稠油開采技術

特殊油氣藏開采技術之稠油油藏開采技術1第一節(jié)稠油油藏概述1.1稠油的定義、分類標準及基本特征1.2稠油油藏一般地質特征1.3稠油原油物性特征2第一節(jié)稠油油藏概述在我國，目前已發(fā)現(xiàn)的稠油油田或油藏有30多個，主要分布在：①遼河油區(qū)（曙光油田、歡喜嶺稠油區(qū)和高升油田），②新疆克拉瑪依油區(qū)（九區(qū)、六東區(qū)、紅山嘴油田和風城稠油區(qū)），③勝利油區(qū)（單家寺油田、勒安油田、勝坨三區(qū)、孤島油田、陳家莊油田、金家油田等），④河南油區(qū)（井樓油田、古城油田等），⑤吐哈油區(qū)（吐玉克油田），⑥大港油區(qū)（棗園油田、羊三木油田、王官屯油田等）。在我國，稠油油藏儲層多數(shù)為中新生代陸相沉積，以碎屑巖為主，具有高孔隙度、高滲透率、膠結疏松的特點；油藏類型多，地質條件復雜。3第一節(jié)稠油油藏概述

1.1.1稠油的定義

在1982年之前，有多種關于重質原油及瀝青的定義、分類標準及評價方法，沒有形成統(tǒng)一認識。

通常將粘度高、相對密度大的原油稱為稠油，即高粘度重質原油。國際上稱稠油為重質原油（HeavyOil），對粘度極高的重油稱為瀝青（Bitumen）或瀝青砂油（TarSandOil）。由于國際上原油價格是按質論價的，相對密度大的原油輕質餾分少，價格低，因此傳統(tǒng)方法對重質原油的分類是采用相對粘度或API重度來表征。1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征4第一節(jié)稠油油藏概述

1.1.1稠油的定義

1979年6月，聯(lián)合國訓練研究署(UNITAR)在加拿大召開了第一屆國際重油及瀝青砂學術會議，討論了重油及瀝青砂的資源評價、定義、分類標準及開采技術等；

1981年2月，UNITAR在紐約聯(lián)合國總部舉行了討論會議，比較研究了各國的重油及瀝青砂定義和分類標準；

1982年2月，在維內瑞拉召開了第二屆國際重油及瀝青砂學術會議，提出了對重油及瀝青砂的統(tǒng)一定義和分類標準。1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征5第一節(jié)稠油油藏概述

1.1.1稠油的定義重質原油和瀝青砂油（瀝青）是天然存在于孔隙介質中的石油或類似石油的液體或半固體；瀝青砂也叫油砂、油浸巖層、含瀝青砂層；這種原油可以用粘度和密度來表示特性；在確定國際石油資源時，應當采用粘度給重質原油和瀝青砂油規(guī)定界限，當粘度數(shù)據(jù)缺少時，則采用重度值(API)；1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征6第一節(jié)稠油油藏概述

1.1.1稠油的定義重質原油是指在原始油藏溫度下脫氣原油粘度為100～10000mPa·s，或在15.6℃（60℉）及大氣壓力下密度為934～1000kg/m3的原油；瀝青砂油是指在原始油藏溫度下脫氣原油粘度超過10000mPa·s，或在15.6℃（60℉）及大氣壓力下密度大于1000kg/m3（小于10oAPI）的原油；將上述以外的原油分類為中質原油和輕質原油。1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征7第一節(jié)稠油油藏概述1.1.2稠油的分類標準1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征中國稠油分類標準表（劉文章）該分類標準與選擇的開采方法相聯(lián)系，對選擇開發(fā)方式有利。①指油層條件下原油粘度，無①者指油層溫度下脫氣原油粘度。8第一節(jié)稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征1、稠油的一般特性稠油中的膠質和瀝青含量高，輕質組分少

中國主要稠油油藏原油中輕質組分含量一般僅10%左右，而瀝青和膠質含量一般在25－50%之間稠油粘度隨原油密度增加而增加稠油中的S、O、N等原子含量較多9第一節(jié)稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征1、稠油的一般特性稠油中含有稀有金屬稠油中石臘含量一般比較少同一稠油藏，原油性質在垂向上和平面上大多具有一定差異稠油的粘度對溫度很敏感，隨著溫度增加稠油粘度急劇下降10第一節(jié)稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征中國的稠油相對于其它國家的稠油來說，瀝青含量較少（小于10%），而膠質含量較多，表現(xiàn)出原油密度低而粘度高的特點。稠油化學成分表1、稠油的一般特性11第一節(jié)稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征2、稠油的熱特性稠油的粘度對溫度很敏感

這既是稠油的一般性，也是其特性。通常稠油溫度升高10℃，其粘度會降低一半（熱采法開采稠油的關鍵依據(jù)）。稠油的蒸餾特性

即當溫度升高到或大于初餾點（原油開始氣化時的最低溫度）時，原油中的輕質組分分離為氣相，而重質組分仍保持為液相。在有蒸汽存在時，相同溫度下餾出的氣相量將大大增加（蒸汽驅提高稠油采收率的重要機理之一）。12第一節(jié)稠油油藏概述1.1.3稠油的特征1.1、稠油的定義、分類標準及基本特征2、稠油的熱特性稠油的熱裂解特性

指當溫度升高到一定程度以后，稠油中的重質組分將裂解成焦炭和輕質組分（甲烷、乙烷、丙烷等氣體及輕質油）。熱裂解生成的輕質組分可改善驅油效果。稠油的熱膨脹特性

稠油熱采過程中，油層溫度大幅度上升，升高到200℃以上后，原油、水及巖石體積受熱膨脹，將產(chǎn)生顯著地驅油效果。13第一節(jié)稠油油藏概述1.1稠油的定義、分類標準及基本特征1.2稠油油藏一般地質特征1.3稠油原油物性特征14第一節(jié)稠油油藏概述1.2.1中國稠油油藏成因及其分布特點1.2、稠油油藏一般地質特征1、稠油油藏成因稠油油藏的形成主要受盆地后期構造抬升活動、細菌生物降解作用、地層水洗和氧化作用，以及烴類輕質組分散失等因素影響。風化削蝕成因（古油藏抬升風化）邊緣氧化成因（盆地邊緣油層被地層水交替帶中生物降解）次生運移成因（下部原油沿斷層或不整合面運移至淺處）底水稠變成因（與底水接觸油層水洗）15第一節(jié)稠油油藏概述1.2.1中國稠油油藏成因及其分布特點1.2、稠油油藏一般地質特征2、稠油油藏分布特點在縱向上一般分布在盆地的上部構造層或上覆較年輕地層中。

稠油油藏通常埋深均小于2000m，隨著埋深變淺，逐漸趨近地表，原油生物降解程度增強。在平面上稠油油藏分布受盆地不同構造部位控制。

如，在斷陷盆地中，凹陷邊緣潛伏隆起傾沒部位分布批覆背斜稠油油藏，在陡坡帶分布地層超覆稠油油藏，等。稠油油藏與常規(guī)油藏具有一定共生關系。

由凹陷向邊緣，常規(guī)油藏漸變?yōu)槌碛陀筒兀挥缮钪翜\，常規(guī)油藏變?yōu)槌碛陀筒亍?6第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征稠油分類可依據(jù)單因素進行分類，如，可以是油藏成因、構造形態(tài)或油藏埋深，可以是儲層巖性、儲集空間類型或油、氣、水分布狀況，也可以是原油性質、驅動類型。也可以依據(jù)多因素進行綜合分類。通常，按原油性質，可以將稠油劃分為普通稠油、特稠油和超稠油。17第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（1）普通稠油油藏

①深層氣頂、巨厚塊狀稠油油藏以遼河高升油田蓮花油層為代表。具有統(tǒng)一的油水界面，統(tǒng)一的油氣界面，油藏厚度大，且隔層和夾層不發(fā)育。儲層為沖積扇－扇三角洲砂礫巖，厚度大，成塊狀（厚度大于30m），儲層物性好，孔隙度一般大于20－30%，滲透率大于1-3m2，泥質含量低。埋深154-1700m，原油性質較好，地層原油粘度為518mPa.s，原始氣油比高達24m3/t。18第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（1）普通稠油油藏

②邊底水塊狀稠油油藏以遼河曙光油田曙175塊大凌河油層、勝利單家寺油田單2塊沙河街組油層為代表。具有與氣頂巨厚塊狀油藏相似的特點，但底水厚度大，水體體積大，一般為油體體積的8-10倍以上，在開采過程中，邊底水較活躍，對注蒸汽開發(fā)有重要影響。19第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（1）普通稠油油藏

③多油組厚互層狀邊水稠油油藏以遼河歡喜嶺稠油油藏錦45塊的于樓、興隆臺油層為代表。儲層為多期河流－三角洲沉積復合體，砂泥巖間互；含油井段長，可達150-250m，油層層數(shù)多、厚度大，層間物性和原油性質差別較大；油水關系復雜，各油層組往往具有獨立的油水系統(tǒng)，多套油水組合呈邊水分布；物性好，孔隙度一般大于25%，滲透率一般大于1μm2；油層組間泥巖隔層穩(wěn)定；油層組內、油層之間泥巖夾層不發(fā)育。油層組內油層厚度與含油層段厚度之比（凈總厚度比）往往大于0.6。20第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（1）普通稠油油藏

④多油組薄互層狀稠油油藏以遼河曙光油田一區(qū)杜家臺油田杜66塊和杜48塊為代表。儲層多為多期河流－三角洲沉積砂體，隔層穩(wěn)定，夾層不發(fā)育；油層層數(shù)多，單層厚度小，凈總厚度比小，一般在0.3-0.6，油層物性稍差。

⑤深層中厚互層狀稠油油層以遼河歡喜嶺油區(qū)的齊40塊稠油油藏為代表。沒有氣頂或邊底水，油層厚度適中，凈總厚度比相對較大，埋深1000m左右。最適宜于注蒸汽開采。21第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（1）普通稠油油藏

⑥淺層單砂體層狀稠油油藏以新疆克拉瑪依油田九區(qū)及紅山嘴油藏為典型代表。儲層為三角洲平原分流河道沉積；油層厚度在10-20m，油層段集中，構造相對簡單，隔層和夾層不發(fā)育，但油層內夾有泥巖條帶和巖性夾層，油層集中段凈總厚度比一般大于0.5，非均質性嚴重，油藏天然能量??；埋深較淺，僅120-420m。

⑦超深層稠油油藏以吐哈油區(qū)的吐玉克油田為代表。埋深3000m以下。22第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（2）特稠油、超稠油油藏

①邊水薄層砂礫巖特稠油油藏以勝利樂安砂礫巖特稠油油田為典型代表。埋深900-1000m，單層有效厚度10-15m；巖性疏松，礫石含量高、粒徑大，孔隙度較低（15%），滲透率高（4-6μm2），非均質性嚴重；礫巖導熱系數(shù)大，熱物性劣于砂巖油藏；且原油粘度高，油層溫度下脫氣原油粘度為1000-3000mPa.s。注蒸汽開發(fā)具有一定的風險性。23第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（2）特稠油、超稠油油藏

②淺層薄層稠油油藏以井樓油區(qū)為典型代表。儲層為含礫細砂巖和粉砂巖，厚度小，一般小于10m，凈總厚度比大于0.5，層間隔層和夾層較穩(wěn)定；儲層膠結疏松，物性好，孔隙度28-32.9%，滲透率0.88-3.16m2，含油飽和度60-75%；埋深淺（250-350m），油層溫度低（30-32℃）；原油粘度高，有普通稠油及特超稠油，以特超稠油為主。24第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（2）特稠油、超稠油油藏

③淺層層狀超稠油油藏以新疆克拉瑪依油區(qū)西北緣風城地區(qū)為典型代表。油層埋深淺，原油粘度非常高，在油層中呈固態(tài)；油層分布廣，儲量大，已探明及控制儲量1×108t以上，但未開采成功。

④深層塊狀特超稠油油藏以遼河冷家堡油田為代表。25第一節(jié)稠油油藏概述1.2.2稠油油藏類型1.2、稠油油藏一般地質特征1、主要稠油油藏類型（2）特稠油、超稠油油藏

⑤邊底水碳酸鹽巖裂縫（溶洞）型潛山特超稠油油藏以勝利樂安草古1潛山和草20潛山油藏為典型代表。儲層孔隙結構為裂縫和溶洞，裂縫發(fā)育方向和發(fā)育程度復雜多變；具有低孔隙度（<10%）和高滲透率(幾個到幾十個平方微米）；在原油粘度達20000-50000mPa.s的情況下，由于裂縫、溶洞大孔道的高滲透率，油藏仍有一定的常規(guī)產(chǎn)能。（3）高凝稠油油藏以遼河油區(qū)張一塊和大港棗園油田棗南孔一段油藏為典型代表。原油既有稠油的基本特征，也具有含臘量高、凝點高的特點。26第一節(jié)稠油油藏概述1.2.3中國稠油油藏基本特征1.2、稠油油藏一般地質特征1、油藏類型較多2、油藏埋藏較深3、儲集層以粗碎屑巖為主，砂巖體類型多，油層膠結疏松4、儲層物性較好，具有高孔隙度、高滲透率的特點，但儲集層非均質較嚴重5、含油飽和度較低，一般在60-70%6、油水系統(tǒng)較為復雜，大多具有邊底水7、原油含氣量少、飽和壓力低27第一節(jié)稠油油藏概述1.1稠油的定義、分類標準及基本特征1.2稠油油藏一般地質特征1.3稠油原油物性特征28第一節(jié)稠油油藏概述1.3.1稠油粘度1.3、稠油原油物性特征

稠油粘度對溫度極為敏感，隨溫度升高，原油粘度急劇下降，粘度與溫度關系曲線在ASTM坐標紙上呈直線變化，溫度每升高10℃左右，粘度往往降低1倍。中國幾個稠油油田的原油粘度、溫度數(shù)據(jù)29第一節(jié)稠油油藏概述1.3.1稠油粘度1.3、稠油原油物性特征從加溫過程中水、輕質油和稠油粘度的變化來看，增加相同的溫度，稠油的粘度遠較水和輕質油的粘度降低得多，因此，在油層中很難流動的稠油，在注蒸汽加熱的情況下，其粘度急劇降低，變得很容易流動，注蒸汽熱力開采稠油正是利用了這個原理。水、輕質油和稠油粘度隨溫度變化關系30第一節(jié)稠油油藏概述1.3.2稠油密度1.3、稠油原油物性特征

稠油密度大，主要是因為含較多的瀝青和膠質。瀝青和膠質為高分子量化合物、并含有硫、氮、氧等雜原子，尤其是瀝青，它是原油中結構最復雜相對分子質量最大、密度最大的組分。稠油組分對比表中國的稠油瀝青質含量較低，故相對密度較低。31第一節(jié)稠油油藏概述1.3.2稠油密度1.3、稠油原油物性特征大量統(tǒng)計表明，稠油密度與粘度具有密切關系?？傮w上，稠油粘度隨密度增加而增加。但由于各種稠油中瀝青和膠質含量不同，因此稠油粘度隨密度而增加的線性關系不明顯。并且，當瀝青和膠質總含量一定時，瀝青含量越多，原油密度大；膠質含量越多，原油粘度越大。遼河油區(qū)29個油田或區(qū)塊的脫氣油粘度與相對密度的關系32第一節(jié)稠油油藏概述1.3.3稠油凝點1.3、稠油原油物性特征

原油凝點的大小主要取決于含臘量的多少，也與原油中重質組分含量有關。中國稠油含臘量一般小于10%，其凝點一般低于20℃，部分稠油的含臘量小于5%，凝點大多在0℃以下。中國也有極少數(shù)的稠油油田，瀝青膠質含量和石臘含量都高，表現(xiàn)為粘度高、凝點高，如遼河油區(qū)的張一塊油田，石臘含量10.18-16.5%，凝點為36-41℃。在確定其開采方式時，要考慮其凝點高的特性。33第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1稠油的滲流特征2.2稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.3稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件34第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征根據(jù)流體流動性能指數(shù)（n）和初始剪切應力（0）的大小以及剪切速率（）和剪切應力（）之間的變化關系，可以將流體分為牛頓型和非牛頓型，非牛頓型又分為脹流型、擬塑型、粘稠型和粘塑型。不同流體剪切速率（）與剪切應力（）之間的關系曲線35第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征序號流體類型初始剪切應力（τ0）特性指數(shù)（n）流動關系式1牛頓型01γ=τ/M2非牛頓型脹流型0>1γ=(k-1?τ)1/n3擬塑型0<1γ=(k-1?τ)1/n4粘稠型>01γ=(τ?τ0)/M5粘塑型>0<1γ=[k-1(τ?τ0)]1/n流體類型特征參數(shù)表36第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征如前所述，流體按流變特性分為牛頓型和非牛頓型。通常牛頓型流體的粘度與剪切速率（或流速）無關，而非牛頓型流體的粘度則隨著剪切速率（流速）的變小而增大。此外，非牛頓型流體在滲流過程中的粘度會大大高于地面條件下的粘度。剪切：包括剪切應力和剪切速度，剪切應力是平行于流動方向的平面內的單位面積上的內摩擦力，剪切速度是垂直于剪切平面的速度梯度。

在溫度降到一定值后，稠油可從牛頓型流體變成非牛頓型流體。流變特性轉變所對應的溫度稱為“拐點溫度”。“拐點溫度”低，反映出原油在較低溫度下仍保持牛頓型流體的流動特征，即粘度與剪切速率（流速）無關。37第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征

1、普通稠油滲流的特點

對普通稠油而言，在油層溫度大于“拐點溫度”時，油流在儲層中保持牛頓型流體性質，符合達西定律的滲流規(guī)律。反之，當油層溫度小于“拐點溫度”時，原油在儲層中處于非牛頓型流體，這樣的稠油中含有大量較強網(wǎng)架結構的瀝青質粒子微團，它們具有很強的結合力，需要通過升高溫度、壓力的方式對這種稠油施加切力。施加切力之初，它不流動，待內部的切應力大于屈服應力時才流動，隨著剪切速率的增加，逐漸形成足夠大的剪切力使內部的網(wǎng)架結構逐漸破壞，流體粘度隨之降低。而當網(wǎng)架結構的拆散速度和恢復速度達到平衡時，這種稠油和稀油一樣遵從達西定律。38第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征

1、普通稠油滲流的特點

不同稠油的“拐點溫度”不一樣，其“拐點溫度”的高低直接影響區(qū)塊的開發(fā)和生產(chǎn)。如單家寺油田地面脫氣原油粘度為5000－10000mPa.s，流變性“拐點溫度”在80－100℃左右，正常抽油時要求的井筒溫度較高。據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)資料，在日產(chǎn)油30－40t，井口溫度低于50℃時，抽油機負荷增加，卡泵斷脫事故時常發(fā)生。而樂安油田的地面原油粘度比單家寺油田高，在10000－20000mPa.s，但其“拐點溫度”低，在50－60℃。所以樂安油田蒸汽吞吐時日產(chǎn)量為20-30t，井口溫度在40℃時仍能正常抽油生產(chǎn)。這與樂安油田原油在較低溫度下保持牛頓型流體不無關系。39第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征

1、普通稠油滲流的基本特點①普通稠油的流變性既有牛頓型流體性質的，也有屬于非牛頓型流體性質的②不同稠油的“拐點溫度”不一樣，其“拐點溫度”的高低直接影響區(qū)塊的開發(fā)和生產(chǎn)③粘度低的原油，其對溫度的敏感性比較弱④原油粘度相對較高的普通稠油，其對溫度的敏感性較強。40第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征2、普通稠油的滲流特征－單相流特征

當溫度高于“拐點溫度”時，壓力梯度與滲流速度呈直線關系；隨著溫度的降低，流動曲線由直線變?yōu)榍€，稠油由牛頓型流體轉變?yōu)榉桥ｎD型流體的滲流狀態(tài)，即存在初始壓力梯度，只有當壓力梯度大于此值時，稠油才能流動，對應于流變曲線上的屈服值點；當溫度低于“拐點溫度”時，當壓力梯度大于流動曲線過渡為直線時的最小壓力梯度時，稠油流動呈現(xiàn)為牛頓型流體的滲流狀態(tài)。單相滲流曲線41第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征2、普通稠油的滲流特征－兩相滲流特征普通稠油可以直接用冷水驅替，驅油效果也很好，最終驅油效率可達67%。普通稠油相對滲透率曲線42第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征2、普通稠油的滲流特征－兩相滲流特征普通稠油可以直接用冷水驅替，驅油效果也很好，最終驅油效率可達67%。普通稠油驅油效率曲線43第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征3、特稠油、超稠油滲流的基本特點超稠油和特稠油粘度高，地層溫度低于“拐點溫度”，流動性很差，某些超稠油（天然瀝青）在油藏條件下實際上不能流動，屬于非牛頓型流體，因此必須通過熱采方式進行開采。44第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征4、特稠油的滲流特征－冷水驅的滲流特征特稠油冷水驅效果很差，水相滲透率始終上升較慢，油水兩相相對滲透率曲線交叉不上，達不到等滲點，并且驅替壓差極大，遠遠大于普通稠油。特稠油冷水驅相對滲透率曲線45第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征4、特稠油的滲流特征－冷水驅的滲流特征特稠油冷水驅效果很差，最終驅油效率為29%。特稠油冷水驅油效率曲線46第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征4、特稠油的滲流特征－蒸汽驅的滲流特征實驗表明，在對特稠油進行冷水驅后又進行蒸汽驅，蒸汽驅的最終驅油效率遠比冷水驅高，可達68%。特稠油冷水驅后又蒸汽驅相對滲透率曲線47第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征4、特稠油的滲流特征－蒸汽驅的滲流特征實驗表明，在對特稠油進行冷水驅后又進行蒸汽驅，蒸汽驅的最終驅油效率遠比冷水驅高，可達68%。特稠油冷水驅后又蒸汽驅油效率曲線48第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.1稠油滲流的基本特點與特征4、特稠油的滲流特征－蒸汽驅的滲流特征特稠油直接進行蒸汽驅，其驅油效率可更高，達70%。特稠油蒸汽驅的驅油效率曲線49第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.2高凝稠油滲流的基本特點與特征1、高凝稠油的基本特點①同種非牛頓型流體在不同溫度下所測定的原油流變性隨溫度的升高，原油的非牛頓性變小。②具有松弛特性。

松弛實驗：第一次加壓，壓力松弛幅度比較大，隨加壓次數(shù)增多，其壓力松弛幅度越來越小，表明多次連續(xù)加壓使原油的粘彈性減弱，當給原油卸壓，經(jīng)過一段時間后，再次受壓，壓力可繼續(xù)松弛。③具有粘彈性和觸變性。

動態(tài)實驗表明：在某一溫度下，脫氣原油的表觀粘度隨剪切速率的增加而降低，到某一數(shù)值后不變；在剪切速率一定的條件下，表觀粘度隨時間的增長而降低，到某一時間后保持不變。50第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.2高凝稠油滲流的基本特點與特征2、高凝稠油的滲流特征①儲層中的流體流動具有初始壓力梯度，只有在壓力梯度大于初始壓力梯度時才流動。由于稠油中膠質加瀝青質含量一般大于30%，只有當壓力梯度足以使原油結構網(wǎng)破壞時，原油在多孔介質中才開始流動。51第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.2高凝稠油滲流的基本特點與特征2、高凝稠油的滲流特征②儲層的流度在一定的壓力區(qū)間隨壓力梯度的增加而增大。流度隨壓力梯度的增加而增大，隨溫度的降低而變小。棗115井地層油在巖心內流度與壓力梯度關系52第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.2高凝稠油滲流的基本特點與特征2、高凝稠油的滲流特征②儲層的流度在一定的壓力區(qū)間隨壓力梯度的增加而增大。壓力梯度越大，水驅油效率越高。不同壓力梯度下非牛頓流體原油相滲曲線53第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1、稠油的滲流特征2.1.2高凝稠油滲流的基本特點與特征2、高凝稠油的滲流特征③油水兩相流動過程中，油相滲透率隨含水飽和度的增加下降幅度大于牛頓型流體。非牛頓型流體油相滲透率比牛頓型流體油相滲透率下降幅度快，而水相滲透率隨含水飽和度的增加相近。因此，在注水開發(fā)過程中，非牛頓型流體的油層、油井的無水采收率低，含水采油期長，含水開采是非牛頓型稠油開發(fā)的主要開采階段。牛頓型流體原油和非牛頓型流體原油的油水相滲曲線54第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1稠油的滲流特征2.2稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.3稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件55第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選①按稠油性質分類，一般采用的開采方式

a、對于油層條件下原油粘度在150mPa·s以下，粘度相對較低的普通稠油油藏，可采用注水開發(fā)，但需要經(jīng)過系統(tǒng)的實驗評價及分析論證。并且，由于油水粘度比高，粘性指進或水竄嚴重，水驅油效率低，投入開發(fā)以后，含水上升速度快，采收率低，一般僅10-20%，開發(fā)效果差。56第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選①按稠油性質分類，一般采用的開采方式

b、對于油層條件下原油粘度小于10000mPa·s的普通稠油油藏，主體開發(fā)方式可采用蒸汽吞吐后接蒸汽驅的開發(fā)方式。原油粘度小于2000mPa·s的普通稠油油藏一般具有一定常規(guī)采油能力，可采用常規(guī)降壓開采一段時間后轉入蒸汽吞吐，而后按蒸汽驅開采；對于原油粘度大于2000mPa·s且無常規(guī)采油能力的普通稠油油藏，應盡早采用蒸汽吞吐而后進行蒸汽驅。57第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選①按稠油性質分類，一般采用的開采方式

c、對于特稠油油藏（原油粘度大于10000mPa·s，小于50000mPa·s），目前采用蒸汽吞吐開采，技術經(jīng)濟上一般風險性較小，但常規(guī)蒸汽驅風險較大，可采用先蒸汽吞吐開采，而后在深入研究、先導性試驗的基礎上采用特殊的蒸汽驅技術，如水平井與直井組合方式開采。58第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選①按稠油性質分類，一般采用的開采方式

d、對于超稠油油藏（原油粘度大于50000mPa·s），常規(guī)注蒸汽開采一般難以取得較好的效果。遼河油田曙一區(qū)超稠油油藏采用蒸汽吞吐開采取得了一定的效果，但尚未形成成熟技術。水平井蒸汽輔助重力卸油技術是開采這類超稠油的一項很有希望的新技術，但目前仍處在礦場試驗階段，距離大規(guī)模推廣還有一定的時間。59第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選②按油藏地質特點，不同類型的稠油油藏可考慮的開發(fā)方式

a、淺層單砂體層狀巖性油藏：對于油層厚度較大（大于10m）、凈總厚度比大于0.5、其它條件適宜的普通稠油，在蒸汽吞吐開采后，可進行蒸汽驅開采。對不夠汽驅開采條件的區(qū)塊，以蒸汽吞吐開采為主。這類淺層油層往往非均質性嚴重，要嚴格控制注汽壓力不能超過油層破裂壓力，而控制汽驅過程中的蒸汽竄流是汽驅成敗的關鍵。對這類淺層稠油油藏，開采初期可對適宜的油層進行冷采后再進行熱采。60第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選②按油藏地質特點，不同類型的稠油油藏可考慮的開發(fā)方式

b、深層氣頂、厚層塊狀稠油油藏：可采用先常規(guī)降壓開采，后蒸汽吞吐，再轉蒸汽驅的方式。這類油藏開發(fā)要搞清油藏中隔層分布及其密封性，要平衡蒸汽吞吐開采降壓過程中氣頂部分與含油區(qū)之間的壓力降，要研究解決常規(guī)采油、蒸汽吞吐與蒸汽驅開采階段的最優(yōu)銜接，提高垂向及平面上熱采動用程度。61第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選②按油藏地質特點，不同類型的稠油油藏可考慮的開發(fā)方式

c、多油組薄互層狀普通稠油油藏：對油層有效厚度大于10m、凈總厚度比大于0.5的區(qū)塊采用先吞吐后汽驅開采；對于有效厚度大于10m，但凈總厚度比小于0.5的區(qū)塊，以蒸汽吞吐開采為主，在適宜情況下再進行熱水驅（視原油粘度而定）。62第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選②按油藏地質特點，不同類型的稠油油藏可考慮的開發(fā)方式

d、具有邊底水的多油組厚互層狀稠油油藏：可進行蒸汽吞吐及汽驅開采。但對邊底水能量大而活躍的油藏，要控制蒸汽吞吐降壓開采過程中邊底水的侵入。

e、邊底水活躍的塊狀厚層稠油油藏：可進行蒸汽吞吐及汽驅開采。有效控制蒸汽吞吐降壓開采過程中邊底水的侵入是開采這類油藏中汽驅成敗的關鍵。曙175區(qū)塊采取純油區(qū)蒸汽吞吐降壓開采，邊部留有過渡區(qū)，邊部產(chǎn)水區(qū)由成排的排水井強化排水，油層下部避射15m左右，吞吐開采降壓至最佳水平時及時轉蒸汽驅開采等措施。63第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準1、稠油油藏開發(fā)方式篩選②按油藏地質特點，不同類型的稠油油藏可考慮的開發(fā)方式

f、深層中厚互層層狀稠油油藏：適于注蒸汽開采。

g、超深層稠油油藏：通常地層溫度高，原油可在地層中流動。其開采的核心問題是井筒降粘舉升。因此，在技術經(jīng)濟評價基礎上，可對有桿泵摻液（稀油或活性水）降粘、噴射泵、水力活塞泵等多種舉升方式進行優(yōu)選。64第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準2、稠油油藏熱采篩選標準－蒸汽吞吐熱采篩選標準分等、分類一等地質儲量二等地質儲量油藏地質參數(shù)123451原油粘度①,mPa·s50-10000<50000<100000<10000<10000相對密度>0.92>0.95>0.98>0.92>0.922油層厚度,m150-1600<1000<5001600-1800<5003油層凈厚度,m>10>10>10>105~10凈厚/總厚>0.4>0.4>0.4>0.4>0.44孔隙度,≥0.2≥0.2≥0.2≥0.2≥0.2原始含油飽和度,Soi≥0.5≥0.5≥0.5≥0.5≥0.65×Soi≥0.1≥0.1≥0.1≥0.1≥0.1儲量系數(shù),104t/(km2·m)≥10≥10≥10≥10≥75滲透率,10-3m2≥200≥200≥200≥200≥200劉文章的稠油蒸汽吞吐篩選標準①指油層條件下脫氣原油粘度65第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準2、稠油油藏熱采篩選標準－蒸汽吞吐熱采篩選標準油藏地質參數(shù)一等地質儲量二等地質儲量12345原油粘度①,mPa·s50-10000<50000<100000<10000<10000油層厚度,m150-1600<1000<5001600-1800<500油層凈厚度,m>10>10>10>105~10結束限期周期油汽比,t/t0.240.260.240.250.17不同油藏條件下蒸汽吞吐結束限期周期油汽比①在目前已成熟的工藝技術條件下，僅一等地質儲量鉆常規(guī)直井進行蒸汽吞吐開采在經(jīng)濟上是可行的；②某些不符合篩選標準的稠油油藏，隨著熱采技術的發(fā)展，有可能成功開采。③油汽比是最主要的評價注蒸汽開采的經(jīng)濟指標，已經(jīng)過10多年國內熱采實踐，證明簡明、易行。66第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準2、稠油油藏熱采篩選標準－注蒸汽驅（蒸汽吞吐＋蒸汽驅）開采篩選標準作者SoiSoioAPIhm,mhn/htD,mK,10-3m2,mPa·sC.Chu>0.08>0.2>0.4<36>3.05->120--Borregal-->0.5<25>6.1-61-1525-≥20Matthews->0.2>0.4->9.15>0.05->100-Taber和Martin>0.8->0.4<25>6.1-92-1525>20020-5000NPCUSA現(xiàn)有技術≥0.1≥0.2-10-34>6.1-<914≥250-技術發(fā)展≥0.08≥0.15-->4.57-<1525≥100≥15000國外稠油蒸汽驅熱采篩選標準隨著技術的發(fā)展和進步，某些參數(shù)的低限值有放寬的趨勢。67第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準參數(shù)組一等靠現(xiàn)有技術二等近期技術改進三等待技術發(fā)展四等不宜注蒸汽開采1原油粘度(油層),mPa·s>50-10000<50000>50000-密度,g/cm3>9200>9500>9800-2油層深度,m150-1400150-1600≤1800-3油層凈厚度,m>10>10>5<5凈厚/總厚>0.5>0.5>0.5>0.54孔隙度,≥0.2≥0.2≥0.2≥0.2原始含油飽和度,Soi≥0.5≥0.5≥0.4≥0.5×Soi≥0.1≥0.1≥0.08≥0.08儲量系數(shù),104t/(km2·m)≥10≥10≥7<75滲透率,10-3m2≥200≥200≥200<200中國稠油熱采（蒸汽吞吐＋蒸汽驅）篩選標準2、稠油油藏熱采篩選標準－注蒸汽驅（蒸汽吞吐＋蒸汽驅）開采篩選標準68第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準

稠油蒸汽驅篩選標準除了上述5組考慮的因素外，還應考慮以下因素：①儲層巖性最適合蒸汽驅開采的油藏是砂巖油藏，石灰?guī)r油藏因加熱效率低而不適合蒸汽驅②油層壓力

油層壓力過高，會導致蒸汽帶的體積較小，不能充分發(fā)揮蒸汽相的驅油作用，因此埋藏深的油藏一般先蒸汽吞吐以降低油層壓力后再轉蒸汽驅。③地層傾角

地層傾角過大，會加劇蒸汽超覆，從而使蒸汽波及體積系數(shù)降低。2、稠油油藏熱采篩選標準－注蒸汽驅（蒸汽吞吐＋蒸汽驅）開采篩選標準69第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.1稠油油藏開發(fā)方式篩選及熱采篩選標準

稠油蒸汽驅篩選標準除了上述5組考慮的因素外，還應考慮以下因素：④注采井之間的連通性注采井之間應具有良好的連通性，因為嚴重的非均質性會導致蒸汽驅可行效果明顯變差?？紤]蒸汽超覆的影響，正韻律（下部滲透率高，上部滲透率低）油藏更適合蒸汽驅。⑤底水和氣頂

如果稠油油藏有底水或氣頂，都會降低蒸汽驅的開采效果。2、稠油油藏熱采篩選標準－注蒸汽驅（蒸汽吞吐＋蒸汽驅）開采篩選標準70第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容稠油油藏勘探開發(fā)程序示意圖1、熱采開發(fā)程序71第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容①室內實驗評價研究－確定注蒸汽熱采的油層物理變化特征

a、原油粘度、密度對溫度的敏感性及相互關系；

b、不同溫度下油－水、油－氣相對滲透率曲線及其端點值；

c、不同溫度水驅的驅油效率及殘余油飽和度；

d、蒸汽驅的驅油效率及殘余油飽和度；

e、注蒸汽及高溫熱水對地層的傷害試驗，確定其對注蒸汽開發(fā)可能造成的不利影響及防治措施，還應進行原油蒸餾實驗。2、油藏工程設計的主要內容72第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容③蒸汽吞吐油藏工程設計

a、蒸汽吞吐注采工藝參數(shù)優(yōu)選，研究周期注汽量或注汽強度、蒸汽干度、注入速度、燜井時間、周期廢棄產(chǎn)液或產(chǎn)油量等參數(shù)；

b、不同井網(wǎng)、井距及油層打開井段對周期吞吐效果的影響，對于適合蒸汽驅的油藏蒸汽吞吐井網(wǎng)、井距及油層打開井段的選擇必須一并考慮后續(xù)蒸汽驅，并按照以蒸汽驅為主、兼顧蒸汽吞吐的原則進行設計；2、油藏工程設計的主要內容73第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容③蒸汽吞吐油藏工程設計

c、特殊油藏條件，如具有氣頂，活躍邊、底水情況下，蒸汽吞吐及蒸汽驅開發(fā)的策略；

d、多周期吞吐的產(chǎn)能變化規(guī)律研究，包括周期間產(chǎn)量、油汽比遞減規(guī)律和周期內產(chǎn)量變化規(guī)律；

e、預測在工藝技術可行的最優(yōu)注采參數(shù)及開發(fā)系統(tǒng)下，多周期蒸汽吞吐的開采動態(tài)，預測指標包括各周期采油量、產(chǎn)水量、油汽比、日產(chǎn)水量、水量、回采水率、采出程度等。2、油藏工程設計的主要內容74第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容④蒸汽驅油藏工程設計

a、蒸汽驅開發(fā)系統(tǒng)設計；

I.開發(fā)層系的劃分和組合；

II.井網(wǎng)系統(tǒng)及注采井距優(yōu)選；

III.油層打開井段的選擇，不同條件下，注汽井和采油井的油層打開策略有所不同。

b、蒸汽驅注汽工藝參數(shù)優(yōu)選

I.蒸汽干度的優(yōu)選；

II.注汽速度或注汽強度優(yōu)選。2、油藏工程設計的主要內容75第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容④蒸汽驅油藏工程設計

c、蒸汽驅開采工藝參數(shù)優(yōu)選；

I.生產(chǎn)井井底流壓的影響；

II.生產(chǎn)井排液能力的影響；

III.采注比優(yōu)選。

d、特殊油藏條件，如具有氣頂，活躍邊、底水情況下的蒸汽驅的開發(fā)策略；2、油藏工程設計的主要內容76第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容④蒸汽驅油藏工程設計

e、由蒸汽吞吐轉入蒸汽驅的條件和時機研究；

f、蒸汽驅過程中的注汽井注入能力和生產(chǎn)井產(chǎn)能變化規(guī)律研究，包括注汽井注入指數(shù)、生產(chǎn)井采油采液指數(shù)的變化規(guī)律；

g、在工藝技術可行的最優(yōu)注采工藝參數(shù)下蒸汽驅的開采動態(tài)預測，預測指標包括注汽量、產(chǎn)油量、產(chǎn)水量、瞬時油汽比、累積油汽比、采出程度、開采年限、凈產(chǎn)油等。2、油藏工程設計的主要內容77第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容⑤注蒸汽的開發(fā)調整設計

a、注蒸汽開發(fā)動態(tài)的跟蹤模擬研究，為開發(fā)調整設計提供基本依據(jù)；

b、注采參數(shù)的調整；

c、注入剖面的調整，包括改變注入剖面及注入策略、注化學劑調剖等；

d、開發(fā)層系的調整；

e、井網(wǎng)、井距的調整；

f、開采方式的調整和轉換，如轉熱水驅、冷水驅、間歇汽驅、水汽交注等。2、油藏工程設計的主要內容78第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容①蒸汽吞吐和蒸汽驅的參考經(jīng)驗

a、蒸汽吞吐

I.周期注汽量：當井底污染或油層中存在竄流通道時，宜采用較小的周期注汽量，可獲得較高的油汽比；對于高生產(chǎn)能力的井、厚油層、無污染、無自然產(chǎn)能的高粘度原油，宜采用較大的周期注入量，在實際應用中，周期注汽量一般為幾百到幾千噸水當量蒸汽，蒸汽強度為50-150t/m。

II.注入速度：一般采用高速注入，但對普通稠油以不超過油層破裂壓力為限，高速注入有利于減少入井時間，擴大加熱帶和減少井筒及向頂、底巖層的熱損失。

3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮79第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容①蒸汽吞吐和蒸汽驅的參考經(jīng)驗

a、蒸汽吞吐

III.注汽干度：干度越高，注入的熱量越多，吞吐效果越好。

IV.燜井時間：不宜太長。

V.回采期間宜最大限度地放大生產(chǎn)壓差，但井底流壓應保持在井底溫度對應的蒸汽飽和壓力以上，以防止水閃蒸成蒸汽從油層中帶走大量熱量而導致油層降溫過速。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮80第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容①蒸汽吞吐和蒸汽驅的參考經(jīng)驗

b、蒸汽驅3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮項目取值范圍英制公制井組面積0.625-10acre0.25-4hm2油層厚度>300ft>9m注汽速度1-2bbl/(d·acre·ft)1.22-2.45m3/(d·hm2·m)井口蒸汽干度40-90%40-90%注汽壓力<2500psi<17psi油藏壓力<500psi<3.4psi國外蒸汽驅設計原則81第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容②開發(fā)層系的劃分原則

a、同一套開發(fā)層系要有適宜于熱采的油層有效厚度，而且在平面上的分布較廣，以保證熱采能獲得較好的經(jīng)濟效益。

b、垂向上將相鄰近的油層組合成一個開發(fā)層系，使油層凈總厚度比能滿足注蒸汽開發(fā)的篩選標準。對蒸汽驅開采，此比值必須大于0.5。射孔井段一般不宜過長，以小于40m為宜。

c、同一開發(fā)層系內油層有效厚度的物性下限值應符合熱采篩選標準。對于蒸汽驅開采，孔隙度>20%，滲透率>200×10-3m2，含油飽和度Soi>50%。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮82第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容②開發(fā)層系的劃分原則

d、同一開發(fā)層系內，原油粘度的差別不宜過大，并且有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)。

e、對于多層、薄層油藏開發(fā)層系組合和劃分要特別注意優(yōu)化。

f、對于多油組層狀油藏，含油層厚度很大，可考慮采用多套開發(fā)層系，但層系間必須具有良好的隔層。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮83第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容②開發(fā)層系的劃分原則

g、在劃分多套層系的情況下，既可采用多套層系多套井網(wǎng)同時開發(fā)，也可用一套井網(wǎng)，按自下而上的次序上返開采，分多套層系注蒸汽開采。前一種方式有利于獲得較高的采油速度，但投資高、穩(wěn)產(chǎn)期短；后一種方式具有以下優(yōu)點：汽驅下部層系時，預熱了相鄰的上層系油層，使上層系油層原油粘度降低，有利于縮短上部油層的開發(fā)期，提高了累積油汽比，延長了全油藏的高產(chǎn)期，減少了一次性的投資，尤其是減少了注汽設備。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮84第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容②開發(fā)層系的劃分原則

h、對于多層層狀油藏，同一套開發(fā)層系內常含有多個油層，如果具備以下條件：(I).每個目的層有6-10m的有效厚度；(II).每個目的層注采井間必須是連通的；(III).目的層間有連續(xù)的頁巖隔層，則可劃分多個汽驅目的層進行垂向擴展蒸汽驅，即采油井可打開全部油層，但注汽井先打開最下部目的層汽驅，然后再上返蒸汽驅開采上部的目的層進行垂向擴展蒸汽驅。這樣通過充分利用下部油層在汽驅過程中對上部油層的預熱作用，稱為“熱板效應”，可以有效地改善蒸汽驅開發(fā)效果，有利于克服多油層同時汽驅時吸汽不均，儲量動用不充分的問題。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮85第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容②開發(fā)層系劃分的原則3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮美國加州某油田垂向擴展蒸汽驅示意圖86第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容③油井打開井段的確定

a、注汽井打開井段

I.對于垂向滲透率好的厚油層，注汽井通常打開目的層下部的1/2或1/3，這樣有利于避免在注入井附近油層頂部過早形成蒸汽舍進，以減弱重力超覆的影響，并能增加蒸汽到達油層頂部所經(jīng)過的距離，利用蒸汽的重力超覆作用，提高蒸汽的垂向波及系數(shù)。

II.對于低滲透或多層薄互層油藏，蒸汽的重力超覆程度有限或者油層內存在對蒸汽垂向運動有阻擋的頁巖夾層，若只打開下部油層，蒸汽會被限制在打開的蒸汽層段內，使蒸汽的垂向波及系數(shù)降低，在這種情況下，通常要把含有目的層的整個層段全打開，并設法把蒸汽注入到所有的目的層中，保證各層都受到蒸汽驅替。

III.對于厚度極薄且物性差、橫向連通性差的小層，則不應射開，以免降低注入蒸汽的利用率。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮87第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容③油井打開井段的確定

b、生產(chǎn)井打開井段生產(chǎn)井通常在整個生產(chǎn)層段全部打開，在垂向擴展蒸汽驅的情況下，盡管只把蒸汽注入下部油層，但生產(chǎn)井上部油層也需打開。盡管許多研究成果表明，在生產(chǎn)井打開目的層下部的1/2或更多有利于延長蒸汽突破時間，增加蒸汽驅采收率和油汽比，但限制生產(chǎn)井打開井段會降低油井的完善程度，不僅會影響蒸汽吞吐時獲得較高的產(chǎn)量，而且不利于在蒸汽驅初期提高采注比，因此，綜合考慮，生產(chǎn)井整個生產(chǎn)層段應全部打開，蒸汽驅過程中可在蒸汽突破前后對生產(chǎn)井重新完井，把目的層上部封住，或根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)選擇性地封堵某些層段。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮88第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容③油井打開井段的確定

b、生產(chǎn)井打開井段

II.對于反九點井網(wǎng)蒸汽驅，注汽井距邊井的距離遠小于距角井的距離。如果邊、角井的油層井段都全部打開，一般情況下，蒸汽首先在邊井突破，并延緩蒸汽向角井推進，當蒸汽驅油汽比達到經(jīng)濟極限時，將有大量原油未被采出，特別在角井附近的油層下部較為集中，因此，反九點井網(wǎng)邊井最好打開油層下部，而角井全部打開。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮反九點法井網(wǎng)角井和邊井的完井89第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容④開發(fā)井網(wǎng)與井距注蒸汽開采屬于強化采油過程，一般而言，井距不宜過大。為了獲得較高的采油速度并及時見到汽驅效果，需要采用小井距；但井距越小，需鉆的油井數(shù)就越多，增加開發(fā)投資。因此確定合理的井網(wǎng)與井距的主要原則如下：

a、充分考慮油藏的非均質性及油層連通程度，盡可能使注汽井注入的蒸汽或熱水向多點較均勻推進，提高面積掃油系數(shù)及有效熱利用率。

b、注采井數(shù)比例要能適應油層的注汽能力和產(chǎn)液能力及其變化特點，滿足汽驅開采過程中采注液量比大于1.2的要求，形成真正的蒸汽驅開采。

3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮90第二節(jié)稠油油藏工程設計2.2、稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.2.2稠油油藏開發(fā)程序及油藏工程研究的主要內容④開發(fā)井網(wǎng)與井距

c、要盡可能為蒸汽突破后或發(fā)生不規(guī)則竄流后留有調整井網(wǎng)及井距的余地。

d、鉆井費用所占總投資的比例很大，雖然井距變小，開發(fā)效果較好，但總投資將將增大，因此，井距的確定，以經(jīng)濟效益最優(yōu)為原則。

e、盡管油藏存在非均質性，但井網(wǎng)仍要規(guī)則，各井點不可偏離太多。

f、要考慮油層地應力狀態(tài)及微裂縫系統(tǒng)分布規(guī)律，井網(wǎng)形狀及井距要防止沿裂縫竄流的過早出現(xiàn)。3、注蒸汽油藏工程設計的基本考慮91第二節(jié)稠油油藏工程設計2.1稠油的滲流特征2.2稠油油藏開發(fā)設計及采收率預測2.3稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件92第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件

稠油油藏注蒸汽熱采方式主要有兩種：一種是蒸汽吞吐開采方法，即所有井都可以單井進行注入一定量的蒸汽，在關井燜井數(shù)天后，開井回采，將油層中加熱的原油采出來，在產(chǎn)量遞減至極限值時，再進行第二周期注汽采油，這樣多周期吞吐開采；另一種是蒸汽驅開采，即按設計井網(wǎng)，將蒸汽連續(xù)注入注汽井，將油層中加熱的原油驅替至周圍的生產(chǎn)井采出。在油藏地質條件適宜時，兩者結合進行，即蒸汽吞吐開采至數(shù)周期后，注汽井轉入連續(xù)注汽，生產(chǎn)井繼續(xù)吞吐開采，進入蒸汽驅開采。國內外稠油油藏采用的各種技術開發(fā)實踐證明：注蒸汽開采方法（包括蒸汽吞吐和蒸汽驅）是最有效、最主要的技術，火燒油層及注熱水方法有一定效果，但應用規(guī)模很小。93第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.1稠油注蒸汽開采的主要特點1、對于適合于蒸汽驅的稠油油藏，蒸汽吞吐和蒸汽驅是整個注蒸汽開發(fā)中的兩個密不可分的不同階段。

蒸汽吞吐的目的不僅在于增產(chǎn)原油，提高采油速度，而且要為以后蒸汽驅做好油層降壓及預熱的準備。因此，開發(fā)設計中要對蒸汽吞吐和蒸汽驅整體研究和部署，只有把蒸汽吞吐和蒸汽驅有機結合起來，才能既提高采油速度，又獲得較高原油采收率。94第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.1稠油注蒸汽開采的主要特點2、蒸汽吞吐采油屬于依靠天然能量開采，采收率低，而蒸汽驅采收率高。

注入油層的蒸汽數(shù)量有限，通過注入熱能，使井筒周圍一定范圍油層加熱，一般僅10-30m，最大不超過50m，主要以原油加熱降粘、改善原油的流動性為主，屬于多種天然驅動能量的作用，增加油井產(chǎn)量。因此，蒸汽吞吐開采階段的原油采收率較低，一般僅10-15%，最大約20%。因此，只要油藏地質條件適宜，一般都應接著進行蒸汽驅開采。盡管蒸汽驅開采耗汽量大，但汽驅階段的采收率較高，一般為20-30%，使得完整的注蒸汽開發(fā)可獲得采收率45-55%的開發(fā)效果。95第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.1稠油注蒸汽開采的主要特點3、蒸汽吞吐對油藏條件要求不苛刻，一般經(jīng)濟風險小，蒸汽驅對油藏條件要求嚴格，經(jīng)濟風險大。

通常蒸汽吞吐對油藏條件的依賴程度較小，幾乎對各種稠油油藏都適用，只要大多數(shù)條件滿足篩選要求，蒸汽吞吐都有增產(chǎn)效果，只是油藏條件不同，增產(chǎn)程度不同，經(jīng)濟效益有所差別。并且，由于蒸汽吞吐以加熱近井地帶油層為主要目的，每周期注汽量有限，油汽比較高，一般初期低周期油汽比都可高達1以上。但對于蒸汽驅，由于不僅要把整個油藏加熱，而且必須把原油驅向生產(chǎn)井，油藏地質條件，如油層厚度、凈總厚度比及油層滲透率等對開采效果具有決定性的影響。連續(xù)注蒸汽若干年，耗汽量大，累積油汽比遠較蒸汽吞吐低，一般0.2-0.4，在某些不利條件下或因操作不當，油汽比甚至小于0.2。因此，蒸汽驅存在很大的經(jīng)濟風險性，蒸汽驅油藏工程研究和設計必須力求更加嚴格和細致。96第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.1稠油注蒸汽開采的主要特點4、蒸汽吞吐產(chǎn)量變化幅度較大，一個吞吐周期有峰值產(chǎn)油期，有遞減期，隨周期增加，周期產(chǎn)量減少；蒸汽驅階段單井組產(chǎn)量變化也很大，有產(chǎn)量遞增期、峰值期和遞減期。5、蒸汽吞吐采油過程中的主要技術矛盾是注入油層的蒸汽發(fā)生向頂部超覆推進及沿高滲透層指進，垂向掃油系數(shù)一般很難超過50%。這是由于濕飽和蒸汽的特性及油藏的非均質性所致。井底蒸汽干度越高，蒸汽吞吐效果越好，但蒸汽超覆及指進現(xiàn)象不可避免。因此，蒸汽吞吐過程中如何保證井底蒸汽干度高并有效調控吸汽剖面等技術，始終是蒸汽吞吐開采的核心技術，尤其是深層、層狀多油層稠油油藏。97第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.1稠油注蒸汽開采的主要特點6、蒸汽驅階段隨著被加熱的油、水被逐步驅向生產(chǎn)井，油井的采油及采液指數(shù)逐漸增大。蒸汽吞吐后，注汽井及生產(chǎn)井近井地帶溫度有所增加，但注采井間遠離井底處油層溫度仍較低，含油飽和度仍接近于初始狀態(tài)。因此，轉驅初期，驅替阻力較大，油層中油水流動速度很慢，油井采油及采液指數(shù)低，注汽指數(shù)往往高于生產(chǎn)井的采液指數(shù)。隨著連續(xù)不斷地向油層注入蒸汽，驅替壓力梯度逐漸增大，吞吐階段的地下存水首先被驅出，產(chǎn)液指數(shù)和產(chǎn)液量逐漸增加，含水率上升；隨著油層溫度不斷上升，油井產(chǎn)油指數(shù)也逐步提高，當大量受熱后粘度急劇降低的原油被驅至生產(chǎn)井近井地帶時，油井產(chǎn)油指數(shù)大幅度增加，峰值產(chǎn)油期到來，此時，須從油井機械設備、舉升能力、采油工藝及地面處理等方面提供保證，大幅度提高油井排液能力，保證注采比達到臨界注采比1.2以上。98第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.1稠油注蒸汽開采的主要特點7、蒸汽吞吐和蒸汽驅都屬于強化開采，采油速度很高。

從國外注蒸汽開采來看，一般采取較高的采油速度，達到5%以上，開發(fā)年限短，吞吐階段一般為3-5年，蒸汽驅階段一般為6-10年。高速開采，不僅有利于發(fā)揮注蒸汽開采的各種采油機理，而且重要的是可獲得好的經(jīng)濟效益。99第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件1、稠油注蒸汽開采方式①蒸汽吞吐②蒸汽吞吐后的熱采方式

a、蒸汽驅

I.常規(guī)蒸汽驅、高干度蒸汽驅至油藏枯竭

II.蒸汽驅轉熱水驅，高干度蒸汽驅至中后期轉熱水驅結束

III.脈沖式或間歇式蒸汽驅

IV.蒸汽－熱水段塞驅

V.變干度或變速度汽驅

VI.蒸汽、氮氣、泡沫驅100第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件1、稠油注蒸汽開采方式②蒸汽吞吐后的熱采方式

b、熱水驅

c、熱水、氮氣、泡沫驅

d、其它方法如按剩余油分布動態(tài)進行不規(guī)則井網(wǎng)注采關系調整、加密井吞吐引效，或側鉆水平井強采，或部分井吞吐，部分井蒸汽驅，相互結合開采。101第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件2、蒸汽吞吐開發(fā)的適用條件①在目前成熟的工藝技術條件下能成功進行蒸汽吞吐開發(fā)的油藏

a、油層溫度下脫氣原油粘度為50-10000mPa·s；

b、油層深度小于1600m；

c、油層有效厚度大于10m，對淺油層（<500m）要大于5m，凈厚/總厚大于0.4；

d、油層孔隙度大于20%，同時原始含油飽和度不小于50%，儲量系數(shù)不小于10×104t/(km2·m)；

e、油層滲透率大于200×10-3m2。102第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件2、蒸汽吞吐開發(fā)的適用條件②在目前已成熟的工藝技術條件下采用蒸汽吞吐開發(fā)經(jīng)濟效益較差但仍可開采的油藏

a、油層溫度下脫氣原油粘度為10000-50000mPa·s；

b、油層深度小于1600m；

c、油層有效厚度大于10m，對淺油層（<500m）要大于5m，凈厚/總厚大于0.4；

d、油層孔隙度大于20%，同時原始含油飽和度不小于50%，儲量系數(shù)不小于10×104t/(km2·m)；

e、油層滲透率大于200×10-3m2。此外，為改善開發(fā)效果，需采用特殊的蒸汽吞吐輔助技術，如化學降粘劑預處理、加熱預處理、高壓注蒸汽形成微裂縫等。103第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件2、蒸汽吞吐開發(fā)的適用條件③在目前工藝技術條件下不適宜蒸汽吞吐或開發(fā)效益甚差的油藏

a、油層溫度下脫氣原油粘度超過50000mPa·s；

b、普通稠油，油層深度小于1600m，但油層有效厚度小于5m，凈厚/總厚小于0.4；

c、油層滲透率小于200×10-3m2；

d、油層深度大于1600m，甚至超過2000m；

e、原始底水層厚度大于含油層厚度的稠油油藏，且底水活躍，不宜直井熱采；

f、裂縫性基巖稠油油藏。104第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件3、適宜于蒸汽驅開采的油藏條件①目前中國稠油熱采技術、經(jīng)濟條件下適宜于進行蒸汽驅的油藏條件：

a、油層溫度下脫氣原油粘度在10000mPa·s以下；

b、油層深度小于1400m；

c、油層有效厚度大于10m，對多層狀油層凈厚/總厚大于0.5；

d、油層滲透率大于200×10-3m2，縱向滲透率變異系數(shù)小于0.36，滲透率級差小于10；

e、油層孔隙度大于20%，起始含油飽和度大于50%。105第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件3、適宜于蒸汽驅開采的油藏條件

②在蒸汽吞吐開采階段產(chǎn)生的不利于蒸汽驅的條件：

a、對多層狀油藏，油層縱向滲透率差異過大，對蒸汽驅效果影響大；蒸汽帶沿高滲透帶過早突破，縮短開發(fā)期，減少產(chǎn)油量，大幅度降低油汽比和采收率；

b、在蒸汽吞吐開采階段已產(chǎn)生嚴重的蒸汽竄流通道，對轉蒸汽驅開采十分不利；

c、蒸汽吞吐回采水率對蒸汽驅開采效果有較大影響，吞吐回采水率越低，在蒸汽驅初期，注入井及生產(chǎn)井近井地帶存水越多，導致轉驅后油層加熱效率降低，生產(chǎn)井排水期長；106第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件3、適宜于蒸汽驅開采的油藏條件

②在蒸汽吞吐開采階段產(chǎn)生的不利于蒸汽驅的條件：

d、邊、底水較為活躍的油藏，由于邊水侵入和底水錐進，對蒸汽驅產(chǎn)生不利影響；適宜于蒸汽驅開采的油藏，其水體體積不應大于5倍油體體積，在吞吐開采及蒸汽驅初期應采取有效的排水措施；

e、油井井底及油層損害將會導致生產(chǎn)及注入指數(shù)降低，油層供液能力下降延長低產(chǎn)期，降低產(chǎn)油量及油汽比。107第二節(jié)稠油油藏工程設計2.3、稠油注蒸汽熱采開發(fā)特點及適用條件2.3.2稠油注蒸汽開采的適用條件3、適宜于蒸汽驅開采的油藏條件③選擇具體油藏轉入蒸汽驅開采的條件：

a、選擇由吞吐開采轉入汽驅的最佳時機及極限時機；

b、對于目前已確定加密吞吐開采的區(qū)塊