稠油熱采技術研究

葉 翠，江厚順，幸明剛

(長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

稠油熱采技術研究

葉 翠，江厚順，幸明剛

(長江大學石油工程學院，湖北 荊州 434023)

稠油具有高粘度和高凝固點特性，在開發和應用的各個方面都遇到很多技術難題。從投入成本和實施難度方面考慮，熱力采油已逐步成為主要的開采方式。主要介紹了熱力采油技術，主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驅、火燒油層以及與稠油熱采配套的其他工藝技術等。

稠油；熱采技術；蒸汽吞吐；蒸汽驅

稠油，亦稱重質原油或高粘度原油(Heavy Oil)，一般指在油層條件下原油粘度大于50mPa·s，或者在油層溫度下脫氣原油粘度大于100mPa·s、原油相對密度大于0.934(我國原油相對密度大于0.9200)的原油［1］。按稠油的粘度和相對密度又可分為稠油、特稠油和超稠油3種，如表1所示。

表1 稠油分類標準

我國目前已在12個盆地發現了70多個稠油油田。目前，稠油儲量最多的是東北的遼河油田，其次是東部的勝利油田和西北的克拉瑪依油田。從投入成本和實施難度方面考慮，熱力采油已逐步成為主要的開采方式。

1 稠油一般特性

稠油膠質瀝青質含量高、輕質餾分少(我國稠油膠質成分多，一般為20%～40%，瀝青含量少，一般為0%～5%，300℃時輕質餾分約為10%)，含硫較低，一般僅為0.5%左右［2］；含有較多的稀有金屬，石蠟含量一般較低；同一稠油油藏中，原油性質在垂向油層的不同井段及平面上常常有很大的差別，在同一油田原油性質也相差很大［3］。

2 熱力采油技術

2.1蒸汽吞吐

蒸汽吞吐(Puff and Haff)又稱蒸汽激勵(Steam Stimulation)、循環注蒸汽(Cyclic Steam Injection)。它是單井作業，每口井既是注汽井又是生產井。蒸汽吞吐適應于粘度低、油層厚、滲透率高、飽和度高的油藏，在這些條件下，蒸汽吞吐的峰值產量和周期累計產油量都會增大，增產期也會相應地延長。蒸汽吞吐工藝施工簡單，收效快，注汽2～4周燜井幾天后即可投入生產，采油時間幾個月，甚至可高達1年，且不需要進行特別的試驗研究，可以直接在生產井實施［5］。河南油田稠油老區塊在主力油層邊緣存在許多超稠油難動用儲量，近年來進行了蒸汽吞吐試采。新井由于有效厚度薄，周期生產時間短，周期產油少，第1周期生產時間平均在34.4d，老井平均周期生產時間則為104.3d，老區塊屬超稠區塊，原油粘度高，注汽加熱半徑小，產量隨溫度迅速遞減；第2、3周期吞吐效果明顯好于第1周期，新井周期產量由79.6t升至105t，老井從184上升至423.9t；超稠油油井在周期采注比和油氣比較低的情況下，進行了1～2次熱處理，周期生產時間和周期油氣比明顯地提高了［5］。

2.2蒸汽驅

蒸汽驅(Steamdriver)是指從注汽井持續注汽而從相鄰生產井持續產油的過程，它是一種類似于注水的提高采收率方法，需要選擇適當的井網。蒸汽吞吐后進行蒸汽驅開采，可以使井間地層中的一部分原油被采出，可進一步提高稠油的采收率20%～30%。蒸汽驅適應于厚度為10～40m、原油粘度小于5000mPa·s、含油量高、埋藏深度小、油藏壓力低且均質性好的油藏。

勝利油田某區塊一直采用蒸汽吞吐開采，產量遞減幅度較大，制約了區塊開發效果，為此轉換開采方式，采用蒸汽驅試驗。開展汽驅以來，汽驅總井組日產液、日產油、產量上升，地層能量得到補充，汽驅井組平均動液面由842m上升到730m，蒸汽驅井組油氣比達到0.27，受效油井周期生產天數累計延長3445d，累增油4.1838×104t；單塊采收率由16.3%提高到25.1%，標定可采儲量增加了14×104t［6］。

2.3火燒油層

火燒油層法(In-situ combustion)是通過注入空氣維持原油就地燃燒，將原油驅向生產井的提高石油采收率的方法。適用于油層厚、滲透率高、均質性好、溫度較高，且井距大、含油飽和度高、垂向滲透率較小、原油重度高的油藏。

遼河高升油田在蒸汽吞吐末期選擇6個井組開展火燒油層開發試驗［7］，建立火驅注氣站，采用人工點火，在空氣驅動及重力泄油作用下，火線前緣逐步擴展，導致注氣井平面及縱向溫度場逐步擴展，火驅井地層溫度大于100℃，波及體積逐漸增加，平面距離為33～35m，縱向距離為30～33m；部分油井見到明顯增油效果，低產井日產油由1.0t上升至2.2t，井口溫度升高了2℃；油井平面上普遍受效，日產油單井平均增加2.3t，日產氣單井平均增加4368m3。

隨著水平井技術的發展，火燒油層技術也有新的發展，即應用水平井實行重力輔助火燒油層技術(COSH)，該技術把火燒油層的高能量效率與水平井具有的高速采油能力和重力泄油過程的高采收率結合起來，在蒸汽獲取采收率25%的基礎上，還可以增加40%的采收率。

2.4水平井蒸汽輔助重力泄油技術

水平井蒸汽輔助重力泄油技術(SAGD)是開發超稠油的一項前沿技術，其機理是在注汽井中注入蒸汽，蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側面擴展，與油層中的原油發生熱交換，加熱后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的水平生產井中產出。蒸汽輔助重力泄油技術適用于油層厚、孔隙度大、原始含有飽和度大、油藏深度在1500m以內的油藏。

在對遼河油田超稠油區塊進行蒸汽輔助重力泄油開發后，油井產量明顯提高，轉入SAGD初期，注入蒸汽用于彌補地下虧空，連續注汽0.5a后，注采井間的壓力趨于平衡，日產油量由30t上升為70t左右；隨著蒸汽腔的不斷擴大，含水逐漸下降，穩定在65%～70%；數值模擬表面，蒸汽吞吐轉SAGD階段采出程度為36.1%，最終采收率為56.1%，驅油效率達到83%［8］。

2.5熱復合化學法

熱復合化學法是把化學劑、氣體作為添加劑隨蒸汽注入地層，利用熱和化學的共同作用，以改善稠油區塊的熱采效果。它適用于非均質性比較嚴重、原油密度和粘度較大、滲透率差異大的油藏。在注蒸汽開采稠油的過程中，由于稠油與蒸汽密度和粘度的差異，常常導致蒸汽重力超覆和汽竄，導致蒸汽波及系數降低，原油最終采收率也降低，熱復合化學法利用氣體增壓、助排、降粘、調剖等綜合作用改善油井的吞吐效果［9］。

勝利油田孤島采油廠某區塊對4口低效井進行了試驗，在注汽前分別注入降粘劑、驅油劑以及二氧化碳，吞吐注汽壓力比未注入化學劑時降低了1.0MPa以上，注干氣度從64.7%提高到66.2%，累計增注蒸汽3780t，平均周期油氣比從0.51提高到0.89，平均周期增油1166t，累計增油5810t［10］。

2.6高溫堵水封竄法

稠油區塊進入高輪次吞吐階段后，隨著吞吐周期的不斷升高，蒸汽不斷注入，油層層內、層間矛盾愈加突出，油井含水90%以上，嚴重影響區塊油井的正常開采。

冷家油田為解決因高含水而造成的油井減產的問題，研制了高溫水玻璃-粘土-酚醛樹脂高強度復合堵劑。它適合于儲層相對較厚、含水率高、孔隙度大、非均質性較嚴重的油藏。其作用機理是利用堵劑封堵出水層和汽竄孔道，增加高滲透油層流動通道的阻力，迫使注入的蒸汽進入低滲透率油層和未動用的油層，使油層在縱向上或平面內動用程度均勻，降低油井綜合含水，進而提高單井的經濟效益。

冷家油田共實施化學封堵13井次，經過現場試驗得出的結果是：注汽壓力比未注入堵劑時平均提高1.8MPa，油井吸汽剖面明顯改善，平均單井日增油為4.98t，含水率平均下降了17.4%，取得了明顯的增油降水效果［11］。

2.7水驅轉熱采工藝

稠油油藏經過多年的注水開發，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，導致開發后期采油速度低、產量低，嚴重限制了油藏采收率的提高，因而必須尋找合適的接替技術。注蒸汽熱采借助高溫蒸汽的降粘和蒸餾作用，可以提高原油的流動能力和驅油效率，同時借助蒸汽的超覆和熱膨脹作用，可以提高油層縱向的波及體積，實現提高采收率的目的，彌補水驅開發油藏存在的不足。它適用于油層厚、埋藏深度小于1400m、粘度高、含水率低、非均質性較嚴重、剩余油高度分散的油藏。

克拉瑪依油田六東區克下組油藏原油粘度高，注水開發效果差，在轉蒸汽驅1年后陸續投產339口井，累積注蒸汽78.32×104t，累積產油24.34×104t，累積產水10.54×104t，累積生產天數50953d；平均單井生產150.3d，產油718t，日產油4.8t，綜合含水30.2%，累積油氣比0.311；此外，在轉注蒸汽開發范圍內，由于受新井注蒸汽的影響，老井產量普遍提高，區塊月產油由新井投產前的1362t提高到了2000t以上，最高達2755t［12］。

2.8電加熱技術

稠油從油層流到井底，再由井底舉升到地面是一個降壓、脫氣、降溫、變稠的過程，當稠油的溫度達到一定值后，粘度將隨著溫度下降而急劇上升，迅速稠化。要使稠油井在自噴或舉升的過程中具備較好的流動性，可以采用電加熱技術。電加熱技術是在空心抽油桿中穿一根電纜，電纜的一端與空心抽油桿的底端相連，在由電纜、空心抽油桿構成的回路上施加交流電，通過被加熱的空心抽油桿對稠油或高凝油的熱傳導實現加熱降粘。它適用于中低粘度、高含蠟、高凝固點的油井，以及在蒸汽吞吐后期空心抽油桿滯后嚴重的熱采井。

河南油田采油二廠通過現場使用空心抽油桿電加熱技術，有效地解決了高凝固點、高含蠟井開采難的問題，出口油溫達到40℃，連續生產176d，增油1109t；此外，它也解決了稠油熱采斜直井抽油桿嚴重滯后導致生產率低的問題，其中生產周期延長了52d，廢棄產量降至2t，累計增油614.1t［13］。

3 結 論

1)目前稠油油藏的開發主要以熱采為主，蒸汽吞吐和蒸汽驅仍然是最有效、也是最主要的技術，但是原油采收率一般只有10%～20%。

2)火燒油層法可以通過燃燒裂解部分重質油分，采出輕質油分，采收率一般可達80%，但是它的施工工藝難度大，風險也比較大，目前仍停留在向導性試驗階段。

3)稠油油藏經過多年的開采，地層條件逐漸惡劣，單一的熱采方法已不能滿足開采的需要，往往需要其他的方法進行輔助。如注蒸汽添加化學劑、注熱水等，可以改善稠油的粘度，增強稠油的流動性；在開采后期也需要添加堵劑，防止油層嚴重出水；在油藏采收率逐漸下降的情況下，還需要轉換開采技術；此外，對于高粘稠油進泵困難和油井結蠟影響稠油在井筒中流動的問題，可以通過電加熱技術降粘開采。

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10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.07.033

TE355.6

A

1673-1409(2012)07-N099-03

2012-04-23

葉翠(1989-)，女，2010年大學畢業，碩士生，現主要從事油氣田開發方面的研究工作。

［編輯］ 洪云飛