油田注汽熱采技術(shù)特點及相關(guān)問題研究

尚月

（遼河油田特種油開發(fā)公司熱注作業(yè)二區(qū)，遼寧 盤錦 124010）

1 稠油熱采技術(shù)綜述

稠油熱采技術(shù)是油田開發(fā)中多專業(yè)配套技術(shù)，它包括：油藏精細描述技術(shù)、油藏熱采篩選和熱采可行性評價技術(shù)、利用油藏物理模擬和數(shù)值模擬進行熱采機理研究和油藏工程優(yōu)化設(shè)計研究技術(shù)、熱采井鉆井完井技術(shù)、熱采井防砂技術(shù)、稠油測井系列和解釋技術(shù)、井筒注汽隔熱技術(shù)、高溫測試技術(shù)、熱力開采條件下采油工藝和油層改造技術(shù)、高溫條件下地面注、采、輸技術(shù)，利用水平井熱力開采稠油技術(shù)和稠油熱采經(jīng)濟評價技術(shù)等。

稠油注蒸汽熱力采油具有投資高、技術(shù)難度大和經(jīng)濟風險大的特點。為此，對稠油油藏進行是否適合注蒸汽熱采的評價篩選工作就顯得十分重要。注蒸汽熱采主要有兩種開采方式：一是蒸汽吞吐方式（或稱循環(huán)注蒸汽）；二是蒸汽驅(qū)方式。

2 蒸汽驅(qū)的原理及其優(yōu)缺點

2.1 蒸汽驅(qū)的原理

蒸汽驅(qū)的作用機理：（1）熱蒸汽降粘機理。（2）蒸汽帶冷凝區(qū)溶解降粘機理，冷凝區(qū)的混合物的粘度比蒸汽粘性大，降低指進，提高驅(qū)替和清洗效率。（3）汽液聯(lián)合驅(qū)動機理，注入的蒸汽不斷向地層散熱，干度下降，水分增加，形成汽液聯(lián)合驅(qū)動。（4）蒸汽蒸餾輕烴產(chǎn)生混相驅(qū)替機理。

2.2 蒸汽驅(qū)的優(yōu)缺點

蒸汽驅(qū)油最大的缺點就是成本高，適用范圍有限制。如生產(chǎn)井與注入井的井距比常規(guī)井距小，一般為100～150米。尤其我國油藏地質(zhì)條件復雜，多數(shù)稠油油藏深度超過1000米。由于深度大，引起了一系列工藝技術(shù)上的難點，例如由于井深，井筒隔熱技術(shù)要求高。目前蒸汽驅(qū)油還沒有形成規(guī)模。

3 注汽干線存在的問題及采取的措施

3.1 注汽管線存在問題的原因

注汽管線不達標的原因，可能有以下幾個方面：（1）設(shè)計過程缺少計算；（2）操作工素質(zhì)較低；（3）設(shè)計計算方法有誤；（4）注汽管線使用年限過長；（5）蒸汽質(zhì)量較差；（6）蒸汽類別改變；（7）設(shè)計規(guī)范的變化。規(guī)范的變化，會導致設(shè)計與后期生產(chǎn)中出現(xiàn)一系列的問題，因此必須引起高度重視。

3.2 采取的措施

（1）設(shè)計單位要按照新規(guī)范《稠油注汽系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范》（SY/T0027-2007）進行設(shè)計。根據(jù)過熱蒸汽參數(shù)，確定注汽干線壁厚，為改造提供依據(jù)；（2）編制注汽干線改造工程方案。河南油田井樓某稠油區(qū)塊新建注汽管線均將過熱蒸汽作為介質(zhì)，設(shè)計壓力為11.27MPa，設(shè)計溫度為 400 ℃；（3）更換壁厚不能滿足輸送過熱蒸汽的部分管段；（4）配套和完善注汽站的水處理系統(tǒng)、除氧器和蒸汽排放系統(tǒng)，以提高出站蒸汽質(zhì)量。

4 稠油熱采新技術(shù)研究應用

特超稠油過熱蒸汽熱采新技術(shù)研究與應用就是為實現(xiàn)注汽鍋爐"煤代油"，降低稠油開發(fā)注汽系統(tǒng)運行成本，改善特超稠油熱采開發(fā)效果，有效動用超稠油難采儲量，為特超稠油開采模式的轉(zhuǎn)變提供條件。該研究方向主要開展了燃煤過熱蒸汽注汽鍋爐及配套技術(shù)，特超稠油過熱蒸汽熱采機理及注采優(yōu)化，特超稠油過熱蒸汽注采配套工藝技術(shù)等方面的研究，形成了特超稠油過熱蒸汽開采的油藏工程、采油工程和地面工程綜合配套技術(shù)。這些技術(shù)是特超稠油熱采領(lǐng)域的一項新的熱采技術(shù)、工藝和方法，即采用燃煤注汽鍋爐替代燃油注汽鍋爐，采用過熱蒸汽進行特超稠油開發(fā)。

該項目取得的燃煤過熱蒸汽注汽鍋爐及配套、過熱蒸汽分配和計量、特超稠油油藏過熱蒸汽開采模式優(yōu)化、特超稠油高周期過熱蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化等一系列特超稠油過熱蒸汽熱采技術(shù)成果，在井樓油田得到了應用。2009年，在井樓油田新建了一座燃煤注汽站，安裝一臺額定蒸發(fā)量每小時75噸、額定注汽壓力9.8兆帕、額定過熱蒸汽溫度380℃左右的燃煤過熱蒸汽注汽鍋爐及配套系統(tǒng)。投運以來一直連續(xù)運行至今，注汽鍋爐及配套輔助設(shè)施和系統(tǒng)、注汽管線運行穩(wěn)定、操作方便，燃煤過熱蒸汽注汽鍋爐的各項運行參數(shù)均達到或超過了設(shè)計指標，每小時75噸燃煤過熱蒸汽注汽鍋爐與燃油濕飽和注汽鍋爐相比，注汽單位成本費用降低31.9%。井樓油田薄層特超稠油油藏，后續(xù)吞吐周期應用過熱蒸汽吞吐，開發(fā)效果明顯改善，蒸汽吞吐平均日產(chǎn)油提高1.5倍，峰值日產(chǎn)油提高1.9倍，綜合含水下降13個百分點，蒸汽吞吐生產(chǎn)期延長2-3個周期，采收率提高7.5個百分點，油氣比由0.23提高到0.34，取得了顯著的應用效果。在驗收中，中石化集團公司驗收組專家認為：該項目的研究成果，與國內(nèi)外同類技術(shù)相比，具有較高的創(chuàng)新性、先進性和實用性。特別是額定蒸發(fā)量為每小時75噸，額定壓力9.8兆帕，過熱蒸汽溫度380℃左右燃煤過熱蒸汽注汽鍋爐在國內(nèi)外是首次研制；同時在國內(nèi)首次形成了特超稠油過熱蒸汽開采的油藏工程、采油工程和地面工程綜合配套技術(shù)，效果良好、意義重大。

5 稠油熱采技術(shù)的發(fā)展

熱采發(fā)展趨勢對于那些不宜轉(zhuǎn)汽驅(qū)開采的蒸汽吞吐油藏，如何在蒸汽吞吐后期進一步提高采收率，延長蒸汽吞吐的經(jīng)濟開采期，是高輪次吞吐階段的重要研究內(nèi)容。可采取的方法主要有：打加密蒸汽吞吐井；采用分層注采技術(shù)；打水平井或側(cè)鉆水平井進行蒸汽吞吐;采用多井整體吞吐方式；采用蒸汽+助劑吞吐技術(shù)等。其中，針對特、超稠油開采試驗推廣的CO2輔助蒸汽吞吐技術(shù)在遼河油區(qū)已經(jīng)見到了明顯效果。SAGD、VAPEX、熱電聯(lián)供等技術(shù)有望成為蒸汽吞吐后經(jīng)濟的接替技術(shù)。

蒸汽輔助重力泄油 (SAGD)技術(shù)可以將稠油采收率再提高25%以上，隨著水平井技術(shù)的不斷提高，軌跡控制能力能夠滿足SAGD的要求，應在完井方式、管柱強度上進一步深入研究，使其成為開發(fā)稠油最有希望的方法之一。重力泄油理論和水平井技術(shù)發(fā)展了 SAGD、SA GP、VAPEX、COSH技術(shù)。今后，這種發(fā)展的勢頭仍將保持下去?，F(xiàn)在的稠油開采越來越傾向于水平井和復合井技術(shù)的應用。與常規(guī)井相比，水平井具有提高生產(chǎn)能力、加快開采速度和降低底水錐進等優(yōu)點。復合井通過復雜的井結(jié)構(gòu)引入一種新思路，通過較多的側(cè)向井進入到以前未被捕集到是原油帶，與直井甚至單個水平井相比，復合井具有更多的優(yōu)勢。

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