稠油油藏开采技术ppt课件.ppt

1,稠油油藏开采技术,2,目 录,一、国内、外稠油开采现状二、稠油开采新工艺新技术（一）稠油热采工艺技术（二）稠油冷采工艺技术（三）水平井开采稠油工艺技术（四）微生物开采稠油工艺技术,3,一、国内、外稠油开采现状,世界范围内目前常规石油和天然气各有0.81.0万亿原油当量桶的剩余储量，而稠油的地质储量约为6.3万亿桶，即大约1万亿立方米，巨大的资源量决定了稠油必将是21世纪世界经济发展的重要资源。,4,稠油热采技术自上世纪60年代工业化生产以来，几十年中有了突飞猛进的发展，稠油资源丰富的大国主要有加拿大、委内瑞拉、美国、俄罗斯、中国和印度尼西亚等国，目前世界稠油储量在4000108m3以上，年产稠油量可达1108t以上。在热力开采的稠油产量中以蒸汽吞吐和蒸汽驱技术为主，加拿大和美国有少部分火烧油层产量。,5,稠油热采水平较高的国家，如加拿大、美国，目前在新技术方面主要开展水平井、分支井、蒸汽轻烃混注、井下蒸汽发生器、油层电加热等项研究。稠油冷采技术在加拿大、委内瑞拉等国有一定规模的应用。我国稠油资源分布较广，大部分含油气盆地稠油与常规油呈现共生和有规律过渡分布的特征，稠油资源十分丰富，约占总石油资源的25%30%以上。,6,辽河油田从1982年9月在高升油田开始进行蒸汽吞吐试验，稠油储量和产量逐年增加，从1994年开始辽河油田已成为我国最大的稠油生产基地。到2000年稠油储量占探明储量的46%，原油产量1401.1104t，其中稠油产量851.1104t，占60.7%。稠油产量中热采产量为720.21104t，占84.6%。稠油热采产量中蒸汽吞吐产量为712104t，占98.8%。辽河油田开采稠油的主要技术是蒸汽吞吐、蒸汽驱，并在进行水平井热采、蒸汽段塞驱、非混相驱等热采技术及热采新工艺研究方面取得一定进展。,7,胜利油田从1973年5月在胜坨油田进行蒸汽吞吐开始，到1997年热采稠油储量已达2.7108t，已动用1.5108t，占55%。1997年稠油年产量达220.61104t。该油田开采稠油的主要技术是蒸汽吞吐和蒸汽驱。,8,水平井技术是稠油开采的一项十分有效的新技术，目前在稠油热采上得到了广泛的应用。水平井蒸汽吞吐、蒸汽驱其改善稠油开采结果是明显的；辽河、新疆、胜利油田利用水平井开采稠油取得了良好的结果。以克拉玛依油田为例，3口水平井平均日产油量在1114t，为邻近直井产量的35倍。,9,在河南油田开展了浅薄层稠油油藏出砂冷采可行性研究及矿场试验，形成了普通稠油出砂冷采开采技术，成功地将特薄互层和中深层普通稠油难采储量投入开发。第一口出砂冷采先导试验井日产油量是常规试油产量的8倍以上、是蒸汽吞吐产量的4倍以上，开采成本比蒸汽吞吐降低47%。同时，还成功地将出砂冷采技术应用于普通稠油低周期蒸汽吞吐井中，日产油提高13倍，进一步拓宽了该技术应用领域。,10,此外，新疆、华北、辽河、吉林等油田也先后进行排砂采油的矿场试验，其中新疆、吉林油田获得了明显的增产效果。吐哈油田做了采用非混相CO2驱提高稠油采收率，物理模拟试验，结果表明有较好的效果。,11,大庆油田稠油主要分布在葡南地区和西部斜坡区，葡南黑帝庙油层稠油储量已部分投入开发，并形成了年产2104t以上的热采生产规模。西部斜坡的富拉尔基富7井区、平洋、葡萄花南、他拉红、江桥以及新开发区块相继提交了6865104t的控制稠油储量，此外在朝阳沟油田的扶杨油层也发现了储量较可观的稠油资源。,12,葡南黑帝庙层稠油开采试验完善了稠油热采技术葡南地区黑帝庙油层稠油开发开始于1989年9月，主要开发的是葡浅12区块。20世纪末加大了投入，形成了较大规模的注汽系统，2001年又对该区进行了井网加密，钻加密井36口，使该区块稠油生产达到了较大的规模，目前年产量2104t以上。葡浅12区块为大庆油田稠油开发积累了宝贵的经验。,13,大庆西部斜坡稠油资源具有“薄、散、低、松”的特点，流体具有“两中、三低”的特性。根据西部斜坡稠油的特性,需要解决稠油降粘举升问题、需要解决高油气比稠油举升问题、和地层出砂及管柱防砂、排沙问题。开展了研究与现场试验：螺杆泵反扣冷采工艺技术抽油机油管电加热技术稠油出砂冷采工艺技术,14,二、稠油开采新工艺新技术（一）稠油热采工艺技术1、多井整体蒸汽吞吐稠油老油田开采面临的问题：（1）大多数区块蒸汽吞吐以达到8轮以上，处于蒸汽吞吐中后期（2）产量递减严重，油气比降低（3）地层压力降至原始油藏压力的20-35%，油藏的有效动能量很小,15,（4）绝大多数油藏已经过2-3次加密，井距已接近70-100米，从吞吐的角度来讲，已没有加密的余地（5）汽窜严重，蒸汽的有效利用率低（6）尽管吞吐轮次较高，但加热半径有限，仅在井筒附近区域温度有所升高（7）吞吐动用半径较小，在井筒附近50米以内 在这种情况下需要寻找经济有效改善吞吐开发效果的接替技术。多井整体蒸汽吞吐技术在这一背景下研发投入现场。,16,基本原理及特点 多井整体蒸汽吞吐是把射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的部分油井作为一个井组，集中注汽，集中生产，以改善油层动用效果的一种方法。原理为利用多井集中注汽、集中建立温度场，提高注入蒸汽的热利用率，其特点主要有以下3个方面：（1）多井整体吞吐能有效抑制汽窜，减少汽窜造成的热损失。由于多炉同注、同焖，有效地抑制了汽窜的发生，使注入蒸汽的热利用率大幅度提高。,17,（2）多井整体注汽时，注入热量相对集中，油层升温幅度大。由于采用多炉同注、同焖，有利于注入热量向油层中未动用区域扩散，增大了热交换面积；集中建立地下温度场，使热交换更充分。（3）多井整体吞吐时，通过不断变换注汽顺序，使驱油方向发生改变。由于井组内整体压力场发生变化，油汽运移规律也随之发生变化，变孤立的单井点油汽运移为井组内整体的油汽运移，不断的变换注汽顺序，使驱油方向增多，驱油效率增加，开发效果也就相应变好。,18,中途日落油田Potter试验区（27USL井区）,采用此方法的结果是：按序吞吐优于无序吞吐；非同步注汽优于同注同采；单井产量2.4t/d上升到3.9t/d。,19,辽河油田杜229区块 杜229区块多井整体吞吐达到了温度峰值下降，加热厚度增大，油层纵向动用程度提高的效果。实施多井整体吞吐20次，覆盖149口井，增油3.2104t。有效地延长吞吐周期（23周期），提高采出程度（46）。,20,多井整体吞吐筛选标准,21,2、注蒸汽-丙烷加速超重原油开采 热力采油时在蒸汽中加气体添加剂已进行过多种试验，如添加二氧化碳、甲烷、乙烷、烟道气、氮气等，这些试验表明在一定条件下可提高原油采收率。对于委内瑞拉Hamaca超重原油油田，进行了室内注蒸汽-丙烷试验，结果表明能加速重油的开采和改善注入能力。Hamaca油田的重油重度为800API，50时粘度为25000 mPas。,22,试验结果表明：（1）用丙烷作蒸汽添加剂可降低注入压力，根据试验的平均最大压差计算，注蒸汽-丙烷可提高蒸汽注入能力3倍。即使丙烷与蒸汽之比为2.5100的低比例时也改善注入能力。（2）丙烷加入蒸汽可加速采油，注蒸汽-丙烷较注纯蒸汽，采油速度可提高17%。（3）注蒸汽-丙烷试验所产出的油的API重度加大，表明油层内油的质量有所提高，而单纯注蒸汽所产出油的API重度不改变或稍降低。,23,（4）注蒸汽和注蒸汽-丙烷所产油的粘度均增高，有可能是粘度测量时还是油/水微乳液的缘故。（5）试验中无明显迹象表明添加丙烷能提高采收率或降低采收率。（6）注蒸汽-丙烷的高峰采油量较注蒸汽的高峰采油量高，有待进一步研究。根据试验结果，注蒸汽-丙烷可加速采油速度和提高注入能力，在油田实际应用时能大大降低注蒸汽的成本。,24,3、注氮气辅助蒸汽吞吐 注氮气辅助蒸汽吞吐是利用氮气导热系数低(导热系数0.0328)的特性，注蒸汽过程中，由光油管注入蒸汽，油套环空注入氮气，既可减小井筒热损失，又能降低套管温度，保护套管。注蒸汽的同时注入氮气，由于氮气与蒸汽间的密度差，其将会向上超覆的蒸汽与油层顶部的页岩盖层隔离开，从而减少了向上覆盖层的热损失。尤其对埋深浅的油层,此项工艺技术取消了高温隔热管、伸缩管等井下工具，减少了作业次数，不仅节省了费用，也防止了油井因压井而造成的热损失及其对地层的伤害。,25,根据辽河油田的资料，若采用177.8mm套管、114.3mm隔热油管，则环空有水时，井筒总传热2028W/m2,环空注入氮气、无水时，井筒总传热系数为10W/m2,即井筒热损失将降低12倍。在新疆九6区J11油藏，注氮气后平均周期产油580t，比上个周期提高218t，周期生产293d，生产时间延长了51d。与纯蒸汽吞吐的井相比，在相同条件下，注氮井平均周期产量达到1026t，周期生产天数293d，油汽比0.45，回采水率104，而单纯注蒸汽井平均周期产油238t，周期生产天数81d，油汽比0.11，回采水率474.。这相当于注氮气使蒸汽吞吐地层弹性能量增加0.66倍。,26,4、注尿素辅助蒸汽驱开采 尿素溶液在温度高于150条件下分解为CO2和NH3气体，CO2从多孔介质中驱油，主要有以下作用：CO2溶解于原油使原油膨胀，降低原油粘度（原油粘度越大，降低的幅度越大），改变原油密度，降低界面张力和毛管力。地层水中CO2含量增加，改变了碳酸盐重碳酸盐的平衡，导致孔隙体积增大，渗透率提高。CO2驱油工艺在全世界76个提高采收率的井场上应用，其中67个在美国（50个在西得克萨斯和新墨西哥州的二叠盆地，那里都在利用天然的二氧化碳资源），其余的是在特立尼达、土耳其和加拿大。,27,（二）稠油冷采工艺技术1、螺杆泵抽稠油工艺技术 螺杆泵(PCPs)是80年代国际上迅速发展起来的一种新型采油机械,由于它匀速运转,无机械和液流的惯性损失,既能适用于一般原油井的生产,又能适用于高粘度、高含气、高含砂油井的生产,因此,螺杆泵技术在稠油冷采中的推广应用大大高于几乎所有的其它开采技术,现在稠油井设施的最优化方法通常就是用螺杆泵代替有杆泵。,28,螺杆泵在工作过程中,工作制度(主要指螺杆泵的转速)的确定尤为重要,合理的工作制度应当与油井的工况及螺杆泵的结构参数相匹配。螺杆泵的理论排量与转子的工作转速成正比:并且螺杆泵的转速的合理确定,是影响螺杆泵生产井正常运行的重要因素。而对螺杆泵转速影响较大的因素是原油的粘度,原油粘度越高,其流动性越差,泵的容积效率下降的越厉害,并因充满度不够,造成螺杆泵、衬套间的局部干摩擦,对泵的寿命就会产生严重的影响。因此,应根据不同的粘度选择相应的转速。,29,2、电动潜油泵举升稠油 电动潜油泵(ESPs)耐温达149,泵效4470%,免修期一般为1419个月。优点是具有处理大流量的能力,排量一般在164100m3/d；下井深度可达4500m。缺点是耐温问题限制了下泵深度；不适用于低产井、高含气井、出砂井和结垢井等。通过改进,对于开采稠油,应选用大型马达和泵,并可调泵级。利用修改的数据设计泵级以处理高粘度的研究非常成功;现在在委内瑞拉Orinoco稠油区用电潜泵每天产油400m3以上,并且设备工作期平均在14个月以上。,30,3、水力活塞泵举升稠油 水力活塞抽油泵是当今下泵深度最深的一种人工举升方法,它可下至5000m以下;最大排量可达795m3/d;泵冲程长度0.3042.434m,冲次数达150次/min;它的主要优点是:泵挂深;排量大;耐温性好、泵寿命长;泵速控制方便:有利于开采高含蜡、高凝固点的油和稠油等。它的主要缺点是:工作效率较低,一般为33%;不适于出砂井、含气量较高的井:对动力液要求严格,对地面设备要求极严，油管强度要求高，深井操作压力上升,会加速地面动力泵和井下泵的失效。,31,4、喷射泵举升稠油 喷射泵没有活动部件,而是借助于动力液和采出液之间的能量转移,达到泵送目的。动力液(水或油混合液)由油管柱泵入,经喷射泵与油层产出液混合,在压能的作用下经油管出油孔从油套环空流到地面。喷射泵下泵深度可达4600m,产量范围一般为14160m3/d。喷射泵除具有水力活塞泵的优点外,还能适应于恶劣环境及出砂井,喷嘴用高耐磨材料制成,更具有耐磨性，喷射泵的使用时间通常比水力活塞泵要长23倍;维修工作量小,有更强的适应性。喷射泵的主要不足之处是,工作效率较低,一般不超过33%:且当举升深度超过3000m后,泵效更会降至20%以下。,32,5、井筒稠油降粘工艺技术 根据油田开发经验,产液粘度低于1000mPas时,油才能被通过井筒顺利举升到地面。稠油降粘通常有降粘通常有3种方法,即升温降粘法、掺稀降粘法和化学降粘法。1）升温降粘一般是采用电加热方式:空心杆电加热；电热杆加热；加热带加热；伴热电缆加热；加热管加热等。,33,电加热分点式加热(井下电磁加热器加热)、线性加热。点加热井随加热深度增加,出口温度下降较大；产液量下降,井口温度下降较快；线性加热井产液量的下降对出口温度影响不大。深层稠油的开采应选择线性加热,以保证井筒温度在拐点温度以上。电加热功率：应用线加热时,随加热功率的增加原油井底温度不变,井筒产液温度上升。对于拐点温度在60以内的普通稠油加热功率控制在6090kW范围;对于特稠油因其拐点温度较高,加热功率必须在100kW以上。加热深度：取决于油井的供液能力和原油物性的差异:对于普通稠油,一般加热深度在1000m左右即可满足开采需要,对于特稠油一般要求泵上、泵下均要加热,加热深度深。,34,电加热油井的合理选择:对稠油井而言,产液量的增加并不能显著地改善油稠的影响,并且稠油井产液量的增加还受到稠油井供液能力和生产参数的限制。因此,选井时应选择供液能力较好且含水较低的油井;这样才有利于发挥电加热的优势和提高电加热井的经济效益。空心抽油杆电加热装置受到油井深度的限制,当井太深,泵挂超过1700m时,无论电缆强度还是加热功率都限制了泵挂的进一步加深,且耗电量大,举升成本太高,工业化使用受限制。,35,2）掺稀降粘采油技术 往井筒掺稀可有效降低稠油粘度。稠油稀释粘度下降遵循双对数规律,降粘效果会很显著，有的稠油,掺入50%稀油,在2050范围内,降粘达90%左右;即使掺入30%稀油,亦可降粘近80%。掺稀油温度越高,稠油与稀油越容易混合:当温度高于50后,温度对稠油稀油完全混合时间的影响减弱,混合时间主要受搅拌强度的影响。掺稀的优点是降粘效果好,粘度无反弹,技术比较成熟,便于集输。缺点是流程复杂,运行费用高，需要稀油源,且泵下掺稀时降低了泵的有效排量,降低了泵效；掺加的稀油可在地面经分馏塔回收并再次利用。,36,掺稀降粘方式可分单管及双管(含空心杆)掺入和泵上、泵下及泵内掺入。吐哈吐玉克油田进行了掺稀降粘试验:油藏埋深23003400m,地层温度7697,地温梯度2.5/100m,原油密度(20)0.950.98g/cm3,地面原油粘度(50,脱气)达到1000020000mPas,原油凝固点在1942。1998年4月开始试验,开展了泵下掺稀及泵上掺稀试验,比先前进行的电加热举升效果好。泵下掺稀泵挂深度1700m,掺入深度1780m,地面泵掺入压力0.5lMPa左右,稠稀比7:3,平均日产稠油10t;泵上掺稀泵挂深度2000m,地面泵掺入压力34MPa,稠稀比7:3,试验1个月后,产油量13t/d,稳定动液面1930m。,37,3）化学降粘采油技术 将一定浓度的化学药剂从油套环空中注入井底,在井下泵的抽吸搅拌作用下与稠油混合,使稠油粘度降低而被采出。化学降粘技术之一是以乳化降粘为代表的降粘技术，在这种乳化降粘技术中,选用较好的降粘剂是非常重要的。较好的降粘剂应具有以下两个特性:第一,对稠油具有较好的乳化性,能形成比较稳定的O/W乳状液,或者对油管、抽油杆表面具有很好的水润湿性,能形成稳定水膜；第二,形成的O/W乳状液不能太稳定,否则影响下一步的原油脱水。,38,辽河油田、胜利油田、吐哈油田、新疆油田都研制出了效果良好的稠油降粘剂。吐哈吐玉克油田的化学降粘剂XT21可减少稠油的流动阻力,提高稠油流动性。1999年3月1725日在玉东1井利用XT21进行的现场试验,以20%稀油为携带液,加降粘剂100200mg/L,可使稠油粘度下降90%以上,使吐玉克稠油泵上掺稀举升工艺在稀油掺入量降低50%以上时仍能维持正常生产。新疆采油工艺研究院研制的清防蜡降粘降凝剂DC-4,降粘降凝效果也很好；在50014井,其凝固点由13降至4(还未凝),粘度由2100mPas降至700mPas。该剂在五区南油田和桑塔木油田经过9口井2个月的现场试验,获得了170多万元的经济效益。,39,（三）水平井开采稠油工艺技术1、水平井提高稠油采收率技术(1)水平井蒸汽吞吐开采稠油 利用水平井蒸汽吞吐开采稠油，美国中途日落油田在蒸汽驱采出程度达到62%后，在油藏下部剩余稠油部位钻3口水平井进行蒸汽吞吐开采，产量比直井高4-6倍。Orinico重油带由于采用多分支井，该区块的最高单井产量已达到571t/d，已钻井110口，累积每天生产17142.9t稠油。辽河、新疆、胜利油田利用水平井开采稠油也取得了好效果，克拉玛依油田一轮吞吐，平均日产油量在11-14t,为临近直井产量的3-5倍。,40,(2)水平井蒸汽驱开采稠油 水平井蒸汽驱是继蒸汽吞吐后的一种可以显著提高原油采收率的方法。水平井蒸汽驱的采油机理主要表现在粘度降低、重力泄油和流体驱替的相互结合,这可使热量在油藏中比蒸汽吞吐时传递的更深,使更多的原油被驱出或被挟带出。水平井蒸汽驱的研究工作从80年代起有较快的发展,90年代中期,美国Loco油田、samer Ranch油田利用FAST(水平裂缝辅助蒸汽驱进行了开采超稠油油藏的试验,采收率超过40%,油汽比均大于0.5。1997年,辽河油田建立了一个FAST试验井组:最佳操作方式为注汽井蒸汽吞吐两个周期、注采井同时预热一段时间后转入蒸汽驱生产。汽驱生产1853d,采出程度为44.3%,油汽比可达到0.213。,41,(3)水平井火烧油层开采稠油 利用水平井火烧油层效果比直井火烧油层效果更佳。Suat Bagci用1口垂直井注空气,1口垂直井和1口水平井采油这样的布井方式进行了火烧油层试验。经试验发现,通过应用水平井减少了空气需求量和燃料消耗量,水平井的波及系数更高:在燃烧量相同的情况下,水平井的原油采收率更高。中等重度原油比低重度原油更容易开采,空气需求量和燃料消耗量更少。辽河油田也对杜84块超稠油垂向燃烧辅助水平井重力泄油过程进行了物理模拟研究。,42,(4)水平井电磁加热法 利用电磁加热和水平井结合开采稠油油藏的一种工艺方法,1990年由Islam等人提出;他们按比例模拟试验,相似模拟研究表明,在底水层与产油层同等厚的情况下,采收率也可高达77%:并且这项技术成本比其他热采技术的成本都低。1991年,Islam等人又介绍了用水平井电磁加热法提高Alaska的Ugnu焦油砂层采收率的模拟情况:数值模拟表明,水平井与电磁加热结合可使采收率有显著的提高。用这种技术可解决冰冻层蒸汽热损失问题,它比SAGD方法具有更高的效率。,43,(5)水平井出砂冷采 1989年,Culf Canada公司所开展的第一口出砂冷采水平井A5投产,该井开始生产后,产油量己上升到50m3/d,是同一地区直井的10倍以上,并有继续上升的趋势。从1991年下半年开始,LASMO石油公司在MClaren稠油油藏中开辟了一个14口水平井的冷采项目。开始生产后,这些水平井产量都很高,一般达40-50m3/d。之所以高产的成功做法是:下入Corod 600型以及Griffin7和8型等大排量螺杆泵;环空注入化学降粘剂,降低扭矩值及泵吸入口粘度。,44,1993年,Texaco石油公司在Frog Lakey油田油层厚度仅3-5m,而原油粘度达25000mPas的Lower Waseca油层开展了水平井出砂冷采单井试验,并取得成功，接着,该公司又开展了一个10口水平井的出砂冷采先导试验项目。l0口水平井出砂冷采项目于1995年正式投产,初期产量较低,一个月后即上升到95-135m3/d，前6个月产出液含砂量为10%-25%,之后降至5%以内。按正常生产井数统计,平均单井产量可达12-17m3/d，达到了先导试验目的。1996年以后,Texaco石油公司在Frog Lake油田将水平井出砂冷采技术大规模推广应用到其它油层。,45,2、水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术 蒸汽辅助重力泄油（SAGD）方法是在蒸汽吞吐和蒸汽驱采收率不太理想的情况下逐渐发展起来的。SAGD是以蒸汽作为热源，依靠沥青及凝析液的重力作用开采稠油。它可以通过两种方式来实现，一种方式是在靠近油层底部钻一对上下平行的水平井，蒸汽由上部的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动，加热降粘的原油在重力作用下流到生产井。随着原油的采出，蒸汽室逐渐扩大。,46,2、水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术另一种方式是在油层底部钻一口水平井，在其上方钻多口垂直井。蒸汽由上部的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动，加热降粘的原油在重力作用下流到生产井。随着原油的采出，蒸汽室逐渐扩大。,47,生产机理:以蒸汽做为热载体，加热降粘利用重力作为驱动原油的主要动力,蒸汽室内泄油方式有两种：一是垂向泄油（即顶部泄油）：蒸汽垂直向上运动并加热顶部沥青，加热降粘的原油向下运动；二是侧向泄油（即斜面泄油）：蒸汽在向上运动的同时，热量也会向侧向传递，加热侧部，使蒸汽室逐渐向侧向发展。侧部流动呈斜面状，加热的沥青沿斜面依靠重力向下流动。在向下流动过程中随着温度下降，粘度逐渐增加，形成一个上薄下厚的流动剖面。,48,利用重力作为驱动原油的主要动力，利用水平井可获得相当高的采油速度，加热原油不必驱动冷油而直接流入生产井，见效快，采收率高，累积油汽比高，除大面积页岩夹层外，对油藏非均质性不敏感。蒸汽辅助重力泄油(SAGD)适用条件:油层连续厚度20m（对于直井与水平井组合，油层连续厚度10m）;原油粘度10000mPa.s;水平渗透率20010-3m2;垂直/水平渗透率比值0.1;油藏埋深1000m;油层中不存在连续分布的页岩夹层。,49,SAGD技术己在加拿大AOSTRA试验获得成功，在加拿大目前有10多个先导试验区，7个商业化开发油田，包括三个直井注汽、水平井采油的油田，目前的总生产井数(井对)超过100，原油产量超过5000t/d。预计SAGD的总产量在2010年达到日产10万t以上。我国辽河油田在杜84块建立了一个SAGD试验区,由6口井组成,2口水平井,4口观察井:SAGD试验于1997年5月开始循环预热阶段,2口水平井同时循环注蒸汽，1997年9月,由循环阶段转入高压SAGD生产,至1997年10月底,已累计生产38d,累积产油925.9t,阶段油汽比0.077。,50,目前,利用单井蒸汽辅助重力泄油（SW-SAGD）技术越来越受到重视，因为SW-SAGD具有比SAGD更明显的优势,具有如下的技术特点:适用的油层厚度范围为5-20m,比成对水平井SAGD适用性更强;用单井代替成对井,钻井轨迹容易控制,钻井成本低;垂直段和水平段全部隔热,热损失小,热效率高;垂力作用稳定,被加热的原油直接进入井筒。该技术的关键是同心隔热连续油管(ICCT)的发明和使用。ICCT是由加拿大NOSCO公司发明并制造的。它是在同心连续油管环空间充满珍珠岩隔热层,内外连续油管间由扶正器保持环空等距。,51,3、利用多侧向水平井提高采油速度 Petrozuata公司在委内瑞拉Orinoco稠油带地区西部Zuata油田开发了29.9104的超稠油油藏。最初是打侧向井来进行生产，后来证实利用多侧向水平井更能加快开采速度，因而改变了开发方案。多侧向水平井的几何形态按照从陆上河系到海上沉积的砂体分布和沉积环境来设计。该公司钻了不同式样的多侧向水平井，包括叠加式双侧向井、叠加式三侧向井、侧翼式双侧向井、侧翼式三侧向井或叫做鸟足式多侧向井和分岔式多侧向井，另外，在多侧向井中还有一种鱼骨式多侧向井的概念，它由一根筛管完井的主通道和许多鱼刺状的没有筛管的侧向通道组成。,52,(1)叠加式双侧向水平井 从单侧向分支的平面上再分出许多小分支达到油藏各个部分，即使侧向总长度不变，还是进一步提高了单井开采速度，多侧向水平井的设计是针对不同的地质特征进行的，这样可以有效地连通油藏，经济有效地开发油藏。,53,(2)鱼骨式多侧向水平井 对于均质油藏来说，鱼骨式多侧向水平井的好处是：很稠的油穿过砂岩到达小分支的距离比到达主干的距离要短，这就加速了原油的开采；对于带隔层夹层或渗透受阻的非均质油藏来说，它的优点更加明显：小分支为原油流向井筒提供了直接的通道，否则原油只能沿着弯曲、不畅通的通道流向井筒，另外，它还可以接近与主干所在砂体不相连的其他砂体，这些砂体本身不足以使用单独一口井或一个常规分支。,54,(3)鸟足式多侧向井 这种井的设计结合了600m1600m矩形泄油区和侧翼是水平井的概念，从两翼中间邻井的下面又打出一个分支，进一步提高了生产速度。钻井过程中标准的井位布置是东西方向各钻370m长的分支，但却有一个740m宽的条带不能向补给区正常泄油。通过钻鸟足式三侧向水平井，加速了该范围内的原油生产。,55,（4）应用各种类型的井组合 做到用比原设计方案少的井位和油井穿过一些相邻的区域。下图所示为矩形泄油区L16,L20和M16,M20的多侧向水平井的开发应用状况，两组油井分别以L17,M17和L19,M19为中心，地面已有井位的矩形区域采用了叠加式多侧向井和一口单侧向水平井来开发，而相邻的矩形区域用侧向式、鱼骨式侧向和鸟足式三侧向井来开发。,56,分 支 井 技 术实例,委内瑞拉奥里诺克 Zuata地区的分支井,57,水平井20430口最大水平段达6118m多底井总水平段长度达到11342m大位移井最大位移10728m,国外钻井技术发展,先进技术水平井大位移井多分支井欠平衡钻井地质导向钻井顶部驱动装置膨胀管技术,挑战深水高温高压环境安全E&D效益降低成本,58,20世纪国内外钻井发展历程对比表,59,分支井技术历程、现状及趋势,60,先进的钻井技术,保证了国外油田水平井、分支井、大位移井开采技术水平的提高。美国每年钻水平井达上千口,加拿大水平井占总井数的8%,国内大油田每年钻水平井几百口。国外水平井的钻井成本是直井的2倍,产量达直井的3倍以上。国外油田利用大位移井开采近百口井,最大水平位移超过10000m,而国内还处于试验阶段。据国外13个石油公司在世界多个地区的统计资料,水平井对直井的日产量增长比率平均为5倍,在东方为6倍,在北海曾达6倍20倍。,61,国内大庆、长庆、胜利、河南、吉林、中原等油区进行了在低渗透油田水平井开采试验,其中胜利油田水平井的产能较高,约为直井的23倍。胜利、辽河、新疆等油区试验水平井开采稠油获得成功。大庆低渗透油田水平井技术得到了应用,并见到了一定效果。为了提高外围低渗透薄油层的采收率,从1991年开始先后在榆树林、头台和朝阳沟油田钻水平井,为开发中低渗透薄层(1m2m)、特低丰度(20104t/km)的葡萄花层钻阶梯式水平井,单井初期日产量可达30t,稳定产量10t。,62,非常规井开采低渗透油气资源是今后的发展方向。国外油田钻井设计向着水平井钻井、老井侧钻、连续油管钻井、小井眼钻井及大位移井和多分支井方向发展,钻井技术向着自动化和智能化以及多学科专业交叉渗透的方向发展。钻井装备和井下工具向自动化控制方向发展;钻井液向适应深井超深井、高温、高压、无伤害方向突破。现场实践证实利用多侧向水平井更能加快开采速度,多侧向水平井的几何形态按照从陆上到海上沉积的实际砂体分布和沉积环境来设计。,63,（四）微生物开采稠油工艺技术 微生物开采重油技术,其经济性和环保性的特点正为人们所接受。微生物利用代谢产物如产生的溶剂、表面活性剂能够降低重油粘度,使重油膨胀,改变岩石表面湿润性,降低界面张力,形成稳定的油水乳状物,提高油的流动和移动特性,从而提高重油的采收率。与传统的提高采收率方法相比，微生物提高采收率方法在几个方面具优势：一是微生物技术所采用的菌体多是从天然环境中获得的，没有污染，其营养物也是可分解的无毒物质；二是微生物方法的费用低，不需要对现场设备进行多的变动，每桶增产原油成本仅2美元。,64,委内瑞拉的SALagunillas油田，用微生物对25口重油油井进行处理，使产量明显增加。其中的4口井每口井处理后产量都有较大幅度的提高，几周内产量达到峰值，其中LL2241井的高产稳产期最长。Singer等人从含重油和沥青质的土样中分离出产表面活性剂的细菌，并通过富集培养筛选出能在重油中生长的菌株。将筛选出的细菌培养在委内瑞拉Monagas原油（2500010-3Pas 中，结果产生稳定的乳状液，降粘程度达到98，能使原油粘度从大于2500010-3Pas降到27510-3Pas。,65,国内西南石油学院、中原油田、青海油田分别从海水、青海花土沟、华岩山油田、南翼山油田、冷湖油田、河南油田等地原油以及南充炼油厂和花土沟炼油厂污水中初筛、培养出微生物2000多种，经反复筛选，排除了1360多种无效及低效的菌种后，获得数百种石油微生物。通过进一步驯化和特殊遗传育种处理，用各种单菌及菌组合分别重点对青海华岩山油田、南翼山油田、胜利油田东辛采油厂、纯梁采油厂金家油田以及辽河油田茨榆陀采油厂和大港等原油做了一系列菌解实验。针对不同原油的性质，选择出降解原油中沥青质的最佳菌组合及培养基配方，并进行了一系列中试实验和工业化生产以及现场应用试验。,66,对华岩山油田19井、咸192井及中4井分别进行了一次微生物注入地层处理（单井吞吐），并连续作了两个月的原油日产量变化观察，3口井作微生物处理后，日均产量提高了9%，热洗周期延长2.1倍,原油质量变好。对咸192井两次取样分析，经微生物处理10余天后，原油的饱和烃含量较处理前增加，而沥青质含量大大降低，从24.5%分别降为1.99%和2.87%,油质变好。大庆油田西部斜坡稠油区块进行了微生物对稠油适应性评价实验。在新站油田选择2口井,结果表明：1.微生物吞吐后原油物性发生很大变化，原油粘度平均下降30.6个百分点，凝固点平均下降1.8个百分点，原油含蜡量平均下降7.1个百分点。2.所选菌种能够适应油藏环境，微生物作用7天后，原有粘度发生大幅度下降，且之后一直保持稳定。,67,大庆油田萨中、萨北过渡带、喇嘛甸过渡带外扩地区油层物性差、原油含蜡量高、粘度高,油田开发难度大。2001年到2003年先后在萨中过渡带四个试验区块、萨北过渡带第三条带选取了3个井组开展了微生物驱替和吞吐现场试验。萨中过渡带凝固点比纯油区高7，含蜡量、含胶量分别比纯油区高5.6和3.6个百分点，特别是原油粘度比纯油区高28.9 mPa.s，因而该地区吸水状况差、生产能力低，经常出现水井间歇注水和油井卡泵现象，导致管理难度和开采难度增大，注水开发采收率低。注入微生物后4口井吸水状况得到明显改善，吸水层数由22个增加到30个，吸水厚度所占比例由31.1%提高到52.9%，增加了21.8个百分点。,68,8口油井从2002年6月进行微生物采油试验后，扭转了井组产量持续下降的趋势，使产量略有回升，含水上升速度得到控制。与试验前对比，日产液由59 t上升到88 t，日产油由15 t上升到21t，日增油6 t。萨北过渡带微生物采油试验后3个井组中的7口井的统计数据可以看出:重短组份C23C42减少60.6%,轻经组份C11C23增加48.31%喇嘛甸油田筛选出过渡带外扩地区11一丙103井组可用微生物菌种，2002年进行了5个微生物段塞的注入工作，累积注入微生物菌液227198m3，微生物原液23.9t。注入45d后，井组内5口油井陆续开始见效，平均含水下降了17.5个百分点，日增液16t，日增油19t。2003年该井组已累积增油4178t，吨微生物增油量为175t。,69,稠油开采技术,国内外采油工程技术对比分析,国内外油田先进的技术,