辽河石油职业技术学院高职学生毕业论文 稠油蒸汽吞吐技术及发展趋势
驱替液的流度（?ing=K/μ，式中K为有效渗透率，μ为粘度）与被驱替液（本文假定为原油）的流度?ed之比。因为驱替液与被驱替液在岩石中的渗透率一定，所以也就和被驱替液的粘度成正比关系。也就是说增加驱替液的粘度有利于驱油。如果M＞1，驱替液将流经大部分被驱替液，致使驱替无效。为使驱替效率达到最高，应该M≤1此时为“有利”流度比[7]。
毛细管数Nc=μv/σ其中μ为驱油剂的流体粘度mPa·s， v为驱替速度m/s；σ为被驱替液和驱替液之间的界面张力，mN/m。剩余油饱和度是毛细管数的函数。很显然，通过降低原油粘度或增加压力梯度，更重要的是降低界面张力，可以增加毛细管数，从而降低剩余油饱和度。只有当界面张力非常低，并达到时10－2mN/m时，才会出现显著降低的情况。一般情况下，界面张力降低千分之一才会见到显著的采油效果。这在实验室条件下是可行的，但在油田条件下是困难的[8]。
石油大学应用高温高压流变仪，在不同温度和压力下，对塔河油田TK427井产原油进行了研究，测量了不同含水率，不同气油比下的原油粘度，用曲线拟合法探讨了原油及油气水多相流粘度与温度、压力不同的关系。结果表明，原油及油气水多相流的粘温特性符合指数规律，原油粘度与压力呈线形关系，原油的粘度随气油比不同而变化巨大，含气原油粘度随压力变化存在极小值（泡点压力），含水原油粘度随含水量变化存在极大值（非乳化拐点）。 1.2.2稠油的开采技术
就目前稠油开采技术而言，稠油开采可分为热采和冷采两大类。稠油粘度虽高，但对温度极为敏感，每增加10℃，粘度即下降约一半。加热过程中，水、轻质油和稠油粘度的变化表明，增加相同的温度，稠油的粘度比水和轻质油降低的多得多。依国际通用的ASTM标准，中国许多稠油油田的稠油粘温曲线呈斜直线状，斜率几乎一样[9]。这说明稠油对加热降粘的规律性是一致的，这也是稠油热采的主要机理。热力采油作为目前稠油开发的主要手段，能够有效升高油层温度，降低稠油粘度，使稠油易于流动，从而将稠油采出。稠油“冷采”是相对“热采”而言的，即在稠油油藏开发过程中，不是通过升温方式来降低油品的粘度，提高油品的流动性能，而是通过其它不涉及升温的方法（如微生物采油，三元复合驱或者加入适当的化学试剂），利用油藏的特性，采取适当的工艺达到降粘开采的目的[10]。
1.3问题的提出
由于稠油在石油资源中所占比例较大，如何开采稠油，使之成为可动用储量，是我们关心的问题。自20世纪60年代开采稠油以来，稠油开采技术有了突飞猛进的发展，已形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱等为主要开采方式的稠油热采技术，以
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及以碱驱、聚合物驱、混相驱、微生物驱等为主的稠油冷采技术。大部分技术已被广泛应用于稠油开发，并取得了较好的效果。
稠油开采技术涉及内容广泛，种类繁多，本文将对目前稠油开采技术的现状进行详细阐述，同时，根据国内外的经验及最新研究成果提出今后稠油开采技术的发展趋势。
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2 稠油热采技术的现状及发展趋势
2.1 稠油热采技术的现状
稠油热采的主要原理就是降粘。稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油采收率工程项目，该技术自问世以来，已经有了突飞猛进的发展，形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热，蒸汽与天然气驱（SAGP），注气体溶剂萃取稠油技术（VAPEX），水平压裂辅助蒸汽驱（FAST）等技术为代表的技术框架。其中大部分技术已经广泛应用于稠油油藏的开发，并取得了显著的效果，少部分前沿技术正处于矿场先导试验阶段或基础研究阶段[11]。 2.1.1蒸汽吞吐采油技术
蒸汽吞吐采油是一种单井作业，在一口井中注入一定量的蒸汽（一般在几百吨以上），随后关井，让蒸汽与油藏岩石进行热交换，然后再开井采油。此过程可循环往复进行，又称循环注蒸汽工艺。
蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术，目前在美国、委内瑞拉、加拿大广泛应用。蒸汽吞吐的机理主要是加热近井地带原油，使之粘度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。它也是我国目前稠油开采的主要方法，全国约有80%的稠油产量是靠蒸汽吞吐工艺获得的。
蒸汽吞吐方法一般分为三个步骤：注蒸汽、焖井、开井生产。
如果产量足够高，在经济上可行，则可循环若干次，直到达到经济极限为止。但每一次蒸汽吞吐后，油层驱油的能量都要降低，原油含量也下降，因此随着周期数的增加，其效果会越来越差，原油产量降低，含水增加[12]。
稠油热采需要投资较多，风险比普通油藏开发大，因此选择适宜于蒸汽吞吐的油藏很重要。为了做好这项工作，需要对油藏地质的各项参数进行研究评价。经综合研究，得出了我国的蒸汽吞吐开采筛选标准（表2-1） 。
在周期性注蒸汽采油过程中，其增产机理是多种多样的，主要的有如下几种： （1）升高油层温度，降低原油粘度；
（2）在注入和吐出的过程中，清除了井筒油层射孔段附近的堵塞，改善了油流渗流条件，增加流体的流动性；
（3）气体的膨胀能驱动原油，降低界面张力，减小水相的相对渗透率； （4）减少残余油饱和度； （5）改善波及效率； （6）提高地层油体积系数。
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表2-1蒸汽吞吐开采筛选标准 参数 1等 普通稠油靠现有技术 原油粘度（油层） 原油密度 储层深度（m） 油层纯厚度（m） 纯总比 φ SW φ?SW 储量系数（103t/km2·m） 等级 2等 特稠油近期技术改进 >50～10000 >0.92 >150～<1400 >10 >0.7 >0.2 >0.5 >0.1 >10 >250 <50000 >0.95 >150～<1600 >10 >0.5 >0.2 >0.5 >0.1 >7 >250 3等 超稠油待技术发展 >50000 >0.98 <1800 >5 >0.5 >0.2 >0.4 >0.08 >7 >200 4等 不适于注蒸汽开采 <5 <0.5 <0.2 <0.4 <0.08 <7 <200 渗透率（10-2um2）
蒸汽吞吐的开采机理和技术措施决定了蒸汽吞吐开采总的趋势是逐步衰减。无论是周期内或周期间，由于油层压力下降、井筒附近油层温度、含水饱和度、渗流条件的变化，油井的产液量、产油量、油汽比随着生产时间的增加而递减。油藏类型不同、技术措施不同、生产历史不同，递减规律有所差异。此外还有以下一些主要特点：
（1）蒸汽吞吐注入的热量仅使井筒周围一定范围的油层加热，加热半径一般为10?30 m，很难超过50 m,以原油加热降粘、改善油的流动性为主，强化了天然驱动能量的作用。因此蒸汽吞吐阶段采收率较低，一般为10%?15%，最大约为30%。
（2）采油速度很高。一般为地质储量的4%?6%，甚至更高。
（3）开采中每个周期内的产量变化幅度较大。有初期的峰值期，有递减期。峰值期为主要产油期，如果油层达到30 m，产量可达100 t/d以上，因而有足够的人工举升能力是很关键的。
但是一般作为蒸汽驱的先导，蒸汽吞吐并没有连续不断的增加油藏的能量，而是依靠注入油藏的热能降低原油粘度。从油藏中驱油入井的动力主要仍来自油藏原有的能量，这同时加速了天然弹性能量的利用，并不能补充驱替能量，而且是单井注入蒸汽开采出原油，基本上不产生井间驱替作用。因而随着循环周期的增加，油层压力的衰减，油藏能量的逐步消耗，产量将大幅度递减，最终结束有效开发期。一般吞吐10周期以后即结束经济开发期。在蒸汽吞吐开采之后，油井
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间还存在大片尚未动用的剩余油，纵向上也存在未动用或动用程度很低的油层段，其采收率仅15%左右，不超过20%。蒸汽吞吐开采阶段的窜绕加剧了油层的非均质。因油层条件、吞吐轮次、吞吐效果的不同，以及井间窜绕，采出程度平面差异大，致使采出不平衡，剩余油饱和度场不均。
中国早在1958年，在新疆克拉玛依黑油山浅油层进行了几口油井的蒸汽吞吐实验；
1985年全国（辽河、新疆克拉玛依、胜利油田）共进行了蒸汽吞吐作业229井次，热采产量75×104t，年油气比1.36t/t；
1990年，全国（辽河、新疆克拉玛依、胜利、河南油田）蒸汽吞吐4358次，热采产量733.4×104t。
1993年蒸汽吞吐9229井次，稠油产量1189×104t（蒸汽吞吐产量1017×104t），占当年全国原油产量的8.5%[13]。
国际上，委内瑞拉技术发展重点放在了改善蒸汽吞吐开采效果的新技术上，其主要稠油开发区位于西部的马拉开波湖，油层浅（400～500m），在该地区实施汽驱开采的效益不够理想。
近年来，为了进一步提高蒸汽吞吐效果，人们采取了两种改进的蒸汽吞吐方式：多井整体蒸汽吞吐和蒸汽+助剂吞吐。多井整体吞吐能有效抑制汽窜，减少汽窜造成的热损失，扩大蒸汽波及范围，同时，注入热量相对集中，升温幅度大，因而，整体吞吐的效果明显好于单井蒸汽吞吐的效果[8]。蒸汽+助剂吞吐中使用的助剂主要有：非凝析气（天然气、氮气、CO2及烟道气）、溶剂（轻质油）及高温泡沫剂（表面活性剂）等等，该方法能够发挥多种驱油机理，综合提高采收率。以上这些新方法能够使蒸汽吞吐油井运用程度提高，吞吐开采周期延长，吞吐采收率由15%提高到20%以上，周期产油量及油汽比可提高1.5倍以上，采出程度可达25%。
2.1.2蒸汽驱采油技术
蒸汽驱油法是一种驱替式采油方法，类似于水驱；是指将蒸汽注入到一口或多口井中，将地下粘度较大的稠油加热降粘，然后在蒸汽蒸馏的作用下，把原油驱向邻近多口生产井采出。由注入井到生产井的过程中，形成几个温度不同的区：蒸汽和冷凝水带、热水带、热油带和原始油带。
蒸汽驱是目前大规模工业化应用的热采技术，成为蒸汽吞吐后提高采收率的有效方法，并取得了良好的效果。蒸汽驱的机理主要是降低稠油粘度，提高原油的流度。蒸汽相不仅由水蒸汽组成，同时也含烃蒸汽，烃汽与蒸汽一起凝结，驱替并稀释前缘原油，从而留下较少的但较重的残余油。因为蒸汽驱是以适当的补
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