胜利油田稠油开采技术

关于胜利油田稠油开采技术第1页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六胜利油田位于中国东部渤海湾盆地，为中国第二大油田,1961年发现，累积探明原油储量50亿吨，产油10亿吨。胜利油田胜利油田地理位置图一、胜利油田稠油油藏主要特点第2页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六胜利主要稠油油田位置图单家寺乐安孤东孤岛金家八面河王庄桩139东辛陈家庄罗家－垦西先后在单家寺、乐安、孤岛、孤东、王庄和陈家庄等11个油田发现了稠油。稠油资源量10.79亿吨，探明5.26亿吨。胜利稠油储量分布一、胜利油田稠油油藏主要特点第3页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六一、胜利油田稠油油藏主要特点“深”：埋藏深度900m～2000m；“稠”：原油粘度超过10×104mPa•s；“薄”：油层厚度小于6m；“敏”：水敏渗透率保留率小于30%；“低”：油汽比仅0.34(采收率15.9%)。胜利油田稠油油藏以边际稠油为主，具有以下开发难点：第4页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六一、胜利油田稠油油藏主要特点二、胜利油田稠油开采技术三、结论与认识提纲第5页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六3、薄层稠油多井型组合开发技术1、稠油非达西渗流机理2、特超稠油HDCS开发技术6、热化学复合驱开发技术5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术4、强水敏稠油“近热远防”开发技术二、胜利油田稠油开采技术通过开展边际稠油开发理论与技术攻关，在稠油渗流机理、开发配套技术等方面取得了如下主要成果：第6页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六研究发现稠油渗流机理不同于稀油，是具有启动压力梯度的非达西渗流。1、稠油非达西渗流机理稠油渗流不符合达西渗流规律渗流速度压力梯度(MPa/m)(10-5m/s)达西流区非达西流区启动压力梯度●●●第7页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六启动压力梯度，流度，mD/mPa•s以渗流实验为基础，得到了启动压力梯度的数学模型：式中：λ为启动压力梯度建立了考虑启动压力梯度影响的稠油非达西渗流方程1、稠油非达西渗流机理MPa/m第8页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六达西渗流区(35m)油层温度启动压力非达西渗流区(56m)不流动区(51m)井筒驱动压力孤岛中二北流场分布(地下原油粘度400毫帕•秒、渗透率2500毫达西)300℃80℃65℃10MPa自井筒向油藏内部依次划分为三个流区：达西渗流区、非达西渗流区和不流动区。如孤岛中二北吞吐末期三个流区宽度分别为35m、56m和51m。

稠油油藏热采流场分布特征1、稠油非达西渗流机理第9页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六

在该油藏三个流区分别设计密闭取心井，取心分析饱和度与理论预测结果相吻合，证实了稠油非达西渗流机理的正确性。非达西渗流区：24-检533含油饱和度高0.530.52不流动区：

25-检533

原始状态0.600.59达西渗流区：

23-斜检535

含油饱和度低0.290.31流区动用状况含油饱和度%理论预测取心分析井号1、稠油非达西渗流机理第10页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六2、特超稠油HDCS开发技术针对粘度超过10×104mPa•s的特超稠油常规注蒸汽难以有效动用的难题，首创HDCS四要素组合开发技术。H(水平井)：降低注入压力

D(油溶降粘剂)：近井化学降粘C(二氧化碳)：扩散降粘、助排隔热S(蒸汽)：蒸馏、加热降粘第11页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六建立了HDCS四要素优化配比的参数图版，指导了现场实施二氧化碳注入量(C)降粘剂注入量(D)粘度，毫帕•秒降粘剂及二氧化碳注入量，t注汽强度(S)注汽强度，原油粘度20×104mPa•s，水平段长度200米的合理DCS配比为：降粘剂(D)32t，二氧化碳(C)88t，蒸汽(S)2460t2、特超稠油HDCS开发技术t/m第12页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六研发了压力等级26MPa超临界高压注汽锅炉，出口温度达到394℃。注采一体化抽油泵工作示意图研发了注采一体化泵及管柱，避免作业冷伤害，井口产液温度提高20℃以上，延长生产周期。2、特超稠油HDCS开发技术第13页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六水平井均匀注汽工艺注汽管柱一个出汽点只能保证40m-80m水平段有效吸汽；设计了水平井自补偿器和具有自动分配功能的配汽器，实现水平段全段均匀注汽，提高油井产量和油层动用程度。一个出汽点根据储层条件和油层状况设计多个出汽点2、特超稠油HDCS开发技术第14页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六王庄油田郑411油藏HDCS开发井位图例如，郑411油藏应用该技术，单井周期产量由原技术的127t提高到1812t，增加了13.3倍，油汽比0.82。周期产量，t增加13.3倍(粘度30×104mPa•s)HSHDCS利用该技术共动用特超稠油储量5718×104t，累积增产原油193.6×104t。2、特超稠油HDCS开发技术第15页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六3、薄层稠油多井型组合开发技术油层热损失%油层厚度m研究表明，利用水平井可降低油层热损失20%～30%，提高吸汽产液能力1.7倍以上，油藏动用范围显著扩大。水平井直井●水平井开采薄层稠油优势第16页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六根据薄层稠油的油藏特点，优化提出了三种典型的井型组合方式。对单薄层稠油油藏，采用水平井与水平井组合、水平井与分支井组合；对多薄层稠油油藏，采用水平井与直井组合。（2）水平井与分支井组合（3）水平井与直井组合(利用直井动用非主力层,汽驱注汽易于调节)单薄层稠油油藏多薄层稠油油藏（1）水平井与水平井组合在单2馆陶、草27、草104、埕91等50多个单元应用。3、薄层稠油多井型组合开发技术●开发薄层稠油井型组合方式第17页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六

多井型组合开发技术降低了开发动用门槛。普通稠油、特稠油、超稠油动用厚度界限由原来的6m、8m、10m分别降低到2.4m、2.9m和3.7m。油层厚度米(小于10000mPa·s)(1～5×104mPa·s)3、薄层稠油多井型组合开发技术●水平井开采薄层稠油技术界限(>5×104mPa·s)第18页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六18P613Ng631油层厚度3-4米自研了MWD+LWD井轨迹控制系统测量范围：温度<150℃电阻率0.2～2000Ω·m自然伽玛0～500API测量精度：井斜精度±0.1°方位精度±1.0°上下摆幅不超过0.5m，左右摆幅不超过2.5m3、薄层稠油多井型组合开发技术●水平井钻井轨迹控制技术第19页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六套管完井挂精密滤砂管完井裸眼精密滤砂管完井套管完井长井段挤压砾石充填防砂精密滤砂管完井管外挤压砾石充填滤失滤失堵塞点亏空区域水平井正向挤压充填示意图水平井逆向挤压充填示意图3、薄层稠油多井型组合开发技术●水平井配套防砂工艺技术第20页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六陈家庄油田陈373油藏开发井位图例如，陈373油藏外围6m以下薄层储量1277×104t，平均单井日产油13.8t/d，油汽比1.10。储量动用率由58.6%提高到90.9%。（外围薄油层厚度小于6m）利用该技术共动用6米以下薄层稠油储量7482×104t，其中3米以下储量达1042×104t，累积增产原油425.1×104t。利用该技术共动用6m以下薄层稠油储量7482×104t，其中3m以下储量达1042×104t，累积增产原油425.1×104t。3、薄层稠油多井型组合开发技术陈373块主体2006年直井热采陈371块陈311块陈373-平6陈373东扩第21页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六4、强水敏稠油“近热远防”开发技术针对强水敏稠油油藏粘土含量高、遇水膨胀堵塞储层的难题，研究发现蒸汽高温加热能使敏感性粘土矿物转化为非敏感性矿物。机理：水敏矿物蒙脱石在高温作用下失水、晶格间距缩小，转化为非水敏矿物伊利石。临界转化温度点100℃，在300℃时转化率达到78%，且不可逆。高温蒸汽能使水敏转化为非敏，这一发现为强水敏稠油油藏注汽开发打下基础。矿物含量%温度℃蒙脱石＋K＋＋Al3+伊利石＋SiO4+

水热反应78%第22页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六300℃“近热”“远防”郑36油藏“近热远防”开发机理图基于上述发现，提出了“近热远防”的开发策略：“近热”：近井地带通过高温蒸汽使粘土转型，降低储层水敏程度“远防”：远井地带采用深部防膨技术，抑制储层水敏伤害“近热”：近井地带通过高温蒸汽使粘土转型，降低储层水敏程度“远防”：远井地带采用深部防膨技术，抑制储层水敏伤害注汽井温度渗透率保留率蒸汽加热前缘高温水敏转化区(16m)低温水敏区(40m)4、强水敏稠油“近热远防”开发技术第23页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六4、强水敏稠油“近热远防”开发技术研发了耐温高效油层深部防膨剂:防膨剂处理后岩心渗透率保留率高温、常温渗透率保留率均超过95%研制具有网状包裹性能的防膨剂，有效压缩粘土矿物晶面间距，防止粘土膨胀郑斜41井2号样PGS蜘蛛网键防膨剂粘土第24页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六

利用该技术共动用强水敏稠油储量4791×104t，累积增产原油262.5×104t。王庄油田郑36油藏开发井位图例如，郑36强水敏油藏粘土含量13.8%、渗透率保留率仅12%，应用“近热远防”开发技术，建成生产能力53.5×104t，油汽比1.44，由不能动用到储量动用率达95.6%。4、强水敏稠油“近热远防”开发技术第25页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六原油粘度80毫帕·秒到150毫帕·秒的油藏通常采用注水开发，但采收率一般低于20%。实验研究表明，水驱转蒸汽驱可大幅度提高采收率。水驱蒸汽驱（干度0.6）含水采出程度5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术含水采出程度（粘度150毫帕·秒）注入倍数PV含水%采出程度

%第26页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六长期水驱造成油层压力高，汽驱蒸汽腔小，热利用率低。解决这一问题，其技术核心是高压条件下有效实施蒸汽驱。研究表明，蒸汽干度达到0.6，蒸汽驱油层压力界限可提高至7兆帕，突破了地层压力大于5兆帕不能实施蒸汽驱的传统认识。干度0.4干度0.6驱油效率，%汽驱压力，兆帕5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术第27页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六为达到井底蒸汽干度0.6以上的技术要求，研制了蒸汽干度≥99%高干度蒸汽锅炉（干度提高25%）。

5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术配套了高干度注汽工艺第28页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六研发了高效井筒隔热工艺高真空隔热油管，视导热系数0.0068W/(m·℃)；隔热衬套、隔热补偿器；耐高温长效封隔器。5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术确保井底干度达到60%以上隔热补偿器第29页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六孤岛南区原油粘度130mPa·s，实施水驱转蒸汽驱，采收率由19.7%提高到45.8%，年产油由2.2×104t提高到18.5×104t。水驱转蒸汽驱阶段年产油×104t采出程度%提高7.4倍5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术第30页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六6、热化学复合驱开发技术

针对常规蒸汽驱易汽窜、热利用率低的问题，创新提出热化学复合驱开发方法：基于蒸汽驱，辅以泡沫体系选择性封堵汽窜通道提高蒸汽波及体积，耐高温驱油剂提高驱油效率，实现蒸汽均衡高效驱替。驱开发方法：基于蒸汽驱，辅以泡沫体系选择性封堵汽窜通道提高蒸汽波及体积，耐高温驱油剂提高驱油效率，实现蒸汽均衡高效驱替。第31页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六动态调整蒸汽驱前缘，实现均衡驱替。综合研究注入方式、时机、配方，提出了热化学复合驱油体系纵向均衡平面均衡生产井生产井注入井蒸汽：连续注入化学剂：段塞式伴注，逐渐加量泡沫剂：70-120吨蒸汽注入0.25PV后注入驱油剂：30-70吨泡沫段塞后注入综合研究注入方式、时机和配方，提出了热化学复合驱油体系●●●●●●注入井●生产井6、热化学复合驱开发技术第32页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六起泡体积≥300毫升，耐温300℃300℃阻力因子≥47

目前在用泡沫剂耐温250℃、阻力因子15-20界面张力达到10－3mN/m，耐温300℃降粘率>96%发明了高温驱油剂：研制了耐温高效起泡剂：6、热化学复合驱开发技术第33页，共39页，2022年，5月20日，1点5分，星期六6、热化学复合驱开发技术20t/d145t/d90.7%72.9%孤岛中二北油藏井位图油藏平均埋深：