稠油出砂冷采技术研究与实践

稠油出砂冷采是近年来从加拿大兴起的一项稠油开采新技术。河南油田1996年开始稠油出砂冷技术调研,可行性分析,出砂冷采机理和配套工艺技术研究。1997年6月进行现场先导试验,目前已扩大到七种类型单井矿场先导试验,建立了一个稠油出砂冷采试验区。试验典型井G4906,日产油量20～50t,是常规开采和蒸汽吞吐的4～10倍以上,开采成本比蒸汽吞吐降低47％。出砂冷采工业化应用配套技术的完善和应用,将会使河南油田稠油探明资源利用程度由目前的59％提高到92％。     

稠油出砂冷采技术研究与实践

稠油出砂冷系是近年来从加拿大兴起的一项稠油开采新技术。河南油田１９９６年开始稠油出砂冷采技术调研、可行性分析、出砂冷采机理和配套工艺技术研究。 １９９７年 ６月进行现场先导试验,目前已扩大到七种类型单井矿场先导试验,建立了一个稠油出砂冷采试验区。试验典型井Ｇ４９０６,日产油量２０～５０ｔ,是常规开采和蒸汽吞吐的４～１０倍以上,开采成本比蒸汽吞吐降低４７％。出砂冷采工业化应用配套技术的完善和应用,将会使河南油田稠油探明资源利用程度由目前的５９％提高到９２％。     

河南油田薄层稠油出砂冷采可行性分析及矿场试验

稠油出砂冷采技术是国外近年来兴起的一种稠油开采新方法。该技术对各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适应性 ,它通过大量砂子的产出和泡沫油的形成 ,获得较高的原油产量 ,是降低稠油开采成本、提高资源利用率的重要开采方法。河南油田稠油油藏油层厚度薄 ,原油黏度高 ,储集层胶结疏松 ,约有 4 0 %的稠油资源无法通过常规开采或注蒸汽开采方式投入开发 ,而这部分稠油资源基本上适合出砂冷采技术的应用。该油田在开展广泛的技术调研和室内实验研究的基础上 ,在国内率先开展了稠油出砂冷采矿场先导试验 ,并取得了预期效果。第一口稠油出砂冷采先导试验井G4 90 6井油层厚度 9.4m ,脱气原油黏度为680 0mPa·s ,密度 0 .94 98g/cm3,实验过程中产出液含砂率高达 2 %～ 2 0 % ,呈泡沫状产出 ,泡沫油密度为0 .58g/cm3,日产油量一般为 2 0～ 30t,是同一油藏常规试油产量的 10倍以上 ,是蒸汽吞吐产量的 4倍以上。河南油田计划在将该技术投入工业性应用的同时 ,进一步拓宽开采试验领域。     

稠油油藏出砂冷采技术实践

套保油田为普通稠油油藏,其开发的难点是常规冷采产能低、递减快,蒸汽吞吐开采注入压力过高破坏隔层导致底水上窜、注入压力过低不能保证注入蒸汽质量导致开采效果差。因此开展出砂冷采试验,经研究及现场试验形成了较完善的配套工艺技术,出砂冷采在套保油田白92块工业化应用,单井日产油达到10～30m^3／d,为常规冷采产量的10～20倍。     

套保稠油油藏出砂冷采实践与认识

套保油田为普通稠油油藏,开发过程中表现为:常规冷采产能低、递减快;蒸汽吞吐开采注入压力过高,破坏隔层,导致底水上窜;注入压力过低,不能保证开采效果.通过开展出砂冷采试验,形成了较完善的配套工艺技术,现场应用后收到了较好的效果,白92块单井日产油达到10～30 t,为常规冷采产量的10～20倍.     

出砂冷采技术在稠油和稀油油藏中的应用

出砂冷采技术已成功且大规模地应用于加拿大西部浅层疏松砂岩稠油油藏。近年,这一技术的应用领域又有新的扩展,在储层胶结程度相对较差的深层稀油油藏常规开采高产井中应用再次获得成功。本文将介绍稠油出砂冷采开采特征和机理以及出砂冷采技术在稀油油藏中的应用情况。     

通过激励出砂提高稠油产量

加拿大许多稠油油藏的产油量奇迹般增加了。这些油藏储层为疏松砂岩，孔隙度约30％，原油粘度一般在500－12000CP之间。而且，矿场实践已经证明，这些油藏中的相当一部分，不管是采用水平井生产还是采用热采方式，都几乎不可能有经济效益。回顾稠油出砂冷采机理及典型油田生产历史后，我们就会明白稠油产量为什么会这样大幅度提高。位于萨斯喀彻温的洛斯兰德（Luseland）油田稠油开发就是一个典型例子。该油田在一个小区域范围内尝试过常规开采、水平井开采和出砂冷采等多种开采方式。结果表明，激励出砂后，日产油量提高了4倍以上，平均采出程度超过11％。稠油出砂冷采之前，该油田进行了多年的常规开采，并开展了一个6口水平井的生产项目。事实上，常规开采处于边际经济状态，水平井开采是失败的。通过对其它几个项目的开采动态分析结果表明，这些稠油油藏出砂冷采井产量与费用昂贵的水平井相当。我们坚信，对油藏条件和岩石物性合适的稠油油藏来说，相对于蒸汽吞吐和水平井开采等方式，出砂冷采技术是最佳选择。     

稠油出砂冷采技术研究综述

稠油将是21世纪的重要资源。动用稠油资源是缓解未来原油短缺的重要手段。经济、高效地开发稠油对我国具有重要的现实和战略意义。目前,我国稠油油藏主要采取注蒸汽等热采方式,但普遍面临着油层出砂、气窜和采油成本高的严峻挑战。而稠油出砂冷采技术通过大量出砂形成高渗流通道,并借助于泡沫油的作用等机理来开采稠油油藏,可以较好地解决热采中遇到的问题。国外矿场实践结果表明,出砂冷采可以降低开采成本、提高资源利用率。     

稠油出砂冷采地面管线设计及废物处理

前言稠油出砂冷采技术是加拿大等国近年来兴起的一项稠油开采新技术。稠油出砂冷采属一次开采范畴，它不需要向油层中注入蒸汽，通过诱导地层大量出砂和形成泡沫油流[1]，单井产油量一般可达10～40m3／d，采收率一般可达8％～15％，开采成本低于6美元／桶[2]。该技术对不同类型稠油油藏具有较好的适应性，是降低稠油开采成本，提高稠油资源利用率的一项重要开采技术。地面管线的优化设计稠油出砂冷采过程中产出液含砂量高。为防止地面管线发生砂堵，并降低回压，提高生产压差和油井产量，国外各石油公司普遍采用井场架设大罐，产出液直接进…     

地质因素对稠油出砂冷采的影响

在稠油出砂冷采机理和矿场实际资料深入研究的基础上,剖析关键性地质因素对出砂冷采的影响。阐述了稠油出砂冷采技术的主要适用条件,明确相应的开发技术策略。随着大量砂子的产出和泡沫油的形成,单井产量一般可达3～50t/d,是常规降压开采的数十倍至数百倍,采收率一般可达8%～15%.稠油出砂冷采技术最适用的油藏条件是:油层为疏松砂岩,砾石含量低;脱气原油粘度500～100000mPa·s;地层原油含气量10m3/t左右;油层压力大于2MPa;油层埋深200～1000m.边水和气顶的存在以及盖层厚度和夹层分布对稠油出砂冷采效果影响很大,在部署油井、确定射孔井段和排量时也应予以考虑。稠油出砂冷采技术对地层原油中含有溶解气的疏松砂岩稠油油藏具有广泛的适应性。     

薄层特,超稠油油藏高周期蒸汽吞吐阶段开发策略研究

方法结合矿场试验，应用油藏数值模拟技术，研究组合注汽、动态配汽、强排和降粘等一系列开发策略。目的提高河南油区稠油油藏高周期蒸汽吞吐效果，实现“八五”后产能接替。结果采用面积组合注汽方式，泄油范围和产油量分别提高了0．85和0．58倍，热损失率下降了10个百分点；在前4周期累积来注比分别为0．7、0．9、1．1和1．3的情况下，后续周期最佳注汽量比前一周期分别递减10％、持平、递增10％和递增20％，此时增产油汽比最高；对油层厚度较大、供液能力较强的井，采取换大泵、调大参数等强排技术；现场实践表明：化学降粘、热洗井及伴热降粘技术，使周期生产时间延长了1．1倍，周期产油量和油汽比分别比前一周期提高了0．9和1．2倍，采注比和回来水率均提高了1．4倍，平均单井累积存水下降480t。结论改善薄层特、超稠油油藏高周期吞吐效果的关键是提高系统热效率；合理组合注汽，可有效地抑制汽窜，扩大蒸汽波及体积；动态配汽和超稠油降粘技术，可最大限度地利用地层储热；对油层厚度较大、供液能力较强的油井，必须实现强排。     

泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发数值模拟

泡沫油型超重油油藏原始溶解气油比高,地下可形成泡沫油流,水平井冷采初产较高,但一次衰竭开发采收率低。因此,开展了泡沫油型超重油冷采后转SAGD开发技术研究。根据研究区块油藏地质特征,建立了泡沫油冷采及热采数值模拟模型,研究了泡沫油SAGD驱油机理和开发技术政策。研究结果表明,与油砂SAGD不同,泡沫油具有流动性,泡沫油SAGD驱油机理为在注采井形成热连通之前蒸汽驱油为主、重力泄油为辅,形成热连通后蒸汽驱油为辅、重力泄油为主。泡沫油SAGD启动阶段不需要预热,注采井间垂向井距应适当增大。地层压力下降后油相中析出的溶解气附着在蒸汽腔侧面上影响蒸汽腔的横向扩展。因此,冷采转SAGD时机应尽量延后,当冷采至较低地层压力、溶解气含量大幅降低时转SAGD开发效果更好。由于区块构造具有倾角,生产井水平段井轨迹应保持水平,有利于形成合理的SAGD汽液界面;在满足技术经济条件下,缩小SAGD排距可提高采出程度。提出了提高SAGD开发效果的措施：1采用上下两口水平井冷采,有利于减少溶解气含量,提高SAGD开采效果;2对于多井SAGD,采用（交替）不平衡注汽,可促进蒸汽腔发育,提高采出程度。     

提高稠油多轮次吞吐井吞吐效果研究

为提高稠油多轮次吞吐井吞吐效果,采取了一系列技术措施进行多轮次吞吐井参数优化设计;进一步发展分层注汽技术,以适应多轮次吞吐后变化的油藏条件,改善分注效果,降低产量递减速度;针对多轮次吞吐后套管变形严重现象,采用小直径封隔器来解决这类油井的注汽问题;在采出过程中,针对储层能量降低、层间矛盾突出等问题采取分层采油技术,缓解层问矛盾,提高生产压差.通过分注分采规模实施,累计工业化应用6000余井次,增油100×104t,创造了可观的经济效益,正大力推广应用.     

21MPa亚临界湿蒸汽发生器在超稠油试采中的应用

有一些超稠油区块和深层稠油区块已无法用现有普通蒸汽发生器进行注汽开采,为此,胜利油田研制了一台２１ＭＰａ 亚临界湿蒸汽发生器。自１９９８ 年２ 月开始,用该蒸汽发生器在８ 口稠油井（其中６ 口为超稠油井）进行注汽试采,最大注汽压力达２０．５ＭＰａ,均取得了良好效果。为超稠油和深层稠油区块探明地质储量及进行工业化开采提供了有效设备。     

双柱塞注采一体化抽油泵在特超稠油油藏的应用

石油开发中心胜凯采油管理区位于利津县明集乡,所辖郑411、坨826、郑32等主力开发单元均为深层特超稠油油藏,具有原油粘度高、易出砂、油层埋藏深、油层薄等特点,开发方式为HDCS强化采油技术开采。随着蒸汽吞吐伦次的增加,地层亏空日益严重,油井周期生产时间缩短,排水期延长,生产效果逐渐变差。油井生产效果的变差凸显出来的主要矛盾是油藏开发的高成本、低效益,在当前效益开发的大形势下,如何有效降低区块开发成本,是摆在胜凯人面前的难题。注采一体化泵在管理区的引进与应用,有效降低了油井的作业费用,缩短了作业占产周期,从而降低了区块开发成本,增加区块开采效益。注采一体化泵自投用以来,在我管理区稠油开发区块取得了良好效果。     

热油激励技术在套保油田稠油排砂冷采中的应用

在采用排砂冷采工艺开发套保油田稠油过程中,形成了热油激励油层维护油井正常生产技术。该技术是向油层加入一定量的热油,利用热油的冲击作用破坏蚯蚓洞自然桥堵,使砂砾顺利流入井底;利用热油的热量解除沥青吸附造成的桥堵,扩大近井地带蚯蚓洞直径,提高油井近井地带的渗流能力,以利于蚯蚓洞的继续延伸。通过现场试验,确定了热油激励参数。该技术已成为套保油田排砂冷采、规模开发的最有效的日常维护生产措施。     

春风油田浅层超稠油HDNS技术研究

针对准噶尔盆地西缘春风油田浅层超稠油油层薄、地层热损失严重的难题,提出了水平井、降黏剂、氮气、蒸汽强化热采方式（HDNS）。氮气降低岩石导热系数,降低薄层稠油油藏沿上部盖层的热量损失。地层内氮气向上超覆,起到地层保温作用。降黏剂有效降低原油黏度,大幅降低了地下原油屈服值和原油能够流动的临界温度,延长了生产周期,增加了周期产油量。配套了注采一体化管柱和水平井大斜度泵工艺。春风油田应用HDNS技术已经建成产能61．7×10^4t／a,采油速度大于3％。     

螺杆泵举升技术在稠油排砂冷采中的应用

排砂冷采是一项新的稠油开采方式,除要求特定的地质条件外,在举升工艺上要求采用具有高携砂性能的螺杆泵。通过在套保油田多口井应用该工艺,总结出具体设计这种螺杆泵技术参数的方法,即泵排量、转速、扬程和地面驱动功率,同时阐述了如何配套油管、油杆、锚定器和定位销等井下工具。根据总结设计方法,在开发40多口井现场应用后,其举升工艺基本满足了排砂冷采需要。     

乐安油田水平井蒸汽吞吐开采特征

结合乐安油田水平井蒸汽吞吐实践．阐述了水平井蒸汽吞吐开采的特点及主要影响因素，并对水平井的开采效果与直井进行了分析对比。研究表明：水平井比直井更利于改善和提高油田开采效果。