稠油熱采基礎知識一、稠油的定義二、稠油分類標準三、熱力采油發展歷史四、稠油熱力開采方法及篩選標準五、適宜蒸汽吞吐操作條件六、蒸汽吞吐配套工藝技術七、蒸汽吞吐開采規律八、改善蒸汽吞吐效果的技術世界稠油生產國地理分布圖美國加拿大前蘇聯中國印尼委內瑞拉世界上稠油資源極其豐富，主要分布在加拿大、美國、前蘇聯、委內瑞拉、中國和印尼，稠油資源約4000～6000×108m3，約占總石油資源的60%。遼河油田河南油田勝利油田新疆油田中國稠油油田地理分布圖國內稠油資源主要分布在遼河、勝利、河南和新疆,累計探明稠油儲量約20×108t。勝利主要稠油油田位置圖單家寺樂安孤東孤島金家八面河王莊樁139東辛復雜斷塊陳家莊北坡羅家－墾西勝利油區稠油資源狀況勝利油田經過30多年的勘探和開發，先后在濟陽拗陷的東營組、館陶組、沙河街組及奧陶系、寒武系等油層中發現了稠油。主要集中分布在單家寺油田、樂安油田、孤島油田、孤東油田、金家油田和八面河油田、樁西樁斜139、王莊油田、東辛復雜斷塊、陳家莊北坡和羅家深層稠油。

稠油（重質原油）是指在原始油藏溫度下脫氣原油粘度為100～10000mPa·s或者在15.6℃及大氣壓條件下密度為0.9340～1.0000g/cm3。一、稠油的定義中國稠油分類標準稠油分類主要指標輔助指標開采方式名稱類別粘度，mPa·s相對密度(20℃),g/cm3普通稠油Ⅰ50＊(或100)～10000＞0.9200亞類Ⅰ-150＊～150＊＞0.9200可以先注水Ⅰ-2150＊～10000＞0.9200熱采特稠油10000～50000＞0.9500熱采超稠油(天然瀝青)＞50000＞0.9800熱采＊指油藏溫度條件下粘度，無＊是指油層溫度下脫氣油粘度二、稠油分類標準三、熱力采油發展歷史1960年委內瑞拉MeneCrande油田

第一口蒸汽吞吐井1960年委內瑞拉MeneCrande油田在進行蒸汽驅先導試驗過程中，當試圖釋放地層壓力把一口注汽井打開時，意外地獲得了15.9-31.8m3/d的產油量，這就是第一口蒸汽吞吐井。2.熱力采油發展歷史國內1958年發現稠油（新疆）1964年大慶一區

第一口蒸汽吞吐井1965年1971年新疆的黑油山淺層進行了蒸汽驅采油試驗

試驗早在1958年，我國新疆準噶爾盆地西北緣斷階發現了烏爾禾－夏子街淺層稠油，打開48口，發現兩套淺層稠油層系，分布面積多達幾十平方公里。在克拉瑪依黑油山可以看到淺層稠油露頭油砂，其原油粘度較高，用常規方法難以開采。1964年11月在大慶一區進行了第一口井注蒸汽采油試驗，試驗過程中因套管伸長技術問題而中止。1965年開始在新疆的黑油山淺層進行了蒸汽吞吐采油試驗。自1965年下半年到1971年在黑油山8024井組進行了蒸汽驅試驗，該井組為一個七點法井組，40m井距，3口角井注汽，1口中心井與另外3口角井采油，油層井段為99－103m，原油粘度1000mPa.s。蒸汽驅試驗歷時1年零5個月，累計油汽比為0.115，原油采收率高達68％，產量高峰期油汽比達0.148。取得了對蒸汽驅采油最初認識。后來又在其它淺層油井相繼進行了蒸汽吞吐開采試驗。熱力采油發展歷史勝利油田1966年1967年勝利勝坨油田火燒油層試驗1973年勝坨油田的寧4井試驗1973年5月在勝坨油田的寧4井（二礦）開展了蒸汽吞吐現場試驗。試驗采用2臺4t/h蒸汽發生器并聯、單臺設備交替注汽，注汽水質采用磁化處理工藝，采用坨六鉆的天然氣作燃料，累計注汽121h，累計注蒸汽600t，累計產原油10t。由于當時缺乏必要的隔熱材料和可靠的注汽設備，致使蒸汽漏失和熱損失嚴重，設備故障多而不能正常連續運行，注汽效果極不理想。1966年1967年勝利勝坨油田火燒油層試驗1968年成立了熱力采油工藝研究小組1973年勝坨油田的寧4井試驗熱力采油發展歷史勝利油田1984年勝利單家寺油田推廣1975年6月9日至25日在勝三區的勝22井上進行了蒸汽吞吐現場試驗。勝22井油層井段為1375.2-1386.0m，油層厚度9.6m，累計注入汽量1609t，折合熱量12.56×108J,累計產原油300余t。1978年9月15日至10月16日在該井進行第二次蒸汽吞吐試驗，注入蒸汽2283t，折合井口注入熱量22.94×108J,井口注汽壓力為0.62MPa，第二周期產原油700t。經過在勝坨油田三次蒸汽吞吐現場試驗，累計注入蒸汽3425t，累計生產434d，累計產油1121t，折合油汽比為0.33，取得了對注蒸汽熱力采油的償識性認識。1)先導試驗階段：“六五”期間開展“單2斷塊蒸汽吞吐先導試驗”，1983年引進美國休斯公司濕蒸汽發生器，單2-1井試驗日產100t以上。開辟9個反5點25口試驗井組。拉開了稠油工業化應用的序幕。勝利油田稠油熱采歷程2)注蒸汽工業化開發階段1988～1990年，單家寺油田整體加密，將200×141米加密到100×141米。1990年產油達到100×104t。1988年樂安砂礫巖特稠油油田投入開發，1996年達到120×104t規模。1992年孤島薄層稠油油藏投入開發，2004年達到89×104t規模1993年孤東稠油投入注蒸汽開發，2002年達到25×104t。3)綜合調整開發階段1995年勝利稠油熱采達到230萬噸歷史高峰，產量開始下降，進入綜合調整和新技術攻關階段。開展抑制邊底水侵入、加密調整、水平井挖潛、超稠油攻關、蒸汽驅、水驅后轉熱采等開發方式的轉換，十五期間產量開始回升，累積生產原油3300萬噸。勝利油田稠油熱采產油量變化曲線產油量萬噸六五技術攻關七五、八五配套完善，產量大幅上升九五優質資源接替不足、產量下降十五技術進步，產量回升勝利油區稠油熱采歷程王莊油田坨82塊：第一口熱采試油井T82X1（2002年11月13日，日產原油7.2噸）。2003年坨82塊上報沙一段+館陶組探明含油面積2.3平方千米，石油地質儲量545萬噸。2004年部署了坨82塊沙一段熱采開發方案，2004年8月正式投入開發，目前單元共設計6個井臺52口井，老井利用6口。2007年5月油井39口（包括東擴新井6口，坨斜825），其中熱采井28口，冷采井12口。日產液能力426t，日產油能力215.0t，綜合含水49.5%，累積產油14.3286×104t，采出程度3.02%。勝利采油廠勝三區坨11南東二：S3-XR1井2003年12月3日產油2.6噸，含水82%。2004-2005年先后編制了蒸汽吞吐熱采方案及南擴方案，共部署油井19口，建產能5.15萬噸，動用儲量124.5萬噸。2007年5月開油井18口，日產液849.1t，日產油163.9t，綜合含水80.7%，累積產油13.7萬噸，采出程度13.16%，采油速度5.94%，平均油汽比1.35，回采水率214%。S3XR182004年熱采方案新井2005年南擴方案新井2005年南擴補充方案新井勝利采油廠隔熱油管井下熱脹補償器注汽封隔器注汽封隔器井下汽水分離器隔熱油管井下補償器井下汽水分離器注汽封隔器隔熱油管井下補償器熱采封隔器井下汽水分離器熱采封隔器油層蒸汽發生器井口補償器加熱帶蒸汽凝結帶蒸汽帶蒸汽吞吐是先將高溫高壓濕蒸汽注入油層，對油井周圍油層加熱降粘，燜井換熱后開井采油。四、稠油熱力開采方法及篩選標準注汽時，地層分為三個帶：蒸汽帶、熱水帶和冷水帶非穩定滲流：包括流體滲流、傳熱等過程1.蒸汽吞吐1)概念2)注蒸汽熱采增產機理提高稠油采收率7、蒸汽輔助重力泄油作用1、加熱降粘4、巖石骨架受熱膨脹壓縮孔隙6、乳化作用提高波及體積5稠油高溫裂解蒸餾、稀釋及混相驅作用高溫下溶解氣脫出，汽驅作用加強2、高溫油水流度比減小，油相滲透率提高巖石受熱表面親水化，降低殘余油飽和度3、流體受熱膨脹彈性能量增加1.蒸汽吞吐向油層注入高溫高壓蒸汽，近井地帶相當距離內的地層溫度升高，將油層及原油加熱。注入油層的蒸汽優選進入高滲透帶，而全由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽將向油層項部超覆，油層加熱并不均勻，但由于熱對流和傳導作用，注入蒸汽量足夠多時，加熱范圍逐漸擴展，蒸汽帶的溫度仍保持井底蒸汽溫度Ts（250－350℃），蒸汽凝結帶，即熱水帶的溫度Tw雖有所下降，但仍然很高。形成的加熱帶中的原油粘度由幾千到幾萬mPa.s降低至幾個mPa.s。這樣，原油流向井底的阻力大大減小，流動系數Kh/μ成幾十倍的增加，油井產量必然增加許多倍。注蒸汽熱采增產機理加熱降粘，改善流變性1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理加熱降粘，改善流變性1.蒸汽吞吐在高溫潤濕性試驗中，普遍的規律是隨著溫度的升高，巖心潤濕性由親油轉向親水，由弱親水轉向強親水。其主要原因是稠油中的膠質、瀝青質等極性物質含量較多。注蒸汽熱采增產機理相對滲透率變化1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理相對滲透率變化隨溫度升高束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低。稠油高溫相滲端點值端點值超稠油Sro普通稠油Sro超稠油Srw120℃0.4650.300.217160℃0.3980.275200℃0.3490.2260.2941.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理相對滲透率變化束縛水飽和度增加，殘余油飽和度降低，相對滲透率曲線右移，向有利于改善油相滲透率的方向變化。高溫下油相滲透率改善的主要原因是升溫降粘后油水粘度比大幅度降低，以及巖石潤濕性向親水方向轉變等綜合作用的結果。1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理熱膨脹作用當高溫蒸汽注入油層后，加熱后的原油產生膨脹，原油中如果存在少量的溶解氣，也將從原油中逸出，產生溶解氣驅的作用。同時油藏中的流體和巖石骨架產生熱膨脹作用，孔隙體積縮小，流體體積增大，維持原油生產的彈性能量增加。熱脹彈性能是一種相當可觀的能量。

與壓縮彈性能量相比，熱膨脹彈性能量要大得多。原油的熱膨脹程度主要取決于原油的組分組成。通常情況下，輕質原油的熱膨脹系數大于重質原油。1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理蒸汽(熱水)動力驅油作用

濕蒸汽注入油層，既補充了油層熱量和能量，也對油層有一定沖刷驅替作用。特別是高溫水蒸汽分子與液態水分子相比具有更高的能量，可以進入熱水驅液態水分子驅替不到的微喉道和微孔隙中。加之高干度蒸汽的比容大，注入油層后波及體積大。因此，高溫高干度的水蒸汽的驅油效率遠高于冷水驅和熱水驅。

1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理溶解氣驅作用原油溶解天然氣的能力隨溫度的升高而降低，注入蒸汽后，油層和原油被加熱，溶解氣從原油中脫出，脫出的溶解氣體積膨脹成為驅油的動力之一。這在蒸汽驅過程中更為突出些。1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理對稠油的蒸餾、熱裂解和混相驅作用

原油和水的蒸汽壓隨溫度升高而升高，當油、水總蒸汽壓等于或高于系統壓力時，混合物將沸騰，使原油中輕組分分離，即為蒸餾作用。蒸餾作用引起混合液沸騰產生的擾動效應能使死孔隙中的原油向連通孔隙中轉移，從而提高驅油效率。高溫水蒸汽對稠油的重組分有熱裂解作用,即產生分子量較小的烴類。

在蒸汽驅過程中，從稠油中被蒸餾出的烴餾份和熱裂解產生的輕烴，進入熱水前沿溫度較低的地帶時，又重新冷凝并與油層中原始油混合將其稀釋，降低了原始油的密度和粘度，形成了對原始油的混相驅。

1.蒸汽吞吐注蒸汽熱采增產機理乳化驅作用蒸汽驅過程中，蒸汽前沿的蒸餾餾份凝析后與水發生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，這種乳化液比水的粘度高得多。在非均質儲層中，這種高粘度的乳狀液會降低蒸汽和熱水的指進，提高驅油的波及體積。1.蒸汽吞吐由于汽液密度差異，在注蒸汽過程中形成超覆現象，油層縱向受熱不均，但油藏的表現受熱面積增加，油層的非驅替部分由于導熱作用而得到加熱，受熱原油在重力作用下流到井底。重力泄油作用主要發生在單層厚度較大的稠油油藏中。注蒸汽熱采增產機理重力泄油作用1.蒸汽吞吐我國稠油蒸汽吞吐篩選標準油藏地質參數一等二等12345原油粘度，mPa·s相對密度，g/cm350～10000＞0.9200＜50000＞0.9500＜100000＞0.9800＜10000＞0.9200＜10000.＞0.9200油層深度，m150～1600＜1000＜5001600～1800＜500油層純厚度，m純／總比＞10＞0.4＞10＞0.4＞10.0＞0.40＞10＞0.45～10＞0.4孔隙度，％原始含油飽和度,％φ×Soi儲量系數,103t(km2·m)≥0.20≥0.50≥1.00≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0≥0.20≥0.50≥0.10≥10.0滲透率，10-3μm2≥200≥200≥200≥200≥200Payzone

蒸汽驅是向注入井中持續注入蒸汽，將地下原油加熱并驅向鄰近的采油井采出。2、蒸汽驅實踐表明蒸汽驅是一種行之有效的重油開發方式從70年代開始，世界以及美國注蒸汽開發產量一直在不斷上升，而且在整個強化采油產量中占60％左右。從注蒸汽方式上看，雖然蒸汽吞吐上產快，工藝相對比較簡單，注蒸汽工藝早期大都為蒸汽吞吐開發，但由于以下原因，其重要性逐漸被蒸汽驅所取代2.蒸汽驅2）蒸汽吞吐不能增加采收率，即吞吐期間的產油量汽驅過程中完全可采出，吞吐期過長只能降低總效益，所以注蒸汽工藝發展到目前，一般不再像注蒸汽早期那樣把吞吐生產作為一個重要階段，而只是把它作為汽驅過程中的一個重要輔助措施；所以從70年代起蒸汽驅項目和產量已超過吞吐項目和產量；只有油藏壓力過高，汽驅前需要卸壓或原油粘度過大，需要預熱形成流動連通時才把吞吐作為一個獨立的開發階段；1）蒸汽吞吐采收率低（一般10-20％），收益少；蒸汽驅采收率高（一般30-50％），收益多；2.蒸汽驅盡管蒸汽驅是為開發稠油而發展起來的工藝技術，但實踐表明，蒸汽驅對普通原油的開發更有效，特別是地層油粘度30-200mPa.s的油藏，蒸汽驅可能比水驅開發效果好，經濟效益高。2.蒸汽驅不同油藏條件的影響：油層厚度油藏凈總厚度比油層非均質性油藏原油粘度油藏含油飽和度油藏埋深氣頂2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準

1）油層厚度：對蒸汽驅來說，存在最佳厚度：油層太薄，開發效果差；向蓋底層的熱損失比例增大，熱利用率變低；油層過厚時汽驅效果也不太好，井筒中的汽—水分離以及油層中的蒸汽超覆加劇，使蒸汽的熱利用率變低。蒸汽驅的有效油層厚度大約為10～50m，油層厚度在20～45m之間時能取得較好效果2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準

2）油層凈總厚度比：隨著凈總厚度比的增加，蒸汽驅采收率越來越大。當凈總厚度比大于0.6以后，改善幅度變小。當凈總厚度比小于0.6時，隨著凈總厚度比的減小，蒸汽驅效果急劇下降。當凈總厚度比小于0.4時蒸汽驅效果較差2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準

3）油層非均質性：在實際油層的非均質范圍內（滲透率變異系數從0.4到0.7），蒸汽驅采收率與滲透率變異系數基本是線性關系；滲透率變異系數大于0.7的油藏基本不適合蒸汽驅。2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準4）原油物性－原油粘度普通稠油，油藏中本身具有一定的流動能力，可以進行常規蒸汽驅；特稠油，原油流動性差，常規汽驅有一定困難，必須采取預熱或吞吐引效才能實現汽驅；超稠油，原油在油藏條件下基本沒有流動性，不預先加熱到一定溫度是無法驅動的，因此這類油常規汽驅無效。2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準4）原油粘度在半對數坐標上，隨著油藏原油粘度對數的增大，蒸汽驅的采收率呈線性下降；原油粘度對蒸汽驅效果的影響幅度并不太大，當地層油粘度從50mPa?s到5000mPa?s時，采收率只降低了15%(IOIP)。需要注意的是，原油粘度過大，所需驅動力很高。從開采效果和操作因素考慮，常規蒸汽驅的地層油粘度最好≤5000mPa?s2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準5）含油飽和度：隨著油藏含油飽和度的增加，蒸汽驅的采收率線性增加2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準6）油藏埋深油藏埋深不但影響注入蒸汽的質量，而且其壓力降低程度對開發效果也有影響，因此一般不好確定。但根據以下假設還是能夠確定其影響程度的：假設油藏是封閉的，可以降壓；在現有的隔熱技術條件下，井深1600m時注入的蒸汽已全部變為熱水；從800m到1600m采收率的降低是線性的2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準根據以上假設，深度為1600m時計算的熱水驅采收率為（ER）1600=34.8%IOIP800m深度時蒸汽驅的采收率為（ER）800=55.6%IOIP蒸汽驅的采收率與深度的關系為式中:D為油藏深度，800＜D＜1600m當深度大于1400m時，在現有隔熱技術下蒸汽驅已基本無效2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準7）邊底水對于有邊底水油藏的蒸汽驅，一般來講，淺層油藏（如<400m）基本沒有什么影響，而深層油藏（如＞800m）則有較大影響。對于深層邊水油藏，水體小于油體5倍的，可以進行常規蒸汽驅，而水體大于5倍油體的，則要采取排水措施。對于深層的底水油藏，水層厚度小于油層厚度的，避射一定油層厚度即可，而對于水層厚度大于油層厚度的，則不但避射，還要有一定的排水措施。2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準8）氣頂若油藏存在氣頂，蒸汽易進入氣頂，起不到加熱油層的作用，因此應首先根據油藏內隔夾層發育情況，對油層與氣頂之間有較好隔層的油藏，對隔層以下的油層開展蒸汽驅。對氣頂與油層之間沒有隔層的油藏，則應避射一定厚度。2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準對礫巖油藏，孔隙度可適當放寬；對于先吞吐預熱的油藏，原油粘度可適當放寬；對封閉油藏，在有高效隔熱油管的條件下，深度可適當放寬。

2.蒸汽驅—注蒸驅篩選標準火燒油層是將含氧氣體(多用空氣)注入到油層,點火燃燒后,利用燃燒反應生成的熱能和氣體來加熱、裂解和驅動稠油。3.火燒油層—原理生產井點火燃燒區注入井空氣或水燃燒前緣移動油冷油區原油在油層中的反應有四部分：●熱蒸餾：原油→重質油(留在油砂中)+輕質油(被驅替走)●低溫氧化：部分輕質油+氧氣→重質油+CO+H2O+熱量重質油+氧氣→焦碳+輕質油+CO+H2O+熱量●高溫熱裂解：重質組分→焦碳＋輕質油●高溫氧化：焦碳＋氧氣→CO2＋H2O+熱量重質組分＋氧氣→CO2＋H2O+熱量3.火燒油層—原理火燒驅油高溫氧化混相驅高溫氧化非混相驅電點火氣體點火低溫氧化混相驅低溫氧化非混相驅油層自燃應用稠油油藏應用稀油油藏3.火燒油層—原理干式正向燃燒反向燃燒濕式燃燒3.火燒油層—方式干式正向燃燒示意圖燃燒溫度一般為315~650℃，蒸汽帶溫度逐漸降低，熱水帶和生產井之間區域的溫度接近于未受干擾的油藏溫度。

3.火燒油層—方式空氣油層冷區燃燒帶反向燃燒示意圖氣體由注氣井注入，在生產井井底點火，燃燒前緣從右到左移動，注氣井井底附近是低溫帶，而靠近生產井的區域是高溫帶，原油流經高溫帶，使其粘度降低。3.火燒油層—方式

濕式燃燒也稱為正向燃燒和水驅相結合的方法。它是將水氣交替注入到注入井（或將氣和水一起注入到注入井中），這時水將全部或部分汽化，穿過燃燒前緣將熱量傳遞到燃燒帶的前面，擴大燃燒帶前面的蒸汽帶和熱水帶體積，從而降低原油粘度。濕式燃燒3.火燒油層—方式三種火燒方式對比3.火燒油層—方式原油在油藏條件下有一定流動性的稠油油藏不適宜注水、注汽開發的敏感性稠油油藏構造相對圈閉、能量補充困難的中低滲油藏勝利油田火燒驅油選區原則3.火燒油層—篩選標準隨著點火技術與注氣設備的發展，對深度、滲透率的限制將會降低。油層

厚度

m埋深

m孔隙度

%滲透率

10-3um2飽和度

%儲量系數

φ.So原油

粘度

mPa.s綜合評價函數3-30<1500>20>100>40>0.13<10000>0.27勝利油田火燒驅油選區標準3.火燒油層—篩選標準為了探索強水敏油藏有效的開發方式，評價火燒開發技術可行性，在火燒機理研究的基礎上，在鄭408塊開展了火燒驅油先導試驗研究。火燒驅油試驗火燒油層進入工業化試驗五、適宜蒸汽吞吐操作條件蒸汽干度是影響蒸汽吞吐開采效果的首要因素。物理模擬不同蒸汽干度對蒸汽吞吐的影響蒸汽干度對吞吐效果的影響注汽量不能太小，否則峰值產量低，增產周期短，周期累積產量低，但也不能太高。注入量應按每米純油層厚度選定，也即注汽強度，最優的范圍是120－200t/m。注汽量對吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件注汽速度對蒸汽吞吐的影響蒸汽吞吐階段，注汽時間短，向油層頂底界的熱損失遠較蒸汽驅階段小得不可比，因此注入速度的影響很小。注汽速度對吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件提高注汽速度即利于縮短油井注汽時間，又有利于增加增產效果。而且，注汽速度降低，將增加井筒熱損失，導致井底干度降低，從而減少吞吐效果。這是決定注入速度不能太低的原因。注汽速度對吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件不論深井、淺井，尤其是淺層油井。超高速度或超高壓力注汽，都會引起油層被壓裂，造成裂縫性蒸汽汽竄，使后期的蒸汽吞吐及蒸汽驅開采效果惡化。五、適宜蒸汽吞吐操作條件

因此，注汽速度的選定與注汽壓力的選定要相聯系，注汽速度既不能太低，低到井底損失率太大導致井底干度太低；又不能太高，要限定在不能造成油層被壓裂。

注汽速度對吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件

注汽壓力的差別對吞吐效果的影響很小，如果在油層壓力高的情況下采用較高的注汽壓力，可以通過放大生產壓差增加產量。

注汽壓力對吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件在較高壓力下注汽對吞吐效果的影響主要取決于生產壓差的大小。在相同壓差下回采，注入壓力對吞吐效果的影響并不大。因此應盡量降低注汽壓力，以保證有足夠的注汽速度為下限，在此注汽速度下有足夠高的井底干度。不可追求過高的注入壓力和注入速度。如上所述，要嚴格防止超高壓、超高速注汽導致產生油層壓裂形成蒸汽竄流。注汽壓力對吞吐效果的影響五、適宜蒸汽吞吐操作條件蒸汽吞吐時油層溫度剖面隨燜井時間的變化燜井時間的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件影響次序:井底干度>周期注汽量>注入速度。對具體油藏地質條件，應采用數模軟件進行各周期注汽干度（井口和井底）、注汽量、注汽速度等模擬分析對吞吐效果的影響，選擇周期產油量、平均日產油、生產周期、周期油汽比等綜合指標最好的方案。而且經過多井試驗后，總結出實際生產規律，形成最優化方案。注汽工藝參數的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件⑴盡力提高井口注汽干度，尤其是要采用最好的井筒隔熱技術措施，下井的隔熱管柱一定要保證質量，油套管環空要排干，最好是注入氮氣，以保證環空中沒有水。⑵注汽速度要適當，太低井筒熱損失過大，太高則可能使注汽壓力過高而超過油層破裂壓力而壓開油層，形成微裂縫，導致油層中蒸汽竄流的不良后果。注汽工藝參數的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件⑶周期注入量要適中，一般按油層平均計算120-200t/m為宜，并且應隨注汽周期的增加而適當增加。注汽工藝參數的選擇五、適宜蒸汽吞吐操作條件1.油層保護技術儲層敏感性評價速敏評價試驗水敏評價試驗酸敏評價試驗堿敏評價試驗鹽敏評價試驗六、蒸汽吞吐配套工藝技術水敏是由粘土礦物膨脹引起的，粘土礦物的膨脹是造成油藏傷害的主要原因之一。粘土問題是影響開采成敗的重要問題。1.油層保護技術—水敏粘土礦物就是通常構成巖石和土壤細粒部分(<2μm)的主要成分的礦物。一般情況下粘土礦物:細分散的含水的層狀構造硅酸鹽礦物層鏈狀構造硅酸鹽礦物含水的非晶質硅酸鹽礦物

目前對儲層粘土礦物的研究，主要有蒙脫石、高嶺石、綠泥石和伊利石四類。1.油層保護技術—水敏1.油層保護技術—水敏蒙脫石的結構示意圖蒙脫石極強膨脹性和極高的壓縮性層間：含水的可交換陽離子2:1型四面體八面體蒙脫石晶格立體示意圖1.油層保護技術—水敏高嶺石的結構示意圖高嶺石膨脹性和壓縮性都較小層間：無水或僅有水分子1:1型層狀1.油層保護技術—水敏綠泥石的結構示意圖綠泥石一般不具備有膨脹性層間：氫氧化物片2:1型二八、三八、二八－三八面體1.油層保護技術—水敏伊利石的結構示意圖伊利石非膨脹性粘土礦物層間：含水的一價陽離子2:1型四面體八面體國外防水敏油層保護技術進行得較早，幾十年來發現或發明了許多類型的粘土防膨劑。國內90年代才開始研究，但發展迅速，試驗成功了許多解除地層損害的新藥劑。1.油層保護技術—水敏

小分子有機物主要有：三甲胺和環氧氯丙烷、三甲胺和環氧氯乙烷合成產物等

大分子有機物主要有：聚苯胺、聚二甲基二烯丙基氯化銨、淀粉接枝二甲基二烯丙基氯化銨共聚物、丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化銨共聚物、丙烯酰胺－三甲基單烯丙基氯化銨共聚物，陽離子化聚丙烯酰胺的環氧氯丙烷－二甲胺聚合物，丙烯酰胺－二甲基二烯丙基氯化銨－丙烯酸共聚物的兩性離子聚合物。1.油層保護技術—水敏無機類防膨劑無機聚合物類

無機鹽無機堿類優點：價格低廉使用方法簡單短期防膨果較好

缺點：使用濃度高防膨有效期短抑制微粒運移的效果較差

優點：價格較低有效期較普通無機鹽長

缺點：不適合于碳酸鹽巖地層，且僅能在弱酸條件下使用

1.油層保護技術—水敏陽離子表面活性劑類防膨劑缺點：會使地層轉變成親油性，降低油氣相的滲透率

三甲基烷基銨鹽二甲基芐基銨鹽烷基吡啶優點：吸附作用強可抗水沖洗

1.油層保護技術—水敏有機陽離子聚合物類防膨劑缺點：由于分子結構空間大，低滲透油藏效果差聚叔硫鹽類

聚季銨鹽類

聚季磷鹽類優點：適用范圍廣穩定效果好有效時間長能控制微粒的分散運移抗酸、堿、油、水的沖洗能力都較強

1.油層保護技術—水敏在溫度250℃條件下，SLAS-3防膨效果室溫條件下，SLAS-3防膨效果初始滲透率Ko/m2先注SLAS-3再高溫注蒸汽后滲透率Ki/m2Ki/Ko（％）2.802.6895.53初始滲透率Ko（m2）先注SLAS-3再高溫注蒸汽后滲透率Ki/m2Ki/Ko（％）3.563.3496.63根據蒙脫石粘土礦物系列防膨劑，新研制系列防膨劑，粘土膨脹前，先預處理，可以防止粘土膨脹及運移，可有效預防粘土膨脹。預防膨脹效果評價1.油層保護技術—水敏室溫條件下，SLAS-3膨脹治理效果初始滲透率Ko/m2注蒸餾水后滲透率Ki/m2SLAS-3后滲透率K/m2K/Ko（%）K/Ki（%）2.851.312.4285.17184.73在溫度250℃條件下，SLAS-3膨脹治理效果初始滲透率Ko/m2高溫蒸汽后滲透率Ki/m2SLAS-3后滲透率K/m2K/Ko（%）K/Ki（%）3.382.653.1994.31120.38膨脹治理效果評價可使已膨脹的粘土再收縮，從而疏通油藏礦物的毛細管孔，增加油藏滲流能力，可有效治理粘土膨脹。1.油層保護技術—水敏這種“解堵劑”與一般常用解堵劑相比，穩定性好，防膨率高，防膨和收縮持續周期長。粘土膨脹前，先預處理，可以防止粘土膨脹及運移可使已膨脹的粘土再收縮，從而疏通油藏礦物的毛細管孔，增加油藏滲流能力。增加油井注水、注汽能力，降低注入壓力，提高原油采收率。

1.油層保護技術—水敏高PH值液相產生機理:

蒸汽鍋爐用水含有Ca2+、Mg2+等離子，水質較硬，在注入鍋爐之前，為防止形成水垢而通常進行軟化處理。其結果使鍋爐注入水的碳酸氫根離子（HCO3-）濃度增大，受熱后碳酸氫根離子（HCO3-）分解為氫氧根（OH-）和CO2。CO2溢出，蒸汽凝析液中氫氧根（OH-）濃度增大，形成一種強堿性的溶液。鍋爐出口凝析液的基本特征是：高堿度。現場蒸汽液相PH值為10－13，因此蒸汽注入油層后會對油層造成較大的傷害，產生堿敏。1.油層保護技術—堿敏高PH值液相產生機理

鍋爐入口水和出口蒸汽液相礦化度分析

Cl-,mg/LHCO3-,mg/LCO32-,mg/LPH值礦化度,mg/L鍋爐入口水83.13546.5790.867.5930.86出口凝析液410.65400.311635.5510.92890.472HCO3-→CO32-+CO2+H2OCO32-+H2O→2OH-+CO22HCO3-+OH-→CO32-+H2O1.油層保護技術—堿敏蒸汽PH值對儲層滲透率的影響

PH值增加滲透率下降1.油層保護技術—堿敏防止高溫堿敏技術：針對高溫蒸汽PH值高、稠油儲層具有堿敏的特點，研制了降低蒸汽PH值劑：JJ-8、JJ-9。JJ-9化學劑降PH值性能試驗結果效果評價加熱量，kg/t蒸汽加藥前PH值加藥后PH值212.68.52腐蝕評價實驗條件腐蝕速率，g/(m2·h)2kg/t蒸汽，350℃,17MPa0.4281.油層保護技術—堿敏隨蒸汽注入法隨蒸汽注入降PH值化學劑，如“JJ-9”，它可以連續有效地降低蒸汽液相的pH值，與其它常用的降pH值化學劑相比，具有耐高溫、低腐蝕、降PH值顯著的特性。1.油層保護技術—堿敏2.防砂工藝濾砂器防砂篩管礫石充填防砂人工膠結固砂人工井壁防砂機械化學復合防砂壓裂防砂一體化機械防砂化學防砂復合防砂繞絲篩管礫石充填防砂工藝繞絲篩管礫石充填原理圖

該防砂技術是當今世界上應用最廣泛的防砂方法，基本原理是：在油層部位下入不銹鋼繞絲篩管，并在篩管與套管環空充填高質量、高滲透礫石，形成礫石阻擋地層砂、篩管擋礫石的多級防砂屏障，達到防砂的目的。2.防砂工藝—機械防砂工藝濾砂管防砂工藝雙層預充填篩管2.防砂工藝—機械防砂工藝適用：地層產能高、無虧空、污染輕、出砂粒徑較粗的探井防砂原理：過濾層在井筒阻擋地層砂特點：具有使用方便，用液少，對地層污染小等優點2.防砂工藝—化學防砂工藝酚醛樹脂溶液固砂防砂技術水泥砂槳人工井壁防砂技術水帶干灰砂人工井壁防砂技術樹脂核桃殼人工井壁防砂技術樹脂涂覆砂防砂技術2.防砂工藝—復合防砂工藝解除近井附近污染，實現油井增產。形成密實充填帶，延長防砂有效期，降低防砂作業成本。有效彌補地層虧空，預防因出砂造成的油井套變套損。高壓擠壓充填高壓擠壓充填示意圖壓裂防砂工藝示意圖近井地帶解堵及深部穿透污染帶降低生產壓差和近井地帶壓降漏斗改徑向流為雙線性流動模式，改變生產壓差的分配關系，控制地層深部的微粒運移，最大限度地降低出砂趨勢2.防砂工藝—復合防砂工藝壓裂防砂工藝注汽工藝管柱注汽參數優化技術降低注汽壓力技術3.注汽工藝注蒸汽是開采稠油最經濟有效的手段。要使注汽熱采取得良好的開發效果，除油藏條件外，關鍵點是注入油層的蒸汽干度，要實現這一目標，具有良好隔熱性能的注汽工藝管柱至關重要。注汽工藝管柱主要作用有三條：一是減少井筒熱損失，節約能源；二是提高井底注汽干度，提高注汽開發效果；三是降低套管溫度，使其在合理的熱力參數下工作，保護油井安全。3.注汽工藝—注汽工藝管柱3.注汽工藝—注汽工藝管柱帶隔熱襯套高真空隔熱油管注汽的井筒熱損失是高真空隔熱油管的1/2-1/3，是防氫害隔熱油管的1/3-1/4。不同環空介質熱阻計算數據（41/2×27/8高真空隔熱管，10t/h，井深1300m，高壓N2環空井口18MPa）環空溫度管體徑向熱阻常壓空氣高壓N2封隔器＋清水85R總（m·℃/W）6.9216.95447.201環空（%）3.970.610.13地層（%）4.634.804.82絕熱層（%）91.3394.595.0135R總（m·℃/W）7.13246.97846.9208環空（%）3.090.960.121地層（%）4.674.784.82絕熱層（%）92.294.2395.01環空為清水時井筒熱損失最大，高壓氮次之，常壓空氣最小。3.注汽工藝—注汽工藝管柱3.注汽工藝—注汽參數優化設計優化注汽參數：注汽壓力、注汽干度、注汽速度降低注汽啟動壓力技術注汽過程中降低注汽壓力技術3.注汽工藝—降低注汽壓力技術3.注汽工藝—降低注汽壓力技術降低注汽啟動壓力溫度越低超稠油的屈服值越高，注汽啟動壓力也必然增高。注汽過程中由于油水界面張力較高，水驅油過程的附加阻力大。注汽前在近井地帶預先擠注油溶性降粘劑，能顯著降低界面張力，使滲流過程毛管阻力下降，降低注汽啟動壓力。注汽過程對稠油采取降粘措施，可降低注汽壓力。目前國內外最常用的方法是乳化降粘法。它的作用機理是：降低界面張力：在低界面張力條件下，油滴容易變形，從而降低了流經空隙喉道所做的功。使潤濕接觸角變小：增強水對巖石的潤濕作用，使巖石對原油束縛能力大大減小。對巖石上的油膜起洗滌作用：排除界面上吸附的原油活性組分，從而促使地層毛細管中彎液面發生變形，相當于增大了毛管數。3.注汽工藝—降低注汽壓力降低注汽過程中的注汽壓力

現場施工中，注汽前在近井地帶預先擠注油溶性降粘劑，可以有效的降低特超稠油注汽啟動壓力高的問題。注汽過程中，篩選出的降粘劑在注汽過程再隨蒸汽注入，這可以降低原油粘度，提高注汽質量，改善原油滲流能力。現場試驗實施統計12井次，施工后單井注汽壓力由15.8MPa下降到13.1MPa，下降了2.7MPa，降低注汽壓力技術可提高了注汽質量，增加了油層吸汽能力。3.注汽工藝—降低注汽壓力特稠油、超稠油井油層壓力較低，作業時壓井液易進入地層，對地層造成堵塞，吸收地層熱量，降低開采效果；采油時，超稠油進入油套管環形空間，使井下作業管柱起下困難，影響了稠油的正常開采。3.注汽工藝—防止作業冷傷害技術4.井筒舉升工藝

稠油降粘方法井筒化學降粘熱流體循環降粘井筒摻稀降粘電加熱降粘

油管保溫方法1）摻稀降粘在有稀油源的油田，具有更好的經濟性和適應性。稀油摻入稠油后可起到降凝降粘作用；所摻稀油的相對密度和粘度越小，降粘效果也越好；摻入量越大，降粘作用越顯著；在低溫下摻入輕油后可改變稠油流型，使其從屈服假塑性體轉變為牛頓流體。4.井筒舉升工藝a.空心桿摻稀油降粘b.單管摻稀油降粘c.油管摻稀油降粘d.套管摻稀油降粘摻稀降粘工藝管柱4.井筒舉升工藝1）摻稀降粘摻稀工藝的優缺點

優點：稀油不僅有好的降粘效果，且能增加產油量，對低產、間隙油井輸送更有利。在油井含水升高后，總液量增加，摻輸管可改作出油管，能適應油田的變化。

缺點：稀油摻入前，須經過脫水處理，而摻入后，又變成混合含水油，需再次脫水，增加了能耗；其次，稀油摻入稠油后，降低了稀油的物性。稠油與稀油混合共管外輸時，增加了輸量，并對煉油廠工藝流程及技術設施產生不利影響。4.井筒舉升工藝2）化學降粘含水小于25.98％：穩定的W/O型乳狀液含水大于74.02％：穩定的O/W型乳狀液25.98％～74.02％：不穩定區域乳化降粘就是添加一種表面活性劑或利用稠油中所含有的有機酸與堿反應，生成表面活性劑，形成O/W型乳狀液，從而達到降粘的目的。4.井筒舉升工藝乳化劑開發單位原油效果GY－1石油大學煉制系勝利單家寺稠油加入0.3％藥劑(對活性水)，在油水比為7:3的條件下，使稠油30℃的粘度由9600mPa·s降到340mPa·s，降粘率為96.4％。24h沉水18.3％。GL－1石油大學煉制系遼河油田冷家堡特稠油加入0.05-0.5％(w％)藥劑，在油水比為7:3的條件下，使持稠油50℃的粘度由32460mPa·s降到30mPa·s，降粘率為99.1％。LS－28遼河油田設計院遼曙一區超稠油加入0.3％藥劑，在油水比為8:2的條件下，使超稠油80℃的粘度由5464.3mPa·s降到230mPa·s，降粘率為95.8％。S－5勝利采油院勝利草橋稠油加入0.5％藥劑，在油水比為7:3的條件下，使超稠油50℃的粘度由37620mPa·s降到215mPa·s，降粘率為99.43％。F3華東理工大學遼河超稠混合油加入0.33％藥劑，在油水比為7:3的條件下，使超稠混合油30℃的粘度由1414960mPa·s降到124mPa·s，降粘率為99.99％。SB－2勝利采油院勝利樁斜139塊稠油加入0.30％藥劑，在油水比為7:3的條件下，使超稠混合油50℃的粘度由13264mPa·s降到95mPa·s，降粘率為99.28％。2）化學降粘4.井筒舉升工藝1)使用合適的乳化降粘劑2)要有一定的油水比例一般來說，比較有利于O/W型乳狀液形成的油水比例應當是水含量最低不得少于15%，最高不得高于80%。因為含水量太少，降粘效果不明顯，含水量過高，表面活性劑消耗量大，產油量就要減少。3)適當的攪拌形成O/W型稠油乳狀液的條件2）化學降粘4.井筒舉升工藝化學降粘操作成本低，同時對稠油井井筒采取化學降粘后，由于化學劑的作用，地面集輸工藝簡化，摻入的部分化學劑可重復利用，因此化學降粘是國內井筒降粘的發展趨勢。2）化學降粘4.井筒舉升工藝環空摻化學劑舉升工藝示意圖井下摻藥裝置油管封隔器抽油泵油層注入液混合產出人工井底

抽油桿φ89mm油管人工井底泵喇叭口

油層

Φ36×6mm空心桿Φ89mm油管實心桿抽油泵油層注入液混合產出空心桿摻化學劑舉升工藝示意圖4.井筒舉升工藝3)電加熱降粘通過對井下電伴熱工具供電，使井下電伴熱工具發熱，提高井筒原油的溫度，利用稠油粘度的溫度敏感性，降低原油的粘度。4.井筒舉升工藝4)熱流體循環包括空心桿摻熱流體循環及環空摻熱流體循環，井筒摻熱水進行流體循不僅可以提高產液的溫度，而且摻入熱水后可以提高井筒中混合液的含水量，當含水量超過稠油的含水臨界點后，混合液的粘度會大幅度的下降，從而降低舉升阻力，同時減少地面集輸的難度。4.井筒舉升工藝熱流體循環降粘適于開采高凝固點、高粘度原油常用的熱流體有熱水、水蒸氣主要原理：提高產液溫度；形成水包油乳狀液4)熱流體循環4.井筒舉升工藝工藝原理簡單；摻熱水降粘時，井口摻水溫度不低于粘溫曲線拐點值；摻水蒸汽降粘時，井口摻水溫度較高（>200℃），壓力為對應溫度下的飽和壓力，降粘的效果更加明顯；井筒熱流體循環工藝基本不受井深的限制，它除了提高產液溫度外，還可以提高井筒中混合液的含水量來降低粘度。4.井筒舉升工藝4)熱流體循環井筒保溫降粘機理：利用保溫性能較好的隔熱管作為生產油管，由于這種生產油管的視導熱系數低，隔熱性能好，因此可以減少產液向地層的散熱，產液在井筒的溫度降相應地的降低，保持了井筒溫度，就有可能保證油井正常的生產。目前可利用的特種油管主要防氫害隔熱油管（0.05～0.08w/m.℃）和高真空隔熱油管（<0.015w/m.℃）。4.井筒舉升工藝5)保溫油管基本開采規律低采出程度、高采油速度；單井作業，經濟風險小；周期內產油量呈遞減趨勢；周期產油量、周期平均單井日產油逐周期下降；周期油汽比逐周期下降；七、蒸汽吞吐開采規律單井周期內產量呈現遞減規律吞吐生產周期較短，受粘度影響，一般普通稠油周期生產時間在250～300天，特稠油生產在180～200天，超稠油周期生產為35～150天吞吐周期內的遞減符合指數遞減規律蒸汽吞吐開采規律

周期產油與周期數關系曲線周期周期產油周期產油量、周期平均單井日產油逐周期下降蒸汽吞吐開采規律

周期產油與周期數關系曲線周期周期日產油蒸汽吞吐開采規律周期產油量、周期平均單井日產油逐周期下降

周期油汽比與周期數關系曲線周期油汽比逐周期下降周期油汽比周期蒸汽吞吐開采規律

周期回采水率與周期數關系曲線周期回采水率周期回采水率較低，隨周期增加逐漸增加周期蒸汽吞吐開采規律井網加密技術蒸汽添加非凝析氣體吞吐化學輔助吞吐技術多井整體吞吐技術提高油藏縱向動用程度技術等八、改善蒸汽吞吐效果的技術

1）井網加密改善蒸汽吞吐效果的技術2）蒸汽添加非凝析氣體吞吐機理擴大蒸汽及熱水帶的加熱油層的體積;助排作用；形成次生氣頂，可以起到驅油的作用；通過溶解氣驅機理，提高油藏驅動能量；隔熱劑，減少蒸汽熱損失；減小油水界面張力，形成微乳液，改善原油的流動狀況；擴大蒸汽及熱水帶的加熱油層的體積;、隔熱劑，減少蒸汽熱損失。改善蒸汽吞吐效果的技術

無非凝析氣體蒸汽＋非凝析氣體蒸汽后注非凝析氣體產液能力,ml時間（分鐘）非凝析氣體對產液能力的影響改善蒸汽吞吐效果的技術2)蒸汽添加非凝析氣體吞吐—助排作用改善蒸汽吞吐效果的技術2)蒸汽添加非凝析氣體吞吐—油藏適應性油藏類型有效厚度粘度mPa·s滲透率×10