(对注气开发稠油的几点看法.docVIP

注汽开发稠油的几点思考 霍 广 荣 二○一一年八月 组织研讨班的领导让我在会上发个言，盛情难却。我是一个已退休的、但搞了较长时间稠油的老稠油人了，让我参加这个会，一是可会会老朋友，同时结识一下新朋友，是人生很爽快的事，所以我答应了。但要讲点什么呢？确实十分为难。要谈新工艺新技术的发展情况，各种技术会议、国内外技术期刊都介绍过了，同志们了解的比我多，要讲有探索引领作用的开发先导实验，我已多年陌生了，更没跟踪了解，所以我想还是讲点自己熟悉的，目前仍大量应用的工艺技术为好。就是这些技术也在不断发展中，而我讲的视角，也不准备讲发展了什么、完善了什么，而是准备从存在的问题、易忽视的方面，讲点看法。在此要说明一下，我这样讲，绝没有责备谁的意思，我没这个资格。稠油发展到这种规模，没有相当的技术发展和管理水平是不可能的，我赞扬还来不及呢! 我只是怀着对稠油事业的热爱，期盼稠油有更好的发展而尽言的。毛主席曾说：“文学艺术要百花齐放，科学技术要百家争鸣。”我就算一家之言吧！因为离开工作很多年了，尤其对开发现状、现场情况都生疏了，所以我今天讲的现场问题很可能以偏概全，不符合实际，我的观点也会有偏激不妥之处，在此恳请大家谅解，并给予纠正。 一、蒸汽吞吐 蒸汽吞吐工艺在目前胜利油田稠油热采中仍占有主要地位，90%以上的稠油产量仍来自蒸汽吞吐，蒸汽吞吐工艺热波及体积有限，这是工艺本身的局限性，尽管蒸汽驱可以弥补其不足，但由于其操作条件苛刻，加上胜利油田已吞吐的大多数油田边、底水活跃，非均质造成汽窜严重，超稠油、特超稠油占比较大，要大规模、大面积转变成汽驱开发，不是近几年能够完成的，另外从开发指标油汽比来看，一旦转驱，油汽比在0.3以上就是不错的了。而目前多数吞吐轮次已达6次以上的吞吐区块，其油气比仍在0.4以上，难倒我们会为了转驱而牺牲0.4的油汽比，而去要0.3的油气比吗？况且目前井网、井距下是否已达热连通，还有待验证。所以吞吐工艺还会有一个相当的时期。如何使吞吐工艺做的更好？如何针对吞吐工艺当前存在的问题改进、完善、发展现有的吞吐工艺技术？如何有针对性地抓好技术管理工作？我想就吞吐工艺中量大面宽，普遍存在的几个问题谈点看法。 1、注汽压力 随着深层稠油，特超稠油和边际稠油的开发，会出现吸汽能力差，注汽压力高的问题，由此带来注汽干度低，注汽质量差、开发效果差的结果。面对这一问题，有两种解决思路：一是研制亚临界锅炉、超临界锅炉，提高井口注汽压力到20MPa、25MPa，从而提高注入压差，实现设计的注入速度和干度；二是设法从储层入手，提高该井的吸汽能力，在井口注入压力不增加下，实现设计的注入速度和干度。在“八五”期间，我们研制的亚临界锅炉对开发超稠油起到过重要任用，(我也曾是当时研制的积极倡造者)但我的观点是更倾向于从储层入手，提高井的吸汽能力的后一种解决问题的思路。为什么呢？这里设计了一个例题，想用其计算结果来说明道理。 储层埋深1000米，注入速度10吨/小时，井口干度70%，在井筒隔热状况相同下(模拟现场情况)，用加拿大WELLFLO软件计算井口注入压力分别为15MPa和19MPa下的井底参数， 井口 压力 MPa 井口 温度 ℃ 井口湿蒸汽比焓 千焦/kg 井底 压力 MPa 井底 温度 ℃ 井底 干度 % 井底饱和汽比容 m3/kg 井底湿蒸汽比焓 千焦/kg 千米 热损失 % 15 341 2306 16.6 350 43.8 0.0089 2054 11.3 19 360 2260 21.4 371.6 17.7 0.0044 1864 16.4 上述计算结果显示： ① 两个不同的注汽压力下，千米热损失不一样，15MPa下要低5%； ② 两个不同的注汽压力下， 15MPa下井底湿蒸汽比焓比19MPa下多190千焦/kg，高9%； ③ 15MPa下井底注汽干度达43.8%，是19MPa时的2.5倍，且高出26个百分点； ④ 15MPa时井底饱和汽比容是19MPa时的两倍。 所以就是在干度高、比容大、比焓高，这三个优势条件下，15MPa注汽其热波及体积大的优势会大大显露出来，其吞吐效果自然会好很多。原因就是比容和潜热这两个重要参数都随着压力的降低而增大所至，这也就是我倾向于后一种解决方式，千方百计降低井口注汽压力的原因。 上述计算结果给我们的启示是： ①谈到注汽质量，从注汽参数上一般先想到蒸汽干度，看来是不完全的。从上述计算可以看出，在相同注入速度、相同干度下，降低注汽压力，也是可以大大提高注汽质量的。也就是说，在可能条件下，降低注汽压力也是提高注汽质量的重要措施。 ②我讲注汽压力这个题目，是从因有深层稠油、特超稠油、边际稠油的开发需要引伸来讲的。但是，上面的计算结果也自然使我们想到，对于一般注汽压力不太高的