稠油开发技术PPT演示课件

1,河南油田稠油开发技术,2013年9月,1,2,第一部分稠油油藏及开发工艺简介,2,3,采油二厂共投入开发井楼、古城、王集、新庄及杨楼五个油田28个开发单元，含油面积47.5km2，动用地质储量5952万吨。,3,4,河南油田稠油油藏具有“浅、薄、稠、松、散、小”的特点,油藏埋藏浅：埋深90-1500m，绝大多数小于500m。油层厚度薄：油层单层厚度1-4m，层系组合厚度2-15m。原油粘度高：脱气原油粘度90-160000mPas，其中特超稠油储量占探明储量的49.8%。油层胶结松：稠油油藏因其埋藏浅，成岩性差，油层胶结疏松。油层分布散：纵向上含油井段长，开发层系纯总厚度比0.2-0.8，一般在0.5左右。油藏面积小：油藏单个开发单元含油面积0.12.0Km2，油砂体面积一般为0.1-0.5km2。,一、油藏特点,4,5,国内稠油分类标准及开采方式,5,6,蒸汽吞吐边水推进速度快，采收率低；资源利用率低,EX21井,二、稠油开发主要矛盾分析,复杂小断块稠油油藏，注蒸汽开采难度大,1,6,7,油层薄、热采过程中热损失大。周期生产时间短，注采转换频繁。产量低，油汽比低。资源利用率低,特薄层稠油热采经济效益低，开采风险大,2,7,8,单井吞吐周期数高（11个）、采出程度高（25.8%31.3%)，周期产量下降较快，日产水平低,高周期吞吐后期，开采效果变差,3,8,9,汽窜程度加剧：汽窜已从井间干扰、单向窜转变为多井互窜、双向窜；汽窜井排水期长：排水期达30-40天。,汽窜井次多：影响产量一万吨左右；,汽窜严重，影响了注汽开发效果,4,9,10,由于原油粘度高，细粉砂油层且胶结疏松，吞吐过程中造成出砂严重，2005年出砂井占维护性作业的57%，影响油井生产时率。,出砂井,井楼油田七区出砂井分布图,出砂严重，冲砂检泵作业频繁，生产时率低,5,10,11,河南油田稠油开发的历史本身就是一部科技创业史。河南稠油开发针对稠油“浅、薄、稠、松、散、小”等特点，紧紧依靠科技进步，通过采油工艺技术的进步实现浅薄层稠油的规模开发和效益开发。通过不断改进和完善开发工艺，形成了独特的浅薄层稠油开采配套技术。,三、河南油田稠油开发历程,11,12,开发试验阶段(1986-1988),工业化开发阶段（1989-1991）,稳产开发阶段（1992-2003）,产量上升阶段（2003-目前）,开发历程,工艺技术突破阶段,技术发展与完善阶段,技术新突破阶段,12,13,开发试验阶段(1986-1988),工业化开发阶段（1989-1991）,稳产开发阶段（1992-2003）,产量上升阶段（2003-目前）,开发历程,河南油田稠油开发主要经历了以下四个阶段:开发试验阶段(1986-1988)：开展单井蒸汽吞吐试采,相继开辟了零区、一区和泌浅10区不同类型稠油油藏蒸汽吞吐开采试验区，稠油产量5.8万吨，蒸汽吞吐油汽比达到0.47。主要技术创新：不动管柱转抽工艺、稠油热采注汽工艺、集输工艺技术。工业化开发阶段（1989-1991）：相继投入注蒸汽开发五个区块，普通稠油常规注水开发三个区块，稠油产量上升至18万吨。,13,14,开发试验阶段(1986-1988),工业化开发阶段（1989-1991）,稳产开发阶段（1992-2003）,产量上升阶段（2003-目前）,开发历程,稳产开发阶段（1992-2002）：深化研究剩余油分布和油层储热状况，围绕提高资源利用率和采收率,进行了加密井蒸汽吞吐、加密吞吐后小井距蒸汽驱和出砂冷采等技术的研究及先导试验，在立足老区而热采储量投入很少的情况下，稠油产量稳在24-28万吨，油汽比稳在0.35以上。,14,15,开发试验阶段(1986-1988),工业化开发阶段（1989-1991）,稳产开发阶段（1992-2003）,产量上升阶段（2003-目前）,开发历程,产量上升阶段（2003-目前）：稠油难采储量动用、滚动勘探和新庄、杨楼两个新区投产，增加王集油田，稠油产量连续上升到54万吨，2006年产量上升到60.8万吨，2011年产量上升到66万吨。主要支持技术：斜直井开采工艺技术、薄层稠油开采技术、复杂断块稠油开采技术，防砂、调剖堵窜工艺技术和注氮相关技术等。,15,16,蒸汽吞吐概念蒸汽吞吐，也叫蒸汽激励、循环注蒸汽。它是先将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，接着关井几天，进行焖井，加热油层中的原油，然后开井生产，整个过程是在同一口井中进行的。当瞬时采油量降低到一定水平后，进行下一轮的注汽、采油，如此反复，周期循环，直至增产油量经济无效或转变为其他开采方式为止。,蒸汽吞吐,注汽,焖井,放喷,转抽,周期末,四、稠油开发主要技术手段,16,17,蒸汽吞吐技术,蒸汽带,热水带,冷油带,注汽,闷井,产油,蒸汽吞吐一周期示意图,17,18,18,19,蒸汽吞吐机理：利用注入蒸汽的热加热井底附近的油层和原油，使油的粘度降低，从而在油藏天然能量驱动下流入井筒降低原油粘度解堵流体及岩石的热膨胀作用改变岩石的润湿性、地层压实作用,蒸汽吞吐技术,19,20,蒸汽吞吐的优缺点：优点：工艺简单，见效快可以加快采油速度，在较短时期内大幅度增产原油；通过多周期蒸汽吞吐，预热油层，降低油层压力，为下一步汽驱做好准备；较快地回收一次投资，提高经济效益。缺点：采收率较低采收率较低：和常规采油方法一样，靠天然能量采油，一般只有15-20，由于冷热周期变化，对井的损害较大,蒸汽吞吐技术,20,21,蒸汽驱,蒸汽驱技术概念：蒸汽驱：是指按优选的开发系统开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。当瞬时油汽比达到经济界限时，蒸汽驱结束或转变为其他开采方式。,21,22,蒸汽驱技术,蒸汽带,热水带,冷油带,注汽井,生产井,生产井,蒸汽驱过程示意图,22,23,楼资27井区蒸汽驱,23,24,井,井,高压分汽阀组,高压分汽阀组,配汽阀组,注汽干管注汽支管,单井注采合一管线,集输阀组,集油站,稠油联合站,集输阀组,稠油联合站,掺水阀组,掺水阀组,五、注汽、集输、注水工艺,24,25,稠油联合站,王集转油站,杨楼8集油站,BQ67区10集油站,BQ57区9集油站,柴庄转油站,3集油站,7集油站,4集油站,6集油站,5集油站,楼八区注水站,王集注水站,井楼油田,古城油田,新庄、王集油田,集输系统工艺流程图,2集油站,1集油站,计量站,油井,集输工艺流程,25,26,注水开发普通稠油区块有七个区块,井楼油田,古城油田,注水,八区,B123、124、125区,东区、泌242区、柴庄区,王集油田,注水工艺流程,26,27,稠油联合站平面布置图,功能？,脱水区,污水处理区,六、联合站处理工艺,原油外输区,27,28,第二部分河南油田稠油开发配套技术,28,29,一、稠油热采注采一体化技术,29,30,稠油试采阶段采用的工艺及存在问题,稠油试采阶段采用的工艺：1、下光油管注汽2、焖井热交换3、放喷4、转抽,存在问题：1、油层薄，周期生产时间短，作业频繁；2、由于油井温度高，不能及时转抽，热效率低。,30,31,注汽过程中使用耐高温密封装置,抽稠泵,不动管柱转抽工艺,31,32,不动管柱转抽技术,配套抽稠泵，可实现提光杆注汽，放喷，放下光杆转抽，减少了作业环节，提高了热利用率。,32,33,注汽状态,33,34,直井注采一次性管柱,斜直井一次性管柱,34,35,水平井注采一体化管柱,该泵游动阀、固定阀均为机械式开启阀,取代了常规式球阀，环形固定阀在泵体上部。当柱塞放到泵底时，工作光杆上端有一缩径接头置于环形阀当中，留出注汽通道，同时柱塞下部游动阀也与柱塞脱开，形成通道，此时泵上下贯通，即可注汽，转抽时，只需上提杆柱，调好防冲距即可开抽生产。该技术可以实现水平井注采一体化生产，实现重复隔热注采；抽油泵可以下至水平段。,35,36,对水库、村庄等难运用储量采用斜直井开采,常规直井开采,二、斜直井和水平井开采工艺技术,36,37,浅层大位移稠油水平井开采技术,河南稠油油田先后投产水平井23口，通过近两年技术攻关，形成了水平井优化设计技术和偏心泵稠油注采一体化举升等特色技术，保证了水平井正常生产。水平井挤压充填防砂技术率先取得成功试验，应用5口井；水平井隔热注采一体化技术提高了热效率，应用16口井；水平井机械桥塞封堵工艺技术首次应用，实施2口井。,37,38,井楼油田一二区8-9层：油层埋深浅：154.4-209.6m超稠油：84919mPa.s胶结疏松，易出砂其中，楼平2井创造国内造斜点最浅（20m）、中石化位垂比最大（位垂比2.5）、垂深最浅（A靶垂深155.19m）水平井纪录。,配套技术,全相位射孔,水平井挤压充填防砂,38,39,39,40,40,41,出砂冷采技术出砂冷采的主要机理为：一是大量出砂形成蚯蚓洞网络：油层疏松，能形成蚯蚓洞，大幅度提高产能；二是稳定的泡沫油流动：有溶解气（8m3/m3以上)的饱和油藏，形成泡沫油，采收率高；,三、稠油出砂冷采工艺技术,41,42,2000年6月G4906井稠油出砂冷采试验的成功，填补了国内稠油出砂冷采的工艺空白。在新庄油田得到推广应用,稠油出砂冷采工艺技术,42,43,四、热采井调剖堵窜技术,43,44,3,8.9层汽窜方向,11层汽窜方向,1-3层汽窜方向,LZ23,调剖前调剖后,1150,问题热效率低采油井不能正常生产原油采收率低,在稠油热采开发中后期，汽窜井次增多、汽窜加剧（汽窜已从井间干扰、单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、层间窜发展）、汽窜期长、排水期达30-40天，造成热能的大量损失。,热采井调剖堵窜技术,44,45,针对热采井汽窜现状,加大了汽窜治理力度。研制应用了BSC-1调剖剂、开展新型粉煤灰调剖剂研制与应用、氮气泡沫调剖等应用和研究工作，初步形成调剖配套技术。,45,46,在室内实验的基础上，从粉煤灰粒度、初凝时间、悬浮性、封堵率等方面进行了配方研制。选择不同油藏类型，进行现场试验。目前已完成11口井的现场施工，见到了好的效果。,研制和应用新型粉煤灰调剖剂,46,47,BSC-1调剖剂,GCS-1粉煤灰高温调剖剂,47,48,薄层轻度汽窜型氮气泡沫堵窜,楼71121汽窜图,5.0,48,49,古6605井油层和射孔数据表,G6608,G6607,G6304,G6807,G6605,G6608,G632,8.2米,厚层剖面动用差异型氮气泡沫调剖,49,50,古6605井氮气泡沫调剖实施效果,8周期调剖,50,51,井楼油田楼80725井油层和射孔数据表,井楼油田八区H32层水淹示意图,楼80725井组合测井曲线,厚层边水突进型氮气泡沫堵水,51,52,楼80725井实施效果,52,53,楼1182井射孔数据表,楼1182井井位图,厚层严重汽窜型复合调剖堵窜,53,54,楼1182井调剖后生产效果,有效厚度17.2米，累计产油8137吨，采出程度37.8%，1.02日复合调剖,复合，12周期,54,55,自油田开发以来,在浅薄层稠油热采井防砂方面进行了不断攻关,但未取得技术突破。,2004年以前防砂技术使用情况,五、稠油热采井防砂技术,55,56,自主研制的低温充填防砂剂,技术指标,防砂剂,电镜照片,为解决该项技术难题,工程所成立攻关小组,开展劳动竞赛，配套激励政策，实行科研项目岗位津贴制度。通过大量室内试验和现场试验,对防砂剂配方反复调整.研制出具有较高渗透率的低温人工井壁防砂技术,解决了井楼油田三七区等浅薄层稠油防砂技术难题.,56,57,挤压充填防砂工具,冲管吊卡,绕丝筛管,防砂补偿器,注汽压力平衡器,高压滑动井口,不锈钢金属毡滤砂管示意图,1接箍2外保护管3外滤网4金属毡5内滤网,在对国内外先进技术调研的基础上，引进和规模应用了挤压充填和挂滤防砂技术，扭转了稠油防砂的被动局面,57,58,机械防砂工艺特点对比表,结合挤压和挂滤防砂的优点，创造性研制应用循环充填防砂技术，形成完善的浅薄层防砂技术体系,循环充填防砂技术,58,59,稠油热采井防砂技术现场应用550井次，措施有效率由原来不到50%提高到98%，老井生产时率由72.8%提高到92.8%，新井生产时率由62.1%提高到95.7%，减少了油井出砂维护作业，共增油11104吨，增效8000万元，为油田的规模开采和效益开采提供了技术支撑。,作业频次变化情况,59,60,完善配套化学增效、化学降粘、高凝油开采、地层催化复合降粘等技术，改善了热采开发效果。,六、化学辅助吞吐技术体系,60,61,化学增效,化学降粘,化学降凝,对于生产周期相对少，地层有一定的能量，单纯由于原油粘度高，而无法正常生产的油井，采用化学降粘。,对于周期生产时间较长，地层有一定亏空，采用化学增效注汽既可以降低原油的粘度，也可增加驱动能量，提高油井的产液能力，改善油井生产状况。,高含蜡油井，采用化学降凝配套技术疏通渗流通道，扩大蒸汽波及体积，提高注汽效果，确保油井正常生产。,化学辅助吞吐,催化降粘,使稠油在催化剂的作用下，稠油与水蒸汽之间发生的水热裂解反应，使高碳数的稠油发生部分裂解，从而降低稠油的粘度。,61,62,河南油田现有特、超稠油难采储量1000104吨，由于粘度过高，出砂严重，常规热采工艺技术已不能完全适应此类油藏的开采。通过技术的集成应用，攻克了超稠油难采储量开采技术难题。,七、超稠油开采配套技术,62,63,综合配套技术,63,64,八、常用的氮气辅助吞吐技术,1、氮气助排技术2、氮气化学吞吐3、氮气泡沫调剖4、氮气吞吐技术5、泡沫辅助蒸汽驱技术,64,65,原理扩大蒸汽的波及体积：油井在注汽时，通过油套环形空间连续向地层注入氮气,利用氮气良好的膨胀性,扩大蒸汽的波及体积。调整吸汽剖面：注入氮气可使油层吸汽更加均匀，启动低渗透层。增加驱动能量：驱动地层中的原油及冷凝水迅速返排,达到增加地层能量，提高回采水率,改善油井生产效果的目的。降低生产压差：举升过程中，由于产出液中混有氮气，可降低井筒液柱压力，增加生产压差。,1、氮气助排技术,65,66,4周期,5周期氮气助排15000标方,高峰期产油25-29吨,增油291.1吨.,66,67,2、氮气化学吞吐技术,（1）具有氮气助排的全部功能（2）大幅度降低原油粘度：降粘剂与稠油作用，形成水包油型乳状液，降低原油粘度，同时，注入氮气的过程中扩大了降粘剂的波及体积，生产过程中，由于气体的涡流作用，更容易形成水包油型乳状液。（3）提高洗油效率：表面活性剂可降低油、水界面张力，改善岩石表面润湿性，提高