辽河油田稠油开发技术与实践

任芳祥，孙洪军，户昶昊

(中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

辽河油田稠油开发技术与实践

任芳祥，孙洪军，户昶昊

(中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

辽河油田稠油资源丰富，油藏地质条件极为复杂，在近30 a的开发实践中，形成了一整套适合中－深层稠油油藏特点的开发技术，完善配套了8项稠油核心开发技术，支撑了辽河油田稠油持续高产稳产，取得了显著的开发效果。结合辽河油田稠油开发实际，分析总结了稠油开发形成的技术成果及认识，可为同类稠油油藏的开发提供技术借鉴。

辽河油田;稠油开发;技术与实践;蒸汽驱;SAGD;火烧油层

引 言

辽河油田稠油具有地质条件复杂、油藏类型多样、原油黏度跨度大等特点。自20世纪80年代初投入开发以来，通过不断的科技攻关和技术进步，稠油产量大幅上升，1995年稠油产量达到850×104t，目前稠油年产油仍保持在600×104t/a左右，是全国最大的稠油生产基地。在近30 a的稠油开发实践中，通过不断探索、引进、消化、吸收国内外先进的热采工艺技术，结合辽河油田稠油自身特点，逐步形成了一整套适合辽河油田稠油开发的配套技术系列，实现了稠油的持续稳产。

1 辽河油田稠油油藏概况

1.1 辽河稠油油藏基本特点

辽河油田稠油在辽河断陷广泛分布，与国内外其他稠油油田对比［1］，具有以下几个基本特点。

(1)含油层系多，构造复杂。辽河盆地陆上发育三级断层100多条，四级断层300余条，四级断块450多个。纵向上发育12套含油层系，自下而上依次为太古界变质岩潜山、中上元古界大红峪组、下第三系沙四上段牛心坨油层、高升油层、杜家台油层、沙三段莲花油层、大凌河油层、热河台油层、沙一下—沙二段兴隆台油层、沙一中于楼油层、东营组马圈子油层和上第三系馆陶组绕阳河油层。

(2)油藏埋藏较深。辽河稠油埋藏较深，既有中深层(600～900 m)稠油、深层(900～1 300 m)稠油，又有特深层(1 300～1 700 m)稠油和超深层(大于1 700 m)稠油。前3种类型稠油的探明储量分别占总探明储量的24.7%、44.6%和23.6%，超深层油藏仅占探明储量的7.1%。

(3)油藏类型多，非均质性严重。按储层特征划分，有块状、中厚互层状、薄－中厚互层状油藏3种类型。按照油气水组合关系划分，主要有纯油藏、块状底水油藏、块状气顶油气藏、层状边水油藏、油水互层状油藏、块状边、底、顶水油藏等6种主要类型。沉积类型一般为扇三角洲相，岩性以砂岩、砂砾岩为主，储层孔隙度为17% ～35%，渗透率为0.5～5.5 μm2，多数具有高孔、高渗特征;储层层间渗透率级差为20～40，渗透率变异系数为0.5～0.8。

(4)稠油成因类型多，原油黏度涵盖范围广。辽河油田稠油成因类型主要有边缘氧化、次生运移、底水稠变3种主要类型。按原油黏度标准划分，探明储量中，普通稠油占70.4%，特稠油占12.1%，超稠油占17.5%。

1.2 辽河油田稠油开发历程及现状

辽河油田稠油热采开发大致可划分为4个阶段:第1阶段为技术准备和试验阶段(1977年至1985年)。以高升油田为试验基地，与国外合作研究，引进注汽锅炉进行蒸汽吞吐试验;第2阶段为技术推广、扩大蒸汽吞吐规模阶段(1985年至1996年)，随着蒸汽吞吐现场试验的成功和技术的不断配套，高升、欢喜岭、冷家堡等稠油主力区块相继投入开发，1996年热采稠油产量达到685×104t;第3阶段为完善蒸汽吞吐开发技术，实现超稠油有效开发阶段(1996年至2005年)，2001年热采稠油年产量达到最高，为737×104t，2005年超稠油年产量达到260×104t;第4阶段为热采稠油转换开发方式及二次开发阶段(2005年至今)，针对蒸汽吞吐开发采收率较低及吞吐后期油层压力低的问题，开展了蒸汽驱、非混相驱、蒸汽辅助重力泄油试验与推广，此间广泛应用水平井及二次开发研究试验工作，均取得了显著效果，热采稠油年产量稳定在500×104t/a以上。

截至2010年底，辽河油田热采稠油年产油量为521×104t/a，累计产油1.49×108t，采出程度为21.73%。

2 辽河油田稠油热采开发技术

2.1 基础研究技术系列不断丰富完善，科学制订稠油油藏开发方案

科学合理的开发方案是油田实现高效开发的根基，其基础是真实地描述油藏特征，客观地评价储量资源和搞清开采机理，其核心是油藏工程优化设计，确定合理的开发方式、井网井距及注采参数，其关键是配套的工艺技术。

2.1.1 热采稠油室内实验技术

辽河油田稠油多样的油品性质及油藏类型，决定了开发方式的多元化，这必然要求高水平实验技术作为基础支持。经过多年的实验研究，在稠油储层评价、开发机理研究、油层保护、油藏工程设计等方面取得了较大的技术进步，形成了具有自身特色的开发试验技术［2］。

形成了以岩心分析测试孔隙度、渗透率、油水饱和度、油－蒸汽(热水)相渗、驱油效率等为主的疏松岩心分析测试技术［3］;成功地开发了松散岩心在不同上覆压力(0～24 MPa)、不同温度(15～350℃)、不同饱和状态下的比热容、导热率、热膨胀系数等测试技术［4－5］;形成辽河油田稠油物化性质分析技术、热采储层变化评价实验技术;形成了独具辽河油田特色的三维热采物理模拟技术，首次研制了具有自主知识产权的大型多功能高温高压三维比例物理模拟模型，创新了蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽驱辅助重力泄油联动相似理论，可以连续进行蒸汽吞吐—蒸汽驱—蒸汽驱辅助重力泄油的开发机理、渗流规律的研究，突破了一个模型只可进行单一热采方式模拟的现状，实现了中深层稠油多种热力采油开发方式的物理综合模拟。该模型具备工作压力15 MPa和工作温度350℃的模拟能力，领先于国外同类模型的工作压力2 MPa、工作温度210℃的模拟水平，模拟条件更加接近油藏开发实际，模拟结果更加精确。应用该模型完整再现了直井与水平井共同吞吐预热降压、蒸汽驱替、重力泄油、衰竭开采4个阶段的开发过程，完善了具有自主知识产权的水平驱动力与垂向重力泄油的复合驱理论。为实现稠油的高效开发提供了扎实的实验资料与理论依据。

2.1.2 热采稠油油藏精细描述技术

针对稠油油藏特点，利用不同开发阶段资料，应用不断发展的油藏描述技术手段，经过多年的实践和总结，逐步形成了以“地质、测井、地震、油藏工程多学科相结合为手段，不同开发阶段油藏描述技术规范为标准，三维地质建模和动态储量研究为核心”的油藏描述技术方法。可概括为3个层次，即开发方案编制阶段——建立油藏静态模型、开发方案调整阶段——建立油藏动态模型、开发方式转换阶段——建立油藏精细动态模型。

油藏开发初期，通过多种技术手段开展综合研究，建立油藏构造模型、砂体展布模型和油藏模型，展示油藏地质体形态，落实断距大于25 m、长度大于500 m的断层。以砂岩组为单元研究储量参数，按油藏控制因素圈定含油面积，计算油藏的原始地质储量，为开发部署提供依据。开发方案调整阶段的油藏描述技术充分运用基础井网获取的大量动、静态资料，采用微构造研究、测井多井评价、储层静态建模、小层沉积相、密闭取心、数值模拟等技术手段，建立小层沉积相模型、储层宏观及微观模型、动态油水分布和剩余油分布模型，落实断距大于10 m、延伸长度大于100 m的断层，寻找闭合幅度10 m以上的微构造。按小层单元和动态变化规律圈定含油面积，根据纵向油层状况计算小层单元的剩余地质储量和可采储量，为井网加密、井网分层系调整和分注选注提供依据。开发方式转换阶段的油藏描述，在小层单元动态模型的基础上，充分应用加密井、侧钻井、更新井、密闭取心井、动态测试等资料，细化油砂体和流动单元，采用热采储层变化研究、含油饱和度变化研究、随机地质建模、流动单元划分以及地质油藏数模一体化等技术手段，建立油藏精细动态模型，寻找断距大于5 m、延伸长度50 m以上的断层和幅度5 m以上的微构造，研究渗流屏障、孔隙结构变化、沉积结构对剩余油分布的影响;以单砂层为单元进行测井解释评价，定量研究油藏中剩余油的分布状态和潜力，为转换开发方式奠定基础。

2.1.3 大型并行热采精细数值模拟技术

数值模拟方法是对新区产能预测、老区调整方式优化、转换开发方式油藏工程设计的一个重要手段，利用该方法可对区块进行储量核实、开发方式优选、井网井距优化、注采参数设计、调整方式研究、开发动态跟踪、开发指标预测等，已经成为油藏工程研究核心技术之一，在油藏开发中发挥着重要作用。

在引进和应用热采数值模拟软件基础上，形成了数值并行计算技术、地质建模与数模一体化技术、大型数值模拟精细历史拟合技术，已应用于蒸汽驱、SAGD、火烧油层等数模优化设计中。在油藏三维地质模型的基础上，通过网格粗化直接导入数值模拟软件，建立精细数值模型，并依据油藏实际生产动态，可直接进行基础模型的调整，实现地质静态模型与动态模型的相互验证，可进行交互式操作，大幅度提高了数值模型的精度和历史拟合精度。目前辽河油田稠油数值模拟技术已经由原来的井组模型扩展到断块模型，形成了以10×104节点以上的稠油数值模型，最高网格节点可达百万。平面上由20 m降至10 m，纵向上最小降至0.5 m，可模拟1 m厚度夹层对蒸汽驱、SAGD开发效果的影响;数值模拟组分由原来的油水两相扩展为7种组分;模拟计算机由原来单CPU计算，扩展至16CPU并行计算，大幅度提高了热采数值模拟的速度。

2.2 形成稠油油藏核心开发技术系列，实现辽河油田复杂油藏有效开发

2.2.1 蒸汽吞吐开发技术

蒸汽吞吐技术在辽河油田已经进行了广泛的应用，在普通稠油、特稠油、超稠油油藏的吞吐开发均取得了显著效果，形成了蒸汽吞吐注采参数优化设计、基于蒸汽吞吐的动边界无网格剩余油描述、不同类型油藏的吞吐开发效果评价、蒸汽吞吐工艺配套等技术系列［6］。使蒸汽吞吐采收率由原方案设计的15%提高至目前的25%。针对蒸汽吞吐后期油层动用不均、油汽比及周期产量较低的问题，发展了组合式蒸汽吞吐技术。可分为多井面积同注、一注多采、二元蒸汽化学吞吐、三元复合吞吐、二氧化碳吞吐、间歇吞吐、高强度注汽及双管注汽吞吐等组合方式，有效地提高了油层动用程度，改善了稠油高周期的吞吐开发效果，延缓了递减。现场试验表明，对适合的油藏可延长2～4个吞吐周期，吞吐阶段提高采收率2% ～5%。

2.2.2 中深层稠油油藏蒸汽驱开发技术

蒸汽驱开采技术是普通稠油油藏吞吐后有效的接替技术之一［7］。辽河油田实施蒸汽驱的油藏，具有埋藏深(大于600 m)、油层压力高(4 MPa)、原油黏度高(大于10 000 mPa·s)等诸多难点，特别是在蒸汽驱实施之前，油藏经历了蒸汽吞吐降压开采，由此造成油藏非均质性加剧，蒸汽驱机理更加复杂，操控难度更大。针对上述开发难点，辽河油田历经10 a的研究与探索，初步形成了中深层稠油蒸汽驱三维物理模拟、油藏工程优化设计、跟踪调控、精细评价、配套注采工艺等技术系列。蒸汽驱已成功应用于中深层中厚互层状普通稠油油藏、边底水普通稠油油藏、深层厚层块状特稠油油藏、深层层状超稠油油藏，实施储量达到5 000×104t，预计提高采收率20%以上。

2.2.3 中深层超稠油油藏SAGD开发技术

SAGD(蒸汽驱辅助重力泄油)技术是开发厚层状超稠油油藏的一项有效技术，可以大幅度提高该类油藏的采收率。蒸汽辅助重力泄油理论［8］是由罗杰·巴特勒博士基于注水采盐的原理于1978年提出的，经过20 a研究与发展已经应用于开采超稠油［9－10］。

与国外已实施SAGD的油藏相比［11］，辽河油田超稠油油藏面临埋藏深、操作压力高、大排量举升要求高等系列难题。针对超稠油油藏实施SAGD的难点，最早在1997年就开展了双水平井SAGD先导试验，2005年进一步扩大并形成相关的配套技术，初步形成了热采三维物理模拟技术、SAGD油藏工程优化设计技术、SAGD跟踪动态调控技术、SAGD大排量举升工艺技术等系列技术。目前辽河油田已经在厚层块状超稠油油藏规模试验，试验区油藏埋深达740 m，地层条件下脱气原油黏度最高达到63×104mPa·s，预计SAGD阶段提高采收率29%。

2.2.4 火烧油层开发技术

火烧油层又称“火驱”［12－13］，就是利用地层原油中的重质组分作为燃料，利用空气或富氧气体作为助燃剂，采取自燃或人工点火等方法使油层温度达到原油燃点，并连续注入助燃剂，使油层原油持续燃烧，燃烧反应产生大量的热，加热油层，使得油层温度上升至600～700℃，重质组分在高温下裂解、燃烧，注入的气体、重油裂解生成的轻质油、燃烧生成的气体以及水蒸汽，用于驱动原油向生产井流动，并从生产井采出。

火驱与注蒸汽开发相比具有适用油藏范围广、热利用率高、成本低、采收率高的优势［14］。现场试验资料证实，火驱采收率可达50% ～80%。辽河油田火驱试验开始于1997年，经历了探索阶段、先导试验阶段，目前处于火驱扩大试验阶段。经过多年研究与攻关，初步形成了火驱物理模拟技术、火驱化学模拟技术、火驱数值模拟技术、火驱油藏工程优化设计技术、火驱跟踪调控技术、火驱配套工艺技术等6大技术系列。已经在深层厚层块状油藏、层状油藏开始实施，初期较大幅度提高了油井单井日产，预计可提高采收率15%。

2.2.5 深层超稠油油藏重力泄水辅助蒸汽驱开发技术

重力泄水辅助蒸汽驱是一种深层超稠油油藏吞吐后提高采收率的新技术。重力泄水开采井网是以1对叠置水平井为中心，周围2排直井作为生产井，上水平井注汽，下水平井排液及周围直井采油的方式，其主要开采机理为:上水平井注汽后，注入的蒸汽与储层充分热交换，冷凝液受重力作用渗流至下水平井采出;下水平井排水可有效降低油层压力，提高注入蒸汽井底干度，提高采注比，促进蒸汽腔的形成和扩展，把原油驱替至周围直井，实现了原油由注到采的蒸汽驱替。

与其他注蒸汽开采方式对比，该方式适用油层埋藏深度一般在1 000 m以上，黏度高的油藏(可用于黏度大于10×104mPa·s的超稠油油藏)。按蒸汽腔扩展规律可划分为热连通阶段、重力泄水辅助汽腔形成阶段、重力泄水与蒸汽驱替复合3个阶段，初步形成了重力泄水辅助蒸汽驱油藏优化设计技术、跟踪调控技术。目前在埋深1 300 m厚层块状超稠油油藏开展先导试验，预计采收率可提高18.3%，为深层块状超稠油方式转换指明了方向。

2.2.6 中深层超稠油驱泄复合开发技术

驱泄复合开发技术是在超稠油油藏SAGD开发技术上演变而来。在厚层超稠油油藏实施SAGD过程中，受隔夹层的制约，蒸汽无法超覆至夹层上部，油层上部储量难以动用。针对此项难题，研发了对隔夹层上部注汽直井进行射孔，周围直井对应射孔，水平井在油层下部采油的开发方式。在夹层上部直井与直井之间组合为一套驱替系统，夹层下部直井与水平井之间采用重力泄油方式开采，此方式可充分动用夹层上部储量提高油藏采收率。与常规蒸汽驱、SAGD开发方式对比，该方式可适用于储层内部隔夹层发育的油藏，适用范围更广，由于充分动用了夹层上部的储量，油汽比及采收率更高。

目前在杜84块兴VI组开展驱泄复合先导试验，从监测资料分析看，隔夹层上部油层温度大幅度升高，井组油汽比由原来的0.15提高至0.19，预计最终采收率可提高5%。

2.2.7 普通稠油油藏非混相驱开发技术

非混相泡沫段塞水驱［15］是指在一定条件下，一种流体驱替另一种流体时，2种流体之间不发生混相现象的驱替过程，即2种流体之间有界面，并具有一定的界面张力。辽河油田开展的非混相泡沫段塞驱，注入的是氮气+磺酸盐溶液，也可称为氮气泡沫驱，简称泡沫驱。泡沫驱是一种以泡沫作为驱油剂的提高油藏开发后期采收率的方式［16］。泡沫是由气、水、发泡剂组成，气体可以是空气、二氧化碳、天然气、氮气等。发泡剂主要是表面活性剂，常用的有烷基磺酸钠、烷基苯磺酸钠、聚氧乙烯烷基醇醚－15等。

非混相驱具有调剖作用和降低油水黏度比的作用。室内物理模拟研究表明，非混相驱可降低残余油饱和度，较正常水驱下降20%左右，残余油饱和度一般在11%左右。针对普通稠油蒸汽吞吐后油层纵向动用程度差异较大、水窜严重的实际情况，1996年9月开展了1个井组的泡沫驱试验，共驱替了33个月，平均采油速度为2.07%，阶段采出程度为5.5%，之后形成13个井组规模，取得了较好的效果。

2.2.8 稠油油藏二次开发技术

辽河油田稠油经过近30 a的开发建设，已进入开发中后期，主力区块可采储量采出程度达到80%以上，地层压力降低至原始地层压力的20%～30%，区块濒临废弃。针对开发面临的严峻挑战，辽河油田率先提出了“二次开发”新理念［17］。二次开发是在传统的一次开发基本达到极限状态或已达到弃置条件时，采用新的开发理念、新的开发方式、新的开采技术、新的开发系统，实现老油田新一轮开发或持续开发。二次开发初步界定为狭义和广义2种。狭义二次开发是针对濒临废弃的油藏，废置原井网，应用水平井和特殊结构井或新技术完钻的直井，重新部署开发井网，实现新一轮开发;广义二次开发是狭义二次开发的进一步拓展，主要是最大限度利用原井网，辅以新井网，通过改变驱替类型、驱替方式、渗流方式或组合驱替介质，实现老油田持续开发。

2005年以来，辽河油田积极进行科研攻关，形成了重选开发方式、重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面流程的“四重技术路线”，逐步形成了二次开发的技术体系，包括一次开发评价体系、二次开发筛选体系、二次开发评价体系、二次开发技术路线以及二次开发提高采收率目标。逐步形成具有辽河油田特色的二次开发技术系列、复式断块油藏二次开发油藏工程设计技术系列、适合高温条件和水平井井网的室内实验技术系列、适合不同开发模式的二次开发钻采工艺配套技术系列、适合与原生产系统相匹配的二次开发地面配套工程技术系列、配套完善的二次开发动态监测技术系列等6项关键技术系列，支撑了老油田的持续有效开发。目前已经在新海27块、洼60块、杜84块等开辟了二次开发试验区［18－19］和示范区，其中应用水平井技术重建井网结构是实施老油田二次开发的根本所在，应用后取得了很好的效果，规模实施32个区块，增加可采储量744×104t，提高采收率6.2%，日产油增加1 200 t/d以上，有效地延长了老油田开发年限，推动了老区产量增长。

2.3 形成稠油油藏10项关键技术，保障核心开发技术的配套应用

2.3.1 疏松砂岩密闭取心技术

稠油岩心大部分是极为疏松或未胶结的松散岩心。钻井取心到地面上，如果不经过特殊的工艺处理，很容易成一团散砂，无法进行岩心的各种分析测试。疏松砂岩密闭取心技术可取出成型稠油岩心。采用专用取心钻具，岩心低温冷冻固结成形，在液氮低温下钻切加工，岩样用筛网—端盖—热缩管包封，使岩样在解冻前制备成岩心分析测试所用的样品，可实现疏松和松散岩心孔隙度、渗透率、饱和度、高温相渗曲线、毛管压力测定和敏感性评价，建立与地下相近的储层模型，夯实了开发方案编制基础。

2.3.2 油藏工程优化设计技术

辽河油田蒸汽吞吐技术已经成熟配套，特别针对组合式蒸汽吞吐技术形成了以油藏参数组合、井型组合、介质组合等多种方式优化为核心的油藏工程设计技术，并初步形成了基于蒸汽驱、SAGD、火烧油层的大幅度提高采收率油藏工程设计技术系列，为核心技术的完善推广提供了有效支撑。

初步形成了中深层稠油蒸汽驱油藏工程优化设计技术。针对地层大倾角、蒸汽吞吐油层动用不均匀、剩余油高度分散的油藏条件，设计了最大限度提高波及体积的蒸汽驱不对称反九点法多层汽驱井网，井距为70～100 m。运用极限指标控制原理，综合油藏工程、物理模拟、数值模拟确定了操作参数技术界限:注汽速率不小于1.6 t/(d·m·hm2)，采注比不小于1.2，井底蒸汽干度大于40%，油藏压力小于5 MPa。针对油层纵向非均质性较强的实际，设计了限流级差射孔的方式，有效减缓了蒸汽超覆，提高了纵向动用程度。以上技术的综合应用，将蒸汽驱开发深度界限由800 m上调至1 400 m。

初步形成了中深层超稠油SAGD油藏工程优化设计技术。针对厚层块状超稠油油藏，设计了直井注汽与水平井采油组合开发，采取正上方或斜上方注汽方式，直井与水平井侧向水平距离35 m，直井射孔底界距水平井段的距离为5 m，水平段长度为300～400 m。针对厚度相对较薄的超稠油油藏，设计了双水平井组合SAGD形式，并依据地层倾角的大小，调整上下水平井匹配位置，上下水平井距离一般设计为5 m。综合数值模拟法及油藏工程方法设计了SAGD实施注采参数。以馆陶油层为例，操作压力为3～4 MPa，井底蒸汽干度大于70%，井口注汽压力为4～6 MPa，单直井注汽速度必须大于100 t/d，生产井排液速度为注汽速度的1.2倍。以上技术的综合应用，将SAGD实施深度界限由600 m上调至1 000 m。

初步形成了厚层块状油藏火驱油藏工程优化设计技术。针对普通稠油油藏埋藏深(部分区块埋深1 600 m以上)、油层较厚、地层存水较高的特点，设计了干式燃烧的火驱方式。平面上高部位点火的线性井网，采油井距为100 m，注气井排距为200 m，当火线前缘推进到下一排生产井，更换注气井。针对厚层块状超稠油油藏特点，设计了火驱辅助重力泄油的火驱方式，平面上采取注气直井与生产水平井正对的注采组合方式，纵向上注气井射开油层中上部注气，并优化了火驱注采参数。

2.3.3 油藏跟踪及动态调控技术

中深层蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层全过程的跟踪综和调控技术正在进一步完善，在由点到面的立体实时监测井网的基础上，采用大型并行计算机的实时跟踪，准确描绘了汽(气)腔的形成及发育过程，为跟踪调整提供了准确依据。在汽 (气)腔发育规律描述的基础上，针对不同开发方式不同开发阶段，建立了分阶段的精细调控技术系列，保障了现场试验与方案设计的一致性。

针对中深层普通稠油油藏的特点以地质体分类评价为基础，以油汽比、采注比、油藏压力、产液温度、注入PV、蒸汽腔体积、采出可动油采出程度等7项参数建立了蒸汽驱不同开发阶段划分标准，并在蒸汽驱“十大关系”研究基础上，形成了蒸汽驱全过程的4个阶段调整模式。在热连通阶段建立了蒸汽吞吐引效、氮气隔热等调控方式;在蒸汽驱替阶段建立了液量综合调控、水平井辅助汇流改向、压裂引效等多种调控方式，在蒸汽突破及剥蚀阶段形成了多介质组合蒸汽驱、间歇汽驱、低干度汽驱、热水驱等多种蒸汽驱调控技术方式。以上技术的综合应用，有效地提高了中深层油藏蒸汽波及体积，提高了开发效果。

根据中深层超稠油油藏直井水平井及双水平井SAGD实施及生产特点，以采注比、油汽比、含水率等开发指标建立了分开发阶段的技术指标界限。以油层压力、注汽压力、生产压差、汽腔与产出液温度差等指标建立了分阶段的开发管理指标界限。针对SAGD开采中的4个开发阶段，形成了以“十大关系”研究为核心，调整蒸汽腔及泄油通道为主的SAGD综合调控技术。在热连通阶段，针对不同油层采出程度及特点形成了蒸汽吞吐预热及循环预热的方式，有效地提高了热连通程度;在驱替与泄油复合阶段建立了以轮换注汽、吞吐引效、调整注汽井点及注汽量等多种调控方式;在泄油阶段形成了以驱泄复合方式为核心的调控技术，并在泄油阶段后期形成了多介质组合SAGP技术，进一步提高了SAGD井组油汽比。

在火驱生产动态变化及监测资料分析的基础上，针对厚层直井火驱前缘推进不均及部分井见效不明显的实际情况，通过采取加深泵挂、火烧引效、吞吐引效、螺杆泵增压生产等技术措施，有效提高了火驱开发效果，并进一步探索了水平井侧向重力火驱技术，探索提高了厚层块状油藏纵向动用程度的新途径。

2.3.4 稠油油藏水平井多点注汽技术

研制并配套了双管和水平段多点注汽工艺，通过双管配汽、分段配汽、等干度分配、动态流量控制等技术，有效解决了单管注汽水平段吸汽不均匀、油层动用程度差的问题，水平段动用程度可提高25%以上。在提高油层动用程度的同时，提高了产量，也为蒸汽辅助重力泄油创造了条件。

2.3.5 高干度注汽技术

成功研制了高温高压球形汽水分离器，可实现注汽系统出口干度从75%提高至99%以上、耐压17 MPa，在油田已成功应用5 a，现场运行平稳。研发了可同时计量蒸汽干度、蒸汽流量的计量系统，计量误差均在5%以内。

2.3.6 井下高效注汽隔热技术

针对不同深度，研制了5种系列隔热管柱和井下配套工具，视导热系数由0.010 W/(m·℃)下降到0.002 W/(m·℃)，可满足蒸汽吞吐井下注汽干度40%以上的要求。

2.3.7 多层油藏分层注汽技术

针对互层状油藏纵向动用不均问题，研制了分层注汽、配汽技术，可实现两级三段注蒸汽;分层汽驱技术，研发配套了一级两段分层汽驱管柱，采取液压坐封、上提分级强制解封，耐温350℃，耐压17 MPa，配汽量误差在±5%以内。

2.3.8 高温大排量举升技术

形成了不同油品、不同开发阶段的举升系列。针对普通稠油井筒举升，形成了“大机、粗管、扩孔、重球”采油技术;针对特稠油井筒举升，配套了更粗管、电热杆采油技术;针对超稠油井筒举升，开采初期配套了中频泵下电加热采油技术，开采中后期配套了空心杆内掺化学剂配套举升技术。特别是泵下加热技术的攻克，使特超稠油蒸汽吞吐开发成为现实。研发了强开强闭泵，可有效解决稠油井筒内流体黏度高造成的抽油泵的游动阀打开和关闭迟缓以及井液高含气造成泵效低的问题，可显著提高泵效。

2.3.9 高温高压井下动态实时监测技术

研发了注汽阶段四参数吸汽剖面测试、闷井阶段毛细管压降测试、放喷阶段分层产液剖面测试、抽油生产阶段过泵四参数产液剖面测试的全过程监测技术。配套了井下干度取样和4种气体示踪技术，明确了注采状况，为注采参数优化提供了依据。SAGD阶段采用沿水平段布置热电偶测温、毛细管测压、数据地面直读的方式，通过自主研发，建立了油井远程监测数据实时采集系统，实现了水平井井下温度、压力、观察井测温、注汽井及采油井口的压力、温度、抽油机电流、电压、功率，抽油机功图、悬点载荷以及采油平台红外线监控等11项数据的实时采集、远程传输。

2.3.10 超稠油集输及污水处理技术

针对特超稠油特点，采取了三级布站、三管流程、热水保温、电加热补充沿程温降的集输技术，实现了特超稠油在含水小于5%情况下的密闭管输，输送距离达到40 km以上。

针对蒸汽吞吐产水量逐年增大的实际，通过多年科研攻关，攻克了除油、除悬浮物、射流气浮和溶气气浮、化学除硅、压滤脱水、双滤料过滤、化学软化等关键技术，使深度处理后的水质指标达到了锅炉用水标准，目前每天回用量达到4×104t以上。

3 技术实践效果

3.1 高水平实施蒸汽吞吐开发

通过技术进步，蒸汽吞吐采收率由方案设计的15%提高至目前的25%，其中，中深层普通稠油采收率达到35%以上。储量动用程度较高，块状油藏储量动用程度达到80%以上，中厚互层状油藏达到65% ～75%，薄中互层状达到60% ～70%。采注比、油汽比、单位压降采出程度均较高，采注比一般在1.2以上，单位压降采出程度一般在1.2%～5.0%，阶段累计油汽比为0.56。

3.2 开发方式转换效果明显

截至2010年底，辽河油田稠油形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火驱、基于水平井的二次开发等多元开发格局，其中稠油蒸汽吞吐后开发方式转换已在8个区块实施，覆盖地质储量8 000×104t，产量规模达到126×104t，占热采稠油总产量的24%，取得了显著的开发效果。

3.2.1 中深层稠油蒸汽驱获得了较高的采收率

埋深1 000 m的齐40块稠油油藏实现了整体蒸汽驱工业化开采，是目前世界上成功实施蒸汽驱最深的油藏。从室内物理模拟研究结果看，蒸汽吞吐后转蒸汽驱采收率可达到70% ～80%，从矿场试验效果看，齐40块先导试验区目前采出程度已达56.8%，预计蒸汽驱最终采收率可达60%以上。

齐40块1998年首选4个井组开展了小井距蒸汽驱先导试验，2006年底开始在莲花油层中开展了世界首个中深层稠油工业化汽驱，2008年3月完成全部转驱工作，共转入蒸汽驱井组149个，160口注汽井。与继续蒸汽吞吐相比，预计提高采收率27.7%。

3.2.2 中深层超稠油蒸汽辅助重力泄油大幅度提高了采收率

辽河油田埋深550～850 m的超稠油油藏蒸汽辅助重力泄油正在进行工业化建设，是世界上成功实施蒸汽辅助重力泄油最深的油藏。从室内物理模拟结果看，采收率可达到80%，预计现场试验采收率为60%，与蒸汽吞吐对比提高约30%。

杜84块为典型区块，共部署SAGD井组119个，已转入SAGD井组31个，预计最终采收率可达60%。

3.2.3 火烧油层试验规模不断扩大，取得阶段开发效果

辽河油田已在杜66块、高3－6－18块、高3块3个区块开展火驱扩大试验，转火驱井组51个。在常规直井火驱规模不断扩大的同时，还积极探索厚层块状油藏直井水平井组合火驱技术，在高3－6－18块部署2个直井水平井组合火驱井组，曙1－38－32块部署5个重力火驱井组。

4 结论及认识

(1)稠油开发形成的8项核心技术，保障了辽河油田稠油持续稳产，大幅度提高了资源利用率。

(2)稠油核心技术和关键技术的综合应用，打破了开发认识上的禁区;二次开发成功实施，打破了以往老油田以原井网依托的调整模式;蒸汽吞吐、水平井及复杂结构井的规模应用，突破了稠油开发技术下限，使层状油藏分层系开采转变为分层开采，拓宽了提高采收率空间，推动了稠油开发技术不断进步。

(3)在国外稠油开发技术基础上，辽河油田不但形成了适合中深层稠油开发的技术系列，而且在深层超稠油油藏开发方面实现了技术集成创新。

(4)虽然中深层稠油蒸汽驱、SAGD、火驱实现了工业化试验，但在开发中后期提高油汽比(降低空气油比)，提高油藏热利用率等诸多方面仍需进一步探索和攻关。

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Heavy oil development technology and practices in Liaohe oilfield

REN Fang– xiang，SUN Hong– jun，HU Chang– hao
(Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning124010，China)

Liaohe oilfield has abundant heavy oil resources and complex geological conditions．During almost 30 years of development，a complete set of technologies has been developed and 8 key technologies have been improved for developing heavy oil from mid－deep reservoirs，thereby achieved stable high production of heavy oil and remarkable development response in Liaohe oilfield．This paper summarizes the technological achievements and understandings in heavy oil development in Liaohe oilfield，and provides technological references to the development of similar heavy oil reservoirs．

Liaohe oilfield;heavy oil development;technology and practice;steam flooding;SAGD;in situ combustion

TE345

A

1006－6535(2012)01－0001－08

20111101;改回日期20111109

国家科技重大专项“渤海湾盆地辽河坳陷中深层稠油开发技术示范工程”(2011ZX05053)

任芳祥(1963－)，男，教授级高级工程师，1983年毕业于大庆石油学院油田开发专业，现任辽河油田公司副总经理兼总地质师，《特种油气藏》第8届编委会副主任，主要从事油气田勘探与开发研究工作。

编辑 刘兆芝