稠油热采增效蒸汽驱技术（总公司验收多媒体）课件.ppt

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1、中石化河南油田分公司石油工程技术研究院中石化河南油田分公司石油工程技术研究院中石化河南油田分公司石油工程技术研究院中石化河南油田分公司石油工程技术研究院20032003年年年年3 3月月月月汇报提纲汇报提纲 河南稠油油藏的特点与开发现状河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析现场应用效果分析 结论和认识结论和认识 ：埋深埋深90-1100m90-1100m，小于小于700m700m占占85%85%以上，特、超稠油埋深一般小于以上，特、超稠油埋深一般小于400m400m，储层胶结疏松。，储层胶结

2、疏松。：油层单层厚度油层单层厚度1-4m1-4m，层系组合厚度层系组合厚度3-10m3-10m。：油层温度下脱气原油粘度油层温度下脱气原油粘度90-160000mPas90-160000mPas，特超稠油占探明特超稠油占探明 储量的储量的50%50%，占稠油总储量的，占稠油总储量的60%60%。：开发层系纯总厚度比开发层系纯总厚度比0.50.5左右，油砂体面积小，左右，油砂体面积小，一般为一般为0.1-0.5km0.1-0.5km2 2。稠油油藏的特点与蒸汽开采区块开发现状稠油油藏的特点与蒸汽开采区块开发现状稠油油藏的特点与蒸汽开采区块开发现状稠油油藏的特点与蒸汽开采区块开发现状稠油储量品位低

3、，达不到注蒸汽开采筛选标准。稠油储量品位低，达不到注蒸汽开采筛选标准。浅薄稠散 稠油注蒸汽开发稠油注蒸汽开发7个区块，地质储量个区块，地质储量1962万吨万吨,可采储量可采储量430.1万万吨。平均吞吐吨。平均吞吐8.8个周期个周期,累积吞吐油汽比为累积吞吐油汽比为0.33，采出程度达到，采出程度达到23%，储采比不到，储采比不到1，年自然递减在，年自然递减在30%以上。剩余可采储量仅以上。剩余可采储量仅123万吨，万吨，后备资源十分贫乏，注蒸汽开发稳产难度很大。后备资源十分贫乏，注蒸汽开发稳产难度很大。汇报提纲汇报提纲 河南稠油油藏的特点与开发现状河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在

4、的问题与对策高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析现场应用效果分析 结论和认识结论和认识 高周期吞吐开采阶段，地层压高周期吞吐开采阶段，地层压高周期吞吐开采阶段，地层压高周期吞吐开采阶段，地层压力下降幅度大力下降幅度大力下降幅度大力下降幅度大,产量递减幅度大。产量递减幅度大。产量递减幅度大。产量递减幅度大。问题与对策问题与对策问题与对策问题与对策之一之一之一之一年自然递减率高达年自然递减率高达34.8%34.8%增压驱动增压驱动强化回采强化回采油层压力已降到1.0MPa以下，吞吐井出供液不足,据统计，低效井回采水率在1660%,地下存水量大，导致

5、蒸汽热效降低，使吞吐效果逐次变差。蒸汽的超覆和窜流使地层纵向动用差异大蒸汽的超覆和窜流使地层纵向动用差异大蒸汽的超覆和窜流使地层纵向动用差异大蒸汽的超覆和窜流使地层纵向动用差异大制约着热采吞吐采收率的提高。制约着热采吞吐采收率的提高。制约着热采吞吐采收率的提高。制约着热采吞吐采收率的提高。统计资料表明统计资料表明：吸汽好的吸汽好的油层油层，占占30-40%，吸汽差的占，吸汽差的占27-38%。据井楼一区两口观察。据井楼一区两口观察井的动态监测资料，蒸汽仅波井的动态监测资料，蒸汽仅波及油层厚度的及油层厚度的15.4%，中下部，中下部三分之二的厚度仍是冷油带，三分之二的厚度仍是冷油带，几乎没有动用

6、。几乎没有动用。问题与对策问题与对策问题与对策问题与对策之二之二之二之二汽窜已由单向窜发展到成片窜，由单层窜发展到层间窜。汽窜已由单向窜发展到成片窜，由单层窜发展到层间窜。扩大蒸汽扩大蒸汽波及体积波及体积蒸汽前沿的冷凝液（热水带）蒸汽前沿的冷凝液（热水带）蒸汽前沿的冷凝液（热水带）蒸汽前沿的冷凝液（热水带）的驱油效率低的驱油效率低的驱油效率低的驱油效率低高周期的吞吐开采使地层存水增多，导致热水带变宽，蒸汽热效降低，形成注汽、采水的恶性循环。因此，河南油田的高周期吞吐开采和间歇蒸汽驱实际是一个热水洗油的过程，热水的驱油效率要比蒸汽低得多。问题与对策问题与对策问题与对策问题与对策之三之三之三之三蒸

7、汽带95%凝析油热水带50%冷油带提高热水带驱油效率提高热水带驱油效率高周期注蒸汽开采后期提高采收率的途径高周期注蒸汽开采后期提高采收率的途径采收率采收率=波及体积波及体积驱油效率驱油效率增压回采增压回采+提高驱油效率提高驱油效率+提高波及体积提高波及体积泡沫活性剂非凝气体+新型蒸汽增效剂新型蒸汽增效剂SEPASEPA 汇报提纲汇报提纲 河南稠油油藏的特点与开发现状河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析现场应用效果分析 结论和认识结论和认识 代号代号实验编实验编号号乳化情况乳化情况乳化液粘度

8、乳化液粘度mPas原油粘度原油粘度WPS-32好好68.5JSF-10B3不乳化不乳化60940KW-14不乳化不乳化60940BK-15好好58.760940HB-16好好51.860940JN-17不乳化不乳化60940QY-18不乳化不乳化60940HCS-19不乳化不乳化60940代号代号浓浓度，度，%乳化情况乳化情况乳化液粘度乳化液粘度降粘率，降粘率，%WPS-32.0乳化，乳化，稳稳定定68.599.891.0乳化，乳化，稳稳定定8099.870.8乳化，不乳化，不稳稳定定0.5不乳化不乳化BK-12.0乳化，乳化，稳稳定定58.799.901.5乳化，不乳化，不稳稳定定1.0不乳

9、化不乳化HB-12.0乳化，乳化，稳稳定定51.899.910.5乳化，乳化，稳稳定定40.599.930.25乳化，乳化，稳稳定定46.299.920.15乳化，不乳化，不稳稳定定浓度的优选浓度的优选 常用的驱油碱剂有常用的驱油碱剂有Na4SiO4、Na5P3O10、NaOH、Na2CO3等，综合考虑环保、乳化能力、等，综合考虑环保、乳化能力、与地层水配伍性等因素，现场一般采用复合碱，即与地层水配伍性等因素，现场一般采用复合碱，即NaOH和和Na2CO3的混合物，复配比例为的混合物，复配比例为1：3。表面活性剂的优选表面活性剂的优选助剂的优选助剂的优选SEPA-提高驱油效率提高驱油效率提高驱

10、油效率提高驱油效率SEPA-SEPA-蒸汽增效剂溶液蒸汽增效剂溶液与原油的界面张力与原油的界面张力静态洗油效果试验静态洗油效果试验SEPA-SEPA-型蒸汽增效剂：型蒸汽增效剂：0.30.50.30.5%HB-1+%HB-1+0.010.01%FJ+%FJ+005 5%NS%NSSEPA-SEPA-对三个区块稠油的降粘效果对三个区块稠油的降粘效果油样来源油样来源反应前稠油反应前稠油的粘度的粘度mpasmpas反应后稠反应后稠油的粘度油的粘度mpasmpas降粘率降粘率%古城古城BQ10BQ10区区46004600474798.9998.99井楼特超井楼特超稠油区块稠油区块63810638106

11、4.464.499.999.9井楼六区井楼六区4800480048.548.598.9998.99驱油效率提高幅度与驱替驱油效率提高幅度与驱替PVPV数关系数关系（热水（热水+SEPA-+SEPA-）SEPA-在蒸汽中产生非凝集在蒸汽中产生非凝集性气体气体性气体气体(如如:氮气、氮气、甲烷、甲烷、二氧化碳二氧化碳)形形成混相驱动。成混相驱动。增压驱动增压驱动增压驱动增压驱动提高波及体积提高波及体积提高波及体积提高波及体积碳酸碳酸铵铵碳酸碳酸氢氢铵铵碳酸碳酸氢氢钠钠尿素尿素分解温度分解温度（）5835270150溶解度溶解度2015251511.13010017价格（元价格（元/吨）吨）1000

12、12004006001500200011001300在相同条件下，氮气的两相区比在相同条件下，氮气的两相区比二氧化碳、甲烷都大，因此它的二氧化碳、甲烷都大，因此它的混相压力高。氮气驱只适应于相混相压力高。氮气驱只适应于相对密度小于对密度小于0.8500.850的轻油。二氧化的轻油。二氧化碳比甲烷有更低的混相压力，有碳比甲烷有更低的混相压力，有更小的两相区。而且由于二氧化更小的两相区。而且由于二氧化碳在水中的溶解度比甲烷在水中碳在水中的溶解度比甲烷在水中的溶解度更高，更容易通过水相的溶解度更高，更容易通过水相扩散至油相，达到混相的目的。扩散至油相，达到混相的目的。尿素高温分解反应方程式尿素高温分

13、解反应方程式CO（NH2）2+H2OCO2 +2 NH3150 1 1。尿素能化合蒸汽中的冷凝水，。尿素能化合蒸汽中的冷凝水，有利于保持蒸汽干度。有利于保持蒸汽干度。2 2。氨水能和稠油中的环烷酸、长链脂肪。氨水能和稠油中的环烷酸、长链脂肪 酸发生化学反应，生成具有酸发生化学反应，生成具有 表面活性的物质表面活性的物质 3 3。二氧化碳极易溶于原油中，使原油膨胀，降。二氧化碳极易溶于原油中，使原油膨胀，降 低原油的粘度低原油的粘度 ;4 4。二氧化碳易与活性剂形成泡沫，起到蒸汽转向和扩大波及作用。二氧化碳易与活性剂形成泡沫，起到蒸汽转向和扩大波及作用。假设一口吞吐井参数如下：T=200 P=5

14、MPa H=5m =30%Q=2t R=2m 则：V孔=3.14*22*5*30%=18.84（m3）PCO2=nRT/（V-n*0.0427-n23.59/V2=11.6（MPa）PNH3=2 nRT/（V-2n*0.0371-4n24.17/V2=13.9（MPa）PCO2+PNH3=25.5MPa 2t 尿素分解后可使2m以内的封闭地层的压力达到30.5 MMPa，达到原来的6 6 倍以上这说明在地层条件下，分解气体有很大的聚能作用。这一特征对低压地层的吞吐回采非常有利，也为蒸汽转向、扩大波及提供了驱动能量。产生多大压力？产生多大压力？扩大多少波及体积？扩大多少波及体积？假设产生的压力扩

15、散至地层压力仍为5MPa，2t 尿素分解后可生成33333.33摩尔的二氧化碳和66666.66摩尔的氨。由非理想气体的状态方程得：（50+n23.59/V2）（V-n*0.0427）=nRT VCO2=25.9（m3）（50+n24.17/V2）（V-n*0.0371）=nRT VNH3=51.8（m3）V总=VCO2+VNH3=77.7（m3）V总/V孔=4.13即：2t 尿素分解后产生的气体可使可使77.7m3的地层达到200、5MPa的条件，蒸汽的波及体积提高到原来的4倍以上。若压力降低到100、1MPa，则蒸汽的波及体积可达到306.4 m3，达到原来的16 16 倍以上。注汽温度：

16、注汽温度：230270230270 注汽压力：注汽压力：4646MPaMPa 尿素溶液在尿素溶液在150 150 以上是一个快速分解反应，其分解速以上是一个快速分解反应，其分解速率基本不受浓度、压力、和温度的影响。率基本不受浓度、压力、和温度的影响。尿素溶液分解尿素溶液分解产物产物对稠油的对稠油的降粘效果试验降粘效果试验结果结果粘度（粘度（mPasmPas）溶液：原油溶液：原油反应前反应前反反 应应 后后降粘率降粘率%505040405050808050501 1：9 9348134813609360915491549174.6174.655.555.52 2：8 83481348125882

17、588922.7922.7152.8152.873.573.53 3：7 7348134813037303711661166156.9156.966.566.5驱油效率提高幅度与驱替驱油效率提高幅度与驱替PVPV数关系数关系（热水（热水+SEPA-+SEPA-）三管非均质岩心提高三管非均质岩心提高驱油效率驱油效率试验结果试验结果序序号号驱替方式驱替方式渗透率渗透率（umum2 2含油饱和含油饱和度度%残余油饱和残余油饱和度度%驱油效率驱油效率%1 1纯蒸汽驱纯蒸汽驱5.4575.45767.667.614.214.279.079.02.9062.90620.220.270.170.10.299

18、0.29923.123.165.865.82 2蒸汽蒸汽+SEPA-+SEPA-5.5715.57169.169.17.97.988.688.62.9152.9158.48.487.987.90.3960.3968.28.288.188.1 蒸汽蒸汽+SEPA-+SEPA-驱替时，中渗和低渗岩心提高驱油效率幅度都比纯蒸汽驱替时，中渗和低渗岩心提高驱油效率幅度都比纯蒸汽驱的大驱的大 ，且较为均一，说明能够有效的扩大蒸汽的波及体积，有一定的调整，且较为均一，说明能够有效的扩大蒸汽的波及体积，有一定的调整吸汽剖面作用。吸汽剖面作用。SEPA-型蒸汽增效剂：30%NS+0.25%HB-1汇报提纲汇报提

19、纲 河南稠油油藏的特点与开发现状河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析现场应用效果分析 结论和认识结论和认识 井口段塞式注入增效剂工艺井口段塞式注入增效剂工艺优点：可以针对不同的油层条件 设计不同的增效剂配方和注入参数。施工工艺施工工艺 伴蒸汽加入增效剂工艺优点：增效剂利用率高，一站配液，多井同时施工，多井收效。储药罐储药罐泵泵蒸蒸汽汽锅锅炉炉储药罐储药罐油油井井现场应用效果 截止2003年2月28日，现场应用19口井，阶段油汽比平均提高 120%,采注比平均提高 135%,采用滴注式施工的

20、井阶段油汽比平均提高210%,采注比平均提高183%,增油效果和技术指标上升到一个新台阶，取得了明显的经济效益和社会效益，累计增油 15367.7t,投入产出比达到1：29.6,效果效益显著。措施井施工前后油汽比和采注比对比表措施井施工前后油汽比和采注比对比表井号增效实施日期本井增油（t）对应井增油（t）综合增油（t）L1182000.8.31155.0155.0L64042000.11.151328.924.31353.2L14182001.3.31、4.3443.920.1464.0LJ15162001.3.31、4.3221.8434.1655.9G5772001.4.26、5.8、5.

21、224256.24256.2LJ16202001.8.21、8.231024.41024.4L63012001.8.26239.8239.8G57112001.9.28141.0141.0G511102001.10.26、11.81060.21060.2G63052001.11.23、37.637.6G511102002.5.1、5.222321.72321.7L11732002.5.171183.31183.3L11802002.5.171225.01225.0L11442002.9.1421.2421.2L11312002.11.25175.5175.5G511132002.12.2475

22、.2475.2L12122002.12.25132132L11192003.1.1042.842.8L13062003.1.103.73.7合计19口井7251.18116.615367.7措施井施工前后油汽比和采注比对比表措施井施工前后油汽比和采注比对比表井号油汽比差值采注比差值施工前施工后施工前施工后L11800.120.1200.280.28L64040.420.670.250.761.160.40L14180.130.320.190.251.741.49LJ15160.260.370.111.193.192.00G5770.561.250.692.225.333.11LJ16200.1

23、20.770.650.21.050.85L63010.841.030.192.052.220.17G57110.550.610.060.991.620.63G511100.581.000.421.503.431.93G63050.010.050.040.070.180.11G511100.81.030.232.14.52.4L11730.482.211.730.862.771.91L11800.372.111.740.552.411.86L11440.581.40.820.72.11.4L11310.10.360.260.30.660.36G511130.040.080.040.090.290

24、.20L12120.20.560.360.260.840.58L11190.370.390.020.480.650.17L13060.240.30.060.340.40.06平均0.350.770.420.781.831.05提高幅度（%）120135 设计技术指标设计技术指标 实际达到的技术指标实际达到的技术指标（1 1）耐温性）耐温性 250 250 300300（2 2）降粘率）降粘率 90%90%9595%（3 3）岩芯驱油效率）岩芯驱油效率 60%60%67.867.8%（4 4）工艺成功率）工艺成功率 90%90%100100%（5 5）有效成功率）有效成功率 75%75%1001

25、00%蒸汽吞吐增效示意图蒸汽吞吐增效示意图注注蒸汽蒸汽蒸汽吞吐增效示意图蒸汽吞吐增效示意图放喷开抽放喷开抽增效注汽增效注汽蒸汽吞吐增效示意图蒸汽吞吐增效示意图增效注汽增效注汽蒸汽吞吐增效示意图蒸汽吞吐增效示意图注注蒸汽蒸汽蒸汽驱增效示意图蒸汽驱增效示意图增效注汽增效注汽蒸汽驱增效示意图蒸汽驱增效示意图增效注汽增效注汽蒸汽驱增效示意图蒸汽驱增效示意图多周期受效井多周期受效井 -L6404典型井效果分析典型井效果分析 之一之一 井楼油田六区，属特稠油层，随着吞吐轮次的增加，产量逐渐降低，从第三周期开始出现递减，平均递减幅度在20%左右 。L6404L6404L6404L6404井增效注汽前后各周期

26、日产油变化图井增效注汽前后各周期日产油变化图井增效注汽前后各周期日产油变化图井增效注汽前后各周期日产油变化图 周期日均产油量止住了下滑势头，四个周期共计增油1353.2吨。L6404L6404L6404L6404井相同井口温度下、生产时间和日均产油对比表井相同井口温度下、生产时间和日均产油对比表井相同井口温度下、生产时间和日均产油对比表井相同井口温度下、生产时间和日均产油对比表 周期周期 温度分级温度分级上上 周周 期期本本 周周 期期生产天数生产天数（d d）占总时间占总时间（%）日均产油日均产油（t/dt/d）生产天数生产天数（d d）占总时间占总时间（%）日均产油日均产油（t/dt/d）

27、505035.635.6 4.34.321.521.5 7.77.740-5040-5028.228.2 3.73.75 5 8.98.9小计小计63.863.857.757.74 426.526.528.328.38.38.330-4030-403434 0.80.84747 4.24.2303012.912.9 0.40.42020 2.82.8小计小计46.946.942.342.30.60.6676771.771.73.53.5 相同井口温度下的日产油水平提高，低温生产期延长，说明蒸汽增效剂对稠油的降粘效果好，稠油流动性变好，出油粘度降低。L6404L6404井各周期油汽比、采注比对比

28、图井各周期油汽比、采注比对比图 一周期实施见效后，地下出油环境得到改善，后续周期继续一周期实施见效后，地下出油环境得到改善，后续周期继续受效，具有较强的技术优势受效，具有较强的技术优势 L6404L6404L6404L6404井周期峰值产量对比图井周期峰值产量对比图井周期峰值产量对比图井周期峰值产量对比图 峰值产油量的显著提高正是峰值产油量的显著提高正是“驱油驱油+扩大波及扩大波及”蒸汽增效技术的特征蒸汽增效技术的特征 高周期吞吐井高周期吞吐井 -LJ1418LJ1418 L1418 L1418位于井楼油田一二区，开发层位有九个小层，渗位于井楼油田一二区，开发层位有九个小层，渗透率从透率从0.

29、0380.038mm2 2到到4.8444.844mm2 2,级差大，层间矛盾比较突。级差大，层间矛盾比较突。从第四周期开始，吞吐油汽比分别以从第四周期开始，吞吐油汽比分别以13.1%13.1%、40.5%40.5%、70.%70.%、69%69%呈快速递减趋势，平均递减幅度在呈快速递减趋势，平均递减幅度在48.1548.15%。典型井效果分析典型井效果分析 之二之二 回采水率的提高，将会大大改善地层的出油环境回采水率的提高，将会大大改善地层的出油环境 ，提高蒸汽热效，提高蒸汽热效率，可以预计，后续周期的生产形势将会变好。率，可以预计，后续周期的生产形势将会变好。蒸汽驱井蒸汽驱井 -G577G

30、577典型井效果分析典型井效果分析 之三之三 古城油田BQ10区中部，生产层位为下第三系核桃园组核三段9层，为特稠油层。井组内一线生产井8口，控制地质储量4.9745万吨,采出程度为24.1%。数值模拟软件：数值模拟软件：加拿大加拿大 CMG公司公司 STARS热采数值模拟软件热采数值模拟软件 井组：井组：G577 地质模型：地质模型：1313个网格，纵向上分为个网格，纵向上分为4个油层，个油层，3个隔层，建立了三维非均质模型个隔层，建立了三维非均质模型BQ10BQ10断块断块IVIV9 9层层577577井组油层厚度图井组油层厚度图拟合结束含油饱和度拟合结束含油饱和度图图拟合结束温度场拟合结

31、束温度场图图.井组开采井组开采 生产动态历史拟合生产动态历史拟合第一层第三层第四层第二层577井组注汽前的油层压力分布井组注汽前的油层压力分布第一层第二层第三层第四层577井组第一个段塞后的油层压力分布井组第一个段塞后的油层压力分布第一层第三层第二层第四层577井组第二个段塞后的油层压力分布井组第二个段塞后的油层压力分布第一层第二层第三层第四层577井组第三个段塞后的油层压力分布井组第三个段塞后的油层压力分布G577增效蒸汽驱试验开采效果评价通过实施增效蒸汽驱措施,G577井组采收率比常规蒸汽驱提高了4.444.44个白分点G577G577井组增效汽驱前后对比图井组增效汽驱前后对比图井组增效汽

32、驱前后对比图井组增效汽驱前后对比图 奥哈油田与古城油田奥哈油田与古城油田BQ10区区油藏参数对比油藏参数对比 俄俄俄俄罗罗罗罗斯奥哈油田斯奥哈油田斯奥哈油田斯奥哈油田古城油田古城油田古城油田古城油田BQ10BQ10区区区区地下原油黏度（地下原油黏度（地下原油黏度（地下原油黏度（mPa.smPa.s）93-28593-28511293-7078311293-70783地下原油密度地下原油密度地下原油密度地下原油密度 （kg/mkg/m2 2）938938968968地平均有效厚度（地平均有效厚度（地平均有效厚度（地平均有效厚度（mm）31.531.516.516.5孔隙度（孔隙度（孔隙度（孔隙度

33、（%）27.727.733.133.1渗透率（渗透率（渗透率（渗透率（1010-3-3 mm2 2）0.6590.6591.8481.848原始含油原始含油原始含油原始含油饱饱饱饱和度（和度（和度（和度（%）76.276.272.972.9采出程度（采出程度（采出程度（采出程度（%）202024.124.1奥哈油田与古城油田奥哈油田与古城油田G577井组井组 应用效果对比应用效果对比 俄俄俄俄罗罗罗罗斯斯斯斯奥哈油田奥哈油田奥哈油田奥哈油田古城油田古城油田古城油田古城油田G577G577井井井井组组组组平均平均平均平均单单单单井尿素用量（井尿素用量（井尿素用量（井尿素用量（t t）18186.

34、26.2吨尿素增油量（吨尿素增油量（吨尿素增油量（吨尿素增油量（t t）19.519.53838滴注工艺井滴注工艺井 -L1173L1173 井楼油田一区，开发层位为井楼油田一区，开发层位为8.98.9，属特超稠油层，属特超稠油层，3030条条件下脱气原油粘度高达件下脱气原油粘度高达9376593765cpcp，井口出油温度低于，井口出油温度低于7070后，后，无法正常生产，与临井同层位开发井对比，开发效果差无法正常生产，与临井同层位开发井对比，开发效果差。典型井效果分析典型井效果分析 之五之五L1173L1173增效注汽前后周期对比图增效注汽前后周期对比图增效注汽前后周期对比图增效注汽前后周

35、期对比图段塞式注入工艺与滴注式注入工艺效果对比图段塞式注入工艺与滴注式注入工艺效果对比图段塞式注入工艺与滴注式注入工艺效果对比图段塞式注入工艺与滴注式注入工艺效果对比图汇报提纲汇报提纲 河南稠油油藏的特点与开发现状河南稠油油藏的特点与开发现状 高周期开采存在的问题与对策高周期开采存在的问题与对策 新型蒸汽增效剂的研制新型蒸汽增效剂的研制 现场应用效果分析现场应用效果分析 结论和认识结论和认识 1 1SEPASEPA蒸汽增效剂能够显著地提高采注比，减少地下存水率，提高注蒸汽增效剂能够显著地提高采注比，减少地下存水率，提高注入蒸汽的热效率，一周期实施，多周期受效，具有较强的技术优势。入蒸汽的热效率

36、，一周期实施，多周期受效，具有较强的技术优势。2 2SEPASEPA蒸汽增效剂具有提高驱油效率和扩大蒸汽波及体积的双重功效，蒸汽增效剂具有提高驱油效率和扩大蒸汽波及体积的双重功效，能够提高老油田的采收率。与国内单纯依靠降粘或调剖进行蒸汽增效能够提高老油田的采收率。与国内单纯依靠降粘或调剖进行蒸汽增效的技术相比较，具有较强的技术优势；与俄罗斯奥哈油田相比，的技术相比较，具有较强的技术优势；与俄罗斯奥哈油田相比，SEPASEPA蒸汽增效剂能够就地产生二氧化碳泡沫，起到蒸汽转向、扩大蒸汽增效剂能够就地产生二氧化碳泡沫，起到蒸汽转向、扩大蒸汽波及体积的作用，技术先进。蒸汽波及体积的作用，技术先进。3.

37、3.SEPA SEPA蒸汽增效剂的配制和施工工艺简单，便于推广，采用伴蒸汽滴蒸汽增效剂的配制和施工工艺简单，便于推广，采用伴蒸汽滴注工艺能够提高效果水平。注工艺能够提高效果水平。结论和认识结论和认识权威机构的技术查新结论权威机构的技术查新结论:该技术在国内首次使用尿素作为蒸汽增效剂；在国际上首次把尿素、表面活性剂和碱复配而成高效蒸汽增效剂，具有混相驱和表面活性剂驱的特点，具有较强的新颖性。该技术的研究成功，突破了薄层、该技术的研究成功，突破了薄层、高周期、低压、高积水地层注蒸汽增效高周期、低压、高积水地层注蒸汽增效的难关，为河南油田稠油开发后期的挖的难关，为河南油田稠油开发后期的挖潜上产提供了强有力的技术支持，是一潜上产提供了强有力的技术支持，是一项提高稠油老油田采收率的新技术项提高稠油老油田采收率的新技术,在在国内外有着广阔的应用前景。国内外有着广阔的应用前景。汇报结束汇报结束请各位专家批评指导！