辽河油田稠油开发技术介绍
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
辽河油田稠油地面集输技术
辽河油田稠油地面集输技术[摘要]辽河油田是我国第三大油田，年产原油在1000万吨左右，其中稠油产量约为650万吨，占辽河油田原油总产量的65%。
因此，稠油地面集输技术的水平直接影响着辽河油田稠油的生产。
由于辽河油田稠油品种繁多，物性较差，相对集输处理的难度较大。
经过近二十年的研究和实践，总结出了一些适合辽河油田稠油特点的工艺流程。
这些典型的工艺流程具有流程简单、安全可靠、操作方便的特点，较好的满足了辽河油田稠油开发的总体需要。
目前，辽河油田在稠油的集输和脱水技术居国内领先水平。
辽河油田以降低稠油粘度来解决稠油集输问题，通常采用的方法有：加热降粘、掺轻质油或掺稀油稀释、掺活性水以及乳化降粘等。
辽河油田稠油脱水工艺流程主要采用两段热化学沉降脱水工艺流程、热化学沉降加电化学脱水两段脱水工艺流程、一段热化学静止沉降脱水流程。
辽河油田主要运用的稠油处理设备有卧式三相分离器、电脱水器、加热炉、泵等。
[关键词]稠油地面集输技术中图分类号：te862 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）23-0269-021 辽河油田稠油特点与分布情况1.1 概述辽河油田是我国第三大油田，年产原油在1000万吨左右，其中稠油产量约为650万吨，占辽河油田原油总产量的65%。
辽河油田稠油资源主要分布在高升油田、曙光油田、欢喜岭油田、兴隆台油田以及冷家油田等地区。
1.2 稠油分类辽河油田稠油物性差异较大，根据辽河油田目前稠油的生产情况，稠油可分为普通稠油、特稠油和超稠油三类。
1、普通稠油普通稠油粘度大部分在200mpa.s～5000mpa.s之间，这部分稠油约占稠油总产量的70%左右。
2、特稠油特稠油粘度大部分在5000mpa.s～50000mpa.s之间，生产难度较大，这部分稠油约占稠油总产量的15%左右。
3、超稠油超稠油粘度大部分在5×104 mpa.s～20×104mpa.s，这类稠油是近几年才开始规模开采的。
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。
辽河油田典型稠油集输工艺及其优化简化
辽河油田典型稠油集输工艺及其优化简化摘要：辽河油田稠油具有粘度大、密度高、油气比低等特点，在40多年的开发建设过程中，逐渐形成了独具特色的地面集输工艺技术体系，但随着油田开发的深入，开发初期形成的成熟技术与油田生产实际情况不相适应的矛盾日益突出。
本文对辽河油田稠油集输典型流程进行了分析、整理，并提出了如何对现有成熟稠油集输工艺进行优化简化，同时展望了稠油集输工艺技术发展方向。
关键词：稠油粘度集输优化。
1 稠油、超稠油集输工艺1.1 单管加热集输工艺井口来液经加热炉加热后，输往计量站或计量接转站，该工艺集油管线流速通常低于0.5m/s，适用于稠油粘度不大于3000mPa·s（50℃）、单井产液量较高（不小于30t/d）、井口出油温度较高（40℃以上）的稠油集输。
具有流程简单，方便管理，投资少的特点。
1.2 双管掺水集输工艺所谓掺水集输流程即在采油井口加入活性水溶液，达到利用化学药剂降粘、利用水溶液润湿边壁，降阻输送的目的，多用于粘度不大于10000mPa·s的稠油。
回掺水主要利用联合站原油脱出的污水，需建立掺水分输站，掺水比为1.8～2：1（水：油），掺水温度一般在60～65℃。
双管掺水工艺采用集中建站分配水量，减少了掺水泵数量，节约投资和减少耗电量，但掺液量较大，增加集输负荷，油水混合不均，在输送中，当流速较低时，易出现油水分层现象。
1.3 双管掺稀油集输工艺稠油掺稀油是利用两种物性、粘度差别较大，但互溶性好的原油，将其按一定比例互溶在一起，使其具有新的粘度和物性，达到稠油降粘的目的。
稠油掺稀油降粘工艺技术，可以满足任何粘度稠油降粘要求。
应用此工艺需在计量接转站和集中处理站设掺稀油系统，包括稀油的计量、储存、升压、加热、分配等功能。
掺液比为1：0.3～0.7（稠油：稀油），与掺活性水相比，液量减少40%以上，大大减少了集输、脱水、污水处理等工序的负荷，亦相对地减少了设备数量和动力消耗。
248-257辽河油田稠油热采井钻完井技术
辽河油田稠油热采井钻完井技术辽河石油勘探局工程技术研究院摘要：稠油热采井钻完井是稠油开采技术中的一个重要问题，钻井所面临的主要问题是低压钻井问题。
而热采井中最大的问题是完井中的套管先期损坏问题，通过对套管损坏井的调查与分析，提出了稠油热采井套管损坏的主要原因，并对此进行了系统研究。
提出了热采井套管设计技术、套管选择技术和降低套管热应力技术、提高固井质量技术、油井开采防砂技术等稠油热采井延长寿命的系列完井技术，通过这些技术的应用保证了稠油藏的顺利开发。
关键词：稠油井热采、套管损坏、热采井完井、热采井套管选择、套管设计、防砂、降低热应力。
1．辽河油田稠油开发概述辽河油田是一个以稠油为主的油田，稠油的总产量占油田原油总产量的70%，稠油开采以热力采油为主，因此辽河油田的发展史可以说是一部稠油发展史。
到目前为止辽河油田共探明稠油油藏面积200.5km2,共探明地质储量10.2237×108t，动用探明油藏面积128.4 km2,动用地质储量7.6208×108t，共生产稠油1.0371×108t。
辽河油田探明稠油分布图如下图所示4272343515 15999深层900－1300m, 占41.79% 特深层1300－1700m, 占42.56%中深层600～900m15.65%248辽河油田稠油油藏具有以下特点：探明地质储量102237×104t中的油藏深度情况如下：动用地质储量7.6208×108t中的油藏深度情况如下：辽河油田探明地质储量中的油品性质如下所示：辽河油田于1978年发现了高升稠油藏，这是辽河油田发现稠油油油田的开始，以后随着勘探工作的不断进展又发现了大量的稠油油藏。
辽河油田于1982年首次在高升油田进行了稠油热采实验并取得了巨大的成功。
辽河油田从此走上了稠油热采的快车道，稠油开发得到了高速发展。
由于稠油油田进行热力开采的特殊性也为辽河油田的稠生产带来了全新的技术观念和技术进步。
辽河稠油火驱开发地面工艺关键技术
0前言
火驱是以空气作为助燃剂，采取电点火或化学点火 等方式，持续燃烧地下原油中的重组分产生热能使重组 分在高温下(600 ~ 700 t)发生裂解,注入的高压空气、 燃烧产生的气体和水蒸气,以及裂解产生的轻质油驱动 原油流向采油井采出，火驱采收率可高达70%。
1辽河油田火驱发展历程
2005年起，辽河油田陆续在杜66块、高3块、锦91 块等区块实施火驱开发m。以辽河油田曙光地区杜66 块火驱为例,2005年首先进行2个井组单层火驱开采现 场试验,2006年增加5个井组进行火驱开采试验,2008 年调整为上层系多层火驱开采现场试验,2010至2012 年外扩20井组,2014年扩大实施火驱，新增114井组，共 进行141井组火驱生产。实际生产表明，对比蒸汽吞吐、 蒸汽驱、热水驱等传统开采方式,杜66块火驱具有较好 增油效果。同时其他火驱区块均实现产量上升，充分证 明火驱开发方式接替的有效性［21。
关键词：火驱;组合增压；系统优化;预脱水;尾气处理;高效溶气浮选 DOI：10. 3969 /j. issn. 1006 -5539. 2019. 04. 005
Key Technology of Fire-Flooding Development of Liaohe Heavy Oil
Lu Hongyuan China Liaoቤተ መጻሕፍቲ ባይዱe Petroleum Engineering Company Ltd, Paxrjin, Liaoning, 124010, China
2火驱地面关键技术
2.1火驱配套注空气技术 2.1.1空气增压技术
往复式压缩机适用于小排量、高压力工况，螺杆机 适用于中低压力、中小排气量工况,为满足现场高压力、 大流量空气注入的需求，创新采用螺杆空压机与往复空 压机组合增压技术,如杜66块火驱注空气站工艺流 程见图1。螺杆压缩机和往复压缩机自动关联启停，结 合杜66块现场运行调试指标，研究最优出口压力配比， 最终确定螺杆压缩机出口压力0. 95 MPa,往复压缩机出 口压力10 MPa,注气量可达到20 x 104 m3 /d,满足空压
稠油热采开发技术
注热站23t/h水处理器 (7.4 ×3.3×3.5m，7.24t)
注热站23t/h蒸汽锅炉
正在燃烧的炉膛情景－可以看见火焰和盘管
8、蒸汽吞吐开发效果的主要评价指标
1）周期产油量及吞吐阶段累积采油量； 2）周期原油蒸汽比及吞吐阶段累积油汽比，极限油气比； 3）采油速度：年采油量占开发区动用地质储量的百分数； 4）周期回采水率及吞吐阶段回采水率； 5）阶段油层压力下降程度； 6）原油生产成本； 7）吞吐阶段采收率； 8）油井生产时率和利用率。
2、稠油与普通原油的主要差别
1)稠油中的胶质与沥青含量高，轻质馏分很少，因此相对密度 及粘度比较高；粘度是影响稠油采收率的主要因素，稠油冷 采，由于粘度高，在油层条件下流动性差，导致低采收率。
2)稠油粘度对温度非常敏感，随温度增加，粘度很快下降。在 国际上通用的稠油标准粘度－温度坐标图上，无论哪个油田 粘－温曲线斜率几乎一样，这表明了稠油对温度敏感性的一 致规律（包括海上稠油油田）；
3）重力驱作用 对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱
动作用。 4）回采过程中吸收余热
被加热的原油及蒸汽凝结水采出，带走大量热能，加热带附近的冷原 油将以较低流速补充到降压的加热带，吸收油层、顶盖层及夹层中的余热 而降低粘度继续流到井筒，因而生产可以延长很长时间。
4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）
高压蒸汽和热水后，近井地带内的油层和原油被加热。加热带的原油粘度 大幅度降低到几毫帕秒，原油流动阻力大大减小，流动系数成几倍到几十 倍的增加，油井产量必然增加许多倍。 2）加热后油层弹性能量的释放
对于压力较高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来， 成为驱油能量。
4、热采（蒸汽吞吐）机理（续）
石油工程技术 井下作业 稠油开发工艺简介
稠油开发工艺简介由于稠油和稠油油藏本身的特点，决定了开发工艺不同于稀油油藏。
到目前为止，稠油油藏主要采用热力开采，对油层加热的方式有两种：一是向油层中注入热流体，如热水、蒸汽等；二是油层内燃烧产生热量，称火烧油层方法。
很多油田也试验向油层中注入二氧化碳、氮气等气体，以及化学溶剂等来开采稠油。
1、蒸汽吞吐采油1.1蒸汽吞吐采油原理稠油蒸汽吞吐法又称周期性注汽或循环注蒸汽方法，是稠油开采中普遍采用的方法。
就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数天，加热油层中的原油，然后开井回采。
注入蒸汽的数量按水当量计算，通常注入蒸汽的干度越高，注汽效果越好。
蒸汽吞吐的增产机理主要有如下几方面：1.1.1油层中原油加热后黏度大幅度降低，流动阻力大大减小；1.1.2对于压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后充分释放出来，成为驱油能量；1.1.3对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用；1.1.4原油采出过程中带走大量热量，冷油补充到压降的加热带；1.1.5蒸汽吞吐过程中的油层解堵作用，在钻井完井、修井作业及采油过程中，入井流体及沥青胶质很容易堵塞油层，造成严重的油层伤害，蒸汽吞吐可起到油层解堵作用；1.1.6高温下原油裂解，黏度降低；1.1.7油层加热后，油水相对渗透率发生变化，增加了流向井底的油量。
1.2蒸汽吞吐采油生产过程蒸汽吞吐采油的生产过程可分为三个阶段：油井注汽、焖井和回采。
1.2.1油井注汽油井注蒸汽前要做好注汽设备、地面注汽管线、热采井口、油井内注汽管柱和注汽量计量等准备工作，然后按注汽设计要求进行注汽。
注汽工艺参数主要有：注入压力、蒸汽干度、注汽速度、注汽强度和周期注汽量等。
1.2.2焖井完成设计注入量或满足开采技术参数要求后，停止注汽，关井，也称焖井。
焖井时间一般为2～7d，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩散，扩大蒸汽带及蒸汽凝结带加热地层及原油的范围。
1.2.3回采在回采阶段，当油井压力较高时，能够自喷生产，自喷结束后进行机械采油；有些油井放喷压力较低，直接进行机械采油。
辽河油田稠油开发技术特色
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。
稠油油藏热采开发技术
311.1mm二开钻头
215.9mm分支井眼
215.9mm三开钻头
241.3mm二开钻头
悬挂器
177.8mm调长套管 +177.8mm割缝筛管 （钢级TP100H、壁厚9.19mm）
（二）高温注汽工艺技术
辽河油田稠油油藏热采开发方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD， 配有 50t 、 23t 、 11t 、 9.2t 固定式和活动式四种蒸汽发生器共 322 台， 年注汽能力近3000万吨。
丛式井井眼轨迹示意图
（一）稠油钻完井工艺技术
3.水平井（分支井）热采钻完井工艺技术
热采水平井二开井身结构示意图
水平井（分支井）热采钻完井采用二、三开钻井，水平段筛管完 井；分支井主井眼筛管、分支井眼裸眼完井，其它工艺与直井和定向 井相同。
热采水平井三开井身结构示意图
273.05mm表层套管 346.00mm一开钻头
普通稠油热采直井井身结构示意图 特、超稠油热采直井井身结构示意图
273.05mm表层套管 346.00mm一开钻头 G级加砂水泥返至地面
273.05mm表层套管 346.00mm一开钻头
G级加砂水泥返至地面
阻流环
热应力 补偿器
177.8mm 油 层 套 管 ： 钢 级 TP100H、壁厚9.19mm。 177.8mm×193.7mm变扣接头 193.7mm外加厚套管：钢级TP120TH、 壁厚 17.14mm 。下入位置：油顶以上 20m至油底以下10m。 193.7mm×177.8mm变扣接头 阻流环 177.8mm油层套管 247.6mm二开钻头
井液体系。
1. 直井热采钻完井工艺技术 2. 定向井（丛式井）热采钻完井工艺技术
3. 水平井（分支井）热采钻完井工艺技术
SAGD技术开采稠油
SAGD技术开采稠油石油与天然气工程2011级程金金摘要：蒸汽辅助重力泄油(SAGD)技术以蒸汽作为热源，依靠凝析液的重力作用开采稠油，采收率可达60-80%，在国外特别是在加拿大已获得了商业化应用。
辽河油田曙一区超稠油资源丰富，地层条件下原油粘度超过104⨯，基本没有流动能力，开采难度大。
上世纪九十年代末，mpa.s10辽河油田曙一区超稠油蒸汽吞吐开采技术获得成功并进行了规模化开采，但蒸汽吞吐开采后期如何进一步提高采收率是一项重要的研究课题。
关键词:超稠油蒸汽辅助重力泄油开发研究Abstract：Steam assisted gravity drainage (SAGD) uses steam as the hear source and rely on the action of gravity of condensed liquid to recovery heavy oi1，by which the recovery can reach up to 60-80%.The technique has been commercially applied overseas，especially in Canada.The super heavy oi1 resource is very abundant in Block Shu l of Liaohe Oilfield with the crude viscosity under formation conditions over 104⨯，which is basically immobile and hard to develop. Since the 10mpa.send of 1990s，steam huff and puff for super heavy oil recovery in Block Shul of Liaohe Oilfield has been successful and has been commercialized. However，how to improve the recovery at the later stage during steam huff and puff is an important research topic.Keywords: the super heavy reservoirs，steam assisted gravity drainage，development，research一、国内外研究现状在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mP a·s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。
辽河油区超稠油双水平井SAGD技术研究
收稿日期:2006-04-21;改回日期:2006-07-18 作者简介:耿立峰(1972-),男,工程师,1995年毕业于石油大学(北京)石油工程专业,现从事油气田开发工作。
文章编号:1006-6535(2007)01-0055-03辽河油区超稠油双水平井SAG D 技术研究耿立峰1,2(11南京大学,江苏 南京 210093;21中油辽河油田公司,辽宁 盘锦 124010)摘要:超稠油蒸汽吞吐开采,存在周期生产时间短,周期产油量低,油汽比低的问题,吞吐采收率一般低于25%。
对辽河油区曙一区杜84块超稠油产能接替研究表明,双水平井S AG D 技术能较好地应用于该块超稠油开发,最终采收率可达4516%,可以作为超稠油蒸汽吞吐开采后期有效的产能接替技术,具有广阔的应用前景。
关键词:超稠油;双水平井;S AG D ;采收率;曙一区;辽河油区中图分类号:TE345 文献标识码:A前 言辽河油田曙一区杜84块超稠油1997年投入开发,以蒸汽吞吐为主要开发方式,具有上产快、周期短、递减快等特点,近年来蒸汽吞吐成本逐渐上升,继续采用该生产方式将面临较高的成本压力。
S AG D (水平井蒸汽辅助重力泄油)技术在加拿大等国的现场实施中,采收率可以达到50%以上,最高可达70%。
曙一区油藏地质特点及S AG D 应用条件研究表明,该技术在曙一区超稠油开采方面具有十分广阔的应用前景。
1 油田概况111 地质特征辽河油田曙一区杜84块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段,为一北西高南东低的单斜构造。
地层自下而上依次为中上元古界、中生界和新生界。
新生界下第三系沙河街组沙三段上段(s 上3)、沙一、二段(s 1+2)及上第三系馆陶组(N g )为本区超稠油含油目的层。
其中,沙河街组兴隆台油层探明含油面积为612km 2、石油地质储量为8273×104t ,自上而下分为6个油层组(表1),其中沙三段上段兴Ⅵ油层组为本次研究目的层。
辽河中深层稠油蒸汽驱技术研究与应用
Ⅰ、莲Ⅱ油层2套层系，主要是因为：①开发层系的油层厚度 适中，莲Ⅰ油层一般有效厚度为15～23 m，而莲Ⅱ油层一般有 效厚度25～45 m。②各个开发层系内都有成熟且位置相对集中 的油层，储层连通性也比较可观，其连通系数基本能达到0.8 左右，具有突出的开采价值，蒸汽驱技术能够在各开发层系间 形成连通效果，保证开采效率。③开发层系间有适中的隔层， 能够避免严重的热量损失。第二，确定井网井距。借助蒸汽驱 优化设计策略及数值模拟分析技术等，可准确判断齐40块稠油 油藏蒸汽驱开发井网井距，经一系列验证计算确定莲Ⅰ油层采 用100 m井距进行开采、莲Ⅱ油层和合采区采用70 m井距进行 开采。第三，确定注采参数。结合先前成功的蒸汽驱案例和 先导试验得到的数值，确定蒸汽驱技术注气速率为1.6～1.8 t/ (d·ha·m)。因此，在井距为100m的情况下，其最佳注汽速度为 每天100～140t，而在井距为70m的情况下，其最佳注汽速度为 每天90～130t[3]。
2.2 蒸汽驱钻采技术研究
第一，钻完井技术。齐40块油层不够密集，因此在进行 钻井施工的时候，对表层套管的深度进行了计算，并选择了高 强度的TP120TH油层套管保证钻井质量。另外，在利用蒸汽驱 技术进行开采时，油层压力已经不足3MPa，很容易发生稠油 油藏污染，因此选用了最佳的钻井液，并使之侵入深度保持在 15mm左右，保证了钻井的效果。第二，注汽工艺。地面注汽 管道利用微孔硅酸钙进行包裹以保证蒸汽通过后仍能维持高温 状态，为确保保温效果，将保温材料厚度确定为5cm。除了外 加保温材料之外，还采取了利用真空隔热管和封隔器隔热的方 式，避免蒸汽通过管道后大幅度降温，该体系一经组装完成可 在未来三年内稳定发挥作用。齐40块属于多层稠油油藏，地层 结构具有一定的非均质性，因此选择了分层蒸汽驱技术进行开 采，工作人员利用计算机对不同地层的配汽量及孔径进行了准 确计算，确保了各地层蒸汽驱开采效果。第三，举升工艺。蒸 汽驱开采技术有一定的复杂性，不同开采阶段的产液温度截然 不同，辽河油田技术人员根据实际情况提出了非金属、金属、 陶瓷3类蒸汽驱系列举升技术，能够保证蒸汽驱开采技术的应用 效果，解决了高温出砂带来的一系列问题。第四，蒸汽驱高温 不压井作业。这一技术的合理应用，使井下高温作业问题得到 了解决，其能够在260℃、21MPa的恶劣条件下稳定运行，适应 能力非常强、适用范围广泛，可根据实际情况进行手动控制或 自动控制，在中深层稠油蒸汽驱开采过程中发挥了重要作用。
辽河油田某稠油产区地质开发经验浅谈
辽河油田某稠油产区地质开发经验浅谈辽河油田是世界第一大稠油产区，在稠油开采开发方面具有领先世界的理论和应用水平，本文通过对辽河油田某采油厂的某稠油区块进行介绍分析，分享了该区块技术人员的地质开发思路与做法。
标签：辽河油田;稠油;地质;开发1 加快产能建设步伐，抢投新井见实效2019年部署新井24口，产量指标2.2×104t。
作业区坚持抓新井投产重点环节。
其一、动态调整钻井区域运行7个区域22个井次，为钻井创造有利时机。
其二、参与射孔方案论证，针对泥质含量偏高的油井，新井投产一轮实施预处理措施13井次，防止粘土膨胀。
在新井后续生产中，针对采注比低的油井，二轮辅助实施化学助排类措施7井次。
针对油井注汽压力高，实施解堵1井次，均收到显著的增油效果。
其三、加强投产后“注、焖、放、下、采”各环节的管理，提高新井生产效果。
去年年内新井平均生产时率40.9%，同比提高5.2%，生产时间提前19天，新井实现超产4958t。
2 发挥地质龙头作用，措施增产收效显著该作业区成立了地质措施挖潜项目组，开展十项措施技术攻关，制定工作目标，确立承包责任人，建立了考核奖惩规定，激发了地质技术人员工作能动性。
全年8个区块实现超产，措施增产效果显著。
2.1 修复停产井作业区牢牢抓住“保证开井数才有产量”的理念，年初按照潜力大小及复产难易程度修复停产井，超前调整大修井周边邻井的注汽运行，共调整8个区域31井次。
全年修复油井23口，日增油45t，累增油1.65×104t;开井数由年初的339口上升至12月份的366口。
2.2 治理出水井超稠油区块出现油井出水现象，严重制约区块的开发效果。
主要表现为出水井多（28口），占比例大（占总井数的9%），开井时率低（正常生产时率的60%）。
2019年系统分析出水原因后，将其划分为无漏出水、有漏出水、夹层水，邻井水窜四类，根据出水原因及水性，实施“有漏堵漏、无漏封层、邻井防窜”措施，从根源上解决出水问题。
辽河油田高凝油开采技术介绍
四、注水工艺技术
热注工艺
沈95块油层温度68℃，原油凝固点67℃，两者温度非常接近，所以 采用了层内注热水保持地层压力的方式。沈95块热注方案是在注水井 中先注65℃的热水段塞，然后再转常温水。 关于热水段注水量，是从经济效益出发，拟注1/3井距的孔隙半径， 其理由是： a.注入半径为100m（井距为300m）的热水段塞，使近井50m半径 处的油层被四倍其孔隙体积的热水扫过，再增加热水驱扫，残余油饱 和度变化不大。 b.注热水段塞后若按100m3/d配注量注入冷水，冷水前缘抵达注入 井井底50m处约70~80天，这足以使冷水与沿程地层充分进行热交换 而变成接近油层温度的热水。
一、基本概况 二、钻、完井工艺技术 三、采油工艺技术 四、测试工艺技术 五、集输工艺技术
五、集输工艺技术
全密闭集输工艺简介
沈阳油田集输系统已全部采用全密闭集输工艺技术，油井产出液和
伴生气由计量站进行计量后密闭输送到联合站，再进行油气水的生产分
离及预处理，伴生气经甘醇吸收或浅冷却净化后，由轻烃站回收液化气 和轻质油、干气外输作燃料和原料气。分离出的原油经微正压稳定后，
一是投资少、设备少、轻质油回收率高
二是保证输气露点低于- 5℃ 三是应用了氨制冷及甲醇喷射防冻新技术
汇报完毕
敬请各位领导、专家
批评指正！
三、采油工艺技术
开式水力活塞泵采油工艺管柱
Φ117.8mm套管
Φ73mm油管
顶部隔热管，下部光管
热动力液进井
井下水力泵
封隔器
三、采油工艺技术
③同心管闭式热水循环采油工艺技术
同心管闭式热水循环采油工艺技术是沈阳油田高凝 油开发初期所采用的 一种主要工艺技术，其产量占当时 全厂总产量的20.4%。后期由于含水上升，产液量增加， 且费用较高，逐渐被其他采油方式所代替。
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周期产油 t
1200
注汽强度60~80t/m
1000
注汽强度80~100t/m
801
800
953 687
600
394
444
400 291
200
0 1
2
周期
3
895 751
4
注汽焖井时间一般3-7天
累产油指标随焖井时间呈抛物线型变化，焖井时间再增加，油层 中的热量向周围隔、夹层损失就多，油层温度下降较快，累产油下降， 吞吐效果变差。
520
累产油 t
500
480
460 0
1
3
5
7
9
焖井时间 (天)
互层状油藏焖井时间优选结果
（5）方案调整与完善
（6）新技术应用
① 组合式蒸汽吞吐提高后期开发效果 ② 水平井技术应用
水平井应用领域
开发边际储量
滚动勘探开发
老油田 二次开发
应用领域
超稠油 转换方式
加密调整
难采储量
水平井开发特点
①水平井周期吞吐规律与直井类似，除油汽比外周期吞吐指标好于直井
二○一二年四月
前言
辽河稠油开发始于上世纪80年代，目前 已有20余个千万吨级油藏投入开发，年产最 高737万吨（热采）。已形成了中深层稠油蒸 汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧 油层、水平井等一系列开发技术，推动了稠 油开发新技术的发展，建成了中国最大的稠 油生产基地。
汇报提纲
一. 稠油开发基本情况 二. 稠油开发技术简介
300000 250000 200000
超油 特油 普通（I） 普通（II）
地面脱气油粘度 mPa.s
150000
100000
50000
0
0
20
40
60
80
100
120
温度℃
原油粘度对温度变化较敏感，存在温度拐点，呈现半对数关系
油水相渗曲线
kro/krw
1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0
（4）先降压、再驱替，动态调控和操作难
中深层稠油油藏需经历蒸汽吞吐降压后才能进行蒸汽驱和 SAGD，由此造成油藏温度、压力和含油饱和度不均衡，使平面、 层间、层内矛盾更加突出，生产动态调控难度加大。
（5）复杂的油藏条件，决定了方式转换面临巨大的挑战
中深层：500-900
(米)
深层：900-1300
8
10
PV
ED
蒸汽的驱油效率比热水高
稠油渗流不符合达西渗流规律
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。
渗 流 速 度
(10-5m/s)
达西流区
非达西流区
●●
●
启动压力梯度
压力梯度 (MPa/m)
室内物模数模研究蒸汽吞吐采收率较高,20-30%
驱油效率％
蒸汽吞吐数值模拟温度场
以上隔热技术难以满足中深层稠油蒸汽驱和SAGD高干度的需要。
隔热系数 0.07w/m.oC
光光油油管管条条件 件下下
蒸汽干度随深度变化曲线
12
（3）油藏埋藏深，高温大排量举升难
中深层稠油蒸汽驱和SAGD在举升方面存在三个难点(三高）： ①举升液量需达到300～500吨/天； ②抽油机载荷需达到22吨以上； ③抽油泵耐温需达到220℃以上。
特稠油：μo（50℃） 10000～50000mPa·s
超稠油：μo（50℃） > 50000mPa·s
蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、 火驱
蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、 火驱
（2）油藏埋藏深，热损失大，高干度注汽难
井筒热损失理论计算与实测表明：在光油管注汽条件下，800米深 度以下变为热水；在蒸汽吞吐隔热技术条件下，800米深度以下蒸汽干 度降为30%～35%；
科尔沁
牛居
于楼 青龙台
兴隆台 双台子
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
可采储量采出程度（%）
年产油 万吨
1000
热采稠油
800
常规稠油
600
400
200
0
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 时间 年
(米)
特超深层：1300-2600
(米)
23.7% 33.7%
储量 20674.8万吨
34.8%
储量 29396.26万吨 41.3%
42.6%
储量 37109.6万吨
蒸汽在低压下释 放的热焓多
干度100% 干度80% 干度40% 饱和水
不同干度蒸汽的热量随压力变化曲线
稠油Ⅱ类油藏具有埋藏深、粘度大、油层薄、边底水更活跃等难点，其注汽 热损失大、热能利用率低、操控压力高。
1 2 3 45 6 7 8 9
周期生产时间（月）
一周期
不同层位递减规律 二周期
三周期
馆陶 Y=-0.1908x+1.8191
Y=-0.1082x+1.6478
Y=-0.0659x+1.3507
兴I
Y=-0.2226x+2.019
Y=-0.1382x+1.8807
冷41块-块状底水油藏
锦45块-多层边底水油藏
4. 开发历程
辽河稠油热采开发主要分为五个阶段：
年产量（万吨）
800 700 600 500 400 300 200 100
0 1978
热采技术 攻关
普通稠油 开发
357
189
342
175
1 4 53 4 3
特稠油 开发
632
570
496
94
33
538
层状边水油藏（锦612块兴隆台）
油水互层状油藏（杜80块兴隆台油层）
块状边、底、顶水油藏（曙一区馆陶组）
（4）油品性质多样
普通稠油：μo（50℃） 50～10000mPa·s 密度：0.9～0.95g/cm3 储量比例70.4%
特稠油：μo（50℃） 10000～50000mPa·s 密度：0.95～0.98g/cm3 储量比例12.1%
0.4 高凝油:72.84%
0.2
0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 可采储量采出程度 %
无因次采油速度
无因次采油速度
无因次采油速度
1 0.8 0.6 0.4 0.2
0 0
1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0
0
1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0
中深层：500-900 (m)
深层：900-1300 (m)
特、超深层：1300-2600 (m)
储量
24%
比例
35%
41%
储量 比例
储量 比例
（3）油藏类型多，油水关系复杂
根据油水关系划分，主要有六种油藏类型。
纯油藏（曙一区杜家台油层）
块状底水油藏（冷41块沙三段）
块状气顶油气藏（高2、3区莲花油层）
全国稠油总储量20.6亿吨
全国稠油年产量1510万吨
10.8亿吨
746万吨其它油田 Nhomakorabea辽河油田
全国稠油储量分布图
其它油田
辽河油田
全国稠油产量分布图
2. 稠油油藏地质特点
（1）构造复杂、断块多
发育三级断层100多条，四级断层300余条、四级断块450多个。
辽河盆地西部凹陷稠油分布图
（2）油层埋藏深
辽河稠油埋深属中深层以下，埋藏深度从600m到2300m。
反五点
行列
斜反七点
辽河油田普通－特稠油蒸汽吞吐开采井距下限不应小于100m；超稠油 蒸汽吞吐开采井距以70～100m为宜。
普 通 稠 油
基础井网200m、167m
一次加密141m、118m
超
稠
油
一次井网到位70、100m
油
藏
二次加密100m、83m
稠油油藏周期注汽强度最优范围是80～120t/m。 初期一般在80～90t/m，以后每周期递增15%。
0
冷家堡油田 欢喜岭油田
快速递减 2个
20
40可采储量采出程度 %60
80
100
欧利坨子
大洼
月海
曙光热采老区
牛心坨 热河台
静安堡
海外河
正常递减 20个
新开
荣兴屯
茨榆坨
10
20
30
40
50
60
可采储量采出程度（%）
大平房
小洼
黄金带
曙光油田稀油
黄沙坨
70
80
90
100
边台 大民屯
高升
低速递减
法哈牛
11个
➢ 直井
水平井\复杂结构井；
➢ 吞吐开发 蒸汽驱、SAGD、火驱等方式开发。
5. 开发现状
根据油田开发阶段划分标准，当可采储量采出程度达到60%即进入递减 阶段，辽河油田已采出可采储量的79%，剩余可采储量采油速度10%。
无因次采油速度
1
稠油：79.57%
0.8
全油区:78.39%
0.6 稀油:78.87%
0
60-kro 60-krw 120-kro 120-krw 200-kro 200-krw
50 Sw %
100
随温度升高，残余油饱和度降低，驱油条件得到改善
%
80
杜212－37－317井驱油效率曲线