稠油目前开采技术与下步技术攻关（本站推荐）

第一篇：稠油目前开采技术与下步技术攻关（本站推荐）

稠油目前开采技术与下步技术攻关

摘要：稠油在石油资源中所占比例较大，但是常规方法很难开采出来。本文通过从稠油冷采和稠油热采两个方面介绍稠油开采的当前现状以及发展趋势，提出了一些合理的建议，有助于稠油油藏开发方式上升到一个新的台阶。

关键词：稠油；热采；冷采

一、稠油简介

稠油是一种高粘度、高密度的原油，成分相当复杂，一般都含有沥青质、胶质成分，是石油烃类能源中的重要组成成份，国外将重油和沥青砂油统称为重质原油。国内外稠油的分类标准不一致，一般用粘度、密度、重度表示。稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。

世界上稠油资源极其丰富，其地质储量远远超过常规原有储量。而我国稠油资源分布很广，储量丰富，陆上稠油、沥青资源约占石油总资源量的20%以上。我国陆上稠油油藏多数为中生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积，储层以碎屑岩为主，具有高孔隙度，高渗透率，胶结疏松的特征。根据稠油油藏的埋藏深度来看，我国绝大多数稠油油藏埋藏深度为10001500m之间。稠油粘度高，密度大，开采中流动阻力大，不仅驱动效率低，而且体积扫油效率也低，难于用常规方法进行开采。稠油的突出特点是含沥青质、胶质较高。我国胶质、沥青质含量较高的稠油产量约占原油总产量的70%。因此，稠油开采具有很大的潜力。对于稠油油藏，常规方法很难开采，采取一些特殊的工艺措施加强稠油开采很有必要。

二、稠油开采技术

稠油开采一般可分为热采和冷采两大类。稠油粘度虽然高，但对温度极为敏感，每增加10度，粘度下降约一半。加热过程中，水、轻质油和稠油粘度的变化表明，增加相同的温度，稠油的粘度比水和轻质油降低的多得多。热力采油作为目前稠油开发的主要手段，能够有效升高油层温度，降低稠油粘度，使稠油易于流动，从而将稠油采出。稠油“冷采”是相对“热采”而言的，即在稠油油藏开发中，不是通过升温方式来降低油品的粘度，提高油品的流动性能，而是通过其它不涉及升温的方法，利用油藏特性，采取适当的工艺达到降粘开采的目的。

1.稠油冷采

1.1当前现状

冷采是指无供热条件下，利用某种施工技术和特殊的抽油设备积极开采稠油的方法。稠油冷采工艺是采用无力或化学的方法改善稠油的流动性。冷采方法不仅可以降低开采成本，而且可以减少对地层的伤害。它具有开采工艺简单、生产成本低的优点。对于油层薄、埋藏深、地层渗透率低而不允许高速注入以及含油饱和度低或孔隙度低的稠油油藏，通常比较适合用冷采的方法开采。

1.2下步技术攻关

随着适合冷采油藏深度的加深，作为冷采举升工具主力的螺杆泵将向着高扬程、大排量和低转速方向发展。电潜螺杆泵随着性能的不断改进，将会越来越多的取代普通螺杆泵。电潜泵随着携砂能力的不断提高，将会越来越多地注入稠油冷采市场。

未来的疏松砂岩稠油油藏的出砂管理模式不会再局限于排砂与防砂两种相互对立的方式上，人们可以根据需要决定是否采取有限排砂采油的方式。稠油有限排砂采油的核心思想是使单井经济效益最大化，为了实现这一目标，需要用经济评价手段来确定在整个油田开发期内应该采取何种开采方式。稠油冷采技术虽然采油成本低，但采收率一般只有8%～15%，最高不超过20%，也就是说仍然有80%以上的资源留在地下。而且国内外尚未有稠油冷采油田进入冷采之后的提高采收率阶段，这一领域还可以进一步进行实践实验。稠油冷采主要是应用油层本身的性质在不加热原油的基础上尽可能的多采出原油，在出砂冷采的基础上使用化学吞吐技术和化学降粘可以更好的开采一些稠油油藏。关键是根据不同油藏，因地制宜、采用不同的开采技术。适合出砂冷采油的筛选标准如下：

2.稠油热采

2.1当前现状

稠油热采的主要原理就是降粘。稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油采收率工程项目，该技术得到了突飞猛进的发展，形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热，蒸汽与天然气驱，注气体溶剂萃取稠油技术，水平压裂辅助蒸汽驱等技术为代表的技术框架。其中大部分技术已经广泛应用于稠油油藏的开发，并取得了显著的效果，少部分前沿技术正处于矿场先导试验阶段或基础研究阶段。

2.2下步技术攻关

对于不宜转成汽驱开采的蒸汽吞吐油藏，如何在蒸汽吞吐后期进一步提高采收率，延长蒸汽吞吐的经济开采期，是接下来吞吐阶段的重要研究内容。在经济范围内，可采用的方法主要有：打加密蒸汽吞吐井；采用分层注采技术；打水平井或侧钻水平井进行蒸汽吞吐；采用多井整体吞吐方式；采用蒸汽配比助剂吞吐技术等。其中，针对特、超稠油开采试验推广的CO辅助蒸汽吞吐技术在辽河油区已经见到了明显效果。SAGD、VAPEX、热电联供等技术有望成为蒸汽吞吐后经济的接替技术。

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术可以将稠油采收率再提高25%以上，随着水平井技术的不断提高，轨迹控制能力能够满足SAGD的要求，应在完井方式、管柱强度上进一步深入研究，使其成为开发稠油最有希望的方法之一。重力泄油理论和水平井技术发展了SAGD、SAGP、VAPEX、COSH技术。这种发展势头仍将保持下去。

稠油开采越来越倾向于水平井和复合井技术的应用。如何合理应用水平井和复合井技术来提高原油采收率，是今后稠油热采中应该关注的问题。与常规井相比，水平井具有提高生产能力、加快开采速度和降低底水锥进等优点。复合井通过复杂的井结构引入一种新思路，通过较多的侧向井进入到以前未被捕集到的原油带，与直井甚至单个水平井相比，复合井具有更多优势。目前，水平井稠油热采技术主要有：水平井蒸汽吞吐、水平井蒸汽驱、加热通道蒸汽驱、重力辅助蒸汽驱（SAGD）、改进的重力辅助蒸汽驱（ESAGD）、水平井电加热开采、坑道式水平井开采、多底水平井开采、重力辅助火烧油层技术（COSH）、水平井火烧油层。

在热采中，蒸汽吞吐开采效果不错，技术已经被绝大多数油田运用，SAGD技术应用前景较为广泛，但是需要钻井水平提高，SAGP、VAPEX、COSH技术潜力较大，能够很好的解决一些油层地质物性比较差的缺点。

三、结语

总之，解决稠油开采难题和降低生产成本的关键是加强科技攻关，注重基础理论研究和超强技术研究，多投入多攻关多协作，注重科研与生产、地质与工艺的紧密结合，才能进一步提高稠油?_采效率。

第二篇：稠油开采技术

稠油开采技术

如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。

目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差，主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水＋化学吞吐、携砂冷采，等等。

1、热采技术

注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用，原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用，即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中，从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时，又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义，蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。热采井完井时的主要问题是，360℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。为此，采用特超稠油HDCS技术，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。特超稠油HDCS强化采油技术已在胜利油田成功应用。加强注采参数优化研究，针对不同原油性质、不同油层厚度和水平段长度，明晰技术经济政策界限，合理配置降粘剂、CO2和蒸汽用量，可提高应用效果和效益。

2、出砂冷采

1986年，为了降低采油成本，提高稠油开采经济效益，加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验。到90年代中期，稠油出砂冷采已成为热点，不注热量、不防砂，采用螺杆泵将原油和砂一起采出。文献指出，螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复，稠油形成稳定的流动地带，在油带前缘，油滴被启动而增溶到油带中，因此，油带具有很好的流动能力，表现到生产上就是含水下降。而抽油泵的脉动抽吸，使得地层孔隙中的油流难以形成连续流，水相侵入到油流通道，微观上表现为降低了油滴前后的压差，油滴更难启动，若水相能量充足，油滴就一直不能流动，表现到生产上就是长期高含水。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性，它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中“蚯蚓 洞”，可提高油层渗透率；形成泡沫油，则给油层提供了内部驱动能量。乐安油田草13块配套大孔径、深穿透、高孔密射孔、高压充填防砂与螺杆泵冷采配套技术，基本解决了粉细砂岩油藏防砂及稠油抽汲难题。

3、加降粘剂

王卓飞发现，乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力、提高毛管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质，降粘剂在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，因而流动阻力大大降低，达到了降粘开采的目的 [14]。比较常用的有GL、HRV-

2、PS、碱法造纸黑液、BM-

5、DJH-

1、HG系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验、形成超深稠油开发技术路线。

4、电加热

采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏，由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关，将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题：电热采油工艺单井平均加热功率80kW/h，日耗电费约1000元。

5、注空气开发

R.G.Mooreetal 等研究了重油油藏冷采后采用注空气法（地下燃烧）的潜在应用状况[15]。由于冷采油田在冷采的经济界限内仍遗留大量的原油，而且蚯蚓洞型的通道处于衰竭油藏之中，因此它是注空气的理想候选油藏。蒸汽短时期进入衰竭油藏，会破坏“蚯蚓洞”，从而使受热通道产生较高的渗透率。受热的通道为可流动的原油到达

生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽／燃烧法的综合应用可在薄油藏及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。

6、SAGD SAGD是国际上开发超稠油的一项前沿技术。它是向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。利用SAGD技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。

在国外，SAGD技术通常针对成对水平井开发，而辽河油田采用的是直井注汽、水平井生产。这种开发方式的优点有三：①将原有的直井替代水平井进行注汽，相当于少打一口注汽水平井，经济且实用；②辽河油田超稠油油藏夹层复杂，油层连续性差，纵向连通不好。国外水平井通常为1000米深，而辽河油田的水平井只有几百米。采用直井注汽，辽河油田原有的井多的特点就成了优势，这口不行就改用另一口。③监测系统是辽河油田应用SAGD技术的又一创新，改变了国外用两口井进行监测的状况。SAGD先导试验开始以来，辽河油田科技工作者经过不懈努力，解决了高干度注汽技术、大排量举升技术、地面集输系统等诸多难题，且均达国际先进水平，满足了SAGD工艺需要。

7、掺稀油开采

掺稀油降粘是开采稠油的一种有效的方法，其优点是不伤害油层，不像掺活性水降粘开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本。

8、微生物驱油

微生物驱油技术是通过细菌在油藏环境中繁殖、生长、代谢，利用细菌对原油的降解作用，产生的代谢产物使固液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，提高洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量，降低原油粘度。美国密苏里大学在2002-2004年开展了浅层重油的微生物采油技术研究；2005年，微生物采油技术列入中国“973”科技项目。胜利油田已获得耐温80℃、耐盐150000mg/L的驱油菌种，对原油的降粘率最高达到95％。开展了4个区块的微生物驱油现场试验，累计增油6万余吨。F16菌组能降低原油粘度，对粘度3000mPa·s(50℃)的原油的降粘率在30％～85％，经F16菌组作用后，原油的非烃组分减少，同时代谢产物中的生物表面活性剂能有效地改善常规稠油的流动性。大港油田孔二北断块应用本源微生物采油，累计增油17866吨。

9、地热辅助采油技术

地热采油是利用地热资源，以深层高温开发流体（油、气、水及其混合物）将大量的热量带入浅油层，降低原油粘度，提高原油流动能力。为了减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注入目的油层。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术非

常成熟，开发实践经验也很丰富，这为利用地热资源进行热水采油提供了便利。另外，与地热辅助采油技术相类似，笔者还初步研究了利用太阳能、风能和重力能辅助采油技术。

10、水热裂解开采稠油新技术

刘永建教授研究开发了水热裂解开采稠油新技术，在实验室内和采油现场取得了一些有意义的研究成果。水热裂解技术通过向油层加入适当的催化剂，使稠油在水热条件下实现部分催化裂解，不可逆地降低重质组分含量或改变其分子结构，降低了稠油的粘度。制备的稠油水热裂解催化剂有较好的催化效果，反应温度更接近于井下的实际温度。这是一个很好的攻关方向。

11、稠油热采地下复合催化降粘技术

中国石化报2007年10月9日报道了稠油热采地下复合催化降粘技术，该技术集表面活性剂降粘、水热裂解催化降粘和氧化催化降粘剂降粘等功能为一体，注入催化剂后原油就地裂解产生小分子的气体，增加了油层压力，延长了放喷时间，提高了产油量，为超稠油的开发提供了有力的技术支撑。

第三篇：稠油开采技术的最新研究进展

《稠油开采技术的最新研究进展》

油工（2）2001

喻天龙 201013074近年来，随着塔河油田开发规模的不断扩大，稠油开发的难度越来越高。其中，塔河12区超稠油井越来越多，超稠油油藏开发的形势越来越不容乐观。该厂尽管在稠油深抽、稠油降粘等稠油开采配套技术上不断下大功夫，但稠油井筒举升难的问题依然进度缓慢。根据多方论证和技术分析，其主要原因是12区原油粘度高，在油藏条件下具有较好的流动性。但是，在进入井筒后的垂直流动过程中，随着井筒温度的降低，原油粘度逐步增大，流动性逐渐变差。针对以上客观实际难题，该厂充分发挥地质技术人员攻关优势，紧跟开采开发形势，瞄准10区、12区超稠油举升、掺稀降粘、化学降粘技术难题，展开大胆探索和技术攻关，初步获得了突破性进展。

第一，根据油田快速上产发展要求，不断加大稠油开采工艺自主创新力度。今年以来，先后实施了两级接力举升、深抽减载装置、超深尾管深抽电泵、电加热杆等稠油新工艺，配套实施了18型游梁式抽油机、24型塔式抽油机、皮带式抽油机等配套工艺，试验取得较好效果。目前，已初步形成具有塔河特色的稠油开发采油技术模式。

第二，进一步加大油溶性、水溶性化学降粘剂评价、优选和试验力度。今年以来，筛选出两种水溶性化学降粘剂、三种油溶性化学降粘剂进入现场进行放大样试验。与去年相比较，化学降粘剂的应用效果得到很大提高，极大地缓解了稠油区块稀油紧缺的瓶颈问题，保证了新区稠油井正常投产需要。

第三，加大了中质油混配密度。目前，混配密度达到了0.898g/cm3,日增加中质油300吨。同时，加大掺稀生产井优化力度，分区块、分单元判定不同的掺稀优化目标，还采用低压自喷井提前转抽，提高混配效果等一系列措施，今年上半年，共计节约稀油11万余吨。

1、稠油油田开采历程及开采现状

欢喜岭采油厂稠油开采始于1982年5月。在当时勘探发现油层发育好、油层集中的锦89块、锦203块、锦8块等有效厚度大于10m的范围内布井118口，实施规模开采。但因原油稠，油井产能低，开采效果不理想，致使面对稠油开采出现”井井有油，井井油不流，人人见了稠油就发愁”的状况。

到1984年4月，全厂工艺技术人员针对稠油特性，开展技术攻关，采用先进技术，实施技术改造，在充分研究和参考国外稠油开采成功经验的基础上开展了蒸汽吞吐先导试验，从1984年4月-10月在欢17等3个区块的11口稠油井进行了12井次的蒸汽吞吐试验，单井获得日产油达100-200t的好效果，其中第一口蒸汽吞吐先导试验—锦89井经注汽吞吐，自喷期累计达到108天，平均日产油150吨，成为当时全国稠油蒸汽吞吐开采自喷期最长，单井周期累积产油最高的油井。先导试验的成功，为后来大规模、高速、高效开采稠油积累了宝贵的经验。

目前我厂开采的稠油主力区块有三个，即齐40块、齐108块和欢127块，含油面积共14.8km2,原油地质储量7831×104t，共有油井1400口左右，平均单井吞吐9.4次，现开井1060口左右，日产油3500t左右，日产水10000 m3左右，稠油产量约占全厂总产油量的2/3。在齐40块有一个70m×100m井距4个井组的蒸汽驱先导试验区。试验区试验已历时4年，汽驱阶段累计产油13.7366×104t，采出程度31.6%，试验区累积采出程度达56.3%。

2、稠油开采配套工艺技术

通过近二十年对稠油的开采，我们在稠油开采方面积累了丰富的经验，并完善了其工艺配套技术。概括来讲主要有以下几个方面： 稠油热采井的钻井完井技术

稠油热采井全部采用预应力、高强度钢级套管（如N80、P110等钢级7英寸套管），完井固井质量要求全井段合格，水泥返高要达到地面。稠油热采井的先期防砂技术

针对部分区块出砂比较严重的问题，采取了先期防砂工艺技术，该种防砂技术在防砂的同时，有效地避免了油层污染，有利于原油的渗流，避免了射孔和其它作业的伤害。保证注汽质量的井筒隔热技术

在井筒降热方面主要采取全部下入高质量隔热油管，环空采用密封效果好的热采封隔器，并开套管闸门注汽。对特殊工艺井采取环空氮气隔热技术。目前部分油井采用真空隔热管隔热技术，其隔热性能、机械性能均达到国际先进水平。保证注汽质量的地面隔热技术

地面建立固定的注汽管网，尽量降低和减少热损失，保证高质量蒸汽注入油层。充分发挥注入蒸汽的热能加热原油，提高吞吐效果。吞吐初期，延长油井自喷期的井口接力泵技术

对吞吐初期有一定自喷能力的油井采取井口接力泵技术，抽汲井筒产液，降低井筒回压，延长自喷期，提高油井产量，为下泵转抽做好准备。干抽技术及掺稀原油降粘技术

对油品性质较好和吞吐下泵初期，油层温度高，产出液温度高的油井，采取不掺油不加热干抽的方法，充分利用注汽热能，尽量提高油井产量。待温度降到一定值时，采取掺稀原油降粘，保证油井生产。目前欢喜岭采油厂除部分高含水油井外，绝大部分油井都采取泵下或地面掺稀原油降粘方式生产。机、杆、泵优化配套技术

根据欢喜岭油田原油物性特点和油藏埋深的实际，在开发初期采取大机、长泵、粗管、强杆、深下的配套采油技术。后期随着产量、含水等参数的变化，对上述工艺技术进行了适当的调整，并将优化设计技术应用于油井机、杆泵的选择上，在保证油井产能的前提下，提高了效率效率。如，目前我们将调速电机（三种速度分别为750、900、1200转/分）应用于稠油井，目的在于根据油井生产状况便于生产参数的调整。高温监测技术

为深化对油藏的认识，监测油藏的开采情况，使用了以TPS-9000型测井热电偶测试技术及高温测试仪为主的高温测试技术，对正确认识吸汽剖面、油层用情况及井间汽窜情况提供了准确的依据。

[1]三级站双管流程集输工艺

针对稠油特点和实际生产情况，我们采取三级站双管流程的集输工艺，即采取原油从油井进入计量站，计量后经接转站输送到联合站进行处理。联合站将稀原油输送到接转站、计量站后，掺到各生产井。这就保证了采出与掺入原油集输过程中的温度，杜绝了集输过程中因油温低影响生产事故的发生。

3、高轮次吞吐期存在的主要问题及配套技术

随着我厂稠油开采的深入，在进入高轮次吞吐阶段后，也就是我们常说的进入了油井蒸汽吞吐的中后期阶段，开采的矛盾日益暴露，并表现得非常突出，直接影响着油井的正常生产。归纳起来主要有以下几个方面的矛盾：平面上边水入浸

由于稠油开采都是采取降压开采方式，随着开采的深入，油层压力越来越低，与外部边水的压力平衡打破，导致边水的大量入浸，造成水淹油层，直接影响油井的正常吞吐，严重时导致大量储量损失而无法开采。纵向上动用程度不均，平面上汽窜严重

由于油藏构造先天造成油层非均质性和原油物性的差异，在常规的蒸汽吞吐中，经吸汽剖面和产液剖面测试发现，仅50-60％的油层动用程度较好，其它几乎未动用，造成油层在纵向上动用不均，储量浪费。同时，因动用不均，注汽时发生单层突进，发生汽窜现象非常严重，轻的影响油井生产，重则发生井喷，酿成事故。

经多轮次吞吐，套管损坏严重，无法继续生产

油井在经多轮次吞吐后，套管损坏非常严重，几乎每年以10％的速度增加，使油井无法生产，给开采带来非常大的难题。

油井出砂严重 由于油藏构造和油层物性、稠油的特性与蒸汽吞吐开采的方式的特殊性，导致稠油吞吐井出砂非常严重，严重影响稠油吞吐井正常生产。

油层中存水多，转抽投产排水期长，周期产量递减幅度大，吞吐有效期缩短 部分油井的周期吞吐油气比，已经接近或低于0.20的经济极限，无法继续吞吐经过多年的实践和摸索，我们总结出治理汽窜的对策：一是注汽前向井内注入高温调剖剂，封堵汽窜层位，调整吸汽剖面，达到注汽井正常注汽和对应井正常生产的目的。二是采取分层注汽的办法，封住已汽窜的层位，继续吞吐未汽窜层位，达到防窜和动用中低渗透层的目的。三是采取一注一关的对策，即一井注汽时，对应汽窜井关井，这种办法适用于对应井产量低或高含水井。四是采取两井同时注汽的办法达到防窜和提高注汽效果的目的。目前欢采厂稠油区块的防窜问题基本得到了解决。

第四篇：技术攻关

深圳市科技创新委员会 2019年技术攻关项目申请指南

一、申请内容

以增强我市高新技术产业核心竞争力，提升产业整体自主创新能力，突破产业发展重大共性关键技术为目标，聚焦我市战略新兴产业、未来产业和促进生态文明建设及民生改善的科技领域等瓶颈性关键技术，对深圳市高新技术产业重点领域、优先主题、重大专项的关键技术攻关予以资助。

重点支持领域：

电子信息领域：物联网、大数据、云计算、人工智能、信息安全、5G和核心芯片、量子信息与通信、第三代半导体；

生物科技领域：重大新药创制、健康保障、水和大气污染防治、固废处理、生物育种、海洋生态技术和公共安全；

材料能源领域：石墨烯、材料基因工程、高性能先进金属新材料、新能源汽车、燃料电池和高效节能；

智能装备领域：医疗器械、机器人与智能装备、智能无人系统、增材制造和激光制造、航空航天和海工装备。

二、设定依据

（一）《深圳经济特区科技创新促进条例》，深圳市第五届人民代表大会常务委员会公告，第144号；

（二）《关于促进科技创新的若干措施》，深圳市委，深发〔2016〕7号；

（三）《深圳市科技计划项目管理办法》，深圳市科技创新委员、深圳市财政委员会会，深科技创新规〔2012〕9号；

（四）《深圳市科技研发资金管理办法》，深圳市财政委员会、深圳市科技创新委员会深财科〔2012〕168号。

三、审批数量及方式

审批数量：受科技研发资金、战略性新兴产业资金和未来产业资金总额控制，单个项目资助强度最高不超过1000万元。

审批方式：采用“先征集、再选题、后申报”的模式，根据我市经济社会发展需求在征集课题中凝练选题，在我委网站挂出课题申请指南，然后以“单位申报、专家评审、答辩或者现场考察、社会公示、审批机关审定”的方式确定承担单位予以支持。

四、办理条件

申请深圳市技术攻关项目资助应当符合以下条件：

（一）申请单位应当是在深圳市或深汕合作区内依法注册、具有独立法人资格的国家或深圳市高新技术企业、技术先进型服务企业，高校、科研机构和社会组织只能作为合作单位参与项目。

（二）申请单位应当有良好的研发基础和条件、健全的财务制度和优秀的技术及管理团队，能提供相应的配套资金，具备承担大型高技术研究开发或者产业化项目能力。省科技特派员入驻企业予以优先支持。

（三）项目负责人必须为申请单位的全职在职人员，项目完成不超过60周岁。项目组成员总人数的50%以上须在深圳购买社会保险，来自牵头单位的项目组主要成员数量应占50%以上。

（四）有合作单位的，应注意以下事项：

1.合作协议中应注明牵头申请单位应负责技术攻关研发内容的50%以上；

2.牵头申请单位资金分配比例不少于单个合作单位的分配比例； 3.申请书中填报合作单位名称并加盖合作单位公章。如果项目无合作单位，则明确填写“无合作单位”。

（五）申请单位申报2019技术攻关项目应遵循以下原则：

本申报基础研究（自由探索、学科布局）、技术攻关、创业资助、深港创新圈、国际科技合作（研究开发项目）、股权投资、重点实验室、工程中心、公共技术服务平台、科技应用示范、孔雀（孔雀团队、创业资助）、创客（创客创业资助）计划的，有申报总量限制：

1.申请单位为企业的，原则上只能单独或者联合申报1项； 2015年以来获得国家、广东省和部级科技奖励的企业或2016年、2017年深圳市工业百强企业，可以单独或者联合申报2项。2.申请单位为高校或者科研机构的，其项目组成员只能联合申报2项。

五、申请材料

（一）登录深圳市科技业务管理系统在线填报申请书，提供通过该系统打印的申请书纸质文件；

（二）组织机构代码证、税务登记证、工商营业执照复印件（或具有组织机构代码、纳税人识别号、社会保险登记编码的“一照四号”营业执照复印件）；

（三）国家或深圳市高新技术企业认定证书复印件、技术先进型服务企业认定证书复印件；

（四）法人代表身份证复印件；

（五）2017完税证明复印件；

（六）2017财务审计报告复印件（审计工作尚未完成的，可暂由财务报表替代，最迟2018年4月30日18:00前上传审计报告）；

（七）项目可行性研究报告；

（八）项目组成员社会保险缴纳凭证复印件；

（九）合作协议复印件（如有合作单位）；

（十）可以选择提供知识产权证(包括专利和软件著作权)、查新报告、检测报告、获得国家省部级科技奖励的获奖证书、国家省计划立项文件、广东省企业科技特派员派驻协议书、深圳市工业百强企业证书等证明材料复印件；

（十一）知识产权诚信承诺书。

以上材料一式两份，复印件需加盖申请单位公章，除第（二）、（四）和

（五）项材料外，其他复印件需验原件，A4纸正反面打印/复印，非空白页（含封面）需连续编写页码，装订成册（胶装）。

项目申报材料中拟取得的学术、技术及经济效益等指标应严肃、科学，申报指标将作为项目评审、合同签订、过程管理、验收结题及项目评估的依据，原则上不予调整。特提请各申报单位严肃对待。

项目申报单位对申请材料的合法性、真实性、准确性和完整性负责。如有虚假，我委核实后将不予立项资助，并将申报单位列入我委科研诚信负面清单，视情节轻重，依法追究相关责任。

六、申请表格

本指南规定提交的表格，申请人登录深圳市科技业务管理系统在线填报。

七、受理机关

（一）受理机关：市科技创新委。

（二）受理时间：

网上填报受理时间：2018年4月13日-2018年5月2日（截止至18:00）

书面材料受理时间：2018年5月3日-2018年5月8日 办公时间：星期一至星期五上午：9：00-12：00，下午：14：00-17:45

（三）联系电话： 电子信息领域：88127371、88101054 生物与资源领域：88121057、88121058 材料与能源领域：88100739、88103124 先进制造领域：88125001、88103956

（四）受理地点：市民中心行政服务大厅西厅18-28号窗口。

八、决定机关

市科技创新委会同市财政委。

战略性新兴产业、未来产业领域资助项目由市新兴高技术产业发展领导小组审定。

九、办理程序（流程图）

项目征集——发布课题——申请人网上申报——提交纸质申请材料——市科技创新委对申请材料进行初审——专家评审，答辩或者现场考察——市科技创新委会同市财政委审定（战略性新兴产业、未来产业领域资助项目由市新兴高技术产业发展领导小组审定）——社会公示——市科技创新委、市财政委共同下达项目资金计划（战略性新兴产业、未来产业领域资助项目由市新兴高技术产业发展领导小组下达）——申请单位与市科技创新委签订项目合同书、拨付资助经费。

十、办理时限

结合受理情况，按申报顺序，分批处理。

十一、证件 证件：批准文件。有效期限：申请单位应当在收到批准文件之日起1个月内，与市科技创新委签订项目合同书。

十二、法律效力

申请人凭批准文件获得深圳市科技研发资金、战略性新兴产业资金、未来产业资金资助。

十三、收费 不收费。

十四、年审或年检

无年审。市科技创新委按照项目合同书对项目进行跟踪管理和组织验收。

声

明：

我委从未委托任何单位或个人为项目申报单位代理资金申报事宜，请项目申报单位自主申报。我委将严格按照有关标准和程序受理，不收取任何费用。如有任何中介机构和个人假借我委领导和工作人员名义向申报单位收取费用的，请知情者即向我委举报。

第五篇：国外水平井稠油热力开采技术的应用

国外水平井稠油热力开采技术的应用

1.水平井稠油热采技术应用规模

现代第一口稠油热采水平井是加拿大于l978年在阿尔伯塔省冷湖油田钻成的，该井斜深623．7m、垂深为475．8m。以后，加拿大又在阿尔伯塔省FortMcMurray地区Athabasca砂岩层完成更多的水平井用于高粘重质原油开采 结果表明，提高了采收率。同时，委内瑞拉及美国的一些油田也相继运用水平井稠油热采技术。截止1993年底，全世界约有6500 口水平井，但95 集中在美国和加拿大，美国有4500多口水平井，加拿大已钻1300多口水平井，大多数是1986年以后钻成的，其中45 集中在阿尔伯塔和萨斯喀彻温两省。

最新文献显示，到1995年底，美国完成稠油油藏水平井占总水平井井数的10，加拿大完成稠油水平井占总水平井井数的31。美国的稠油水平井平均产量是垂直井的3．7倍；加拿大稠油油藏水平井平均产量是垂直井的5．6倍。美国所有稠油水平井开采项目在经济上都是成功的，而加拿大有92的稠油水平井开采项目是成功的。由于采用了水平井稠油热采技术，美国的原油可采储量年平均增加约9，加拿大的原油可采储量年平均增加约l0%。

水平井稠油热采技术特点及应用方式

根据室内研究及现场先导试验，水平井制油热采可分为如下几种：

2.1 水平井蒸汽吞吐

该方法只使用一口水平井(既是注入井，又是生产井)。同垂直井比较，水平井注汽量大，采收率显著提高。由于水平井产量高于垂直井，因此可减少吞吐周期数。美国在中途日落油田稠油油藏(密度0.989kg／1)中成功地进行了水平井蒸汽吞吐。设计采用一口水平井及一个超短半径水平泄油井组(8个泄油孔的长度为4．3～31．4m)开采。至1992年1O月该井组已吞吐两个周期，产油3493m。结果表明，洼汽量和采油量比垂直井提高了2O ～ 5O。

2．2 水平井蒸汽驱

使用水平井和垂直井或水平井对(成对布置)等几种组合方式作为注入井和生产井。在现场应用中，水平井通常用作生产井而不用作注汽井。对有气顶或底水的油藏，可在靠近油藏顶部用垂直井注汽，在油层底部用水平井生产。加拿大Tangleflags北部油田即为水平井蒸汽驱的典型实例s疏松砂岩油藏，总厚度36．6m，原油密度0．979~0．986kg／l。1989年一季度第一口水平井产油95m。／d，1990年第二口水平井产油370m。／d。

2．3 加热通道蒸汽驱

该方法利用一个未射孔的水平通道(称为水平加热管，置于一口垂直注入井与一口垂直生产井之间的地层中)注高压蒸汽，使蒸汽进行环流。环流的蒸汽使水平加热管周围形成被加热的环形空间(即加热通道)，进而使附近地带内沥青粘度下降。而从注入井注入的蒸汽将沿着被加热的水平通道把具有流动性的沥青驱替至生产井。

2．4 重力辅助蒸汽驱(SAGD)从水平井上方一口或几口垂直井中注蒸汽。加热后，可流动的沥青在重力作用下流向位于其下方的水平井中。这称为重力辅助蒸汽驱油(SAGD)。采用SAGD 之前，各口垂直井应有若干周期的蒸汽吞吐。以减小与水平井之间的阻力，预热周围油层。若利用原先钻成的垂直井．只在其下方加钻水平井。将降低投资，还可以发挥这两种井各自的特点

2．5 改进的重力辅助蒸汽驱(ESAGD)为了开发加拿大阿尔伯塔和平河沥青砂岩制油油藏。壳牌加拿大有限公司应用了改进的重力轴助蒸汽驱油法(ESAGD)它采用上下两口水平井井对，上水平井用作注汽井，下水平井用作生产井。其操作分为三个阶段：① 预热阶段。②SAGD 阶段。③重力辅助与蒸汽驱相结合。数模研究表明，ESAGD比SAGD 的开采动态有明显改进，特别是日产量和最终采收帛。

2．6 水平井电加热开采 对蒸汽注入能力低的沥青砂岩油藏或采用常规注热法不能经济有效开采的油藏，可以考虑采用电加热法来开采。地层电阻率在1OOn ·m 内，可采用60Hz工业用交流电法加热；地层电阻率在i0000~ ·m 内，可采用无线电法加热，其频率范围在若干MHz 范围内。

2．7 坑道式水平井开采

该法是从地面向油层内打一口竖井并从竖井井底沿着油层钻一条几km 长的坑道如果油层为疏松砂岩，则需用铸铁或混凝土支架支撑坑道。在坑道的两边钻一批水平井眼，井眼要尽可能深地穿入油层，井距大些，以减少钻井费用。将蒸汽发生器下入竖井并沿坑道铺设蒸汽管线，注入的蒸汽加热油层并由生产井抽汲到地面。该法的优点：与油藏接触面积大；波及效率高．采收率在5O％ 以上；相对成本低，地面干扰小，可从湖底或沼泽采油。缺点是工程前期投资高达数千万美元。

2．8 多底水平井开采

该法是从地面钻一口大直径竖井，使其进入油层，然后在该竖井井底打一个直径更大的工作室，以便工作人员在井底工作。由此工作室底部向四周钻一批径向分布的水平井组。多底井中水平井筒有不同的分布方式，如径向放射状水平井眼，习惯上称之为“热盘”式水平井。该法的优点；扫油效率高,热效率高；直接成本虽比常规热采法高5o，但所钻井数少，人员和燃料费用较低；用常规热采法的一半时间，可采出1．5倍的油

2．9 顶部燃烧重力辅助水平井开采(COSH)COSH 法是由加拿大Aostra研制的 CoSH 系统由三类井组成：垂直注入井、远程集气井和水平生产井垂直注入井(钻在产层上部)用作注氧气、空气或加氧再循环气，采取向油层持续注气及在井筒中进行冷水循环的方式防止燃烧的负效应。在钻水平生产井之前，这些垂直注入井还可用来确定产层底部的精确位置及地质情况并能用热电偶监测气室下部的温度剖面。应避免使用水平注入井，除非找到使水平注入井免受燃烧破坏等负效应的方法。

远程集气井用来收集燃烧过程中产生的气体。它可以是垂直井，也可以是水平井，在靠近产层顶部完井。如果采用垂直井，最初在靠近产层顶部完井．一且燃烧或停止注氧气后，就在产层下部进行二次完井以用作生产井。远程集气井应尽量远离注入井，以便在整个燃烧过程中保持井筒冷却，使得采出气中含氧不会成为严重的问题。水平生产井钻在各排垂直注入井之下的产层底部附近，用于采出加热后的流体。对水平生产井巾的产气量应进行监测并控制在较低的速率下，以防燃 烧热量到达生产井。

2．10 水平井火烧油层

目前人们对水平井火烧油层的认识还限于室内研究。英国Bath大学对水平井火烧油层进行了模拟。选用狼湖地区的原油。在一个三维矩形燃烧室(O．4m×0．4m×0．4m)中进行～ 系列火烧试验。采用三种不同l的井组合：垂直注入井一水平生产井(VIHP)，水平注入井一水平生产井(相互垂直)(HI上HP)，平行的水平注入井一水平生产井(HIHP)3 结论

目前国外在水平井稠油热采方面进行了多方面的研究，有些水平井稠油热采方式用于现场取得了良好的效果。尽管有些热采方式仍处于室内研究阶段，但模拟结果显示出了良好的应用前景。随着研究的不断深入，将会有更多的水平井热采方式投入现场应用。