超深稠油蒸汽复合吞吐技术及冷采技术国内调研分析课件

深层特稠油有效动用技术论证2013年4月汇报提纲稠油开发技术调研可行性技术分析及框架方案三二国内稠油分类标准及开采方式分类主要指标辅助指标开采方式名称级别粘度（mpa.s）相对密度稀油＜50（油层条件）＜0.9000注水开发普通稠油ⅠⅠ-150～100（油层条件）＞0.9000可以注水Ⅰ-2100（油层条件）～10000（脱气原油）＞0.9200热力开采为主特稠油Ⅱ10000～50000（脱气原油）＞0.9500热力开采为主超稠油Ⅲ＞50000（脱气原油）＞0.9800开采方式攻关蒸汽与非凝析气推进(SAGP)技术蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)稠油热采点击输入标题信息二、稠油开发技术调研蒸汽吞吐蒸汽驱火烧油层多井整体蒸汽吞吐1复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2/尿素等）

23水平压裂辅助蒸汽驱(FAST)技术间歇蒸汽驱一注多采技术水热裂解、井下加氢、地下催化等辅助蒸汽吞吐技术412345热水驱1234热活性水驱多元复合热水驱（碱/聚合物/活性剂）空气、热水交替驱高温聚合物驱5非混相驱-N2/CO2高速脉冲注蒸汽吞吐技术（HRPI）二、稠油开发技术调研IIIIIIIV出砂冷采注CO2、N2、天然气、烟道气等化学剂吞吐（活性剂、热化学、粗苯等）微生物吞吐稠油冷采Ⅴ碱驱、聚合物驱、水驱Ⅵ其他技术：超声波、低频振动等采油技术二、稠油开发技术调研稠油开采技术应用成熟度图例三、可行性技术分析及框架方案稠油热采技术一）1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

1）活性剂-----技术机理扩大蒸汽与加热稠油的比表面积．提高蒸汽的热效率和改变油层中的油水流态．降低油层流体的体相粘度．改善蒸汽注入的均匀性(油层的纵向动用程度)改变孔隙中流体与岩石的界面性质，降低孔隙流体在孔隙界面的滑动液膜粘度，改善蒸汽注入的扩张性(油层的平面扩展）。有效降低油层原油粘度、增加原油流动性、疏通油层、补充地层能量、有效驱动原油向井口流动。提升注入蒸汽的返排率。三、可行性技术分析及框架方案1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

油田辽河曙光采油厂胜利孤岛采油厂胜利乐安油田应用时间2001-20051996-19971995-2000施工井数10023（11）175油层中深/m930-95013001100-1300油层厚度/m2-8712-15地层温度/℃40-5060-6560-75配方体系非离子乳化减阻剂+阴离子润湿剂+防膨剂聚醚+有机溶剂XG-2乳化降粘剂注入浓度/%1-210.1处理半径3-85-85-8施工工艺注气前、中、后均有注气前平均注入量/m350-6050-40050-600稠油粘度/×104mPa.s（50℃）8.49-160.5-2.50.17-4.4单井周期增油/t260-6001233600周期回采水率%20-30120-16020-301）活性剂-----应用现状活性剂辅助蒸汽吞吐开采技术目前已成为稠油热开采的一种常规方法，该方法20世纪80年代在委内瑞拉发展起来，美国加利福尼亚州采用非离子型表面活性剂TFSA开展了4口井的现场试验,产油量增加了18604m3。国内主要在辽河、胜利、河南油田进行了一定规模的现场试验。热化学吞吐各油田应用情况汇总表1）活性剂-----实施框架方案配方体系：耐高温、耐高矿化度活性剂+防膨剂注入工艺：注气前、注气后注入量：600～1500m3活性剂浓度：0.5～2%处理半径：5～8m单轮次试剂费用预算：10～90万预计增油/增收：300-500t/120万～200万（含税价格）三、可行性技术分析及框架方案1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

三、可行性技术分析及框架方案2）CO2-----技术机理溶解降粘：溶解于稠油中，降低稠油粘度，增强油相流动性（羧化作用，降低油分子间引力），改善油水流度比，提高蒸汽驱替效率。降低界面张力：改善油水界面亲和力，增加界面活性，降低残余油饱和度。提高蒸汽波及体积：与蒸汽形成气泡，堵塞孔喉，产生贾敏效应，暂堵高渗透层，提高蒸汽波及体积。补充地层能量：溶解于稠油中，使稠油体积膨胀，产生溶解驱作用，此外，当地层压力低于饱和压力时，逸出原油补充地层能量，提高驱油效率。酸化解堵：溶解于水中，呈酸性，解除部分杂质。1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

三、可行性技术分析及框架方案2）CO2-----应用现状1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

国外：从上世纪50年代国外就开始进行CO2驱油研究，目前在美国、土耳其、苏丹、特立尼达和多巴哥等国均进行了现场应用，均取得了增油效果。从调研情况来看，目前国外CO2驱油技术主要应用的油藏为普通稠油油藏，油藏温度下粘度低于500mPa.s，在考虑经济成本的情况下，多单独注入CO2。三、可行性技术分析及框架方案2）CO2-----应用现状1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

国内：国内从上世纪60年代起开始研究CO2驱油技术。目前在辽河、胜利、江苏等油田均进行了矿场试验，取得了一定的增油效果。同国外一样，国内CO2驱油技术多用于普通稠油油藏，单独注入。对于超稠油油藏，单独注CO2会导致地层冷伤害，出现无法产液的情况。辽河冷37-51-582井、胜利坨826–平1等井均开展了CO2辅助蒸汽吞吐矿场实验。辽河冷37-51-582井：初期进行单独CO2吞吐，油井堵塞，后注30t低干度蒸汽解堵未成，又注2000t高干度蒸汽解堵，油井恢复生产。胜利坨826–平1井：原油粘度高（20～

50×104mPa.s，50℃），注蒸汽前注160tCO2处理，共进行2轮次吞吐，日产油由17t增至28t。

胜利孤东采油厂：2009年共进行了41口现场实验，单井注入CO220-40t，累计增油2万吨。（评价认为CO2注入量少）三、可行性技术分析及框架方案2）CO2-----实施框架方案注入工艺：注气前挤注注入量：5～20t/m（150～600t）参考江苏、华东油田设计量注入速度：30～50t/d注入压力：不超破压单轮次CO2费用预算：30～120万（2000rmb/t）预计增油/增收：300-600t/120万～240万（含税价格）1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

三、可行性技术分析及框架方案1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

为进一步提升CO2辅助蒸汽吞吐效果，胜利、辽河等油田进行了三元复合吞吐技术（活性剂、CO2、蒸汽）矿场实验，取得了一定的增油效果。胜利坨826–平1井：注蒸汽前注40t降粘剂+160tCO2，共进行2轮次吞吐，日产油由17t增至28t。辽河：2004-2008年CO2三元复合吞吐技术共施工506井次，累计增油12×104t，平均单井增油237t，对比实施前，生产时间延长18d，周期产油提高129t，周期产液增加432t。三、可行性技术分析及框架方案3）N2-----技术机理增加携热能力，降低残余油饱和度：氮气在地层中微溶于水中形成微气泡，一方面推动蒸汽向前运移，增强导热作用，增加蒸汽携热能力；另一方面，氮气进入岩心后，优先占据多孔介质中的油通道，使原来呈束缚状态的原油成为可动油，从而降低了残余油饱和度氮气的压缩膨胀作用分散和改变了原油流动形态，增强了原油流动性：先注氮气后跟进蒸汽，被原油捕集的压缩氮气受热膨胀聚集，使连续的油被小的氮气段塞分隔为段塞式油，原油的连续性被打破，流动形态发生改变，相互之间的作用力减小，原油流动性增加，有利于采出。扩大蒸汽的波及体积，补充地层能量，提高回采水率强化蒸汽蒸馏效应：在注蒸汽过程中加入氮气使混注汽化压力降低，起到了减少热损失，保持蒸汽温度，减慢蒸汽干度的降低速度，进而强化了原油中轻质组分的蒸馏作用1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

三、可行性技术分析及框架方案1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

油田辽河冷家油田胜利八面河油田胜利乐安油田克拉玛依九7+8区块江汉油田应用时间2001-20032004-200620042005-20092008施工井数118292637岩性砾岩和砾状砂岩细粉砂岩细砂岩砂岩油藏埋深/m945-1100880-960180500-600油层有效厚度/m6-88-1010-20地层压力/MPa17.3108-101.8-2地层温度/℃635518平均孔隙度/%24.120-3535.731.8平均渗透率/×10-3μm276520-40024802250地面稠油粘度/×104mPa.s（50℃）0.1-0.50.51-30.2-1.5施工工艺混合注入混合注入单注/混注单注/混注平均注入量（液氮）/m380（每井次）20-507050-8020-40单井周期增油/t20-160750-840105735-309增油不明显周期提升回采水率%18.41914.3氮气辅助蒸汽吞吐各油田应用情况汇总表3）N2-----应用现状氮气辅助蒸汽吞吐技术目前在国内辽河、胜利、新疆、江汉、河南等油田均进行了一定规模的现场应用，取得了明显的增油、排液作用。其中辽河1998-2003年各采油厂共进行了1400多次的现场应用，累计增油3万吨。三、可行性技术分析及框架方案1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

3）N2-----应用现状从室内研究及矿场应用来看，N2辅助蒸汽吞吐技术在稠油开发中主要存在以下几个方面的问题：

1）N2在稠油中的溶解度很小，不起降粘作用，其增产机理主要为提高蒸汽的波及体积及补充地层能量。

2）对于特、超稠油其增产效果相对较差，对于粘度小于5000mPa.s（50℃）的稠油具有较好的增产及助排效果（辽河应用总结）。3）注液氮，近井地带半径1m内温度下降约为10-20℃，对于特、超稠油容易造成施工压力升高，注氮困难，即使直接注氮气，由于地层原油粘度高，注气也困难，因此，在施工工艺上采取先蒸汽预热地层然后注氮气再注蒸汽的方式，或者是混合注入（克拉玛依现场实施表明段塞式注入增产效果较混合注入好）。

4）N2辅助蒸汽吞吐技术在油藏蒸汽吞吐的初期增产不明显，但可以起到一定的助排作用，蒸汽吞吐后期，其可以提高蒸汽波及体积并有效补充地层能量，增产效果比较明显。三、可行性技术分析及框架方案3）N2-----实施框架方案注入工艺：注气前、注气中注入量：5～8m3/m（150～240m3）焖井时间：5-10d单轮次N2费用预算：60～96万（4000rmb/t）预计增油/增收：200-400t/80万～160万（含税价格）1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

三、可行性技术分析及框架方案1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

针对特、超稠油开发难度大，常规注气压力高，热损失大，蒸汽波及范围小，开发效益差的问题，近年来提出了HDCS、HDNS开采技术。

HDCS/HDNS：水平井（Horizontalwell）、油溶性复合降黏剂（Dissolver）、CO2（Carbondioxide）/N2（Nitrogen）和蒸汽(Steam)4四种技术的组合。HDCS/HDNS强化采油技术采用CO2/N2辅助水平井蒸汽吞吐，配合高效油溶性复合降黏剂，利用其协同降黏、混合传质及增能助排作用，降低注汽压力、扩大热波及范围。三、可行性技术分析及框架方案1、复合吞吐技术（蒸汽/活性剂/CO2/N2等）

HDCS/HDNS开采技术现场应用情况：

HDCS强化采油技术在胜利油区王庄油田的郑411、坨826，乐安油田的草109、草705、草104、草南和单家寺油田的单133等区块进行矿场试验。新增动用储量为6411×104t，新建产能为86.5×104t。从生产情况看，一周期平均单井采油量为1494t,周期油汽比为0.75，周期回采水率为0.70。二周期平均单井采油量为2015t,周期油汽比为1.02，周期回采水率为1.0,平均单井日产油量为10.7t/d。

HDNS强化采油技术在胜利春风油田（准格尔盆地，浅层油藏400-570m，油层温度下原油粘度7万mPa.s）进行了大规模的现场应用。从2010年在排601砂体北部开展先导试验至2012.10，累计应用207口，占总生产井数的98%。采油速度达到3%，高于国内外特、超油藏开发速度的1%。目前该技术在胜利的孤岛、春晖等油田进行推广应用。（1）技术机理通过注入催化剂，使蒸气吞吐中的高温水蒸气与地层中的稠油发生水热裂解反应，从而不可逆的降低稠油的粘度、改善稠油性质、增加稠油的流动性，提高稠油的采收率。2、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术三、可行性技术分析及框架方案稠油热采技术一）（2）应用现状

目前国内主要在辽河、胜利、河南油田进行了一定规模的现场试验，其应用目的主要是为了延长蒸汽吞吐有效期。油田辽河胜利河南应用时间1999-200120102005～2007施工井数15612油层厚度/m15～304～68～40配方体系催化剂0.2%+供氢剂（阻聚剂）等0.8%催化剂0.1%+阻聚剂3%+纳米分散剂0.5%+降粘剂0.8%催化剂0.3%+催化氧化剂3.5%+碱0.1～0.5%施工工艺注蒸汽预热+注催化剂配方体系+注蒸汽+焖井热水洗井+注催化剂配方+注蒸汽+焖井活性剂洗井+注氧化催化剂+注蒸汽预热地层+注催化剂配方+注蒸汽+焖井平均注入量13～14t（35～45m3溶液）6.4t10-30m3施工前稠油粘度/×104mPa.s（50℃）8～601～2.53～36（30℃）施工后稠油粘度/×104mPa.s（50℃）0.2-90.2～10.2～2.3降粘率/%70～9460～8080～90延长蒸汽吞吐时间/d20～5010～5010～50各油田催化水蒸气裂解矿场实验汇总表三、可行性技术分析及框架方案2、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术（3）实施框架方案配方体系：催化剂（无机金属盐/有机酸盐）+供氢剂（阻聚剂）+其他注入工艺：注蒸汽预热+注催化剂配方体系+注蒸汽+焖井注入量：30～50m3单轮次药剂费用预算：20～50万（依催化剂价格定）预计增油/增收：300-500t/120万～200万（含税价格）2、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术三、可行性技术分析及框架方案技术难点：从目前国内油田近十年的应用来看，未有大规模的推广，表明该技术受催化剂性能的制约比较明显，需筛选出高效的催化剂才能取得现场的经济应用。三、可行性技术分析及框架方案稠油冷采技术二）溶解降粘：溶解于稠油中，降低稠油粘度，增强油相流动性（羧化作用，降低油分子间引力），改善油水流度比，提高蒸汽驱替效率。降低界面张力：改善油水界面亲和力，增加界面活性，降低残余油饱和度。补充地层能量：溶解于稠油中，使稠油体积膨胀，产生溶解驱作用，此外，当地层压力低于饱和压力时，逸出原油补充地层能量，提高驱油效率。酸化解堵：溶解于水中，呈酸性，解除部分杂质。萃取作用：原油与CO2发生相间传质，萃取原油中轻质组分，特别是部分经膨胀仍然未能脱离地层水束缚的残余油。1、CO2冷采技术-----技术机理三、可行性技术分析及框架方案1、CO2冷采技术-----应用现状目前在辽河、胜利、江苏、克拉玛依等油田普通稠油油藏均进行了矿场试验，取得了一定的增油效果。油田施工时间施工井数有效率/%累计增油/万t单井平均日增油/t单井平均注气量/t胜利油田2000-200326772.621310

吉林油田1995-200024779.52.1285.9

东辛油田200016701.671047.240-60江苏油田1996-20023669.4

300-600200-700辽河油田20016

0.29486100-300CO2冷采技术各油田应用情况汇总表胜利油田桩西地区CO2吞吐矿场筛选标准新疆克拉玛依油田CO2吞吐矿场筛选标准三、可行性技术分析及框架方案1、CO2冷采技术-----应用现状三、可行性技术分析及框架方案1、CO2冷采技术-----应用现状从国内稠油油藏应用情况来看，CO2冷采技术主要应用普通稠油Ⅱ类油藏及稠油粘度低于20000mPa.s（地层温度下）的特稠油油藏，现场应用存在以下几点问题：

1）对于地层条件下脱水脱气原油粘度大于6000mPa.s的原油，CO2冷采效果普遍较差。2）注液态CO2，近井地带半径1m内温度下降约为10-20℃，对于粘度高且胶质、沥青质含量高的稠油易造成冷伤害，最终造成油井作业失败。

3）CO2在特稠油、超稠油中溶解度低，且逸出后易带出原有的轻质组分，导致原油粘度上升明显，为后续的开采带来一定的困难。三、可行性技术分析及框架方案注入量：5～20t/m（150～600t）注入速度：40～50t/d注入压力：不超破压焖井时间：10-12d单轮次CO2费用预算：30～120万（2000rmb/t）预计增油/增收：200-300t/80万～120万（含税价格）1、CO2冷采技术-----实施框架方案三、可行性技术分析及框架方案2、N2冷采技术从目前调研情况来看，N2冷采技术主要应用于稀油油藏进行油井的吞吐以及水井的气驱、混相驱。对于稠油油藏，N2在油井端全部采用的是辅助蒸汽吞吐进行增产、助排，因此，针对特、超稠油的N2吞吐技术需采取配合蒸汽吞吐进行注入。三、可行性技术分析及框架方案3、化学剂吞吐冷采技术降低油水界面张力：降低毛管力，流体粘滞力，提高洗油效率，有效乳化分散稠油体系，使原油在“吐”的过程中，形成的油滴能在较小的压差下通过喉道，提高驱油能力。乳化降粘：将稠油乳化分散成O/W体系，转变原有油相内摩擦力为水相摩擦力，有效提高原油的流动性。改善岩石润湿性：在油水界面张力降低的作用下，洗脱岩石表面的亲油膜，使岩石表面由亲油转变为亲水，提高油相渗透率。