辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究_于天忠 √
辽河油田稠油开采技术(2010.2.21)
钻采工艺研究院
（5）获奖及荣誉
获省部级科技进步奖31项，其中《辽河油田中深层稠油
提高采收率技术研究与应用》获中油集团技术创新特等奖； 市局级科技进步奖137项；获国家专利165项，其中发明专利 9项。2003年被中国石油集团公司授予“科技创新”单位。
第三部分
辽河油田稠油开采工艺技术
稠油开采配套工艺技术
169 402
250
全院在职员工பைடு நூலகம்计：882人
全院技术干部总计：702人
钻采工艺研究院
钻采工艺研究院
采 油 工 艺 研 究 所
井 下 工 具 研 究 所
矿 场 机 械 研 究 所
油 田 化 学 技 术 研 究 所
仪 器 仪 表 研 究 所
油 井 防 砂 中 心
海 洋 工 程 研 究 所
钻 井 工 程 设 计 中 心
辽河油田公司产品质量检验站 钻采机械质量检测室
辽 宁 省 级 井 下 工 具 检 测 室
1999
全国执法 (1994)
辽 宁 省 级 抽 油 泵 检 测 中 心
1999
辽 宁 省 级 橡 胶 检 测 室
1999
电 子 压 力 计 检 定 中 心
2003
1992
应用分支水平井技术实现薄层超稠油油藏高效开发
兴 Ⅵ组油 藏 ２ ０ ０ ０年 投入 开 发 ， 采用 直井 进行生
产， 区 块生 产 过 兴 Ⅵ组 的直 井有 ２ ９口， 大 多与 Ｖ组
合采 。受 Ｖ ２出水 影 响 ， 生 产兴 Ⅵ组 油 井在 ２ ０ ０ ３以
பைடு நூலகம்
后陆续停关或上返 ， 剩余动用油井仅有 ８口， 采 出程
度低 于 １ ５ 。 １ ． ２ 油层 发 育稳 定
汽沿 分 支井 眼 向水 平段 两 侧 推 进 ， 增 加蒸 汽 腔在 横 向上 的扩展 ， 增 大 泄油 面积 ， 提高 开 采效 果 。与直井
和 常 规 水平 井 相 比 ， 分 支 水 平井 具 有 单井 控 制储 量 大， 泄 油面 积 大 的特点 。 ２ 分 支水 平 井地 质设计
水平 井水 平 段短 ， 单 井控 制储 量低 。 经 过地质 分析 和
科 学论 证 ， 在 该油 层 部署 分 支 水 平井 进 行 开发 是 可
行的。
１ ． １ 储 量 动 用 程 度 低
蒸汽沿分支井眼 向水平段两侧雅 进 ， 增加蒸汽腔在
横 向上 的 扩展 ， 扩大泄油面积 ， 实 现 油 层 均 匀动 用 ，
提高 开采 效果 。 ２ ０ ０ ６ 年 以来 ， 在杜 ２ ２ ９块 兴 Ⅵ组 薄 层 状 超 稠油 油藏 中实施分支水平井试验来探索水平井部署厚度 界 限， 先 后 部 署 了 ３口分 支 水 平 井 —— 杜 ３ ２ 一兴 Ｈ１ ０ １ Ｚ井 ～杜 ３ ２ 一兴 Ｈ１ ０ ３ Ｚ井 ， 实 施后 生 产效 果显
１ 分 支水 平 并可行 性 分析
通过 油层 对 比研究 表 明 ， 兴 Ⅵ组油层 发育 稳定 ，
平 面上 连 片分 布 ， 连通 性 好 ， 厚度可达 ５ ～８ ｍ， 上 下
曙一区超稠油油藏吞吐效果对策研究
３１ １ 射 孔厚 度优 化 。 层状 兴隆 台油 层最 低射 孔 ．． 互 厚度 应保 证 在 ２ 以上 ， 到 ２ ＂ ３ 生 产 效 果 ０ｍ 达 ５ －０ｍ
坝， 总体上从构造高部位向低部位物性变差（ １ 。 表 ）
表１ 曙一 区超稠油油藏参数
明显改善（ ２ 表 ） 在制定射孔方案时， 在预留出二次 射 孔厚 度 的情 况下 ， 尽量 保 证 一次 射 孔 的厚 度 或 实
表３ 互 层状超稠油油藏射孔组 合、 净总比对 比
２ ３ 纵 向动 用程 度 低 ， 窜影响程 度逐 渐年 加大 ． 汽
油藏储层非均质性严重 ， 根据吸汽剖面监测显
示， 个别单层吸汽百分 比达到５ 以上 ， ｏ 油层纵 向动 用程 度为 ６． 。 ８ ６ 由于 纵 向动用 程度 存在 较大 差异 ， 导致高渗单层突进形成汽窜 ， 影响产量逐渐增加 ， 汽
３ ３ 应 用 组 合 式 吞 吐 技 术 ．
３ ３１ 平面 组合 式吞 吐技 术 。 面组 合式 蒸气 吞 吐 ．． 平 技 术Ｅｚ 理 是 通 过 相 对 集 中 的 注 汽 ， 立 集 中温 １ ，原 建 场， 提高 了 油层注 入 蒸汽 的热 利用率 ， 从而 达到 改善 油 井生 产效 果 的 目的 。 实际 实施过 程 中 ， 在 根据 油井 的分布 、 孔层 位和 汽窜状 况 ， 射 将互 层超 稠油划 分 为 ２ 个 单 元进行 实 施 。 ２ 以杜 ８ —５ —４ ４ １ ７井组 为例 ， 该井 组 由杜８ ４兴 隆 台１ ２口井 组成 ， ５周期 进入 递减 ， 在 ８周期进 行 了组 合 式 吞 吐 ， ８ ９周 期 产 油及 油 汽 比再 次 出现 高 峰 在 、
３ ３２ 介 质组合 式 吞 吐技术 ．． ３ ３２ １ 油层预 处 理技 术 ． ．． 油层预处理技术［是在利用有机复合处理剂溶 ３ ］ 解、 清洗岩石表面原油及重质成份， 疏通渗流孔道 ，
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【摘要】辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。
通过开展超稠油水平井热采技术研究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD技术进行了分析论证,明确了水平井开采技术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。
水平井吞吐及SAGD技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。
水平井技术已成为提高区块采收率的有效手段。
%Du 84 block is a super-heavy oil reservoir in the Shu 1 area, Liaohe Oilfield. When developed by the cyclic steam stimulation in vertical well patterns, the smaller drainage radius, lower oil production per period, lower oil rate per day, higher production decline rate and the inefficient displacement of the interwell remaining oil problems have been encountered. According to the study on the thermal recovery technology for horizontal well of super-heave oil reservoir, the deployment way of the horizontal wells, steam stimulation parameters and enhancing oil recovery with SAGD technology were analyzed. The result shows that the horizontal well development technology is a potential and advantageous new technology to relieve the contradictions between interlayer, endostratic and plane. Horizontal well steam stimulation and SAGD technology have more effectiveness than the vertical well, so the use of horizontal well is coming to be an effective method for enhancing oil recovery.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2011(023)006【总页数】6页(P114-119)【关键词】稠油油藏;水平井;蒸汽吞吐;部署方式;注采参数优化;辽河油田【作者】于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【作者单位】中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司;中国石化石油勘探开发研究院;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司【正文语种】中文【中图分类】TE3450 引言辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏探明含油面积6.2 km2，石油地质储量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，属中深层超稠油油藏［1］。
辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与进展
辽河油田超稠油地面工艺技术的应用与进展摘要：辽河油田超稠油具有动力粘度大，密度高等特点，解决这种原油的粟输、脱水、外输等地面工艺设施的建设是一个新的攻关难题。
依照超稠油开发的需要，对含水超稠油集输、超稠油脱水、脱水超稠油管输工艺技术和相关设备进行7攻关研究，形成了井口含水超稠油管道集输、两段大罐半动态、静态沉降脱水、脱水超稠油长距离管道输送的工艺流程，有效地实现了超稠油的集输、脱水等生产工艺需求。
关键词：超稠油；集油系统；静态沉降脱水；蒸汽辅助重力泄油引言辽河油田超稠油50℃时的动力粘度为5×104-18．7×104mPa·s，20"C时原油密度O．9980-0．10019g／cm3，超稠油储量较大，要紧散布在曙一区杜84块、杜32块和洼60块等。
但由于开采难度专门大，长期以来一直未被动用。
随着油田开发时刻的推移及油田稳产的需要，从1996年开始，慢慢进入了超稠油开发时期。
经历了十连年攻关研究和生产运行实践，成功地研制出一套完整的超稠油地面工艺及配套技术，为我国的超稠油开发开辟了一个全新的模式，填补了我国超稠油地面工艺及配套技术领域的空白。
1 超稠油集油系统工艺技术1．1 低含水期集油系统超稠油特点是密度大，粘度高，含胶质、沥青质高，流动性差。
因此，不易输送、脱水。
开采低含水期集油系统采取井口拉油方式，其条件及特点为：产液量小，含水少，管道集输热力、水力条件差，管输温降大、摩阻损失大；适于车运，建设速度快捷。
1．2 高含水期集油系统1．2．1油井平台技术1997年实现了油井平台集油生产工艺，所谓油井平台，是利用丛式井组和水平井组的采油平台。
依照工艺需要，井站集输系统设自压平台、泵平台．中心平台。
自压平台靠井口回压将单井超稠油输送至泵平台或中心平台，泵平台将所辖井和自压平台的超稠油通过提升泵输至中心平台或集输干线。
中心平台所辖井和泵平台的超稠油通过提升泵输至集输干线。
超稠油藏开采规律分析
超稠油油藏开采规律分析一、开发历程及开采现状曙一区超稠油油藏发现于七十年代后期，当时由于埋藏深、原油粘度高及工艺技术条件的限制，无法获得工业油流。
八十年代后期，辽河油田与加拿大联合开展了“曙一区兴隆台油层超稠油油藏开发可行性研究”，对部分井进行重点取心及蒸汽吞吐试采。
九十年代初，随着开发工艺技术的提高，并根据超稠油开发可行性研究成果及曙1-36-234井蒸汽吞吐试采成功，向国家储委申报杜84块、杜212块探明石油地质储量，但由于工艺技术的原因，开发工作并未开展。
1996年6月4日，杜84块曙1－35－40井采用“越泵加热降粘举升工艺”进行蒸汽吞吐开采获得成功，该井第一周期累积注汽2444t，生产了146d，平均日产油12.4t/d，累积产油1812t,使超稠油开采取得了突破性进展，同时打开了曙一区超稠油开采局面。
此后，相继投入开发了杜229块、杜84馆陶油层，均取得了较好的开发效果。
截止到2002年底，辽河油区曙一区超稠油累积探明石油地质储量17672×104t，动用石油地质储量6631×104t。
由于各种开采工艺技术的不断创新和开发水平的提高，目前年产油量达到200.8×104t，已建成250×104t以上生产规模。
二、地质情况简介曙一区位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶，是辽河油田稠油最富集的区块之一，构造面积约为45Km2，纵向上共发育了六套含油层系。
曙一区兴隆台油层砂体主要分为砾岩、砂砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、含泥砾质砂岩、含泥含砾砂岩、砂岩、不等砾砂岩、含泥砂岩九类，泥质含量7～12%；粘土成分分别为：蒙脱石62%、伊利石23%、高岭石9%、伊蒙混层和绿泥石9.5%；有效孔隙度26～33%，渗透率988～2133×10-3μm2，含油饱和度60-65%，属大孔、高渗储层；50℃时原油粘度平均为20×104mPa·s，20℃时密度为1.0-1.01 g/cm3，胶质沥青质含量49-59%，凝固点25.0℃，含蜡量2.0%；地层温度为38℃-45℃，地温梯度3.8℃/100m；原始压力8.6Mpa，压力梯度1.015MPa/100m，三、超稠油生产特点曙一区超稠油地面脱气原油粘度高达20×104mPa.S左右,流动性能很差，可流动温度在80℃左右。
辽河油田超稠油储层精细测井评价方法
辽河油田超稠油储层精细测井评价方法摘要：辽河油田曙采×块厚层块状超稠油油藏采用了ＳＡＧＤ（蒸汽辅助重力泄油）等开采技术。
在生产过程中，发现局部区域蒸汽腔扩展速度慢且连通性差，而基于现有测井解释成果建立的油藏评价地质模型无法揭示储层的非均质性与蒸汽腔扩展之间的关系。
为使ＳＡＧＤ等开采技术达到最佳效果，开展超稠油储层精细评价技术研究，进而制定相应的开发措施具有非常重要的意义。
关键词：辽河油田；超稠油储层；精细测井；评价方法1储层的地质特点辽河油田曙采X块的具体构造处于辽河盆地西部地区凹陷的西斜坡中段位置，是一块馆陶组呈现为厚层块状的丰富超稠油油藏，预测油藏埋深大约是530～740米，其油层厚度约为6～140米，岩性主要是杂色砂砾岩，其中还掺杂了不等粒状的砂岩与中粗砂岩，以及少量细砂岩与之共存。
此外还有均值为36.3%的储层孔隙度，5540mD*的渗透率，是高隙度与高渗透率的储层。
再看地面原油密度是1.007g/cm²，其黏度是231910mPa•s（50℃），凝固点在27℃，胶质沥青占比为52.9%，从数据看来原油类型为超稠油，地层水型是碳酸氢钠（NaHCO3）型，而地层水的总矿化度均值为2112mg/L。
2储层参数的评价模型的建立通过考察数据显示曙采X块的区域面积范围比较大，所以标志层划分只能以目标层段的上部泥岩。
使用趋势面法（是利用数学曲面模拟地理系统要素在空间上的分布及变化趋势的一种数学方法）标准化处理测井资料，此方法在宏观角度上有效保留了地层沉积与构造对于测井资料的相关控制作用，同时对于影响测井资料的非地质因素进行了消除。
全区范围内，含有具备岩心分析数据的有9口井，选用3口岩心分析资料数据相对齐全的井作为模型井，而剩下的6口井则用作检验用的模型井。
建立模型前，需要针对岩心分析所得数据进行具体必要的处理措施，如覆压校正、筛选、深度归位、层平均等。
2.1泥质含量模型砂泥岩地层的具体评价过程中，泥质的具体含量是进行油气层评价的重要参数之一。
超稠油水平井注采同体技术研究与应用
第４ 卷 第１ 期
Ｒ Ｅ Ｓ Ｅ Ｒ Ｖ Ｏ Ｉ Ｒ Ｅ Ｖ Ａ Ｌ Ｕ Ａ Ｔ Ｉ Ｏ Ｎ Ａ Ｎ Ｄ Ｄ Ｅ Ｖ Ｅ Ｌ Ｏ Ｐ Ｍ Ｅ Ｎ Ｔ ２ ０ １ ４ 年２ 月
超稠油水平井注采同体技术研究与应用
孙振彪
（ 中国石油辽河油 田公司特种油开发公 司 ， 辽宁 盘锦 １ ２ ４ ０ １ ０ ） 摘要 ： 针对辽 河油 田曙一区杜 ８ ４区块超稠 油水平井局部井位部署 区域 因储层物性差 、 压 力高 ， 在蒸 汽吞 吐开采初 期存在溢
流， 而延 缓油井正 常下泵转抽作 业时间 ， 降低 油井生产 时率， 错过最佳 回采 时机 ， 影响油井 生产效果 的 问题 ， 开展 了水 平井 注采 同体技术 的研 究。该技 术可 以在油井注入 蒸汽前将注蒸 汽管柱、 采 油管柱和抽 油泵同时下入井 内， 经过注蒸汽 、 焖井 和 放喷 后， 无 需进 行转抽作 业的工序 ， 而直 接挂抽 生产 。通 过现场应 用 ， 取得 了较好 的回采效果 ， 提高 了油 井生产时率和
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｇ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｄ ｅ ｐ ｌ ｏ ｙ ｍｅ ｎ ｔ ａ ｒ ｅ ａ ｏ ｆ ｕ ｌ ｔ ｒ ａ ｈ ｅ ａ ｖ ｙ ｏ ｉ ｌ ｈ ｏ ｒ ｉ ｚ ｏ ｎ ｔ ａ ｌ ｗｅ ｌ ｌ ｓ ｏ ｆ Ｄｕ ８ ４ ｂ ｌ ｏ ｃ ｋ ｏ ｆ Ｓ ｈ ｕ 一１ ａ ｒ ｅ ａ ｉ ｎ Ｌ ｉ ａ ｏ ｈ ｅ ｏ ｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ ａ ｒ ｅ
油汽 比， 有 效地 解决 了水平 井生产 中 因溢流而影响生产 的难题。 关键词 ： 超稠 油； 水平 井； 溢流 ； 注采 同体技术
中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． ４ ４ 文献标识码 ： Ａ
辽河油田稠油水平井钻井技术及发展方向
辽河油田稠油水平井钻井技术及发展方向【摘要】水平井钻井技术起源于上个世纪的三十年代，为了提高单井产量和原油采收率，降低开发生产成本，水平井技术更加广泛的用于开发各种油气藏，并先后取得了显著的经济效果，应用规模迅速扩大，全球每年钻各类水平井在2000口以上。
在国内油田也广泛应用水平井技术开发各种油气藏，并都见到较好的效果，取得较好的经济效益。
辽河油田将油藏地质研究和钻完井技术、采油作业技术有机的结合起来，使该项技术具有综合配套性和广泛适用性。
【关键词】辽河油田；水平井；钻井技术；发展方向文章编号：ISSN1006―656X（2014）03-0147-01一、前言21世纪以来，伴随着世界经济发展，对石油天然气能源需求的增长和勘探开发投资加大，作为油气勘探开发主要手段的钻井，其工作量和技术发展突飞猛进。
新的钻井理念、工艺技术和新的工具设备为石油天然气工业带来了前所未有的辉煌。
综观全球，钻井技术的发展呈现出新的特点，新工艺、新工具的技术含量有了极大的提高，并在多学科交叉的影响下向多样化发展，这种进步既体现在钻井技术本身，又体现在井身结构、下部钻具、测量工具的尺寸和功能上，从而增强了钻井技术在不同环境、不同条件下的适应能力。
利用钻井手段和方法提高油气采收率，将会在21世纪成为世界各石油公司的共识而得到普遍关注和重视。
钻井总的趋势是朝着实时化、信息可视化、自动化、智能化、集成化和低成本发展。
对世界144家主要油公司调查显示，2006年世界钻井井型呈现多样化，但仍以直井为主，水平井次之；其中32%的井出现了异常复杂情况。
在技术上，2006年世界主要油公司采用了多种钻井、完井新技术，提高了勘探开发效益。
近年来国外石油钻机能力不断增加，自动化配套进一步完善。
钻机主要发展动向有：集成应用高性能的机电液一体化技术；大量增加自动化工具，减轻劳动强度，提高生产率；提高钻机移运性，降低搬家安装费用；大量采用智能信息技术，提高钻机的智能化水平；更加注重健康、安全和环保。
杜84块超稠油油藏开发方式概述
81在油藏条件下相对密度大于0.98，粘度大于5×104mPa·s 的原油定义为超稠油，曙一区杜84块原油20℃时密度一般为1.001~1.007g/cm 3，50℃时地面脱气原油粘度平均为14.5~23.2×104mPa.s，其地面脱气原油具有粘度高、密度大、凝固点高、胶质及沥青质含量高、含蜡量低的特点。
一、区块开发历程该区块1997年投入开发，采用蒸汽吞吐开发方式，按照70m井距正方形井网进行开发，因蒸汽吞吐产量递减幅度大，2004年在直井间部署水平井挖潜剩余油，2005年进行SAGD先导试验，随后油井大规模转为SAGD开发方式。
蒸汽吞吐油井进入后期采出程度高，生产效果差，2016年开始蒸汽驱先导试验，采用不规则反九点注采井网，验证了井组实施蒸汽驱的可行性。
二、开发方式概述1.蒸汽吞吐。
蒸汽吞吐是向油井中注入一定量的热蒸汽，再进行一段时间焖井，等蒸汽的热量扩散到油层，原油达到可流动状态，再进行开井生产的一种开采方法。
粘温敏感性是超稠油蒸汽吞吐的主要机理。
蒸汽吞吐的采油原理可以归纳为：原油经蒸汽加热后，粘度降低、流动性增强；对于压力较高油层，油层的弹性能量释放增加了驱油动力；岩石和流体的热膨胀作用提高了回采能力；注入高温蒸汽可降低界面张力，降低流动阻力；高温蒸汽对于岩石的冲刷作用可以解除近井带的污染，起到良好的解堵作用；高温蒸汽改变岩石的润湿性，增加了流向井底的可动油。
蒸汽吞吐是目前超稠油开发中应用最广的开发方式，也是杜84块开发初期最主要的开发方式，区块内油井多轮吞吐生产后，在其开发规律、生产特点、开发矛盾等方面取得了逐步的认识。
超稠油蒸汽吞吐开在不同吞吐周期间，不同周期内，不同油藏特征，都体现不同生产特征。
通过对蒸汽吞吐机理研究，在生产管理中不断提高认识，解决各项生产矛盾，使蒸汽吞吐取得了较好的开发效果。
2.SAGD。
SAGD的含义是蒸汽辅助重力泄油，是1978年由Butler等提出的一种特殊的针对稠油或超稠油并随着水平井技术发展起来的蒸汽驱技术。
曙一区杜84块蒸汽吞吐开发潜力分析
曙一区杜84块超稠油构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段，纵向上开发馆陶和兴隆台2套含油层系。
油藏类型包含薄互层状、厚层状油藏等。
区块油藏原油以高密度、高黏度为主要特征，属于典型超稠油油藏。
自1998年正式投入开发以来，随着投入开发的油藏及动用储量的不断增加和老区加密调整，经过上产阶段和稳产阶段，2008年开始进入递减期。
采出程度为19.01％，可采储量采出程度为86.5％。
年注汽130.5×104t，年油汽比为0.49，油井平均吞吐12.5周期。
一、油藏概况1.地质特点。
研究区油藏具有埋深浅、厚度大、储量丰度高的特点：油藏埋深浅：杜84块馆陶组油层深度530～640m，兴隆台油层深度660～810m。
油藏厚度大：杜84块馆陶组油层有效厚度106.0m，兴隆台油层有效厚度82.0m。
油藏储量丰度高：杜84块储量丰度为973.7×104t/km2，为大型超稠油油藏。
2.细化开发层系。
随着开发的深入，研究区总井数达到1343口，井网密度达到197口/Km2，为准确掌握油藏状况提供了可靠依据。
将开发层系进行细化，杜84块细分为16个小层。
二、蒸汽吞吐开发面临不利因素1.采出程度高。
普通超稠油目前已采出可采储量的86.5％，已进入蒸汽吞吐开发后期，主力油层采出程度在60％以上，平均吞吐采出程度达到43%。
2.吞吐周期高、地层能量低、低效井数多。
据统计，目前平均吞吐12.5周期。
吞吐规律显示，第8周期后开始递减，周期间递减率为15％，10周期以后平均周期间递减率为5％。
主力区块地层压力降至原始地层压力的10％～20％，杜84块的地层压力已由原始的10.6MPa下降到目前的1.2 MPa。
低油汽比井逐年增加，周期油汽比小于0.25的低效井占当年总井数的比例45％，吞吐选井难度逐年增大，超稠油蒸汽吞吐已进入开发中后期。
3.受低效井影响，注汽规模萎缩。
由于低效井不断增加，生产时间长，注汽选井难度不断加大，注汽井次由1025降至685，注汽量下降了140.2×104t。
超稠油热采开发硫化氢成因及治理研究
在热力作用下，含硫杂环断裂形成的硫化氢 ，又称为
裂解型硫化氢。 超 稠 油 热 采 开 发 要 对 油 层 加 温 ，主
要是通过注 热 蒸 汽 的 方 式 实 现 ，蒸 汽 温 度 在 ３００℃
左右。在２００～３００℃温度区 间 内，在 有 水 的 参 与 下
油层内的稠油含硫化合物的热化学分解反应形式主
２０１８ 年 第 ４ 期 内 蒙 古 石 油 化 工
１２１
超稠油热采开发硫化氢成因及治理研究
支 国 瑜１，任 宝 铭２
（１．辽河油田第一高级中学；２．中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 １２４０１０）
摘 要：超稠油在热采开发中在高温高压环境 下 产 生 了 高 浓 度 的 硫 化 氢 气 体 。 通 过 研 究 稠 油 热 采 硫化氢主要是原油中有机硫化物在高温下热裂解反应和地层中含硫矿物及外来注入含硫增产药剂在高 温下还原反应生成硫化氢 。通过加强硫化氢的监测 及 现 场 管 理 ，可 以 有 效 降 低 硫 化 氢 造 成 安 全 生 产 危 害。通过开展现场干法脱硫试验有效处理了超稠油井伴生气中的硫化氢 ，消除了硫化氢的危害，为规模 推广干法脱硫技术彻底消除超稠油区块硫化氢危害提供了技术保障。
辽河曙光油田中深层超稠油水平井蒸汽驱试验
2 配套技术研究2.1 水平井蒸汽驱方案优化设计（1)注采井网先导试验井组为吞吐后期转驱，充分利用现有的老井井网，设计采用70m 井距排状水平井汽驱井网，2个水平井蒸汽驱井组共设计注汽井2口，对应水平生产井4口。
（2)水平井蒸汽驱注采参数优化设计①井口蒸汽干度、注汽速度优化超稠油蒸汽驱操作中，随着蒸汽干度的增加，蒸汽加热体积比越大，纵向和平面蒸汽腔越发育，采收率越高，但井底蒸汽干度超过0.4以后，采收率上升幅度变缓[4]。
由于兴Ⅰ组试验区水平井长度达到1346米，井筒热损失大，为保证井底注汽干度，利用井筒热损失模型对注汽干度、注汽速度进行了计算，要保证兴Ⅰ组水平井蒸汽驱蒸汽干度大于0.4，井口蒸汽干度采用95%以上的高干度蒸汽，注汽速度保证在200t/d 以上，因此设计注汽速度为200～250t/d。
②在蒸汽驱开发中，合理的采注比可以提高采收率和油汽比。
数模研究结果表明，当采注比在1.3～1.4之间时，能够获得较高的采出程度及油汽比，考虑到井区不封闭存在一定外溢，设计采注比在1.1～1.3之间。
2.2 均匀注汽技术为解决汽驱水平段动用不均衡的问题，为确保油藏均衡吸汽，探索了实施了水平井双管注汽、复合调剖调整吸汽剖面两项工艺试验。
（1)双管注汽管柱工艺同心双管注汽工艺可以通过地面控制调节脚跟、脚尖的注汽速度，同时内管蒸汽热损失少，可以保证脚尖蒸汽干度[5]。
因此在杜84-兴H292井实施了同心双管注汽管柱，同根据水平段脚跟动用好、脚尖动用差的情况确定注汽筛管位置，同时优化双管注汽量，适当加大脚尖注汽量，可以加强脚尖动用。
（2)复合调剖工艺辽河油田水平井复合调剖工艺是一项较为成熟的技术，其主要作用机理是通过在注汽井注入无固相高温凝胶调剖剂+表面活性剂+CO 2形成泡沫凝胶体系，占据高渗层，扩大封堵体积，辅助双管注汽工艺调整水平井吸汽剖面。
为保证蒸汽驱温度在270℃高温条件下调剖剂的热稳定性，同时防止普通调剖剂固相颗粒造成筛管堵塞甚至将油井完全堵死问题的发生，专门研发了一种新型无固相高温凝胶调剖剂，对注汽井杜84-兴1 中深层薄层超稠油水平井蒸汽驱可行性分析1.1 试验区概况辽河西部凹陷曙光油田兴隆台油层兴Ⅰ油层组为一向南东倾斜的单斜构造，地层倾角为2°～4°。
杜84块馆陶油层油藏特征研究
科学技术创新2021.14杜84块馆陶油层油藏特征研究王博（辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）1地质概况杜84块馆陶组，为一特殊的巨厚块状超稠油“水包油”超稠油油藏，油藏埋深较浅，在700m 左右，空间上近似馒头状，中部近乎等厚，向边部迅速减薄，油层与水体之间没有纯泥岩隔层。
本区的储层物性较好，是特高孔隙度、特高渗透率的储层。
2开发历程及现状2008年编制了曙一区超稠油SAGD 工业性试验开发方案，在杜84块的馆陶组、兴I 组、兴VI 组三套层系采用直井与水平井组合、双水平井组合两种布井方式共设计100多个SAGD 井组，其中馆陶油层部署30多个井组，包括直井与水平井组合10多个井组，双水平井组合10多个井组。
按照方案实施进度安排，30多个井组共分二期进行实施。
经过调整，馆陶油层已转入30多个井组，其中包括直平组合井组和双平组合井组。
其中先导试验区于2005年转入，其余20多个井组自2009年后陆续转入。
转驱后，区块的平均日产油量有了较为明显的提升。
3油藏地质特征3.1地层层序本区完钻井目前所钻遇的地层，自下而上为古近系沙河街组的沙四段、沙三段、沙一二段，新近系馆陶组地层、明化镇组和第四系平原组地层，其特征简述如下。
沙三段地层的厚度变化较大，最厚部分能达到600多米，最薄部分100多米，岩性主要为深灰色泥岩和厚层块状砂砾岩。
沙三段主要存在的化石为，单刺华北介、光滑渤海藻、粒面海藻等。
沙一二段地层厚度约为70-170m ，岩性主要为厚层块状砂砾岩和不等粒砂岩夹绿灰色泥岩等。
本段地层的沉积由于受到古地形的控制，形成了一种自东向西的超覆式沉积，且与下伏的沙三段地层呈不整合接触关系。
馆陶组的地层厚度约为150-210m ，岩性主要为砂砾岩、砾岩、中粗砂岩和细砂岩不等厚互层，由多个旋回组成，旋回下部的岩性较细，为中粗砂岩和细砂岩，旋回上部的岩性较粗，为岩性混杂的砾岩、砂砾岩和砾状砂岩，砾石的成分比较复杂，主要有花岗岩块、中酸性喷发岩块等，与下伏地层呈不整合接触。
曙一区转换开发方式后热能综合利用方案
管理·实践/Management &Practice曙一区是辽河油田重要的稠油、超稠油生产区块，以蒸汽吞吐开发工艺为主，在蒸汽吞吐采油后期，通过蒸汽驱和SAGD [1]开发进一步提高原油采收率，目前已开发稳产20a。
为继续保障超稠油效益稳产，曙一区区块在“十四五”期间采用扩大部署SAGD 及整体部署蒸汽驱为主要的转换开发方式。
其地面系统采用前端密闭集输[2]，联合站热化学沉降脱水工艺。
对稠油热采高温余热回收利用[3]，SAGD 目前的热能利用方式有产出液余热利用[4]、高温污水回用[5]、注汽锅炉烟气余热利用[6]、冷热电三联供系统[7]等。
SAGD 井口产出液的平均温度为150℃，蒸汽驱井口采出液的平均温度为75℃，蒸曙一区转换开发方式后热能综合利用方案杨爽（寰球工程项目管理（北京）有限公司）摘要：曙一区区块以蒸汽吞吐开发方式为主稳产了20a，为继续保障超稠油效益稳产，扩大SAGD 开发以及部分区块整体转为蒸汽驱开发，热采稠油采出液前端集输系统会增加热能。
计算热能平衡，将SAGD 井高温产出液通过换热器、混掺等方式在联合站与吞吐液进行热量交换，扩大热能综合利用可实施范围，将污水处理站的高温污水作为热媒与吞吐液交换能量，满足原油处理的高温脱水要求，停运联合站一段脱水加热炉，可节约燃料气4329.5×104m 3/a，按照天然气价格1.9元/m 3计算，年节约成本8226.1万元，绿色能源循环利用，减少碳排放。
关键词：超稠油；SAGD；热能综合利用；碳减排；低能耗DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2023.03.013Comprehensive utilization scheme of heat energy after switching development mode in Shu-1District YANG ShuangHuanqiu Engineering Project Management （Beijing ）Co ．，Ltd ．Abstract：The block of Shu-1District has been producing steadily for 20years，mainly by steam stimulation development．In order to continue ensuring the efficiency and stable production of super heavy oil，the expansion of SAGD development and overall conversion of some blocks to steam flood-ing development，the front-end gathering and transportation system of produced liquid of thermal re-covery heavy oil will increase heat energy．The heat balance is calculated．Through the way of heat exchanger and blending，the high temperature output fluid from the SAGD wells will be exchanged at the combined station with the throughput fluid in order to expand the implementable scope of compre-hensive utilization of heat energy．The high temperature sewage of sewage treatment station is used as heat medium to exchange energy with the throughput fluid，which meets the requirements of high temperature dehydration of crude oil treatment and shuts down a section of dehydration heating furnace at the combined station，resulting in fuel gas savings of 4329．5×104m 3/a．According to the natural gas price of 1.9yuan/m 3，the annual cost savings is 82261000yuan，The utilization of green energy recycling reduces carbon emissions.Keywords：super heavy oil；SAGD；comprehensive utilization of heat energy；carbon emission re-duction；low energy consumption作者简介：杨爽，工程师，2008年毕业于重庆科技学院（石油工程专业），从事油田油气集输地面工程设计研究及管理工作，151****4635，****************，北京市朝阳区樱花园东街7号寰球大厦，100020。
超稠油热采井整体调剖封窜技术的研究与应用
超稠油热采井整体调剖封窜技术的研究与应用
郭斌建
【期刊名称】《精细石油化工进展》
【年(卷),期】2004(005)004
【摘要】曙光油田曙一区馆陶组油藏具有储层物性好、生产油层厚等特性.油井进入高轮次蒸汽吞吐周期后,油层亏空严重,造成井间汽窜严重.应用高温三相泡沫调剖剂实施井组整体调剖后,封堵效果好,成本低.2003年现场实施3口井井组,截至2003年12月31日,平均单井累计增油量1447.3 t,平均油汽比由0.35上升至0.91.
【总页数】4页(P55-58)
【作者】郭斌建
【作者单位】中油辽河油田分公司曙光采油厂,盘锦,124109
【正文语种】中文
【中图分类】TE357
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1.稠油热采井氮气泡沫调剖技术研究与应用 [J], 毕长会;赵清;王书林;袁秀丽
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辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用
辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用孙振彪【摘要】辽河油田杜84块超稠油蒸汽吞吐开发中后期,伴随水平井实施规模不断扩大,开发矛盾日益突出,水平段动用不均一直是普遍存在的主要矛盾.分析认为水平段储层非均质性强、水平段蒸汽超覆、周边直井采出程度差异和注汽管柱工艺存在弊端是造成水平段动用不均的主要影响因素,为此,采取直平井组合吞吐、注化学药剂辅助回采和完善注汽管柱工艺技术,达到调整水平段动用不均、提高动用程度、改善开发效果的目的.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2012(026)003【总页数】3页(P76-78)【关键词】辽河油田;杜84块;水平井技术;注汽工艺【作者】孙振彪【作者单位】中国石油辽河油田公司,辽宁盘锦124010【正文语种】中文【中图分类】TE345辽河油田曙一区杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，含油面积6.2 km2，地质储量8 273×104 t，纵向上发育3套层系，即馆陶油层组、兴隆台油层兴I－Ⅳ组和兴Ⅵ组，其中兴隆台油层组油藏埋深660～810 m，油层有效厚度20～80 m；平均孔隙度27.6%，平均渗透率1.92×10－3μm2；20℃地面脱气原油密度大于1.0g／cm3，50℃时原油粘度为（7.2～16.8）×104 mPa·s；凝固点平均在25℃以上；原始地层温度为38～45℃，属中厚层状边底水超稠油油藏。
随着蒸汽吞吐开发进入中后期，产量维持难度逐步加大，水平井开发为维持稳产日显重要。
特种油开发公司自2003年开始规模实施水平井以来，截止2011年底共投产吞吐水平井159口，占总井数的13.4%，年产油近40×104 t，占总产量的31.1%，产量所占的比重逐年增大。
但是随着水平井规模实施的深入，水平井水平段动用不均的矛盾日趋突出。
监测资料显示，水平井水平段动用不均的井约占80%，动用较差的水平井段约占总井段的1／2至2／3，水平段动用不均严重影响了水平井的生产效果。
辽河稠油数字化油田技术研究与应用
辽河稠油数字化油田技术研究与应用摘要：油气田数字化管理，是油田高效开发、降低消耗、安全生产、减轻员工劳动强度、提高工作效率和管理水平的有效手段，是对传统地面工艺技术的的一次深刻革命。
曙光采油厂5-7#计量接转站按照“标准化设计、模块化建设、市场化运作、信息化管理”的模式建设，不断促进数字化管理与优化劳动组织架构、优化生产工艺流程相结合，实现了对单井、管线、设备等基本生产单元的有效控制和管理。
提高了生产效率和建设质量，降低了安全风险和综合成本，促进了均衡组织生产、以人为本的理念。
关键词：数字化；模块化；信息化；高效开发。
一、工程现状及存在问题1 工程现状简介曙光采油厂5-7#计量接转站，始建于1993年，油品以稠油、超稠油为主。
建站初期是按照三级布站模式建设计量站，地面集输管网为双管掺液流程，计量方式依靠传统计量间及计量分离器玻璃管量油，掺液在站内计量间分配。
2 存在问题2、1地面系统复杂庞大，系统能耗高由于采用传统大二级布站及双管掺液流程模式，5-7#站地面管网长度约40 Km；同时布站级数多、工艺流程长，重复处理，造成了系统效率低、能耗高、运行成本高。
2、2自动化程度低，用工总量大，不能实现油井的自动管理由于井-站自动化程度低，油水井分析及资料录取依靠分离器计量和人工采集生产数据，数据采集量大、处理滞后。
并且人为影响因素、累积误差大，计量方式不合理，很难及时全过程掌握油井生产动态数据，不能实现油井在线动态管理。
2、3由于没有数字化管理系统，造成生产管理效率低下生产数据不能实现时时监控和上传，数据人工录取方式偏差较大，不能实现由于气体、结蜡等因素而造成油井工况异常情况的准确判断和管理，存在安全生产隐患。
二、主要研究内容1 集输工艺流程优化研究以一体化计量掺液装置为核心设备，以平台集输工艺为技术支撑，由传统的双管掺液流程优化为平台集输流程，达到减少布站级数、简化流程、降低系统能耗、减少占地及工程投资、缩短建设工期的目的，满足油田滚动开发生产需要。