超稠油開采技術(shù)國內(nèi)外研究進展

陳曉倩

摘 要：文章針對國內(nèi)超稠油開采的實際情況，對國內(nèi)外超稠油開采技術(shù)展開了研討，分析了蒸汽-氮氣輔助重力泄油技術(shù)、井筒隔熱技術(shù)、重力輔助火燒油層技術(shù)的特點并對不同超稠油開采技術(shù)進行了比較，希望能夠從技術(shù)的角度上提高超稠油開采的效率，降低超稠油開采的成本，并對石油事業(yè)和社會發(fā)展起到物質(zhì)支持與技術(shù)保障的作用。

關(guān)鍵詞：超稠油；SAGD：SAGP；井筒隔熱；COSH；蒸汽吞吐添加劑開采技術(shù)

1 超稠油開采技術(shù)

隨著國內(nèi)常規(guī)油氣可動用儲量日益減少，超稠油作為一種非常規(guī)油氣資源，其地位日益重要。如何有效開采超稠油，使其成為可動用儲量是石油工業(yè)一直面臨的問題。超稠油粘度雖然很高，一般粘度大于50000mPa·s，但其對溫度極為敏感，每增加10℃，粘度就會降低一半。因此對超稠油儲層加熱成為超稠油開采的一般手段，但是超稠油開采技術(shù)涉及內(nèi)容廣泛，文章將對目前超稠油開采技術(shù)的現(xiàn)狀進行闡述，同時根據(jù)國內(nèi)外的經(jīng)驗及最新研究成果提出今后超稠油開采技術(shù)的發(fā)展趨勢[1]。

1.1 蒸汽-氮氣輔助重力泄油技術(shù)（SAGP）

該技術(shù)就是在SAGD過程中將非凝析氣體（如氮氣）隨蒸汽一起注入油藏，氣體聚集在蒸汽腔室的上部，起到降低蒸汽分壓的作用，這樣，可以使同一油層壓力下的蒸汽室得到進一步的擴展；同時由于氮氣的導(dǎo)熱系數(shù)小，所以減少了向上覆巖層的熱損失。由于該技術(shù)使所需的蒸汽量減少，因而節(jié)約了費用，提高了蒸汽的熱利用率。

Jiang Qi，Bulter等人[2]進行了二維比例模型實驗研究，結(jié)果表明：與SAGD技術(shù)相比，SAGP實驗的采油速度略有下降，但油汽比（OSR）要高得多；同時發(fā)現(xiàn)，SAGP技術(shù)所需的非凝析氣量很少，通常為注入蒸汽體積的1.0%～2.0%；并且在產(chǎn)出相同油量的情況下，SAGP的蒸汽注入量比SAGD減少約1/4。所以，應(yīng)用該項技術(shù)可以更經(jīng)濟地開采重油和瀝青，并擴大經(jīng)濟開采油藏的范圍。

1.2 井筒隔熱技術(shù)

新型真空高效隔熱管柱千米蒸汽干度損失控制在10%以內(nèi)，提高井底干度，同時為特超稠油動用提供了高效注汽技術(shù)保證。

某油田的超稠油生產(chǎn)井主要采用井筒隔熱管柱、氮氣隔熱技術(shù)、注采一體保溫管等技術(shù)[3]，有效地減少了井筒熱損失，提高了井底注汽干度，從而進一步降低了原油生產(chǎn)成本。

首先是采用真空高效井筒隔熱管柱，在滿足優(yōu)化注汽參數(shù)要求的前提下，保證將高質(zhì)量的蒸汽注入油層，提高注入井底蒸汽干度。超稠油開采初期，主要采用III型隔熱管注汽，其視導(dǎo)熱系數(shù)為0.07（W/m·℃），隔熱效果差，井底干度一般小于30%。

第二種措施是采用氮氣隔熱技術(shù)，注汽前向油套環(huán)空注入氮氣，開始注汽后繼續(xù)向環(huán)空注入氮氣，至油套壓力平衡為止。在注汽過程中，壓力下降至低于注汽壓力1～2MPa時再進行補氮作業(yè)，保持環(huán)空充滿氮氣。通過7口井試驗并與封隔器隔熱井測試資料對比，氮氣隔熱井井口平均干度65.0%，井底平均干度44.5%，干度下降20.5%；封隔器隔熱井井口干度60.6%，井底干度34.4%，干度下降26.2%。采用氮氣隔熱技術(shù)的隔熱效果好于封隔器隔熱。

第三是采用注采一體管柱配套技術(shù)。超稠油周期生產(chǎn)時間短，作業(yè)頻繁、成本高，同時作業(yè)過程中極易對油層造成污染傷害，嚴重影響油井正常生產(chǎn)。注采一體管柱配套技術(shù)的應(yīng)用，能夠進一步降低井筒熱損失，實現(xiàn)超稠油不動管柱開采，減少作業(yè)費用，因此降低超稠油的開采成本。主要由三部分組成：（1）氮氣隔熱技術(shù)，取消了熱采封隔器和伸縮管，具良好的隔熱效果，同時對保護套管起到良好作用（氮氣隔熱井注汽時平均套管伸長6cm，封隔器井平均套管伸長20cm以上）；（2）注采一體保溫油管技術(shù)，實現(xiàn)了注汽隔熱和采油保溫的作用，同時其內(nèi)管通徑滿足桿式泵要求；（3）一次管柱泵技術(shù)，為整體配套技術(shù)的主體技術(shù)，適合超稠油蒸汽吞吐的桿式泵要求。在油井沖砂和因砂檢泵的情況下，同時實現(xiàn)不動管柱沖砂和擋砂。

因此，注采一體管柱配套技術(shù)在保證了注汽質(zhì)量的前提下，實現(xiàn)了不動管柱開采，在提高油井時率的同時降低了作業(yè)費用；實現(xiàn)了采油生產(chǎn)的井筒保溫，降低了電能消耗；氮氣隔熱有效地保護了套管，同時減少了油井大修的幾率。在采油生產(chǎn)中顯示出明顯的低成本優(yōu)勢。

1.3 重力輔助火燒油層技術(shù)（COSH）

火燒油層是最老的熱采方法。但因火燒油層本身是一個非常復(fù)雜的過程，以及現(xiàn)場應(yīng)用中火線較難控制等原因，它的發(fā)展和應(yīng)用一直較為緩慢，與注蒸汽開采相比，其規(guī)模要小得多。盡管如此，由于從火燒油層開采機理上看，這種方法仍具有巨大潛力，國外對火燒油層技術(shù)的研究一直沒有中斷。

1.4 蒸汽吞吐添加劑開采技術(shù)

將多種化學(xué)劑組成的吞吐液以蒸汽吞吐的模式從生產(chǎn)井注入油層，對提高原油生產(chǎn)起到積極作用[5]。

礦場應(yīng)用實例-某油田典型井L6404。礦場試驗10口井，其中單井吞吐增效8口井，注氣增效2井組，工藝成功率100%，有效成功達到80%。累計增油3774t。L6404井位于井樓油田六區(qū)，屬特稠油層。本井實施降粘加驅(qū)動蒸汽增效技術(shù)，增效劑和蒸汽的作用半徑要大于常規(guī)蒸汽作用半徑，降粘劑和分解氣能夠儲存在地層深部，其以后兩個周期的吞吐生產(chǎn)仍然保持高產(chǎn)，第六、七周期日均產(chǎn)油仍達4.3t/d和3.9t/d。

1.5 超稠油開采技術(shù)的發(fā)展趨勢[5]

隨著水平井技術(shù)的不斷提高，軌跡控制能力能夠滿足超稠油開采技術(shù)的要求，應(yīng)該在完井方式與管柱強度方面進一步深入研究，使各種超稠油開采技術(shù)進一步發(fā)揮優(yōu)勢。目前超稠油開采技術(shù)日益向和水平井以及復(fù)合井結(jié)合的方向發(fā)展，如何合理利用水平井以及復(fù)合井技術(shù)提高原油采收率是未來超稠油開采的一個方向。

2 結(jié)束語

（1）超稠油開采技術(shù)的不斷創(chuàng)新與發(fā)展，為人們合理開采超稠油提供了保障。每種技術(shù)都不完美，關(guān)鍵是要根據(jù)不同油藏，采用不同的開采技術(shù)。

（2）井筒隔熱技術(shù)在未來超稠油開發(fā)中具有越來越重要的地位。

（3）水平井與復(fù)合井技術(shù)與超稠油開發(fā)技術(shù)相結(jié)合能夠使稠油油藏獲得良好的開發(fā)效果，在以后的超稠油開采中值得關(guān)注。

參考文獻

[1]張珈銘，吳曉東，彭洋平，等.稠油開采工藝進展[J].價值工程，2012（25）.

[2]R.M. Butler.The Steam and Gas Push （SAGP）. Journal of Canadian Petroleum Technology.1999.

[3]張波.稠油熱采井筒隔熱技術(shù)研究應(yīng)用[J].化學(xué)工程與裝備，2012（9）.

[4]范海濤，王秋霞，劉艷杰，等.稠油冷采技術(shù)在勝利油田應(yīng)用的可行性探討[J].特種油氣藏，2006（1）.

[5]王大為，周耐強，牟凱.稠油熱采技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].西部探礦工程，2008（12）.