稠油热采新技术.ppt

《稠油热采新技术.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《稠油热采新技术.ppt（76页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、稠油热采新技术,李明川,石油大学（华东）石油工程学院,提高原油采收率(EOR)方法,提高采收率(EOR)方法范围比较广泛，包括利用天然能量和人工注水保持地层能量开采原油之外的其它提高油藏采收率的开采方法，与国外的IOR（Improved Oil Recovery）方法接近。IOR包括两大类，即ASR（Advanced Secondary）方法和EOR（Enhanced Oil Recovery）方法。,一、国内外稠油油田开发现状 1.国内（辽河、新疆、胜利）2.国外（美国、加拿大、印尼）二、稠油开采中存在的问题 三、稠油开采新技术 1.稠油热采工艺技术 2.稠油冷采工艺技术 3.水平井开采稠油

2、工艺技术 4.微生物开采稠油工艺技术,目录,从1992年起，全国稠油产量上升到 1000104t以上，2002年达到1314.2104t。,年,一、国内外稠油油藏开发现状,高升油田,牛心坨油田,曙光油田,小洼油田,海外河油田,月海油田,欢喜岭油田,平面上集中分布在西部凹陷西部斜坡带,其次为西部凹陷东部陡坡带和中央隆起南部倾没带,辽河油区是我国稠油主要生产区，蕴藏着丰富的稠油资源，主要分布在西部凹陷西斜坡带，探明含油面积200.5km2，原油地质储量1.02109t，发现稠油区块53个。,辽河油区稠油分布,辽河油区稠油产量构成,辽河油区稠油开发现状,2002年底动用石油地质储量：0.76109t

3、,开井率71,年产油 826.8104t采油速度 1.08采出程度 15.85已采出可采储量的 72.14剩余可采储量采油速度 15.06,辽河油区热采稠油开发现状,平均吞吐 9.5轮次年油汽比 0.48油层压力 2.0-5.5MPa已采出可采储量的 76.6剩余可采储量的采油速度 18.56,新疆油区热采稠油开发现状,新疆油田稠油分布在准噶尔盆地西北缘和东部两大油区，累积探明地质储量0.264109t，其中西北缘稠油探明储量占96.8%。,新疆油区热采稠油开发现状,自1984年开始投入注蒸汽开发，至2002年已累积产油3200.4104t，累积油汽比0.25，采出程度21%。年产稠油3001

4、04t左右，占全油田年产油量的30%。,新疆油区热采稠油开发现状,油汽比变化曲线,新疆油区热采稠油开发现状,蒸汽吞吐：累积产油2503.9104t，累积油汽比0.28，采出程度17.0%。新疆油田已进行大规模工业化蒸汽驱开发。蒸汽驱：累积产油704.5104t，累积油汽比0.19，采出程度8.9%。年产量已达90104t左右，实现大规模蒸汽驱开发的主要为九1-九6区齐古组油藏。,主体动用面积82.5km2，储量1.54108t，占56%,未动用面积23km2，储量0.38108t，占14%,截止2000年8月，胜利油田探明稠油面积169km2，储量0.276109t,动用面积62.6km2，储

5、量0.84108t，占30%,胜利稠油热采开发形势和现状,胜利油区各油田热采稠油储量动用状况,胜利稠油热采开发曲线,142.5104t,85%,美国 ChevronTexaco 典型稠油区块,Kern River 油田：Bakersfield（贝克斯菲尔德）,California,KERN RIVER FIELD,JPM/DSM4 J9800209,6,油 藏 参 数,900,900,90,90,50,50,13,13,4500,4500,31,31,2000,2000,45,45,60,60,3,3,homocline,homocline,Pleistocene,Pleistocene,We

6、ll Depth(ft),Well Depth(ft),Reservoir Temperature(F),Reservoir Temperature(F),Reservoir Pressure(,Reservoir Pressure(,psia,psia,),),Oil Gravity(API),Oil Gravity(API),Oil Viscosity(,Oil Viscosity(,cp,cp,90,90,F),F),Porosity(%),Porosity(%),Permeability(,Permeability(,md,md,),),Pre-Flood So(%),Pre-Floo

7、d So(%),Net Sand Thickness(ft),Net Sand Thickness(ft),#of Sands,#of Sands,Structure,Structure,Geologic Age,Geologic Age,400-1000,400-1000,80-95,80-95,40-100,40-100,10-15,10-15,500-30,000,500-30,000,25-36,25-36,1000-5000,1000-5000,0-65,0-65,30-250,30-250,1-8,1-8,Pliocene-recent,Pliocene-recent,Averag

8、e,Range,o,o,.5,.5,JPM/DSM4 J9800209,7,Kern,River 油田生产历史,Kern River 生产历史,Primary Bottomhole Heater（井底加热器）Steam Stimulation Steamflood Area by area from bottom to top5 Acre,2.5 Acre,1.25 Acre 5 spots Steamflood Multi-zones Heat Management,加拿大Fishing Lake(Frog Lake),Fishing Lake(Frog Lake)油田油藏参数,Net Pa

9、y5 Zones:12-20 ft eachDepth,ft1390-1970Oil Gravity,oAPI10-14Oil Saturation,%70-80Porosity,%30-33Permeability,D1-5Viscosity,cP(ambient)20,000-50,000Reservoir Pressure,psig400Reservoir Temperature,oF65,Fishing Lake 油田生产历史,Discovered in 1959 53 Sectons,34,000 acres 5 perspective zones 40 wells drilled

10、from 1959 to 1987 1965-1968 Cyclic steam(220 BOPD peak,130 BOPD avg.sanded up)1985 cold production 4 wells,unsuccessful 1990 cold production-reactivated 6 wells,drilled 3 new wells 1993 cold production Horizontal well 100 BOPD 1995 10 Horizontal Well Program 1997 Full field Expansion 1998 Sold,印尼 Du

11、ri Steam Flood Project,On the island of Sumatra（苏门答腊岛）Indonesia,10 KM x 5 KM,Duri Field 概况,胜利油区稠油蒸汽吞吐平均单井日产油,二、目前稠油开采存在的问题,高轮次吞吐，生产效果差,胜利油区稠油热采开发数据表,2.综合含水高，采出程度低,胜利油田稠油粗筛选油藏参数表,胜利稠油靠目前现有技术，经济、有效的适合转蒸汽驱的油田为孤东九区和孤岛油田孤气九，地质储量 为780万吨。,3.蒸汽驱难以形成规模,4.难开发稠油油藏,技术难点之一：原油相对较稠而且渗透率低，流动系数较小,热采改善开发效果评价表,技术难点之二：

12、储层夹层多，储层非均质性较强,ES411+2小层中发育夹层数量多，平均单井钻遇夹层占油层的12%左右,由于11、13小层的顶部发育有生物灰岩薄层，而生物灰岩储层的渗透率远远小于砂岩储层，这就大大增加了储层的非均质程度。在低渗透、强非均质的多孔介质中增加了原油的有效粘度。,夹层,技术难点之三：存在高温强水敏,高温下面120块具有强水敏,常温下面120块具有中等水敏,面120油层渗透率在2040010-3m2之间，高温水敏可使渗透率下降到原来的10左右，井底附近的实际渗透率可能为24010-3m2，只有胜利油田热采筛选标准要求的5%、国外筛选标准的10%，还不到乐安、单家寺等油田的1%。,井整体蒸

13、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：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。,特点：（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。,三、稠油开采新工艺新技术,1、多井整体蒸汽吞吐,（一）稠油热采工艺技术,（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

14、效率增加，开发效果也就相应变好。,（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。,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。,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）。,辽河油田杜229区块,多井整体吞

15、吐筛选标准,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。委内瑞拉Hamaca油田，原油重度为800API，50时粘度为25000 mPas，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。,2、注蒸汽-丙烷加速超重原油开采,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

16、-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。,试验结果表明：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。,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，由油管注入蒸汽，油套环空注入氮气。（1）可减小井筒热损失，又能降低套管温度，保护套管。（2）注蒸汽的同时注入氮气，氮气将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

17、井因压井而造成的热损失及其对地层的伤害。,3、注氮气辅助蒸汽吞吐,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，这相当于注氮气使蒸汽吞吐地层弹性能量增加0.66倍。,辽河油田资料表明：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。,CO2溶解于原油使原油膨胀，降低原油粘度，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。,4、注尿素辅

18、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：,1、螺杆泵抽稠油工艺技术,（二）稠油冷采工艺技术,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。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。,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

19、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。,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

20、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。,3、水力活塞泵举升稠油,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

21、,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。,4、喷射泵举升稠油,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。,5、井筒稠油降粘工艺技术,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

22、粘近80%。（1）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。（2）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。,2）掺稀降粘采油技术,吐哈吐玉克油田进行了掺稀降粘试验: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

23、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。,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。,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。化学降粘技术是以乳化降粘为代表的降粘技术，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。,3）化学降粘采油技术,吐哈吐玉克油田的化学降粘剂XT21可

24、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。,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。,(1)水平井蒸汽吞吐开采稠油

25、,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。,（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,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

26、%,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。,(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。,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。

27、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。,(3)水平井火烧油层开采稠油,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

28、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。,(4)水平井电磁加热法,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

29、降粘剂,降低扭矩值及泵吸入口粘度。,(5)水平井出砂冷采,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。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。,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

30、。随着原油的采出，蒸汽室逐渐扩大。,2、水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术,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。,2、水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术,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：,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

31、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。,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。,2、水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术,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。

32、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。,2、水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术,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

33、,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。,2、水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术,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。,3、利用多侧向水平井提高采油速度,(1)叠加式双侧向水平井,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：

34、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。,(2)鱼骨式多侧向水平井,3、利用多侧向水平井提高采油速度,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。,(3)鸟足式多侧向井,3、利用多侧向水平井提高采油速度,做到用比原设计方案

35、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。,（4）应用各种类型的井组合,3、利用多侧向水平井提高采油速度,分 支 井 技 术实例,委内瑞拉奥里诺克 Zuata地区的分支井,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

36、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。,（四）微生物开采稠油工艺技术,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。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

37、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。,（四）微生物开采稠油工艺技术,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

38、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。,（四）微生物开采稠油工艺技术,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

39、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。,（四）微生物开采稠油工艺技术,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

40、，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。,（四）微生物开采稠油工艺技术,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。,（四）微生物开采稠油工艺技术,国内外稠油热采技术对比分析,国内外油田先进的技术,Thank You！,