国内外高含水油田、低渗透油田以及稠油开采技术发展趋势

第一篇：国内外高含水油田、低渗透油田以及稠油开采技术发展趋势

我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20%左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5 年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33%左右，大约有2/3 的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。

1高含水油田开发特色技术30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。

国内外情况

已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的 1.1

在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。

进入“八五”以来，我国在搞清地下油水分布的基础上，逐步发展了一套完善注采系统、细分注水、调整注采结构和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。我国大庆油田、华北油田、新疆油田等主力油田实施的“稳油控水”综合治理开发配套技术居世界领先水平。

1.2

1.2.1 不稳定注水技术

不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。不稳定注水的实施方法多样。该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。

特色技术

1.2.2加密调整井技术

直至目前，钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层，物性差、需要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大，不利于储量动用的油藏。

水平井技术1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。如美国Elk－Hills 26R油藏从1988～1995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地控制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7%。在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。

1.3

在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有：侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。低渗透油田开发技术

通常认为油层平均渗透率K＝（10～50）×10－3μm2的油藏为一般低渗透油田；K＝（1～10）×10－3μm2的油藏为特低渗透油田；K＜0.1×10－3μm2 的油藏为超低渗油田。（Low permeability reservoir，Low permeability pool）资源十分丰富，分布范围非常广泛，在美国、俄罗斯和加拿大等都有广泛的分布。随着时间的延长，小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。例如，俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发现的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50%以上。

目前世界上低渗透油田

在我国，低渗透油气田广泛分布在全国的各个油气区，探明储量为63亿t，约占探明总储量的28%。近5年探明储量中低渗透油储量的比重已增至50%～60%，剩余石油资源中低渗透油田储量也占到 76.5%，其中松辽、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔四大盆地低渗透储量比例均在85%以上。在低渗透油气资源中，探明储量大于2亿t的油区有大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈、胜利、中原等9个油区。低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产。如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题。国内外情况

2.1

单项采油技术方面，我国和国外相比，各有优劣。其中：在油藏精细描述、富集区优选、超前注水、开发压裂等方面有我国的优势，有的还具原创性；但在裂缝识别、压裂新技术、装备和软件、水平井和复杂结构井井下随钻测量和控制技术，小井眼钻采工艺、注气等技术方面有较大差距。

在集成组合技术方面我国处于领先地位。“九五”期间，长庆、大庆、华北、新疆等油区经过反复试验，不断创新，发展应用了一套适应低渗、低产油田特点的新型简化油气集输流程，包括简化油井计量和联合站处理工艺及简化配套公用工程的实用新技术，在降低油田开发生产建设投资和减少生产操作费用上发挥了十分显著的作用。在油田开发方面，近年来重点在渗流理论、裂缝识别与压裂开发等学科方面取得较大进展。通过地震、测井综合研究裂缝识别技术，对油田的高效开发布井起到了很重要的作用；应用核磁共振理论与技术解释低渗透储层可动油的定量分析，并成功地应用于多个低渗油田；在启动压力梯度、吸渗驱油、油水相对渗透率特征及储层伤害机理等问题上，取得了新的认识；在压裂整体开发理论特别是矩形井网与人工裂缝的合理配置的研究与应用上也取得了进展。

大庆针对外围“三低”油藏（低渗、低产、低丰度）开发实践中，发展了油藏综合描述技术、优化井网设计、注水开发综合调整技术和多种开采方式新技术（提捞采油和大跨距两类油层合采技术、高粘稀油油藏蒸汽吞吐和微生物吞吐开采技术、特低丰度薄层水平井开采技术），提高了储量动用程度和油田采收率。使无效油藏得到有效开发。使经济极限产量降到了1.55 t/d 以下。从投产井看，单井超过直井的3～5倍，取得了较好效果。特色技术

延长油矿在开发上广泛采用了一系列适合该油田的开发新技术，如丛式井、压裂、注水等，提高了单井产量，压缩了钻井投资。

2.2

2.2.1

超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。早注水可以使地层压力保持在较高的水平，相应可使油田在一个较高的水平上稳产。超前注水技术开发有如下特点：

①可建立有效的压力驱替系统，单井获得较高的产量；

②降低因地层压力下降造成的渗透率伤害；

③有利于提高油相相对渗透率；

④超前注水有利于提高最终采收率。

长庆油田公司在安塞、西峰等油田注水开发中实施早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、调整注水剖面、调整产液剖面等技术，从而提高了单井产能及最终采收率，提高了整体开发效益。同步或超前注水能使地层避免或少受伤害，超前注水能尽快建立起压力驱替系统。2001年在安塞油田开展了12个超前注水井组（王窑7个，杏河5个），对应油井47口，动用含油面积3.87km2。个井组先后于5～8月份投注。王窑西南7口注水井平均日注水平41m3，注水强度2.0m3/（d?m）；杏河西南5口注水井平均日注水量39m3，注水强度2.74m3/（d?m），尽快建立起有效的压力驱替系统。通过超前注水技术的实施，单井产能得到一定程度的提高，有效地减缓了油田递减，最终采收率得到提高。

2.2.2

开发压裂技术6个方面加以完善和改进，压裂工艺改进后现场应用81口井，初期平均单井日增液619t，日增油410t。实施较早的龙南油田5口井，平均单井日增油417t，与未优化井对比，初期增油强度是以往压裂的115倍，累计增油794t，有效期已达287d。小井眼技术76.2mm井眼的全套钻井和井下配套工具，以及多种连续取心和混合型钻机。近几年来，我国在大庆、吉林等油田钻了一小批小井眼井，统计的钻井费用较常规井降低了15%。我国今后技术发展方向

2.2.3

2.3

我国今后需要进一步发展的提高低渗透油田原油采收率的技术有：低渗透含油区带优选技术；低渗透储层裂缝先期预测技术；开发压裂优化注采系统技术；水平井、复杂结构井压裂技术；低渗透油藏注气提高原油采收率技术；小井眼技术。

世界上的稠油和天然沥青资源丰富，但其开采难度很大。我国稠油资源量比较丰富，资源量近200亿t。截止2002年底，累计探明地质储量18.4亿t。因而，对稠油开发也是我国石油开采的一个重要方面。

3.1

稠油开发方面几乎所有的技术都源于国外，都是在国外首先提出、研发和商业应用的，特别是美国和加拿大。近年来，国外稠油开采技术的进展主要有：蒸汽辅助重力泄油技术、稠油出砂冷采技术、稠油气体—溶剂超临界萃取冷采技术、重力辅助火烧油层技术、电磁波热采技术等。如美国加利福尼亚州Kern River油田和印度尼西亚Duri油田大型蒸汽驱项目，采收率高达55%～70%，油汽比均超过0.25，开采效果好、经济效益高。美国、加拿大在稠油开发和开采方面，包括蒸汽驱热能管、油藏监测等都处于国际领先水平。

与此同时，还发展了普通稠油油藏注水后转注蒸汽开发的新技术，扩大了热采领域。在稠油吞吐转驱方面，新疆浅层稠油蒸汽驱矿场试验已获成功，蒸汽驱井组从1995年的252扩大到557个。2000年汽驱产量为91.254万t，油汽比（OSR）将达到 0.22。在辽河油区发展了超稠油蒸汽吞吐配套技术，超稠油生产能力已达到100万t以上。

截止2002年底，我国应用热力开采技术已累计动用地质储量12.6亿t，当年产量1267t，使我国成为世界第四大稠油生产国。

大庆油田针对大庆长垣西部低产低渗透储层地质条件复杂、压裂选井选层难度大、经济效益差等矛盾，从压裂工艺技术上进行研究，在裂缝有效支撑、加砂程序、破胶剂追加程序、等量替挤、强制闭合、延长压裂有效期等

3．2 特色技术

3.2.1

热采工艺主要有蒸气吞吐法、蒸气驱油法、气—汽驱油法和火烧油层法等，但目前应用较多的是蒸气吞吐法和蒸气驱油法。蒸气吞吐法就是把饱和蒸气通过油井注入油层，利用其热能使原油降粘、活化，驱使其流动，同时促使油层压力提高，当产能达到一定程度后开始采油。

采油速度1.83%，采出程度50%，综合含水88.9%。原方案预计的采收率为64%～65%，预计油田最终采收率可以达到80%。但从我国10多年若干先导试验区的开采实践来看，蒸气驱的采油效果还不十分理想，其主要开发指标尚达不到开发方案的预想值，因此蒸气驱技术应为我国今后重点关注和加强研究的提高采收率技术之一。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术100对热采井应用这套技术。由一对井组进行，生产井在目标层底部，注入井在生产井上5m，连续向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生产井泄油，适用于沥青质含量高、高粘厚层油藏，三个地区中Athabasca地区最适合采用该技术。蒸汽辅助重力驱采收率高，预期采收率超过50%。我国则正在和加拿大的专家合作进行试验，尚未得出最终结果。稠油携砂冷采技术10%～15%的稠油产量靠这种技术。稠油携砂冷采技术成功地应用于加拿大的许多稠油油田（粘度为300～55000cP）。典型的稠油携砂冷采油井以5～25m3/d（30～150bbl/d）的速度采油。在应用稠油携砂冷采技术采油的过程中，通过高质量的修井作业，可以成功地解决机械问题和油藏问题，从而提高采油速度，减小采油成本。我国今后技术发展方向

3.2.2

自从加拿大提出后，技术上有了突破，至今已有

3.2.3

该技术是加拿大提出的，现在加拿大已有

3.3

我国今后需要进一步发展的稠油开采技术有：组合式改善蒸气吞吐技术；蒸气驱技术；蒸气辅助重力泄油（SAGD）技术；超稠油越泵加热技术；稠油携砂冷采技术；火烧油层技术；超临界流体萃取技术；热电联产技术。

热采技术20世纪70年代以来，国外一些油田开展了注水开发中后期转注蒸气开发的室内实验研究，提出了水驱后油藏蒸气驱筛选标准，并且在一些水驱中后期油藏开展了矿场试验，取得了较好的效果。目前，该技术已经成为一种比较成熟的提高采收率的技术。世纪80年代初，我国开始在油田运用蒸气吞吐热采工艺，实践证明该技术较适用于埋深800m以上的油层进行低周期开发，油层超过这一深度继续用该技术采油则会导致低于热采经济界限而被迫关井停产，因而今后还需要进一步改善蒸气吞吐的开发效果。蒸气驱油法是继蒸气吞吐后发展起来的一种热驱技术，主要是利用蒸气对油层中粘稠油藏的驱替作用，达到提高采油率的目的，目前，国际上蒸气驱技术可提高采收率22.1%左右。美国在此方面开展很早，也有很大成效，2004年美国热采产油量为34.55万桶/d。例如，美国克思河（Kervn）油田于1898年投人开发，至1964年为冷采开发阶段，采出程度仅为6%。1964～1971年开始了注蒸汽试验。目前全面蒸汽驱开发（少数井蒸汽吞吐）。油田共有油井5800口，注蒸汽井1600口，日注蒸汽32万桶（5.1×104t），日产油10万桶（1.59×104t），日产水80万桶（12.72×104t）。

第二篇：国内外高含水油田、低渗及稠油开采技术发展趋势

国内外高含水油田、低渗透油田以及稠油开采技术发展趋势

我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20％左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33％左右，大约有2/3的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。1 高含水油田开发特色技术

已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30％左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1％，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。1.1国内外情况

进入“八五”以来，我国在搞清地下油水分布的基础上，逐步发展了一套完善注采系统、细分注水、调整注采结构和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。我国大庆油田、华北油田、新疆油田等主力油田实施的“稳油控水” 综合治理开发配套技术居世界领先水平。1.2 特色技术 1.2.1 不稳定注水技术

水平井钻井成本只是直井的1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。如美国Elk-Hills 26R油藏从1988~1995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地控制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7％。在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。1.2.3 加密调整井技术

1.3 我国今后技术发展方向

在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有：侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。2 低渗透油田开发技术

通常认为油层平均渗透率K=(10～50)×10-3μm2的油藏为一般低渗透油田；K=(1～10)×10-3μm2的油藏为特低渗透油田；K<0.1×10-3μm2 的油藏为超低渗油田。目前世界上低渗透油田(Low permeability reservoir，Low permeability pool)资源十分丰富，分布范围非常广泛，在美国、俄罗斯和加拿大等都有广泛的分布。随着时间的延长，小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。例如，俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发现的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50％以上。在我国，低渗透油气田广泛分布在全国的各个油气区，探明储量为63亿t，约占探明总储量的28％。近5年探明储量中低渗透油储量的比重已增至50％～60％，剩余石油资源中低渗透油田储量也占到 76.5％，其中松辽、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔四大盆地低渗透储量比例均在85％以上。在低渗透油气资源中，探明储量大于2亿t的油区有大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈、胜利、中原等9个油区。低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产。如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题。2.1 国内外情况

延长油矿在开发上广泛采用了一系列适合该油田的开发新技术，如丛式井、压裂、注水等，提高了单井产量，压缩了钻井投资。2.2 特色技术

2.2.1 超前注水技术（Advanced water injection）

超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。早注水可以使地层压力保持在较高的水平，相应可使油田在一个较高的水平上稳产。超前注水技术开发有如下特点：①可建立有效的压力驱替系统，单井获得较高的产量；②降低因地层压力下降造成的渗透率伤害；③有利于提高油相相对渗透率；④超前注水有利于提高最终采收率。长庆油田公司在安塞、西峰等油田注水开发中实施早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、调整注水剖面、调整产液剖面等技术，从而提高了单井产能及最终采收率，提高了整体开发效益。同步或超前注水能使地层避免或少受伤害，超前注水能尽快建立起压力驱替系统。2001年在安塞油田开展了12个超前注水井组(王窑7个，杏河5个)，对应油井47口，动用含油面积3.87km2。12个井组先后于5～8月份投注。王窑西南7口注水井平均日注水平41m3，注水强度2.0m3/(d·m)；杏河西南5口注水井平均日注水量39m3，注水强度2.74m3/(d·m)，尽快建立起有效的压力驱替系统。通过超前注水技术的实施，单井产能得到一定程度的提高，有效地减缓了油田递减，最终采收率得到提高。2.2.2 开发压裂技术

大庆油田针对大庆长垣西部低产低渗透储层地质条件复杂、压裂选井选层难度大、经济效益差等矛盾，从压裂工艺技术上进行研究，在裂缝有效支撑、加砂程序、破胶剂追加程序、等量替挤、强制闭合、延长压裂有效期等6个方面加以完善和改进，压裂工艺改进后现场应用81口井，初期平均单井日增液619t，日增油410t。实施较早的龙南油田5口井，平均单井日增油417t，与未优化井对比，初期增油强度是以往压裂的115倍，累计增油794t，有效期已达287d。2.2.3 小井眼技术

使用小井眼技术可以大幅度降低钻井投资，提高低渗透油田的经济效益使之得到有效发展。目前国外小井眼研究发展的先进技术研究和发展趋势有：带顶部驱动的小井眼钻机、小尺寸大功率井下动力钻具、采用高灵敏度井控专家系统控制和预防井喷、采用连续取心钻机进行小井眼取心作业、采用高强度固定齿的新型钻头等，并朝着更小尺寸配套的方向发展，目前国外已有可用于76.2mm井眼的全套钻井和井下配套工具，以及多种连续取心和混合型钻机。近几年来，我国在大庆、吉林等油田钻了一小批小井眼井，统计的钻井费用较常规井降低了15％。2.3 我国今后技术发展方向

我国今后需要进一步发展的提高低渗透油田原油采收率的技术有：低渗透含油区带优选技术；低渗透储层裂缝先期预测技术；开发压裂优化注采系统技术；水平井、复杂结构井压裂技术；低渗透油藏注气提高原油采收率技术；小井眼技术。3 稠油开采技术

世界上的稠油和天然沥青资源丰富，但其开采难度很大。我国稠油资源量比较丰富，资源量近200亿t。截止2002年底，累计探明地质储量18.4亿t。因而，对稠油开发也是我国石油开采的一个重要方面。3.1 国内外情况

稠油开发方面几乎所有的技术都源于国外，都是在国外首先提出、研发和商业应用的，特别是美国和加拿大。近年来，国外稠油开采技术的进展主要有：蒸汽辅助重力泄油技术、稠油出砂冷采技术、稠油气体—溶剂超临界萃取冷采技术、重力辅助火烧油层技术、电磁波热采技术等。如美国加利福尼亚州Kern River油田和印度尼西亚Duri油田大型蒸汽驱项目，采收率高达55％～70％，油汽比均超过0.25，开采效果好、经济效益高。美国、加拿大在稠油开发和开采方面，包括蒸汽驱热能管、油藏监测等都处于国际领先水平。

我国自20世纪90年代以来就在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验，目前我国的稠油油藏蒸汽吞吐技术已基本配套，形成了深达1600m的蒸汽吞吐系列，成为我国稠油开采的主导技术，而且在今后若干年中仍将继续发挥主导作用。稠油蒸汽吞吐在高轮次开采情况下递减加快，“九五”递减总量比“八五”增加212万t，而新井产量占基础井的比例由72％降为38％，在这种情况下，一方面通过加大措施工作量，使措施增产比例由40％加大到46％，多增油163万t；另一方面应用改进的蒸汽吞吐技术，如分层注汽、投球选注等，改善蒸汽波及体积，使纵向动用程度由“八五”初期的40％左右提高到60％，在极端困难的条件下实现了稠油产量稳中有增。与此同时，还发展了普通稠油油藏注水后转注蒸汽开发的新技术，扩大了热采领域。在稠油吞吐转驱方面，新疆浅层稠油蒸汽驱矿场试验已获成功，蒸汽驱井组从1995年的252扩大到557个。2000年汽驱产量为91.254万t，油汽比（OSR）将达到 0.22。在辽河油区发展了超稠油蒸汽吞吐配套技术，超稠油生产能力已达到100万t以上。截止2002年底，我国应用热力开采技术已累计动用地质储量12.6亿t，当年产量1267t，使我国成为世界第四大稠油生产国。3.2 特色技术 3.2.1 热采技术

热采工艺主要有蒸气吞吐法、蒸气驱油法、气—汽驱油法和火烧油层法等，但目前应用较多的是蒸气吞吐法和蒸气驱油法。蒸气吞吐法就是把饱和蒸气通过油井注入油层，利用其热能使原油降粘、活化，驱使其流动，同时促使油层压力提高，当产能达到一定程度后开始采油。自20世纪70年代以来，国外一些油田开展了注水开发中后期转注蒸气开发的室内实验研究，提出了水驱后油藏蒸气驱筛选标准，并且在一些水驱中后期油藏开展了矿场试验，取得了较好的效果。目前，该技术已经成为一种比较成熟的提高采收率的技术。

20世纪80年代初，我国开始在油田运用蒸气吞吐热采工艺，实践证明该技术较适用于埋深800m以上的油层进行低周期开发，油层超过这一深度继续用该技术采油则会导致低于热采经济界限而被迫关井停产，因而今后还需要进一步改善蒸气吞吐的开发效果。蒸气驱油法是继蒸气吞吐后发展起来的一种热驱技术，主要是利用蒸气对油层中粘稠油藏的驱替作用，达到提高采油率的目的，目前，国际上蒸气驱技术可提高采收率22.1％左右。美国在此方面开展很早，也有很大成效，2004年美国热采产油量为34.55万桶/d。例如，美国克思河(Kervn)油田于1898年投人开发，至1964年为冷采开发阶段，采出程度仅为6％。1964～1971年开始了注蒸汽试验。目前全面蒸汽驱开发(少数井蒸汽吞吐)。油田共有油井5800口，注蒸汽井1600口，日注蒸汽32万桶(5.1×104t)，日产油10万桶(1.59×104t)，日产水80万桶(12.72×104t)。采油速度1.83％，采出程度50％，综合含水88.9％。原方案预计的采收率为64％～65％，预计油田最终采收率可以达到80％。但从我国10多年若干先导试验区的开采实践来看，蒸气驱的采油效果还不十分理想，其主要开发指标尚达不到开发方案的预想值，因此蒸气驱技术应为我国今后重点关注和加强研究的提高采收率技术之一。3.2.2 蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术

自从加拿大提出后，技术上有了突破，至今已有100对热采井应用这套技术。由一对井组进行，生产井在目标层底部，注入井在生产井上5m，连续向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生产井泄油，适用于沥青质含量高、高粘厚层油藏，三个地区中Athabasca地区最适合采用该技术。蒸汽辅助重力驱采收率高，预期采收率超过50％。我国则正在和加拿大的专家合作进行试验，尚未得出最终结果。3.2.3 稠油携砂冷采技术

该技术是加拿大提出的，现在加拿大已有10％～15％的稠油产量靠这种技术。稠油携砂冷采技术成功地应用于加拿大的许多稠油油田（粘度为300～55000cP）。典型的稠油携砂冷采油井以5～25m3/d(30～150bbl/d)的速度采油。在应用稠油携砂冷采技术采油的过程中，通过高质量的修井作业，可以成功地解决机械问题和油藏问题，从而提高采油速度，减小采油成本。3.3 我国今后技术发展方向

参考文献：

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第三篇：辽河油田稠油开发技术特色

辽河油田稠油开发特色技术

辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。

1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。

辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。

辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。

稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。

辽河油田稠油油藏主要有4个特点：

（1）原油粘度跨度大。普通稠油、特稠油、超稠油均有；

（2）油藏埋藏深。既有中深层（600-900m）、深层（900-1300m），又有深层（1300-1700m）、超深层（大于1700m）。辽河油田稠油油藏埋深以中深层-深层为主；

（3）储集层类型以碎屑岩为主；

（4）含油井段长。层状油藏含油井段长达150-350m,块状油藏油层厚度达 35-190m。

稠油的最大特性体现在以下两点：一是原油粘度对温度非常敏感，随温度的升高而大幅度降低；二是随着温度的升高，原油体积发生膨胀，因此产生驱油作用。

根据稠油的特性，一般采用热力开采。根据对油层加热的方式可分为两类，一是把流体注入油层，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱等；另一种是在油层内燃烧产生热量，称火烧油层。

经过四十多年的探索实践，辽河油田形成了蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD以及火驱等为主导的稠油开发核心技术，有力支撑了油田持续稳产。

（1）蒸汽吞吐

蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采重油的增产方法。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、焖井及回采。

蒸汽吞吐常作为注蒸汽开采的第一阶段，热采稠油区块投入开发的初期，基本上采用蒸汽吞吐开发。自上个世纪80年代，蒸汽吞吐开启了辽河稠油走向高产的传奇之旅，这也成为了辽河油田稠油油藏主蒸汽开发的主体技术。目前，辽河油田每年稠油吞吐产量约330万吨，占到总产量的三分之一。但经过30余年的开发，原油产量下降，地层能量大大降低。目前辽河油田正在探索非烃类气体辅助蒸汽吞吐技术，这是是一种将空气、氮气、二氧化碳等非烃类气体注入蒸汽吞吐井中，发挥其补充地层能量、减少蒸汽使用、降低油水液面张力等作用，从而改善蒸汽吞吐生产效果的技术手段。（2）蒸汽驱

蒸汽驱就是蒸汽由注入井被连续不断地注入到油层中，把原油驱向周围的生产井。蒸汽吞吐属衰竭式开采方式，当蒸汽吞吐到一定程度时，要进一步提高原油采收率，必须向油层补充驱替能量，由蒸汽吞吐转为蒸汽驱。

齐40是辽河油田最早启动的蒸汽驱开发试验区块。齐40块于1987年以蒸汽吞吐方式投入开发，1998年10月开展了蒸汽驱先导试验，2003年开始进行蒸汽驱扩大试验，2005年12月齐40块蒸汽驱正式启动。经过十多年的开发实践，齐40块蒸汽驱取得了成功，开创了中深层稠油油藏蒸汽驱先例，为国内同类型油藏转换开发方式，提高采收率积累了丰富的经验。（3）SAGD--蒸汽辅助重力泄油

SAGD（Steam Assisted Gravity Drainage）简称蒸汽辅助重力泄油是一种将蒸汽从位于油藏底部附近的水平生产井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加热的原油和蒸汽冷凝液从油藏底部的水平井产出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、较高的最终采收率及降低井间干扰，避免过早井间窜通的优点。SAGD 是蒸汽吞吐后期大幅度提高采收率的一种有效的接替技术。

目前SAGD 有三种布井方式, 即平行水平井方式、直井与水平井组合方式和单管水平井SAGD。辽河油田是国内最早一批开展SAGD开发试验、并顺利转入工业化推广的油田。辽河油田于1996 年在杜84 块兴隆台油藏成功地完钻了中国第一对双水平井, 开展了国内第一个蒸汽辅助重力泄油SAGD 先导试验,即水平井注汽、水平井采油组合方式进行的蒸汽辅助重力泄油。

直井与水平井组合SAGD就是采用直井注汽, 水平井采油的SAGD 技术。其生产特征表现为蒸汽腔上升较快, 当上升到一定高度时, 沿水平生产井方向和横向方向在油层中扩展。2005 年，辽河油田首次在杜84块馆陶组油层开展了直井与水平井SAGD 先导试验, 取得了成功, 目前该区块馆陶油层已全面进入SAGD 开发阶段。

（4）火烧油层

火烧油层（又称火驱）是把空气、富氧空气或氧气注入到油层,使其在油层中与原油中的重质成分起氧化反应，释放大量的热和气体，来驱替未燃烧的原油。

火驱作为提高稠油采收率的重要方法之一，具有采收率高、成本低、应用范围广的优势。据了解，目前国内进行火驱开发试验的主要有辽河、新疆、吉林等

油田。辽河油田在上世纪末就开展过火驱探索，但正式进行先导试验始于2005年。目前，辽河油田是国内火驱试验规模最大、产量最高的油田，火驱年产油达33.6万吨。预计到2020年，中石油火驱年产量要达到100万吨，届时辽河油田火驱产量将达到67万吨，占据中石油火驱年总产量的一半以上。

40多年以来，为实现辽河油田的持续稳定发展，辽河人一直没有停止创新探索的步伐，重力火驱、火驱与蒸汽复合驱室内研究取得重要进展，为深层稠油探索了新的接替方式；注二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐技术展开初步尝试，烟道气辅助SAGD、注热空气辅助稠油热采等“潜力股”技术也已提上日程，一系列创新技术为辽河油田稳产提供了重要的技术支持。

第四篇：从辽河油田高升采油厂看稠油的形成及开采中常见问题1

从辽河油田高升采油厂看稠油的形成及开采中常见问题

作者：孙铭

辽河油田公司高升采油厂座落于绕阳河畔的盘山和台安两县交界处。沈盘公路横穿油区．京沈高速公路、京（秦）沈电气化铁路与厂区擦肩而过。辖区面积近1000km2，1978年建厂，现有员12551人。管理着1468口油水井、2座联合站、2座注水站、37座转油站、6座注汽站。是辽河油田集稀油、稠油和高凝油于一身的多种类油品生产基地。曾被誉为“出稠油、出经验、出人才”的摇篮。是中国最早正规开发的稠油油田，自1994年以来已连续15年稳产70×10^4t原油生产规模，创造了辽河油田稠油开发史上稳产时间最长的纪录。

稠油油藏分类

稠油油藏的形成主要受地层盆地后期抬升活动细菌生物降解作用，地层水洗和氧化作用，以及烃类轻质分散失等诸因素影响。而晚期构造运动是主导因素，其他因素是在这一地质背景下的地化过程，按上述因素可将超稠油油藏分为风化削蚀、边缘氧化、次生云移和底水稠度等四种成因。

一、风化削蚀成因超稠油油藏

主要分布在后期构造抬升活动强烈发育，盆地具有早期沉陷，后期衰退的特点，早期形成的古油藏抬升而接近地表，或者古油藏盖层封堵条件遭受不同程度破坏，天然气和轻质组分大量溢散，液态烃经受地层水的洗作用成地表风化作用，形成重质油或软沥青。

二、边缘氧化成因超稠油油藏

主要分布在盆地和凹陷斜坡边缘，油藏类型以地层型或地层岩性封闭为主，在盆地后期构造运动抬升过程中，盆地边缘急剧上升，边缘斜坡带或为油气大规模运移和聚集的指向，油源主要来自盆地内部重油区，油气沿地层不整合面稳定砂体向上倾方向运移，进入盆地边缘地层水交替带，原油发生严重生物降解程度和物理性质有一个明显的变化规律，下倾部位原油具有原生性，上倾部位原油均发生不同程度生物降解作用，油质变重变稠，甚至在盆地边缘部位形成软沥青，有利于超稠油油藏形成，这类油藏一般规模较大，广泛分布在盆地或凹陷边缘。

第五篇：黑帝庙油田稠油组合式蒸汽吞吐技术

黑帝庙稠油油田葡浅-12区块组合式蒸汽吞吐

技术

孙继国邵红艳

摘要：黑帝庙油田稠油区块大部分已进入吞吐后期和蒸汽驱阶段，开发难度增大。组合式蒸汽吞吐能够有效缓解井间矛盾、防止汽窜、扩大加热范围、增大驱动能量，还可以解决吞吐中后期井间干扰严重、产量递减快、油汽比低的问题。因此，通过该方法，对提高稠油的开发水平有重要意义。主题词：稠油油藏；组合式注汽；蒸汽吞吐

1．组合式蒸汽吞吐的基本概念

组合式蒸汽吞吐是稠油开发实践中摸索总结出的一种蒸汽吞吐方式，它是把生产层位对应，对汽窜频繁的油井组合在一起集中注汽、集中生产，就是利用注汽压力相互封堵汽窜通道抑制汽窜的发生，改善油层动用程度，同时能有效补充地层能量，提高油层热利用率，改善开发效果。组合式蒸汽吞吐基本概念为在蒸汽吞吐开发单元中，多口井按优化设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐方式，它包括面积式组合注汽和一注多采组合式蒸汽吞吐两种方式。2．组合式蒸汽吞吐的应用

2．1组合式蒸汽吞吐技术之一：面积式组合注汽 2．1．1基本概念

面积式组合注汽指将若干个邻近的同层位生产井组合在一起，同时注汽、焖井、采油的一种蒸汽吞吐方式。机理是经过多轮蒸汽吞吐开采的油藏压力水平较低时，利用反复的同注、同焖、同采过程中，油层压力呈现出的规律性波动，促使含油饱和度场重新分布，达到改善吞吐效果的目的。2．1．2 现场应用实例

黑帝庙油田属于岩性构造油藏，由于地层孔隙度、渗透率、含油饱和度较高，地质条件好，受注汽条件等外界因素的影响，生产中汽窜现象突出。针对黑帝庙这种情况，开展了“多井整体吞吐”试验。试验有效地补充了地层能量，改善了油层的温度场、压力场分布，提高了蒸汽的热利用率，取得了较好的开发效果。

图2-1葡浅-12区块中区汽窜感应方向图

实际情况，结合我们公司锅炉的实际注汽能力，于2011年7月对这两口井实施面积式组合注汽取得很明显效果，周期产油量和油汽比都有所上升。葡浅10-7和葡浅10-8井上轮吞吐累计注汽1851t，累计采油558.6t；实施组合注汽后合计注汽2400t，合计产油870t；油汽比从0.18增加到了0.26。周期生产时间葡浅10-7井由144天增加到了191天，10-8井由198天增加到了303天，延长了生产周期。同时在葡浅10-7和葡浅10-8井组合注汽的同时，周边的葡浅9-

7、葡浅9-

8、葡浅11-7和葡浅11-8井产量也有所增加，间接受效。2．1．3面积式组合注汽现存问题及解决办法

面积式组合注汽对于抑制稠油高周期汽窜，改善吞吐效果作用明显。存在问题：首先，井组间互相干扰，很难形成独立的多井整体蒸汽吞吐；其次，井组内油井生产周期长短不一，轮次参差不齐；第三，井组中部分井焖井时间长，生产时率低。解决办法（1）注汽量灵活，从井组的角度考虑注汽量；（2）吞吐井数灵活，一个大井组可分两个或三个阶段实现多井整体吞吐；（3）注汽顺序灵活，根据井组中油井生产状况，不同时期的多井整体吞吐采取不同注汽顺序，充分利用注入蒸汽的热利用率，提高油井生产时率；（4）灵活掌握井组中各单井的转注时机。2．2组合式蒸汽吞吐技术之二：一注多采组合式蒸汽吞吐 2．2．1基本概念

一注多采是把射孔层位对应、热连通或汽窜程度较高、采出程度相对较高的一个或几个井组作为一个开发单元，中心井阶段时间大量集中注汽以井组蒸汽吞吐代替单井吞吐，达到改善油层动用状况，提高吞吐效果的目的。主要机理是提高注入蒸汽热利用率，补充地层能量，驱替井间剩余油。它除了汽驱作用，把加热的原油驱向被窜井，加快井间剩余油的动用以外，还有多井整体吞吐作用，利用油井间已形成的汽窜通道，一口井注汽来代替井组注汽，实现多井整体吞吐。一注多采方式解决了地面注汽管网难以满足面积式组合注汽的问题，是稠油开采的另一种有效途径。2．2．2 现场应用实例

考虑到目前我们注采工艺及实际生产汽窜情况,我们也可以运用一注多采的生产方式。2011年1月黑帝庙油田对新区井组进行注汽优选，考虑当时的区块井的生产情况和单井地质条件及注汽能力筛选出葡浅11-6井和葡浅11-8井同时注汽周边井采油的注汽方式，井组内有油井8口，井距3为100m。注汽强度6.9m/d﹒m。井组开发问题：（1）、油井汽窜严重；（2）、吞吐效果变差，开采成本增加。为解决上述问题，利用井网中间老井大量注汽，周边井生产的办法，进行一注多采式蒸汽吞吐。

一注多采试验前，井组8口井，日产液40.8t，日产油21.8t，含水46.6%；转注后一个月井组见效，日产液量由24.3t升到63.5t，日产油量由6.7t

作者简介: 孙继国(1979.9.29)2003年毕业于中国石油大学(华东),工作单位大庆油田黑帝庙稠油公司;邵红艳(1979.7.2)2003年毕业于大庆石油学院, 工作单位大庆油田第二采油厂工程技术大队;孙广伟(1983.7.29)2007年毕业于大庆石油学院, 工作单位大庆油田黑帝庙油田稠油公司;