中石化河南油田分公司石油工程技术研究院 2003年3月,稠油注蒸汽开采后期 化学法提高采收率技术研究,,向各位领导专家致敬！,汇报提纲,河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析 结论和认识,,,,,,,,：埋深90-1100m，小于700m占85%以上，特、超稠油埋深一般小于400m，储层胶结疏松 ：油层单层厚度1-4m，层系组合厚度3-10m ：油层温度下脱气原油粘度90-160000mPa·s，特超稠油占探明 储量的50%，占稠油总储量的60% ：开发层系纯总厚度比0.5左右，油砂体面积小， 一般为0.1-0.5km2稠油油藏的特点与蒸汽开采区块开发现状,稠油储量品位低，达不到注蒸汽开采筛选标准浅,薄,稠,散,稠油注蒸汽开发7个区块，地质储量1962万吨,可采储量430.1万吨平均吞吐8.8个周期,累积吞吐油汽比为0.33，采出程度达到23%，储采比不到1，年自然递减在30%以上剩余可采储量仅123万吨，后备资源十分贫乏，注蒸汽开发稳产难度很大汇报提纲,河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析 结论和认识,,,,,,,,高周期吞吐开采阶段，地层压 力下降幅度大,产量递减幅度大。
问题与对策 之一,年自然递减率高达34.8%,增压驱动强化回采,,,,油层压力已降到1.0MPa以下，吞吐井出供液不足,据统计，低效井回采水率在16～60%,地下存水量大，导致蒸汽热效降低，使吞吐效果逐次变差蒸汽的超覆和窜流使地层纵向动用差异大 制约着热采吞吐采收率的提高统计资料表明：吸汽好的油层，占30-40%，吸汽差的占27-38%据井楼一区两口观察井的动态监测资料，蒸汽仅波及油层厚度的15.4%，中下部三分之二的厚度仍是冷油带，几乎没有动用问题与对策 之二,汽窜已由单向窜发展到成片窜，由单层窜发展到层间窜扩大蒸汽波及体积,蒸汽前沿的冷凝液（热水带） 的驱油效率低,高周期的吞吐开采使地层存水增多，导致热水带变宽，蒸汽热效降低，形成注汽、采水的恶性循环因此，河南油田的高周期吞吐开采和间歇蒸汽驱实际是一个热水洗油的过程，热水的驱油效率要比蒸汽低得多问题与对策 之三,,,提高热水带驱油效率,高周期注蒸汽开采后期提高采收率的途径,采收率=波及体积Ⅹ驱油效率,增压回采+提高驱油效率+提高波及体积,,,,泡沫,活性剂,非凝气体 +,,,新型蒸汽增效剂SEPA,汇报提纲,河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析 结论和认识,,,,,,,,浓度的优选,常用的驱油碱剂有Na4SiO4、Na5P3O10、NaOH、Na2CO3等，综合考虑环保、乳化能力、与地层水配伍性等因素，现场一般采用复合碱，即NaOH和Na2CO3的混合物，复配比例为1：3。
表面活性剂的优选,助剂的优选,SEPA-Ⅰ,提高驱油效率,,,,SEPA-Ⅰ蒸汽增效剂溶液 与原油的界面张力,静态洗油效果试验,SEPA-Ⅰ型蒸汽增效剂： 0.3~0.5%HB-1+0.01%FJ+0~5%NS,SEPA-Ⅰ对三个区块稠油的降粘效果,驱油效率提高幅度与驱替PV数关系 （热水+SEPA-Ⅰ ）,SEPA-Ⅱ,在蒸汽中产生非凝集性气体气体(如:氮气、甲烷、二氧化碳)形成混相驱动增压驱动 提高波及体积,,在相同条件下，氮气的两相区比二氧化碳、甲烷都大，因此它的混相压力高氮气驱只适应于相对密度小于0.850的轻油二氧化碳比甲烷有更低的混相压力，有更小的两相区而且由于二氧化碳在水中的溶解度比甲烷在水中的溶解度更高，更容易通过水相扩散至油相，达到混相的目的尿素高温分解反应方程式,CO（NH2）2 +H2O,,CO2 + 2 NH3,150℃,,,,,,1尿素能化合蒸汽中的冷凝水， 有利于保持蒸汽干度氨水能和稠油中的环烷酸、长链脂肪 酸发生化学反应，生成具有 表面活性的物质,3二氧化碳极易溶于原油中，使原油膨胀，降 低原油的粘度 ;,4二氧化碳易与活性剂形成泡沫，起到蒸汽转向和扩大波及作用。
假设一口吞吐井参数如下： T = 200℃ P=5MPa H=5m ф=30% Q=2t R=2m 则： V孔=3.14*22*5* 30%=18.84（m3） PCO2 =nRT/（V-n*0.0427-n23.59/V2= 11.6（MPa） PNH3=2 nRT/（V-2n*0.0371-4n24.17/V2=13.9（MPa） PCO2 +PNH3=25.5MPa 2t 尿素分解后可使2m以内的封闭地层的压力达到30.5 MPa，达到原来的6 倍以上这说明在地层条件下，分解气体有很大的聚能作用这一特征对低压地层的吞吐回采非常有利，也为蒸汽转向、扩大波及提供了驱动能量产生多大压力？,扩大多少波及体积？,假设产生的压力扩散至地层压力仍为5MPa， 2t 尿素分解后可生成33333.33摩尔的二氧化碳和66666.66摩尔的氨由非理想气体的状态方程得： （50+ n23.59/V2）（V-n*0.0427）= nRT VCO2=25.9（m3） （50+ n24.17/V2）（V-n*0.0371）= nRT VNH3=51.8（m3） V总= VCO2 +VNH3=77.7 （m3） V总/ V孔=4.13 即：2t 尿素分解后产生的气体可使可使77.7m3的地层达到200℃、5MPa的条件，蒸汽的波及体积提高到原来的4倍以上。
若压力降低到100℃、1MPa，则蒸汽的波及体积可达到306.4 m3，达到原来的16 倍以上注汽温度：230~270℃,注汽压力：4~6MPa,尿素溶液在150 ℃以上是一个快速分解反应，其分解速率基本不受浓度、压力、和温度的影响尿素溶液分解产物对稠油的 降粘效果试验结果,驱油效率提高幅度与驱替PV数关系 （热水+SEPA-Ⅱ ）,三管非均质岩心提高驱油效率试验结果,蒸汽+ SEPA-Ⅱ驱替时，中渗和低渗岩心提高驱油效率幅度都比纯蒸汽驱的大 ，且较为均一，说明能够有效的扩大蒸汽的波及体积，有一定的调整吸汽剖面作用SEPA-Ⅱ型蒸汽增效剂：30%NS+0.25%HB-1,汇报提纲,河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析 结论和认识,,,,,,,,井口段塞式注入增效剂工艺 优点：可以针对不同的油层条件 设计不同的增效剂配方和注入参数施工工艺,,,伴蒸汽加入增效剂工艺 优点：增效剂利用率高，一站配液，多井同时施工，多井收效现场应用效果,截止2003年2月28日，现场应用19口井， 阶段油汽比平均提高 120 %,采注比平均提高 135%,采用滴注式施工的井阶段油汽比平均提高210%,采注比平均提高183 %, 增油效果和技术指标上升到一个新台阶，取得了明显的经济效益和社会效益，累计增油 15367.7t,投入产出比达到1：29.6,效果效益显著。
措施井施工前后油汽比和采注比对比表,措施井施工前后油汽比和采注比对比表,设计技术指标 实际达到的技术指标 （1）耐温性 ≥ 250℃ 300℃ （2）降粘率 ≥ 90% 95% （3）岩芯驱油效率 ≥ 60% 67.8% （4）工艺成功率 ≥ 90% 100% （5）有效成功率 ≥ 75% 100%,,,,,,,,,,,,,蒸汽吞吐增效示意图,注蒸汽,,,蒸汽吞吐增效示意图,放喷开抽,,,,,,,,增效注汽,蒸汽吞吐增效示意图,,,,,,,,,,,,增效注汽,蒸汽吞吐增效示意图,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,注蒸汽,蒸汽驱增效示意图,,,,,,,,,,增效注汽,蒸汽驱增效示意图,,,,,,,增效注汽,蒸汽驱增效示意图,,,,,,,多周期受效井 ---- L6404,典型井效果分析 之一,井楼油田六区，属特稠油层，随着吞吐轮次的增加， 产量逐渐降低，从第三周期开始出现递减，平均递减幅 度在20%左右 。
L6404井增效注汽前后各周期日产油变化图,周期日均产油量止住了下滑势头，四个周期共计增油1353.2吨 L6404井相同井口温度下、生产时间和日均产油对比表,相同井口温度下的日产油水平提高，低温生产期延长，说明蒸汽增效剂对稠油的降粘效果好，稠油流动性变好，出油粘度降低L6404井各周期油汽比、采注比对比图,,一周期实施见效后，地下出油环境得到改善，后续周期继续受效，具有较强的技术优势,,,L6404井周期峰值产量对比图,,,峰值产油量的显著提高正是“驱油+扩大波及”蒸汽增效技术的特征,,高周期吞吐井 ---- LJ1418 L1418位于井楼油田一二区，开发层位有九个小层，渗透率从0.038μm2到4.844μm2,级差大，层间矛盾比较突 从第四周期开始，吞吐油汽比分别以13.1%、40.5%、 70.%、69%呈快速递减趋势，平均递减幅度在48.15%典型井效果分析 之二,,回采水率的提高，将会大大改善地层的出油环境 ，提高蒸汽热效率，可以预计，后续周期的生产形势将会变好蒸汽驱井 ---- G577,典型井效果分析 之三,古城油田BQ10区中部，生产层位为下第三系核桃园组核三段Ⅳ9层，为特稠油层。
井组内一线生产井8口，控制地质储量4.9745万吨,采出程度为24.1%数值模拟软件：加拿大 CMG公司 STARS热采数值模拟软件,井组：G577 地质模型： 13×13个网格，纵向上分为4个油层， 3个隔层，建立了三维非均质模型,,BQ10断块IV9层577井组油层厚度图,拟合结束含油饱和度图,拟合结束温度场图,井组开采 生产动态历史拟合,577井组注汽前的油层压力分布,577井组第一个段塞后的油层压力分布,577井组第二个段塞后的油层压力分布,577井组第三个段塞后的油层压力分布,G577增效蒸汽驱试验开采效果评价,通过实施增效蒸汽驱措施,G577井组采收率比 常规蒸汽驱提高了4.44个白分点,,,G577井组增效汽驱前后对比图,,奥哈油田与古城油田BQ10区 油藏参数对比,奥哈油田与古城油田G577井组 应用效果对比,,滴注工艺井 ---- L1173 井楼油田一区，开发层位为Ⅲ8.9，属特超稠油层，30℃条件下脱气原油粘度高达93765cp，井口出油温度低于70℃后，无法正常生产，与临井同层位开发井对比，开发效果差 典型井效果分析 之五,,,L1173增效注汽前后周期对比图,,,,段塞式注入工艺与滴注式注入工艺效果对比图,汇报提纲,河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析 结论和认识,,,,,,,,1．SEPA蒸汽增效剂能够显著地提高采注比，减少地下存水率，提高注入蒸汽的热效率，一周期实施，多周期受效，具有较强的技术优势。
2．SEPA蒸汽增效剂具有提高驱油效率和扩大蒸汽波及体积的双重功效，能够提高老油田的采收率与国内单纯依靠降粘或调剖进行蒸汽增效的技术相比较，具有较强的技术优势；与俄罗斯奥哈油田相比，SEPA蒸汽增效剂能够就地产生二氧化碳泡沫，起到蒸汽转向、扩大蒸汽波及体积的作用，技术先进 3. SEPA蒸汽增效剂的配制和施工工艺简单，便于推广，采用伴蒸汽滴注工艺能够提高效果水平结论和认识,权威机构的技术查新结论:,该技术在国内首次使用尿素作为蒸汽增效剂；在国际上首次把尿素、表面活性剂和碱复配而成高效蒸汽增效剂，具有混相驱和表面活性剂驱的特点，具有较强的新颖性该技术的研究成功，突破了薄层、高周期、低压、高积水地层注蒸汽增效的难关，。