提高稠油采收率技术探究

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1、提高稠油采收率技术探究摘　要：在油田开发后期主要以稠油为主，稠油油藏在经过多轮措施后，其物性和流体性质都有较明显的变化，会直接影响到油井的采油效果，其主要表现原油产量大幅度下降、含水升高、油气比降低，严重影响原油开发的经济性能，当今对于一些稠油井，应该采取各项有效措施提高稠油储量动用程度。关键词：稠油　采收率　化学驱　技术研究我国稠油在油气资源中占有较大的比例。据统计，我国现阶段稠油主要分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。目前开采稠油主要方法是蒸汽驱和蒸汽吞吐。由于稠油粘度高、流动性较差，常规热采效率低，成本高，消耗大很难有经济有效的开发。因此，为了改善稠油

2、开采效果，提高稠油采收率，发展了多种提高稠油采收率技术，文章主要阐述了：稠油热采工艺技术，井筒稠油降粘工艺技术，水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术。一、稠油热采工艺技术6稠油老油田开采基本面临着，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，产量递减严重，油气比降低，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，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，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，吞吐动用半径较小，在井筒附近50米以内。多井整体蒸汽吞吐是把射孔

3、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，其特点主要有以下几个方面：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。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

4、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。二、井筒稠油降粘工艺技术6根据油田开发经验,产液粘度低于1000mPa·s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

5、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60～90kW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。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；

6、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。2.掺稀降粘采油技术6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20～50℃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

7、次利用。三、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。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

8、，蒸汽室逐渐扩大。6生产机理是以蒸汽做为热载体，加热