稠油油藏热采新技术及发展的趋势分析

1、稠油油藏热采新技术及发展的趋势分析关键词：稠油；热采；新技术；提高采收率0 引言胜利油田经过40多年的勘探，先后在单家寺、乐安、孤岛、王庄、陈家庄北坡和孤东等油田发现了稠油，主要分布在新近系东营组、馆陶组、沙河街组及奥陶系、寒武系等油层中，截止2012年底，探明稠油地质储量5.78亿吨。与国内其他油田稠油油藏相比，胜利稠油具有埋藏深、油层厚度薄、储层水敏性强、原油粘度范围和具有活跃的边底水等不利条件。十五;以来，针对新区薄层、敏感性、超稠油等复杂油藏和老区高含水、低采收率、低采油速度等开发难题，发展完善了一系列稠油热采技术。1 稠油热采新技术从1983年开始稠油热采技术攻关，到九五;末，蒸汽吞

2、吐技术实现了对粘度低于5万mPa-s常规稠油和特稠油的开发，十五;以来，通过深化稠油渗流机理研究和完善配套注汽工艺，超稠油和特超稠油开发取得突破，解放了一批难动用稠油储量，井网加密和水平井技术的创新应用改善了蒸汽吞吐开发效果。1.1 超稠油油藏开发技术超临界锅炉、蒸汽等干度分配和隔热油管等工艺的成功研发，突破了粘度为510万mPa-s超稠油油藏开发难题。亚临界锅炉使注汽压力由17MPa提高到21MPa，超临界锅炉又使注汽压力大幅度提高到26MPa，蒸汽等干度分配技术实现了有效均匀配汽，高真空隔热油管使注汽井筒热损失降低到5%以下，并在注汽过程中配套高效驱油降粘、化学剂抑制蒸汽冷凝液等技术，增加

3、了注汽能力和地层吸汽能力，成功开发动用超稠油储量。1.2 特超稠油油藏开发技术发展应用深层特超稠油油藏水平井开发技术，即HDCS技术，突破了粘度大于10万mPa-s的特超稠油开发难关。HDCS技术主要借助油溶性降粘剂（Dissolver）、二氧化碳（Carbon dioxide）和蒸汽（Steam）三种物质的复合降粘和传质作用，对水平井井眼周围的特超稠油进行强制降粘，消除死油带和胶质沥青质沉积造成的堵塞，提高近井区域的渗流能力，有效降低注汽启动压力；复合降粘剂与CO2共同作用，继续降粘，进一步提高蒸汽热波及范围。同时配套高压注汽、注采一体化管柱注汽工艺。成功开发了郑411、坨826和单113等

4、特超稠油油藏，应用HDCS技术设计43口水平井，动用399x104t，新建产能12.4x104t。1.3 蒸汽吞吐井网加密技术在稠油油藏存在启动压力梯度、蒸汽吞吐加热半径小的新认识指导下，实施稠油井网加密，增加了储量动用程度，改善了高轮次吞吐效果。胜利油田针对稠油热采井距大、加热半径（5070m）小、井间剩余油富集、吞吐采收率低的矛盾，在数值模拟研究剩余油、钻密闭取心井检验基础上，为满足直井单井产油2900吨的经济极限可采储量，建立了中深层蒸汽吞吐加密筛选标准，原油粘度小于10000mPa-s普通稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于6m，井距由200x283m加密到141x200m；原油粘度小于5

5、0000mPa-s特稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于8m，井距由200x283m加密到141x200m；原油粘度小于100000mPa.s超稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于12m，井距由141x200m加密到100x141m。十五;以来共实施13个单元，新钻井196口，新增能力46x104t，增加可采储量302x104t，提高采收率5.7%。如孤岛油田中二北Ng5稠油环普通稠油油藏（原油粘度500010000mPa-s），具有一定的边底水，油层厚度在1015米，1992年投入注蒸汽吞吐开发，于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密，共钻加密井46口井，加密的实施有效遏制了区块产量的

6、递减，增加可采储量82x104t，提高采收率8.1%。1.4 普通稠油低效水驱转热力开采技术针对地层原油粘度在200300mPa-s的普通稠油油藏，水驱开发采油速度低、采收率低的矛盾，开展了普通稠油水驱转热采开发，建立了水驱转热采的技术界限，当有效厚度大于6m、含油饱和度大于0.4时，单井吞吐经济极限产量可达到3100吨。2002年，孤岛油田南区Ng56稠油单独作为一套层系，新钻热采井85口，老水井停注，实施低效水驱转蒸汽吞吐开采，取得成功，采收率达到19.7%，提高了12.9个百分点。目前，已在胜利油田28个单元实施低效水驱转蒸汽吞吐，增加可采储量1067万吨，提高采收率11.2%。1.5

7、稠油热采水平井工艺技术水平井裸眼防砂完井一体化技术的完善配套，有效解决了过去应用固井射孔完井和金属棉防砂效果不稳定的问题，满足了出砂油藏大排量生产的需要，大大改善了水平井热采效果。自2007年以来，已在胜利油田成功应用，取得好的效果，降低注汽压力2-3MPa，井底干度达到75%以上，单井日产油量平均提高5.9t。水平井均匀注汽工艺较好地解决了水平井吸汽不均匀问题。依据水平井井段中蒸汽压力的分布，对注汽管柱上的配注器及其上的泄流孔个数进行优化设计，在滨南油田单2块应用11口井，取得好效果，同采用常规注汽工艺相比，平均产液量由18.8t/d上升到55t/d， 平均产油量由6.3t/d上升到20.2

8、t/d。利用水平井单层开发薄层稠油油藏取得成功。集成稠油薄储层精细描述、防砂完井一体化、水平井均衡注汽等技术，高效动用了直井开发低效、无效的34米薄层，在单2馆陶、单10馆陶等18个区块动用储量1443万吨，完钻水平井134口，建成产能36.3万吨。2 稠油热采油藏存在的主要矛盾稠油油藏地下原油粘度高（1027mPa.s），以热采开发为主（主要是蒸汽吞吐）注水开发为辅，采收率较低，热采单元采收率只有18.2%。目前蒸汽吞吐单元普遍进入高轮次吞吐阶段，稠油蒸汽驱开发难度大，制约稠油油藏大幅度提高采收率的主要矛盾是：普通稠油和特稠油油藏蒸汽吞吐进入高轮次吞吐阶段，含水高，开发效果变差，采收率低；超

9、稠油油藏蒸汽吞吐产量和油汽比下降快，稳产难度大；与国内外典型蒸汽驱油藏相比，适合蒸汽驱油藏油层埋藏深，井底蒸汽干度较低，边底水活跃导致蒸汽驱热效率降低，驱油效果差；特超稠油油藏储层胶结疏松，出砂严重，储层敏感性强，有效厚度薄，发育较强的边底水，开发难度大。3 稠油热采技术方向针对稠油油藏存在的问题和潜力，要加大水平井、HDCS、井网加密等技术应用规模，加快水驱转热采、蒸汽驱、热化学蒸汽驱开发方式的转换，大幅度提高稠油油藏的采收率。对普通稠油和特稠油高轮次吞吐单元，通过优化合理井距，实施井网加密、热化学吞吐、氮气泡沫辅助吞吐，提高储量动用程度和吞吐开发效果。对新发现的特超稠油油藏，坚持采用水平井均匀注汽、HDCS、注采一体化工艺管柱、双空心抽油杆内循环加热井筒举升等技术，提高特超稠油储量动用率和采收率。针对储量规模较大的油水过度带和薄层稠油，采用水平井单层开发技术，提高稠油开发质量。完善配套普通稠油低效水驱转热采技术，开展不同含水、不同温度下水驱、蒸汽驱效率试验、水驱转热采开发技术界限、井网匹配关系及配套工艺技术研究，进一步扩大热采规模。加强蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术研究，攻关研究提高蒸汽干度、降低井筒热损失、有效降