《超深稠油蒸汽复合吞吐技术及冷采技术国内调研分析》由会员分享，可在线阅读，更多相关《超深稠油蒸汽复合吞吐技术及冷采技术国内调研分析（34页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、深层特稠油有效动用技术论证深层特稠油有效动用技术论证 汇汇 报报 提提 纲纲稠油开发技术调研稠油开发技术调研可行性技术分析及框架方案可行性技术分析及框架方案三三二二国内稠油分类标准及开采方式国内稠油分类标准及开采方式分类分类主要指标主要指标辅助指标辅助指标开采方式开采方式名称名称级别级别粘度（粘度（mpa.s）相对密度相对密度稀油稀油50（油层条件）（油层条件） 0.9000注水开发注水开发普通稠油普通稠油-150100（油层条件）（油层条件）0.9000可以注水可以注水-2100（油层条件）（油层条件）10000（脱气原油）（脱气原油）0.9200热力开采为主热力开采为主特稠油特稠油1000
2、050000 （脱气原油）（脱气原油）0.9500热力开采为主热力开采为主超稠油超稠油50000 （脱气原油）（脱气原油）0.9800开采方式攻关开采方式攻关蒸汽与非凝析气推进蒸汽与非凝析气推进(SAGP) 技术技术蒸汽辅助重力泄油技术蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)稠油热采稠油热采点击输入标题信息点击输入标题信息二、稠油开发技术调研二、稠油开发技术调研蒸汽吞吐蒸汽吞吐蒸汽驱蒸汽驱火烧油层火烧油层多井整体蒸汽吞吐多井整体蒸汽吞吐1复合吞吐技术（蒸汽复合吞吐技术（蒸汽/活性剂活性剂/CO2/N2/尿素等尿素等） 23水平压裂辅助蒸汽驱水平压裂辅助蒸汽驱(FAST) 技术技术间歇蒸汽驱间歇蒸汽驱一
3、注多采技术一注多采技术水热裂解水热裂解、井下加氢、地下催化等辅助蒸汽吞吐技术、井下加氢、地下催化等辅助蒸汽吞吐技术412345热水驱热水驱1234热活性水驱热活性水驱多元复合热水驱（碱多元复合热水驱（碱/聚合物聚合物/活性剂）活性剂）空气、热水交替驱空气、热水交替驱高温聚合物驱高温聚合物驱5非混相驱非混相驱-N2/CO2高速脉冲注蒸汽吞吐技术（高速脉冲注蒸汽吞吐技术（HRPI）二、稠油开发技术调研二、稠油开发技术调研I III IIIIIIIIIVIV出砂冷采出砂冷采注注COCO2 2、N N2 2、天然气、烟道气等、天然气、烟道气等化学剂吞吐（活性剂、热化学、粗苯等）化学剂吞吐（活性剂、热化
4、学、粗苯等）微生物吞吐微生物吞吐稠油冷采稠油冷采 碱驱、聚合物驱、水驱碱驱、聚合物驱、水驱其他技术：超声波、低频振动等采油技术其他技术：超声波、低频振动等采油技术二、稠油开发技术调研二、稠油开发技术调研稠油开采技术应用成熟度图例稠油开采技术应用成熟度图例三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案稠油热采技术稠油热采技术一）一）1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 1 1）活性剂）活性剂-技术机理技术机理扩大蒸汽与加热稠油的比表面积提高蒸汽的热效率和改变油层中的油水流态降扩大蒸汽与加热稠油的比表面积提高蒸汽的热效率
5、和改变油层中的油水流态降低油层流体的体相粘度改善蒸汽注入的均匀性低油层流体的体相粘度改善蒸汽注入的均匀性( (油层的纵向动用程度油层的纵向动用程度) )改变孔隙中流体与岩石的界面性质，降低孔隙流体在孔隙界面的滑动液膜粘度，改改变孔隙中流体与岩石的界面性质，降低孔隙流体在孔隙界面的滑动液膜粘度，改善蒸汽注入的扩张性善蒸汽注入的扩张性( (油层的平面扩展）。油层的平面扩展）。有效降低油层原油粘度、增加原油流动性、疏通油层、补充地层能量、有效驱动原有效降低油层原油粘度、增加原油流动性、疏通油层、补充地层能量、有效驱动原油向井口流动。油向井口流动。提升注入蒸汽的返排率。提升注入蒸汽的返排率。三、可行性
6、技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 油田油田辽河曙光采油厂辽河曙光采油厂胜利孤岛采油厂胜利孤岛采油厂胜利乐安油田胜利乐安油田应用时间应用时间2001-20051996-19971995-2000施工井数施工井数10023（11）175油层中深油层中深/m930-95013001100-1300油层厚度油层厚度/m2-8712-15地层温度地层温度/ 40-5060-6560-75配方体系配方体系非离子乳化减阻剂非离子乳化减阻剂+阴离子阴离子润湿剂润湿剂+防膨剂防膨剂聚醚聚醚+有机
7、溶剂有机溶剂XG-2乳化降粘剂乳化降粘剂注入浓度注入浓度/%1-210.1处理半径处理半径3-85-85-8施工工艺施工工艺注气前、中、后均有注气前、中、后均有注气前注气前平均注入量平均注入量/m350-6050-40050-600稠油粘度稠油粘度/104mPa.s（50）8.49-160.5-2.50.17-4.4单井周期增油单井周期增油/t260-6001233600周期回采水率周期回采水率%20-30120-16020-30 1 1）活性剂）活性剂-应用现状应用现状 活性剂辅助蒸汽吞吐开采技术目前已成为稠油热开采的一种常规方法，该方法活性剂辅助蒸汽吞吐开采技术目前已成为稠油热开采的一种常
8、规方法，该方法20世纪世纪80年代在委年代在委内瑞拉发展起来，美国加利福尼亚州采用非离子型表面活性剂内瑞拉发展起来，美国加利福尼亚州采用非离子型表面活性剂TFSA开展了开展了4口井的现场试验口井的现场试验, 产油产油量增加了量增加了18 604 m3。国内主要在辽河、胜利、河南油田进行了一定规模的现场试验。国内主要在辽河、胜利、河南油田进行了一定规模的现场试验。热化学吞吐各油田应用情况汇总表 1 1）活性剂）活性剂-实施框架方案实施框架方案u配方体系：耐高温、耐高矿化度活性剂配方体系：耐高温、耐高矿化度活性剂+防膨剂防膨剂u注入工艺：注气前、注气后注入工艺：注气前、注气后u注入量：注入量：60
9、01500m3u活性剂浓度：活性剂浓度：2%u处理半径：处理半径：58mu单轮次试剂费用预算：单轮次试剂费用预算：1090万万u预计增油预计增油/增收：增收：300-500t/120万万 200万（含税价格）万（含税价格）三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案2 2）COCO2 2-技术机理技术机理溶解降粘：溶解降粘：溶解于稠油中，降低稠油粘度，增强油相流动性（羧化作用，降低油分溶解于稠油中，降低稠油粘度，增强油相流
10、动性（羧化作用，降低油分 子间引力），改善油水流度比，提高蒸汽驱替效率。子间引力），改善油水流度比，提高蒸汽驱替效率。降低界面张力：降低界面张力：改善油水界面亲和力，增加界面活性，降低残余油饱和度。改善油水界面亲和力，增加界面活性，降低残余油饱和度。提高蒸汽波及体积：提高蒸汽波及体积：与蒸汽形成气泡，堵塞孔喉，产生贾敏效应，暂堵高渗透层，与蒸汽形成气泡，堵塞孔喉，产生贾敏效应，暂堵高渗透层， 提高蒸汽波及体积。提高蒸汽波及体积。补充地层能量：补充地层能量：溶解于稠油中，使稠油体积膨胀，产生溶解驱作用，此外，当地层溶解于稠油中，使稠油体积膨胀，产生溶解驱作用，此外，当地层 压力低于饱和压力时，逸
11、出原油补充地层能量，提高驱油效率。压力低于饱和压力时，逸出原油补充地层能量，提高驱油效率。酸化解堵：酸化解堵：溶解于水中，呈酸性，解除部分杂质。溶解于水中，呈酸性，解除部分杂质。1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案2 2）COCO2 2-应用现状应用现状1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 国外：国外： 从上世纪从上世纪5050年代国外就开始进行年代国外就开始进行COCO2 2驱油研究，目前在美国、土耳
12、其、苏丹、特立驱油研究，目前在美国、土耳其、苏丹、特立尼达和多巴哥等国均进行了现场应用，均取得了增油效果。从调研情况来看，目前国尼达和多巴哥等国均进行了现场应用，均取得了增油效果。从调研情况来看，目前国外外COCO2 2驱油技术主要应用的油藏为普通稠油油藏，油藏温度下粘度低于，在考虑经济成驱油技术主要应用的油藏为普通稠油油藏，油藏温度下粘度低于，在考虑经济成本的情况下，多单独注入本的情况下，多单独注入COCO2 2。三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案2 2）COCO2 2-应用现状应用现状1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/
13、N/N2 2等）等） 国内：国内： 国内从上世纪国内从上世纪6060年代起开始研究年代起开始研究COCO2 2驱油技术。目前在辽河、胜利、江苏等油田均进驱油技术。目前在辽河、胜利、江苏等油田均进行了矿场试验，取得了一定的增油效果。同国外一样，国内行了矿场试验，取得了一定的增油效果。同国外一样，国内COCO2 2驱油技术多用于普通稠油驱油技术多用于普通稠油油藏，单独注入。油藏，单独注入。 对于超稠油油藏，单独注对于超稠油油藏，单独注COCO2 2会导致地层冷伤害，出现无法产液的情况。辽河冷会导致地层冷伤害，出现无法产液的情况。辽河冷37-37-51-58251-582井、胜利坨井、胜利坨8268
14、26平平1 1等井均开展了等井均开展了COCO2 2辅助蒸汽吞吐矿场实验。辅助蒸汽吞吐矿场实验。 辽河冷辽河冷37-51-58237-51-582井：井：初期进行单独初期进行单独COCO2 2吞吐，油井堵塞，后注吞吐，油井堵塞，后注30t30t低干度蒸汽解堵未低干度蒸汽解堵未成，又注成，又注2000t2000t高干度蒸汽解堵，油井恢复生产。高干度蒸汽解堵，油井恢复生产。 胜利坨胜利坨826826平平1 1井：井：原油粘度高（原油粘度高（2020 501050104 4，5050），注蒸汽前注），注蒸汽前注160t CO160t CO2 2处理，处理，共进行共进行2 2轮次吞吐，日产油由轮次吞吐
15、，日产油由17t17t增至增至28t28t。 胜利孤东采油厂：胜利孤东采油厂：20092009年共进行了年共进行了4141口现场实验，单井注入口现场实验，单井注入COCO2 2 20-40t 20-40t，累计增油，累计增油2 2万吨。（万吨。（评价认为评价认为COCO2 2注入量少注入量少）三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案 2 2） COCO2 2-实施框架方案实施框架方案u注入工艺：注气前挤注注入工艺：注气前挤注u注入量：注入量：520t/m（150600t）参考江苏、华东油田设计量）参考江苏、华东油田设计量u注入速度：注入速度：3050t/du注入压力：不超破压注
16、入压力：不超破压u单轮次单轮次CO2费用预算：费用预算：30120万（万（2000rmb/t）u预计增油预计增油/增收：增收：300-600t/120万万 240万（含税价格）万（含税价格）1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 为进一步提升为进一步提升COCO2 2辅助蒸汽吞吐效果，胜利、辽河等油田进行了三元复合吞吐技术辅助蒸汽吞吐效果，胜利、辽河等油田进行了三元复合
17、吞吐技术（活性剂、（活性剂、COCO2 2、蒸汽）矿场实验，取得了一定的增油效果。、蒸汽）矿场实验，取得了一定的增油效果。 胜利坨胜利坨826平平1井：井：注蒸汽前注注蒸汽前注40t降粘剂降粘剂+160t CO2，共进行，共进行2轮次吞吐，日产油轮次吞吐，日产油由由17t增至增至28t。 辽河：辽河：2004-2008年年CO2三元复合吞吐技术共施工三元复合吞吐技术共施工506井次，累计增油井次，累计增油12104t，平，平均单井增油均单井增油237t，对比实施前，生产时间延长，对比实施前，生产时间延长18d，周期产油提高，周期产油提高129t，周期产液增加，周期产液增加432t。三、可行性技
18、术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案3 3）N N2 2-技术机理技术机理增加携热能力，降低残余油饱和度：增加携热能力，降低残余油饱和度：氮气在地层中微溶于水中形成微气泡，一方面推动蒸汽向氮气在地层中微溶于水中形成微气泡，一方面推动蒸汽向前运移，增强导热作用，增加蒸汽携热能力；另一方面，氮气进入岩心后，优先占据多孔介质中前运移，增强导热作用，增加蒸汽携热能力；另一方面，氮气进入岩心后，优先占据多孔介质中的油通道，使原来呈束缚状态的原油成为可动油，从而降低了残余油饱和度的油通道，使原来呈束缚状态的原油成为可动油，从而降低了残余油饱和度氮气的压缩膨胀作用分散和改变了原油流动形态，增强了原油
19、流动性：氮气的压缩膨胀作用分散和改变了原油流动形态，增强了原油流动性：先注氮气后跟进蒸汽，先注氮气后跟进蒸汽，被原油捕集的压缩氮气受热膨胀聚集，使连续的油被小的氮气段塞分隔为段塞式油，原油的连续被原油捕集的压缩氮气受热膨胀聚集，使连续的油被小的氮气段塞分隔为段塞式油，原油的连续性被打破，流动形态发生改变，相互之间的作用力减小，原油流动性增加，有利于采出。性被打破，流动形态发生改变，相互之间的作用力减小，原油流动性增加，有利于采出。扩大蒸汽的波及体积，补充地层能量，提高回采水率扩大蒸汽的波及体积，补充地层能量，提高回采水率强化蒸汽蒸馏效应：强化蒸汽蒸馏效应：在注蒸汽过程中加入氮气使混注汽化压力降
20、低，起到了减少热损失，保持在注蒸汽过程中加入氮气使混注汽化压力降低，起到了减少热损失，保持蒸汽温度，减慢蒸汽干度的降低速度，进而强化了原油中轻质组分的蒸馏作用蒸汽温度，减慢蒸汽干度的降低速度，进而强化了原油中轻质组分的蒸馏作用1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 油田油田辽河冷家油田辽河冷家油田胜利八面河油田胜利八面河油田胜利乐安油田胜利乐安油田克拉玛依九克拉玛依九7
21、+8区块区块江汉油田江汉油田应用时间应用时间2001-20032004-200620042005-20092008施工井数施工井数118292637岩性岩性砾岩和砾状砂岩砾岩和砾状砂岩细粉砂岩细粉砂岩细砂岩细砂岩砂岩砂岩油藏埋深油藏埋深/m945-1100880-960180500-600油层有效厚度油层有效厚度/m6-88-1010-20地层压力地层压力/MPa17.3108-101.8-2地层温度地层温度/ 635518平均孔隙度平均孔隙度/%24.120-3535.731.8平均渗透率平均渗透率/10-3m276520-40024802250地面稠油粘度地面稠油粘度/104mPa.s（5
22、0）0.1-0.50.51-30.2-1.5施工工艺施工工艺混合注入混合注入混合注入混合注入单注单注/混注混注单注单注/混注混注平均注入量（液氮）平均注入量（液氮）/m380（每井次）（每井次）20-507050-8020-40单井周期增油单井周期增油/t20-160750-840105735-309增油不明显增油不明显周期提升回采水率周期提升回采水率%18.41914.3氮气辅助蒸汽吞吐各油田应用情况汇总表3 3）N N2 2-应用现状应用现状 氮气辅助蒸汽吞吐技术目前在国内辽河、胜利、新疆、江汉、河南等油田均进行氮气辅助蒸汽吞吐技术目前在国内辽河、胜利、新疆、江汉、河南等油田均进行了一定规
23、模的现场应用，取得了明显的增油、排液作用。其中辽河了一定规模的现场应用，取得了明显的增油、排液作用。其中辽河1998-20031998-2003年各采油年各采油厂共进行了厂共进行了14001400多次的现场应用，累计增油多次的现场应用，累计增油3 3万吨。万吨。三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 3 3）N N2 2-应用现状应用现状 从室内研究及矿场应用来看，从室内研究及矿场应用来看，N N2 2辅助蒸汽吞吐技术在稠油开发中主要存在以下几个方面辅助蒸汽吞吐技术在稠油开
24、发中主要存在以下几个方面的问题：的问题： 1 1）N N2 2在稠油中的溶解度很小，不起降粘作用，其增产机理主要为提高蒸汽的波及体积及在稠油中的溶解度很小，不起降粘作用，其增产机理主要为提高蒸汽的波及体积及补充地层能量。补充地层能量。 2 2）对于特、超稠油其增产效果相对较差，对于粘度小于（）对于特、超稠油其增产效果相对较差，对于粘度小于（5050）的稠油具有较好的增产）的稠油具有较好的增产及助排效果（辽河应用总结）。及助排效果（辽河应用总结）。 3 3）注液氮，近井地带半径）注液氮，近井地带半径1m1m内温度下降约为内温度下降约为10-2010-20，对于特、超稠油容易造成施工压，对于特、超
25、稠油容易造成施工压力升高，注氮困难，即使直接注氮气，由于地层原油粘度高，注气也困难，因此，在施工工力升高，注氮困难，即使直接注氮气，由于地层原油粘度高，注气也困难，因此，在施工工艺上采取先蒸汽预热地层然后注氮气再注蒸汽的方式，或者是混合注入（克拉玛依现场实施艺上采取先蒸汽预热地层然后注氮气再注蒸汽的方式，或者是混合注入（克拉玛依现场实施表明段塞式注入增产效果较混合注入好）。表明段塞式注入增产效果较混合注入好）。 4 4）N N2 2辅助蒸汽吞吐技术在油藏蒸汽吞吐的初期增产不明显，但可以起到一定的助排作用，辅助蒸汽吞吐技术在油藏蒸汽吞吐的初期增产不明显，但可以起到一定的助排作用，蒸汽吞吐后期，其
26、可以提高蒸汽波及体积并有效补充地层能量，增产效果比较明显。蒸汽吞吐后期，其可以提高蒸汽波及体积并有效补充地层能量，增产效果比较明显。三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案 3 3） N N2 2-实施框架方案实施框架方案u注入工艺：注气前、注气中注入工艺：注气前、注气中u注入量：注入量： 58m3/m（150240m3）u焖井时间：焖井时间：5-10du单轮次单轮次N2费用预算：费用预算：6096万（万（4000rmb/t）u预计增油预计增油/增收：增收：200-400t/80万万 160万（含税价格）万（含税价格）1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活
27、性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） 针对特、超稠油开发难度大，常规注气压力高，热损失大，蒸汽波及范围小，开针对特、超稠油开发难度大，常规注气压力高，热损失大，蒸汽波及范围小，开发效益差的问题，近年来提出了发效益差的问题，近年来提出了HDCSHDCS、HDNSHDNS开采技术。开采技术。 HDCS/HDNSHDCS/HDNS：水平井（水平井（Horizontal wellHorizontal well）、油溶性复合降黏剂（）、
28、油溶性复合降黏剂（DissolverDissolver）、）、COCO2 2（CarbondioxideCarbondioxide）/N/N2 2（NitrogenNitrogen）和蒸汽）和蒸汽(Steam)4 (Steam)4 四种技术的组合。四种技术的组合。 HDCS /HDNS HDCS /HDNS强化采油技术采用强化采油技术采用COCO2 2/N/N2 2辅助水平井蒸汽吞吐，配合高效油溶性复合辅助水平井蒸汽吞吐，配合高效油溶性复合降黏剂，利用其协同降黏、混合传质及增能助排作用，降低注汽压力、扩大热波及范降黏剂，利用其协同降黏、混合传质及增能助排作用，降低注汽压力、扩大热波及范围。围。
29、三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、复合吞吐技术（蒸汽、复合吞吐技术（蒸汽/ /活性剂活性剂/CO/CO2 2/N/N2 2等）等） HDCS/HDNSHDCS/HDNS开采技术现场应用情况：开采技术现场应用情况： HDCS HDCS 强化采油技术强化采油技术在胜利油区王庄油田的郑在胜利油区王庄油田的郑411411、坨、坨826826，乐安油田的草，乐安油田的草109109、草、草705705、草草104104、草南和单家寺油田的单、草南和单家寺油田的单133 133 等区块进行矿场试验。新增动用储量为等区块进行矿场试验。新增动用储量为6411106411104 4
30、t t，新建产能为新建产能为86.51086.5104 4t t。从生产情况看，一周期平均单井采油量为。从生产情况看，一周期平均单井采油量为1494t,1494t,周期油汽比为，周期油汽比为，周期回采水率为。二周期平均单井采油量为周期回采水率为。二周期平均单井采油量为2015t,2015t,周期油汽比为，周期回采水率为周期油汽比为，周期回采水率为1.0,1.0,平平均单井日产油量为。均单井日产油量为。 HDNS HDNS 强化采油技术强化采油技术在胜利春风油田（准格尔盆地，浅层油藏在胜利春风油田（准格尔盆地，浅层油藏400-570m400-570m，油层温度下，油层温度下原油粘度原油粘度7 7
31、万）进行了大规模的现场应用。从万）进行了大规模的现场应用。从20102010年在排年在排601601砂体北部开展先导试验至，累砂体北部开展先导试验至，累计应用计应用207207口，占总生产井数的口，占总生产井数的98%98%。采油速度达到。采油速度达到3%3%，高于国内外特、超油藏开发速度的，高于国内外特、超油藏开发速度的1%1%。目前该技术在胜利的孤岛、春晖等油田进行推广应用。目前该技术在胜利的孤岛、春晖等油田进行推广应用。（1）技术机理）技术机理 通通过过注注入入催催化化剂剂，使使蒸蒸气气吞吞吐吐中中的的高高温温水水蒸蒸气气与与地地层层中中的的稠稠油油发发生生水水热热裂裂解解反反应应，从从
32、而而不不可可逆逆的的降降低低稠稠油油的的粘粘度度、改改善善稠稠油油性性质质、增增加加稠稠油油的流动性，提高稠油的采收率。的流动性，提高稠油的采收率。 2 2、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案稠油热采技术稠油热采技术一）一）（2）应用现状）应用现状 目目前前国国内内主主要要在在辽辽河河、胜胜利利、河河南南油油田田进进行行了了一一定定规规模模的的现现场场试试验验，其应用目的主要是为了延长蒸汽吞吐有效期。其应用目的主要是为了延长蒸汽吞吐有效期。油田油田辽河辽河胜利胜利河南河南应用时间应用时间1999-2001201020052
33、007施工井数施工井数15612油层厚度油层厚度/m153046840配方体系配方体系催化剂催化剂0.2%+供氢剂（阻供氢剂（阻聚剂）等聚剂）等0.8%催化剂催化剂0.1%+阻聚剂阻聚剂3%+纳纳米分散剂米分散剂0.5%+降粘剂降粘剂0.8%催化剂催化剂0.3%+催化氧化剂催化氧化剂3.5%+碱碱0.10.5%施工工艺施工工艺注蒸汽预热注蒸汽预热+注催化剂配方注催化剂配方体系体系+注蒸汽注蒸汽+焖井焖井热水洗井热水洗井+注催化剂配方注催化剂配方+注注蒸汽蒸汽+焖井焖井活性剂洗井活性剂洗井+注氧化催化剂注氧化催化剂+注蒸汽预热地层注蒸汽预热地层+注催化剂配注催化剂配方方+注蒸汽注蒸汽+焖井焖井平
34、均注入量平均注入量1314t（3545m3溶液）溶液）6.4t10-30m3施工前稠油粘度施工前稠油粘度/104mPa.s（50）86012.5336（30）施工后稠油粘度施工后稠油粘度/104mPa.s（50）0.2-90.210.22.3降粘率降粘率/%709460808090延长蒸汽吞吐时间延长蒸汽吞吐时间/d205010501050各油田催化水蒸气裂解矿场实验汇总表三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案2 2、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术（3）实施框架方案）实施框架方案u配方体系：催化剂（无机金属盐配方体系：催化剂（无机金属盐/有机酸盐）有机酸盐
35、）+供氢剂（阻聚剂）供氢剂（阻聚剂）+其他其他u注入工艺：注蒸汽预热注入工艺：注蒸汽预热+注催化剂配方体系注催化剂配方体系+注蒸汽注蒸汽+焖井焖井u注入量：注入量：3050m3u单轮次药剂费用预算：单轮次药剂费用预算：2050万（依催化剂价格定）万（依催化剂价格定）u预计增油预计增油/增收：增收： 300-500t/120万万 200万（含税价格）万（含税价格）2 2、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术、水热裂解辅助蒸汽吞吐技术三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案技术难点：技术难点：从目前国内油田近十年的应用来看，未有大规模的推广，表明该技从目前国内油田近十年的应用来看，未有大规模的
36、推广，表明该技术受催化剂性能的制约比较明显，需筛选出高效的催化剂才能取得现场的经术受催化剂性能的制约比较明显，需筛选出高效的催化剂才能取得现场的经济应用。济应用。三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案稠油冷采技术稠油冷采技术二）二）溶解降粘：溶解降粘：溶解于稠油中，降低稠油粘度，增强油相流动性（羧化作用，降低油分溶解于稠油中，降低稠油粘度，增强油相流动性（羧化作用，降低油分 子间引力），改善油水流度比，提高蒸汽驱替效率。子间引力），改善油水流度比，提高蒸汽驱替效率。降低界面张力：降低界面张力：改善油水界面亲和力，增加界面活性，降低残余油饱和度。改善油水界面亲和力，增加界面活性
37、，降低残余油饱和度。补充地层能量：补充地层能量：溶解于稠油中，使稠油体积膨胀，产生溶解驱作用，此外，当地层溶解于稠油中，使稠油体积膨胀，产生溶解驱作用，此外，当地层 压力低于饱和压力时，逸出原油补充地层能量，提高驱油效率。压力低于饱和压力时，逸出原油补充地层能量，提高驱油效率。酸化解堵：酸化解堵：溶解于水中，呈酸性，解除部分杂质。溶解于水中，呈酸性，解除部分杂质。萃取作用：萃取作用：原油与原油与CO2CO2发生相间传质，萃取原油中轻质组分，特别是部分经膨胀仍发生相间传质，萃取原油中轻质组分，特别是部分经膨胀仍 然未能脱离地层水束缚的残余油。然未能脱离地层水束缚的残余油。1 1、COCO2 2冷
38、采技术冷采技术-技术机理技术机理三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、COCO2 2冷采技术冷采技术-应用现状应用现状 目前在辽河、胜利、江苏、克拉玛依等油田普通稠油油藏均进行了矿场试验，取目前在辽河、胜利、江苏、克拉玛依等油田普通稠油油藏均进行了矿场试验，取得了一定的增油效果。得了一定的增油效果。油田施工时间施工井数有效率/%累计增油/万t单井平均日增油/t单井平均注气量/t胜利油田2000-200326772.621310吉林油田1995-200024779.52.1285.9东辛油田200016701.671047.240-60江苏油田1996-20023669
39、.4300-600200-700辽河油田200160.29486100-300CO2冷采技术各油田应用情况汇总表胜利油田桩西地区CO2吞吐矿场筛选标准新疆克拉玛依油田CO2吞吐矿场筛选标准三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、COCO2 2冷采技术冷采技术-应用现状应用现状三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案1 1、COCO2 2冷采技术冷采技术-应用现状应用现状 从国内稠油油藏应用情况来看，从国内稠油油藏应用情况来看，COCO2 2冷采技术主要应用普通稠油冷采技术主要应用普通稠油类油藏及类油藏及稠油粘度低于（地层温度下）的特稠油油藏，现场应用存在
40、以下几点问题：稠油粘度低于（地层温度下）的特稠油油藏，现场应用存在以下几点问题： 1 1）对于地层条件下脱水脱气原油粘度大于的原油，）对于地层条件下脱水脱气原油粘度大于的原油，COCO2 2冷采效果普遍较差。冷采效果普遍较差。 2 2）注液态）注液态COCO2 2，近井地带半径，近井地带半径1m1m内温度下降约为内温度下降约为10-2010-20，对于粘度高且胶，对于粘度高且胶质、沥青质含量高的稠油易造成冷伤害，最终造成油井作业失败。质、沥青质含量高的稠油易造成冷伤害，最终造成油井作业失败。 3 3）COCO2 2在特稠油、超稠油中溶解度低，且逸出后易带出原有的轻质组分，在特稠油、超稠油中溶解
41、度低，且逸出后易带出原有的轻质组分，导致原油粘度上升明显，为后续的开采带来一定的困难。导致原油粘度上升明显，为后续的开采带来一定的困难。三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案u注入量：注入量：520t/m（150600t）u注入速度：注入速度：4050t/du注入压力：不超破压注入压力：不超破压u焖井时间：焖井时间：10-12du单轮次单轮次CO2费用预算：费用预算： 30120万（万（2000rmb/t）u预计增油预计增油/增收：增收：200-300t/80万万 120万（含税价格）万（含税价格）1 1、COCO2 2冷采技术冷采技术-实施框架方案实施框架方案三、可行性技术
42、分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案2 2、N N2 2冷采技术冷采技术 从目前调研情况来看，从目前调研情况来看，N N2 2冷采技术主要应用于稀油油藏冷采技术主要应用于稀油油藏进行油井的吞吐进行油井的吞吐以及水井的气驱、混相驱。对于稠油油藏，以及水井的气驱、混相驱。对于稠油油藏，N N2 2在油井端全部采用的是辅助蒸在油井端全部采用的是辅助蒸汽吞吐进行增产、助排，因此，针对特、超稠油的汽吞吐进行增产、助排，因此，针对特、超稠油的N N2 2吞吐技术需采取配合蒸吞吐技术需采取配合蒸汽吞吐进行注入。汽吞吐进行注入。三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案3 3、化学剂吞吐冷
43、采技术、化学剂吞吐冷采技术降低油水界面张力：降低油水界面张力：降低毛管力，流体粘滞力，提高洗油效率，有效乳化分散稠油降低毛管力，流体粘滞力，提高洗油效率，有效乳化分散稠油 体系，使原油在体系，使原油在“吐吐”的过程中，形成的油滴能在较小的压差下的过程中，形成的油滴能在较小的压差下 通过喉道，提高驱油能力。通过喉道，提高驱油能力。乳化降粘：乳化降粘：将稠油乳化分散成将稠油乳化分散成O/WO/W体系，转变原有油相内摩擦力为水相摩擦力，有体系，转变原有油相内摩擦力为水相摩擦力，有 效提高原油的流动性。效提高原油的流动性。改善岩石润湿性：改善岩石润湿性：在油水界面张力降低的作用下，洗脱岩石表面的亲油膜
44、，使岩石在油水界面张力降低的作用下，洗脱岩石表面的亲油膜，使岩石 表面由亲油转变为亲水，提高油相渗透率。表面由亲油转变为亲水，提高油相渗透率。解堵：解堵：解除近井地带的重质堵塞，疏通油流通道，恢复油层渗透率。解除近井地带的重质堵塞，疏通油流通道，恢复油层渗透率。1 1）活性剂吞吐）活性剂吞吐技术机理技术机理三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案应用地区应用地区原油粘度原油粘度（mp.Smp.S）油层厚油层厚度度 （m)m)注入注入浓度浓度注入量注入量 （m3m3）吞吐前吞吐前吞吐后吞吐后有效期有效期（d d）累计增油累计增油 （m3m3）日产液日产液 （m3/dm3/d）日产
45、油日产油（m3/dm3/d）日产液日产液（m3/dm3/d）日产油日产油（m3/dm3/d）大港家大港家43-2543-25井井 （2121井次）井次）50005000（6060）3030（有（有效）效）1.00%1.00%5005000 00 01818161690090098969896冀中枣冀中枣7878井（井（6565井井次）次）64186418（5050脱脱气）气）23231.00%1.00%2002000 00 050505050120120（1 1）500500（2 2）冀中泽冀中泽701701井井21082108（5050脱脱气）气）1.00%1.00%200200/ /5-6
46、5-6/ /8-108-10180180胜利孤东四区胜利孤东四区 4-6-124-6-12井（井（1010井次）井次）45004500（5050脱脱气）注蒸汽困气）注蒸汽困难难，效果差，效果差7 7（有（有效）效）1.00%1.00%6006006 61 1292915156060366366辽河高升区块辽河高升区块 高高35-15235-152井井25002500（5050）注汽注汽软软卡卡2.00%2.00%60600 00 030-4030-4010-1510-156060200200渤海绥中渤海绥中A18A18井井50005000（6060）3030（有（有效）效）1.00%1.00%
47、600600404033.633.6707053.1553.153 36060 目前在辽河、胜利、大港、冀东等油田普通稠油油藏均进行了矿场试验，注入浓目前在辽河、胜利、大港、冀东等油田普通稠油油藏均进行了矿场试验，注入浓度度1-2%1-2%，注入量，注入量200-600m200-600m3 3，取得了一定的增油效果。在特、超稠油上单独进行活性剂，取得了一定的增油效果。在特、超稠油上单独进行活性剂吞吐未查阅到相关资料。吞吐未查阅到相关资料。3 3、化学剂吞吐冷采技术、化学剂吞吐冷采技术1 1）活性剂吞吐）活性剂吞吐应用现状应用现状活性剂吞吐各油田应用情况汇总表三、可行性技术分析及框架方案三、可行
48、性技术分析及框架方案3 3、化学剂吞吐冷采技术、化学剂吞吐冷采技术该油田稠油属特稠油，原有吞吐用配方无法有效降低油水界面张力，乳化原油，需重新评该油田稠油属特稠油，原有吞吐用配方无法有效降低油水界面张力，乳化原油，需重新评价配伍性好的活性剂配方。且油层温度价配伍性好的活性剂配方。且油层温度6060，低于其拐点温度，低于其拐点温度7070，单独注活性剂很可能，单独注活性剂很可能效果不佳，建议配合蒸汽吞吐使用。效果不佳，建议配合蒸汽吞吐使用。1 1）活性剂吞吐）活性剂吞吐应用现状应用现状0.5%活性剂60与油样乳化效果图1%浓度三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案3 3、化学剂
49、吞吐冷采技术、化学剂吞吐冷采技术1 1）活性剂吞吐）活性剂吞吐实施框架方案实施框架方案 同活性剂辅助蒸汽吞吐方案。同活性剂辅助蒸汽吞吐方案。三、可行性技术分析及框架方案三、可行性技术分析及框架方案 热化学（自生气）技术从调研情况来看，主要用于稀油油藏，且主要用热化学（自生气）技术从调研情况来看，主要用于稀油油藏，且主要用作注水井的降压增注措施及部分油井的解堵作业，在稠油油井上，基本上是作注水井的降压增注措施及部分油井的解堵作业，在稠油油井上，基本上是用于普通稠油油藏油井的增产。其配方体系主要是生成用于普通稠油油藏油井的增产。其配方体系主要是生成COCO2 2和和NHNH3 3的尿素外加活的尿素
50、外加活性剂，在辽河、大港油田现场进行了一定规模的现场应用。性剂，在辽河、大港油田现场进行了一定规模的现场应用。 大港油田：大港油田：20062006年现场实施年现场实施5 5口井，单井吞吐量口井，单井吞吐量180-250m180-250m3 3，处理半径，处理半径7-7-8m8m，5 5口井均取得了增产效果，累计增产口井均取得了增产效果，累计增产1120t1120t。 辽河油田：辽河油田：2006-20082006-2008年共实施年共实施2323井次，其技术是自生气辅助蒸汽吞吐技井次，其技术是自生气辅助蒸汽吞吐技术，现场施工为先蒸汽预热地层术，现场施工为先蒸汽预热地层+ +注自生气体系注自生气体系+ +蒸汽，单井注入尿素在蒸汽，单井注入尿素在10t10t左左右，右，2323井次累计增油井次累计增油5560t5560t，增液，增液1 1万万m m3 3。3 3、化学剂吞吐冷采技术、化学剂吞吐冷采技术2 2）热化学（自生气）冷采技术）热化学（自生气）冷采技术
