稠油熱采技術(shù)研究

葉 翠，江厚順，幸明剛

(長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 荊州 434023)

稠油熱采技術(shù)研究

葉 翠，江厚順，幸明剛

(長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 荊州 434023)

稠油具有高粘度和高凝固點(diǎn)特性，在開發(fā)和應(yīng)用的各個(gè)方面都遇到很多技術(shù)難題。從投入成本和實(shí)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(shù)，主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層以及與稠油熱采配套的其他工藝技術(shù)等。

稠油；熱采技術(shù)；蒸汽吞吐；蒸汽驅(qū)

稠油，亦稱重質(zhì)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(duì)密度大于0.934(我國(guó)原油相對(duì)密度大于0.9200)的原油［1］。按稠油的粘度和相對(duì)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(biāo)準(zhǔn)

我國(guó)目前已在12個(gè)盆地發(fā)現(xiàn)了70多個(gè)稠油油田。目前，稠油儲(chǔ)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(shí)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(zhì)瀝青質(zhì)含量高、輕質(zhì)餾分少(我國(guó)稠油膠質(zhì)成分多，一般為20%～40%，瀝青含量少，一般為0%～5%，300℃時(shí)輕質(zhì)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(zhì)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(zhì)也相差很大［3］。

2 熱力采油技術(shù)

2.1蒸汽吞吐

蒸汽吞吐(Puff and Haff)又稱蒸汽激勵(lì)(Steam Stimulation)、循環(huán)注蒸汽(Cyclic Steam Injection)。它是單井作業(yè)，每口井既是注汽井又是生產(chǎn)井。蒸汽吞吐適應(yīng)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(chǎn)量和周期累計(jì)產(chǎn)油量都會(huì)增大，增產(chǎn)期也會(huì)相應(yīng)地延長(zhǎng)。蒸汽吞吐工藝施工簡(jiǎn)單，收效快，注汽2～4周燜井幾天后即可投入生產(chǎn)，采油時(shí)間幾個(gè)月，甚至可高達(dá)1年，且不需要進(jìn)行特別的試驗(yàn)研究，可以直接在生產(chǎn)井實(shí)施［5］。河南油田稠油老區(qū)塊在主力油層邊緣存在許多超稠油難動(dòng)用儲(chǔ)量，近年來進(jìn)行了蒸汽吞吐試采。新井由于有效厚度薄，周期生產(chǎn)時(shí)間短，周期產(chǎn)油少，第1周期生產(chǎn)時(shí)間平均在34.4d，老井平均周期生產(chǎn)時(shí)間則為104.3d，老區(qū)塊屬超稠區(qū)塊，原油粘度高，注汽加熱半徑小，產(chǎn)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(chǎn)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(jìn)行了1～2次熱處理，周期生產(chǎn)時(shí)間和周期油氣比明顯地提高了［5］。

2.2蒸汽驅(qū)

蒸汽驅(qū)(Steamdriver)是指從注汽井持續(xù)注汽而從相鄰生產(chǎn)井持續(xù)產(chǎn)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(dāng)?shù)木W(wǎng)。蒸汽吞吐后進(jìn)行蒸汽驅(qū)開采，可以使井間地層中的一部分原油被采出，可進(jìn)一步提高稠油的采收率20%～30%。蒸汽驅(qū)適應(yīng)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(zhì)性好的油藏。

勝利油田某區(qū)塊一直采用蒸汽吞吐開采，產(chǎn)量遞減幅度較大，制約了區(qū)塊開發(fā)效果，為此轉(zhuǎn)換開采方式，采用蒸汽驅(qū)試驗(yàn)。開展汽驅(qū)以來，汽驅(qū)總井組日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、產(chǎn)量上升，地層能量得到補(bǔ)充，汽驅(qū)井組平均動(dòng)液面由842m上升到730m，蒸汽驅(qū)井組油氣比達(dá)到0.27，受效油井周期生產(chǎn)天數(shù)累計(jì)延長(zhǎng)3445d，累增油4.1838×104t；單塊采收率由16.3%提高到25.1%，標(biāo)定可采儲(chǔ)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(qū)向生產(chǎn)井的提高石油采收率的方法。適用于油層厚、滲透率高、均質(zhì)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(gè)井組開展火燒油層開發(fā)試驗(yàn)［7］，建立火驅(qū)注氣站，采用人工點(diǎn)火，在空氣驅(qū)動(dòng)及重力泄油作用下，火線前緣逐步擴(kuò)展，導(dǎo)致注氣井平面及縱向溫度場(chǎng)逐步擴(kuò)展，火驅(qū)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(chǎn)井日產(chǎn)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(chǎn)油單井平均增加2.3t，日產(chǎn)氣單井平均增加4368m3。

隨著水平井技術(shù)的發(fā)展，火燒油層技術(shù)也有新的發(fā)展，即應(yīng)用水平井實(shí)行重力輔助火燒油層技術(shù)(COSH)，該技術(shù)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(jié)合起來，在蒸汽獲取采收率25%的基礎(chǔ)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(shù)

水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)(SAGD)是開發(fā)超稠油的一項(xiàng)前沿技術(shù)，其機(jī)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(cè)面擴(kuò)展，與油層中的原油發(fā)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(chǎn)井中產(chǎn)出。蒸汽輔助重力泄油技術(shù)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(nèi)的油藏。

在對(duì)遼河油田超稠油區(qū)塊進(jìn)行蒸汽輔助重力泄油開發(fā)后，油井產(chǎn)量明顯提高，轉(zhuǎn)入SAGD初期，注入蒸汽用于彌補(bǔ)地下虧空，連續(xù)注汽0.5a后，注采井間的壓力趨于平衡，日產(chǎn)油量由30t上升為70t左右；隨著蒸汽腔的不斷擴(kuò)大，含水逐漸下降，穩(wěn)定在65%～70%；數(shù)值模擬表面，蒸汽吞吐轉(zhuǎn)SAGD階段采出程度為36.1%，最終采收率為56.1%，驅(qū)油效率達(dá)到83%［8］。

2.5熱復(fù)合化學(xué)法

熱復(fù)合化學(xué)法是把化學(xué)劑、氣體作為添加劑隨蒸汽注入地層，利用熱和化學(xué)的共同作用，以改善稠油區(qū)塊的熱采效果。它適用于非均質(zhì)性比較嚴(yán)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(dǎo)致蒸汽重力超覆和汽竄，導(dǎo)致蒸汽波及系數(shù)降低，原油最終采收率也降低，熱復(fù)合化學(xué)法利用氣體增壓、助排、降粘、調(diào)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(qū)塊對(duì)4口低效井進(jìn)行了試驗(yàn)，在注汽前分別注入降粘劑、驅(qū)油劑以及二氧化碳，吞吐注汽壓力比未注入化學(xué)劑時(shí)降低了1.0MPa以上，注干氣度從64.7%提高到66.2%，累計(jì)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(jì)增油5810t［10］。

2.6高溫堵水封竄法

稠油區(qū)塊進(jìn)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(nèi)、層間矛盾愈加突出，油井含水90%以上，嚴(yán)重影響區(qū)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(chǎn)的問題，研制了高溫水玻璃-粘土-酚醛樹脂高強(qiáng)度復(fù)合堵劑。它適合于儲(chǔ)層相對(duì)較厚、含水率高、孔隙度大、非均質(zhì)性較嚴(yán)重的油藏。其作用機(jī)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(dòng)通道的阻力，迫使注入的蒸汽進(jìn)入低滲透率油層和未動(dòng)用的油層，使油層在縱向上或平面內(nèi)動(dòng)用程度均勻，降低油井綜合含水，進(jìn)而提高單井的經(jīng)濟(jì)效益。

冷家油田共實(shí)施化學(xué)封堵13井次，經(jīng)過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)得出的結(jié)果是：注汽壓力比未注入堵劑時(shí)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(qū)轉(zhuǎn)熱采工藝

稠油油藏經(jīng)過多年的注水開發(fā)，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，導(dǎo)致開發(fā)后期采油速度低、產(chǎn)量低，嚴(yán)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(shù)。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(dòng)能力和驅(qū)油效率，同時(shí)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(shí)現(xiàn)提高采收率的目的，彌補(bǔ)水驅(qū)開發(fā)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(zhì)性較嚴(yán)重、剩余油高度分散的油藏。

克拉瑪依油田六東區(qū)克下組油藏原油粘度高，注水開發(fā)效果差，在轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)1年后陸續(xù)投產(chǎn)339口井，累積注蒸汽78.32×104t，累積產(chǎn)油24.34×104t，累積產(chǎn)水10.54×104t，累積生產(chǎn)天數(shù)50953d；平均單井生產(chǎn)150.3d，產(chǎn)油718t，日產(chǎn)油4.8t，綜合含水30.2%，累積油氣比0.311；此外，在轉(zhuǎn)注蒸汽開發(fā)范圍內(nèi)，由于受新井注蒸汽的影響，老井產(chǎn)量普遍提高，區(qū)塊月產(chǎn)油由新井投產(chǎn)前的1362t提高到了2000t以上，最高達(dá)2755t［12］。

2.8電加熱技術(shù)

稠油從油層流到井底，再由井底舉升到地面是一個(gè)降壓、脫氣、降溫、變稠的過程，當(dāng)稠油的溫度達(dá)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(dòng)性，可以采用電加熱技術(shù)。電加熱技術(shù)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(gòu)成的回路上施加交流電，通過被加熱的空心抽油桿對(duì)稠油或高凝油的熱傳導(dǎo)實(shí)現(xiàn)加熱降粘。它適用于中低粘度、高含蠟、高凝固點(diǎn)的油井，以及在蒸汽吞吐后期空心抽油桿滯后嚴(yán)重的熱采井。

河南油田采油二廠通過現(xiàn)場(chǎng)使用空心抽油桿電加熱技術(shù)，有效地解決了高凝固點(diǎn)、高含蠟井開采難的問題，出口油溫達(dá)到40℃，連續(xù)生產(chǎn)176d，增油1109t；此外，它也解決了稠油熱采斜直井抽油桿嚴(yán)重滯后導(dǎo)致生產(chǎn)率低的問題，其中生產(chǎn)周期延長(zhǎng)了52d，廢棄產(chǎn)量降至2t，累計(jì)增油614.1t［13］。

3 結(jié) 論

1)目前稠油油藏的開發(fā)主要以熱采為主，蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)仍然是最有效、也是最主要的技術(shù)，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(zhì)油分，采出輕質(zhì)油分，采收率一般可達(dá)80%，但是它的施工工藝難度大，風(fēng)險(xiǎn)也比較大，目前仍停留在向?qū)栽囼?yàn)階段。

3)稠油油藏經(jīng)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(jìn)行輔助。如注蒸汽添加化學(xué)劑、注熱水等，可以改善稠油的粘度，增強(qiáng)稠油的流動(dòng)性；在開采后期也需要添加堵劑，防止油層嚴(yán)重出水；在油藏采收率逐漸下降的情況下，還需要轉(zhuǎn)換開采技術(shù)；此外，對(duì)于高粘稠油進(jìn)泵困難和油井結(jié)蠟影響稠油在井筒中流動(dòng)的問題，可以通過電加熱技術(shù)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(xué)畢業(yè)，碩士生，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。

［編輯］ 洪云飛