开发, 塔河
蒸汽吞吐技术在稠油开采中的应用。
蒸汽驱蒸汽吞吐开采是当前稠油开采的主要形式，具有采油速度快、油气比高的特点，但由于蒸汽波及范围主要集中在油层中上部，且随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度的降低，周期含水升高，油气比下降，使得开发效益变差，对于后期稠油井开采已不适应。而氮气泡沫热采新工艺在地层驱油方面具有明显的优势，氮气和泡沫混合增中了加热半径，且由油层下部推动着热量进入粘度更高的油层中上部，大大提高了地层压力，使得油层吸气剖面得到改善，令周期汽油比、回采水率大幅度提高。日前从中国石化塔河油田采油二厂了解到，该厂以掺稀油开采稠油，通过在稠油TH10107CH井上实施井筒电加热工艺，使井温提高了22摄氏度，日增油4.2吨的同时还减少掺稀用油21.9吨，节约稀油率近30%。
常规的蒸汽吞吐技术普遍存在单井产量低、采收率低的现象向油井中注入饱和蒸汽，其真正的目的是向油井中注入有效热量。注入的饱和蒸汽干度偏低，携带入地层内的有效热量就低，稠油热采效果也差。高干度饱和蒸汽含有的有效热量比低干度饱和蒸汽含有的有效热量多，国内外理论及试验研究表明：蒸汽干度每提高10%，则稠油产量大约可提高3%左右。同样是蒸汽，湿饱和蒸汽与过热蒸汽所携带的热量也大不相同、比容差别也大，以5兆帕、干度为100%的饱和蒸汽与同样压力下过热度为100℃的过热蒸汽相比，后者携带的有效热量比前者多大约30%，且其比容比前者增加大约1.36倍。同样的稠油井，注入同样多的蒸汽，哪一口井注入的单位质量蒸汽所携带的有效热量多，那么这些蒸汽对油层的加热作用就强、加热范围就大，就能使更多的稠油降黏、渗出，进而被采出。
如果要加热同样多的稠油，注入低干度、低热值的湿饱和蒸汽，需要注入量就更多。这些低干度、低热值的湿饱和蒸汽本来携带的热量就低，在管线和井筒间又要损失一部分热量，到达储层时大部分已经变成水，成为采油的“累赘”，影响采油效果，降低单井产量。
目前，国内外大多数稠油油藏采用的就是常规湿饱和蒸汽吞吐热采技术，注入的就是我们所说的低干度、低热值的湿饱和蒸汽，这就是你所说的稠油热采单井产量低的关键原因。
为提高蒸汽干度，国内外通行的做法是：在注汽锅炉出口加装汽水分离器，把湿饱和蒸汽中的水分离出来，但是分离出来的高温高压高含盐水迄今为止都未得到充分的利用，造成浪费。过热蒸汽技术的关键就是在不增加水处理成本的前提下，解决了充分利用好高温高压饱和水为稠油热采提供高干度饱和蒸汽乃至过热蒸汽的问题。摘要：微波在许多领域得到应用。在石油工业中利用微波采油，国内外都进行了多年的探索。国外研究认为，利用微波可以把油井产量提高1～4倍。由于微波采油主要是对油层加热，且具有加热过程连续、不受埋藏深度限制、不受地层渗透率影响、过程容易控制、对环境不会造成污染等优点，目前许多国家都在积极进行研究和试验。我国微波技术的研究始于20世纪50年代，近10年来在微波采油方面有了很大进展，目前正在研究微波加热源的辐射机理，开发大功率微波管、微波传输系统及相关工艺设备，这些研究成果将对加快微波采油技术的实际应用起到重要作用。
据了解，在塔河油田开发初期，采油二厂技术人员根据稠油黏度对温度的敏感性，先后采用了电热吊杆、电缆加热等一系列国内外稠油电加热开采工艺技术，但因稠油油藏埋藏深度在5400—6500米，而且原油黏度在1500—1800000毫帕?秒（50摄氏度），当时的电加热工艺技术下深达不到原始稠油拐点深度，且试验中出现电加热工艺设备漏电“击穿”事件，均未取得很好效果。后来，技术人员根据相似相溶原理，首创了以稀油为降黏介质的降黏方式，即掺稀降黏工艺技术，增加六、十、十二区稠油区块，动用地质储量2.52亿吨。
随着塔河油田十区、十二区等超稠油区块开发速度的加快，稠油占中国石化西北油田分公司总产量的比例越来越大，采油二厂掺稀井产量占到全厂产量的90%，稀油资源严重短缺，成为制约该厂高效开发的瓶颈。为寻求其他有效的降黏开采工艺，技术人员在电加热工艺技术进行进一步应用和引进。今年以来，该厂分别采用自控温电热带加热技术和空心抽油杆电加热技术，在5口井进行电加热配合掺稀降黏工艺试验，取得了明显效果。
据介绍，稠油的黏度对温度十分敏感，只要温度升高8摄氏度－9摄氏度，其黏度就降低1倍。电加热配合掺稀降黏工艺技术就是向地层里的稠油中掺入一定量的稀油，使其相混相溶，同时再利用电加热设备将井筒中的稠油加热和保温，降低原油黏度，提高原油流动性，顺利举升地面达到增产增效的目的。
从目前5口井进行电加热配合掺稀降黏工艺试验结果看，只要克服了油井拐点深度和产出混合产液过大的两个瓶颈限制，井温都有所升高，掺稀量都有不同程度的降低。
电加热配合掺稀降黏技术，不需要增加特殊作业设备装置。电加热的电缆护套采用无缝钢管，具有高抗拉强度，可在原油开采的恶劣环境中运行，较常规电缆加热工作寿命长，并且全套设备可以多井次重复使用，一次投资多次收益。塔河油田采油二厂相关负责人表示，随着研究的深入，该工艺技术将朝着更深的加热深度和更稠的油井应用趋势发展。科技改变世界。科技能够让稠油变稀，让石头开口说话。我国稠油开发始于20世纪80年代。1982年，辽河油田第一口蒸汽吞吐井开采试验成功之后，开采规模不断扩大。从1992年起，全国陆上稠油产量上升到1000万吨以上，并连续稳产14年。
经过多年的研究和试验，我国的稠油开发已经形成了蒸汽吞吐、蒸汽驱、热采水平井整体开发及深层稠油开发等稠油开采配套技术，包括油藏描述及油藏工程设计技术、热采井钻井、完井工艺、注汽及测试工艺、井筒举升工艺及地面集输工艺等，还试验了超稠油蒸汽辅助重力泄油（SAGD）、火烧驱油及携砂冷采技术。
去年10月，辽河油田曙一区杜84块SAGD先导试验项目转入工业化生产，在超稠油开采上达到国际先进水平。专家分析，SAGD试验大规模推广前景十分广阔，辽河油田适合SAGD方式开采的区块预计增加可采储量3250万吨，提高采收率29.8%。辽河油田在水平井开发薄层稠油方面也走到了同类油田的前列。在实际应用中已突破了普通稠油、特稠油和超稠油开采油层厚度下限，将稠油单层部署厚度由5至8米压缩到3至5米，显现出水平井开发薄层稠油的巨大优势。吐哈盆地吐玉克油田探明石油地质储量6600万吨，油藏埋深2500—3600米，属于不易开采的深层稠油油田，被公认为世界级开发难题。这个油田在开发中将稀油掺进稠油中，通过空心杆把油从地层中开采出来，这一掺稀降黏工艺破解了世界稠油开发难题，填补了中国石油开发空白。
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