工业水论文期刊稠油油藏热采新技术及发展方向

　　超临界锅炉、蒸汽等干度分配和隔热油管等工艺的成功研发，突破了粘度为5～10万mPa・s超稠油油藏开发难题。亚临界锅炉使注汽压力由17MPa提高到21MPa，超临界锅炉又使注汽压力大幅度提高到26MPa，蒸汽等干度分配技术实现了有效均匀配汽，高真空隔热油管使注汽井筒热损失降低到5%以下，并在注汽过程中配套高效驱油降粘、化学剂抑制蒸汽冷凝液等技术，增加了注汽能力和地层吸汽能力，成功开发动用超稠油储量。

　　1.2 特超稠油油藏开发技术

　　发展应用深层特超稠油油藏水平井开发技术，即HDCS技术，突破了粘度大于10万mPa・s的特超稠油开发难关。HDCS技术主要借助油溶性降粘剂(Dissolver)、二氧化碳(Carbon dioxide)和蒸汽(Steam)三种物质的复合降粘和传质作用，对水平井井眼周围的特超稠油进行强制降粘，消除死油带和胶质沥青质沉积造成的堵塞，提高近井区域的渗流能力，有效降低注汽启动压力;复合降粘剂与CO2共同作用，继续降粘，进一步提高蒸汽热波及范围。同时配套高压注汽、注采一体化管柱注汽工艺。成功开发了郑411、坨826和单113等特超稠油油藏，应用HDCS技术设计43口水平井，动用399×104t，新建产能 12.4×104t。

　　1.3 蒸汽吞吐井网加密技术

　　在稠油油藏存在启动压力梯度、蒸汽吞吐加热半径小的新认识指导下，实施稠油井网加密，增加了储量动用程度，改善了高轮次吞吐效果。胜利油田针对稠油热采井距大、加热半径(50～70m)小、井间剩余油富集、吞吐采收率低的矛盾，在数值模拟研究剩余油、钻密闭取心井检验基础上，为满足直井单井产油2900吨的经济极限可采储量，建立了中深层蒸汽吞吐加密筛选标准，原油粘度小于 10000mPa・s普通稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于6m，井距由200×283m加密到141×200m;原油粘度小于50000mPa・s特稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于8m，井距由200×283m加密到141×200m;原油粘度小于100000mPa.s超稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于12m，井距由141×200m加密到100×141m。“十五”以来共实施13个单元，新钻井196口，新增能力46×104t，增加可采储量 302×104t，提高采收率5.7%。如孤岛油田中二北Ng5稠油环普通稠油油藏(原油粘度5000～10000mPa・s)，具有一定的边底水，油层厚度在10～15米，1992年投入注蒸汽吞吐开发，于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密，共钻加密井46口井，加密的实施有效遏制了区块产量的递减，增加可采储量82×104t，提高采收率8.1%。

　　1.4 普通稠油低效水驱转热力开采技术

　　针对地层原油粘度在200～300mPa・s的普通稠油油藏，水驱开发采油速度低、采收率低的矛盾，开展了普通稠油水驱转热采开发，建立了水驱转热采的技术界限，当有效厚度大于6m、含油饱和度大于0.4时，单井吞吐经济极限产量可达到3100吨。2002年，孤岛油田南区Ng5～6稠油单独作为一套层系，新钻热采井 85口，老水井停注，实施低效水驱转蒸汽吞吐开采，取得成功，采收率达到19.7%，提高了12.9个百分点。目前，已在胜利油田28个单元实施低效水驱转蒸汽吞吐，增加可采储量1067万吨，提高采收率11.2%。

　　1.5 稠油热采水平井工艺技术

　　水平井裸眼防砂完井一体化技术的完善配套，有效解决了过去应用固井射孔完井和金属棉防砂效果不稳定的问题，满足了出砂油藏大排量生产的需要，大大改善了水平井热采效果。自2007年以来，已在胜利油田成功应用，取得好的效果，降低注汽压力2-3MPa，井底干度达到75%以上，单井日产油量平均提高5.9t。水平井均匀注汽工艺较好地解决了水平井吸汽不均匀问题。依据水平井井段中蒸汽压力的分布，对注汽管柱上的配注器及其上的泄流孔个数进行优化设计，在滨南油田单2块应用11口井，取得好效果，同采用常规注汽工艺相比，平均产液量由18.8t/d上升到55t/d，平均产油量由6.3t/d上升到20.2t/d。利用水平井单层开发薄层稠油油藏取得成功。集成稠油薄储层精细描述、防砂完井一体化、水平井均衡注汽等技术，高效动用了直井开发低效、无效的3～4米薄层，在单2馆陶、单10馆陶等18个区块动用储量1443万吨，完钻水平井134口，建成产能36.3万吨。

　　2 稠油热采油藏存在的主要矛盾

　　稠油油藏地下原油粘度高(1027mPa.s)，以热采开发为主(主要是蒸汽吞吐)注水开发为辅，采收率较低，热采单元采收率只有18.2%。目前蒸汽吞吐单元普遍进入高轮次吞吐阶段，稠油蒸汽驱开发难度大，制约稠油油藏大幅度提高采收率的主要矛盾是：普通稠油和特稠油油藏蒸汽吞吐进入高轮次吞吐阶段，含水高，开发效果变差，采收率低;超稠油油藏蒸汽吞吐产量和油汽比下降快，稳产难度大;与国内外典型蒸汽驱油藏相比，适合蒸汽驱油藏油层埋藏深，井底蒸汽干度较低，边底水活跃导致蒸汽驱热效率降低，驱油效果差;特超稠油油藏储层胶结疏松，出砂严重，储层敏感性强，有效厚度薄，发育较强的边底水，开发难度大。

　　3 稠油热采技术方向

　　针对稠油油藏存在的问题和潜力，要加大水平井、HDCS、井网加密等技术应用规模，加快水驱转热采、蒸汽驱、热化学蒸汽驱开发方式的转换，大幅度提高稠油油藏的采收率。

　　对普通稠油和特稠油高轮次吞吐单元，通过优化合理井距，实施井网加密、热化学吞吐、氮气泡沫辅助吞吐，提高储量动用程度和吞吐开发效果。

　　对新发现的特超稠油油藏，坚持采用水平井均匀注汽、HDCS、注采一体化工艺管柱、双空心抽油杆内循环加热井筒举升等技术，提高特超稠油储量动用率和采收率。

　　针对储量规模较大的油水过度带和薄层稠油，采用水平井单层开发技术，提高稠油开发质量。

　　完善配套普通稠油低效水驱转热采技术，开展不同含水、不同温度下水驱、蒸汽驱效率试验、水驱转热采开发技术界限、井网匹配关系及配套工艺技术研究，进一步扩大热采规模。

　　加强蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术研究，攻关研究提高蒸汽干度、降低井筒热损失、有效降低地层压力等中深层稠油油藏蒸汽驱关键技术，开展高含水油藏泡沫辅助蒸汽驱、超稠油降粘辅助热化学驱、强水敏防膨辅助热化学驱和特超稠油水平井驱泄混合研究，做好重大先导试验，把握开展蒸汽驱的合理时机，适时转入蒸汽驱开发。

　　参考文献

　　【1】李阳.中国石化提高采收率工作会议技术论文集(2008).中国石化出版社，2009