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稠油油藏概述
蒸汽辅助重力泄油技术、稠油出砂冷采技术、稠油气体溶剂超临界萃取冷采技术、重力辅助火烧油层技术、电磁波热采技术等。如美国加利福尼亚外I Kern River油田和印度尼西亚Duf油田的大型蒸汽驱项目。采收率高达55%～70%，油汽比均超过0.25，开采效果好、经济效益高。美国、加拿大在稠油开发和开采方面，包括蒸汽驱热能管、油藏监测等都处于国际领先水平。
我国自20世纪90年代以来就在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验，目前我国的稠油油藏蒸汽吞吐技术已基本配套，形成了深达1600m的蒸汽吞吐系列，成为我国稠油开采的主导技术，而且在今后若干年中仍将继续发挥主导作用。稠油蒸汽吞吐在高轮次开采情况下产量递减加快。“九五”递减总量比“八五”增加了212万t。而新井产量占基础井的比例由72%降为38%，在这种情况下，一方面通过加大措施工作量，使措施增产比例由40%加大到46%，多增油163万t；另一方面应用改进的蒸汽吞吐技术，如分层注汽、投球选注等，改善蒸汽波及体积，使纵向动用程度由“八五”初期的40%左右提高到60%，在极端困难的条件下实现了稠油产量稳中有增。
与此同时，还发展了普通稠油油藏注水后转注蒸汽开发的新技术，扩大了热采领域。
在稠油吞吐转驱方面，新疆浅层稠油蒸汽驱矿场试验已获成功，蒸汽驱井组从1995年的252扩大到557个。2000年气驱产量为91.254万t，油汽比（OSR）将达到0.22。在辽河油区发展了超稠油蒸汽吞吐配套技术，超稠油生产能力已达到100万t以上。截止2002年底，我国应用热力开采技术已累计动用地质储量12.6亿t，当年产量1267t。使我国成为世界第四大稠油生产国。
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1.5 本章小结
本章主要介绍了稠油的定义及划分标准，分析了稠油的特点，国内外稠油的分布以及国内外稠油提高采收率技术发展情况。
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提高稠油采收率的主要方法和机理
第2章 提高稠油采收率的主要方法和机理
稠油自20世纪50年代开始工业化生产，在短短的40多年时间里，稠油开采发展很快。就目前稠油开采技术而言，稠油油藏开采可分为热采和冷采两类。其中主要以蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、化学降粘等方法为主，同时也开展了许多新的技术。
2.1 注蒸汽热采技术
2.1.1 蒸汽吞吐
蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油技术。 2.1.1.1 蒸汽吞吐采油机理
蒸汽吞吐技术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[2]。 2.1.1.2 蒸汽吞吐采油技术工艺
蒸汽吞吐的工艺过程是先向油井注入一定量的蒸气，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产，即在同一口井进行注入蒸汽、关井浸泡（闷井）及开井生产3个阶段，蒸汽吞吐工艺描述如图2-1。注入蒸汽的量以及闷井的时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井筒热损失等条件预先设计好的[2]。
吞
通常注入蒸汽的数量按水当量计算，注入蒸汽的干度要高，井底蒸汽干
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油管 图2-1 蒸汽吞吐工艺
蒸汽注入 封隔器 流体采出 蒸汽 油砂层 吐 提高稠油油藏采收率的主要方法和机理
度要求达到50以上；注入压力及速度以不超过油藏破裂压力为上限。 2.1.1.3 蒸汽吞吐油藏筛选标准
适于蒸汽吞吐开采技术的油藏筛选标准见表2-1。
表2-1 适于蒸汽吞吐油藏筛选标准 油藏参数 原油粘度（油层），mPa·s 原油密度，g/cm3 油层深度，m 油层厚度，m 净总厚度比 孔隙度，% 原始含油饱和度Soi，% 孔隙度×原始含油饱和度 渗透率，md
筛选标准 50～10000 ＞0.9200 150～1600 ＞10 ＞0.4 ≥20 ≥50 ≥0.1 ≥200 [5]
2.1.1.4 蒸汽吞吐采油技术进展
稠油油藏蒸汽吞吐开发是目前稠油注蒸汽开发的主要方法，约占稠油总产量的80%。蒸汽吞吐几乎对各种类型的稠油油藏都有增产效果，年采油速度数倍于常规采油方法，一般达到3%～8%。因此，不仅产量增加快，而且投资回收快，经济效益好。近几年蒸汽吞吐技术的发展主要在于使用各种助剂改善吞吐效果。该技术是20世纪80年代在委内瑞拉发展起来的，注入的助剂主要有天然气、溶剂及高温泡沫剂。 2.1.1.5 蒸汽吞吐采油技术存在问题及解决办法
由于蒸汽吞吐见效快，容易控制，工作灵活，因而得到了快速发展。但一般经过几个周期的连续吞吐，含水饱和度的增加使油水比上升，吞吐效果将逐渐变差。
目前蒸汽吞吐技术存在的问题及解决的办法有： （1）热采完井及防砂技术
热采完井方面主要存在的问题是套管变形。针对出砂这一问题，通常采
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提高稠油油藏采收率的主要方法和机理
用的方法是利用绕丝管砾石充填防砂，但这种方法对细粉砂效果差，多次吞吐后易失败。
（2）注汽井筒隔热技术
针对注汽过程中热量损失问题，研究应用了隔热技术，如使用超级隔热油管、绝热同心连续油管、隔热接箍、环空密封、喷涂防辐射层。
（3）注汽监控系统
在注汽过程中，需要监测和控制蒸汽参数，以提高注汽的应用效果。为此，可应用地面水蒸汽流量、干度测量技术，地面水蒸汽分配与调节技术，井下压力、温度、流量、干度等注汽参数检测技术等[2]。 2.1.2 蒸汽驱
注蒸汽采油有两个阶段，一是蒸汽吞吐，另一是蒸汽驱。蒸汽驱开采是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采后接着为进一步提高原油采收率的主要热采阶段。因为只进行蒸汽吞吐开采时，只能采出各个油井井点附近油层中的原油，井间留有大量的死油区，一般原油采收率仅为10%～20%，损失大量可采储量。
采用蒸汽驱开采技术时，由注入井连续注入高干度蒸汽，注入油层中的大量热能将油层加热，从而大大降低了原油粘度，而且注入的热流体将原油驱动至周围的生产井中，可采出更多原油，使原油采收率增加20%～30%[6]。 2.1.2.1 蒸汽驱采油机理
蒸汽驱技术机理主要是降低稠油粘度，提高原油流度。蒸汽相不仅由水蒸汽组成，同时也含烃蒸汽。烃蒸汽与水蒸气一起凝结，驱替并稀释前缘原油，从而留下较少或较重的残余油。 2.1.2.2 蒸汽驱采油技术工艺
常规的蒸汽驱工艺过程是指从一口井注入蒸汽，然后从另一口井开采原油的方法，也就是注汽井持续注汽而从相邻的生产井采油。与蒸汽吞吐相比，蒸汽驱油需要经过较长时间的注入才能见到效果，费用大、回收时间长[2]。 2.1.2.3 蒸汽驱开采的油藏筛选标准
适于蒸汽驱开采技术的油藏筛选标准见表2-2。
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