稀油降粘工艺。a，掺水降粘工艺稠油掺水降粘就是在稠油开采中，向稠油井中掺入加有外表活性剂的“活性水〞，活性水与稠油混合形成低粘度的水包油乳化液，大大降低液体流动是的内摩擦力。普通稠油采用掺活性水降粘的开采方法在我国取得了良好的效果。b，掺稀油降粘工艺掺稀油降粘就是向稠油井中掺入一定数量的稀油，使稀油与稠油混合后降低稠油粘度。目前掺稀油方式有：空心抽油杆注入、单管柱注入、油管注入和套管注入四种。空心抽油杆注入：稀油由空心抽油杆注入井下，在泵筒内与地层稠油混合，混合液由油管举升到地面。优点是：抽油杆在粘度较低的混合液中下落，改善了抽油杆的下落速度。假设掺入油温度较高，效果更好。单管柱注入：井筒内平行于油管下一条小直径的注稀油管柱，将稀油注入到泵吸入阀以下，降粘后的混合液通过井下泵和油管被举升到地面。优点是：进泵混合液粘度低，有利于提高泵效。油管注入：稀油从油管注入井下，在井下泵上装有带孔短节，地层稠油与稀油在油管内混合，并由带孔短节进入油套管环形空间被举升到地面。优点是：抽油杆在稀油中下落，套管出油，油流阻力小。套管注入：稀油从油套环形空间注入到井下泵之下，与地层稠油混合后经泵和油管举升地面。优点是：进入泵的混合液粘度低，有利于提高泵效。②强化采液工艺强化采液工艺是普通稠油油田注水开发进入高含水期后实现稳产高产、提高采收率的一种有效方法。实践证明，强化采液工艺技术的效果与地层压力、强化采液的时机、提液手段、合理的采液速度有关。孤岛油田自1968年发现、1971年投入开发、1973年开始注水以来，由于地层出砂严重，一直采用小泵生产。随着油田含水上升，为了确保油田的稳产，从1983年开始实施强化采液的工艺措施〔当时的含水55%，据油田资料分析，含水60%时实施强化开采比较合理，因此，强采的时机选择是恰当的〕。孤岛油田针对其地层胶结疏松容易出砂的特点，通过矿场实践，主要采用大直径〔70mm泵和83mm泵〕的有杆抽油泵的方法实施强化开采。孤岛油田自“七五〞进入高含水期来，主要通过强注强采，提高排液量的方法，实现了油田高含水期的稳产〔表9〕。3.5.4集输工艺技术稠油集输的工艺原理总的来讲是降粘，其目的是减少介质在管道输送过程中的摩阻，最大限度地提高介质的输送距离。降粘的主要方法有：加热降粘、掺稀释剂降粘、掺水乳化降粘和热裂化降粘四种。在上述四种降粘方法中，国内外普遍采用掺稀释剂降粘工艺。但因各国情况不同，所用稀释剂也有差异，如美国、加拿大用轻烃作稀释剂、委内瑞拉用柴油作稀释剂。掺轻烃的主要目的是有利于稠油的脱水。我国在经过掺活性水、掺稀原油降粘试验后，目前一般采用掺净化后的稀原油。其原理是采用相似相溶原理，稀原油的掺入，改变了稠油的组成，降低了稠油的外表张力，到达降粘的目的，降粘效果十分显著。3.5.5脱水工艺技术严格地讲，稠油脱水与稀油脱水没有本质的区别，也是采用两段脱水工艺，即一段热化学沉降〔大罐沉降或采用三相别离器〕，二段脱水。由于稠油与稀油的性质差异较大，因此，在技术上应采取强化措施：①增大沉降罐及电脱水器的处理容积，延长沉降时间，提高操作温度；②选择适宜的化学剂，并提高加药量〔一般比稀油高一倍左右〕；③加强电脱水器的电场强度；④在可能的条件下，增加掺油比，降低稠油的密度，改变稠油的脱水特性〔一般应将稠油的密度控制在0.94g/cm3以下〕。

四、稠油注蒸汽开采特征及对策

●引言●注蒸汽开采机理●注蒸汽开采筛选标准●蒸汽吞吐●蒸汽驱●提高蒸汽开发采收率技术●注蒸汽开采工艺技术●注蒸汽开发程序4.1引言4.1.1注蒸汽开采术语解释①蒸汽吞吐又名蒸汽鼓励处理、循环注蒸汽、蒸汽浸泡。蒸汽吞吐是在同一口井中进行，即先向油层注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井采油。②蒸汽驱蒸汽驱是通过适当的注采井网，从注汽井连续注入蒸汽，在注入井周围形成饱和蒸汽带，加热并驱替原油的开采方法。蒸汽驱与蒸汽吞吐不同，它是从注汽井中连续注入蒸汽，原油从采油井中采出，一般稠油油藏应先进行蒸汽吞吐，然后转入蒸汽驱。③吞吐周期又名吞吐轮次，是指蒸汽吞吐生产阶段，从注汽开始到焖井、开井生产直到极限产量关井为止的全过程。④蒸汽干度是指湿蒸汽气相质量与湿蒸汽总质量的比值，它是衡量蒸汽质量的重要指标。⑤周期注汽量是指蒸汽吞吐阶段，周期注入蒸汽总量(水当量)，单位：t。⑥油汽比是指采油量与注汽量之比，它是评价注蒸汽开采效果和经济效益的重要指标。⑦净产油量由于注蒸汽开采方式绕烧蒸汽需要用去一局部原油，因此，净产油量是指采出油量与燃油消耗量之差。⑧纯总厚度比是指开采层段的有效厚度与开采层段的总厚度之比，它是评价油藏能否能进行注蒸汽开采的重要参数。⑨采注比是指采出液量与注入汽量〔水当量〕的比值。⑩回采水率是指采出水量与注入汽量〔水当量〕的比值。4.3注蒸汽开采筛选标准稠油油藏注蒸汽开采〔包括蒸汽吞吐和蒸汽驱〕，由于存在着地质参数和原油粘度等极大地影响注蒸汽开采效果，导致经济上的风险性。因此，对注蒸汽开采的油藏必须首先进行油藏条件进行筛选，也就是说，并非所有稠油油藏都适合注蒸汽开采。自20世纪60年代初以来，国外一些稠油生产大国〔如美国、加拿大、委内瑞拉〕经过几十年的研究和实践，制定了比较合理的注蒸汽开采筛选标准。从1982年起，我国稠油开发依靠科技进步，取得很大进展。根据稠油蒸汽吞吐和蒸汽驱技术的复杂程度，分别制定蒸汽吞吐和蒸汽驱开采筛选标准〔表10、11〕。表10稠油蒸汽驱筛选标准(现有技术条件下)原油粘度mpa.s原油密度油层深度m油层厚度，m净总厚度比孔隙度，%∮×soi渗透率,um2储量系数变异系数50-100﹥0.92150-1400≥10≥0.5≥0.2≥0.1≥0.25≥10﹤0.7表11稠油蒸汽吞吐筛选标准〔现有技术条件下〕类别原油粘度mpa.s原油密度油层深度m油层厚度，m净总厚度比孔隙度，%∮×soi渗透率um2储量系数150-10000﹥0.92150-500≥5≥0.5≥0.2≥0.1≥0.25≥10﹥500-1400≥102﹥10000-50000﹥0.95150-500≥5≥0.5≥0.2≥0.1≥0.25≥10﹥500-1000≥103﹥50000-100000﹥0.98150-500≥5≥0.5≥0.2≥0.1≥0.25≥104.4蒸汽吞吐增产机理：通过蒸汽将热能提供给油层流体和岩石，一方面使油层原油的粘度大大降低，从而增加原油的流度，另一方面岩石、原油受热膨胀，弹性能趋油，可减少最终的剩余油饱和度生产过程——注入蒸汽、焖井、开井回采。焖井——注蒸汽后的停注关井。一般2-7天。优缺点优点：投资少、工艺技术简单，增产快，经济效益好；对于普遍稠油及特稠油油藏几乎没有技术及经济上的风险性。缺点：单井作业，整个开发区的原油采收率不高，一般只为8%--20%。

蒸汽吞吐开采效果的技术评价指标主要有：1〕

周期产油量及吞吐阶段累积采油量；2〕

周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比；原油蒸汽比——采出油量与注入蒸汽量〔水当量〕之比，即每注一吨蒸汽的采油量。3〕

采油速度，年采油量占开发区动用地质储量百分数；4〕

周期回采水率及吞吐阶段回采水率。回采水率—采出水量占注入蒸汽水当量的百分数；5〕

原油生产本钱；6〕

吞吐阶段原油采收率，即阶段累积产量占动用区块地质储量的百分数；7〕

油井生产时率及油井利用率，按开发区计算；阶段油层压力下降程度。生产过程

作为蒸汽吞吐开采，每个周期包括三个过程。①注汽阶段：这一阶段是将设计的蒸汽注入到油层中去，注汽时间一般为1～3周；②焖井阶段：在该阶段将蒸汽注入井关井焖井，以便使注入热量持续向井筒周围扩散加热油层，降低原油粘度。一般焖井时间为2～7d；③采油阶段：当焖井到一定时间后开井生产，当产量降低到经济极限产量时，停止采油转入下一个周期的注汽。

4.4.2开采特征

①采油速度高，采收率较低

由于蒸汽吞吐采油的能量主要是油藏的弹性能量和局部溶解气驱，因此，蒸汽吞吐加快了油藏早期的开发速度。目前稠油油藏蒸汽吞吐开采年采油速度约为2%～6%，吞吐采收率一般为15%～20%。②周期峰值产量高，递减快稠油蒸汽吞吐开采属于单井注采，根本上无外来能量补充。因此，其产量变化规律是：开井生产初期压力、温度值较高，周期峰值产量高，但随着压力及温度值降低，产油量递减快，其月递减率一般大于15%，并且随着吞吐周期数增加，周期平均日产油量及油汽比也迅速下降。③综合含水上升快在同一周期内，由于开井初期主要是排出井筒附近的冷凝水，因此，初期含水率一般在90%以上，经过一段时间〔15d左右〕后，含水率迅速下降至60%以下，以后根本上趋于稳定，但随着吞吐周期数增加，周期综合含水率迅速上升。④油层厚度大，油汽比高国内外稠油油田蒸汽吞吐资料说明，周期产油量及油汽比的上下与油层厚度大小有关。在一定条件下，随着油层厚度增加，单井周期生产时间延长，产油量及油汽比明显提高。4.5蒸汽驱

由注入井推向生产井过程中形成的温度区：即蒸汽区、凝结热水区、油带、冷水带及原始油层带。

许多的学者对蒸汽驱采油的机理进行了大量的室内模拟实验。认为蒸汽驱采油的机理有：1〕原油粘度加热后降低；2〕蒸汽的蒸馏作用：3〕蒸汽驱动作用；4〕热膨胀作用；5〕重力别离作用；6〕相对渗透率及毛管内力的变化；7〕溶解气驱作用；8〕油相混相驱〔油层中抽提轻馏分溶剂油〕；9〕乳状液驱替作用等；转驱条件与时机对一般稠油油藏来说，先进行蒸汽吞吐，然后再转入蒸汽驱，因此，蒸汽吞吐是蒸汽驱的准备阶段。蒸汽吞吐阶段时间短，采收率较低；蒸汽驱时间较长，采收率较高，那么，在什么条件下、什么时机由吞吐转入蒸汽驱开采才能获得较好的开发效果？国内外研究及矿场实践说明，蒸汽驱开采，除了要满足汽驱筛选标准中的条件外，吞吐转汽驱的条件及时机也是十分重要的。①合理的井网井距蒸汽吞吐为单井生产，井网井距对其开发效果影响不大，而蒸汽驱开发效果与井网井距密切相关。就油层有效厚度10m、埋深400m的油藏而言，要到达良好的开发效果，采用反七点法井网，注采井距141m为合理；如果油层有效厚度增加到20m，而注采井距100m为合理。②起始含油饱和度≥45%蒸汽驱的起始含油饱和度的上下对汽驱效果影响很大。河南油田研究结果说明，不同类型稠油油藏蒸汽驱的起始含油饱和度值是不相同的，油层孔隙度为25%时，起始含油饱和度为53%；油层孔隙度为35%，起始含油饱和度为45%。③注采井间要“通而不窜〞特、超稠油油藏通过蒸汽吞吐生产，不断扩大加热半径，建立起注采井间的热连通〔即温度场沟通〕，增加原油流动性，才能实现有效汽驱，但不能出现汽窜(即通而不窜)，一旦形成汽窜，蒸汽就会直接突进到采油井，起不到驱油的作用。④地层压力要有所下降稠油油藏通过吞吐生产，一方面扩大加热范围，在注采井间形成热连通；另一方面降低油层压力，只有当油层压力低于5MPa，特别是在1～3MPa，才有利于转驱后提高油层吸汽能力，扩大蒸汽涉及范围，获得好的汽驱效果。蒸汽驱开采特征①采收率高稠油油藏注蒸汽开采