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1、稠油热采开发技术,中海油田服务股份有限公司 （2004年9月）,中海石油有限公司采油工艺培训交流会,内 容,二、稠油热采在国内外的应用实例 三、海上稠油油田开发面临的问题 四、热采开发技术在海上稠油油田的应用思路,一、稠油蒸汽吞吐开发技术介绍,1）全球稠油开发状况 可采储量约4000亿吨，是常规原油可采储量（1500亿吨）的2.7倍。 经20余年的发展，重油、沥青砂的年产量由2000万吨上升到近亿吨。,热采蒸汽吞吐自82年辽河高升油田试验成功以来， 已成为稠油开采主要技术，产量从85年的75万吨上升并稳定在97以后1100万吨水平，热采井数达到9000余口。自85年起，先后建成辽河、新疆、胜利
2、、河南4个稠油生产基地，投入开发的地质储量超过8亿吨。,2）中国稠油开发状况（陆地） 累计发现70多个稠油油田，总地质储量约12亿方，年产量从85年的100万吨上升到1300万吨，占陆上原油总产量的9，已累计生产逾亿吨。,1、全球及中国陆上稠油开发形势,1)稠油中的胶质与沥青含量高，轻质馏分很少，因此相对密度及粘度比较高；粘度是影响稠油采收率的主要因素，稠油冷采，由于粘度高，在油层条件下流动性差，导致低采收率。 2)稠油粘度对温度非常敏感，随温度增加，粘度很快下降。在国际上通用的稠油标准粘度温度坐标图上，无论哪个油田粘温曲线斜率几乎一样，这表明了稠油对温度敏感性的一致规律（包括海上稠油油田）；
3、,2、稠油与普通原油的主要差别,图式油田在油层温度下的脱气原油粘度从几百到几十几万毫帕秒，但在250 0C时，粘度可降到10毫帕秒以下，即稀油状态。这就是稠油热采方法可以顺利开采的依据所在。,我国几个主要稠油油田的粘温曲线,当温度升高至170-210 oC，JZ9-3、QHD32-6、SZ36-1油田原油粘度降到6mPa.s。根据达西定律初略估算，在此温度范围，由于三个油田原油粘度是冷采粘度的1/3-1/10，所以热采单井产量将是冷采的310倍以上，而热采的热水或蒸汽一般可达到200-300oC以上，由此可见降粘增产效果。,3、稠油分类标准及开采方式,蒸汽吞吐采油又叫周期性注气或循环注蒸汽采油
4、方法，即对稠油油井注进高温高压湿饱和蒸汽，将油层中一定范围内的原油加热降粘后，回采出来，即吞进蒸汽，吐出原油。分三个阶段：,4、热采（蒸汽吞吐）机理,注入 蒸汽,开井 回采,焖井,每米油层注入70120吨水当量蒸汽，注1020d，井底蒸汽干度要求达到50以上，注入压力（温度）及速度不超过油层破裂压力。,关井焖井几天，蒸汽与孔隙介质中的原油进行热交换，使蒸汽完全凝结为热水，避免开井回采时热能利用率降低。焖井太长会增加向顶底层的热损失。,开井采油。第一周期，油层处于原始压力水平，开井回采时能够自喷生产一段时间，峰值产量较高。当不能自喷时，立即下泵转抽。随着回采时间延长，油层逐渐降温，流向井底地带及
5、井底的原油粘度逐渐升高，原油产量逐渐下降，当降到经济极限产量时，结束该周期生产，进行下一周期蒸汽吞吐。,一般蒸汽吞吐周期可达610次。每个周期的采油期由几个月到一年左右，每个周期内的产量变化幅度较大，有初期的峰值期，有递减期，周期产量呈指数递减规律。峰值期是主要产油期，因为是逐周期消耗油层能量，油井及整个油藏的产油量必然逐次递减，这是主要的生产规律。,稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产效果非常显著，其主要机理如下：,4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）,1） 加热降粘作用 稠油的突出特性是对温度非常敏感。当向油层注入250350oC 高温高压蒸汽和热水后，近井地带内的油层和原油被加热。加热带的原油粘度大
6、幅度降低到几毫帕秒，原油流动阻力大大减小，流动系数成几倍到几十倍的增加，油井产量必然增加许多倍。 2）加热后油层弹性能量的释放 对于压力较高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱油能量。,3）重力驱作用 对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。 4）回采过程中吸收余热 被加热的原油及蒸汽凝结水采出，带走大量热能，加热带附近的冷原油将以较低流速补充到降压的加热带，吸收油层、顶盖层及夹层中的余热而降低粘度继续流到井筒，因而生产可以延长很长时间。,4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）,5、地层的压实作用 当地层采出大量液体时，油层压力降低很多，会产生地面沉降现象
7、，地层压实作用能驱出一定量的原油。 6、蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用 注入蒸汽加热油层及原油大幅度降粘后，在开井回采时改变了液流方向，油、蒸汽及冷凝水在放大生产压差条件下高速流入井筒，将近井眼地带的堵塞物排出，大大改善了油井渗流条件。,4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）,7、蒸汽膨胀的驱动作用 在回采降低井底压力过程中，蒸汽将大大膨胀，另外，部分高压凝结热水则由于突然降压闪蒸为蒸汽，蒸汽可驱动原油流向井筒。 8、溶剂抽提作用 原油在高温下产生一定程度的裂解，使轻馏分增多，可溶解部分原油。 9、改善油相渗透率的作用 在高温下，砂砾表面的沥青胶质性油膜破坏，岩石润湿性发生改变（由原来的亲油或强亲油变为
8、亲水或强亲水），油层对油与水的相对渗透率发生变化，油相渗透率增加，水相渗透率降低，束缚水饱和度增加。,4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）,10）预热作用 在多周期吞吐中，上周期回采留下的余热对下周期吞吐起到预热作用，有利下周期的增产。生产中常发现第二周期的峰值产量较初次吞吐高。 11）放大压差的作用 蒸汽吞吐增产机理发挥效力的必要条件是放大压差采油。要尽力在开采回采初期放大生产压差，即将井底流动压力或流动液面降到油层位置。 12）边水的影响 边水稠油油藏，在蒸汽吞吐采油过程中，随着油层压力下降，边水向开发区推进驱油，一定程度上补充压力，成为驱动能量之一，有增产作用。,4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）
9、,5、热采井对固井完井的特殊要求,1）采用硬度高的套管如N80或更好的如TP100H套管； 2）可在靠近油层处的套管上加装套管伸缩器； 3）采用耐热水泥固井（主要成分：石英砂）； 4）固井时在井口提拉一定予应力（套管地锚或双凝水泥法）； 5）水泥返高至地面； 6）选择合适的防砂方式，控制出砂。,热采井高温及温度剧烈变化导致不可逆的轴向应力所引起的不可恢复的套管变形，是套损的主要原因，出砂也是套损重要原因。在固井完井中要考虑的防套损的主要措施如下：,6、蒸汽吞吐对采油工艺要求,3）其它配套稠油举升工艺技术，如对常规稠油采用“大机、长泵、粗管、深下、掺油”等抽稠工艺。,1）井筒注汽隔热管柱,2）环
10、空注氮气隔热,4）适合于海上平台的稠油热采举升机械：新型立式长冲程有杆泵抽油机 冲程58m，最大排量150 m3/d，电耗是同排量电潜泵的1/3；底座2.042.14m，高12m,可用于海上平台。,6、蒸汽吞吐对采油工艺要求（续）,7、蒸汽吞吐地面流程及设备,蒸汽锅炉,设备参数 1、蒸汽发生量： 11.5t/h； 2、压力： 18.2MPa； 3、蒸汽干度：80； 4、热效率：大于80 ； 5、尺寸：15.353.045.625m； 6、重量：41.10t 7、配备相应的车载式水处理器,车载式锅炉内景,8、蒸汽吞吐开发效果的主要评价指标,1）周期产油量及吞吐阶段累积采油量； 2）周期原油蒸汽比
11、及吞吐阶段累积油汽比，极限油气比； 3）采油速度：年采油量占开发区动用地质储量的百分数； 4）周期回采水率及吞吐阶段回采水率； 5）阶段油层压力下降程度； 6）原油生产成本； 7）吞吐阶段采收率； 8）油井生产时率和利用率。,内 容,一、稠油蒸汽吞吐开发技术介绍 三、海上稠油油田开发面临的问题 四、热采开发技术在海上稠油油田的应用思路,二、稠油热采在国内外的应用实例,委内瑞拉马拉开波湖上Bachaquero-01油田,与岸上部分相连。湖区面积79km2,储量1亿吨，地下原油粘度635mPas，油层埋深910m，水深50m。疏松砂岩油层，渗透率3000md，孔隙度33.5，厚度60m。一次采油（
12、冷采）采出12.6。 70年代初95年，共有325口井进行蒸汽吞吐作业860井次。1997年开井285口，日产油6360t/d，年产230104t，单井日产22.3t/d，共增产1248104t。 1995年有2口井侧钻水平井（400m）进行蒸汽吞吐成功。一口井吞吐产量48t/d，冷采9.5t/d；另一口吞吐产量80t/d，冷采19t/d，热采较冷采增产3倍。 湖上注汽锅炉（550t/d）及水处理装置安装在平底驳船上。,70年正式勘探开发，80年公布油田建成，86年产量突破1000万吨，95年达1552万吨（为历史最高水平），目前年产1300万吨。 以稠油开采为主，稠油储量逾6亿吨，大部份是稠
13、油井，均要求进行热力开采，稠油在整个油田的开发中占主导地位。 目前稠油年产量800万吨，其中热采产量690万吨，分别占全国62和63。,辽河油田欢喜岭油区锦45块,是中国最大的稠油生产基地，其技术代表了中国稠油开发水平。 20余年的摸索和发展，形成了系统的稠油（热采）开发及钻、完、 采、注、修、测试等配套的技术工艺。,1、辽河油田整体开发状况,投产时间：1985年 油藏类型：层状砂岩边底水稠油藏 含油面积：9.0 km2 地质储量：5697104 t 油藏埋深：890-1180m 开发层系：四套 有效厚度：34m 地下原油粘度：494-7697mPa.s 油井总数：1059口,2、欢喜岭油区锦
14、45块热采开发情况,开采现状（03年底） 油井：1059口 开井：857口 日产液：11878 t， 日产油：2823 t 综合含水：76.2% 累产水：3721.5104 t 单井平均吞吐：9.2轮次 累产油：1695.8104 t 累注汽：2979.6104 t 采油速度：1.81% 采出程度：29.76% 采出可采储量：84.87% 回采水率：127.1% 累计油汽比：0.57 年度油汽比：0.39 目前地层压力：3.1 MPa,通过系统的工艺技术措施，油田出现了第二次蒸汽吞吐产量高峰，稳产已超过17年。,1）采油速度高，稳产时间长。方案设计是1.0%1.5%，稳产8年。实际是1.66%
15、，已稳产17年，目前1.81%; 2）采注比和回采水率高，压降幅度大。采注比1.90/1.74；回采水率（126.89%）/（162.4%）；目前地层压力3.1 MPa，压降幅度达68%。 4）油藏储量动用程度和吞吐采收率不断提高; 5）油汽比高，经济效益好 ：初期油气比大于1，累计油汽比0.62，目前0.40（极限油汽比0.25）。,锦45块蒸汽吞吐效果评价,采收率+15.1% （17.2%32.3%），可采储量+939104 t。,内 容,一、稠油蒸汽吞吐开发技术介绍 二、稠油热采在国内外的应用实例 四、热采开发技术在海上稠油油田的应用思路,三、海上稠油油田开发面临的问题,渤海几大稠油油田
16、，属典型普通稠油油藏，采用冷采（注水）开发，层间、层内矛盾突出，含水上升快，高速开采使稠油冷采的各种问题更加严重，采出程度低，标定采收率低， SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6标定采收率分别为19 、21 、11.8，稠油冷采导致大量可采储量的损失。 （国内稠油油藏的采收率一般在2030，美、印尼、委、加等国高达5055）,1、渤海主要稠油油田情况,1）注入水窜进严重 稠油油田注水开发，油水粘度比高，注入水窜进严重，驱油效率低，含水上升快，油井产量递减快，采收率低。,2、渤海稠油油田开发面临的问题,2）边底水锥进严重 秦皇岛326油田边底水窜进、锥进十分严重，有发生暴性水淹，损失大量可采
17、储量的危险。 3）油层污染 油井在钻井、完井、生产及井下作业中，造成油层损害，胶质沥青沉积、腐蚀物等堵塞油层，导致产量下降，部分产能损失。措施上普遍采用酸化解堵，作用单一，效果有限，易产生二次污染及出砂。 4）油井出砂 油层较疏松，出砂严重，防砂衬管寿命有限，损坏、失效、卡堵后，低效生产，修井困难。,2、渤海稠油油田开发面临的问题（续）,5）注水井试注工艺不完善 采取冷洗冷注，有些井注水吸水量不足、油层有污染、分层启动压力有差异，导致吸水剖面差异大，后续大段分层配水效果不理想。 6）某些边部油井或区块,原油粘度高,注水开发效果差,经济风险增大,2、渤海稠油油田开发面临的问题（续）,以上问题，尤
18、其是 水窜、水锥、污染、出砂，严重影响已开发区块原油产量的稳定，递减率逐年加大，含水上升速度加快，设计产量计划及采收率等指标很难实现，将影响渤海油区总体产量的增长目标。,如何解决这些问题，以及如何在后续的稠油油田开发中减轻或防止这些问题？对于在生产油田推荐注热、氮气采油等增产工艺，对于后续稠油油田的开发推荐热采开发模式。,内 容,一、稠油蒸汽吞吐开发技术介绍 二、稠油热采在国内外的应用实例 三、海上稠油油田开发面临的问题,四、热采开发技术在海上稠油油田的应用思路,1）热采是国内陆地油田及国外针对稠油采用的主要开发技术，相对于冷采，可以大幅提高采收率和采油速度； 2）海洋油田稠油占70，稠油开发
19、地位举足轻重。很多稠油油田都超出了注水开发适应范围和条件（原油地下粘度应小于150 mpas），进行热采先导试验，为提高稠油油田（如NB35-2、LD等）采收率、增加可采储量、开发边际油田、小油田准备新的、更有效的技术手段，开创海洋稠油开发的新局面。,1、海上油田进行热采先导试验的意义,辽河油田油层主要分布在第三系的明化镇、馆陶、东营和沙河街组，储层岩性以各种类型砂岩为主；地质分层、油层分布、储层岩性与渤海油田基本一致。共同的油藏特征是地层胶结差，生产中极易出砂。 油藏分稀油、普通稠油、特稠油、超稠油和高凝油，以普通稠油为主；普通稠油 （ 20脱气）相对密度0.9350.985，（50脱气）粘
20、度500-10000 mPa.s。稠油油藏埋深6002000m， 大部分超过1000m。 渤海如SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6、 CB、 NB35-2、LD16-1等的主力油层平均地下粘度50 mPa.s，脱气粘度100-10000 mPa.s，属普通稠油油藏, NB35-2、LD油田的粘度较高。油藏埋深大于10002000m。,2）辽河与渤海油藏地质、物性特征相似，其稠油开发技术值得借鉴：,2、海上油田可以借鉴的热采开发技术,1）国外马拉开波湖注蒸汽开采稠油，提供了很好的海洋热采先例；,3、海上油田热采开发面临的问题及解决思路,1）热采需要小井距（150m以内）致使油井数量成倍增加
21、（？） 2）生产平台上安装蒸汽锅炉及热采集输处理流程将增加工程投资（？）,3）如何在已开发的油田应用热采技术？,热采开发将增加油田建设投资,难以达到合理的回报率，所以热采在海洋不可行（？）,因为上述1、2问题就得出热采不可行的结论是不科学的，甚至是草率的。 陆上稠油油田提高采收率主要是在热采基础上对井网不断地进行加密，而海洋受平台空间等制约，不可能完全照搬陆地模式。 针对问题1，以NB352油田为例，建议从以下三个方案进行科学论证：,NB35-2热采方案1 按照现有ODP部井方案（350m井距），论证热采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐阶段的经济效益，与冷采进行对比。,问题1的
22、解决思路,NB352具有热采的优越条件，地下原油具有一定的流动性，由于蒸汽吞吐属于降压开采，即使大井距下，井间未被加热的原油仍可以在较大压差下流向加热带。 根据辽河四维地震监测，蒸汽加热半径60米以上。 采用蒸汽和氮气混注，其加热半径可以增加12倍以上。,四维地震监测：兴隆台油层吞吐加热半径61m。,NB35-2热采方案1（续）,问题1的解决思路（续）,1）NB35-2油田是由半背斜和复杂断块披覆背斜构造构成的复式鼻状构造，主力油层段发育于明化镇组下段与馆陶组顶部，厚度为37.9m，储层物性较好，油藏埋深浅(1400m），储量丰度高。地质储量合计为7917104m3，设计动用储量为761110
23、4m3。,3）原油粘度远大于150mpa.s，注水开发将出现严重的粘性指进，波及系数小，驱油效率低，采收率低。鉴于SZ36-1、QHD32-6开发现状，NB35-2注水开发存在更大风险：预计初期采油速度低于1.0%，以后仅0.5-0.8%，单井产量、年产量、采收率均达不到设计指标，内部收益率很难达到14%。,2）粘度：地下200-700 mpa.s，地面800-3600 mpa.s，密度为0.97kg/m3，高于 SZ36-1及QHD32-6，是中海油所面临的最具挑战性的稠油油田。ODP设计采用常规注水开发，单井产量40-120m3/d,采油速度为1.28，最终采收率为12.3，各指标都较低。
24、,NB35-2热采方案1（续） 注水开发效果分析,问题1的解决思路（续）,1）NB35-2与锦45块比较地质油藏性质接近，但动用储量比锦45块多近2000万方，总体粘度远比锦45块低，渗透率更好，层系少，因此热采效果好于锦45块。,2）经考察组对比分析，并参考中国稠油热采专家刘文章教授的意见，NB35-2蒸汽吞吐开发，采油速度2.5-3.0%，是注水开发的2倍以上，单井产量初期为100-200t/d，10年采收率达到20%左右，20年开发期达到30%，远优于注水开发方案。,NB35-2热采方案1（续）热采开发效果分析,问题1的解决思路（续）,问题1的解决思路（续）,NB35-2热采方案3 调整
25、ODP部井方案，分别论证250m、150m等井距下热采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐阶段的经济效益，与冷采进行对比。,NB35-2热采方案2 调整ODP部井方案，保持井数不变，但多打水平井，论证热采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐阶段的经济效益，与冷采进行对比。,问题2的解决思路,工程方案2 保持ODP工程方案不变，按照服务商提供热采流程设备、支持载体以及注热技术服务的方式，结合前述热采部井方案，测算总的经济评价指标。,针对问题2，仍以NB352油田为例，建议工程上从以下两个方案进行科学论证：,工程方案1 按照平台布置注蒸汽流程设备方案，结合前述热采部井方案，
26、测算总的经济评价指标。,3、海上油田热采开发面临的问题及解决思路（续）,针对具体油田，需要通过全面而系统的论证，同时开辟先导试验区块，取得有关数据后，才能得出热采是否可行的科学结论。 在渤海某个稠油油田（如NB35-2）开辟热采先导试验区块，可为后续的稠油油田（如更高粘度LD16-1、LD27-2等）采取热采开发积累经验。 目前热采数模及物模技术已经很先进，可借鉴的热采开发油田也很多，形成了海上稠油油田热采开发技术的引进与研究的很好条件。,说明：由于热采是钻、完、采、注、修、测试、集输等过程的系统工程，是完全不同于冷采的全新开发模式，在海洋应用需要进行系统的研究和先导试验，此处提供的是参考性思
27、路。,问题3：如何在已开发的油田应用热采技术？,1）早期的各大稠油热采油田经历了用冷采井进行热采的过程，具有相应技术和经验； 2）冷采井可以换用热采井口以及采用隔热油管、耐热封隔器、环空注氮气隔热等措施进行蒸汽吞吐； 3）热采可以作为已开发油田增产措施，如注热水或蒸汽或蒸汽和氮气混注解堵、降粘、吞吐增产，或蒸汽和氮气混注压底水、吞吐，等等，用途多，效果好。,自升式多功能支持平台（liftboat），如图示； 专门的热采船舶，如简易（自升式）支持平台（小型liftboat ）、海王星简易平台； 轻型修井平台； 驳船； 多功能作业船（有动力定位的拖轮）； 要求：自航。,1）海洋工程支撑设备,3、海
28、上油田热采开发面临的问题及解决思路（续）,基本参数 总长：225 ft 型宽：103 ft 淡水： 29000 gal 燃油： 29340 gal 可变载荷：750 t 作业水深： 335m 吊机：1台125t；1台15t,以上工程船舶装以920t/h的热采设备，每年可为3070口井的多个边际/小油田海区游弋服务作业，配以早期生产系统，作用及经济效益更为明显。（边小油田采用简易平台开发，节省工程投资）,热采主要设备：水处理设备、蒸汽锅炉； 供水设备：单井需注蒸汽2000吨左右，用拖轮供水，或直接在支持平台装海水淡化设备（现国内可生产每小时几方到几千方的海水淡化设备，淡化水成本每方36元） ，可
29、取代水上述处理设备； 供燃油或燃气设备：单井2000吨蒸汽需原油140吨，支撑载体自储、拖轮运输或平台连接原油或天然气管线输送。,2）热采地面流程设备,3、海上油田热采开发面临的问题及解决思路（续）,3）油井工程设备,1）注蒸汽时采用热采井口； 2）新井：在钻完井时就需考虑热采需要，用N80以上钢级的套管、耐热水泥进行预应力固井，注蒸汽时用隔热油管及耐热封隔器隔热； 3）老井：进行蒸汽吞吐增产作业时，采用隔热油管及环空注氮气隔热（地面氮气设备配合）； 4）连续隔热油管：加拿大NOWSCO公司在1700m深井试验，井筒热损失率10%，适用于稠油水平井、分支井、定向井深井注蒸汽或热水； 5）采油机
30、械：耐高温电潜泵、前述有杆泵等。,3、海上油田热采开发面临的问题及解决思路（续）,4）油气集输,1）每个吞吐周期的初期，由于井口压力降低，高温凝结水闪蒸为蒸汽，井口温度高； 2）大型稠油热采油田专门设计分离、热采集输流程； 3）边小油田，在支撑载体上设计分离、储油系统，或利用油田管网，热油与冷油混输。,3、海上油田热采开发面临的问题及解决思路（续）,小 结,1、基于稠油粘度对温度的敏感性，热采是最有效的降粘驱油开采方式，提高采收率幅度比较大；并且在国内外应用广泛、技术成熟。 2、目前海上稠油油田开采暴露出许多问题，应尽快打开海上油田开发新局面，开拓新途径。 3、海洋稠油油田热采不能照搬陆地开发模式，应系统论证，科学决策，早做准备。 4、鉴于热采在海洋较好的应用前景，建议在油田开辟先导试验区块，为后续稠油油田的开发积累经验。,谢谢,