稠油熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)中海油服

稠油熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)中海油服第1頁(yè)/共50頁(yè)內(nèi)容二、稠油熱采在國(guó)內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例三、海上稠油油田開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題四、熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路一、稠油蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)技術(shù)介紹第2頁(yè)/共50頁(yè)1）全球稠油開(kāi)發(fā)狀況可采儲(chǔ)量約4000億噸，是常規(guī)原油可采儲(chǔ)量（1500億噸）的2.7倍。經(jīng)20余年的發(fā)展，重油、瀝青砂的年產(chǎn)量由2000萬(wàn)噸上升到近億噸。

熱采—蒸汽吞吐自82年遼河高升油田試驗(yàn)成功以來(lái)，已成為稠油開(kāi)采主要技術(shù)，產(chǎn)量從85年的75萬(wàn)噸上升并穩(wěn)定在97以后1100萬(wàn)噸水平，熱采井?dāng)?shù)達(dá)到9000余口。自85年起，先后建成遼河、新疆、勝利、河南4個(gè)稠油生產(chǎn)基地，投入開(kāi)發(fā)的地質(zhì)儲(chǔ)量超過(guò)8億噸。2）中國(guó)稠油開(kāi)發(fā)狀況（陸地）累計(jì)發(fā)現(xiàn)70多個(gè)稠油油田，總地質(zhì)儲(chǔ)量約12億方，年產(chǎn)量從85年的100萬(wàn)噸上升到1300萬(wàn)噸，占陸上原油總產(chǎn)量的9％，已累計(jì)生產(chǎn)逾億噸。1、全球及中國(guó)陸上稠油開(kāi)發(fā)形勢(shì)第3頁(yè)/共50頁(yè)1)稠油中的膠質(zhì)與瀝青含量高，輕質(zhì)餾分很少，因此相對(duì)密度及粘度比較高；粘度是影響稠油采收率的主要因素，稠油冷采，由于粘度高，在油層條件下流動(dòng)性差，導(dǎo)致低采收率。2)稠油粘度對(duì)溫度非常敏感，隨溫度增加，粘度很快下降。在國(guó)際上通用的稠油標(biāo)準(zhǔn)粘度－溫度坐標(biāo)圖上，無(wú)論哪個(gè)油田粘－溫曲線斜率幾乎一樣，這表明了稠油對(duì)溫度敏感性的一致規(guī)律（包括海上稠油油田）；2、稠油與普通原油的主要差別第4頁(yè)/共50頁(yè)圖式油田在油層溫度下的脫氣原油粘度從幾百到幾十幾萬(wàn)毫帕秒，但在2500C時(shí)，粘度可降到10毫帕秒以下，即稀油狀態(tài)。這就是稠油熱采方法可以順利開(kāi)采的依據(jù)所在。20406080100120140160200180220240260溫度0C75綏中36-1秦皇島32-6錦州9-3曙一區(qū)1-36-234曙一區(qū)35-330曙一區(qū)35-32單家寺2-6單2單53100000002000020001000050001050000001000000200000500001000500200100504030201586粘度mPa.s我國(guó)幾個(gè)主要稠油油田的粘－溫曲線當(dāng)溫度升高至170-210oC，JZ9-3、QHD32-6、SZ36-1油田原油粘度降到6mPa.s。根據(jù)達(dá)西定律初略估算，在此溫度范圍，由于三個(gè)油田原油粘度是冷采粘度的1/3-1/10，所以熱采單井產(chǎn)量將是冷采的3－10倍以上，而熱采的熱水或蒸汽一般可達(dá)到200-300oC以上，由此可見(jiàn)降粘增產(chǎn)效果。第5頁(yè)/共50頁(yè)3、稠油分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)及開(kāi)采方式第6頁(yè)/共50頁(yè)

蒸汽吞吐采油又叫周期性注氣或循環(huán)注蒸汽采油方法，即對(duì)稠油油井注進(jìn)高溫高壓濕飽和蒸汽，將油層中一定范圍內(nèi)的原油加熱降粘后，回采出來(lái)，即吞進(jìn)蒸汽，吐出原油。分三個(gè)階段：4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理注蒸汽階段燜井階段開(kāi)井回采階段蒸汽帶蒸汽凝結(jié)帶加熱帶冷原油冷原油加熱帶蒸汽凝結(jié)帶蒸汽帶流動(dòng)原油及蒸汽凝結(jié)水加熱帶冷原油第7頁(yè)/共50頁(yè)注入蒸汽開(kāi)井回采燜井

每米油層注入70－120噸水當(dāng)量蒸汽，注10－20d，井底蒸汽干度要求達(dá)到50％以上，注入壓力（溫度）及速度不超過(guò)油層破裂壓力。

關(guān)井燜井幾天，蒸汽與孔隙介質(zhì)中的原油進(jìn)行熱交換，使蒸汽完全凝結(jié)為熱水，避免開(kāi)井回采時(shí)熱能利用率降低。燜井太長(zhǎng)會(huì)增加向頂?shù)讓拥臒釗p失。開(kāi)井采油。第一周期，油層處于原始?jí)毫λ剑_(kāi)井回采時(shí)能夠自噴生產(chǎn)一段時(shí)間，峰值產(chǎn)量較高。當(dāng)不能自噴時(shí)，立即下泵轉(zhuǎn)抽。隨著回采時(shí)間延長(zhǎng)，油層逐漸降溫，流向井底地帶及井底的原油粘度逐漸升高，原油產(chǎn)量逐漸下降，當(dāng)降到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量時(shí)，結(jié)束該周期生產(chǎn)，進(jìn)行下一周期蒸汽吞吐。第8頁(yè)/共50頁(yè)

一般蒸汽吞吐周期可達(dá)6－10次。每個(gè)周期的采油期由幾個(gè)月到一年左右，每個(gè)周期內(nèi)的產(chǎn)量變化幅度較大，有初期的峰值期，有遞減期，周期產(chǎn)量呈指數(shù)遞減規(guī)律。峰值期是主要產(chǎn)油期，因?yàn)槭侵鹬芷谙挠蛯幽芰?，油井及整個(gè)油藏的產(chǎn)油量必然逐次遞減，這是主要的生產(chǎn)規(guī)律。369121518212427303335305010峰值產(chǎn)量第三周期第一周期第二周期月日產(chǎn)油量t常規(guī)采油注蒸汽注蒸汽注蒸汽蒸汽吞吐周期生產(chǎn)動(dòng)態(tài)示意圖第9頁(yè)/共50頁(yè)稠油油藏進(jìn)行蒸汽吞吐開(kāi)采的增產(chǎn)效果非常顯著，其主要機(jī)理如下：4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）1）加熱降粘作用稠油的突出特性是對(duì)溫度非常敏感。當(dāng)向油層注入250－350oC高溫高壓蒸汽和熱水后，近井地帶內(nèi)的油層和原油被加熱。加熱帶的原油粘度大幅度降低到幾毫帕秒，原油流動(dòng)阻力大大減小，流動(dòng)系數(shù)成幾倍到幾十倍的增加，油井產(chǎn)量必然增加許多倍。2）加熱后油層彈性能量的釋放對(duì)于壓力較高的油層，油層的彈性能量在加熱油層后充分釋放出來(lái)，成為驅(qū)油能量。第10頁(yè)/共50頁(yè)3）重力驅(qū)作用對(duì)于厚油層，熱原油流向井底時(shí)，除油層壓力驅(qū)動(dòng)外，還受到重力驅(qū)動(dòng)作用。4）回采過(guò)程中吸收余熱被加熱的原油及蒸汽凝結(jié)水采出，帶走大量熱能，加熱帶附近的冷原油將以較低流速補(bǔ)充到降壓的加熱帶，吸收油層、頂蓋層及夾層中的余熱而降低粘度繼續(xù)流到井筒，因而生產(chǎn)可以延長(zhǎng)很長(zhǎng)時(shí)間。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第11頁(yè)/共50頁(yè)5、地層的壓實(shí)作用當(dāng)?shù)貙硬沙龃罅恳后w時(shí)，油層壓力降低很多，會(huì)產(chǎn)生地面沉降現(xiàn)象，地層壓實(shí)作用能驅(qū)出一定量的原油。6、蒸汽吞吐過(guò)程中的油層解堵作用注入蒸汽加熱油層及原油大幅度降粘后，在開(kāi)井回采時(shí)改變了液流方向，油、蒸汽及冷凝水在放大生產(chǎn)壓差條件下高速流入井筒，將近井眼地帶的堵塞物排出，大大改善了油井滲流條件。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第12頁(yè)/共50頁(yè)7、蒸汽膨脹的驅(qū)動(dòng)作用在回采降低井底壓力過(guò)程中，蒸汽將大大膨脹，另外，部分高壓凝結(jié)熱水則由于突然降壓閃蒸為蒸汽，蒸汽可驅(qū)動(dòng)原油流向井筒。8、溶劑抽提作用原油在高溫下產(chǎn)生一定程度的裂解，使輕餾分增多，可溶解部分原油。9、改善油相滲透率的作用

在高溫下，砂礫表面的瀝青膠質(zhì)性油膜破壞，巖石潤(rùn)濕性發(fā)生改變（由原來(lái)的親油或強(qiáng)親油變?yōu)橛H水或強(qiáng)親水），油層對(duì)油與水的相對(duì)滲透率發(fā)生變化，油相滲透率增加，水相滲透率降低，束縛水飽和度增加。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第13頁(yè)/共50頁(yè)10）預(yù)熱作用在多周期吞吐中，上周期回采留下的余熱對(duì)下周期吞吐起到預(yù)熱作用，有利下周期的增產(chǎn)。生產(chǎn)中常發(fā)現(xiàn)第二周期的峰值產(chǎn)量較初次吞吐高。11）放大壓差的作用蒸汽吞吐增產(chǎn)機(jī)理發(fā)揮效力的必要條件是放大壓差采油。要盡力在開(kāi)采回采初期放大生產(chǎn)壓差，即將井底流動(dòng)壓力或流動(dòng)液面降到油層位置。12）邊水的影響邊水稠油油藏，在蒸汽吞吐采油過(guò)程中，隨著油層壓力下降，邊水向開(kāi)發(fā)區(qū)推進(jìn)驅(qū)油，一定程度上補(bǔ)充壓力，成為驅(qū)動(dòng)能量之一，有增產(chǎn)作用。4、熱采（蒸汽吞吐）機(jī)理（續(xù)）第14頁(yè)/共50頁(yè)5、熱采井對(duì)固井完井的特殊要求1）采用硬度高的套管如N80或更好的如TP100H套管；2）可在靠近油層處的套管上加裝套管伸縮器；3）采用耐熱水泥固井（主要成分：石英砂）；4）固井時(shí)在井口提拉一定予應(yīng)力（套管地錨或雙凝水泥法）；5）水泥返高至地面；6）選擇合適的防砂方式，控制出砂。熱采井高溫及溫度劇烈變化導(dǎo)致不可逆的軸向應(yīng)力所引起的不可恢復(fù)的套管變形，是套損的主要原因，出砂也是套損重要原因。在固井完井中要考慮的防套損的主要措施如下：第15頁(yè)/共50頁(yè)6、蒸汽吞吐對(duì)采油工藝要求3）其它配套稠油舉升工藝技術(shù)，如對(duì)常規(guī)稠油采用“大機(jī)、長(zhǎng)泵、粗管、深下、摻油”等抽稠工藝。1）井筒注汽隔熱管柱2）環(huán)空注氮?dú)飧魺嵊蛯佑蛯佑蛯佑蛯訜崃Ψ飧羝魃炜s管隔熱管第16頁(yè)/共50頁(yè)4）適合于海上平臺(tái)的稠油熱采舉升機(jī)械：新型立式長(zhǎng)沖程有桿泵抽油機(jī)沖程5～8m，最大排量150m3/d，電耗是同排量電潛泵的1/3；底座2.04×2.14m，高12m,可用于海上平臺(tái)。6、蒸汽吞吐對(duì)采油工藝要求（續(xù)）新型立式長(zhǎng)沖程有桿泵抽油機(jī)第17頁(yè)/共50頁(yè)7、蒸汽吞吐地面流程及設(shè)備鼓風(fēng)機(jī)水罐油罐水處理器供油泵蒸汽發(fā)生器增壓泵

蒸汽鍋爐熱采井口隔熱油管高溫封隔器第18頁(yè)/共50頁(yè)車(chē)載式鍋爐-野外作業(yè)用

設(shè)備參數(shù)1、蒸汽發(fā)生量：11.5t/h；2、壓力：18.2MPa；3、蒸汽干度：80％；4、熱效率：大于80％；5、尺寸：15.35×3.04×5.625m；6、重量：41.10t7、配備相應(yīng)的車(chē)載式水處理器車(chē)載式鍋爐內(nèi)景注熱站23t/h水處理器(7.4×3.3×3.5m，7.24t)注熱站23t/h蒸汽鍋爐正在燃燒的爐膛情景－可以看見(jiàn)火焰和盤(pán)管第19頁(yè)/共50頁(yè)8、蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果的主要評(píng)價(jià)指標(biāo)1）周期產(chǎn)油量及吞吐階段累積采油量；2）周期原油蒸汽比及吞吐階段累積油汽比，極限油氣比；3）采油速度：年采油量占開(kāi)發(fā)區(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量的百分?jǐn)?shù)；4）周期回采水率及吞吐階段回采水率；5）階段油層壓力下降程度；6）原油生產(chǎn)成本；7）吞吐階段采收率；8）油井生產(chǎn)時(shí)率和利用率。第20頁(yè)/共50頁(yè)內(nèi)容一、稠油蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)技術(shù)介紹三、海上稠油油田開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題四、熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路二、稠油熱采在國(guó)內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例第21頁(yè)/共50頁(yè)委內(nèi)瑞拉馬拉開(kāi)波湖上Bachaquero-01油田

與岸上部分相連。湖區(qū)面積79km2,儲(chǔ)量1億噸，地下原油粘度635mPa?s，油層埋深910m，水深50m。疏松砂巖油層，滲透率3000md，孔隙度33.5％，厚度60m。一次采油（冷采）采出12.6％。70年代初－95年，共有325口井進(jìn)行蒸汽吞吐作業(yè)860井次。1997年開(kāi)井285口，日產(chǎn)油6360t/d，年產(chǎn)230×104t，單井日產(chǎn)22.3t/d，共增產(chǎn)1248×104t。1995年有2口井側(cè)鉆水平井（400m）進(jìn)行蒸汽吞吐成功。一口井吞吐產(chǎn)量48t/d，冷采9.5t/d；另一口吞吐產(chǎn)量80t/d，冷采19t/d，熱采較冷采增產(chǎn)3倍。湖上注汽鍋爐（550t/d）及水處理裝置安裝在平底駁船上。第22頁(yè)/共50頁(yè)70年正式勘探開(kāi)發(fā)，80年公布油田建成，86年產(chǎn)量突破1000萬(wàn)噸，95年達(dá)1552萬(wàn)噸（為歷史最高水平），目前年產(chǎn)1300萬(wàn)噸。以稠油開(kāi)采為主，稠油儲(chǔ)量逾6億噸，大部份是稠油井，均要求進(jìn)行熱力開(kāi)采，稠油在整個(gè)油田的開(kāi)發(fā)中占主導(dǎo)地位。目前稠油年產(chǎn)量800萬(wàn)噸，其中熱采產(chǎn)量690萬(wàn)噸，分別占全國(guó)62％和63％。遼河油田歡喜嶺油區(qū)錦45塊是中國(guó)最大的稠油生產(chǎn)基地，其技術(shù)代表了中國(guó)稠油開(kāi)發(fā)水平。20余年的摸索和發(fā)展，形成了系統(tǒng)的稠油（熱采）開(kāi)發(fā)及鉆、完、采、注、修、測(cè)試等配套的技術(shù)工藝。1、遼河油田整體開(kāi)發(fā)狀況第23頁(yè)/共50頁(yè)投產(chǎn)時(shí)間：1985年油藏類(lèi)型：層狀砂巖邊底水稠油藏含油面積：9.0km2地質(zhì)儲(chǔ)量：5697×104t油藏埋深：890-1180m開(kāi)發(fā)層系：四套有效厚度：34m地下原油粘度：494-7697mPa.s

油井總數(shù)：1059口2、歡喜嶺油區(qū)錦45塊熱采開(kāi)發(fā)情況開(kāi)采現(xiàn)狀（03年底）油井：1059口開(kāi)井：857口日產(chǎn)液：11878t，日產(chǎn)油：2823t綜合含水：76.2%累產(chǎn)水：3721.5×104t單井平均吞吐：9.2輪次累產(chǎn)油：1695.8×104t累注汽：2979.6×104t采油速度：1.81%采出程度：29.76%采出可采儲(chǔ)量：84.87%回采水率：127.1%累計(jì)油汽比：0.57年度油汽比：0.39目前地層壓力：3.1MPa第24頁(yè)/共50頁(yè)全面吞吐開(kāi)發(fā)井網(wǎng)加密，綜合調(diào)整遞減階段通過(guò)系統(tǒng)的工藝技術(shù)措施，油田出現(xiàn)了第二次蒸汽吞吐產(chǎn)量高峰，穩(wěn)產(chǎn)已超過(guò)17年。第25頁(yè)/共50頁(yè)1）采油速度高，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長(zhǎng)。方案設(shè)計(jì)是1.0%～1.5%，穩(wěn)產(chǎn)8年。實(shí)際是1.66%，已穩(wěn)產(chǎn)17年，目前1.81%;2）采注比和回采水率高，壓降幅度大。采注比1.90/1.74；回采水率（126.89%）/（162.4%）；目前地層壓力3.1MPa，壓降幅度達(dá)68%。4）油藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度和吞吐采收率不斷提高;5）油汽比高，經(jīng)濟(jì)效益好

：初期油氣比大于1，累計(jì)油汽比0.62，目前0.40（極限油汽比0.25）。錦45塊蒸汽吞吐效果評(píng)價(jià)采收率+15.1%（17.2%↗32.3%），可采儲(chǔ)量+939×104t。第26頁(yè)/共50頁(yè)內(nèi)容一、稠油蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)技術(shù)介紹二、稠油熱采在國(guó)內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例四、熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路三、海上稠油油田開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題第27頁(yè)/共50頁(yè)渤海幾大稠油油田，屬典型普通稠油油藏，采用冷采（注水）開(kāi)發(fā)，層間、層內(nèi)矛盾突出，含水上升快，高速開(kāi)采使稠油冷采的各種問(wèn)題更加嚴(yán)重，采出程度低，標(biāo)定采收率低，SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6標(biāo)定采收率分別為19％、21％、11.8％，稠油冷采導(dǎo)致大量可采儲(chǔ)量的損失。（國(guó)內(nèi)稠油油藏的采收率一般在20－30％，美、印尼、委、加等國(guó)高達(dá)50－55％）1、渤海主要稠油油田情況第28頁(yè)/共50頁(yè)1）注入水竄進(jìn)嚴(yán)重稠油油田注水開(kāi)發(fā)，油水粘度比高，注入水竄進(jìn)嚴(yán)重，驅(qū)油效率低，含水上升快，油井產(chǎn)量遞減快，采收率低。渤海各油田含水與采出程度關(guān)系圖0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%22%24%26%28%30%采出程度含水QHD32-6SZ36-1JZ9-3CBQK17-22、渤海稠油油田開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題第29頁(yè)/共50頁(yè)2）邊底水錐進(jìn)嚴(yán)重秦皇島32－6油田邊底水竄進(jìn)、錐進(jìn)十分嚴(yán)重，有發(fā)生暴性水淹，損失大量可采儲(chǔ)量的危險(xiǎn)。3）油層污染油井在鉆井、完井、生產(chǎn)及井下作業(yè)中，造成油層損害，膠質(zhì)瀝青沉積、腐蝕物等堵塞油層，導(dǎo)致產(chǎn)量下降，部分產(chǎn)能損失。措施上普遍采用酸化解堵，作用單一，效果有限，易產(chǎn)生二次污染及出砂。4）油井出砂油層較疏松，出砂嚴(yán)重，防砂襯管壽命有限，損壞、失效、卡堵后，低效生產(chǎn)，修井困難。2、渤海稠油油田開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題（續(xù)）第30頁(yè)/共50頁(yè)5）注水井試注工藝不完善采取冷洗冷注，有些井注水吸水量不足、油層有污染、分層啟動(dòng)壓力有差異，導(dǎo)致吸水剖面差異大，后續(xù)大段分層配水效果不理想。

6）某些邊部油井或區(qū)塊,原油粘度高,注水開(kāi)發(fā)效果差,經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)增大2、渤海稠油油田開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題（續(xù)）以上問(wèn)題，尤其是水竄、水錐、污染、出砂，嚴(yán)重影響已開(kāi)發(fā)區(qū)塊原油產(chǎn)量的穩(wěn)定，遞減率逐年加大，含水上升速度加快，設(shè)計(jì)產(chǎn)量計(jì)劃及采收率等指標(biāo)很難實(shí)現(xiàn)，將影響渤海油區(qū)總體產(chǎn)量的增長(zhǎng)目標(biāo)。如何解決這些問(wèn)題，以及如何在后續(xù)的稠油油田開(kāi)發(fā)中減輕或防止這些問(wèn)題？對(duì)于在生產(chǎn)油田推薦注熱、氮?dú)獠捎偷仍霎a(chǎn)工藝，對(duì)于后續(xù)稠油油田的開(kāi)發(fā)推薦熱采開(kāi)發(fā)模式。第31頁(yè)/共50頁(yè)內(nèi)容一、稠油蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)技術(shù)介紹二、稠油熱采在國(guó)內(nèi)外的應(yīng)用實(shí)例三、海上稠油油田開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題四、熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)在海上稠油油田的應(yīng)用思路第32頁(yè)/共50頁(yè)1）熱采是國(guó)內(nèi)陸地油田及國(guó)外針對(duì)稠油采用的主要開(kāi)發(fā)技術(shù)，相對(duì)于冷采，可以大幅提高采收率和采油速度；2）海洋油田稠油占70％，稠油開(kāi)發(fā)地位舉足輕重。很多稠油油田都超出了注水開(kāi)發(fā)適應(yīng)范圍和條件（原油地下粘度應(yīng)小于150mpas），進(jìn)行熱采先導(dǎo)試驗(yàn)，為提高稠油油田（如NB35-2、LD等）采收率、增加可采儲(chǔ)量、開(kāi)發(fā)邊際油田、小油田準(zhǔn)備新的、更有效的技術(shù)手段，開(kāi)創(chuàng)海洋稠油開(kāi)發(fā)的新局面。1、海上油田進(jìn)行熱采先導(dǎo)試驗(yàn)的意義第33頁(yè)/共50頁(yè)遼河油田油層主要分布在第三系的明化鎮(zhèn)、館陶、東營(yíng)和沙河街組，儲(chǔ)層巖性以各種類(lèi)型砂巖為主；地質(zhì)分層、油層分布、儲(chǔ)層巖性與渤海油田基本一致。共同的油藏特征是地層膠結(jié)差，生產(chǎn)中極易出砂。油藏分稀油、普通稠油、特稠油、超稠油和高凝油，以普通稠油為主；普通稠油（

20℃脫氣）相對(duì)密度0.935－0.985，（50℃脫氣）粘度500-10000mPa.s。稠油油藏埋深600－2000m，大部分超過(guò)1000m。渤海如SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6、CB、NB35-2、LD16-1等的主力油層平均地下粘度>50mPa.s，脫氣粘度100-10000mPa.s，屬普通稠油油藏,NB35-2、LD油田的粘度較高。油藏埋深大于1000－2000m。2）遼河與渤海油藏地質(zhì)、物性特征相似，其稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)值得借鑒：2、海上油田可以借鑒的熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)1）國(guó)外馬拉開(kāi)波湖注蒸汽開(kāi)采稠油，提供了很好的海洋熱采先例；第34頁(yè)/共50頁(yè)3、海上油田熱采開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題及解決思路1）熱采需要小井距（150m以?xún)?nèi)）致使油井?dāng)?shù)量成倍增加（？）2）生產(chǎn)平臺(tái)上安裝蒸汽鍋爐及熱采集輸處理流程將增加工程投資（？）3）如何在已開(kāi)發(fā)的油田應(yīng)用熱采技術(shù)？熱采開(kāi)發(fā)將增加油田建設(shè)投資,難以達(dá)到合理的回報(bào)率，所以熱采在海洋不可行（？）第35頁(yè)/共50頁(yè)因?yàn)樯鲜?、2問(wèn)題就得出熱采不可行的結(jié)論是不科學(xué)的，甚至是草率的。陸上稠油油田提高采收率主要是在熱采基礎(chǔ)上對(duì)井網(wǎng)不斷地進(jìn)行加密，而海洋受平臺(tái)空間等制約，不可能完全照搬陸地模式。針對(duì)問(wèn)題1，以NB35－2油田為例，建議從以下三個(gè)方案進(jìn)行科學(xué)論證：NB35-2熱采方案－1按照現(xiàn)有ODP部井方案（350m井距），論證熱采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐階段的經(jīng)濟(jì)效益，與冷采進(jìn)行對(duì)比。問(wèn)題1的解決思路第36頁(yè)/共50頁(yè)NB35－2具有熱采的優(yōu)越條件，地下原油具有一定的流動(dòng)性，由于蒸汽吞吐屬于降壓開(kāi)采，即使大井距下，井間未被加熱的原油仍可以在較大壓差下流向加熱帶。根據(jù)遼河四維地震監(jiān)測(cè)，蒸汽加熱半徑60米以上。采用蒸汽和氮?dú)饣熳?，其加熱半徑可以增?－2倍以上。四維地震監(jiān)測(cè)：興隆臺(tái)油層吞吐加熱半徑61m。NB35-2熱采方案－1（續(xù)）問(wèn)題1的解決思路（續(xù)）第37頁(yè)/共50頁(yè)1）NB35-2油田是由半背斜和復(fù)雜斷塊披覆背斜構(gòu)造構(gòu)成的復(fù)式鼻狀構(gòu)造，主力油層段發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段與館陶組頂部，厚度為37.9m，儲(chǔ)層物性較好，油藏埋深淺(1400m），儲(chǔ)量豐度高。地質(zhì)儲(chǔ)量合計(jì)為7917×104m3，設(shè)計(jì)動(dòng)用儲(chǔ)量為7611×104m3。3）原油粘度遠(yuǎn)大于150mpa.s，注水開(kāi)發(fā)將出現(xiàn)嚴(yán)重的粘性指進(jìn)，波及系數(shù)小，驅(qū)油效率低，采收率低。鑒于SZ36-1、QHD32-6開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，NB35-2注水開(kāi)發(fā)存在更大風(fēng)險(xiǎn)：預(yù)計(jì)初期采油速度低于1.0%，以后僅0.5-0.8%，單井產(chǎn)量、年產(chǎn)量、采收率均達(dá)不到設(shè)計(jì)指標(biāo)，內(nèi)部收益率很難達(dá)到14%。

2）粘度：地下200-700mpa.s，地面800-3600mpa.s，密度為0.97kg/m3，高于SZ36-1及QHD32-6，是中海油所面臨的最具挑戰(zhàn)性的稠油油田。ODP設(shè)計(jì)采用常規(guī)注水開(kāi)發(fā)，單井產(chǎn)量40-120m3/d,采油速度為1.28％，最終采收率為12.3％，各指標(biāo)都較低。NB35-2熱采方案－1（續(xù)）－－

注水開(kāi)發(fā)效果分析問(wèn)題1的解決思路（續(xù)）第38頁(yè)/共50頁(yè)1）NB35-2與錦45塊比較地質(zhì)油藏性質(zhì)接近，但動(dòng)用儲(chǔ)量比錦45塊多近2000萬(wàn)方，總體粘度遠(yuǎn)比錦45塊低，滲透率更好，層系少，因此熱采效果好于錦45塊。2）經(jīng)考察組對(duì)比分析，并參考中國(guó)稠油熱采專(zhuān)家劉文章教授的意見(jiàn)，NB35-2蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)，采油速度2.5-3.0%，是注水開(kāi)發(fā)的2倍以上，單井產(chǎn)量初期為100-200t/d，10年采收率達(dá)到20%左右，20年開(kāi)發(fā)期達(dá)到30%，遠(yuǎn)優(yōu)于注水開(kāi)發(fā)方案。NB35-2熱采方案－1（續(xù)）－－熱采開(kāi)發(fā)效果分析問(wèn)題1的解決思路（續(xù)）第39頁(yè)/共50頁(yè)問(wèn)題1的解決思路（續(xù)）NB35-2熱采方案－3調(diào)整ODP部井方案，分別論證250m、150m等井距下熱采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐階段的經(jīng)濟(jì)效益，與冷采進(jìn)行對(duì)比。NB35-2熱采方案－2調(diào)整ODP部井方案，保持井?dāng)?shù)不變，但多打水平井，論證熱采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐階段的經(jīng)濟(jì)效益，與冷采進(jìn)行對(duì)比。第40頁(yè)/共50頁(yè)問(wèn)題2的解決思路工程方案－2保持ODP工程方案不變，按照服務(wù)商提供熱采流程設(shè)備、支持載體以及注熱技術(shù)服務(wù)的方式，結(jié)合前述熱采部井方案，測(cè)算總的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)。針對(duì)問(wèn)題2，仍以NB35－2油田為例，建議工程上從以下兩個(gè)方案進(jìn)行科學(xué)論證：工程方案－1按照平臺(tái)布置注蒸汽流程設(shè)備方案，結(jié)合前述熱采部井方案，測(cè)算總的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)。第41頁(yè)/共50頁(yè)3、海上油田熱采開(kāi)發(fā)面臨的問(wèn)題及解決思路（續(xù)）針對(duì)具體油田，需要通過(guò)全面而系統(tǒng)的論證，同時(shí)開(kāi)辟先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)塊，取得有關(guān)數(shù)據(jù)后，才能得出熱采是否可行的科學(xué)結(jié)論。在渤海某個(gè)稠油油田（如NB35-2）開(kāi)辟熱采先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)塊，可為后續(xù)的稠油油田（如更高粘度LD16-1、LD27-2等）采取熱采開(kāi)發(fā)積累經(jīng)驗(yàn)。目前熱采數(shù)模及物模技術(shù)已經(jīng)很先進(jìn)，可借鑒的熱采開(kāi)發(fā)油田也很多，形成了海上稠油油田熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)的引進(jìn)與研究的很好條件。說(shuō)明：由于熱采是鉆、完、采、注、修、測(cè)試、集輸?shù)冗^(guò)程的系統(tǒng)工程，是完全不同于冷采的全新開(kāi)發(fā)模式，在海洋應(yīng)用需要進(jìn)行系統(tǒng)的研究和先導(dǎo)試驗(yàn)，此處提供的是參考性思路。第42頁(yè)/共50頁(yè)問(wèn)題3：如何在已開(kāi)發(fā)的油田應(yīng)用熱采技術(shù)？1）早期的各大稠油熱采油田經(jīng)歷了用冷采井進(jìn)行熱采的過(guò)程，具有相應(yīng)技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)；2）冷采井可以換用熱采井口以及采用隔熱油管、耐熱封隔器、環(huán)空注氮?dú)飧魺岬却胧┻M(jìn)行蒸汽吞吐；3）熱采可以作為已開(kāi)發(fā)油田增產(chǎn)措施，如注熱水或蒸汽或蒸汽和氮?dú)饣熳⒔舛?、降粘、吞吐增產(chǎn)，或蒸汽和氮?dú)饣熳旱姿?、吞吐，等等，用途多，效果好。?3頁(yè)/共50頁(yè)自升式多功能支持平臺(tái)（liftboat），如圖示；專(zhuān)門(mén)的熱采船舶，如簡(jiǎn)易（自升式）支持平臺(tái)（小型liftboat）、海王星簡(jiǎn)易平臺(tái)；輕型修井平臺(tái)；駁船；多功能作業(yè)船（有動(dòng)力定位的拖輪）；要求：自航。1）海洋工程支撐設(shè)備3、海上油田熱采