碳酸盐岩开发技术调研报告.doc

1、碳酸盐岩开发技术调研报告一、概述碳酸盐岩油气藏在世界油气田分布中占有重要的地位。其主要特点是储层类型多样，储集空间变化大；非均质性强，发育天然裂缝和溶洞；基质渗透率低，相当一部分孔隙是死孔隙，部分储层表现为高孔低渗。因此，碳酸盐岩油气田的开发存在许多的难点，主要表现在： 单井产量高，建产速度快，地层压力递减快，产量递减快。 大多数孔隙-裂缝性碳酸盐岩油藏都具有地质构造复杂、油水界面附近的封闭性、储油物性低的特点，这些特点使得他们采用一般碎屑岩油藏的传统开发系统效果很差。 碳酸盐岩储层连续性差，裂缝、溶洞以及断层发育，储层描述和裂缝模拟难度大，油藏数值模拟难度大。 碳酸盐岩储层的开发方式选择难度

2、大。储层的非均质性大大影响了采用常规开采方式的采收率，尤其是开采后期需要选择适合的开发方式。 含天然裂缝的底水驱油藏极易出现水淹。 碳酸盐岩油田注水开发后期含水率进一步提高，地下油水分布更为复杂，剩余油可采储量已呈高度分散状态等。提高采收率难度大。 部分钻采工艺技术与碎屑岩钻采工艺技术存在较大区别。碳酸盐岩的常规开发方式主要包括：衰竭式开采、边底水驱开采、注水开发、钻水平井多支井开采。国内外碳酸盐岩油藏大部分首先都利用天然能量进行一次采油，有些油藏长期依靠天然能量开采，在开发的中后期再采用注水开发以及其他驱替技术提高采收率。对于裂缝性碳酸盐岩油田主要的和有效的开发方式是依靠天然能量开采和注水保

3、持压力，但一般在地层压力接近或稍高于饱和压力时开始注水保持压力。开采方式总体而言分为以下三类：（1）长期依靠封闭式弹性驱动能量开采这类油田的特点是没有天然的边水和底水，为封闭式油藏。油藏压力高，地饱压差大，弹性能量足。开采后地层压降与累计采油液量呈直线下降，采出的基本是无水原油。（2）长期依靠封闭式弹性水驱能量开采这类油田的特点是边底水有限且活跃程度有差异，因此，有些则长期依靠弹性水驱能量开采，有些则在中后期进行注水开发。（3）依靠混合驱（气驱+溶解气驱和弱水驱能量）开采这类油田大都为裂缝发育的块状油藏，都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱，因此，在开发过程中气油比基本保持稳定，即使油层

4、压力降到饱和压力以下，油藏气油比也保持不变。二、碳酸盐岩油藏注水开发碳酸盐岩油藏多数属背斜构造，断层多，裂缝发育，断层封闭性差，储层结构复杂，非均质程度严重，基质岩渗透率低，注水开发难度大。其注水开发技术的核心包括：注水开发的可行性研究方法、注水时机、注水方式、井网密度以及中后期的稳产措施等。 国外碳酸盐岩油藏注水开发碳酸盐岩储集层一般比较致密，经受了明显的次生变化，其储集空间、物性比较复杂，又裂缝发育，常具有多变性和突变性，即非均质程度严重等。因此为了开发好这类油田，在实施注水方案之前，对油藏水驱油机理大都进行过研究，概括起来主要有数值模拟研究，渗吸理论模拟研究等。1 运用数值模拟技术编制开

5、发方案油田在编制开发方案时，主要是利用已取得的各种资料，运用数值模拟计算，从中选择出最优方案。例如康德列尔油田在确定是否需要进行注水开发时，运用数值模拟计算了不同条件下的压力、产量变化，预测注水开发后可将采收率由27.7%提高到42.0%，因而确定采用注水开发。2渗吸理论模拟研究为了确定裂缝型油田注水开发的可行性，进行了渗吸理论的研究。研究了注入压力与油藏含水的关系，注水体积与采油速度、采收率的关系，对油田注水开发起了一定的指导作用。3注水时机的选择根据试验室研究和矿场试验证实，在整个开发阶段，当油层压力接近或稍高于饱和压力时注水，可保持原油性质，利于提高采收率。如前苏联的大部分边底水不活跃的

6、厚层状碳酸盐岩油田都是在接近或稍高于饱和压力时开始注水保持压力。从油田发现或投入开发到注水的时间，大致为28年。现在人们普遍认为，早注水比晚注水好。早注水可使开发系统灵活，易调整，可以保持油田高产稳产，所以不少油田一上手就开始注水。另外，对地质条件差、靠弹性驱和溶解气驱开发的油田一般要做到当年开发当年注水才能避免被动；对于具有天然水驱的油田可以根据水驱活跃程度和所要求的采油速度确定注水时间。4注水油田井网密度 世界各产油国普遍采用较稀的井网。中东有些高产的碳酸盐岩大油田，一般井距为10003200m，单井控制面积为57km2。底水驱或底部注水开发的碳酸盐岩油田，虽然也采用了稀井网，但相对要密一

7、些。这是因为底水驱动或底部注水开发的油田对水线的均匀推进要求比较严格，需经常调整生产井的产量和生产压差，甚至要暂时关闭一些井，以消除或防止底水锥进。在这种情况下，油田投产初期就打好较密的井网，少留后备井位，可使水线均匀推进，并具备更大的可能性和灵活性。保证油井有比较高的采油速度。5井网部署 注水开发的碳酸盐岩油田大都采取顶部密、边部稀的不均匀布井方式，在平面上基本沿等高线交错布井。另外，注水井的布置与驱动类型有关。如果是底水驱，注水井主要布在构造顶部并将翼部井加深至水层；如果是边水驱，则应该注水井布在翼部。6采油速度 由于裂缝孔隙型碳酸盐岩油田水驱油的特殊性，采油速度很低。由于注水开发的广泛应

8、用，已使不少油田的采油速度都有所提高。这些油田的开发实践表明，注水开发裂缝孔隙型碳酸盐岩油田是可以做到高产稳产的。7压力保持水平 根据实验室研究和油田矿场试验，在整个注水开发阶段，当压力保持在高于油层饱和压力时，原油便可保持原始性质，利于提高采收率，开发也主动。从收集的资料来看，压力水平一般应保持在60%90%之间，多数为80%左右。但美国有人却认为，油层压力应保持在原始地层压力的70%80%左右，或保持在饱和压力以上，处于均匀分布，从而水驱前缘可均匀推进，以获得最高采收率。同时还应注意，油井以自喷为宜，压力恢复速度也不应过快。若回升过快，就需要增加注水量，提高注采比，从而给注水设备带来困难，

9、还会使水沿裂缝窜入油井，影响油田最终采收率。8注采井数比 为了合理开发油田，就应有一个合理的注采强度，因而也就需要有合理的注采井数。有关部分裂缝性碳酸盐岩油田注采井基本统计表明，油水界面控制比较好，上升比较均匀，开发效果比较好的油田，注采井数比为1416之间。 碳酸盐岩油藏的注水开发方式碳酸盐岩油田注水方式的选择是根据油藏几何形态、油藏范围大小、油藏储层类型、驱动类型、油藏物性以及油层的非均质程度来确定的。概括起来讲，碳酸盐岩油田注水方式主要有两种，即边部注水和内部注水。(1) 边部注水 边缘注水适用于油田面积不大、油层物性和油层连通性好的背料、边底水不活跃的裂缝性油藏。边外注水墨西哥西蒂奥格

10、兰德油田1972年投产，1975年地层压力降到饱和压力附近。1975年5月进行环状边外注水开发。由于注水比较及时，地层压力始终维持在饱和压力之上。注水成功的原因除地质因素外，主要是注水及时，注水井布在油水界面以下，对驱油有利。同时在发现裂缝水窜时，及时进行调整。另外，有些油田，根据其本身的特点，在注水开发时，采用边缘加边内或边部加内部的注水方式也取得好的效果。有的油田则采用选择性注水方式。还有些油田，由于不断取得新的资料，所以采用的注水方法不断变化。必要时可进行补充“切割”，也可转为面积注水，或由一种注水方式转为另一种或先采用一种，然后再采用另一种。总之，一个油田究意采用哪种注水方式，这要根据

11、具体情况而定。但是需要强调的是，厚层块状水驱不活跃的裂缝型碳酸盐岩油田主要采用的是油水界面以下自下而上的边底部注水方式，其优点是驱油效率高，这已由实践证实的。(2) 内部注水 内部注水是一种比较强化的注水方法，多用于不规则油藏或高粘、低渗而较均质和溶解气驱、弹性驱油藏及孔隙型油藏。 面积注水美国沃森油田丹佛区油藏1934年发现，1940年开发，一次采油机理为溶解气驱，采出程度为地质储量的16%。19641966年采用边缘注水方式，但效果很差，气油比比预测的高，注水受效差。因而从19681969年将边缘注水逐步改为反九点井网的面积注水。通过调整，使日产油量由注水初期的1700t逐步提高到1970

12、年的10000t，气油比下降，年采油速度达到1%。 行列切割注水即：两排注水井间夹三排生产井。美国杰伊油田经过多种注水方案对比，得出的最适宜的注水方式是内部交错行列切割注水。该油田选择这种注水方式主要是考虑到： 内部行切割注水，注采井数比为2：4，即生产井62口，注水井26口，并且井排方向平行构造短轴，使流体运动方向和长轴方向油层的连通性一致； 生产井数多、初产能高、采水量水、可以降低处理费用；井网灵活性大，一旦注水效率低或油层传导性差，即可通过中央并排生产井转为注水井而变为五点法井网； 104m3； 易于调节油水前缘推进，控制含水。实际注水效果表明，采用这种行列式井网是成功的。 环状注水利比

13、亚的印蒂萨尔A油田在注水前研究了注气与注水保持油层压力的可能性后认为，油藏不适宜注气。另外还用A油田岩心做了整体岩心的室内试验，取得了水油相对渗透资料，完成了水驱油预测后，根据油田的形态，决定采用内部环状井网底部注水的方式。 轴部注水美国克利斯耐德油田沙克洛克区在其注水开发阶段就采用了轴部注水方式。该油田1948年发现，1950年底投产，按正方形井网布井，到1954年底采出程度为地质储量的5%，估计溶解气驱的最终采收率为地质储量的18%，1954年以前靠天然能量开采，到1954年地层压力为22MPa迅速下降到11MPa，大多数井停喷。1954年9月开始沿构造长轴方向注水保持压力，结果使油藏压力

14、由1954年的11MPaa以上，也使气油比接近溶解气油比，使生产保持在设计的水平上。1967年前，年采油速度为0.83%，估计注水最终采收率可达50%，实践证实，该油田应用轴部注水是有效的。 点状注水利比亚德法油田在确定注水方案时进行了模拟研究，研究结果表明，采用边外注水所能达到的日产量低，因此选择了内部油水界面以下点状注水方案。点状注水井如何布也是通过模拟确定的。大部分注水井都集中在产能高、可采储量大、日采油量高的南部。根据计算机预测，油田在溶解气驱下开采的采收率仅为11%，注水开发，采收率可达34%。有些油田根据其本身的地质特征、油藏类型、原油物性、油层压力、水动力条件和水驱油试验资料等，

15、采用环状底部注水、顶部注气和翼部注水、顶部注气相结合的方式，同样取得了好的开发效果。据国外新近资料报导，美国计划在两个碳酸盐岩油田（布拉德和普罗普斯特油田）上开始实施水平井注水方案，这是首次对这种注水方案的尝试。计划沿这两个油田的下倾边缘钻8口水平井注水，水平井段长约450m。预计水平井注水可能比常规注水采出更多的储量。2不稳定注水（1） 间歇注水即：注水井注水45个月，然后停注2-3个月，间歇注水不会导致驱油特性变差。从矿场及室内试验结果看，越是亲水的油层其效果越好。非均质程度严重，裂缝孔隙性油层最好。这是因为在连续注水条件下形成的许多注入水未波及的低渗透块和裂缝岩块体在周期注水条件下可充分

16、进行水油交换，提高水的波及体积，这是连续注水方法所不能比拟的。实践还证明，对含高粘度原油的低渗碳酸盐岩储层和对含低粘度原油的高渗砂岩储层，采用不稳定注水的效果好。（2）脉冲注水即：在注水井进行短期注水（47天），将地层压力提高，然后采液922天，使地层压力下降。试验说明，脉冲注水开发高粘油碳酸盐岩油藏是可行的，水未向生产井窜流，平均含水保持在低水平。卡利诺夫斯捷潘诺夫油藏是进行脉冲注水获得成功的油田之一。该油田上有气顶、下有底水，1940年投入开发，1947年以前主要为溶解气驱，未见底水侵入。1948年开始面积注水，注水井一天工作12-16小时，每年有2-3个月停注。脉冲注水效果好，采收率高达

17、57-58%，最终采收率增加12-25%。（3）应用注水控制阀间歇注水即：把注水控制阀安装在水平注水井用分隔器卡开的裂缝井段。这项技术可以防止注入水沿裂缝过早的突破。在正常注水时，当水平生产井的含水率高时，关闭水井的注水控制阀，当水平生产井的含水率低时，打开水井的注水控制阀，实现层内脉冲注水，达到提高产油量，控制含水率，保持地层压力的目的。（4）注采井换位注水（交叉注水）注采井换位注水方法可以改变流体方向及流场，此方法受到许多主要产油国家的重视。如阿曼伊巴尔油田采用这种注水方式，见到了效果。3优化注水方式和井网密度实践证明，无论是碳酸盐岩油藏还是砂岩油藏，若开发初期设计井网过稀的话，则在油田开

18、发的中、后期时，钻加密井提高注水采收率和采油量是必然的，也是切实可行的。 SAN ANDRES 灰岩油藏研究表明，打加密井、老井补射孔、扩大注水是提高低渗碳酸盐岩油藏采收率的唯一方法。 San Andres and Clearfork 碳酸盐岩油藏经过经验预测模型预测，井控制 面积应小于80000平方米。 多林油田表明：注水与加密井网结合可极大的提高石油采收率。 Dagger Draw油田，采用常规注水造成了很快的水突破。后来，经过深入研究，抓住垂向上油层连续的优点，决定采用底部注水方法，减少水平高渗透油层的影响，效果良好。4注水与酸化处理措施结合（1）注水与人工集油洞穴结合人工集油洞穴指用多

19、次盐酸浸泡（酸浴）处理井底附近地带。舍古尔钦油田试验说明，采用注水保持地层压力和井底建立人工集油洞穴的强化采油方法，不仅可提高油井产量，而且可提高石油采收率。（2）注水与注硫酸结合西列涅夫油田注水与注硫酸结合提高了采油速度和产油量。注硫酸的目的是拉匀吸水剖面。（3）定向酸化处理与注水结合定向酸化处理就是预先在油层中使用反乳化液，限制高渗透孔道、裂缝、贼层的吸水能力，然后对低渗层进行酸处理。定向酸化处理与注水结合，提高了采油速度和产油量。5强化注水 强化注水系统，提高地层压力（上覆岩层压力的0.88倍），增大了注水波及范围。 Dan致密石灰岩油藏采用单裂缝的斜井，多裂缝的水平井实行超破裂压力注水

20、效果良好。6水平井、侧向水平井注水开发（1）水平井的主要作用沙特阿拉伯海上油田和其它油田的研究表明，水平井的主要作用是： 增加死油区的采出量； 能大大提高油井产能和注水井注水能力，尤其是在低渗透油藏； 增加非均质油层的产油量； 提高边缘注水的效果； 通过在上部或下部注水，开采薄油层； 降低生产压差，缓解水（底水、边水、夹层水、注入水）的突进。（2）水平井应用广泛水平井已经用于薄油层、裂缝油藏、水锥气锥油层、注水的轻油和重油油藏、低和高渗透气藏、热驱和二氧化碳驱。在美国，水平井多数用于低渗透天然裂缝碳酸盐岩油藏。（3）多侧向水平注水井与多侧向水平生产井结合多侧向注水开发技术能提高低渗（35232

21、212粘度，mPas2331040302035地层类型砂岩或碳酸盐岩砂岩或碳酸盐岩砂岩或碳酸盐岩无要求油层厚度，m非倾斜薄层非倾斜薄层范围宽无要求平均渗透率103m2无要求无要求无要求无要求深度，m20001300800600温度，C无要求无要求无要求无要求 碳酸盐岩注气技术种类1 气驱气驱是最先也是最有发展前途的一种EOR方法。在世界范围内气驱的规模仅次于蒸汽驱，运用规模呈增长趋势。具体选择何种气驱方式，这要根据具体油藏条件以及现有的供气成本而定。 氮气和烟道气驱 除压缩空气外，氮气和烟道气是可供人的廉价气体，它们驱达到一定驱替效果的最低混相压力类似。显然，这两种提高采收率方法可以互换使用。

22、来自内燃机的烟道气具有腐蚀性，相比之下氮气驱的优点较多：1氮气价廉、来源广；2氮气也是所注入气当中最不活泼；3它的最低混相压力高，只有在深层、轻质油油藏才可能达到混相驱。J.P.Clancy提出了采用注氮气提高采收率的筛选标准表。其适用范围相对广泛，表 4 为注氮气提高采收率应用情况表。表4 注氮气提高采收率方法应用表方式油藏特点典型油田及效果主要经营公司名称油田数个日注气量104m3非混相驱1.背斜构造，有气顶；Ryckman Creek，1981年开始，与天然气同时注，预计提高采收率3.6%EXON4555保持压力1.应用于开发早期， 保持压力在泡点或露点以上，适用于高产油田；Yates，

23、1976年开始注N2浅层（365m），与烟道气同注，预计提高采收率5%AMOCO4（怀俄明）396重力驱动适用于倾斜油藏或厚油藏；Hawkins,1977年开始预计可提高采收率20%TEXACO8(路易斯安娜)71CO2驱或LPG(液化石油气)段塞；Fordeche（美国）Willisden Green(加拿大)混相驱替；Painter，1980年开始，顶部注氮气与底部注水相结合，最终采收率可达68% 烃气驱烃气驱也是最老的提高原油采收率的方法之一。在最低混相压力理论还没有形成之前，已在现场实施多年。当时，一些油田生产出多余的低分子烃气，就地注入地层。烃气驱包括一次接触混相驱（LPG移动相）、

24、凝析气驱（富气驱）、汽化气驱。根据混相驱所需压力来讲，烃气驱介于需要很高混相压力的氮气驱与混相压力适中的CO2驱之间。如果储层埋藏浅，所需的注入压力低，在经济许可的条件下，添加富气（C2C4）也能达到混相驱驱替。 CO2驱在美国CO2驱比其他任何一种EOR方法更具有竞争力，惟一一种采油量持续增长的EOR方法。在美国Permian盆地有大尺寸的管道网把成本低于甲烷的CO2供给到许多油田使用。CO2驱对油藏原油性质和埋藏深度的要求适应范围广，达到混相驱的要求条件低。由于密度随温度升高而降低（CO2在原油中的溶解度也降低），因此对给定原油所需最低混相压力，随着温度升高也增加。地层温度与地层深度有一定

25、的正比关系，最低混相压力也随之相应增加，对于裂缝性地层，最低混相压力的增加速率比温度随深度增加的速率快得多。2水气交替注入技术即：在一个气段塞之后紧接着注入一个水段塞的方法就叫做水气交替注入法。水气交替注入（WaterAlternatingGas，WAG）的目的是提高注气波及体积，主要是用水控制驱替流度并稳定前缘，用气驱油的微观驱替效果要好于水，因此水气交替注入把提高气驱的微观驱替效率与提高注水的波及体积结合了起来。采用气水交替注入的所有油田都提高了采收率（与纯注水相比）。回注气对环境有好处，可以限制火炬燃烧，减少二氧化碳的排放。 混相水气交替注入混相与非混相水气交替注入之间的区别很难区分。在

26、许多情况下，可能已经获得了多次接触的气/油混相，但实际驱替过程仍存在许多不确定因素。经研究发现大多数情况可以定义为混相。不可能通过水气交替注入消除组分数应对原油采收率的影响。为了使储层压力大于流体的最小混相压力，大部分混相项目都要重新加压。由于不能保持足够的压力就意味着丧失了混相压力，因此油田实际情况介于混相与非混相气驱之间。大部分混相水气交替注入都是在近井距上实施的，但最近混相处理也已经在尝试以海上类型的井距实施。 非混相水气交替注入这种类型的水气交替注入法的应用目的在于提高前沿稳定性或接触未波及层。因气资源或储层性质（如低倾角或严重的非均质性）重力稳定注气受到限制的情况下也进行了非混相水气

27、交替注入，除了波及体积之外，微观驱替效率也提高了。水气交替注入的残余油饱和度通常要低于水驱，有时甚至低于气驱，这要归因于三相效应和循环相关相对渗透率。有时候第一个气段塞可以在某种程度上溶解到油中，这可以在驱替前沿引起质量交换和流体粘度/密度关系的有利变化。这种驱替可以变成近混相。 混合水气交替注入当注入一个大的气段塞后，接着注入数个小的水段塞和气段塞，这种方法称为混合水气交替注入。 其它一种水、气同时注入（SWAG）方法已在几个油藏进行了试验。循环注入的最后一种形式是水汽交替法（WASP）。 注气油藏的基本条件1 油田地质，倾斜油层中注气或注气水混合物的效果比平缓油层要好得多。注气开发必须建立

28、高压驱替，以达到混相，这就要求油藏不能有天然裂缝，否则会因气体窜槽而降低气驱的有效性；此外，还要求注气油藏具有一定的埋藏深度，以避免驱替压力超过油藏破裂压力，破坏储层及盖层完整性。并非具有裂缝的油藏完全不能进行注气开发，若设计得当，可有效利用存在的裂缝，作为增加气体与油层原油接触面积的通道，采出水驱后的残余油。 选择注气开发的储油层应具有水动力学封闭性，没有活跃的边水区，这样就有可能消除注入介质向边外的漏失。2 含油岩石的储集性质 渗透率对于注气开发的油藏，低渗透率可提供充分的混相条件，减少重力分离；而高渗透率易导致早期气窜，从而造成较低的驱油率；m2或更高。高渗透油层注水开发将占优势，而低渗

29、透油层采用气驱效果更好。 油藏纵向非均质性对于注气开发，纵向非均质效应更加严重，特别是注小溶剂段塞混相驱，由于渗透差异，进入高渗透层的段塞将会大于进入低渗透层的段塞，且低渗透层小段塞又由于横向及纵向分散作用而被稀释，从而使混相驱替在低渗透层中收效甚微。纵向非均质性可抑制混相溶剂因重力超覆带来的危害，有助于水平驱替，但对于垂向驱替，它将阻碍溶剂向下运动，并且由于低渗率屏障的截流作用，会造成溶剂大量损失及经济效益下降。油层非均质性是直接影响气驱效果的主要因素之一，也是确定注入气量和注采井网时必须考虑的因素。 油藏流体饱和度原油饱和度；被选定注气的油藏，其原油饱和度是预测经济可行性最关键的参数。饱和

30、度越大越好。若被选定注气的油藏原油饱和度值很低，原油将不易被驱替出来。 含气饱和度；对于饱和油气藏、不适合注气开采；对于未饱和油藏，溶解的气量越少，气驱效果越好。 含水饱和度；原生水饱和度越低，越有利于气驱，通常要小于50%孔隙体积。原生水饱和度高，常意味着地层很致密，或者粘土、页岩含量很高，或者二者兼而有之。3 油藏流体的性质 原油粘度注气开发要求油藏原油的粘度要低。重力稳定驱替对原油粘度的要求，将取决于垂向渗透率的大小。 原油密度混相驱要求原油密小于876kg/m3；当注干气驱替油藏流体时，要求原油中富含C2C6成分；汽化气驱要求原油密度要小于825kg/m3；而非混相驱替时，原油密度可在

31、8761000kg/m3之间；4 油藏压力油藏注气开发效果也取决于驱替前缘的压力。它的大小，主要是由地层原油与注入气的成分决定。注干气时，在油藏压力下，非混相驱替压力比饱和压力超过得越多，原油采收率就越高。注富气时，可在较低的压力下实现混相驱油。5 气源问题决定油藏注气开发可行性的关键因素是气源，无论注气开发取得怎样好的效果，若无充足的气源都不会使其得以实施和推广。综上所述，国内外碳酸盐岩油藏中后期注气开发方式进展见表5：表5 国内外碳酸盐岩油藏中后期注气开发概况开发方式应用范围气驱烃混相/非混相CO2混相CO2非混相（CO2吞吐）氮气烟道气（混相/非混相）水-气或气-水交替注入低渗透孔隙型碳

32、酸盐岩油藏四、碳酸盐岩油藏稠油开采稠油油藏开采方法主要有热采和非热采两种方法。从世界范围来看，热采法是稠油油藏开采方法的主要方法，热采方法包括：注热水、注蒸汽和火烧油层。注蒸汽是最常用的热采方法，其产量占热采法的90%以上，它包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、水平井辅助蒸汽驱。非热采方法包括：完善水驱、聚合物驱、表面活性剂驱，碱水驱及其它化学驱、非混相二氧化碳及溶剂驱。国外近期开展了多种新的注蒸汽法采油的工业性试验，最典型的方法有：水平井蒸汽吞吐；水平井注蒸汽辅助重力泄油；水平裂缝辅助蒸汽驱；水平压裂辅助蒸汽驱；垂向燃烧辅助水平井重力泄油。我国的稠油开发以蒸汽吞吐和蒸汽驱开采技术为主要方法

33、 稠油热采技术发展我国稠油油藏的分类是按原油粘度划分的，以油层温度下地面脱气油粘度为标准，共分为普通稠油（小于10000mPas）、特稠油（1000050000 mPas）和超稠油（大于50000 mPas）三个大的级别。1 成熟技术目前的成熟技术包括有蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱及火烧油层。 蒸汽吞吐技术该项技术对普通稠油和特稠油油藏均很适用，特别对浅油层、厚油层、高渗透率、高含油饱和度的普通稠油和特稠油油藏非常有效。但对于超稠油油藏来说，蒸汽吞吐技术还未完全过关。用蒸汽吞吐技术成功开采超稠油油藏，除了油藏条件要好，还需要更多的改进的技术配合。如注非凝析气和化学剂提高吞吐效果技术。 蒸汽驱技术

34、蒸汽驱技术是一项比较成熟的热采技术。采用蒸汽驱可使油藏存储更多的热量和保持更高的温度。蒸汽驱除了补充能量和加热降粘作用外，还有热膨胀能量、蒸馏、改变岩石表面润湿性、混相驱等作用，可以大大提高采收率。从世界范围看，蒸汽驱技术目前已成为开采稠油的主要技术之一。从国外近年来开展的蒸汽驱项目看，基本上取得了较好的开发效果。在我国，蒸汽驱技术的应用并不理想。主要原因是我国不少稠油油藏地质条件不太好。例如，我国稠油油藏埋深大（10001600米），而深井筒低注汽速度汽驱井底蒸汽干度很低；陆相油藏油层非均质严重影响波及体积；边、底水活跃地层压力偏高使注入蒸汽体积小并降低注入热量的利用率；原油粘度很高的特、超

35、稠油驱油效率变差；埋藏较深的油藏蒸汽驱各项投入费用高等。蒸汽驱开发基本是在蒸汽吞吐之后进行的，由于多年的蒸汽吞吐开发，油层状况已发生了很大的变化。因此，安排下步转汽驱开发方案，需对蒸汽吞吐转汽驱时的油层状况、生产动态等进行总结、分析，特别是汽驱过程中取全、取准各项动态监测资料，做好蒸汽驱过程中的跟踪分析工作，蒸汽驱技术是目前蒸汽吞吐开采后能较大幅度提高采出程度的最有成功希望的稠油开采技术。 热水驱热水没有汽化热，携热量少，体积小，热采过程中油藏温度较低，因此，驱油效果远不如蒸汽驱。热水驱仅在原油粘度较低的普通稠油和含蜡量较高的高凝油上有些应用。火烧油层火烧油层（或称火驱）是向井下油层注入空气或

36、富氧气体，依靠自燃或井下点火装置使原油在油层内燃烧，形成高温燃烧带，通过油层向生产井推进采出原油的采油技术，远不如注蒸汽热采应用广泛。火烧油层的优缺点如下：优点：没有井筒热损失，可用于2000米以下的深井；对薄油层（13米）也适用；燃烧生成的CO2和蒸馏、裂解生成的轻烃具有很强的混相驱作用；湿式燃烧法（火烧与蒸汽吞吐相结合）可以有更高的采收率。缺点：火烧过程中对燃烧前沿的控制难度大；不适合原油粘度很高的特、超稠油等。2、基本成熟技术国外超稠油开发新技术主要有蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、蒸汽-氮气辅助重力泄油（SAGP）、裂缝辅助蒸汽驱（FAST）、超临界溶剂萃取（VAPEX）和垂向火烧油层（

37、COSH）等技术，已得到工业化应用的主要是SAGD技术。 水平井蒸汽吞吐技术对于超稠油油藏，通过利用水平井注蒸汽开采，不但可以提高油层的吸汽能力，还可以加速井筒到油藏之间的热传递，提高波及系数及增加原油的生产能力。为改善高轮次蒸汽吞吐开采效果，国外发展了先进、成熟的水平井及多分支水平井开采稠油技术，注化学添加剂和注非凝析气辅助蒸汽吞吐技术，高温调剖改善油层纵向动用程度等配套技术的研究，延长蒸汽吞吐周期等。因水平段与油层的接触面大，利用水平井蒸汽吞吐，可获得几倍于普通直井的产油量。 蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术经典SAGD技术 在足够厚的油层内由上下平行的两口水平井组成。其采油原理是：上部水

38、平井向油层连续注入高干度低密度蒸汽，在水平井上方形成“蒸汽腔”加热油层。由于低密度蒸汽与受热的高密度稠油的重力差，密度小的蒸汽向上向水平方不断扩张，而密度大的热油和凝析水沿蒸汽腔外边部向下流入下部生产水平井采出。强化SAGD技术 下部采油水平井辅助间断注汽，加速蒸汽腔形成。 混注非凝析气体SAGD技术 在注蒸汽的同时，注入非凝析气体（例如N2、CO2），进一步减小并保持汽腔的低密度状态。 直井与水平井组合SAGD技术 采油原理同上，只是把上部水平井改为若干直井。 单水平井SAGD技术 只用一口水平井，井筒内有注采两套管柱，实行边注边采。 单直井SAGD技术 用封隔器卡封厚油层，井筒内注采双管柱，上部注汽形成蒸汽腔，下部采出热油和凝析水。 预热油层辅助蒸汽驱技术 环空预热油层辅助蒸汽驱（HASD技术） 水平井压裂辅助蒸汽驱技术 水驱转蒸汽驱提高采收率技术主要增产机理是：这个粘度范围的稠油，轻质组分含量较高，蒸汽驱除了加热降粘作用外，蒸馏作用显著加强；该项技术适合的油藏条件是：油层条件下原油粘度在50200 mPas（密度大于0.86）；油层厚度大于6米；水驱后含油饱和度大于40%；渗透率大于300m