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【摘要】稠油开采一直以来是石油开采的难题，蒸汽吞吐在提高稠油开采率时运用比较广泛，在我国，目前已在松辽盆地、渤海湾盆地、准葛尔盆地、二连盆地等15个大中型含油盆地和地区发现了数量众多的稠油油藏，预测我国稠油油藏地质储量高达80×108m3以上。通过总结目前提高超稠油蒸汽吞吐效果的技术，发现各种技术的优缺点，最后为综合对策执行进行研究。
【關键词】超稠油 蒸汽吞吐 综合对策
1 引言
我国稠油区块分布较广，埋藏深度和类型各不相同。依据中国稠油分类标准，超稠油指的是度大于5xl04mPa·s且相对密度大于0.98的原油。沥青占据了稠油组分的10%～30%，超稠油当中沥青的含量高达50%以上，因此，胶质沥青是导致稠油粘度大、难开采的最直接原因。稠油的通常特性有轻质馏分少、粘度与密度变化关系紧密、烃类组分低、含硫量低、含蜡量低、金属含量低和凝固点低是世界稠油的共性。
2 超稠油蒸汽吞吐开采存在的问题
2.1 单井差异大
在进行大规模蒸汽吞吐开采过程中，由于每一口井本身的差异，导致了蒸汽吞吐的生产周期控制困难，尤其是在蒸汽生产量波动较大，加上各油藏地底油藏条件的差异，形成井组后导致开采秩序混乱等后果。井组内单井井底压力、地下水渗透率、开采亏空和井间热交换程度不同等，导致了整个井组开发不协调，整体吞吐效果较差。另外，单井差异较大的原因还有蒸汽注入工艺当中，不同井的注入效果和注入压力有差异，导致了热蒸汽的热能在区块当中传递效果不一。以上两个大方面的问题让超稠油开采单井差异较大。
2.2 地层压力下降
通过蒸汽压力、蒸汽重力和蒸汽弹力的超稠油蒸汽吞吐开采技术，随着蒸汽吞吐次数增加，井底地层压力下降，原油渗透效果降低，地下亏空越来越大。一般而言，在蒸汽吞吐的后期，地层压力已经降低到原始地层压力的25%～30%，底层压力降低，地层压力降低后，对稠油驱动能力下降，井底供液能力下降，从而导致了超稠油整体吞吐效果降低。
2.3 体系干扰
开发稠油区块时，为了加快稠油开采的速度，通常布置了数量度，布点秘籍的油井，单井之间的间距小，相互影响较大。例如，当超油藏呈现空隙大、渗透率高、渗透量大、层液之间不均匀分布，在均匀蒸汽吞吐的传热下，由于同一区块的不均匀吸热，井组内的相互干扰较大，甚至出现热能利用率低，蒸汽外溢等现象，闷井效果较差等。总之，当对井组进行综合蒸汽吞吐开采时，每一口井不仅能够影响周围的井，也可能被其他井影响，形成了体系干扰。
2.4 闷井时间
对井组进行整体吞吐开采，由于蒸汽发生器、蒸汽压力管道等完善程度，让集中注气十分困难。加上井组各井的注汽顺序、注汽量的影响，通常让各井的闷井时间长短不同，同时闷井过程中存在的热量损失，让整体闷井效果大打折扣。总之，井组中井的数量增多，让闷井的协调性那以保持。
2.5 油井加热面有限
通过反复的整体吞吐过程，油井井底充满了冷凝水，在下一次的蒸汽吞吐过程中冷凝水要吸收大量的蒸汽热量，同时让蒸汽与油层间的热交换面较小，吞吐被限制在了井口附近，油层升温困难，超稠油流动速度降低，稠油开采难度大。最后，油井加热由于距离的影响，在油套管当中热量损害也随之增大，尤其是每次注汽之前，都需要消耗大量的热量来预热油层。
3 提高超稠油蒸汽吞吐效果的综合对策
3.1 采用蒸汽吞吐新技术
3.1.1化学添加剂
在新开发的稠油井，需要在钻井过程当中就开始做好蒸汽吞吐开采的准备。首先，完井之后，通过粘土防膨胀剂来替喷，防止固井水泥浆污染油藏；其次，针对不同井段的油藏选择合理的化学添加技，让每段的油藏形成稳定的产量，同时在分段固井的时候，预留注汽工艺当中的注汽接头，通过分段注汽管柱，提高化学药剂的使用率，最终提高蒸汽吞吐的开采效果。针对水平段动用不均的情况，通过合理的化学药剂来对稠油层进行改善，提高自流动性。常用的化学添加剂有，防膨胀剂、防堵剂、降粘剂等。
3.1.2点滴降粘技术
滴注技术是配合化学添加剂的一种方式。该技术的主要原理是，点滴技术帮助化学添加剂与油层充分混合。具体操作方式是，在注汽的过程中，通过高压管线和加压泵，将药剂泵入到底层。点滴技术将降粘分散成为小液滴状态，最终伴随着蒸汽进入到底层，热力蒸汽注入，让油层一方面充分吸收热量，另外一方面，也通过化学药剂来提高稠油的流动性。点滴技术能够扩大化学药剂和热力的作用半径，提高了药剂的利用率，可以让井组当中多个井同时进行生产并且达到统一协调的目的。但是该技术也存在一些缺陷，例如，不同稠油藏需要的降粘剂不同。
3.2 井组综合优化改善超稠油吞吐效果
3.2.1优化井组，完善井网，合理调整注汽顺序
为了实现大规模的蒸汽吞吐工作，需要兼顾稳定又要采取灵活多样的多井组合，让不同井的注入管的位置大抵相同，针对汽窜、亏空等问题，合理的调整注入压力。井位设计之后，需要通过对不同井位之间的距离较近，防止距离过长而监控和管理效果较差。将开发单元内蒸汽吞吐井划分为若干排，分排同注，隔排釆油，使井排间形成生产压差，促使开发单元内高温流体由高压区向低压区整体运移，从而提高整体蒸汽驱油效率。
3.3 蒸汽吞吐其他注意事项
组合区域内油井应达到周期相当、层位相同、吞吐时间相近组合式吞吐区域内油井由于在周期生产时间上要求几乎相当，而根据超稠油周期生产规律分析，不同周期的周期生产时间差别较大。在实施井组整体吞吐的过程中，随着周期的增加，釆出程度的提高，区域的边界也逐渐模糊。在实施时要充分考虑对区域外部的影响，让其影响在可接受的范围内。在实施过程中，区域内井数可根据实际情况进行增减或调整，同时一个大的井组可适当延长运行时间。
4 总结
总之，蒸汽吞吐是稠油开采的重要方式，需要通过提高注汽工艺、研发新的降粘剂等，最后合理的开展全方位的监控，掌握好合理时机。
参考文献
[1] 马洪伟. 提高超稠油蒸汽吞吐效果综合对策研究[D].东北石油大学，2012
[2] 边田镇，李崇敬，郭健. 超稠油蒸汽吞吐注采一体管柱技术[J]. 石油和化工节能，2010，02：14-16
[3] 郭东红，张飞宇，崔晓东，辛浩川，郑晓波. 防窜剂加增效剂改善超稠油蒸汽吞吐后期效果[J]. 精细石油化工进展，2009，01：13-15
【關键词】超稠油 蒸汽吞吐 综合对策
1 引言
我国稠油区块分布较广，埋藏深度和类型各不相同。依据中国稠油分类标准，超稠油指的是度大于5xl04mPa·s且相对密度大于0.98的原油。沥青占据了稠油组分的10%～30%，超稠油当中沥青的含量高达50%以上，因此，胶质沥青是导致稠油粘度大、难开采的最直接原因。稠油的通常特性有轻质馏分少、粘度与密度变化关系紧密、烃类组分低、含硫量低、含蜡量低、金属含量低和凝固点低是世界稠油的共性。
2 超稠油蒸汽吞吐开采存在的问题
2.1 单井差异大
在进行大规模蒸汽吞吐开采过程中，由于每一口井本身的差异，导致了蒸汽吞吐的生产周期控制困难，尤其是在蒸汽生产量波动较大，加上各油藏地底油藏条件的差异，形成井组后导致开采秩序混乱等后果。井组内单井井底压力、地下水渗透率、开采亏空和井间热交换程度不同等，导致了整个井组开发不协调，整体吞吐效果较差。另外，单井差异较大的原因还有蒸汽注入工艺当中，不同井的注入效果和注入压力有差异，导致了热蒸汽的热能在区块当中传递效果不一。以上两个大方面的问题让超稠油开采单井差异较大。
2.2 地层压力下降
通过蒸汽压力、蒸汽重力和蒸汽弹力的超稠油蒸汽吞吐开采技术，随着蒸汽吞吐次数增加，井底地层压力下降，原油渗透效果降低，地下亏空越来越大。一般而言，在蒸汽吞吐的后期，地层压力已经降低到原始地层压力的25%～30%，底层压力降低，地层压力降低后，对稠油驱动能力下降，井底供液能力下降，从而导致了超稠油整体吞吐效果降低。
2.3 体系干扰
开发稠油区块时，为了加快稠油开采的速度，通常布置了数量度，布点秘籍的油井，单井之间的间距小，相互影响较大。例如，当超油藏呈现空隙大、渗透率高、渗透量大、层液之间不均匀分布，在均匀蒸汽吞吐的传热下，由于同一区块的不均匀吸热，井组内的相互干扰较大，甚至出现热能利用率低，蒸汽外溢等现象，闷井效果较差等。总之，当对井组进行综合蒸汽吞吐开采时，每一口井不仅能够影响周围的井，也可能被其他井影响，形成了体系干扰。
2.4 闷井时间
对井组进行整体吞吐开采，由于蒸汽发生器、蒸汽压力管道等完善程度，让集中注气十分困难。加上井组各井的注汽顺序、注汽量的影响，通常让各井的闷井时间长短不同，同时闷井过程中存在的热量损失，让整体闷井效果大打折扣。总之，井组中井的数量增多，让闷井的协调性那以保持。
2.5 油井加热面有限
通过反复的整体吞吐过程，油井井底充满了冷凝水，在下一次的蒸汽吞吐过程中冷凝水要吸收大量的蒸汽热量，同时让蒸汽与油层间的热交换面较小，吞吐被限制在了井口附近，油层升温困难，超稠油流动速度降低，稠油开采难度大。最后，油井加热由于距离的影响，在油套管当中热量损害也随之增大，尤其是每次注汽之前，都需要消耗大量的热量来预热油层。
3 提高超稠油蒸汽吞吐效果的综合对策
3.1 采用蒸汽吞吐新技术
3.1.1化学添加剂
在新开发的稠油井，需要在钻井过程当中就开始做好蒸汽吞吐开采的准备。首先，完井之后，通过粘土防膨胀剂来替喷，防止固井水泥浆污染油藏；其次，针对不同井段的油藏选择合理的化学添加技，让每段的油藏形成稳定的产量，同时在分段固井的时候，预留注汽工艺当中的注汽接头，通过分段注汽管柱，提高化学药剂的使用率，最终提高蒸汽吞吐的开采效果。针对水平段动用不均的情况，通过合理的化学药剂来对稠油层进行改善，提高自流动性。常用的化学添加剂有，防膨胀剂、防堵剂、降粘剂等。
3.1.2点滴降粘技术
滴注技术是配合化学添加剂的一种方式。该技术的主要原理是，点滴技术帮助化学添加剂与油层充分混合。具体操作方式是，在注汽的过程中，通过高压管线和加压泵，将药剂泵入到底层。点滴技术将降粘分散成为小液滴状态，最终伴随着蒸汽进入到底层，热力蒸汽注入，让油层一方面充分吸收热量，另外一方面，也通过化学药剂来提高稠油的流动性。点滴技术能够扩大化学药剂和热力的作用半径，提高了药剂的利用率，可以让井组当中多个井同时进行生产并且达到统一协调的目的。但是该技术也存在一些缺陷，例如，不同稠油藏需要的降粘剂不同。
3.2 井组综合优化改善超稠油吞吐效果
3.2.1优化井组，完善井网，合理调整注汽顺序
为了实现大规模的蒸汽吞吐工作，需要兼顾稳定又要采取灵活多样的多井组合，让不同井的注入管的位置大抵相同，针对汽窜、亏空等问题，合理的调整注入压力。井位设计之后，需要通过对不同井位之间的距离较近，防止距离过长而监控和管理效果较差。将开发单元内蒸汽吞吐井划分为若干排，分排同注，隔排釆油，使井排间形成生产压差，促使开发单元内高温流体由高压区向低压区整体运移，从而提高整体蒸汽驱油效率。
3.3 蒸汽吞吐其他注意事项
组合区域内油井应达到周期相当、层位相同、吞吐时间相近组合式吞吐区域内油井由于在周期生产时间上要求几乎相当，而根据超稠油周期生产规律分析，不同周期的周期生产时间差别较大。在实施井组整体吞吐的过程中，随着周期的增加，釆出程度的提高，区域的边界也逐渐模糊。在实施时要充分考虑对区域外部的影响，让其影响在可接受的范围内。在实施过程中，区域内井数可根据实际情况进行增减或调整，同时一个大的井组可适当延长运行时间。
4 总结
总之，蒸汽吞吐是稠油开采的重要方式，需要通过提高注汽工艺、研发新的降粘剂等，最后合理的开展全方位的监控，掌握好合理时机。
参考文献
[1] 马洪伟. 提高超稠油蒸汽吞吐效果综合对策研究[D].东北石油大学，2012
[2] 边田镇，李崇敬，郭健. 超稠油蒸汽吞吐注采一体管柱技术[J]. 石油和化工节能，2010，02：14-16
[3] 郭东红，张飞宇，崔晓东，辛浩川，郑晓波. 防窜剂加增效剂改善超稠油蒸汽吞吐后期效果[J]. 精细石油化工进展，2009，01：13-15