胜利油田稠油开采技术

5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术
研发了高效井筒隔热工艺
高真空隔热油管，视导热系数0.0068W/(m·℃)； 隔热衬套、隔热补偿器； 耐高温长效封隔器。
100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% 0
井筒蒸汽干度
4t/h 6t/h
130
260
高温、常温渗透率保留率均超过95%
4、强水敏稠油“近热远防”开发技术 利用该技术共动用强水敏稠油储量4791³104t，累 积增产原油262.5³104t。
王庄油田郑 36 油藏开发井位图
例如，郑36强水敏油藏粘土含量 13.8%、渗透率保留率仅12%，应用 “近 热远防”开发技术，建成生产能力 53.5³104t，油汽比1.44，由不能动用到 储量动用率达95.6%。
二氧化碳注入量(C) 降粘剂注入量(D)
200000 300000 400000
水平段150米 水平段200米 水平段250米
100 80 60 40 20
降 粘 剂 及 二 氧 化 碳 注 入 量 ， t
500000
0 600000
粘度，毫帕•秒
原油粘度20×104mPa•s，水平段长度200米的合理DCS配比为： 降粘剂(D)32t，二氧化碳(C)88t，蒸汽(S)2460t
渗 流 速 度 (10-5m/s)
达西流区 非达西流区
●
●
●
压力梯度 (MPa/m)
启动压力梯度
1、稠油非达西渗流机理
建立了考虑启动压力梯度影响的稠油非达西渗流方程
KK ro B o o So po 1 o gD qo B p t o oi o
KK rw S w pw w gD qw Bw w wi t Bw
式中：λ为启动压力梯度
以渗流实验为基础，得到了启动压力梯度的数学模型：
100.1651.1915lg K
启 100 动 压 10 力 梯 度 1 ， MPa/m
注汽管柱一个出汽点只能保证40m-80m水平段有效吸汽； 设计了水平井自补偿器和具有自动分配功能的配汽器，实现水平段全段 均匀注汽，提高油井产量和油层动用程度。
2、特超稠油HDCS开发技术
利用该技术共动用特超稠油储量5718³104t，累积
增产原油193.6³104t。
王庄油田郑411油藏HDCS开发井位图
研究表明，利用水平井可降低油层热损失20%～30%，
提高吸汽产液能力1.7倍以上，油藏动用范围显著扩大。
油 100 层 热 80 损 失 60 %
40 20 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8
直井
水平井
油层厚度 m
3、薄层稠油多井型组合开发技术
●开发薄层稠油井型组合方式
根据薄层稠油的油藏特点，优化提出了三种典型的井型组合方式。对单 薄层稠油油藏，采用水平井与水平井组合、水平井与分支井组合；对多薄层稠 油油藏，采用水平井与直井组合。
针对强水敏稠油油藏粘土含量高、遇水膨胀堵塞储层的难题，
研究发现蒸汽高温加热能使敏感性粘土矿物转化为非敏感性矿物。 蒙脱石＋K＋＋Al3+
水热反应
伊利石＋SiO4+
80 蒙脱石 伊利石
78%
机理：水敏矿物蒙脱石在高温作用
下失水、晶格间距缩小，转化为非水敏
矿物伊利石。临界转化温度点100℃，在 300℃时转化率达到78%，且不可逆。
80 70 60 50 40 30 20 2 3 4 5 6 7 8 9 10
驱 油 效 率 ， %
干度6 0 %
汽驱压力，兆帕
5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术
配套了高干度注汽工艺 为达到井底蒸 汽干度0.6以上的 技术要求，研制了 蒸汽干度≥99%高 干度蒸汽锅炉（干 度提高25%）。
2、特超稠油HDCS开发技术
研发了压力等级26MPa超临界高压注汽锅炉， 出口温度达到394℃。
研发了注采一体化泵及管柱，避免作业冷 伤害，井口产液温度提高20℃以上，延长 生产周期。
注采一体化抽油泵工作示意图
2、特超稠油HDCS开发技术
水平井均匀注汽工艺
一个出汽点
根据储层条件和油层状况 设计多个出汽点
一、胜利油田稠油油藏主要特点
胜利稠油储量分布
胜利主要稠油油田位置图
罗家－垦西
桩139
孤岛 孤东
陈家庄 王庄 东辛 单家寺 八面河 金家 乐安
先后在单家寺、乐安、孤岛、孤东、王庄和陈家庄等11个油田发现了稠油。 稠油资源量10.79亿吨，探明5.26亿吨。
一、胜利油田稠油油藏主要特点
胜利油田稠油油藏以边际稠油为主，具有以下开发难点：
注汽井
郑36油藏“近热远防”开发机理图
蒸汽加热前缘
300℃
温度
“远防” “近热”
高温水敏转化区 (16m) 低温水敏区 (40m)
渗透率保留率
4、强水敏稠油“近热远防”开发技术
研发了耐温高效油层深部防膨剂:
郑斜41井2号样 PGS蜘蛛网键
粘土
防膨剂处理后岩心渗透率保留率
防膨剂
研制具有网状包裹性能的防膨 剂，有效压缩粘土矿物晶面间距， 防止粘土膨胀
非达西渗流区： 24-检533 不流动区： 25-检533
含油饱和度低
含油饱和度高 原始状态
0.29
0.53 0.60
0.31
0.52 0.59
2、特超稠油HDCS开发技术
针对粘度超过10×104mPa•s的特超稠油常规注蒸汽难
以有效动用的难题，首创HDCS四要素组合开发技术。
H(水平井)：
降低注入压力
陈家庄油田陈373油藏开发井位图
（外围薄油层厚度小于6m）
陈373块主体 2006年直井热采
例如，陈373油藏外围6m以
下薄层储量1277³104t， 平均
单井日产油13.8t/d，油汽比
陈373东扩
陈371块
陈373-平6
1.10。储量动用率由58.6%提高
到90.9%。
陈311块
4、强水敏稠油“近热远防”开发技术
390
520
650
780
910 1040 1170 1300
隔热 补偿器
井深，m
确保井底干度达到60%以上
5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术
孤岛南区原油粘度130mPa〃s，实施水驱转蒸汽驱，采收率由 19.7%提高到45.8%，年产油由2.2×104t提高到18.5×104t。
20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1992 1994 1996 35 年产油量 采出程度 30 25 20 15 10 5 0 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
(粘度30×104mPa•s)
周 期 产 量 ， t
2000 1500 1000 500 0 水平井 蒸汽吞吐 HDCS开发
HDCS
1812
HS
127
例如，郑411油藏应用该技术，单井 周期产量由原技术的127t提高到1812t， 增加了13.3倍，油汽比0.82。
3、薄层稠油多井型组合开发技术
● 水平井开采薄层稠油优势
采出程度
60 40 20 0
含 水 %
注入倍数 PV （粘度150毫帕〃秒）
5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术
长期水驱造成油层压力高，汽驱蒸汽腔小，热利用率低。解决这一
问题，其技术核心是高压条件下有效实施蒸汽驱。 研究表明，蒸汽干度达到0.6，蒸汽驱油层压力界限可提高至7兆帕， 突破了地层压力大于5兆帕不能实施蒸汽驱的传统认识。
矿 物 含 量 %
60
40
20
0
60
100
150
200
250
300
高温蒸汽能使水敏转化为非敏，这一发现为强水敏稠油油 藏注汽开发打下基础。
温度 ℃
4、强水敏稠油“近热远防”开发技术
基于上述发现，提出了“近热远防”的开发策略：
“近热”：近井地带通过高温蒸汽使粘土转型，降低储层水敏程度 “远防”：远井地带采用深部防膨技术，抑制储层水敏伤害
测量范围： 温度<150℃ 电阻率0.2～2000Ω· m 测量精度： 井斜精度±0.1° 方位精度±1.0°
自然伽玛0～500API
上下摆幅不超过0.5m，左右摆幅不超过2.5m
18P613
Ng631油层 厚度3-4米
3、薄层稠油多井型组合开发技术
● 水平井配套防砂工艺技术
套管完井挂精密滤砂管完井 裸眼精密滤砂管完井
胜利油田稠油开采技术
王增林
中国石化胜利油田分公司
2011年9月
提 纲
一、胜利油田稠油油藏主要特点
二、胜利油田稠油开采技术 三、结论与认识
一、胜利油田稠油油藏主要特点
胜利油田地理位置图
胜利油田
胜利油田位于中国东部渤海湾盆地，为中国第二大油
田,1961年发现，累积探明原油储量50亿吨，产油10亿吨。
通过开展边际稠油开发理论与技术攻关，在稠油渗流机理、开发
配套技术等方面取得了如下主要成果：
1、稠油非达西渗流机理
2、特超稠油HDCS开发技术 3、薄层稠油多井型组合开发技术 4、强水敏稠油“近热远防”开发技术
5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术 6、热化学复合驱开发技术
1、稠油非达西渗流机理
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。
精密滤砂管完井管外挤压砾石充填
套管完井长井段挤压砾石充填防砂
堵塞点 亏空区域
滤失
滤失
水平井正向挤压充填示意图
水平井逆向挤压充填示意图
3、薄层稠油多井型组合开发技术
4t，其中 6米以下薄层稠油储量 ×10 104t ，其中3 利用该技术共动用6m 以下薄层稠油储量7482³
米以下储量达 1042 ³ 104t 425.1 ³ 104t 。 3m 以下储量达 1042 ³ 104，累积增产原油 t，累积增产原油 425.1 ³ 104t 。
0.1
o

0.01 0.1 1 10
流度，mD/mPa•s
100
1、稠油非达西渗流机理
稠油油藏热采流场分布特征
自井筒向油藏内部依次划分为三个流区：达西渗流区、非
达西渗流区和不流动区。如孤岛中二北吞吐末期三个流区宽度 分别为35m、56m和51m。
井筒
孤岛中二北流场分布
(地下原油粘度400毫帕•秒、渗透率2500毫达西) 300℃
启动压力
10MPa 驱动压力 80℃ 65℃
油层温度
达西渗流区 (35m)
非达西渗流区 (56m)
不流动区 (51m)
1、稠油非达西渗流机理
在该油藏三个流区分别设计密闭取心井，取心分析饱和度与
理论预测结果相吻合，证实了稠油非达西渗流机理的正确性。
含油饱和度 % 理论预测 取心分析
流区
井号
动用状况
达西渗流区： 23-斜检535
“深”：埋藏深度900m～2000m； “稠”：原油粘度超过10×104mPa•s； “薄”：油层厚度小于6m； “敏”：水敏渗透率保留率小于30%； “低”：油汽比仅0.34 (采收率15.9%)。
提 纲
一、胜利油田稠油油藏主要特点
二、胜利油田稠油开采技术 三、结论与认识
二、胜利油田稠油开采技术
降低到2.4m、2.9m和3.7m。
12
油 10 层 厚 8 度 6 米 4
10 原厚度界限 新厚度界限 6 2.9 3.7 8
2.4
2 0 普通稠油 (小于10000mPa²s) 特稠油 (1～5 ³104mPa〃s) 超稠油 (>5 ³104mPa〃s)
3、薄层稠油多井型组合开发技术
● 水平井钻井轨迹控制技术 自研了MWD+LWD井轨迹控制系统
D(油溶降粘剂)：近井化学降粘 C(二氧化碳)： 扩散降粘、 助排隔热 S(蒸汽)： 蒸馏、加热降粘
2、特超稠油HDCS开发技术
建立了HDCS四要素优化配比的参数图版，指导了现场实施
16
注 汽 强 度 ， t/m
14 12 10 8 6 4 2 0 0 100000
注汽强度(S)
200 180 160 140 120
单薄层稠油油藏
多薄层稠油油藏
（1） 水平井与水平井组合
（3）水平井与直井组合
(利用直井动用非主力层,汽驱注汽易于调节)
在单2馆陶、草27 、草104、埕
（2）水平井与分支井组合
91 等50多个单元应用。
3、薄层稠油多井型组合开发技术
● 水平井开采薄层稠油技术界限 多井型组合开发技术降低了开发动用门槛。普通稠油、 特稠油、超稠油动用厚度界限由原来的6m、8m、10m分别
5、水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术
原油粘度80毫帕〃秒到150毫帕〃秒的油藏通常采用注水开发，
但采收率一般低于20%。实验研究表明，水驱转蒸汽驱可大幅度 提高采收率。
100
含水
含水
100 80
采 出 程 度 %
80 60 40 20 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8
水驱
采出程度
蒸汽驱（干度0.6）