稠油热采技术文档格式.docx
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这些沉淀物使得原油粘度很高，高含蜡原油的流变特性随温度变化较大，在不同温度下表现出不同的流变特性。
当油温高于原油析蜡点时，蜡晶基本上全部溶解于原油中，溶解的石蜡可以认为是一种石蜡和石油溶剂分子间具有相互作用的均匀介质，其粘度是油温的单值函数，表现为牛顿流体的特性。
在油温由析蜡点降至异常点的过程中，蜡晶不断析出，体系的分散颗粒浓度随之增加，并形成很细的细分散体系，粘度特性基本上仍表现为牛顿流体。
当油温低于异常点时，原油中析出的蜡使体系内部的物理结构（如颗粒取向、形状和排列）发生了质的变化。
原油粘度不再是温度的单值函数，而与剪切速率也有关系，表现为假塑性流体特性，并且伴随有触变性。
当油温降至失流点或凝固点以下时，蜡晶析出量大大增加，体系中分散颗粒的浓度也相应增大，颗粒开始相互连接成网，体系中的连续相和分散相彼此逐渐转相，此时的原油具有触变、屈服一一假塑性流体特性。
3稠油的温度
高凝高含蜡稠油中蜡晶的形成和聚结直接受温度的影响。
当稠油温度高于析蜡温度时，一方面，油中的蜡晶颗粒会部分或全部溶解;
另一方面，沥青胶质将高度分散，减小了结蜡凝固的可能性。
随着稠油体系的冷却，蜡晶将按分子量的高低依次不断析出、聚结、长大，使油凝固，同时沥青胶质也依次均匀的吸附在已析出的蜡晶上或共晶长大，加剧了稠油的凝固。
稠油的温度越低，其粘度越高，越不利于开采。
油井生产时油流从井底向井口的流动过程中，温度是逐渐降低的。
温度降低的因素
主要有两个:
一个与地温梯度有关，即油流上升过程中由于地层温度是逐渐降低的，因而油流通过油管和套管不断把热量传给地层，使油流体本身温度降低。
另一个因素与稠油中气体析出有关。
当气体从稠油中分离出来时，体积膨胀，流速增加，因而需要吸收一部分热量，使稠油本身温度降低。
4稠油开采的难度
对应用广泛的有杆抽油井而言，在开采稠油时，由于粘度过高，含蜡量大，使得油管的油流通道减小，抽油杆柱的上、下行阻力增加，下冲程时易出现驴头“打架”现象，上冲程时驴头负荷增加，严重时会使抽油杆卡死在油管中，甚至造成抽油杆断裂的井下事故。
此外，对于油层温度较低的井，在抽油泵固定阀、固定阀罩及其以下部位由于压力低，在生产过程中也容易形成堵井，而要被迫进行修井。
对于电潜泵生产井而言，由于电潜泵井排量大，吸入口处压力低，当油层温度较低时，此处容易结蜡并造成叶导轮流道堵塞，钻井液阻力增加，使泵的排量下降，同时会使电机负荷增加，严重的可造成电机经常停机，使电泵机组不能正常运转。
总之，稠油的开采过程中有很多的困难，由于稠油的性质造成开采中的井下事故及其费用，会使采油成本大幅度上升。
因此，稠油降粘开采方法的研究对于减小井下事故的发生及降低稠油开采成本具有重要意义。
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一般性热力采油分为哪几种方法
1热力采油的优点
热力采油之所以能居于
EOR中的特殊地位，是由于它具有以下优点。
（1）使用的工作介质是到处都可以取得的水和空气。
该类方法的应用范围不受制备大试剂技术条件的限制。
（2）在各种不同的油田地质埋藏条件下，热采方法通常都可得到较高的原油
采收率。
（3）热采方其它EOR方法比较，经济效益最优。
美国能源部的一份关于EOR可行性报告中指出，热采费用指数最低，净附加采收率最高。
（4）常规的热采方法（注蒸汽和火烧油层）是以消耗部分能源（燃料油和电能）为代价，开采更多原由的能量密集型工艺技术。
各种各样的节能技术，如热电联产，原煤的地下煤气化，劣质煤的流化床燃烧技术等相继运用于热采工艺，能降低热采成本，使之更具吸引力。
2注蒸汽和火烧油层
注蒸汽（包括蒸汽吞吐和整齐驱）和火烧油层组成热采的两大工艺。
都是工业化的采油方法，表一是根据国外矿场实验结果确定的热采使用范围。
表一
热采方法的使用范围
参数
注蒸汽
火烧油层
地层原由粘度/（mPa·
s）
>
30
10
原油密度/（g·
cm-3）
1.000
0.802~1.000
空隙度/（%）
20
平均残余油饱和度/（%）
40
油层压力/MPa）
<
10.0
15.0
油层有效厚度/m
5~25
3~15
导流系数/（ū㎡·
cm·
m-1·
Pa-1·
s-1）
3.0
0.6
渗透率/ū㎡
1.0
0.10
表一给出的标准并不是绝对严格的，因为得出这些标准所依据的是单独采用蒸汽或空气时的资料。
然而随着注蒸汽燃汽混合物等新工艺的发展，利用热采的范围会大大地扩展，此时热采法将能够采出埋藏在任何深度的烃类原料。
注蒸汽和火烧油层不不是可相互替代的，对他们作些分析比较是必要的。
（1）能量利用效率
火烧油层明显比连续注蒸汽（即蒸汽驱）好，这是由于燃烧释放的热能直接流向邻近的驱油区，限制了能量向上下盖层的损失；
连续注蒸汽不仅有向上下盖层的导热损失，而且在进入油层之前，还有一定数量的能量损耗在地面和井筒的输汽过程中，因此试验用低廉的燃烧设备是增加注蒸汽竞争能力的发展方向之一。
（2）现场实施方面
注蒸汽比火烧油层更有灵活性。
人们已很好的掌握了工业性注蒸汽技术，少数没有解决好的问题正在逐步得到解决。
火烧油层的现场实施比较困难，其中点火，燃烧面推进的控制，腐蚀和乳化等问题，推迟了他的发展速度。
火烧油层风险教大，迄今还只在有限的油田使用。
（3）经济分析
技术费用和附加采收率的高低可以衡量哪一中可采工艺更可取。
技术费用包括一般性开支和特殊性开支。
一般性开支主要是钻井和完井、注采设备、地面装置、施工和维修费。
特殊性开支是指与所用工艺法所用的费用，主要包括蒸汽发生器、压缩机和泵等设备所耗的能源及投资。
详细的计算比较表明，蒸汽驱的技术费用指数和附加采收率分别为50~85和25%~45%，而火烧油层分别为70~125和28%~39%，如果对公认可接受的效率指数而言，蒸汽驱为采出油量与注入气量比，即OSR>
0.15m3/t;
火烧油层为注入空气量与采出油量比，即AOR<
3500Nm3/m3，两者的技术费用相当。
由于蒸汽有比火烧油层特殊的优点，前者增产有油量又远比后者多，只有对薄油层和深油层，火烧才必蒸汽更有利，但在其余大多数的情况下，注蒸汽占有绝对的优势地位。
由于注蒸汽和火烧油层各自具有不能替代的优缺点，因此注蒸汽与火烧油层的组合使用也成为一种热采工艺。
3
蒸汽吞吐和蒸汽驱
蒸汽吞吐
蒸汽吞吐通常的过程是：
在几周（2~4周）内每天向该井注入一定数量的蒸汽，停注后关井数天使蒸汽凝结，浸泡油层使热量扩散，然后开井生产。
待产量减至一定限度时，再重复上述过程，因此它又被称为循环注蒸汽、蒸汽浸泡或蒸汽激励。
蒸汽吞吐提高产量的可能因素有：
（1）注入蒸汽的热量提高了油层温度，因降粘增加原油流动性。
（2）油层流体热膨胀。
（3）溶解气体压缩。
（4）减少残余油饱和度。
（5）井筒和近井地带清洗解堵效应。
由原油增产的第一个因素（降粘）可知，该工艺特别适用于对温度很敏感的高粘原油。
从其它因素可以预计，它对轻质原油业有增产效果。
蒸汽吞吐工艺的主要参数有：
注入蒸汽的热力参数（压力或温度和干度），注入速率（t/h），总注气量（t/循环）和焖井时间（d）。
（1）蒸汽热力参数
它们往往受蒸汽发生器和井深等条件限制。
在上述条件许可下，尽可能注以高干度的饱和蒸汽，因为干度提高0.1相当于温度提高30~40℃的热量，在蒸汽发生器无法提高干度的场合下，可在地面采用汽水分离器。
（2）注汽速率
它时常受限于蒸汽发生器容量和油层吸气能力，尽可能大的注汽速率不仅减少地面和井筒热量损失，而且缩短油井非生产时间，油层高度上热量分布也更均匀些。
（3）总注汽量
对不太厚的油藏，它应当与油层厚度成正比，成功地蒸汽吞吐油井，每米油层的注汽量为40~100t/m。
油层有效厚度大，取较低值，以使总注汽时间不超过一个月，以2~3周为宜。
（4）焖井时间
焖井的作用是使注入蒸汽的热量在油层内充分扩散，焖井的时间较短，开井后油井可能有几天自喷，这部一定是好的生产方式，这意味着大量的蒸汽带走热量。
但焖井的时间过长，不能利用蒸汽注入使压力提高驱动能量，特别对能量不足的油藏，焖井的时间应适当短些，以2~3d，最长不超过8的d
蒸汽吞吐之所以被广泛应用是由于：
（1）有较高的采油速度，产量响应快，注汽2~4周焖井几天后即可投入生产，采油时间几个月，甚至可高达一年。
（2）经济效益较高，作为成本标志之一的油汽比高达1以上。
但它只是一种激励措施，很少增加油层驱动能量，最高采收率不超过30%，因此为了提高油藏的最终采收率，一般在蒸汽吞吐若干次后实施蒸汽驱。
蒸汽驱
蒸汽驱是一种类似于注水的提高采收率方法，需要选择适当的井网，影响蒸汽驱效果的主要参数是：
蒸汽热力参数、注入速率、井网大小和几何形状。
蒸汽驱通常是在吞吐已采出相当数量的原油，油层压力降低后进行的，因此蒸汽压力比吞吐小，相应的饱和度也低，至于蒸汽干度，汽驱干度应高些，汽驱初期宜高些，注入蒸汽体积大，接触原油的体积也多，但气相粘度远比水相小，使水蒸汽混合粘度降低，不利的流度比会导致驱替效率和波及效率变差，因此存在着一个最佳蒸汽干度。
汽驱后期，被驱替的原油后面已形成蒸汽冷凝的热水带，宜注干度低的蒸汽甚至可考虑注热水或冷水，防止蒸汽在采油井的突破，减少产液带走过多热量，提高蒸汽驱的油汽比。
（2）注入速率
与蒸汽吞吐不同，为了消除井网尺寸的影响，蒸汽驱以单位油层的体积为基准衡量注入速率，虽然数值模拟计算表明，注入速率对原油采收率几乎没有影响，不存在最佳注入速率问题，但从减少地面和井筒热损失着眼，以较大的注入速率为宜。
（3）井网尺寸和几何形状
布井方式与油藏特性有关，对于稠油油藏蒸汽驱而言，应该遵守下列规则：
井距不宜太大，以减少上下盖层热损失，并能有利于防止蒸汽超覆，当油藏较深时，采用小井距在经济上不可取。
高生产井/注水井比的井网将有较高的采收率，故常用反五点，反七点的布井方式。
井网的注入井和采油井，汽驱前都应当进行吞吐，或者在注入井汽驱初期采油井同时进行吞吐，减小驱油通道阻力。
原油重度为10~36API，粘度为1000mPa·
s左右。
平均含油饱和度〉40%，空隙度〉20%。
油藏深度小于5000ft
油层吸气能力足够高。
地层压力和油藏产能足够大，以确保适度的采油速度。
4稠油降粘开采的几种方法
1火烧油层
用电、化学等的方法使油层温度达到原油燃点，并向油层注入空气或氧气使油层稠油持续燃烧，这就是火烧油层。
用这种方法开采高粘度稠油或沥青砂。
它的优点是可把重质油开采出来，并通过燃烧，部分地裂解重质油分，采出轻质油分。
这种方法的采收率很高，可达80%以上。
它的难点是实施工艺难度大，不易控制地下燃烧，同时高压注入大量空气的成本又十分昂贵。
2稀释降粘
稀释降粘主要是利用相似相容原理，加入溶剂降低稠油粘度，改善其流动性。
常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。
混苯中的甲苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。
在油田常用含混苯的稠油解堵剂对油稠、含胶质、沥青质较多的油井进行井筒清洗降粘，降低抽油杆的负荷，使液体的流动性得到了较大的改善稠油电加热开采理论及方法研究
3化学降粘
化学降粘法是稠油开采中普遍应用的方法之一。
所谓化学降粘法就是将一
定的化学药剂从油管（套管）环形空间注入井底，在井下泵的抽吸搅拌作用下，使药剂溶液与稠油混合，降低稠油粘度后被采出。
由于稠油物性及所用药剂不尽相同，其原理也有所不同，大致可分为两大类，即乳化降粘法和润湿降阻法。
其中乳化降粘法是使水溶性好的表面活性剂作为乳化剂，按一定量加入水中注入油井，使稠油分散游离，形成O/w型乳化液，将稠油的摩阻变成水的摩阻，达到降低稠油粘度的目的。
润湿降阻法是在稠油生产过程中，加入表面活性剂水溶液，破坏油管或抽油杆表面长期与稠油接触所形成的亲油性，使其表面润湿反转，变为亲水性，形成一层连续的水膜，减少抽汲过程中稠油流动的阻力，改善稠油的流动性。
因此，由不同表面活性剂（乳化液）和不同助剂构成了种类不同的稠油降粘剂。
4微生物单井吞吐降粘
微生物开采稠油技术就是利用某些微生物细菌及其代谢产物的作用来降低稠油的粘度和凝固点，使稠油组分发生变化，改善了稠油的流动性能。
利用微生物降解技术对稠油中的沥青质等重质组分进行降解，可以降低稠油粘度，提高油藏采收率，这一技术在采油过程中得到了一定的应用并有继续发展的趋势。
该技术的理论依据是使用添加氮盐、磷盐、氨盐的充气水使地层微生物活化。
其机理包括:
①就地生成CO2以增加压力来增强稠油中的溶解能力;
②生成有机酸而改善稠油的性质;
③利用降解作用将大分子的烃类转化为低分子的烃;
④产生表面活性剂以改善稠油的溶解能力;
⑤产生生物聚合物将固结的稠油分散成滴状;
⑥对稠油重质组分进行生化活性的酶改进;
⑦改善稠油粘度。
目前微生物单井吞吐技术主要用于中低含量的胶质、沥青质的普通稠油油藏。
该方法的效果主要取决于油层特征、施工背景和菌种与地层流体的配伍性能。
5微波加热降粘
微波的加热机理是材料在外加电磁场作用下，内部介质的极化产生的极化强度矢量落后于电场一个角度，从而导致与电场同相的电流的产生，构成了材料内部的功率耗散。
这种加热不同于一般的外部热源由表及里的传导式加热，而是材料在电磁场中由于介质内部的功率损耗而引起的体积加热。
在微波开采稠油的过程中，将微波能量辐射到油层中，微波在油层中传播时，由于岩石骨架对微波的损耗较小，大部分能量被最靠近微波源处油层岩石孔隙中的油和束缚水吸收，油温和水温升高，油的粘度降低，在一定情况下，油中的气体和轻烃挥发出来，由于束缚水对微波的吸收远比稠油大，束缚水很快蒸发，增加了地层的压力，便于稠油的开采，随着这部分被加热的稠油的开采，这一加热区域的介电损耗逐渐减小，微波的集肤深度增加，微波能逐渐向更远的地层传播。
在高功率微波作用下，微波在油层的气隙中产生等离子体，等离子体中的高能电子能直接打断稠油中高分子的化学键，使稠油的化学组成发生改变，从而降低稠油的粘度。
高功率微波作用下，微波加热的选择性使加热过程中产生局部过热现象，造成稠油中的部分高损耗组分的过热分解，从而降低稠油的粘度。
微波加热具有的高效率、高速度和清洁性，各国的科研工作者正在探索微波能在石油工业中的应用。
6超声波降粘
超声波在液体媒质中传播时，不仅具有空化作用，而且还有机械振动作用和热效应。
它们对稠油降粘分别起着特殊的作用。
一定频率的超声波通过液体时，使液体中的微小泡核被激活。
当声压足够大时，在声波负压作用下，气泡核膨胀;
在声波正压作用下，气泡核压缩，表现出气泡核的振荡、生长、收缩、崩溃等一系列动力学过程。
气泡核崩溃时，在其周围的极小空间和极短时间内，局部产生高温达10000℃，瞬时压力可达几千甚至几万个大气压，并伴随着强烈的冲击波和时速达400Km左右的射流，这就是空化现象。
超声波空化作用可以改变稠油内部结构，使稠油的部分大分子断裂为小分子，并部分被乳化，使稠油粘度降低。
超声波在弹性介质中传播时，使弹性粒子的振幅、速度及加速度发生显著变化。
机械振动作用可加速稠油中较小分子与惰性大的大分子链之间的相对运动，从而增大了它们之间的摩擦力。
这种摩擦力可以打断C一C键，破碎大分子团，可起到降粘的作用。
超声波在稠油中传播时，稠油介质吸收声能转化成热能;
在不同介质的分界面处，边界摩擦产生热;
空化作用在气泡崩溃时产生热，使稠油的温度升高，从而使稠油降粘。
7井底电加热降粘
稠油从油层流到井底，再由井底举升到地面是一个降压、脱气、降温、变稠的过程。
而稠油对温度有较强的敏感性，即当稠油的温度达到一定值后，其粘度将随着温度下降而急剧上升，迅速稠化，把这个定值温度称为稠油的拐点温度。
对于不同类型的稠油，其拐点温度不同，拐点对应的粘度不同。
要使稠油井在自喷或举升过程中，能具备较好的流动性，要求在自喷或举升过程中油流温度要保持在拐点温度以上，保证油井的正常生产。
电加热采油系统主要由电加热管、电缆、升压变压器、电控柜等组成。
井下加热部分由空心杆和电缆组成如图1.1所示。
空心抽油杆杆既起到抽油杆的作用，又是加热主体，与电缆构成回路。
电缆本身是发热体，同时又起到把电流送到井下与空心抽油杆形
成回路。
在空心抽油杆内产生集肤效应使电流集中在管壁极薄层内流过，从而大幅度增加电流阻抗，使稠油被加热，达到增加稠油流动性的目的，较好的解决了高粘稠油进泵困难及油井结蜡等问题。
集肤效应是在高频下的一种电流分布特性。
当交变电流流过导线时，导线周围变化的磁场也要在导线中产生感应电流，从而使沿导线截面的电流分布不均匀。
尤其当频率较高时，此电流几乎是在导线表面附近的一薄层中流动，尽管导体截面相当大，但大部分未得到利用，实际载流截面积减小了。
显然，由于集肤效应使截流导线的有效截面减小，从而使等效电阻增加，导体发出的热量也就很大。
空心抽油杆电加热技术就是应用这一原理，来加热稠油，实现其降粘处理的。
空心抽油杆电加热采油系统具有结构简单，可以连续操作，污染少，使用安全，管理方便，一次性投资少等特点。
适用于自喷井及机抽井，不受井深限制。
该技术适用于蒸汽驱等热力方法采油不宜应用的地层和井位。
就目前油田开采情况来看，空心抽油杆电加热采油技术为稠油和高凝油的开采带来了许多方便。
从生产的角度看，该项技术现在正起着举足轻重的作用，今后仍是稠油或高凝油开采的重要工艺手段之一。
几种长见的热力采油法详述
1稠油油藏开发方式
稠油油藏的开发方式主要包括注水、蒸汽吞吐、蒸汽驱和火驱。
（l）注水开发
为提高稠油油藏开发的经济效益，对有条件采用注水开发的稠油油藏，应尽可能采用注水开发方式，而后根据具体情况，可以再采取注汽方式或其它方式，以进一步提高采收率。
根据我国19个稠油注水开发区块的统计资料，地层原油粘度大于100mPa·
s的稠油油藏，水驱储量的控制程度、注水开发效果均比较差，水驱储量利用系数一般小于0.5，水驱动用指数小于0.1，水驱采收率很低，一般不到15%。
这说明此类稠油区块注水后，可流动范围小，注水发挥的作用小，在技术上和经济上是不可行的。
因此可将原油地下粘度小于100mPa·
s。
作为稠油油藏注水开发方案选择的界限，大于100mPa·
s，则应考虑采用热采方式。
（2）火驱
近半个世纪以来，应用火烧油层强化稠油开采，提高原油采收率的工艺技术有了很大发展，世界上诸如美国、加拿大、委内瑞拉、罗马尼亚、前苏联及日本等一些国家的油田都开展过火驱的先导试验。
目前己有80多个火驱项目已经完成或正在进行，其中也确有不少油田的试验方案被认为在技术上是成功的。
克拉玛依油田早在60年代初就曾开展过室内火烧油层试验，1965年又先后在黑油山克上组第四层浅层（85m）2～5m节层稠油（大于100mPa·
s）油藏进行过矿场试验，对油层燃烧温度、空气需要量、注入压力和注入速度以及燃料消耗等一些技术问题进行了试验和研究，并取得了一些效果和经验。
但根据有关文献资料介绍，与注蒸汽开采相比，理论上火驱虽具有能量效率高，能用于深、浅层油藏;
产出水不需水处理便可利用;
由于无需考虑井筒热损失，因此具有适宜于缺乏驱油能量的较深的薄油层油藏的优点。
但火驱工艺复杂，操作困难，因此经济上风险性也比较大，成功的火驱油田也只能说明技术上是成功的，但采收率超过45%的也只是少数几
个试验区，经济上成功的实例目前则更为少见。
总之，对于火驱项目，在国外仍停留在向导试验阶段。
（3）蒸汽吞吐
我国自1982年开始采用循环注蒸汽（蒸汽吞吐）开采稠油试验以来，经过多年的技术攻关，稠油注蒸汽技术己基本配套，先后在克拉玛依油田六、九区，辽河油田高升、曙光、欢喜岭稠油区，胜利油田单家寺以及河南井楼等油田进行了蒸汽吞吐工业化生产。
根据国内外大量现场试验，蒸汽吞吐方法一般没有技术和经济上的风险性，增产效果好，而且适用油藏地质条件的范围比较大。
根据对准噶尔盆地西北缘稠油蒸汽吞吐筛选标准的研究表明，地层条件下脱气原油粘度小于20000rnPa·
s，油层纯厚度大于5m，砂岩系数大于0.5，孔隙度大于25%，含油饱和度大于50%的稠油油藏，无论在技术上和经济上均可获得成功，油汽比一般可大于0.5;
10000mPa·
s以内的普通稠油正常情况下，油汽比可大于1.0。
（4）蒸汽驱
蒸汽吞吐几乎对各种类型的稠油油藏都有增产效果，只是增产程度不同，且由于每周期注汽量有限，一般油汽比较高，因此蒸汽吞吐经济上一般没有风险，或风险较小。
但是由于蒸汽吞吐加热带有限，采收率也就受到了限制，尤其对驱油能量低的稠油油藏更是如此。
因此对采用注蒸汽开发的稠油油藏，一般在蒸汽吞吐之后都应该进行蒸汽驱油。
尽管汽驱阶段耗汽量明显增大，但由于驱油效率高，采收率也
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