遼河油田稠油開發(fā)技術(shù)與實踐

任芳祥，孫洪軍，戶昶昊

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

遼河油田稠油開發(fā)技術(shù)與實踐

任芳祥，孫洪軍，戶昶昊

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

遼河油田稠油資源豐富，油藏地質(zhì)條件極為復雜，在近30 a的開發(fā)實踐中，形成了一整套適合中－深層稠油油藏特點的開發(fā)技術(shù)，完善配套了8項稠油核心開發(fā)技術(shù)，支撐了遼河油田稠油持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，取得了顯著的開發(fā)效果。結(jié)合遼河油田稠油開發(fā)實際，分析總結(jié)了稠油開發(fā)形成的技術(shù)成果及認識，可為同類稠油油藏的開發(fā)提供技術(shù)借鑒。

遼河油田;稠油開發(fā);技術(shù)與實踐;蒸汽驅(qū);SAGD;火燒油層

引 言

遼河油田稠油具有地質(zhì)條件復雜、油藏類型多樣、原油黏度跨度大等特點。自20世紀80年代初投入開發(fā)以來，通過不斷的科技攻關(guān)和技術(shù)進步，稠油產(chǎn)量大幅上升，1995年稠油產(chǎn)量達到850×104t，目前稠油年產(chǎn)油仍保持在600×104t/a左右，是全國最大的稠油生產(chǎn)基地。在近30 a的稠油開發(fā)實踐中，通過不斷探索、引進、消化、吸收國內(nèi)外先進的熱采工藝技術(shù)，結(jié)合遼河油田稠油自身特點，逐步形成了一整套適合遼河油田稠油開發(fā)的配套技術(shù)系列，實現(xiàn)了稠油的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

1 遼河油田稠油油藏概況

1.1 遼河稠油油藏基本特點

遼河油田稠油在遼河斷陷廣泛分布，與國內(nèi)外其他稠油油田對比［1］，具有以下幾個基本特點。

(1)含油層系多，構(gòu)造復雜。遼河盆地陸上發(fā)育三級斷層100多條，四級斷層300余條，四級斷塊450多個?？v向上發(fā)育12套含油層系，自下而上依次為太古界變質(zhì)巖潛山、中上元古界大紅峪組、下第三系沙四上段牛心坨油層、高升油層、杜家臺油層、沙三段蓮花油層、大凌河油層、熱河臺油層、沙一下—沙二段興隆臺油層、沙一中于樓油層、東營組馬圈子油層和上第三系館陶組繞陽河油層。

(2)油藏埋藏較深。遼河稠油埋藏較深，既有中深層(600～900 m)稠油、深層(900～1 300 m)稠油，又有特深層(1 300～1 700 m)稠油和超深層(大于1 700 m)稠油。前3種類型稠油的探明儲量分別占總探明儲量的24.7%、44.6%和23.6%，超深層油藏僅占探明儲量的7.1%。

(3)油藏類型多，非均質(zhì)性嚴重。按儲層特征劃分，有塊狀、中厚互層狀、?。泻窕訝钣筒?種類型。按照油氣水組合關(guān)系劃分，主要有純油藏、塊狀底水油藏、塊狀氣頂油氣藏、層狀邊水油藏、油水互層狀油藏、塊狀邊、底、頂水油藏等6種主要類型。沉積類型一般為扇三角洲相，巖性以砂巖、砂礫巖為主，儲層孔隙度為17% ～35%，滲透率為0.5～5.5 μm2，多數(shù)具有高孔、高滲特征;儲層層間滲透率級差為20～40，滲透率變異系數(shù)為0.5～0.8。

(4)稠油成因類型多，原油黏度涵蓋范圍廣。遼河油田稠油成因類型主要有邊緣氧化、次生運移、底水稠變3種主要類型。按原油黏度標準劃分，探明儲量中，普通稠油占70.4%，特稠油占12.1%，超稠油占17.5%。

1.2 遼河油田稠油開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

遼河油田稠油熱采開發(fā)大致可劃分為4個階段:第1階段為技術(shù)準備和試驗階段(1977年至1985年)。以高升油田為試驗基地，與國外合作研究，引進注汽鍋爐進行蒸汽吞吐試驗;第2階段為技術(shù)推廣、擴大蒸汽吞吐規(guī)模階段(1985年至1996年)，隨著蒸汽吞吐現(xiàn)場試驗的成功和技術(shù)的不斷配套，高升、歡喜嶺、冷家堡等稠油主力區(qū)塊相繼投入開發(fā)，1996年熱采稠油產(chǎn)量達到685×104t;第3階段為完善蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)，實現(xiàn)超稠油有效開發(fā)階段(1996年至2005年)，2001年熱采稠油年產(chǎn)量達到最高，為737×104t，2005年超稠油年產(chǎn)量達到260×104t;第4階段為熱采稠油轉(zhuǎn)換開發(fā)方式及二次開發(fā)階段(2005年至今)，針對蒸汽吞吐開發(fā)采收率較低及吞吐后期油層壓力低的問題，開展了蒸汽驅(qū)、非混相驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油試驗與推廣，此間廣泛應用水平井及二次開發(fā)研究試驗工作，均取得了顯著效果，熱采稠油年產(chǎn)量穩(wěn)定在500×104t/a以上。

截至2010年底，遼河油田熱采稠油年產(chǎn)油量為521×104t/a，累計產(chǎn)油1.49×108t，采出程度為21.73%。

2 遼河油田稠油熱采開發(fā)技術(shù)

2.1 基礎研究技術(shù)系列不斷豐富完善，科學制訂稠油油藏開發(fā)方案

科學合理的開發(fā)方案是油田實現(xiàn)高效開發(fā)的根基，其基礎是真實地描述油藏特征，客觀地評價儲量資源和搞清開采機理，其核心是油藏工程優(yōu)化設計，確定合理的開發(fā)方式、井網(wǎng)井距及注采參數(shù)，其關(guān)鍵是配套的工藝技術(shù)。

2.1.1 熱采稠油室內(nèi)實驗技術(shù)

遼河油田稠油多樣的油品性質(zhì)及油藏類型，決定了開發(fā)方式的多元化，這必然要求高水平實驗技術(shù)作為基礎支持。經(jīng)過多年的實驗研究，在稠油儲層評價、開發(fā)機理研究、油層保護、油藏工程設計等方面取得了較大的技術(shù)進步，形成了具有自身特色的開發(fā)試驗技術(shù)［2］。

形成了以巖心分析測試孔隙度、滲透率、油水飽和度、油－蒸汽(熱水)相滲、驅(qū)油效率等為主的疏松巖心分析測試技術(shù)［3］;成功地開發(fā)了松散巖心在不同上覆壓力(0～24 MPa)、不同溫度(15～350℃)、不同飽和狀態(tài)下的比熱容、導熱率、熱膨脹系數(shù)等測試技術(shù)［4－5］;形成遼河油田稠油物化性質(zhì)分析技術(shù)、熱采儲層變化評價實驗技術(shù);形成了獨具遼河油田特色的三維熱采物理模擬技術(shù)，首次研制了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的大型多功能高溫高壓三維比例物理模擬模型，創(chuàng)新了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽驅(qū)輔助重力泄油聯(lián)動相似理論，可以連續(xù)進行蒸汽吞吐—蒸汽驅(qū)—蒸汽驅(qū)輔助重力泄油的開發(fā)機理、滲流規(guī)律的研究，突破了一個模型只可進行單一熱采方式模擬的現(xiàn)狀，實現(xiàn)了中深層稠油多種熱力采油開發(fā)方式的物理綜合模擬。該模型具備工作壓力15 MPa和工作溫度350℃的模擬能力，領先于國外同類模型的工作壓力2 MPa、工作溫度210℃的模擬水平，模擬條件更加接近油藏開發(fā)實際，模擬結(jié)果更加精確。應用該模型完整再現(xiàn)了直井與水平井共同吞吐預熱降壓、蒸汽驅(qū)替、重力泄油、衰竭開采4個階段的開發(fā)過程，完善了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的水平驅(qū)動力與垂向重力泄油的復合驅(qū)理論。為實現(xiàn)稠油的高效開發(fā)提供了扎實的實驗資料與理論依據(jù)。

2.1.2 熱采稠油油藏精細描述技術(shù)

針對稠油油藏特點，利用不同開發(fā)階段資料，應用不斷發(fā)展的油藏描述技術(shù)手段，經(jīng)過多年的實踐和總結(jié)，逐步形成了以“地質(zhì)、測井、地震、油藏工程多學科相結(jié)合為手段，不同開發(fā)階段油藏描述技術(shù)規(guī)范為標準，三維地質(zhì)建模和動態(tài)儲量研究為核心”的油藏描述技術(shù)方法。可概括為3個層次，即開發(fā)方案編制階段——建立油藏靜態(tài)模型、開發(fā)方案調(diào)整階段——建立油藏動態(tài)模型、開發(fā)方式轉(zhuǎn)換階段——建立油藏精細動態(tài)模型。

油藏開發(fā)初期，通過多種技術(shù)手段開展綜合研究，建立油藏構(gòu)造模型、砂體展布模型和油藏模型，展示油藏地質(zhì)體形態(tài)，落實斷距大于25 m、長度大于500 m的斷層。以砂巖組為單元研究儲量參數(shù)，按油藏控制因素圈定含油面積，計算油藏的原始地質(zhì)儲量，為開發(fā)部署提供依據(jù)。開發(fā)方案調(diào)整階段的油藏描述技術(shù)充分運用基礎井網(wǎng)獲取的大量動、靜態(tài)資料，采用微構(gòu)造研究、測井多井評價、儲層靜態(tài)建模、小層沉積相、密閉取心、數(shù)值模擬等技術(shù)手段，建立小層沉積相模型、儲層宏觀及微觀模型、動態(tài)油水分布和剩余油分布模型，落實斷距大于10 m、延伸長度大于100 m的斷層，尋找閉合幅度10 m以上的微構(gòu)造。按小層單元和動態(tài)變化規(guī)律圈定含油面積，根據(jù)縱向油層狀況計算小層單元的剩余地質(zhì)儲量和可采儲量，為井網(wǎng)加密、井網(wǎng)分層系調(diào)整和分注選注提供依據(jù)。開發(fā)方式轉(zhuǎn)換階段的油藏描述，在小層單元動態(tài)模型的基礎上，充分應用加密井、側(cè)鉆井、更新井、密閉取心井、動態(tài)測試等資料，細化油砂體和流動單元，采用熱采儲層變化研究、含油飽和度變化研究、隨機地質(zhì)建模、流動單元劃分以及地質(zhì)油藏數(shù)模一體化等技術(shù)手段，建立油藏精細動態(tài)模型，尋找斷距大于5 m、延伸長度50 m以上的斷層和幅度5 m以上的微構(gòu)造，研究滲流屏障、孔隙結(jié)構(gòu)變化、沉積結(jié)構(gòu)對剩余油分布的影響;以單砂層為單元進行測井解釋評價，定量研究油藏中剩余油的分布狀態(tài)和潛力，為轉(zhuǎn)換開發(fā)方式奠定基礎。

2.1.3 大型并行熱采精細數(shù)值模擬技術(shù)

數(shù)值模擬方法是對新區(qū)產(chǎn)能預測、老區(qū)調(diào)整方式優(yōu)化、轉(zhuǎn)換開發(fā)方式油藏工程設計的一個重要手段，利用該方法可對區(qū)塊進行儲量核實、開發(fā)方式優(yōu)選、井網(wǎng)井距優(yōu)化、注采參數(shù)設計、調(diào)整方式研究、開發(fā)動態(tài)跟蹤、開發(fā)指標預測等，已經(jīng)成為油藏工程研究核心技術(shù)之一，在油藏開發(fā)中發(fā)揮著重要作用。

在引進和應用熱采數(shù)值模擬軟件基礎上，形成了數(shù)值并行計算技術(shù)、地質(zhì)建模與數(shù)模一體化技術(shù)、大型數(shù)值模擬精細歷史擬合技術(shù)，已應用于蒸汽驅(qū)、SAGD、火燒油層等數(shù)模優(yōu)化設計中。在油藏三維地質(zhì)模型的基礎上，通過網(wǎng)格粗化直接導入數(shù)值模擬軟件，建立精細數(shù)值模型，并依據(jù)油藏實際生產(chǎn)動態(tài)，可直接進行基礎模型的調(diào)整，實現(xiàn)地質(zhì)靜態(tài)模型與動態(tài)模型的相互驗證，可進行交互式操作，大幅度提高了數(shù)值模型的精度和歷史擬合精度。目前遼河油田稠油數(shù)值模擬技術(shù)已經(jīng)由原來的井組模型擴展到斷塊模型，形成了以10×104節(jié)點以上的稠油數(shù)值模型，最高網(wǎng)格節(jié)點可達百萬。平面上由20 m降至10 m，縱向上最小降至0.5 m，可模擬1 m厚度夾層對蒸汽驅(qū)、SAGD開發(fā)效果的影響;數(shù)值模擬組分由原來的油水兩相擴展為7種組分;模擬計算機由原來單CPU計算，擴展至16CPU并行計算，大幅度提高了熱采數(shù)值模擬的速度。

2.2 形成稠油油藏核心開發(fā)技術(shù)系列，實現(xiàn)遼河油田復雜油藏有效開發(fā)

2.2.1 蒸汽吞吐開發(fā)技術(shù)

蒸汽吞吐技術(shù)在遼河油田已經(jīng)進行了廣泛的應用，在普通稠油、特稠油、超稠油油藏的吞吐開發(fā)均取得了顯著效果，形成了蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化設計、基于蒸汽吞吐的動邊界無網(wǎng)格剩余油描述、不同類型油藏的吞吐開發(fā)效果評價、蒸汽吞吐工藝配套等技術(shù)系列［6］。使蒸汽吞吐采收率由原方案設計的15%提高至目前的25%。針對蒸汽吞吐后期油層動用不均、油汽比及周期產(chǎn)量較低的問題，發(fā)展了組合式蒸汽吞吐技術(shù)。可分為多井面積同注、一注多采、二元蒸汽化學吞吐、三元復合吞吐、二氧化碳吞吐、間歇吞吐、高強度注汽及雙管注汽吞吐等組合方式，有效地提高了油層動用程度，改善了稠油高周期的吞吐開發(fā)效果，延緩了遞減?，F(xiàn)場試驗表明，對適合的油藏可延長2～4個吞吐周期，吞吐階段提高采收率2% ～5%。

2.2.2 中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)

蒸汽驅(qū)開采技術(shù)是普通稠油油藏吞吐后有效的接替技術(shù)之一［7］。遼河油田實施蒸汽驅(qū)的油藏，具有埋藏深(大于600 m)、油層壓力高(4 MPa)、原油黏度高(大于10 000 mPa·s)等諸多難點，特別是在蒸汽驅(qū)實施之前，油藏經(jīng)歷了蒸汽吞吐降壓開采，由此造成油藏非均質(zhì)性加劇，蒸汽驅(qū)機理更加復雜，操控難度更大。針對上述開發(fā)難點，遼河油田歷經(jīng)10 a的研究與探索，初步形成了中深層稠油蒸汽驅(qū)三維物理模擬、油藏工程優(yōu)化設計、跟蹤調(diào)控、精細評價、配套注采工藝等技術(shù)系列。蒸汽驅(qū)已成功應用于中深層中厚互層狀普通稠油油藏、邊底水普通稠油油藏、深層厚層塊狀特稠油油藏、深層層狀超稠油油藏，實施儲量達到5 000×104t，預計提高采收率20%以上。

2.2.3 中深層超稠油油藏SAGD開發(fā)技術(shù)

SAGD(蒸汽驅(qū)輔助重力泄油)技術(shù)是開發(fā)厚層狀超稠油油藏的一項有效技術(shù)，可以大幅度提高該類油藏的采收率。蒸汽輔助重力泄油理論［8］是由羅杰·巴特勒博士基于注水采鹽的原理于1978年提出的，經(jīng)過20 a研究與發(fā)展已經(jīng)應用于開采超稠油［9－10］。

與國外已實施SAGD的油藏相比［11］，遼河油田超稠油油藏面臨埋藏深、操作壓力高、大排量舉升要求高等系列難題。針對超稠油油藏實施SAGD的難點，最早在1997年就開展了雙水平井SAGD先導試驗，2005年進一步擴大并形成相關(guān)的配套技術(shù)，初步形成了熱采三維物理模擬技術(shù)、SAGD油藏工程優(yōu)化設計技術(shù)、SAGD跟蹤動態(tài)調(diào)控技術(shù)、SAGD大排量舉升工藝技術(shù)等系列技術(shù)。目前遼河油田已經(jīng)在厚層塊狀超稠油油藏規(guī)模試驗，試驗區(qū)油藏埋深達740 m，地層條件下脫氣原油黏度最高達到63×104mPa·s，預計SAGD階段提高采收率29%。

2.2.4 火燒油層開發(fā)技術(shù)

火燒油層又稱“火驅(qū)”［12－13］，就是利用地層原油中的重質(zhì)組分作為燃料，利用空氣或富氧氣體作為助燃劑，采取自燃或人工點火等方法使油層溫度達到原油燃點，并連續(xù)注入助燃劑，使油層原油持續(xù)燃燒，燃燒反應產(chǎn)生大量的熱，加熱油層，使得油層溫度上升至600～700℃，重質(zhì)組分在高溫下裂解、燃燒，注入的氣體、重油裂解生成的輕質(zhì)油、燃燒生成的氣體以及水蒸汽，用于驅(qū)動原油向生產(chǎn)井流動，并從生產(chǎn)井采出。

火驅(qū)與注蒸汽開發(fā)相比具有適用油藏范圍廣、熱利用率高、成本低、采收率高的優(yōu)勢［14］。現(xiàn)場試驗資料證實，火驅(qū)采收率可達50% ～80%。遼河油田火驅(qū)試驗開始于1997年，經(jīng)歷了探索階段、先導試驗階段，目前處于火驅(qū)擴大試驗階段。經(jīng)過多年研究與攻關(guān)，初步形成了火驅(qū)物理模擬技術(shù)、火驅(qū)化學模擬技術(shù)、火驅(qū)數(shù)值模擬技術(shù)、火驅(qū)油藏工程優(yōu)化設計技術(shù)、火驅(qū)跟蹤調(diào)控技術(shù)、火驅(qū)配套工藝技術(shù)等6大技術(shù)系列。已經(jīng)在深層厚層塊狀油藏、層狀油藏開始實施，初期較大幅度提高了油井單井日產(chǎn)，預計可提高采收率15%。

2.2.5 深層超稠油油藏重力泄水輔助蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)

重力泄水輔助蒸汽驅(qū)是一種深層超稠油油藏吞吐后提高采收率的新技術(shù)。重力泄水開采井網(wǎng)是以1對疊置水平井為中心，周圍2排直井作為生產(chǎn)井，上水平井注汽，下水平井排液及周圍直井采油的方式，其主要開采機理為:上水平井注汽后，注入的蒸汽與儲層充分熱交換，冷凝液受重力作用滲流至下水平井采出;下水平井排水可有效降低油層壓力，提高注入蒸汽井底干度，提高采注比，促進蒸汽腔的形成和擴展，把原油驅(qū)替至周圍直井，實現(xiàn)了原油由注到采的蒸汽驅(qū)替。

與其他注蒸汽開采方式對比，該方式適用油層埋藏深度一般在1 000 m以上，黏度高的油藏(可用于黏度大于10×104mPa·s的超稠油油藏)。按蒸汽腔擴展規(guī)律可劃分為熱連通階段、重力泄水輔助汽腔形成階段、重力泄水與蒸汽驅(qū)替復合3個階段，初步形成了重力泄水輔助蒸汽驅(qū)油藏優(yōu)化設計技術(shù)、跟蹤調(diào)控技術(shù)。目前在埋深1 300 m厚層塊狀超稠油油藏開展先導試驗，預計采收率可提高18.3%，為深層塊狀超稠油方式轉(zhuǎn)換指明了方向。

2.2.6 中深層超稠油驅(qū)泄復合開發(fā)技術(shù)

驅(qū)泄復合開發(fā)技術(shù)是在超稠油油藏SAGD開發(fā)技術(shù)上演變而來。在厚層超稠油油藏實施SAGD過程中，受隔夾層的制約，蒸汽無法超覆至夾層上部，油層上部儲量難以動用。針對此項難題，研發(fā)了對隔夾層上部注汽直井進行射孔，周圍直井對應射孔，水平井在油層下部采油的開發(fā)方式。在夾層上部直井與直井之間組合為一套驅(qū)替系統(tǒng)，夾層下部直井與水平井之間采用重力泄油方式開采，此方式可充分動用夾層上部儲量提高油藏采收率。與常規(guī)蒸汽驅(qū)、SAGD開發(fā)方式對比，該方式可適用于儲層內(nèi)部隔夾層發(fā)育的油藏，適用范圍更廣，由于充分動用了夾層上部的儲量，油汽比及采收率更高。

目前在杜84塊興VI組開展驅(qū)泄復合先導試驗，從監(jiān)測資料分析看，隔夾層上部油層溫度大幅度升高，井組油汽比由原來的0.15提高至0.19，預計最終采收率可提高5%。

2.2.7 普通稠油油藏非混相驅(qū)開發(fā)技術(shù)

非混相泡沫段塞水驅(qū)［15］是指在一定條件下，一種流體驅(qū)替另一種流體時，2種流體之間不發(fā)生混相現(xiàn)象的驅(qū)替過程，即2種流體之間有界面，并具有一定的界面張力。遼河油田開展的非混相泡沫段塞驅(qū)，注入的是氮氣+磺酸鹽溶液，也可稱為氮氣泡沫驅(qū)，簡稱泡沫驅(qū)。泡沫驅(qū)是一種以泡沫作為驅(qū)油劑的提高油藏開發(fā)后期采收率的方式［16］。泡沫是由氣、水、發(fā)泡劑組成，氣體可以是空氣、二氧化碳、天然氣、氮氣等。發(fā)泡劑主要是表面活性劑，常用的有烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉、聚氧乙烯烷基醇醚－15等。

非混相驅(qū)具有調(diào)剖作用和降低油水黏度比的作用。室內(nèi)物理模擬研究表明，非混相驅(qū)可降低殘余油飽和度，較正常水驅(qū)下降20%左右，殘余油飽和度一般在11%左右。針對普通稠油蒸汽吞吐后油層縱向動用程度差異較大、水竄嚴重的實際情況，1996年9月開展了1個井組的泡沫驅(qū)試驗，共驅(qū)替了33個月，平均采油速度為2.07%，階段采出程度為5.5%，之后形成13個井組規(guī)模，取得了較好的效果。

2.2.8 稠油油藏二次開發(fā)技術(shù)

遼河油田稠油經(jīng)過近30 a的開發(fā)建設，已進入開發(fā)中后期，主力區(qū)塊可采儲量采出程度達到80%以上，地層壓力降低至原始地層壓力的20%～30%，區(qū)塊瀕臨廢棄。針對開發(fā)面臨的嚴峻挑戰(zhàn)，遼河油田率先提出了“二次開發(fā)”新理念［17］。二次開發(fā)是在傳統(tǒng)的一次開發(fā)基本達到極限狀態(tài)或已達到棄置條件時，采用新的開發(fā)理念、新的開發(fā)方式、新的開采技術(shù)、新的開發(fā)系統(tǒng)，實現(xiàn)老油田新一輪開發(fā)或持續(xù)開發(fā)。二次開發(fā)初步界定為狹義和廣義2種。狹義二次開發(fā)是針對瀕臨廢棄的油藏，廢置原井網(wǎng)，應用水平井和特殊結(jié)構(gòu)井或新技術(shù)完鉆的直井，重新部署開發(fā)井網(wǎng)，實現(xiàn)新一輪開發(fā);廣義二次開發(fā)是狹義二次開發(fā)的進一步拓展，主要是最大限度利用原井網(wǎng)，輔以新井網(wǎng)，通過改變驅(qū)替類型、驅(qū)替方式、滲流方式或組合驅(qū)替介質(zhì)，實現(xiàn)老油田持續(xù)開發(fā)。

2005年以來，遼河油田積極進行科研攻關(guān)，形成了重選開發(fā)方式、重構(gòu)地下認識體系、重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)、重組地面流程的“四重技術(shù)路線”，逐步形成了二次開發(fā)的技術(shù)體系，包括一次開發(fā)評價體系、二次開發(fā)篩選體系、二次開發(fā)評價體系、二次開發(fā)技術(shù)路線以及二次開發(fā)提高采收率目標。逐步形成具有遼河油田特色的二次開發(fā)技術(shù)系列、復式斷塊油藏二次開發(fā)油藏工程設計技術(shù)系列、適合高溫條件和水平井井網(wǎng)的室內(nèi)實驗技術(shù)系列、適合不同開發(fā)模式的二次開發(fā)鉆采工藝配套技術(shù)系列、適合與原生產(chǎn)系統(tǒng)相匹配的二次開發(fā)地面配套工程技術(shù)系列、配套完善的二次開發(fā)動態(tài)監(jiān)測技術(shù)系列等6項關(guān)鍵技術(shù)系列，支撐了老油田的持續(xù)有效開發(fā)。目前已經(jīng)在新海27塊、洼60塊、杜84塊等開辟了二次開發(fā)試驗區(qū)［18－19］和示范區(qū)，其中應用水平井技術(shù)重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)是實施老油田二次開發(fā)的根本所在，應用后取得了很好的效果，規(guī)模實施32個區(qū)塊，增加可采儲量744×104t，提高采收率6.2%，日產(chǎn)油增加1 200 t/d以上，有效地延長了老油田開發(fā)年限，推動了老區(qū)產(chǎn)量增長。

2.3 形成稠油油藏10項關(guān)鍵技術(shù)，保障核心開發(fā)技術(shù)的配套應用

2.3.1 疏松砂巖密閉取心技術(shù)

稠油巖心大部分是極為疏松或未膠結(jié)的松散巖心。鉆井取心到地面上，如果不經(jīng)過特殊的工藝處理，很容易成一團散砂，無法進行巖心的各種分析測試。疏松砂巖密閉取心技術(shù)可取出成型稠油巖心。采用專用取心鉆具，巖心低溫冷凍固結(jié)成形，在液氮低溫下鉆切加工，巖樣用篩網(wǎng)—端蓋—熱縮管包封，使巖樣在解凍前制備成巖心分析測試所用的樣品，可實現(xiàn)疏松和松散巖心孔隙度、滲透率、飽和度、高溫相滲曲線、毛管壓力測定和敏感性評價，建立與地下相近的儲層模型，夯實了開發(fā)方案編制基礎。

2.3.2 油藏工程優(yōu)化設計技術(shù)

遼河油田蒸汽吞吐技術(shù)已經(jīng)成熟配套，特別針對組合式蒸汽吞吐技術(shù)形成了以油藏參數(shù)組合、井型組合、介質(zhì)組合等多種方式優(yōu)化為核心的油藏工程設計技術(shù)，并初步形成了基于蒸汽驅(qū)、SAGD、火燒油層的大幅度提高采收率油藏工程設計技術(shù)系列，為核心技術(shù)的完善推廣提供了有效支撐。

初步形成了中深層稠油蒸汽驅(qū)油藏工程優(yōu)化設計技術(shù)。針對地層大傾角、蒸汽吞吐油層動用不均勻、剩余油高度分散的油藏條件，設計了最大限度提高波及體積的蒸汽驅(qū)不對稱反九點法多層汽驅(qū)井網(wǎng)，井距為70～100 m。運用極限指標控制原理，綜合油藏工程、物理模擬、數(shù)值模擬確定了操作參數(shù)技術(shù)界限:注汽速率不小于1.6 t/(d·m·hm2)，采注比不小于1.2，井底蒸汽干度大于40%，油藏壓力小于5 MPa。針對油層縱向非均質(zhì)性較強的實際，設計了限流級差射孔的方式，有效減緩了蒸汽超覆，提高了縱向動用程度。以上技術(shù)的綜合應用，將蒸汽驅(qū)開發(fā)深度界限由800 m上調(diào)至1 400 m。

初步形成了中深層超稠油SAGD油藏工程優(yōu)化設計技術(shù)。針對厚層塊狀超稠油油藏，設計了直井注汽與水平井采油組合開發(fā)，采取正上方或斜上方注汽方式，直井與水平井側(cè)向水平距離35 m，直井射孔底界距水平井段的距離為5 m，水平段長度為300～400 m。針對厚度相對較薄的超稠油油藏，設計了雙水平井組合SAGD形式，并依據(jù)地層傾角的大小，調(diào)整上下水平井匹配位置，上下水平井距離一般設計為5 m。綜合數(shù)值模擬法及油藏工程方法設計了SAGD實施注采參數(shù)。以館陶油層為例，操作壓力為3～4 MPa，井底蒸汽干度大于70%，井口注汽壓力為4～6 MPa，單直井注汽速度必須大于100 t/d，生產(chǎn)井排液速度為注汽速度的1.2倍。以上技術(shù)的綜合應用，將SAGD實施深度界限由600 m上調(diào)至1 000 m。

初步形成了厚層塊狀油藏火驅(qū)油藏工程優(yōu)化設計技術(shù)。針對普通稠油油藏埋藏深(部分區(qū)塊埋深1 600 m以上)、油層較厚、地層存水較高的特點，設計了干式燃燒的火驅(qū)方式。平面上高部位點火的線性井網(wǎng)，采油井距為100 m，注氣井排距為200 m，當火線前緣推進到下一排生產(chǎn)井，更換注氣井。針對厚層塊狀超稠油油藏特點，設計了火驅(qū)輔助重力泄油的火驅(qū)方式，平面上采取注氣直井與生產(chǎn)水平井正對的注采組合方式，縱向上注氣井射開油層中上部注氣，并優(yōu)化了火驅(qū)注采參數(shù)。

2.3.3 油藏跟蹤及動態(tài)調(diào)控技術(shù)

中深層蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油、火燒油層全過程的跟蹤綜和調(diào)控技術(shù)正在進一步完善，在由點到面的立體實時監(jiān)測井網(wǎng)的基礎上，采用大型并行計算機的實時跟蹤，準確描繪了汽(氣)腔的形成及發(fā)育過程，為跟蹤調(diào)整提供了準確依據(jù)。在汽 (氣)腔發(fā)育規(guī)律描述的基礎上，針對不同開發(fā)方式不同開發(fā)階段，建立了分階段的精細調(diào)控技術(shù)系列，保障了現(xiàn)場試驗與方案設計的一致性。

針對中深層普通稠油油藏的特點以地質(zhì)體分類評價為基礎，以油汽比、采注比、油藏壓力、產(chǎn)液溫度、注入PV、蒸汽腔體積、采出可動油采出程度等7項參數(shù)建立了蒸汽驅(qū)不同開發(fā)階段劃分標準，并在蒸汽驅(qū)“十大關(guān)系”研究基礎上，形成了蒸汽驅(qū)全過程的4個階段調(diào)整模式。在熱連通階段建立了蒸汽吞吐引效、氮氣隔熱等調(diào)控方式;在蒸汽驅(qū)替階段建立了液量綜合調(diào)控、水平井輔助匯流改向、壓裂引效等多種調(diào)控方式，在蒸汽突破及剝蝕階段形成了多介質(zhì)組合蒸汽驅(qū)、間歇汽驅(qū)、低干度汽驅(qū)、熱水驅(qū)等多種蒸汽驅(qū)調(diào)控技術(shù)方式。以上技術(shù)的綜合應用，有效地提高了中深層油藏蒸汽波及體積，提高了開發(fā)效果。

根據(jù)中深層超稠油油藏直井水平井及雙水平井SAGD實施及生產(chǎn)特點，以采注比、油汽比、含水率等開發(fā)指標建立了分開發(fā)階段的技術(shù)指標界限。以油層壓力、注汽壓力、生產(chǎn)壓差、汽腔與產(chǎn)出液溫度差等指標建立了分階段的開發(fā)管理指標界限。針對SAGD開采中的4個開發(fā)階段，形成了以“十大關(guān)系”研究為核心，調(diào)整蒸汽腔及泄油通道為主的SAGD綜合調(diào)控技術(shù)。在熱連通階段，針對不同油層采出程度及特點形成了蒸汽吞吐預熱及循環(huán)預熱的方式，有效地提高了熱連通程度;在驅(qū)替與泄油復合階段建立了以輪換注汽、吞吐引效、調(diào)整注汽井點及注汽量等多種調(diào)控方式;在泄油階段形成了以驅(qū)泄復合方式為核心的調(diào)控技術(shù)，并在泄油階段后期形成了多介質(zhì)組合SAGP技術(shù)，進一步提高了SAGD井組油汽比。

在火驅(qū)生產(chǎn)動態(tài)變化及監(jiān)測資料分析的基礎上，針對厚層直井火驅(qū)前緣推進不均及部分井見效不明顯的實際情況，通過采取加深泵掛、火燒引效、吞吐引效、螺桿泵增壓生產(chǎn)等技術(shù)措施，有效提高了火驅(qū)開發(fā)效果，并進一步探索了水平井側(cè)向重力火驅(qū)技術(shù)，探索提高了厚層塊狀油藏縱向動用程度的新途徑。

2.3.4 稠油油藏水平井多點注汽技術(shù)

研制并配套了雙管和水平段多點注汽工藝，通過雙管配汽、分段配汽、等干度分配、動態(tài)流量控制等技術(shù)，有效解決了單管注汽水平段吸汽不均勻、油層動用程度差的問題，水平段動用程度可提高25%以上。在提高油層動用程度的同時，提高了產(chǎn)量，也為蒸汽輔助重力泄油創(chuàng)造了條件。

2.3.5 高干度注汽技術(shù)

成功研制了高溫高壓球形汽水分離器，可實現(xiàn)注汽系統(tǒng)出口干度從75%提高至99%以上、耐壓17 MPa，在油田已成功應用5 a，現(xiàn)場運行平穩(wěn)。研發(fā)了可同時計量蒸汽干度、蒸汽流量的計量系統(tǒng)，計量誤差均在5%以內(nèi)。

2.3.6 井下高效注汽隔熱技術(shù)

針對不同深度，研制了5種系列隔熱管柱和井下配套工具，視導熱系數(shù)由0.010 W/(m·℃)下降到0.002 W/(m·℃)，可滿足蒸汽吞吐井下注汽干度40%以上的要求。

2.3.7 多層油藏分層注汽技術(shù)

針對互層狀油藏縱向動用不均問題，研制了分層注汽、配汽技術(shù)，可實現(xiàn)兩級三段注蒸汽;分層汽驅(qū)技術(shù)，研發(fā)配套了一級兩段分層汽驅(qū)管柱，采取液壓坐封、上提分級強制解封，耐溫350℃，耐壓17 MPa，配汽量誤差在±5%以內(nèi)。

2.3.8 高溫大排量舉升技術(shù)

形成了不同油品、不同開發(fā)階段的舉升系列。針對普通稠油井筒舉升，形成了“大機、粗管、擴孔、重球”采油技術(shù);針對特稠油井筒舉升，配套了更粗管、電熱桿采油技術(shù);針對超稠油井筒舉升，開采初期配套了中頻泵下電加熱采油技術(shù)，開采中后期配套了空心桿內(nèi)摻化學劑配套舉升技術(shù)。特別是泵下加熱技術(shù)的攻克，使特超稠油蒸汽吞吐開發(fā)成為現(xiàn)實。研發(fā)了強開強閉泵，可有效解決稠油井筒內(nèi)流體黏度高造成的抽油泵的游動閥打開和關(guān)閉遲緩以及井液高含氣造成泵效低的問題，可顯著提高泵效。

2.3.9 高溫高壓井下動態(tài)實時監(jiān)測技術(shù)

研發(fā)了注汽階段四參數(shù)吸汽剖面測試、悶井階段毛細管壓降測試、放噴階段分層產(chǎn)液剖面測試、抽油生產(chǎn)階段過泵四參數(shù)產(chǎn)液剖面測試的全過程監(jiān)測技術(shù)。配套了井下干度取樣和4種氣體示蹤技術(shù)，明確了注采狀況，為注采參數(shù)優(yōu)化提供了依據(jù)。SAGD階段采用沿水平段布置熱電偶測溫、毛細管測壓、數(shù)據(jù)地面直讀的方式，通過自主研發(fā)，建立了油井遠程監(jiān)測數(shù)據(jù)實時采集系統(tǒng)，實現(xiàn)了水平井井下溫度、壓力、觀察井測溫、注汽井及采油井口的壓力、溫度、抽油機電流、電壓、功率，抽油機功圖、懸點載荷以及采油平臺紅外線監(jiān)控等11項數(shù)據(jù)的實時采集、遠程傳輸。

2.3.10 超稠油集輸及污水處理技術(shù)

針對特超稠油特點，采取了三級布站、三管流程、熱水保溫、電加熱補充沿程溫降的集輸技術(shù)，實現(xiàn)了特超稠油在含水小于5%情況下的密閉管輸，輸送距離達到40 km以上。

針對蒸汽吞吐產(chǎn)水量逐年增大的實際，通過多年科研攻關(guān)，攻克了除油、除懸浮物、射流氣浮和溶氣氣浮、化學除硅、壓濾脫水、雙濾料過濾、化學軟化等關(guān)鍵技術(shù)，使深度處理后的水質(zhì)指標達到了鍋爐用水標準，目前每天回用量達到4×104t以上。

3 技術(shù)實踐效果

3.1 高水平實施蒸汽吞吐開發(fā)

通過技術(shù)進步，蒸汽吞吐采收率由方案設計的15%提高至目前的25%，其中，中深層普通稠油采收率達到35%以上。儲量動用程度較高，塊狀油藏儲量動用程度達到80%以上，中厚互層狀油藏達到65% ～75%，薄中互層狀達到60% ～70%。采注比、油汽比、單位壓降采出程度均較高，采注比一般在1.2以上，單位壓降采出程度一般在1.2%～5.0%，階段累計油汽比為0.56。

3.2 開發(fā)方式轉(zhuǎn)換效果明顯

截至2010年底，遼河油田稠油形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)、基于水平井的二次開發(fā)等多元開發(fā)格局，其中稠油蒸汽吞吐后開發(fā)方式轉(zhuǎn)換已在8個區(qū)塊實施，覆蓋地質(zhì)儲量8 000×104t，產(chǎn)量規(guī)模達到126×104t，占熱采稠油總產(chǎn)量的24%，取得了顯著的開發(fā)效果。

3.2.1 中深層稠油蒸汽驅(qū)獲得了較高的采收率

埋深1 000 m的齊40塊稠油油藏實現(xiàn)了整體蒸汽驅(qū)工業(yè)化開采，是目前世界上成功實施蒸汽驅(qū)最深的油藏。從室內(nèi)物理模擬研究結(jié)果看，蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采收率可達到70% ～80%，從礦場試驗效果看，齊40塊先導試驗區(qū)目前采出程度已達56.8%，預計蒸汽驅(qū)最終采收率可達60%以上。

齊40塊1998年首選4個井組開展了小井距蒸汽驅(qū)先導試驗，2006年底開始在蓮花油層中開展了世界首個中深層稠油工業(yè)化汽驅(qū)，2008年3月完成全部轉(zhuǎn)驅(qū)工作，共轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)井組149個，160口注汽井。與繼續(xù)蒸汽吞吐相比，預計提高采收率27.7%。

3.2.2 中深層超稠油蒸汽輔助重力泄油大幅度提高了采收率

遼河油田埋深550～850 m的超稠油油藏蒸汽輔助重力泄油正在進行工業(yè)化建設，是世界上成功實施蒸汽輔助重力泄油最深的油藏。從室內(nèi)物理模擬結(jié)果看，采收率可達到80%，預計現(xiàn)場試驗采收率為60%，與蒸汽吞吐對比提高約30%。

杜84塊為典型區(qū)塊，共部署SAGD井組119個，已轉(zhuǎn)入SAGD井組31個，預計最終采收率可達60%。

3.2.3 火燒油層試驗規(guī)模不斷擴大，取得階段開發(fā)效果

遼河油田已在杜66塊、高3－6－18塊、高3塊3個區(qū)塊開展火驅(qū)擴大試驗，轉(zhuǎn)火驅(qū)井組51個。在常規(guī)直井火驅(qū)規(guī)模不斷擴大的同時，還積極探索厚層塊狀油藏直井水平井組合火驅(qū)技術(shù)，在高3－6－18塊部署2個直井水平井組合火驅(qū)井組，曙1－38－32塊部署5個重力火驅(qū)井組。

4 結(jié)論及認識

(1)稠油開發(fā)形成的8項核心技術(shù)，保障了遼河油田稠油持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，大幅度提高了資源利用率。

(2)稠油核心技術(shù)和關(guān)鍵技術(shù)的綜合應用，打破了開發(fā)認識上的禁區(qū);二次開發(fā)成功實施，打破了以往老油田以原井網(wǎng)依托的調(diào)整模式;蒸汽吞吐、水平井及復雜結(jié)構(gòu)井的規(guī)模應用，突破了稠油開發(fā)技術(shù)下限，使層狀油藏分層系開采轉(zhuǎn)變?yōu)榉謱娱_采，拓寬了提高采收率空間，推動了稠油開發(fā)技術(shù)不斷進步。

(3)在國外稠油開發(fā)技術(shù)基礎上，遼河油田不但形成了適合中深層稠油開發(fā)的技術(shù)系列，而且在深層超稠油油藏開發(fā)方面實現(xiàn)了技術(shù)集成創(chuàng)新。

(4)雖然中深層稠油蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)實現(xiàn)了工業(yè)化試驗，但在開發(fā)中后期提高油汽比(降低空氣油比)，提高油藏熱利用率等諸多方面仍需進一步探索和攻關(guān)。

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Heavy oil development technology and practices in Liaohe oilfield

REN Fang– xiang，SUN Hong– jun，HU Chang– hao
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning124010，China)

Liaohe oilfield has abundant heavy oil resources and complex geological conditions．During almost 30 years of development，a complete set of technologies has been developed and 8 key technologies have been improved for developing heavy oil from mid－deep reservoirs，thereby achieved stable high production of heavy oil and remarkable development response in Liaohe oilfield．This paper summarizes the technological achievements and understandings in heavy oil development in Liaohe oilfield，and provides technological references to the development of similar heavy oil reservoirs．

Liaohe oilfield;heavy oil development;technology and practice;steam flooding;SAGD;in situ combustion

TE345

A

1006－6535(2012)01－0001－08

20111101;改回日期20111109

國家科技重大專項“渤海灣盆地遼河坳陷中深層稠油開發(fā)技術(shù)示范工程”(2011ZX05053)

任芳祥(1963－)，男，教授級高級工程師，1983年畢業(yè)于大慶石油學院油田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)任遼河油田公司副總經(jīng)理兼總地質(zhì)師，《特種油氣藏》第8屆編委會副主任，主要從事油氣田勘探與開發(fā)研究工作。

編輯 劉兆芝