二六稠油油藏的进一步描述及其开发动态特征（定稿）由刀豆文库小编整理，希望给你工作、学习、生活带来方便，猜你可能喜欢“稠油油藏的特点及分类”。
稠油油藏的进一步描述重点是确定是否采用热采及热采的工艺技术经济条件评价。热采的筛选标准包括油藏埋深，热能利用效率条件，注汽和产液能力三个方面。
油藏埋深越深，油藏压力越高，注汽时井底压力必须大于油藏压力，而压力越高，蒸汽干度就不容易提高。即使油层压力已经降低，但汽柱压力大，井底压力与井口压力差增大，井口至井底的干度差也必然增大，井底干度也不会很高。而且井越深，井筒热损失也增大。目前工艺条件下隔热油管还有个下入深度极限，所以深度大了，不可能实现有效的蒸汽吞吐和蒸汽驱，而变成热水吞吐和热水驱了，使所携带的热量大大下降，驱油效率也大大下降，经济上就不合算了。因而一般热采深度都不超过1500米。特别是不能经过常规降压开采，一开始就要热采的稠油油藏更要严格控制深度极限。对于埋藏深度太浅的稠油油藏，注汽时形成水平裂缝造成汽窜，所以一般要求深度大于150米。
油藏热能利用效率是指注入蒸汽所携带的热能有多少用于加热原油以降低粘度，而其余的热能则用于加热岩石骨架、地层水、夹层和围岩。孔隙度越高，含油饱和度越高，纯厚比越大、单层厚度越大、则热能利用效率就高，反之热能利用概率就低。由于上述因素与热能利用效率的关系并非线性关系，所以虽然可以互相补偿，但每一项也都有一个极限值，在此极限以下，即使其他条件好，也不会有好的热能利用效率和经济效益了。通用的标准大致是单层厚度不小于6米，孔隙度不小于20%，含油饱和度不小于50%，纯油层厚度与总砂岩厚度之比不小于0.5。稠油热采油藏筛选标准
注汽和产液能力包括油层厚度、渗透率、油藏原油的粘度（达西公式）。注汽能力过低，蒸汽流速慢，热量就会在井筒等部位大量损失，热量带不进去，又会使蒸汽干度下降，注汽后要尽快将原油采出，以免温度扩散到围岩而损失，就要求热采稠油油藏有好的产油能力，所以热采稠油油藏除厚度在热能利用效率中已有要求外，渗透率一般都是达西级的，油藏原油粘度不超过10000毫帕秒，且粘度随温度的升高而下降很快。这三者之间可以补偿，厚度特别大的和渗透率特别高时，热采的原油粘度可以适当提高。
当然上述三个方面仅仅是一个是否适用于热采的筛选标准，由于经济评价还要受自然地理条件，油价及距市场远近等因素影响，所以达到筛选标准的油藏或单项条件大多数能达到筛选标准的油藏，是否适于热采仍要专门作经济评价。至于有几项条件均达不到筛选标准的稠油油藏则在目前条件下不适合常规热采。10000-50000毫帕秒的热稠油，常规热采可以将油采出来，但采收率低，大多数经济评价不好，常规热采只有在其他各项参数均很好的情况下才有经济效益。超稠油常规热采方法已经不适用，目前世界上正在工业试验的有水平井蒸汽重力辅助驱和水平井蒸汽热通道驱技术。目前已经在试验开采粘度高达100-500万毫帕秒的超稠油。对埋藏极浅的超稠油可采固体矿物的方法，开采油砂。此外裂缝性油田、底水能量大且活跃的油田由于会造成蒸汽窜流和底水锥进并影响在吞吐阶段降低油层压力，也不宜开采。但如果底水能量很小，储层基本水平成层，底水厚度又很薄，则底水有可能成为一种载热介质加以利用，这时有可能一开始就采用蒸汽驱，而无需经过蒸汽吞吐阶段来达到沟通热场的目的。一部分原油粘度在50-100毫帕秒的油藏，经过注水开发到高含水阶段后，由于油藏中剩余油饱和度仍然相当高，也可以考虑再转为蒸汽驱，有可能在油水粘度比改变后含水大幅度下降而获得较好的开发效果。边水活跃的层状油藏热采时要限制在纯油区，并在内油水边界以内保留出一个稠油缓冲带，以防止边水的舌进和在吞吐阶段不能降低油层压力。当边水能量较小，埋藏较浅时可以在边部采水使边水区与油藏压力同步下降。在原油粘度不太高，油藏面积小，边水能量大时，也可以在吞吐一定轮次后，改为边水驱油和含水采油。虽然采收率不是太高但经济效益好。有气顶的油田一般也不宜热采，一方面是会造成气顶的锥进和舌进，另一方面蒸汽驱时会更容易形成蒸汽从油层顶部的超越窜流。但如果气顶体积与油藏体积相比很小，气顶能量不大时蒸汽吞吐阶段在气顶边外热采，可以获得较高产量和较长的吞吐周期，当气顶影响吞吐阶段油藏压力降低时可以将气顶气采出使气顶压力始终略低于油藏压力即可，在蒸汽吞吐阶段的顶部超越窜流可以用注泡沫剂的方法缓解。
通过上述热采筛选内容的油藏描述确定热采后，进一步的描述将是储层及原油的热力学性质，如原油的粘-温曲线，储层、顶底板和夹层及原油的比热、导热系数等。其中最重要的是原油的粘-温曲线，原油粘-温曲线在直角坐标上都有很明显的拐点，而在以lg(T+273.15)为横坐标，lglg(+0.6)为纵坐标上应近似为一直线。以粘-温曲线为主的各种热力学性质是设计热采过程中系统操作温度的依据（在开采中通过计算评价开采的效果就可反馈得到系统操作温度是否选取的适当）。操作温度过低，热采时流动条件变差；操作温度过高，热能利用率会下降。与温度系统有关的还有压力系统，蒸汽的沸点随压力的升高而升高，原来干度为100%的过热蒸汽（并不常用于热采）随压力和沸点的升高而出现水相，原来不过热的蒸汽则干度下降，甚至完全变成热水。高温热水在油层中不像蒸汽一样释放出冷凝热，而使所能传输给油层的热量大大降低。因而如何降低压力是热采油田效率高低甚至成败的关键问题。为了降低油层压力，在热采前应采用强抽工艺尽可能地用常规技术采一部分油；在吞吐阶段要提高采注比，总的累积采注比应达到骞或以上，至少要达到1.2以上，每个周期的采注比均须大于1.由于吞吐井的产油能力随油层温度下降而急剧下降，故必须在每一周期的采油初始阶段就采用大泵深抽排液的措施，并尽量在经济允许条件下降低转下一周期前的极限产量；在采油周期尽可能不停产，不作业，保持连续生产。有些做法，如降低转下一周期前的极限产量延长低产期对当前产量会有所影响，但随着压力降低，下一周期吞吐效果就会提高，产量会增加。在吞吐阶段减少油藏中的存水量也是提高蒸汽驱阶段热效率的一个重要问题。由于储层岩石表面亲水性等原因，注入的蒸汽总有一部分以水的形态留在储层中吐不出来。留在储层中的水与注入蒸汽的比成为存水率。存水率由储层性质确定的，有的油田吞吐阶段注汽井开井后油井含水很快降到零，存水率就比较高。随吞吐周期次数的增加，存水率又是逐次降低的。如单纯计算累计存水率，则吞吐次数越多，累计存水率越低，但累计存水量越多。影响蒸汽驱热效率的是累计存水量，由于每个周期存水率难以改变，故最好的办法是用较少的周期吞吐来达到降压和沟通热场等转蒸汽驱的条件。这同样需要初期强抽和延长周期采油时间，而不宜于追求当前产量而过早转入下一轮吞吐。总之，吞吐阶段必须为蒸汽驱创造条件。对于一些埋藏较深，压力较高的稠油热采油藏，这将是增加经济效益和提高采收率的关键，转蒸汽驱的条件除降低油层压力外，还要沟通热场。降低油层压力是实现蒸汽驱而不是热水驱的关键，沟通井间热场不能过头，过了头在蒸汽吞吐阶段就会造成井间蒸汽窜流，则蒸汽驱必然难实现。不同稠油热采油藏由于原油粘度和储层渗透率的不同，井距不同，因而达到由蒸汽吞吐转蒸汽驱的时机也不同。原油粘度相对低一些，储层渗透率更高一些则可将井距适当放大或较早转蒸汽驱。原油粘度相对高一些，储层渗透率相对低一些，则要将井距适当缩小或增加吞吐周期数。由于每个吞吐周期油汽比及产量一般都比上个周期下降，周期数过多一般经济效益都会明显下降。沟通井间热场又必须与降低压力同步实现，压力可以多降一些，但如果井间热场已经沟通而压力下降未达到要求则转蒸汽驱的条件就难以完全实现了，所以这是在吞吐阶段必须把压力降下来作为首要任务的原因。我国一些热采油田往往吞吐期为了追求当前产量高而使周期采注比过低，甚至接近于1或小于1，使压力降不下来，无法转入蒸汽驱，而处于多周期反复低效吞吐的状况，就是忽略了吞吐期必须降低压力这个稠油开发原则。
对于储层埋藏较深，厚度较薄的稠油油田，如果粘度趋于热采上限，按蒸汽驱的要求，计算出的井距过小，单井控制储量过低，就失去了经济价值。在井距较大时又难以达到转驱所需的压降和沟通热场的要求，如果勉强实施，则压力很快上升，蒸汽干度下降，这样的稠油油藏就只能采用蒸汽吞吐开发，而不宜于先吞吐后用蒸汽驱的方法。不转驱的油藏在每个吞吐周期也要提高采注比，降低压力，以提高下一周期的吞吐效果。在适合于分两段开发的稠油油田，则在达到转驱条件后应及时转驱。否则，过多的吞吐使含油饱和度下降，甚至汽窜，也是不利的。储层的非均质性的描述和正确估计也是稠油热采的一个关键问题。由于稠油和蒸汽的粘度差别太大，所以在吞吐和蒸汽驱中，非均质性必然是不断扩大的，造成蒸汽的指进和过早的窜流，而在模拟计算中往往估计不足，造成整个热采寿命比设计的大大缩短，采收率大幅度降低。有些非均质油田在吞吐阶段由于注入蒸汽及热水呈指进状态，采油阶段水相被流动的油相切断而成为非连续相，含水很快降为零，但在蒸汽驱阶段，注入井与采出井的水相呈连续相流动，受效井含水很快上升到98%以上，甚至全部出水。这样的稠油油田也不能用常规的蒸汽驱采油。
对一些埋藏较浅的稠油油藏，必须保证注入压力低于破裂压力。一旦压开油层，形成蒸汽沿裂缝的窜流，也会造成热采计划失败。由于窜流时裂缝附近受蒸汽驱替，流动阻力大幅度下降，即使以后注蒸汽压力降低，裂缝闭合，但原裂缝两侧仍然形成一个低渗流阻力带，仍然影响以后的热采效果。所以热采油藏切忌形成人工裂缝，一般有经济开采价值的稠油油藏由于埋藏浅，渗透率高，一般也不会有天然裂缝。
