稠油开采新工艺
稠油是世界经济发展的重要来源，稠油油藏的研究和开发技术已日趋成熟，并形成相当大的开采规模。

自今年初以来，胜利油田有限公司，在稠油产量占有较大比例的孤岛，孤东，滨难，河口等采油厂，针对自己所管辖经营的稠油油藏的特征和“症结”，采用多种新工艺，新技术配套使用，不断强化稠油开发和技术创新力度，有效地提高了稠油油藏的开发水平，取得了明显的经济效益和技术效果。

孤岛采油常针对所管辖的孤岛油田稠油热采产量已占全年原油生产量的
1/6，开发难度大等实际情况，对该油田的中二北NG5和中二南NG6两个稠油热采老区进行可整体调整，在加密调整方案的编制过程中，地质科技人员充分运用了钻井、测井、测试及油井生产资料，进行了精细油藏描述，建立了底层，构造，储层，流体等模型，摸清了剩余油的分布规律；运用数值模拟技术对加密井点进行可行性分析，编制出了切实可行的热采调整方案，目前，这两个区块已完钻新井15口。

其中，中二北NG5热采区的中25-532井，投产后喜获日产320吨的高产油流；中二南NG6调整区的中24-605井也获得了日产21吨的工业油流。

同时，他们对中二北热采单元的蒸汽吞吐开采规律也进行了充分研究，该单元由于底水的进入，导致油井含水大幅度上升、高含水井数的逐年增加，油层水淹严重，造成平面上采出程度差异大，剩余由高度分散，挖潜措施针对性变差。

该厂通过对边底水浸入影响分析及泡沫剂的静，动态评价，灵敏性分析及其躯替实验，认为氮气泡沫对治理边底水有较好效果。

自2002年初开始，他们运用井下自生气一泡沫辅助注蒸汽技术，在130度下注入引发剂，产生二氧化氮和二氧化碳，达到调整吸气剖面，提高驱有效率的目的，迄今为止，用来试验的3口井，平均日产油量已由3.8吨上升到6.5吨,平均单井日增油2.7吨,累计增油893.6吨,其中GD15*522井日产油量由4.3吨上升到目前的11吨。

孤东采油厂稠油热采稳中有升。

为了加快孤东油田的稠油开发，该厂采取地质、作业、注汽、采油、工艺“五位一体”联作制，狠抓注汽质量，取得明显效益。

质量监控是注汽的关键，他们对每口注汽井都要做好注汽前、中、后的跟踪工作，注汽前，做好注汽井的经济评价，制定注入方案，加强作业管理监控；注
汽中，强化水质管理和干度控制，严格巡检制度和水质化验制度，坚决保证水处理的水质和软化后的水质合格率为100%；注汽后，立即与采油队紧密结合，建立防喷台帐，录取注汽压力，，注汽干度等参数，及时把注汽参数调到地质方案设计要求。

该厂还积极试验新工艺、新办法，探索孤东油田稠油开发新技术。

运用原红外线涂料对锅炉的对流段、辐射段保温层进行及时处理。

应用超声波清灰技术和余热回收技术，降低热损失，起到了节省自用油的积极作用。

目前，稠油压块日产原油800吨，比今年初，日增油120吨，效果极为明显。

滨海采油厂不断探索和研究超稠油开采新工艺。

近年先后试验8井次。

累计增油1000余吨，他们针对单56-7-x13等5口井进行高温涂料砂封口试验，取得延长热采周期40天的好效果。

其次，重点治理气窜严重现象。

一方面根据油层的大小、合理调整注汽量，对于汽窜两口井同时注汽，同时采油；对于试验区内的井，可集中注汽；或中心井固定注汽，周围井采油；这样形成一个注、采周期，不仅可节约倒注汽管线及转周施工费用，还可以提高单井的日产量和周期产量，从而提高区块的开采效果。

另一方面，加紧进行封堵汽窜工艺试验研究，选择单56-5-7和单5-10-x8两口井进行注汽油剂加泡沫及封窜试验，并针对超稠油开采投资费用较高的问题。

合理优化各类药剂用量，单井节约费用可超过10万元。

同时，该厂还不断探索节电新举措，采用化学降粘剂代替空心杆电加热降粘工艺。

经实际运用取得明显效果，该厂所管理的滨674断块为火成岩常规稠油藏，现有生产井23口，包产是采用空心杆电加热井筒降粘工艺，将地下稠油采到地面。

随着成本管理力度的加大，而生产开发中，电加热技术耗电量大的矛盾越来越突出，日耗电量达85万kwh，电费的控制面临较大压力。

自年初以来，该厂的工艺技术人员积极探索化学降粘替代井筒电加温的节能新途径。

通过选井、取样、实验室化验评价，先后在滨647-8、647-1、348PI井上进行现场试验，其效果表明，在产量基本稳定的情况现，节约电费2.7万元。

证实用化学降粘剂代替电加温工艺，有效的缓解了目前电费成本紧张的局面。

此技术正进一步推广使用。

河口采油厂采用加药剂降粘技术以及利用井口高效加热炉自身热洗降粘技术，成功地解决了油井稠油出砂结蜡，导致油井生产时率底的难题。

该厂从实施此项技术以来，已累计增油达1万余吨，节约电费26.8万元，节省材料费64万元，效果也十分明显稠油是世界经济发展的重要资源，其储量约有4000亿-6000亿立
方米。

我国也有着丰富的稠油资源，据不完全统计，探明和控制储量已达16亿吨，重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。

我国对稠油油藏的研究、开发和加工已日趋成熟，并形成相当大的开采规模，而且产量也占全国石油总产量的1/10。

目前，各大稠油开采油田针对其自身特点，通过引进、消化、吸收和技术创新，形成了各具特色的开采技术，取得新的进展和突破，为构建我国经济发展平台，插上了腾飞的翅膀。

目前我国稠油的开采方法
由于稠油的黏度高，难流动，故不能用常规的方法开采，但稠油的黏度对温度十分敏感，只要温度升高到8℃-10℃时，其黏度就降低1倍，故以高压饱和蒸气注入油层，先吞后吐进行热采，就能达到良好效果，其采收率可达到40%-60%的水平。

我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发，按稠油油藏的特点，其开采方式也各有所异，但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。

目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸气吞吐、蒸气驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。

其中，胜利油田采用热采、注蒸气、电加温、化学降黏（注聚合物驱）等技术；辽河油田的中深层热采稠油技术；大港油田的化学辅助吞吐技术；新疆油田的浅层稠油面积驱技术；河南油田的稠油热采技术等，均处于国内领先水平。

尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油为10000Mpa.s，特稠油为10000-50000 Mpa.s，超稠油为50000Mpa.s以上），热采需要的参数很大，需要注气压力7.5 Mpa，注气速度为100t/d，蒸气干度为75%，蒸气温度为290℃，油层深度为300m，放喷时地层温度为140℃，压力为5.5 Mpa，优选好合理参数，是有效开发稠油的关键。

当今，提高稠油油田采收率的主要方法是注蒸气、周期处理油井的近井地带、层内燃烧和注热水等。

这些方法虽然有较高的增油效果，但因其能量消耗过高，投资过大，而使其实际应用受到限制。

因此，人们为了节能降耗，特研制
成功一种将饱和的尿素溶液注入被蒸气加热的地层，使尿素在高温下，分解成氨和CO2，对地层进行注蒸气、碱和CO2驱的综合处理方法，已在俄罗斯的部分稠油油藏试验结果表明，该方法是高效的，有广泛的适用性和良好的发展前景。

综合处理工艺的基本原理：此种新方法，其综合处理工艺是通过向预先用蒸气加热的地层注入尿素溶液。

这种溶液可在150℃的温度下，发生反应式，分解成NH3（氨）和CO2。

分解出的NH3和CO2，可溶于原油和蒸气冷凝水中，其后面注入的蒸气就会推动CO2和NH4OH（氢氧化氨）段塞运移，对地层进行蒸气驱，碱（NH4OH）驱和CO2驱等综合驱油。

与常规的碱和二氧化碳驱相比，该工艺具有如下优点：其一，添加的可生成NH3 和CO2的尿素价格较低；其二，在尿素的分解温度下，1吨尿素可放出7646.6m3NH3和373.3m3CO2，并且尿素的分解相当快。

另外，因地层温度已超过200℃，可使气体放出，并可使尿素水溶液转化成蒸气，提高地层压力；其三，分解出来的NH3和CO2可起到示踪剂的作用，据此可判定载热体和NH3及CO2段塞的运移方向和速度。

另外，也可用它对注蒸气井进行检查、预测油井的蒸气突进；其四，尿素是大批量生产的产品，对施工用料提供了方便。