简述蒸汽吞吐采油技术【摘要】蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.近年来在采油技术中的已得到大家的广泛应用。
本文介绍了蒸汽吞吐技术的原理以及应用。
【关键词】：技术原理，主要生产特征，发展前景。
目录第一章：蒸汽吞吐现状 (4)第二章主要机理 (6)第三章蒸汽吞吐采油的主要生产特征 (8)第四章蒸汽吞吐开采效果的主要技术评价指标 (9)第五章多元化蒸汽吞吐技术的主要技术应用 (10)第六章蒸汽吞吐技术在现实中的实际应用 (10)参考文献 (12)致谢 (13)第一章:蒸汽吞吐技术现状蒸汽吞吐又叫周期性注蒸汽、蒸汽浸泡、蒸汽激产等。
所谓蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。
蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。
多元化蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的.本文介绍了该工艺的技术原理和施工工艺.2007年多元化蒸汽吞吐采油技术在锦45块、锦25块应用21井次,措施成功率100%,有效率75%,周期对比增产原油6714t,延长生产周期25d,平均单井增油320t,总油气比比上周期高出0.13,投入产出比1:2.7.我国已经探明的石油地质储量有相当比例的稠油、超稠油，国内四大稠油油田（新疆、辽河、胜利、河南）有4万口左右的稠油油井，加上其他油田较小的稠油区块，全国每年稠油产量超过2000万吨。
如何在安全、高效、清洁的前提下，提高稠油、超稠油的开发效果，是难点，也是技术创新的活跃点。
与传统饱和蒸汽热采技术相比，过热蒸汽吞吐技术是提高稠油开发效果的有效途径。
蒸汽吞吐是稠油热采的常用技术，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。
造成这一现象的关键原因：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。
要提高注入地层蒸汽的有效热量，在一个大气压下，水烧到100℃就开始汽化，再加热就会变成蒸汽跑掉，液态的水要加热到100℃以上，是要带压力的。
实际上，水加热到100℃变成蒸汽时，并没有全部汽化，有一部分是汽化时携带微小水滴。
我们把湿饱和蒸汽中饱和蒸汽所占的质量百分比称为蒸汽干度。
显然蒸汽干度越大，它所携带的有效热量就越多（单位质量蒸汽的汽化潜热增加）。
目前国内外热采用注汽锅炉出口最高蒸汽干度均控制在80%以内，主要原因有两点：一是为降低稠油热采的水处理成本；二是为了安全，技术上采用只软化除硬而不除盐的水处理工艺，需要保留20%的水分以溶解没有除去的盐份，以免在锅炉炉管上结垢，影响安全运行。
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第二章:主要机理稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产效果非常显著，其主要机理如下：（1）加热降粘作用稠油的突出特征是对温度非常敏感，可由粘度—温度曲线上看到。
当向油层注入250～350℃高温高压蒸汽和热水后，近井地带相当距离内的油层和原油被加热。
这样形成的加热带中的原油粘度将由几千到几万毫帕秒降低到几毫帕秒，原油流向井底的阻力大大减小，流动系数（Kh/μ）成几十倍地增加，油井产量必然增加许多倍。
（2）加热后油层弹性能量的释放对于油层压力较高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱油能量。
而且，受热后的原油产生膨胀，一般在200℃时体积膨胀10%左右，原来油层中如果存在少量的游离气，也将溶解于热原油中。
（3）重力驱作用对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。
回采过程中吸收余热，当油井注汽后回采时，随着蒸汽加热的原油及蒸汽凝结水在较大的生产压差下采出过程中，带走了大量热能，但加热带附近的冷原油将以极低的流速流向近井地带，补充到降压的加热带。
地层的压实作用是不可忽视的一种驱油机理，据研究，地层压实作用驱出的油量高达15%左右。
（4）蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用稠油油藏在钻井完井、井下作业及采油过程中，入井液及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层损害。
蒸汽吞吐后的解堵机理在于：注入蒸汽加热油层及原油大幅度降粘后，在开井回采时改变了液流方向，油、蒸汽及凝结水在放大生产压差条件下高速流入井筒，将近井眼地带的堵塞物排出，大大改善了油井渗流条件。
（5）蒸汽膨胀的驱动作用注入油层的蒸汽回采时具有一定的驱动作用。
分布在蒸汽加热带的蒸汽，在回采降低井底压力过程中，蒸汽将大大膨胀，部分高压凝结热水则由于突然降压闪蒸为蒸汽。
这些都具有一定驱动作用。
（6）溶剂抽提作用油层中的原油在高温蒸汽下产生某种程度的裂解，使原油轻馏分增多，起到一定的溶剂抽提作用。
（7）改善油相渗透率的作用在非均质油层中，注入湿蒸汽加热油层后，在高温下，油层对油与水的相对渗透率发生变化，砂粒表面的沥青胶质性油膜破坏，润湿性改变，由原来油层为亲油或强亲油，变为亲水或强亲水。
在同样水饱和度情况下，油相渗透率增加，水相渗透率降低，束缚水饱和度增加。
而且热水吸入低渗透油层，替换出的油进入渗流孔道，增加了流向井筒的可动油。
（8）预热作用在多周期吞吐中，前一次回采结束时留在油层中加热带的余热对下一周期吞吐将起到预热作用，有利于下一周期的增产。
总的生产规律是随着周期的增加，产油量逐渐减少。
（9）放大压差的作用要尽力在开井回采初期放大生产压差，即将井底流动压力或流动液面降到油层位置，即抽空状态。
边水的影响在前几轮吞吐周期，边水推进在一定程度上补充了压力，即驱动能量之一，有增产作用。
但一旦边水推进到生产油井，含水率迅速增加，产油量受到影响。
从总体上讲，蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采，只不过在人工注入一定数量蒸汽并加热油层后，产生了一系列强化采油机理，主要是原油加热降粘的作用。
第三章:蒸汽吞吐采油的主要生产特征⑴.蒸汽吞吐采油属于三次采油。
注入油层的蒸汽数量极有限，只是注入了热能，使井筒周围一定范围油层加热，一般仅10～30m，最大不超过50m，以原油加热降粘、改善油的流动性为主，强化上述多种天然驱动能量的作用，以增加油井产量。
⑵．蒸汽吞吐开采和蒸汽驱开采都是强化开采手段，采油速度很高。
一般为地质储量的4%～6%，甚至还高。
⑶．蒸汽吞吐开采每个周期内的产量变化幅度较大，有初期的峰值期，有递减期。
峰值期是主要产油期。
另外，每个吞吐周期的产量接近或达到经济极限产量时再开始下一周期的注汽—采油。
⑷．蒸汽吞吐是单井作业，对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱，经济上的风险性较汽驱开采小得多。
⑸.蒸汽吞吐采油过程中的主要矛盾，是注入油层的蒸汽发生向顶部超覆推进及沿高渗透层指进，垂向扫油系数一般很难超过50%。
这主要是湿饱和蒸汽的特性及油藏非均质性所致。
⑹.蒸汽吞吐与蒸汽驱开采阶段的衔接至关重要。
蒸汽吞吐开采的一次投资较少，而且生产见效快，经济回收期短，经济效益好。
但是，随着多周期吞吐进程，产量递减快。
第四章:蒸汽吞吐开采效果的主要技术评价指标（1）周期产油量及吞吐阶段累积采油量；（2）周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比；（3）采油速度，年采油量占开发区动用地质储量百分数；（4）周期回采水率及吞吐阶段回采水率，即采出水量占注入蒸汽的水当量百分数；（5）原油生产成本；（6）吞吐阶段原油采收率，即阶段累积产量占动用区块地质储量的百分数；（7）油井生产时率及油井利用率；（8）阶段油层压力下降程度。
第五章:多元化蒸汽吞吐技术主要技术应用摘要：多元化蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合，通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层，使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用，同时可降低原油粘度，达到提高油藏动用程度，提高单井产量的目的。
2007年多元化蒸汽吞吐采油技术在锦45块、锦25块应用21井次，措施成功率100%，有效率75%，周期对比增产原油6714t，延长生产周期25d，平均单井增油320t，总油气比比上周期高出0.13，投入产出比1:2:7 。
第六章:蒸汽吞吐技术在现实中的实际应用哈萨克斯坦肯基亚克盐上油田是一个有40年开发历史的老油田，探明地质储量1.1亿吨。
曾经对该油田进行过湿饱和蒸汽吞吐、湿饱和蒸汽驱及热水驱、聚合物驱等几种强化采油工艺试采，但均没收到满意效果，直到2003年采出程度还不足10%。
2004年3月中国石油集团公司原副总经理吴耀文提出采用过热蒸汽吞吐的开发方案。
根据该方案的要求，中国石油集团设计有限责任公司与勘探开发公司联合开展稠油过热蒸汽开采装置专项研究。
国内外第一套采用普通锅炉软化水生产过热蒸汽的过热蒸汽装置于2005年10月在哈萨克斯坦肯基亚克盐上稠油油田正式投入现场试验。
目前已经有多套过热蒸汽装置在肯基亚克盐上稠油油田投入使用，累计对近50口稠油井注入过热蒸汽。
第一口投入生产的试验井——61043井自2005年11月13日至今已累计产油超过1.3万吨，比采用湿饱和蒸汽吞吐多生产原油近1万吨。