稠油开采技术

稠油不同于常规原油 ,主要是粘度大 ,难于用常规方法开采。文章针对稠油的特殊性质 ,介绍了几种常用的常规稠油开采技术 (如蒸汽法和火烧油层法 )的基本原理及这些技术的不足之处 ,并介绍了几种新的非常规开采稠油技术。     

孤岛油田低品位稠油热采工艺

对孤岛油田低品位稠油热采工艺进行了适应性分析,包括油层保护、注汽工艺、低频油管加热工艺的适应性评价.提出了如下改进措施:添加热采助剂,优化防砂工艺,低频油管电加热工艺,推广稠油冷采技术.由此得出低品位稠油区块开发过程中,必须针对低品位稠油区块的油藏特点,加强区块的工艺适应性研究,提高工艺措施的针对性.孤南4断块低频油管电加热工艺、孤南214块螺杆泵工艺的稠油冷采工艺已经显示了对低品位稠油区块的适应性.     

孤岛南区低品位稠油高效开发技术

孤岛油田南区稠油地质储量2271.6×104t,"多、薄、断、差"等油藏特点决定开发管理难度大,目前采出程度仅有5.3%,采收率仅有11.3%,具有挖潜增效的丰厚物质基础.为此对南区馆上段5-6砂层组(Ng5-6上)、馆上段1+2～4砂层组(Ng1+2上～4)稠油开展了分类分层系精细地质研究,实施配套.的开发调整技术:...     

我国海上低品位稠油开采技术进展

海上油田稠油开发由于井距大、井网不完善、平台空间小、吊装能力和作业能力有限,以及海上健康安全环保要求高等条件限制而面临巨大的挑战,采用有效的开采技术来开发动用海上低品位稠油储量显得尤为迫切。介绍了国内外低品位稠油开发技术概况,对我国海上油田稠油开发技术进展进行了分析,认为我国海上常规稠油开发在油田开发综合调整技术和稳油控水技术方面取得了成功,尽管开发开采中还有很多技术问题,但已逐步建立起了可行的技术系列;而海上低品位稠油采用常规冷采、出砂冷采、化学吞吐等方法开采都难以取得较好效果,现正在探索热采开发技术。开辟了热采先导试验区进行现场试验研究,以期为海上油田低品位稠油开采寻找到具体可行的方法。     

辽河油区砂岩稠油油藏蒸汽吞吐开采中储层变化的实验研究

方法 根据砂岩稠油储层的基本特征，运用室内模拟实验，结合检查取心井及动态资料分析的方法，总结出储层变化规律。目的 为有效地保护储层提供依据。结果 建立了蒸汽吞吐开采中储层变化模式。结论 蒸汽吞吐中储层变化受温度、ｐＨ值及溶液介质影响，使近井筒处储层物性变好,远离井筒区域储层物性向差的方向变化。     

洼38块稠油油藏主导开采工艺研究

从地质及开发特点入手,研究了适应油田的主导工艺技术,包括化学降粘助排及解堵技术、防砂技术、油层保护技术及其他工艺技术等.形成了洼38块配套采油工艺技术,保证了油田的开发水平t累积产油533.927×104t,采油速度达0.78%,采出程度达17.37%,累积注汽851.207×104m3,累积油汽比0.63,自然递减虽高达38.41%,但由于采用了综合配套的工艺,油田的综合递减控制在19.19%.     

中国稠油蒸汽吞吐后提高采收率接替技术前景

针对中国稠油资源特征和蒸汽吞吐开发现状,探索了稠油蒸汽吞吐后接替性技术的研究进展与发展前景。中国稠油普遍埋藏深、黏度大,主要以蒸汽吞吐方式开发。蒸汽吞吐波及半径仅为30～40 m,效益开采为8～12个周期,平均采收率约为20%。蒸汽吞吐转蒸汽驱是国际主流选择,解决了热波及受限问题,但需要克服稠油埋藏深带来的热损失难题。火烧油层作为稠油开发后期的极限接替开发技术,能够解决波及受限、无效热耗等问题,有望成为目前有技术、无经济效益的废弃/半废弃稠油油田的最终提高采收率方法。长远看,由快速热采开发转向低成本持续冷采是稠油开发后期的必然选择。化学复合驱冷采能够大幅度降低成本、扩大波及体积,下一步需要提高低水动力条件下稠油乳化能力。     

稠油开采的前沿技术

当今世界稠油开采主要以蒸汽吞吐，蒸汽驱，火烧油层，热水驱等热力开采为主，稠油开采的前沿技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或小型工业试验阶段的前沿技术有：水平井蒸汽辅助重力泄漏技术（ＳＡＧＤ）稠油出矿冷采技术，水驱油藏注蒸汽提高采收率技术等，正处于基础研究阶段的前沿技术有：注气体溶剂萃取稠油技术（ＶＡＰＥＸ），重力辅助火烧油层技术（ＣＯＳＨ）电磁加热技术等。     

孤东油田稠油开采配套技术及应用

孤东稠油油藏具有油层埋藏浅，泥质粘土含理高，油层岩石胶结疏松等特点，粘度分布范围宽，开采过程中出砂严重，断块分布零散，开采难度大，结合稠油油藏特点和开采中存在的难点，综合配套油层保护，防砂，降粘和机采等工艺，提高稠开发效果。     

化学吞吐开采稠油技术研究

按照蒸汽吞吐的模式将多种化学剂组成的吞吐液注入油层，使其与原油发生乳化，降低油水的流度比，改变地层的润湿性和这力，以提高稠油产量和采收率。室内模拟实验和现场试验证明化学吞吐液可以起上述作用。化学吞吐为稠油的开采，特别是提高蒸汽开采稠油的采忆率开辟了新的途径。     

Current Status and Challenges of Heavy Oil Recovery Technology in Liaohe Oilfield

In China, the heavy oil resources concentrates in 12 basins with about 70 oil reservoirs. The most important four heavy oil felds are Liaohe, Xinjiang, Shengli and Henan Oilfields, of which, Liaohe Oilfield and Xinjiang Oilfield belong to PetroChina. Liaohe Oil field is the largest heavy oil production base of PetroChina. By the end of 2006, measured OOIP of heavy oil in Liaohe Oilfield was 1.05 billion tons, of which developed place in volume was 840 million tons and undeveloped place in volume was 210 million tons. In 2006, the heavy oil output was 7.645 million tons in Liaohe Oilfield, of which the annual production volume from cyclic steam stimulation （CSS） was 6.65 million tons （87.0%） and the production volume from steam flooding and SAGD was 175,000 tons, volume from cold production was 820,000 tons（Fig. 1）.     

低品位油藏提高采收率配套技术应用

馆1＋2属油层薄，分布零散，连通性差，出砂严重的低品位油藏，为了有效开发和提高采收率，必须加强综合治理和应用多种配套技术。     

海上月东稠油开采技术试验研究

从月东滩海油田的实际情况出发,进行了稠油举升方式、适用于海上稠油有杆泵举升的井斜角和狗腿度的界限、不同井筒降黏方法的经济性、应用效果对比研究.在冷采阶段可采用螺杆泵和有杆泵2种举升方式,均需辅以降黏措施,降黏方式有空心杆掺入降黏剂、油套环空掺降黏剂和电杆伴热3种.热采阶段采用有杆泵生产.最大井斜角小于25°、最大狗腿度小于3(°)/25 m的油井选用普通有杆泵或注汽-转抽一次管柱抽油泵生产;最大井斜角在25～45°、狗腿度在(3～4°)/25 m的油井选用大斜度井用泵或定向强闭式抽油泵生产;最大井斜角大于45°,狗腿度大于4(°)/25 m的油井选用无杆泵生产.     

Heavy Oil Development Technology of Liaohe Oilfield

Liaohe Oilfield,the largest heavy oil production base in China,features in various reservoir types,deep burial,and wide range of crude oil viscosity.For many years,a series of technologies have been developed for different oil products and reservoir types of the oilfield,of which water flooding,foam slug drive,steam stimulation,steam drive,and SAGD are the main technologies.After continuous improvement,they have been further developed and played an important role in the development of heavy oil in the oilfield.     

利用微生物吞吐技术开采稠油、特稠油

冷家油田冷43块S1+2油层稠油属特稠油,50℃脱气原油粘度在10 000mPa@s以上.通过优选的假单胞菌L1,LH-18与短杆菌HY-21对冷43块8口油井进行吞吐试验,共增产原油947t.单井最长有效期超过6个月,最高增产原油280t.该研究拓宽了微生物采油在稠油油藏中应用范围,为稠油、特稠油的转换开发方式提供了一条新途径.     

大庆油田机采节能技术

大庆油田在机采井数增加,平均单井产液量下降的不利局面下,为控制生产成本,采用了多种机采节能技术.介绍了大庆油田在"十一五"期间所采用的主要机采节能技术,阐明了各种技术的节能原理、应用情况及效果,这些技术的应用,控制了机采井能耗持续上升的势头.     

三次采油技术在中原油田的应用进展*

中原油田地处东濮凹陷,油层条件苛刻,属于高温、高盐复杂断块油藏,经过三十多年的勘探开发,已整体处于中、高含水开发阶段。通过梳理中原油田近十年在气驱、化学驱等三次采油技术的发展,介绍了各项技术在不同油藏的研究成果及应用实践,指出了中原油田开展三次采油取得的认识及发展方向,为国内外高温高盐油藏开展三次采油技术提供借鉴。表1参20     

Reservoir Screening Criteria for Heavy Oil Thermal Recovery in Liaohe Oilfield

Characteristics of heavy oil reservoirsin Liaohe Oilfield Liaohe Oilfield is rich in heavy oil and is the largest base of heavy oil recovery in China. Its heavy oil reservoirs have following characteristics:     

用化学方法改进稠油开采效果的技术

胜利桩西油田桩斜 139井 (生产井段 192 0 .0～ 1930 .0m)原油粘度高 ,6 5℃ (地层温度 )下 2 1Pa·s,5 0℃ (井口温度 )下 6 0Pa·s,采用蒸汽吞吐法开采 ,需电热杆加热才能实施井筒机械举升。新开发的乳化降粘剂SB 2为≥ 2 5 %的溶液 ,主剂为阴离子表面活性剂。在室内实验中 ,体积比 7∶3的原油与含SB 2 1.4× 10 4～ 3.0× 10 4mg/L ,矿化度 1.5× 10 4mg/L ,含Ca2 + +M2 + 1.0× 10 3 mg/L的水形成的乳状液 ,5 0℃粘度≤ 2 0 0mPa·s ,可稳定存在数周至数月 ;使用矿化度 <1.0× 10 4mg/L的油田污水 ,SB 2用量 2 .0× 10 4mg/L ,油水体积比 6 5∶35时乳化降粘效果最好 ,乳状液在 6 0℃可稳定存在 12～ 2 4h。通过油套环空将SB 2加入桩斜 139井泵下 ,产出液含水 36 %～4 0 % ,加入量为产液量的 1.1%时产出液井口粘度 15～ 2 5mPa·s,加入量为 0 .2 3%时井口粘度 70mPa·s ,抽油机上下行电流稳定 (6 8和 4 8A)。此后加热杆停止加热 ,将SB 2加量降止 0 .12 % ,该井生产稳定