胜利油田稠油开采技术进展及发展对策.doc

胜利油田稠油开采技术进展及发展对策杜永欣盖平原谢志勤张紫军曹嫣镔 (胜利油田有限公司采油工艺研究院)前言胜利油田从1984年开始进行稠油热采，到“八五”末稠油产量达到了最高峰233104t， 进人“九五”后由于已开发稠油油藏相继进入高轮次吞吐阶段，吞吐效果越来越差，同时新区 产能接替不上。致使稠油热采产量逐年下降。2000年以来起通过技术攻关和配套，一方面对老油田进行综合治理，改善老区开发的 效果；同时研究配套超稠油开采技术，动用了单6东等超稠油油藏，部分实现了产能接替； 另外部分注水开发的稠油油藏转为注蒸汽开采，使稠油热采形势得到了改善：含水上升得到 控制，含水上升率在25以内，200l、2002年还出现综合含水负增长，分别为一17和 一04；年产油量“九五”期问呈下降趋势，“十五”以来开始回升，年递减率由“九五”初期 的25下降到2002年的一178，稠油热采产量所占油田原油产量的比例由2000年的55上升到2002年的73。 但是虽然稠油产量近几年不断上升，但制约稠油开采的主要矛盾仍然没有根本解决，为了保证稠油的稳产和增产，需要继续进行技术攻关和配套。1胜利油田稠油开采现状11已开发稠油油藏现状 到20年底，胜利油田已累计探明稠油储量56410Bt，动用储量3554l伊t。其中利用热采方式动用了单家寺、乐安、孤岛、孤东、红柳、桩西、金家、王庄等稠油区块，地质储量19661护t，可采储量331驴t，采收率168。到0003年底已采出可采储量26901伊t。 胜利油田已热采开发稠油油藏包括厚层砂岩稠油油藏(单2等)、薄层砂砾岩稠油油藏(乐安)、薄互层稠油油藏(红柳)、深层低渗透稠油油藏(桩139)、五敏严重的稠油油藏(王 庄沙一)、裂缝一溶洞型稠油油藏(草古1)、超稠油油藏(单6东)等。从原油性质分，已开 发稠油油藏粘度最高的是单6东，50时脱气原油粘度最高达100000rnPas；从油藏埋藏深 度分，已开发稠油油藏埋藏最深的是桩139块，埋藏深度1600m，实际井身长度超过2000IIl， 最长达2200岫；从油层厚度分，已开发稠油油藏油层厚度最薄的王庄油田沙一段(郑36、郑41)油层厚度最薄为6m，另外王庄油田沙一段还是强一极强的水敏稠油油藏。目前大部分 热采稠油油田以高轮次的蒸汽吞吐为主，草20、孤东九区等有部分井组进行蒸汽驱。(1)已开发稠油油藏面临的矛盾开发方式单一 从早期的单家寺油田、乐安油田到目前的单56单元的超稠油藏、桩139的深层稠油油372藏、郑36、郑41敏感性稠油藏等，胜利油田稠油油藏主要以蒸汽吞吐方式开发为主。蒸汽 吞吐开采油汽比高、采油速度快，是稠油油藏一种高速开发方式，但采收率低是蒸汽吞吐的 特点之一，理论分析研究表明蒸汽吞吐最高的采收率只能达到30，由于油藏条件的复杂 多样性，胜利油田稠油油藏的采收率平均只有17。根据稠油热采的规律，蒸汽吞吐到一 定阶段后需要转换开发方式才能提高开采效果，其中蒸汽驱是最有效的接替开采方式，但胜 利油区由于井深、边底水活跃，研究试验表明大部分油藏不适合蒸汽驱开发(如单家寺油 田)。因此除了草20、孤东九区等部分井组进行过蒸汽驱以外，胜利油田稠油热采主要以蒸 汽吞吐的方式生产，而依靠蒸汽吞吐很难进一步提高采收率。目前胜利油区稠油油藏已进入多轮次吞吐开发的后期，单家寺周期数最高已达20个，21年投入开发的单56也已经平均吞吐了6个周期以上。随着吞吐周期的增加，油汽比、 周期产油量、日产油量逐渐下降，而综合含水逐渐上升，生产效果越来越差，自第六周期开 始，胜利油田蒸汽吞吐平均油汽比低于05(表1)。蒸汽吞吐如何进一步提高采收率是胜利 油田已开发稠油油藏面临的主要矛盾。表l胜利油区稠油热采吞吐周期指标统计表生产时周期产 日产泊周期产综合回采周期注汽量t油汽比间d油置t量t液量t含水水率l264214l2544 18 052姆519O 9610392m l丌凹6115 672卯 6220蚰15313 29901酊2153129 6943690072 16024 29661僻180610 7 7昕5 44 0位m65 29841回156492彻档9052 196562蛄3 1671研826906 舯O047 1杆272980 1641竹78 156755册20 45181883300 16112938 0 7“犯1O孵 179193078160114l 7 l64O37 ls7010 3012 14s9篮6凹53lO82 5021 145 5油藏水淹严重 胜利油田稠油油藏大都存在边水或底水，油藏高轮次吞吐后，地层亏空大，压力降低，边底水水侵加剧，油藏水淹日益严重。边水或底水入侵后，将侵占油流通道，降低了油相渗透率，同时降低蒸汽加热效率，影响注蒸汽(吞吐及汽驱)开发效果。目前单家寺稠油井均见地层水，投产较早的稠油老区因高含水关井达到投产井数的35以上，含水大于90的油井占全区开井数的50以上。如单2块边底水问题较为严重， 现在已处于高含水阶段，综合含水已达到880，在治理边底水过程中，单2块先后采用了 油层避射、颗粒堵剂和化学调剖、注氮压水锥等试验，虽取得了一定的效果，但仍不能有效 抑制边水推进和底水锥进。乐安南区边水也十分活跃，边水体积是油藏体积的5倍以上，目前由于水淹，南区已停产。j近几年开发的沾18块、桩139块等，由于底水与油层之间间隔层薄或油水同层，产能 建设效果较差，如桩139块到2004年8月投产一年时间，区块累计产液195784104t，累373计产油45586104t，含水已达81，由于底水活跃，沾18块也存在相同的问题。套损井日益增多，动态井网不完善 由于热采井套管受热应力大，同时油层压力下降后套管所承受的地层应力也增大，因此热采井套管容易损坏，如单家寺油田因套损关井178口，占投产井数的33，套损井增多造 成井网极不完善，从而影响了单家寺稠油油藏的开发效果。(2)虽然上述矛盾影响了稠油油藏的开发效果，但胜利油田稠油油藏仍有较大的提高采 收率的潜力已开发稠油油藏采出程度低，剩余油多 虽然胜利油田已开发稠油区块已进入多轮次、高含水的吞吐开发后期，但整体采出程度仍很低，只有137。地下仍有大量的资源没有采出，如单家寺油田的单二块沙三段和单 十块东营组、沙一段虽然采出程度比较高，但其他单元采出程度比较低(表2)。在同一开发 单元内平面上井网不完善井区、正向微型构造区、物性较差的扇边、边水波及程度较差井 区和蒸汽未波及到的区域采出程度低，动用状况差，剩余油相对比较富集。纵向上，低渗透 层、低渗透段及油层避射井段采出程度低，动用状况差，剩余油相对比较富集。表2单家寺稠油油藏分层储量动用程度统计表层系地质储量1驴t累积产油104t采出程度 单2Ng 瑚O3008 O10 单2S1 18l 75807 419 单2s3 1810 2288394 1264单10 1肝497 47昕 9单10E出1 1917 3959164 20 65 单6西Ng 590 69 7104 11 82 老区平均 5860 799 8184 13 65由于已开发稠油油藏采出程度低，剩余油多，因此稠油老区稳产、增产具有较好的物质 基础。老区转换开发方式可进一步提高采收率目前胜利油田稠油油藏主要以蒸汽吞吐的方式开采，采收率只有168，虽然大部分 稠油油藏不适合转蒸汽驱，但通过近几年的试验和探索，已经初步研究配套了多效泡沫复合 驱等技术，为胜利油田稠油油藏多轮次吞吐后转换开发方式、提高采收率探索出了新的开发 方式。室内研究表明，利用多效泡沫复合驱技术，可使多轮次吞吐后稠油油藏的采收率提高15一30，另外在部分区块和单元可进行不稳定复合蒸汽驱技术等，也可以提高采收率，如单家寺单6424开展了两个阶段的不稳定蒸汽驱试验第一阶段增油2607吨，第二阶段4367t，共增油研4t。单6424井组采用不稳定复合蒸汽驱开采技术开采后，采油速度由60提高到73，采出程度由22提高到274，取得了较好的效果。常规稠油油藏利用热采技术可提高开发效果 胜利油区有较多的粘度在1000一5000rnPaB的普通稠油资源，这些普通稠油油藏可以注水开发，但采收率较低，如孤岛油田渤21块原油粘度在15003000mPas，1978年开始注水开发。到1992年累积产油1026l104t，采出程度1256，但综合含水已达93，继续水 驱提高采收率的潜力很小。为此从1992年起开始蒸汽吞吐开发，取得了较好的效果。由于374渤21等热采效果好，因此孤岛油田陆续投产了中二北馆5、中二中东馆5等15个热采开发单元，动用含油面积3132时，地质储量4359104t，建成年产原油能力70 x 1矾，2003年综合含水822，采出程度1606，采油速度192，平均油汽比23。 文献调研也表明，国外已开发的稠油资源大多为粘度为10000mPas以下的稠油，如美国科恩河油田平均原油粘度为5000InPas左右，采用蒸汽驱的方式开发，采收率达到70以上。综合国内外的实践，热采是提高采收率的最经济有效的方式。扩大热采应用范围可进一 步改善稠油油藏的开发效果提高胜利油区普通稠油油藏的采收率。稠油开采技术的不断进步是挖掘剩余油潜力的保证。12未动用稠油油藏开发矛盾 随着吞吐周期的增加稠油产量逐渐下降是开发规律，为了稳定稠油产量，需要有新的产能进行接替。 到2004年底，胜利油田探明需热采的未动用稠油储量123108t，主要分布单家寺油田、王庄宁海油田、乐安油田及陈家庄油田等。另外控制的未动用稠油储量有1685104t 预测的未动用稠油储量有5184 x 104t。胜利油田的未动用储量中，稠油油藏约占l“。由于油稠，敏感性强、层薄、出砂严重等原因，未动用稠油油藏都是难动用储量。 稠油粘度高、油层及井筒流动阻力大是制约稠油油藏开发效果的根本原因，但胜利油田未动用稠油油藏与已开发的乐安、单家寺等稠油油藏相比，具有油更稠、层更薄、出砂及储 层敏感性严重等特点。这些特点是制约未动用稠油油藏开发的主要矛盾。(1)油稠 在未动用稠油油藏中，油稠是影响部分单元动用的主要因素之一，这类单元主要包括单113块、广饶潜山奥陶系、草古1块Ng组、郑411沙三段等，其中超稠油储量4513104t， 占未动用稠油储量的35，而超稠油储量中，有3培1 x10lt为粘度大于100000rrPas的特超 稠油油藏，该类油藏注汽困难，蒸汽吞吐开采效果差，达不到工业化开采的经济要求。(2)储层薄 未动用稠油油藏中，油层厚度小于10m的单元覆盖地质储量7190104t，占稠油未动用储量的586。薄层稠油油藏常规开采产能低，注汽热损失大，热采有效期短，开采效果 差根据我国稠油蒸汽吞吐筛选标准，这类油藏不适合蒸汽吞吐开发。(3)储层敏感性强 未动用稠油储量中，壬庄油田各区块、陈家庄油田陈371块等都具有中等以上的水敏，地质储量7026104t，占未动用储量的573。特别是王庄油田沙一段，具有强一极强的水 敏性，由于储层敏感性强，致使上述区块注汽压力高、质量差，油层能量补充困难。油井产 量低开发效果差。另外油藏出砂严重、油水关系复杂等也增加了未动用储量的开发难度。如陈371、东辛 浅层等区块油水关系复杂，这些区块与已经开发的桩139等区块一样，注汽、防砂等过程极 易造成油水层之间的窜通，使热采效果大幅度降低。胜利油田大部分未动用稠油油藏同时具有几个影响因素，在上述因素的综合作用下。影 响了未动用稠油油藏的开发效果，使之不能经济有效地动用。3752稠油开采技术新进展为了改善稠油开采效果，胜利油田一直在进行稠油开采技术研究工作，如为了开发难动 用的超稠油油藏，从“九五”开始了超稠油开采配套技术研究，形成了超稠油油藏开发的油层 保护、防砂、亚临界锅炉高效注汽及井筒电加热降粘举升等技术，利用该技术可以有效地开 发埋蒇中深、中厚层、原油粘度在100000rnPas以下的疏松砂岩超稠油油藏，使部分超稠油 油藏难动用储量得到了有效开发，20012003年在单56、单56扩、单二西等超稠油单元动 用储量913104t，建产能285104t，平均单井日产量24t，三年累积油汽比太于1O，到2003年底累产油407104t。为了改善多轮次吞吐阶段稠油油藏的开发效果，开展了提高多 轮次吞吐开发效果的配套技术研究，形成了蒸汽吞吐油井堵水调剖、侧钻井开采、套损综合 治理等技术，改善把单家寺等油田的开发形势。为了进一步改善胜利油田稠油开采形势，提高稠油油藏的开采效益，针对胜利油田稠油油 藏开采的主要矛盾，在以前研究的基础上，继续开展了相应的技术研究和现场试验，部分工作 已在油田生产中初步见到了效果为经济有效地开发难动用储量奠定了一定的技术基础。21开采机理研究新进展 针对已开发稠油油藏边底水入侵等因素使多轮次吞吐后稠油油藏剩余油分布复杂的现状，根据泡沫驱油的机理，为了提高已开发稠油油藏的效果，研究了性能优良的多效泡沫驱 油体系，关对其驱油机理进行了研究和实验，为现场试验和应用提供了技术依据。(1)多效泡沫复合驱油体系研究在对国内外泡沫体系在采油工艺中的应用进行深入调研的同时，重新建立了高温发泡 器，蒸汽驱线性模型等室内实验装置和流程，重点开展了泡沫体系配方优化研究，形成了系 列泡沫封堵调剖体系。常温泡沫封堵调剖体系THA：印条件下，药剂浓度为O1时，封堵压差高达884MPa，(岩心管的渗透率为31卸zm2)，抗盐能力为20000L，其中ca2+Mf+=2000lL，吸附损失小于10。 多效泡沫体系1HC：55、常压，泡沫半衰期为2420s；120、14MPa，泡沫半衰期为1890s；60条件下，药剂浓度为O，l时，封堵压差高达649MPa(岩心管的渗透率为314pm2)；抗盐能力为20000mgI，其中ca2+M矿+=2000n1L；吸附损失小于1，o；印条件下，测得草20特稠油与O5THc的油水界面张力为3310_4n“m-。 F(了高温复合泡沫体系：在高温条件下具有良好的封堵调剖性能和界面活性，350连续处理24h性能不变，该体系在3lo，矿化度24000mgI，c矿+M矿+900L，气液比1：l条件下的阻力因子达到25以上；该体系80条件下同单家寺油田单十块原油界面张力为28610_2rI】Nm；该体系在200条件下可提高管式模型采收率3326。 (2)高温多效泡沫驱机理实验 通过高温单管泡沫驱替实验，研究了多效泡沫剂界面活性、发泡性能等单一性能作用、协同作用以及温度、含油饱和度对驱油及封堵效果的影响。界面活性单独作用时采收率相对于蒸汽驱采收率提高了215。泡沫剂发泡性能及界面活性的协同作用，相对于界面活性 单独作用采收率提高了254。对泡沫作用而言，低台油饱和度时注入泡沫，封堵效果较 好。但一般情况下温度与含油饱和度的作用是相互影响的。通过平行双管模型常温泡沫封堵实验研究了渗透率、含油饱和度对泡沫运移及作用的影376响。在岩心未饱和油前泡沫在一定程度上起到了调剖作用，改善了波及效率。在饱和油并驱 替一段时间后由于含油饱和度的影响，泡沫主要存在于高渗透区，极大地改善了波及系 数。随着驱替的进行低渗透岩心含油饱和度下降，泡沫开始在低渗透岩心中出现，流体在 低渗透岩心中的流量开始逐渐下降。进行了泡沫渗流机理实验，研究了渗流速度对封堵压差的影响。当气相流速一定时，随 着液相流速的增加，封堵压差增大很快，达到一个最高点。但是随着液相流速的进一步增 加封堵压差呈现平缓下降的趋势。当液相流速很低时，随着气相流速的增加，压差基本不 变；但随着液相流速的增加，封堵压差随气相流速的增加基本上呈线形增加。进行了泡沫作用下相对渗透率测试。水相相对渗透率并没有因为泡沫的存在而改变。气 相相对渗透率由于泡沫的存在，随含水饱和度变化比较剧烈。在临界含水饱和度附近，随着 含水饱和度的降低，气相相对渗透率增加非常快。当含水饱和度小于临界饱和度时，气相相 对渗透率与无泡沫作用时同。当含水饱和度大于临界饱和度时，且随着含水饱和度的增加， 气相相对渗透率逐渐变缓，此时泡沫封堵压力较高，且较稳定。并且验证了泡沫具有剪切变 稀的特性。耐高温多效泡沫驱油体系的研制成功和驱油机理的完善为提高多轮次吞吐后稠油油藏的 采收率奠定了基础。针对未动用稠油油藏油稠、层薄、储层敏感性强等矛盾，开展了稠油降粘机理研究、稠 油油藏水敏感性机理与防膨机理研究及超稠油藏渗流机理研究等。(3)稠油降粘机理研究 稠油降粘机理主要是乳化降粘。乳化剂分子结构是决定其乳化能力的内因。原油不溶于水也不易在水中分散，但通过高速搅动或剪切作用，将原油破碎成微小颗粒，分散在有乳化 作用的表面活性物质的水溶液中，则可获得一种均匀分散体。乳液中原油颗粒直径大致在l。5范围之内。sB一2乳化剂的基本作用是降低表面张力。其特点是分子中有一个水溶性(亲水性)的极性基团和一个油溶性(憎水性)的非极性基团。在原油一水体系中，乳化剂分子 移动于原油与水界面间，其分子的憎水基团吸附于原油的表面，并使其带有电荷，而亲水基 团则进入水相。从而将原油颗粒与水连结起来，降低了两者之间的界面张力。同时，由于原 油粒子带有同种电荷而互相排斥，妨碍它们之间的互相凝聚，因而使原油乳液能在一定时间 内均匀和稳定。乳状液是一种热力学不稳定体系，静止的两相不能自动形成乳状液，两相混合并形成高 能分散体系需要有能量输入，如搅拌。但由于两相之间较高的界面能，乳状液不能长期稳定 存在，正如抛出的球总归要落地一样，乳状液总归要分为两相。因此，要想使乳状液有一个 较长的稳定期，就要降低两相之间的界面能，表面活性剂就起到了这个作用。由于不同表面 活性剂的结构不一样，因此，其对不同性质的两相之间界面能降低的幅度亦不一样。活性剂 分子结构与要分散乳化的分散物的分子结构应有一定的协同性。在sB一2乳化剂乳化的O w乳状液(重油与含有各种物质的水)的动力学过程中，活性剂分子首先由水相转移至油水 界面，疏水基和油相中分子产生分子缔合，而亲水基和水相中分子产生分子缔合，在油水界 面上产生了活性剂分子的有序排列和缔合，从而大大降低了油水界面之间的界面张力。在外。力作用下，油作为分散质分散在水中(分散介质)。乳状液的粘度口为：口=珈1【l一(砰)“3 J(1) 式中r乳状液粘度；377珈一分散介质粘度；内相体积分数；体积因子，为13。因此，乳状液的粘度仅与外相的粘度和内相的体积分数有关，与内相粘度无关。原油一 旦被乳化成稳定的乳状液后，乳状液粘度仅与水的粘度和其体积分数有关。通过稠油降粘机理研究为研究高效的化学降粘剂奠定了基础，目前胜利油田研制成功 了SB系列降粘剂，其主要性能指标见表3。表3 sB系列乳化降枯剂技术指标0矿化度：o一22x104。喈Lc一+蟛+：2x10。哮，L使用温度：99乳状澶粘度200000rrL)的条件，解决了塔河油田的井筒化 学降粘难题。(4)超稠油渗流机理研究 实验研究表明：超稠油在多孔介质中的渗流特征为：在100时，岩心渗透率在O572凹F范围内均为达西渗流特点，即Q一删p为过原点的一条直线；而在低于100时，渗流曲线不过原点，超稠油为非达西渗流，并且随着温度的下降，这一趋势逐渐增加。超稠油在油层的渗流具有一定的启动压力梯度，随着温度的降低，启动压力梯度逐 渐增加。相对渗透率实验表明，随温度升高，超稠油藏油、水相渗透率曲线明显右移。最突出的 特征是温度升高，残余油饱和度下降而束缚水饱和度升高。即温度越高，驱油效率越高、残 余油饱和度越低，也说明残余油饱和度值高低和原油粘度关系密切，牯度越高。残余油饱和 度越高，在温度相同条件下，可动油越少。这也是超稠油周期产量低、采收率低和热采效果 差的原因。 、(5)稠油油藏水敏感性机理与防膨机理研究 研究了不同盐类、不同介质条件下稠油油藏粘土矿物的膨胀机理及对粘土膨胀的影响，为研究针对性强的高效粘土防膨剂奠定的基础。 通过基础研究，为稠油开采技术和工艺措施的突破提供了基础，使工艺技术的针对性更强。 胜利油田稠油油藏的特点有一定的共性，都表现为原油粘度高、储层具有敏感性、出砂严重等开发难题，开发过程中需要采取油层保护、防砂、注汽、井筒降粘等措施，但不同区块的储层性质、流体性质不同，因此不同区块需要采取的具体措施也不应该相同。根据基础 理论研究的进展和突破，胜利油田近几年在提高工艺技术措施的针对性方面取得了较大的进 展。如根据区块特点，分别研制出了TH系列、FcY系列高温复合发泡剂等；根据不同区块 的特点，胜利油田能在l。2天内迅速配制出适合于区块特点的降粘剂。378由于工艺措施针对性更强，现场试验取得了较好的效果。如陈家庄油田陈373井2000 年注汽热采试验时虽然也采取了油层保护、挤压充填防砂等措施，但由于针对性不强，注汽 吞吐效果较差，热采有效期不到一个月，2004年针对该区块的特点通过大量室内试验，优 选了油层保护、防砂、注汽等工艺，陈373井组的其他两口井陈”3一斜2、陈373一斜4井 注汽热采效果明显提高。说明虽然采取的工艺措施是相同的，但由于针对性更强，实施效果 得到了明显地提高(图l、图2)。朴斗L、k盖；卜 L、一 、。一l如*舯 如400图1 2呻0年陈373井注汽试采动态图2 2004年陈373一斜4井注汽试采动态22研究试验了稠油开采新技术 为了提高已开发稠油油藏的经济采收率，有效动用难动用稠油储量，根据国内外稠油开采的发展趋势和经验，近几年在基础理论研究的基础上，根据胜利油田稠油油藏特点，研究 试验了稠油开采新技术，取得了初步的认识和效果。(1)特超稠油sAGD组合模式开采技术与试验为了开发特超稠油油藏，根据胜利油田特超稠油油藏的特点，为了探索中深层超稠油油 藏的开发模式，研究设计了一口水平井、两口直井联动试油模式，该模式的优点有：直井与水平井容易形成热连通；水平井段长降低了注汽难度，容易提高注汽质量；?水平井隔热油管下到井底可选择吞吐、循环等多种SAGD的预热方式。降低了风险；利用汽驱和sAGD两种机理驱油，开发效果好。 由于SAGD具有上述优点，开展了组合式sAGD配套技术研究包括完井、防砂、注汽、举升及动态测试等，2003年在郑王庄油田郑411块开展了SAGD试验。郑王庄油田郑379411块沙三段是中深层特超稠油油藏，由于井深、油稠(大于400000mPas)，一直未能突破 试油关。sAGD组合模式现场试验在郑41l块取得了较好的效果，第一阶段油汽比达到了 O385。说明组合式布井方式有利于油层形成热连通，为SAGD创造有利条件。(2)敏感性稠油油藏火烧驱油开采技术与试验 王庄油田控制储量为1369104t，沙一段超稠油未动用，含油面积为58km2。地质储量600l矿t。沙三段稠油探明含油面积394km2，控制石油储量为769104t。沙三段共完钻油井39口，其中注水井3口，动用面积164时，动用储量3641帆。投产初期日产液388，2W，日产油2453伽，含水368，动液面862m，平均单井日产液97d，日产油61洲。由于油藏边底水不活跃，地层能量不足，储层的五敏性较严重，注水效果差，造成能量补充不及时。仅依靠地层弹性能量开采，致使油井产能递减较快。目前开井14口，单 井产量平均不足2td。针对王庄油田特殊岩性稠油油藏，自1991年以来，从开发方式和工艺技术方面一直进 行科研攻关和工艺技术的配套试验，并取得了一些较好的效果和认识，但仍未能从根本上解 决王庄油田采油速度低、动用程度差的问题。a常规试油情况郑408井砂岩体沙三段上单独试油10口井(19层)，都为稠油层。不出油的井l口(郑401)，日产小于1t的井2口(郑412、郑410井)，产量最高的为lO8t(郑408)，平均单井42t。b注蒸汽热试情况 为解决王庄稠油开发问题，1991年9月一1992年9月共进行了7口井的注蒸汽吞吐试验。表现出来的特征是注汽困难，其中5口井注汽12天，压力达到17Mpa以上，不得不 打排放注汽。其余两口井的干度分别10和36，打排放的5口井投产不成功，投产成功2 口井，郑415井初产液7-8t，产油45t，累采油1823t，因不出油关井。郑4一12井原油粘 度较低(50时112PaB)，已连续生产8年，累采油1422104t。火烧油层是稠油油藏开采的有效技术，它所具有的优点是：a)燃烧过程中加热了地层 水，具有注蒸汽、热水驱的作用；b)具有注气保持油层压力的特点；c)具有注二氧化碳 和氮气的驱油特性，驱油效率高。因此火烧油层技术是敏感性的郑408块等稠油油藏的有 效技术。但郑408块开展火烧还具有一定的的难度：油层厚(248m)：要求点火功率 大；井深(1304m)：要求注气压力高，系统可靠性强。为此保正火烧效果，开展了以下 研究：室内物理模拟研究：在燃烧釜和长管两种物理模拟装置中进行物模试验，获得郑枷块原油可燃性、原油燃点、燃料含量、视Hc原子比、空气耗量以及一维驱油效率等基础数 据，为郑408块油藏、注气开发等方案设计提供基础参数。火烧试验井组数值模拟研究：在室内物理模拟研究的基础上，利用三维非均质地质模型 和火烧驱油模型开展了火烧试验井组数值模拟研究，研究了注气速度、燃烧方式、水平井采 油等对火烧驱油效果的影响，并进行了参数优化。火烧试验井组方案设计：利用物模、数模结果，完成了郑408块火烧驱油先导试验方案 编制，方案验井组方案优化，选择了火驱开发层系、开发方式；井网、井距及井位部署；设 计了火烧驱油试验操作参数；并对郑408块火烧驱油开发指标进行了预测。新型大功率点火工艺研究：针对郑408块油藏深、注气压力高等特点，研制成功了380sL一型点火工艺配套技术，主要技术指标：功率40kw；耐温600；耐压30MPa； 井深1500IIl。 、在上述研究的基础上，开展了现场试验：第一阶段：完成了点火井的钻井、射孔及防砂工作完成注气系统的配套工作：包括压风机组的搬迁、安装、检修、调试及注气流程焊 接、试压完成了点火井N2试注工作第一次点火 由于油层吸气能力差、注气压力高及井筒内残留一定量的原油导致井筒内起火燃烧第一次点火失败。 第二阶段点火工艺管柱的改造与完善形成sL一型点火工艺配套技术油层解堵 采用注活性柴油和化学剂清理近井油层污染，氮气试注表明降低注气压力15MPa。氮气试注在完善了注气计量仪表后进行了第二次氮气试注，注气速度1500N矗h时注气压力为23MPa。完成了注气设备和注气流程的升级改造，确保了现场长期高压稳定运行完成了计量系统与地面集输流程的改造与完善，实现了采油井单井数字化计量第二次点火在完成各项前期工作的基础上，进行了点火工作，成功点燃了高压、深井敏感性稠油 藏，并维持了稳定燃烧。完成了一线井井网完善工作 郑408一试l井组有一线井4口，在作业中发现一线井中郑408一19、郑40820井油层部位以上的套管严重变形，防砂管严重损坏，造成地层大量出砂，无法生产，严重影响了火 驱波及体积的扩大和采收率的提高。决定在一线井区钻两口更新井(郑408一更19、郑408一 更20)，于12月24日投产。目前，一线井注采井网已基本完善。郑408一试1井组火烧驱油运行动态 注气井：目前郑408一试l井注气工作正在顺利进行，注气压力为24，6加)a左右，注气速度为780H甜h左右，累计注气量为662104N一，实现了全过程连续注气。 试验井组一线生产井：自2003年12月24日，四口一线生产井(有杆泵井三口、自喷井一口)全部恢复生产，通过数字化计量单井产量已基本落实，初步见到火驱增油效果，液面 逐步恢复产量稳中有升。井组产油量已有点火前的11吨上升到目前191d，累计产油10656t。气油比798一t，增油效果明显。生产井中C02最高含量为121(郑408一G2l井)，02利用率在99以上，说明油层正在稳定持续燃烧。 郑408火烧驱油试验的成功将为敏感性稠油油藏及薄层稠油油藏的开发提供技术支持。23难动用储量开采取得初步突破针对难动用储量的特点通过攻关和技术配套，近几年胜利油田难动用储量开发取得了 突破。38l(1)疏松砂岩特稠油海油陆采。 桩139块是1998年发现的，影响开发效果的因素有：桩139块原油性质特殊，含水下降后，极易发生反相乳化，乳化液粘度大幅度升高，在井筒内高达60000InPas，流动阻力增 加，井筒举升难度增大。地层出砂严重，常规管内防砂工艺，产能损失较大；该区块属 “海油陆采”油井造斜点高、斜度大，井筒举升杆管偏磨严重。冷采效果较差。为了有效 开发桩139块，2002年开展了疏松砂岩特稠油海油陆采技术研究，主要研究配套了大斜度井 压裂、防砂工艺，提高油井产量；研究设计了大斜度井深层稠油注汽工艺，减少注汽热损 失；研究设计了大斜度井防偏磨、高效反乳化技术，提高举升效率。通过上述技术的研究配 套，桩139块深层稠油海油陆采技术取得了突破，桩斜139井2002年3月30日转抽，至2003年10月17日。累油11343t，峰值日油”td。利用疏松砂岩特稠油海油陆采技术，2003 年在桩138块动用含油面积122km2，储量363l驴t；建产能97104t。2004年在桩13830块动用储量156l帆。建产能3104t。(2)敏感性稠油油藏开采。 通过勘探，2000年在王庄油田总计发现各类储量9656104t，其中强水敏的沙一段普通一特稠油油藏储量有3677104t，但由于：储层粘土含量高，水敏严重，注水后渗透率 损失率达到80一90；油层胶结疏松、油稠，出砂严重，防砂难度大；层薄，油井 供液能力差，自然产能低等因素的影响，前期试油效果差，储量无法升级，资源无法动用。 为此开展了敏感性稠油油藏开采配套技术研究，充分运用国内外先进科学技术，深化基础研 究通过室内试验，研究了完井、防砂、高效防膨(防膨后储层渗透率保留率达到60一86)、注汽、防偏磨、降粘等工艺技术，形成了配套的敏感性稠油油藏开采技术系列，2003年完成26井次试油试采，取得了较好的效果，平均单井日油103t(日产油大于10t的11口井，日产油小于10t大于5t的9口井，日产油小于5t的6口井)，其中郑364井取得日 油209t的高产油流。敏感性稠油油藏开采技术的突破使王庄油田沙一段储量升级和产能建 设有了技术支持，2003年王庄油田沙一段上报探明储量3456104t。2004年动用储量94l x104t，建产能266 x 104t，2005年动用储量521104t，建产能113104t，2006年动用储量154xl矿t，建产能25l矿t。 (3)深层稠油开采。 通过勘探试油，预测罗家一垦西地区有深层稠油储量5000104t，在勘探难度越来越大的情况下，经济有效地动用深层稠油储量对胜利油田的发展具有重要的意义。但由于深层稠 油井深、油稠、油层渗透率低，用常规的稠油热采或冷采工艺无法有效动用，为了稳定胜利 油田稠油开采的形势，提高稠油油藏开采的经济效益，进行了深层稠油开采配套技术研究， 主要完成了深层稠油经济开采方式研究、超临界压力注汽井完井研究、超临界压力注汽工艺 研究、深层稠油油层改造工艺研究、深层稠油井筒降粘举升工艺研究等。通过以上研究，深 层稠油开采技术基本配套，2004年利用深层稠油开采配套技术在罗9块、罗32l块动有储量277104t，建产能375104t。通过近几年难动用储量的开发，使胜利油田稠油开发实现了接替，稠油产量逐年上升。3稠油开采技术对策为了稳定和提高稠油产量，需要依靠技术进步，对于已开发稠油油藏，以改善高轮次吞 吐阶段稠油油藏的开发效果、提高采收率为目的，通过侧钻井、侧钻水平井、水平井技术以382及氮气泡沫调剖等技术，挖掘剩余油潜力，抑制底水锥进，改善蒸汽吞吐效果；配套、集成 多效泡沫复合驱技术、不稳定复合蒸汽驱技术，转换热采开发方式，提高多轮次吞吐后稠油 油藏采收率；对于难动用稠油油藏，进行sAGD、火烧驱油、热水化学驱等攻关试验，实现 难动用稠油油藏的经济开发。 一31巳开发油藏提高呆收率对策 经过近几年的研究和试验，侧钻水平井、不稳定复合蒸汽驱技术等已取得了较好的效果今后要在继续推广应用上述技术的基础上，重点研究试验多效泡沫复合驱技术。胜利油田已研制成功了多效泡泡沫复合驱油体系，并对其驱油机理进行了研究。复合驱 油体系是以高效泡沫剂为基础，复配表面活性剂的驱油体系。复合驱油体系与蒸汽一起注入 稠油油层后，不仅可以封堵高渗带，改善吸液剖面，提高蒸汽的波及系数，而且可以在油层 内降低原油粘度和残余油饱和度，降低油水流度比和驱动压力，因此复合驱油体系具有封堵 调剖、降粘、洗油多效合一的功能，可以较大幅度地提高多轮次吞吐开发效果的采收率，室 内研究表明，胜利油田研制的多效泡沫复合体的各项技术指标具国内外领先水平，可使单家 寺等高轮次吞吐稠油油田的采收率提高lO一15。多效泡沫复合驱油体系已在单家寺、孤岛等油田进行了现场试验，取得了较好的效果。 单10一725井注泡沫剂后压力增幅O4一13MPa，日产油量由79洲逐渐升高到lO洲以 上，最高达128d。GD222)(621井自2000年4月以来一直处于高含水、低产量的状态，2002年注入泡沫剂调剖后，日产油量逐渐增大，已超过第一周期日产81t的峰值产量，到 达10t以上，从根本上扭转了自2000年4月两年多以来长期高含水、低产油量的局面。累计 产油量从试验前的801t增加到试验后的1335t，增油534t。多效泡沫复合驱油技术已列为有限公司先导试验项目，目前已完成了油藏工程研究、先导试验 井组筛选及采油工程方案的设计。准备在单家寺油田单101313井组进行现场试验。单家寺油田东区单10块经过多年开发，井问窜流严重。残余油分布不均，同时由于油 藏本身属大厚油藏非均质性更加严重。目前，该块已进入“三高”一高轮次、高含水、高采 出程度开发阶段，到2002年底，开井数32口，累产油47784x104t，综合含水912，采 出程度254，采油速度仅026，生产井多进入1114吞吐周期，周期油汽比在025左 右已接近蒸汽吞吐经济极限。针对该块地层水条件、油藏条件及地层条件的差异，应用高效泡沫封堵体系IB，完 成了单十块泡沫驱采油工艺方案的编制工作。根据数值模拟计算预测，如果采用蒸汽泡沫 驱，该块还可生产3485d，产油391104t，比吞吐到底增产原油”6 x104t，最终采收率可 达481，提高采出程度214。下步重点研究内容是：多效泡沫复合驱优化设计技术研 究；多效泡沫体系作用下水、气相对渗透率实验；油藏条件对泡沫产生、吸附、运移规律的 影响研究：多效泡沫复合驱数值模拟研究；剩余油分布规律对多效泡沫驱复合效果的影响； 油层厚度对多效泡沫复合驱效果的影响；注采参数对多效泡沫复合驱效果的影响。通过以上 研究和试验形成系统的多效泡沫复合驱提高高轮次吞吐后稠油油藏采收率技术。另外胜利油田已探明的稠油油藏中，粘度小于10000，Pas的普通稠油油藏有储量超过3108t，这部分储量大部分采用注水的方式开发，开发效果较差，为了进一步提高开发效 果，根据国内外的经验可以研究和试验热采技术，主要包括：a利用现井网及水平井、侧钻水平井，通过蒸汽吞吐开发剩余油；b注热水(可以利用地热资源降低成本)+复合驱油体系提高采收率技术研究；383c筛选合适的区块，进行注水后蒸汽驱先导试验。 这类油藏进行热采的关键影响因素是完井工艺没有按照热采要求完井，水泥没有返到地面，不能满足注汽工艺的要求。但2004年胜利油田在常规完井的胜21一199井进行了注汽吞吐试验，取得了较好的效果(图3)。图3胜21199井注汽生产动态胜21199井1987年完钻，7in套管完井，水泥返高3565m，常规开采产能低，为了 防止注汽时套管损坏，优化设计了注汽工艺，加强了井筒隔热措施，2004年对该井进行了 注汽试验，从注汽情况看，由于井筒隔热效果好，油井套管伸长量较小，能保证注汽安全生 产的要求。胜2一l199井的试验表明，注汽井筒隔热技术的进步，可以保证常规完井油井进行注 汽热采，这为已常规开发稠油油藏利用热采方式提高开发效果提供了保证。32未动用稠油油藏开采技术对策 根据油藏特点，胜利油田未动用稠油油藏可分为四大类：一是特超稠油油藏，如郑411 块、单113块等，二是敏感性稠油油藏，如王庄油田沙一段等，三是薄层稠油油藏，如陈373块等，四是深层稠油油藏，主要包括罗家一垦西地区沙四段等。油藏特点不同，需要采 取的技术对策也不同。(1)特超稠油油藏 蒸汽辅助重力泄油(SAGD)是近十年发展起来的一项稠油开采新技术。同常规的蒸汽吞吐和蒸汽驱工艺一样，蒸汽辅助重力泄油(sAGD)的目的也在于提高原油温度、降低粘度。 在常规的sAGD工艺中，一般要钻两口水平井，其中一口水平井布置在另一口水平井的上 面，距离很近(一般5一10m)。蒸汽注入到上面的一口水平井中，下面的水平井生产热流体 (包括超稠油和蒸汽冷凝水)。开采过程中会逐渐形成蒸汽腔并不断扩大，通过蒸汽腔的边缘 向周围油藏提供能量。被加热的原油和蒸汽冷凝水在重力分异作用下，沿着蒸汽腔壁面流向 生产井，被开采出来。除了常规两口水平井可以实现蒸汽辅助重力泄油，近年来人们又提出 单支水平井sAI如、一支水平井与若干支直井组合的SAGD、交错排列的一组水平注采井的 sAGD等多种可以实现蒸汽辅助重力泄油的布井方式。与常规蒸汽吞吐、蒸汽驱相比，SAGD 技术具有以下的工艺特征：a利用重力作为惟一的驱油动力，提高了蒸汽驱油的稳定性；lb把重力泄油机制与水平井技术有机结合起来依靠重力驱动提高纵向储量动用程度，依靠水平井较长的生产井段来提高采油速度：384c被加热的原油直接流到生产井中，不必驱替未加热的原油，因而可以提高注入蒸汽 的热效率，提高油汽比；d对于储层的非均质性如有限的页岩段和夹层，其敏感程度低；e在超稠油中，几乎立刻可以见到生产响应；f蒸汽腔体积波及系数高(一般可以达到70一90)、最终采收率高(一般可到5075)、经济效益好。 由于SAGD技术具有上述优点，因此该技术在国外应用发展的较快，目前已成为超稠油油藏开发的主要技术之一。前期试验表明，特超油油藏利用蒸汽吞吐方式开采效果较差，因此根据国外的技术和经 验，我们也应该继续开展sAGD试验，主要是根据胜利油田特超稠油油藏特点在前期研究 的基础上，继续开展sAGD开采技术研究，主要包括：SAGD井网适应性研究，设计适合于胜利油田超稠油油藏特点的SAGD布井方式；SAGD配套采油工艺研究，完善sAGD完井、防砂、注汽、举升及动态测试工艺；研究分析sAGD的影响因素的生产动态，研究SACD动态管理、控制方法。 目前胜利油田准备建立高温、高压三维物理模拟装置，该模型几何尺寸为400nm400rmx400m，最高压力20MPa，最高温度3印，可模拟不同布井方式、不同注采参数条件下SAGD驱油机理和效果，该装置将为sAGD技术的研究和试验提供有力的工具和手段。 (2)敏感性稠油藏 对于敏感性稠油油藏，一是继续深化研究储层敏感性机理及高效防膨技术，防止生产过程中的储层伤害，提高油