遼河油田稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)與實(shí)踐

任芳祥，孫洪軍，戶昶昊

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

遼河油田稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)與實(shí)踐

任芳祥，孫洪軍，戶昶昊

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

遼河油田稠油資源豐富，油藏地質(zhì)條件極為復(fù)雜，在近30 a的開(kāi)發(fā)實(shí)踐中，形成了一整套適合中－深層稠油油藏特點(diǎn)的開(kāi)發(fā)技術(shù)，完善配套了8項(xiàng)稠油核心開(kāi)發(fā)技術(shù)，支撐了遼河油田稠油持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，取得了顯著的開(kāi)發(fā)效果。結(jié)合遼河油田稠油開(kāi)發(fā)實(shí)際，分析總結(jié)了稠油開(kāi)發(fā)形成的技術(shù)成果及認(rèn)識(shí)，可為同類稠油油藏的開(kāi)發(fā)提供技術(shù)借鑒。

遼河油田;稠油開(kāi)發(fā);技術(shù)與實(shí)踐;蒸汽驅(qū);SAGD;火燒油層

引 言

遼河油田稠油具有地質(zhì)條件復(fù)雜、油藏類型多樣、原油黏度跨度大等特點(diǎn)。自20世紀(jì)80年代初投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，通過(guò)不斷的科技攻關(guān)和技術(shù)進(jìn)步，稠油產(chǎn)量大幅上升，1995年稠油產(chǎn)量達(dá)到850×104t，目前稠油年產(chǎn)油仍保持在600×104t/a左右，是全國(guó)最大的稠油生產(chǎn)基地。在近30 a的稠油開(kāi)發(fā)實(shí)踐中，通過(guò)不斷探索、引進(jìn)、消化、吸收國(guó)內(nèi)外先進(jìn)的熱采工藝技術(shù)，結(jié)合遼河油田稠油自身特點(diǎn)，逐步形成了一整套適合遼河油田稠油開(kāi)發(fā)的配套技術(shù)系列，實(shí)現(xiàn)了稠油的持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

1 遼河油田稠油油藏概況

1.1 遼河稠油油藏基本特點(diǎn)

遼河油田稠油在遼河斷陷廣泛分布，與國(guó)內(nèi)外其他稠油油田對(duì)比［1］，具有以下幾個(gè)基本特點(diǎn)。

(1)含油層系多，構(gòu)造復(fù)雜。遼河盆地陸上發(fā)育三級(jí)斷層100多條，四級(jí)斷層300余條，四級(jí)斷塊450多個(gè)。縱向上發(fā)育12套含油層系，自下而上依次為太古界變質(zhì)巖潛山、中上元古界大紅峪組、下第三系沙四上段牛心坨油層、高升油層、杜家臺(tái)油層、沙三段蓮花油層、大凌河油層、熱河臺(tái)油層、沙一下—沙二段興隆臺(tái)油層、沙一中于樓油層、東營(yíng)組馬圈子油層和上第三系館陶組繞陽(yáng)河油層。

(2)油藏埋藏較深。遼河稠油埋藏較深，既有中深層(600～900 m)稠油、深層(900～1 300 m)稠油，又有特深層(1 300～1 700 m)稠油和超深層(大于1 700 m)稠油。前3種類型稠油的探明儲(chǔ)量分別占總探明儲(chǔ)量的24.7%、44.6%和23.6%，超深層油藏僅占探明儲(chǔ)量的7.1%。

(3)油藏類型多，非均質(zhì)性嚴(yán)重。按儲(chǔ)層特征劃分，有塊狀、中厚互層狀、薄－中厚互層狀油藏3種類型。按照油氣水組合關(guān)系劃分，主要有純油藏、塊狀底水油藏、塊狀氣頂油氣藏、層狀邊水油藏、油水互層狀油藏、塊狀邊、底、頂水油藏等6種主要類型。沉積類型一般為扇三角洲相，巖性以砂巖、砂礫巖為主，儲(chǔ)層孔隙度為17% ～35%，滲透率為0.5～5.5 μm2，多數(shù)具有高孔、高滲特征;儲(chǔ)層層間滲透率級(jí)差為20～40，滲透率變異系數(shù)為0.5～0.8。

(4)稠油成因類型多，原油黏度涵蓋范圍廣。遼河油田稠油成因類型主要有邊緣氧化、次生運(yùn)移、底水稠變3種主要類型。按原油黏度標(biāo)準(zhǔn)劃分，探明儲(chǔ)量中，普通稠油占70.4%，特稠油占12.1%，超稠油占17.5%。

1.2 遼河油田稠油開(kāi)發(fā)歷程及現(xiàn)狀

遼河油田稠油熱采開(kāi)發(fā)大致可劃分為4個(gè)階段:第1階段為技術(shù)準(zhǔn)備和試驗(yàn)階段(1977年至1985年)。以高升油田為試驗(yàn)基地，與國(guó)外合作研究，引進(jìn)注汽鍋爐進(jìn)行蒸汽吞吐試驗(yàn);第2階段為技術(shù)推廣、擴(kuò)大蒸汽吞吐規(guī)模階段(1985年至1996年)，隨著蒸汽吞吐現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的成功和技術(shù)的不斷配套，高升、歡喜嶺、冷家堡等稠油主力區(qū)塊相繼投入開(kāi)發(fā)，1996年熱采稠油產(chǎn)量達(dá)到685×104t;第3階段為完善蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)超稠油有效開(kāi)發(fā)階段(1996年至2005年)，2001年熱采稠油年產(chǎn)量達(dá)到最高，為737×104t，2005年超稠油年產(chǎn)量達(dá)到260×104t;第4階段為熱采稠油轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式及二次開(kāi)發(fā)階段(2005年至今)，針對(duì)蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)采收率較低及吞吐后期油層壓力低的問(wèn)題，開(kāi)展了蒸汽驅(qū)、非混相驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油試驗(yàn)與推廣，此間廣泛應(yīng)用水平井及二次開(kāi)發(fā)研究試驗(yàn)工作，均取得了顯著效果，熱采稠油年產(chǎn)量穩(wěn)定在500×104t/a以上。

截至2010年底，遼河油田熱采稠油年產(chǎn)油量為521×104t/a，累計(jì)產(chǎn)油1.49×108t，采出程度為21.73%。

2 遼河油田稠油熱采開(kāi)發(fā)技術(shù)

2.1 基礎(chǔ)研究技術(shù)系列不斷豐富完善，科學(xué)制訂稠油油藏開(kāi)發(fā)方案

科學(xué)合理的開(kāi)發(fā)方案是油田實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)的根基，其基礎(chǔ)是真實(shí)地描述油藏特征，客觀地評(píng)價(jià)儲(chǔ)量資源和搞清開(kāi)采機(jī)理，其核心是油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)，確定合理的開(kāi)發(fā)方式、井網(wǎng)井距及注采參數(shù)，其關(guān)鍵是配套的工藝技術(shù)。

2.1.1 熱采稠油室內(nèi)實(shí)驗(yàn)技術(shù)

遼河油田稠油多樣的油品性質(zhì)及油藏類型，決定了開(kāi)發(fā)方式的多元化，這必然要求高水平實(shí)驗(yàn)技術(shù)作為基礎(chǔ)支持。經(jīng)過(guò)多年的實(shí)驗(yàn)研究，在稠油儲(chǔ)層評(píng)價(jià)、開(kāi)發(fā)機(jī)理研究、油層保護(hù)、油藏工程設(shè)計(jì)等方面取得了較大的技術(shù)進(jìn)步，形成了具有自身特色的開(kāi)發(fā)試驗(yàn)技術(shù)［2］。

形成了以巖心分析測(cè)試孔隙度、滲透率、油水飽和度、油－蒸汽(熱水)相滲、驅(qū)油效率等為主的疏松巖心分析測(cè)試技術(shù)［3］;成功地開(kāi)發(fā)了松散巖心在不同上覆壓力(0～24 MPa)、不同溫度(15～350℃)、不同飽和狀態(tài)下的比熱容、導(dǎo)熱率、熱膨脹系數(shù)等測(cè)試技術(shù)［4－5］;形成遼河油田稠油物化性質(zhì)分析技術(shù)、熱采儲(chǔ)層變化評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)技術(shù);形成了獨(dú)具遼河油田特色的三維熱采物理模擬技術(shù)，首次研制了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的大型多功能高溫高壓三維比例物理模擬模型，創(chuàng)新了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽驅(qū)輔助重力泄油聯(lián)動(dòng)相似理論，可以連續(xù)進(jìn)行蒸汽吞吐—蒸汽驅(qū)—蒸汽驅(qū)輔助重力泄油的開(kāi)發(fā)機(jī)理、滲流規(guī)律的研究，突破了一個(gè)模型只可進(jìn)行單一熱采方式模擬的現(xiàn)狀，實(shí)現(xiàn)了中深層稠油多種熱力采油開(kāi)發(fā)方式的物理綜合模擬。該模型具備工作壓力15 MPa和工作溫度350℃的模擬能力，領(lǐng)先于國(guó)外同類模型的工作壓力2 MPa、工作溫度210℃的模擬水平，模擬條件更加接近油藏開(kāi)發(fā)實(shí)際，模擬結(jié)果更加精確。應(yīng)用該模型完整再現(xiàn)了直井與水平井共同吞吐預(yù)熱降壓、蒸汽驅(qū)替、重力泄油、衰竭開(kāi)采4個(gè)階段的開(kāi)發(fā)過(guò)程，完善了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的水平驅(qū)動(dòng)力與垂向重力泄油的復(fù)合驅(qū)理論。為實(shí)現(xiàn)稠油的高效開(kāi)發(fā)提供了扎實(shí)的實(shí)驗(yàn)資料與理論依據(jù)。

2.1.2 熱采稠油油藏精細(xì)描述技術(shù)

針對(duì)稠油油藏特點(diǎn)，利用不同開(kāi)發(fā)階段資料，應(yīng)用不斷發(fā)展的油藏描述技術(shù)手段，經(jīng)過(guò)多年的實(shí)踐和總結(jié)，逐步形成了以“地質(zhì)、測(cè)井、地震、油藏工程多學(xué)科相結(jié)合為手段，不同開(kāi)發(fā)階段油藏描述技術(shù)規(guī)范為標(biāo)準(zhǔn)，三維地質(zhì)建模和動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量研究為核心”的油藏描述技術(shù)方法。可概括為3個(gè)層次，即開(kāi)發(fā)方案編制階段——建立油藏靜態(tài)模型、開(kāi)發(fā)方案調(diào)整階段——建立油藏動(dòng)態(tài)模型、開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換階段——建立油藏精細(xì)動(dòng)態(tài)模型。

油藏開(kāi)發(fā)初期，通過(guò)多種技術(shù)手段開(kāi)展綜合研究，建立油藏構(gòu)造模型、砂體展布模型和油藏模型，展示油藏地質(zhì)體形態(tài)，落實(shí)斷距大于25 m、長(zhǎng)度大于500 m的斷層。以砂巖組為單元研究?jī)?chǔ)量參數(shù)，按油藏控制因素圈定含油面積，計(jì)算油藏的原始地質(zhì)儲(chǔ)量，為開(kāi)發(fā)部署提供依據(jù)。開(kāi)發(fā)方案調(diào)整階段的油藏描述技術(shù)充分運(yùn)用基礎(chǔ)井網(wǎng)獲取的大量動(dòng)、靜態(tài)資料，采用微構(gòu)造研究、測(cè)井多井評(píng)價(jià)、儲(chǔ)層靜態(tài)建模、小層沉積相、密閉取心、數(shù)值模擬等技術(shù)手段，建立小層沉積相模型、儲(chǔ)層宏觀及微觀模型、動(dòng)態(tài)油水分布和剩余油分布模型，落實(shí)斷距大于10 m、延伸長(zhǎng)度大于100 m的斷層，尋找閉合幅度10 m以上的微構(gòu)造。按小層單元和動(dòng)態(tài)變化規(guī)律圈定含油面積，根據(jù)縱向油層狀況計(jì)算小層單元的剩余地質(zhì)儲(chǔ)量和可采儲(chǔ)量，為井網(wǎng)加密、井網(wǎng)分層系調(diào)整和分注選注提供依據(jù)。開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換階段的油藏描述，在小層單元?jiǎng)討B(tài)模型的基礎(chǔ)上，充分應(yīng)用加密井、側(cè)鉆井、更新井、密閉取心井、動(dòng)態(tài)測(cè)試等資料，細(xì)化油砂體和流動(dòng)單元，采用熱采儲(chǔ)層變化研究、含油飽和度變化研究、隨機(jī)地質(zhì)建模、流動(dòng)單元?jiǎng)澐忠约暗刭|(zhì)油藏?cái)?shù)模一體化等技術(shù)手段，建立油藏精細(xì)動(dòng)態(tài)模型，尋找斷距大于5 m、延伸長(zhǎng)度50 m以上的斷層和幅度5 m以上的微構(gòu)造，研究滲流屏障、孔隙結(jié)構(gòu)變化、沉積結(jié)構(gòu)對(duì)剩余油分布的影響;以單砂層為單元進(jìn)行測(cè)井解釋評(píng)價(jià)，定量研究油藏中剩余油的分布狀態(tài)和潛力，為轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式奠定基礎(chǔ)。

2.1.3 大型并行熱采精細(xì)數(shù)值模擬技術(shù)

數(shù)值模擬方法是對(duì)新區(qū)產(chǎn)能預(yù)測(cè)、老區(qū)調(diào)整方式優(yōu)化、轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式油藏工程設(shè)計(jì)的一個(gè)重要手段，利用該方法可對(duì)區(qū)塊進(jìn)行儲(chǔ)量核實(shí)、開(kāi)發(fā)方式優(yōu)選、井網(wǎng)井距優(yōu)化、注采參數(shù)設(shè)計(jì)、調(diào)整方式研究、開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)跟蹤、開(kāi)發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)等，已經(jīng)成為油藏工程研究核心技術(shù)之一，在油藏開(kāi)發(fā)中發(fā)揮著重要作用。

在引進(jìn)和應(yīng)用熱采數(shù)值模擬軟件基礎(chǔ)上，形成了數(shù)值并行計(jì)算技術(shù)、地質(zhì)建模與數(shù)模一體化技術(shù)、大型數(shù)值模擬精細(xì)歷史擬合技術(shù)，已應(yīng)用于蒸汽驅(qū)、SAGD、火燒油層等數(shù)模優(yōu)化設(shè)計(jì)中。在油藏三維地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，通過(guò)網(wǎng)格粗化直接導(dǎo)入數(shù)值模擬軟件，建立精細(xì)數(shù)值模型，并依據(jù)油藏實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，可直接進(jìn)行基礎(chǔ)模型的調(diào)整，實(shí)現(xiàn)地質(zhì)靜態(tài)模型與動(dòng)態(tài)模型的相互驗(yàn)證，可進(jìn)行交互式操作，大幅度提高了數(shù)值模型的精度和歷史擬合精度。目前遼河油田稠油數(shù)值模擬技術(shù)已經(jīng)由原來(lái)的井組模型擴(kuò)展到斷塊模型，形成了以10×104節(jié)點(diǎn)以上的稠油數(shù)值模型，最高網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)可達(dá)百萬(wàn)。平面上由20 m降至10 m，縱向上最小降至0.5 m，可模擬1 m厚度夾層對(duì)蒸汽驅(qū)、SAGD開(kāi)發(fā)效果的影響;數(shù)值模擬組分由原來(lái)的油水兩相擴(kuò)展為7種組分;模擬計(jì)算機(jī)由原來(lái)單CPU計(jì)算，擴(kuò)展至16CPU并行計(jì)算，大幅度提高了熱采數(shù)值模擬的速度。

2.2 形成稠油油藏核心開(kāi)發(fā)技術(shù)系列，實(shí)現(xiàn)遼河油田復(fù)雜油藏有效開(kāi)發(fā)

2.2.1 蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)技術(shù)

蒸汽吞吐技術(shù)在遼河油田已經(jīng)進(jìn)行了廣泛的應(yīng)用，在普通稠油、特稠油、超稠油油藏的吞吐開(kāi)發(fā)均取得了顯著效果，形成了蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)、基于蒸汽吞吐的動(dòng)邊界無(wú)網(wǎng)格剩余油描述、不同類型油藏的吞吐開(kāi)發(fā)效果評(píng)價(jià)、蒸汽吞吐工藝配套等技術(shù)系列［6］。使蒸汽吞吐采收率由原方案設(shè)計(jì)的15%提高至目前的25%。針對(duì)蒸汽吞吐后期油層動(dòng)用不均、油汽比及周期產(chǎn)量較低的問(wèn)題，發(fā)展了組合式蒸汽吞吐技術(shù)。可分為多井面積同注、一注多采、二元蒸汽化學(xué)吞吐、三元復(fù)合吞吐、二氧化碳吞吐、間歇吞吐、高強(qiáng)度注汽及雙管注汽吞吐等組合方式，有效地提高了油層動(dòng)用程度，改善了稠油高周期的吞吐開(kāi)發(fā)效果，延緩了遞減。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，對(duì)適合的油藏可延長(zhǎng)2～4個(gè)吞吐周期，吞吐階段提高采收率2% ～5%。

2.2.2 中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)技術(shù)

蒸汽驅(qū)開(kāi)采技術(shù)是普通稠油油藏吞吐后有效的接替技術(shù)之一［7］。遼河油田實(shí)施蒸汽驅(qū)的油藏，具有埋藏深(大于600 m)、油層壓力高(4 MPa)、原油黏度高(大于10 000 mPa·s)等諸多難點(diǎn)，特別是在蒸汽驅(qū)實(shí)施之前，油藏經(jīng)歷了蒸汽吞吐降壓開(kāi)采，由此造成油藏非均質(zhì)性加劇，蒸汽驅(qū)機(jī)理更加復(fù)雜，操控難度更大。針對(duì)上述開(kāi)發(fā)難點(diǎn)，遼河油田歷經(jīng)10 a的研究與探索，初步形成了中深層稠油蒸汽驅(qū)三維物理模擬、油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)、跟蹤調(diào)控、精細(xì)評(píng)價(jià)、配套注采工藝等技術(shù)系列。蒸汽驅(qū)已成功應(yīng)用于中深層中厚互層狀普通稠油油藏、邊底水普通稠油油藏、深層厚層塊狀特稠油油藏、深層層狀超稠油油藏，實(shí)施儲(chǔ)量達(dá)到5 000×104t，預(yù)計(jì)提高采收率20%以上。

2.2.3 中深層超稠油油藏SAGD開(kāi)發(fā)技術(shù)

SAGD(蒸汽驅(qū)輔助重力泄油)技術(shù)是開(kāi)發(fā)厚層狀超稠油油藏的一項(xiàng)有效技術(shù)，可以大幅度提高該類油藏的采收率。蒸汽輔助重力泄油理論［8］是由羅杰·巴特勒博士基于注水采鹽的原理于1978年提出的，經(jīng)過(guò)20 a研究與發(fā)展已經(jīng)應(yīng)用于開(kāi)采超稠油［9－10］。

與國(guó)外已實(shí)施SAGD的油藏相比［11］，遼河油田超稠油油藏面臨埋藏深、操作壓力高、大排量舉升要求高等系列難題。針對(duì)超稠油油藏實(shí)施SAGD的難點(diǎn)，最早在1997年就開(kāi)展了雙水平井SAGD先導(dǎo)試驗(yàn)，2005年進(jìn)一步擴(kuò)大并形成相關(guān)的配套技術(shù)，初步形成了熱采三維物理模擬技術(shù)、SAGD油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)、SAGD跟蹤動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)、SAGD大排量舉升工藝技術(shù)等系列技術(shù)。目前遼河油田已經(jīng)在厚層塊狀超稠油油藏規(guī)模試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)油藏埋深達(dá)740 m，地層條件下脫氣原油黏度最高達(dá)到63×104mPa·s，預(yù)計(jì)SAGD階段提高采收率29%。

2.2.4 火燒油層開(kāi)發(fā)技術(shù)

火燒油層又稱“火驅(qū)”［12－13］，就是利用地層原油中的重質(zhì)組分作為燃料，利用空氣或富氧氣體作為助燃劑，采取自燃或人工點(diǎn)火等方法使油層溫度達(dá)到原油燃點(diǎn)，并連續(xù)注入助燃劑，使油層原油持續(xù)燃燒，燃燒反應(yīng)產(chǎn)生大量的熱，加熱油層，使得油層溫度上升至600～700℃，重質(zhì)組分在高溫下裂解、燃燒，注入的氣體、重油裂解生成的輕質(zhì)油、燃燒生成的氣體以及水蒸汽，用于驅(qū)動(dòng)原油向生產(chǎn)井流動(dòng)，并從生產(chǎn)井采出。

火驅(qū)與注蒸汽開(kāi)發(fā)相比具有適用油藏范圍廣、熱利用率高、成本低、采收率高的優(yōu)勢(shì)［14］。現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)資料證實(shí)，火驅(qū)采收率可達(dá)50% ～80%。遼河油田火驅(qū)試驗(yàn)開(kāi)始于1997年，經(jīng)歷了探索階段、先導(dǎo)試驗(yàn)階段，目前處于火驅(qū)擴(kuò)大試驗(yàn)階段。經(jīng)過(guò)多年研究與攻關(guān)，初步形成了火驅(qū)物理模擬技術(shù)、火驅(qū)化學(xué)模擬技術(shù)、火驅(qū)數(shù)值模擬技術(shù)、火驅(qū)油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)、火驅(qū)跟蹤調(diào)控技術(shù)、火驅(qū)配套工藝技術(shù)等6大技術(shù)系列。已經(jīng)在深層厚層塊狀油藏、層狀油藏開(kāi)始實(shí)施，初期較大幅度提高了油井單井日產(chǎn)，預(yù)計(jì)可提高采收率15%。

2.2.5 深層超稠油油藏重力泄水輔助蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)技術(shù)

重力泄水輔助蒸汽驅(qū)是一種深層超稠油油藏吞吐后提高采收率的新技術(shù)。重力泄水開(kāi)采井網(wǎng)是以1對(duì)疊置水平井為中心，周圍2排直井作為生產(chǎn)井，上水平井注汽，下水平井排液及周圍直井采油的方式，其主要開(kāi)采機(jī)理為:上水平井注汽后，注入的蒸汽與儲(chǔ)層充分熱交換，冷凝液受重力作用滲流至下水平井采出;下水平井排水可有效降低油層壓力，提高注入蒸汽井底干度，提高采注比，促進(jìn)蒸汽腔的形成和擴(kuò)展，把原油驅(qū)替至周圍直井，實(shí)現(xiàn)了原油由注到采的蒸汽驅(qū)替。

與其他注蒸汽開(kāi)采方式對(duì)比，該方式適用油層埋藏深度一般在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)。按蒸汽腔擴(kuò)展規(guī)律可劃分為熱連通階段、重力泄水輔助汽腔形成階段、重力泄水與蒸汽驅(qū)替復(fù)合3個(gè)階段，初步形成了重力泄水輔助蒸汽驅(qū)油藏優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)、跟蹤調(diào)控技術(shù)。目前在埋深1 300 m厚層塊狀超稠油油藏開(kāi)展先導(dǎo)試驗(yàn)，預(yù)計(jì)采收率可提高18.3%，為深層塊狀超稠油方式轉(zhuǎn)換指明了方向。

2.2.6 中深層超稠油驅(qū)泄復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)

驅(qū)泄復(fù)合開(kāi)發(fā)技術(shù)是在超稠油油藏SAGD開(kāi)發(fā)技術(shù)上演變而來(lái)。在厚層超稠油油藏實(shí)施SAGD過(guò)程中，受隔夾層的制約，蒸汽無(wú)法超覆至夾層上部，油層上部?jī)?chǔ)量難以動(dòng)用。針對(duì)此項(xiàng)難題，研發(fā)了對(duì)隔夾層上部注汽直井進(jìn)行射孔，周圍直井對(duì)應(yīng)射孔，水平井在油層下部采油的開(kāi)發(fā)方式。在夾層上部直井與直井之間組合為一套驅(qū)替系統(tǒng)，夾層下部直井與水平井之間采用重力泄油方式開(kāi)采，此方式可充分動(dòng)用夾層上部?jī)?chǔ)量提高油藏采收率。與常規(guī)蒸汽驅(qū)、SAGD開(kāi)發(fā)方式對(duì)比，該方式可適用于儲(chǔ)層內(nèi)部隔夾層發(fā)育的油藏，適用范圍更廣，由于充分動(dòng)用了夾層上部的儲(chǔ)量，油汽比及采收率更高。

目前在杜84塊興VI組開(kāi)展驅(qū)泄復(fù)合先導(dǎo)試驗(yàn)，從監(jiān)測(cè)資料分析看，隔夾層上部油層溫度大幅度升高，井組油汽比由原來(lái)的0.15提高至0.19，預(yù)計(jì)最終采收率可提高5%。

2.2.7 普通稠油油藏非混相驅(qū)開(kāi)發(fā)技術(shù)

非混相泡沫段塞水驅(qū)［15］是指在一定條件下，一種流體驅(qū)替另一種流體時(shí)，2種流體之間不發(fā)生混相現(xiàn)象的驅(qū)替過(guò)程，即2種流體之間有界面，并具有一定的界面張力。遼河油田開(kāi)展的非混相泡沫段塞驅(qū)，注入的是氮?dú)?磺酸鹽溶液，也可稱為氮?dú)馀菽?qū)，簡(jiǎn)稱泡沫驅(qū)。泡沫驅(qū)是一種以泡沫作為驅(qū)油劑的提高油藏開(kāi)發(fā)后期采收率的方式［16］。泡沫是由氣、水、發(fā)泡劑組成，氣體可以是空氣、二氧化碳、天然氣、氮?dú)獾取０l(fā)泡劑主要是表面活性劑，常用的有烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉、聚氧乙烯烷基醇醚－15等。

非混相驅(qū)具有調(diào)剖作用和降低油水黏度比的作用。室內(nèi)物理模擬研究表明，非混相驅(qū)可降低殘余油飽和度，較正常水驅(qū)下降20%左右，殘余油飽和度一般在11%左右。針對(duì)普通稠油蒸汽吞吐后油層縱向動(dòng)用程度差異較大、水竄嚴(yán)重的實(shí)際情況，1996年9月開(kāi)展了1個(gè)井組的泡沫驅(qū)試驗(yàn)，共驅(qū)替了33個(gè)月，平均采油速度為2.07%，階段采出程度為5.5%，之后形成13個(gè)井組規(guī)模，取得了較好的效果。

2.2.8 稠油油藏二次開(kāi)發(fā)技術(shù)

遼河油田稠油經(jīng)過(guò)近30 a的開(kāi)發(fā)建設(shè)，已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，主力區(qū)塊可采儲(chǔ)量采出程度達(dá)到80%以上，地層壓力降低至原始地層壓力的20%～30%，區(qū)塊瀕臨廢棄。針對(duì)開(kāi)發(fā)面臨的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，遼河油田率先提出了“二次開(kāi)發(fā)”新理念［17］。二次開(kāi)發(fā)是在傳統(tǒng)的一次開(kāi)發(fā)基本達(dá)到極限狀態(tài)或已達(dá)到棄置條件時(shí)，采用新的開(kāi)發(fā)理念、新的開(kāi)發(fā)方式、新的開(kāi)采技術(shù)、新的開(kāi)發(fā)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)老油田新一輪開(kāi)發(fā)或持續(xù)開(kāi)發(fā)。二次開(kāi)發(fā)初步界定為狹義和廣義2種。狹義二次開(kāi)發(fā)是針對(duì)瀕臨廢棄的油藏，廢置原井網(wǎng)，應(yīng)用水平井和特殊結(jié)構(gòu)井或新技術(shù)完鉆的直井，重新部署開(kāi)發(fā)井網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)新一輪開(kāi)發(fā);廣義二次開(kāi)發(fā)是狹義二次開(kāi)發(fā)的進(jìn)一步拓展，主要是最大限度利用原井網(wǎng)，輔以新井網(wǎng)，通過(guò)改變驅(qū)替類型、驅(qū)替方式、滲流方式或組合驅(qū)替介質(zhì)，實(shí)現(xiàn)老油田持續(xù)開(kāi)發(fā)。

2005年以來(lái)，遼河油田積極進(jìn)行科研攻關(guān)，形成了重選開(kāi)發(fā)方式、重構(gòu)地下認(rèn)識(shí)體系、重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)、重組地面流程的“四重技術(shù)路線”，逐步形成了二次開(kāi)發(fā)的技術(shù)體系，包括一次開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)體系、二次開(kāi)發(fā)篩選體系、二次開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)體系、二次開(kāi)發(fā)技術(shù)路線以及二次開(kāi)發(fā)提高采收率目標(biāo)。逐步形成具有遼河油田特色的二次開(kāi)發(fā)技術(shù)系列、復(fù)式斷塊油藏二次開(kāi)發(fā)油藏工程設(shè)計(jì)技術(shù)系列、適合高溫條件和水平井井網(wǎng)的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)技術(shù)系列、適合不同開(kāi)發(fā)模式的二次開(kāi)發(fā)鉆采工藝配套技術(shù)系列、適合與原生產(chǎn)系統(tǒng)相匹配的二次開(kāi)發(fā)地面配套工程技術(shù)系列、配套完善的二次開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)技術(shù)系列等6項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)系列，支撐了老油田的持續(xù)有效開(kāi)發(fā)。目前已經(jīng)在新海27塊、洼60塊、杜84塊等開(kāi)辟了二次開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)［18－19］和示范區(qū)，其中應(yīng)用水平井技術(shù)重建井網(wǎng)結(jié)構(gòu)是實(shí)施老油田二次開(kāi)發(fā)的根本所在，應(yīng)用后取得了很好的效果，規(guī)模實(shí)施32個(gè)區(qū)塊，增加可采儲(chǔ)量744×104t，提高采收率6.2%，日產(chǎn)油增加1 200 t/d以上，有效地延長(zhǎng)了老油田開(kāi)發(fā)年限，推動(dòng)了老區(qū)產(chǎn)量增長(zhǎng)。

2.3 形成稠油油藏10項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，保障核心開(kāi)發(fā)技術(shù)的配套應(yīng)用

2.3.1 疏松砂巖密閉取心技術(shù)

稠油巖心大部分是極為疏松或未膠結(jié)的松散巖心。鉆井取心到地面上，如果不經(jīng)過(guò)特殊的工藝處理，很容易成一團(tuán)散砂，無(wú)法進(jìn)行巖心的各種分析測(cè)試。疏松砂巖密閉取心技術(shù)可取出成型稠油巖心。采用專用取心鉆具，巖心低溫冷凍固結(jié)成形，在液氮低溫下鉆切加工，巖樣用篩網(wǎng)—端蓋—熱縮管包封，使巖樣在解凍前制備成巖心分析測(cè)試所用的樣品，可實(shí)現(xiàn)疏松和松散巖心孔隙度、滲透率、飽和度、高溫相滲曲線、毛管壓力測(cè)定和敏感性評(píng)價(jià)，建立與地下相近的儲(chǔ)層模型，夯實(shí)了開(kāi)發(fā)方案編制基礎(chǔ)。

2.3.2 油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)

遼河油田蒸汽吞吐技術(shù)已經(jīng)成熟配套，特別針對(duì)組合式蒸汽吞吐技術(shù)形成了以油藏參數(shù)組合、井型組合、介質(zhì)組合等多種方式優(yōu)化為核心的油藏工程設(shè)計(jì)技術(shù)，并初步形成了基于蒸汽驅(qū)、SAGD、火燒油層的大幅度提高采收率油藏工程設(shè)計(jì)技術(shù)系列，為核心技術(shù)的完善推廣提供了有效支撐。

初步形成了中深層稠油蒸汽驅(qū)油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)。針對(duì)地層大傾角、蒸汽吞吐油層動(dòng)用不均勻、剩余油高度分散的油藏條件，設(shè)計(jì)了最大限度提高波及體積的蒸汽驅(qū)不對(duì)稱反九點(diǎn)法多層汽驅(qū)井網(wǎng)，井距為70～100 m。運(yùn)用極限指標(biāo)控制原理，綜合油藏工程、物理模擬、數(shù)值模擬確定了操作參數(shù)技術(shù)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%，油藏壓力小于5 MPa。針對(duì)油層縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)的實(shí)際，設(shè)計(jì)了限流級(jí)差射孔的方式，有效減緩了蒸汽超覆，提高了縱向動(dòng)用程度。以上技術(shù)的綜合應(yīng)用，將蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)深度界限由800 m上調(diào)至1 400 m。

初步形成了中深層超稠油SAGD油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)。針對(duì)厚層塊狀超稠油油藏，設(shè)計(jì)了直井注汽與水平井采油組合開(kāi)發(fā)，采取正上方或斜上方注汽方式，直井與水平井側(cè)向水平距離35 m，直井射孔底界距水平井段的距離為5 m，水平段長(zhǎng)度為300～400 m。針對(duì)厚度相對(duì)較薄的超稠油油藏，設(shè)計(jì)了雙水平井組合SAGD形式，并依據(jù)地層傾角的大小，調(diào)整上下水平井匹配位置，上下水平井距離一般設(shè)計(jì)為5 m。綜合數(shù)值模擬法及油藏工程方法設(shè)計(jì)了SAGD實(shí)施注采參數(shù)。以館陶油層為例，操作壓力為3～4 MPa，井底蒸汽干度大于70%，井口注汽壓力為4～6 MPa，單直井注汽速度必須大于100 t/d，生產(chǎn)井排液速度為注汽速度的1.2倍。以上技術(shù)的綜合應(yīng)用，將SAGD實(shí)施深度界限由600 m上調(diào)至1 000 m。

初步形成了厚層塊狀油藏火驅(qū)油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)。針對(duì)普通稠油油藏埋藏深(部分區(qū)塊埋深1 600 m以上)、油層較厚、地層存水較高的特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了干式燃燒的火驅(qū)方式。平面上高部位點(diǎn)火的線性井網(wǎng)，采油井距為100 m，注氣井排距為200 m，當(dāng)火線前緣推進(jìn)到下一排生產(chǎn)井，更換注氣井。針對(duì)厚層塊狀超稠油油藏特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了火驅(qū)輔助重力泄油的火驅(qū)方式，平面上采取注氣直井與生產(chǎn)水平井正對(duì)的注采組合方式，縱向上注氣井射開(kāi)油層中上部注氣，并優(yōu)化了火驅(qū)注采參數(shù)。

2.3.3 油藏跟蹤及動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)

中深層蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力泄油、火燒油層全過(guò)程的跟蹤綜和調(diào)控技術(shù)正在進(jìn)一步完善，在由點(diǎn)到面的立體實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)井網(wǎng)的基礎(chǔ)上，采用大型并行計(jì)算機(jī)的實(shí)時(shí)跟蹤，準(zhǔn)確描繪了汽(氣)腔的形成及發(fā)育過(guò)程，為跟蹤調(diào)整提供了準(zhǔn)確依據(jù)。在汽 (氣)腔發(fā)育規(guī)律描述的基礎(chǔ)上，針對(duì)不同開(kāi)發(fā)方式不同開(kāi)發(fā)階段，建立了分階段的精細(xì)調(diào)控技術(shù)系列，保障了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與方案設(shè)計(jì)的一致性。

針對(duì)中深層普通稠油油藏的特點(diǎn)以地質(zhì)體分類評(píng)價(jià)為基礎(chǔ)，以油汽比、采注比、油藏壓力、產(chǎn)液溫度、注入PV、蒸汽腔體積、采出可動(dòng)油采出程度等7項(xiàng)參數(shù)建立了蒸汽驅(qū)不同開(kāi)發(fā)階段劃分標(biāo)準(zhǔn)，并在蒸汽驅(qū)“十大關(guān)系”研究基礎(chǔ)上，形成了蒸汽驅(qū)全過(guò)程的4個(gè)階段調(diào)整模式。在熱連通階段建立了蒸汽吞吐引效、氮?dú)飧魺岬日{(diào)控方式;在蒸汽驅(qū)替階段建立了液量綜合調(diào)控、水平井輔助匯流改向、壓裂引效等多種調(diào)控方式，在蒸汽突破及剝蝕階段形成了多介質(zhì)組合蒸汽驅(qū)、間歇汽驅(qū)、低干度汽驅(qū)、熱水驅(qū)等多種蒸汽驅(qū)調(diào)控技術(shù)方式。以上技術(shù)的綜合應(yīng)用，有效地提高了中深層油藏蒸汽波及體積，提高了開(kāi)發(fā)效果。

根據(jù)中深層超稠油油藏直井水平井及雙水平井SAGD實(shí)施及生產(chǎn)特點(diǎn)，以采注比、油汽比、含水率等開(kāi)發(fā)指標(biāo)建立了分開(kāi)發(fā)階段的技術(shù)指標(biāo)界限。以油層壓力、注汽壓力、生產(chǎn)壓差、汽腔與產(chǎn)出液溫度差等指標(biāo)建立了分階段的開(kāi)發(fā)管理指標(biāo)界限。針對(duì)SAGD開(kāi)采中的4個(gè)開(kāi)發(fā)階段，形成了以“十大關(guān)系”研究為核心，調(diào)整蒸汽腔及泄油通道為主的SAGD綜合調(diào)控技術(shù)。在熱連通階段，針對(duì)不同油層采出程度及特點(diǎn)形成了蒸汽吞吐預(yù)熱及循環(huán)預(yù)熱的方式，有效地提高了熱連通程度;在驅(qū)替與泄油復(fù)合階段建立了以輪換注汽、吞吐引效、調(diào)整注汽井點(diǎn)及注汽量等多種調(diào)控方式;在泄油階段形成了以驅(qū)泄復(fù)合方式為核心的調(diào)控技術(shù)，并在泄油階段后期形成了多介質(zhì)組合SAGP技術(shù)，進(jìn)一步提高了SAGD井組油汽比。

在火驅(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化及監(jiān)測(cè)資料分析的基礎(chǔ)上，針對(duì)厚層直井火驅(qū)前緣推進(jìn)不均及部分井見(jiàn)效不明顯的實(shí)際情況，通過(guò)采取加深泵掛、火燒引效、吞吐引效、螺桿泵增壓生產(chǎn)等技術(shù)措施，有效提高了火驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，并進(jìn)一步探索了水平井側(cè)向重力火驅(qū)技術(shù)，探索提高了厚層塊狀油藏縱向動(dòng)用程度的新途徑。

2.3.4 稠油油藏水平井多點(diǎn)注汽技術(shù)

研制并配套了雙管和水平段多點(diǎn)注汽工藝，通過(guò)雙管配汽、分段配汽、等干度分配、動(dòng)態(tài)流量控制等技術(shù)，有效解決了單管注汽水平段吸汽不均勻、油層動(dòng)用程度差的問(wèn)題，水平段動(dòng)用程度可提高25%以上。在提高油層動(dòng)用程度的同時(shí)，提高了產(chǎn)量，也為蒸汽輔助重力泄油創(chuàng)造了條件。

2.3.5 高干度注汽技術(shù)

成功研制了高溫高壓球形汽水分離器，可實(shí)現(xiàn)注汽系統(tǒng)出口干度從75%提高至99%以上、耐壓17 MPa，在油田已成功應(yīng)用5 a，現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行平穩(wěn)。研發(fā)了可同時(shí)計(jì)量蒸汽干度、蒸汽流量的計(jì)量系統(tǒng)，計(jì)量誤差均在5%以內(nèi)。

2.3.6 井下高效注汽隔熱技術(shù)

針對(duì)不同深度，研制了5種系列隔熱管柱和井下配套工具，視導(dǎo)熱系數(shù)由0.010 W/(m·℃)下降到0.002 W/(m·℃)，可滿足蒸汽吞吐井下注汽干度40%以上的要求。

2.3.7 多層油藏分層注汽技術(shù)

針對(duì)互層狀油藏縱向動(dòng)用不均問(wèn)題，研制了分層注汽、配汽技術(shù)，可實(shí)現(xiàn)兩級(jí)三段注蒸汽;分層汽驅(qū)技術(shù)，研發(fā)配套了一級(jí)兩段分層汽驅(qū)管柱，采取液壓坐封、上提分級(jí)強(qiáng)制解封，耐溫350℃，耐壓17 MPa，配汽量誤差在±5%以內(nèi)。

2.3.8 高溫大排量舉升技術(shù)

形成了不同油品、不同開(kāi)發(fā)階段的舉升系列。針對(duì)普通稠油井筒舉升，形成了“大機(jī)、粗管、擴(kuò)孔、重球”采油技術(shù);針對(duì)特稠油井筒舉升，配套了更粗管、電熱桿采油技術(shù);針對(duì)超稠油井筒舉升，開(kāi)采初期配套了中頻泵下電加熱采油技術(shù)，開(kāi)采中后期配套了空心桿內(nèi)摻化學(xué)劑配套舉升技術(shù)。特別是泵下加熱技術(shù)的攻克，使特超稠油蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)成為現(xiàn)實(shí)。研發(fā)了強(qiáng)開(kāi)強(qiáng)閉泵，可有效解決稠油井筒內(nèi)流體黏度高造成的抽油泵的游動(dòng)閥打開(kāi)和關(guān)閉遲緩以及井液高含氣造成泵效低的問(wèn)題，可顯著提高泵效。

2.3.9 高溫高壓井下動(dòng)態(tài)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)技術(shù)

研發(fā)了注汽階段四參數(shù)吸汽剖面測(cè)試、悶井階段毛細(xì)管壓降測(cè)試、放噴階段分層產(chǎn)液剖面測(cè)試、抽油生產(chǎn)階段過(guò)泵四參數(shù)產(chǎn)液剖面測(cè)試的全過(guò)程監(jiān)測(cè)技術(shù)。配套了井下干度取樣和4種氣體示蹤技術(shù)，明確了注采狀況，為注采參數(shù)優(yōu)化提供了依據(jù)。SAGD階段采用沿水平段布置熱電偶測(cè)溫、毛細(xì)管測(cè)壓、數(shù)據(jù)地面直讀的方式，通過(guò)自主研發(fā)，建立了油井遠(yuǎn)程監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)采集系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了水平井井下溫度、壓力、觀察井測(cè)溫、注汽井及采油井口的壓力、溫度、抽油機(jī)電流、電壓、功率，抽油機(jī)功圖、懸點(diǎn)載荷以及采油平臺(tái)紅外線監(jiān)控等11項(xiàng)數(shù)據(jù)的實(shí)時(shí)采集、遠(yuǎn)程傳輸。

2.3.10 超稠油集輸及污水處理技術(shù)

針對(duì)特超稠油特點(diǎn)，采取了三級(jí)布站、三管流程、熱水保溫、電加熱補(bǔ)充沿程溫降的集輸技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了特超稠油在含水小于5%情況下的密閉管輸，輸送距離達(dá)到40 km以上。

針對(duì)蒸汽吞吐產(chǎn)水量逐年增大的實(shí)際，通過(guò)多年科研攻關(guān)，攻克了除油、除懸浮物、射流氣浮和溶氣氣浮、化學(xué)除硅、壓濾脫水、雙濾料過(guò)濾、化學(xué)軟化等關(guān)鍵技術(shù)，使深度處理后的水質(zhì)指標(biāo)達(dá)到了鍋爐用水標(biāo)準(zhǔn)，目前每天回用量達(dá)到4×104t以上。

3 技術(shù)實(shí)踐效果

3.1 高水平實(shí)施蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)

通過(guò)技術(shù)進(jìn)步，蒸汽吞吐采收率由方案設(shè)計(jì)的15%提高至目前的25%，其中，中深層普通稠油采收率達(dá)到35%以上。儲(chǔ)量動(dòng)用程度較高，塊狀油藏儲(chǔ)量動(dòng)用程度達(dá)到80%以上，中厚互層狀油藏達(dá)到65% ～75%，薄中互層狀達(dá)到60% ～70%。采注比、油汽比、單位壓降采出程度均較高，采注比一般在1.2以上，單位壓降采出程度一般在1.2%～5.0%，階段累計(jì)油汽比為0.56。

3.2 開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換效果明顯

截至2010年底，遼河油田稠油形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)、基于水平井的二次開(kāi)發(fā)等多元開(kāi)發(fā)格局，其中稠油蒸汽吞吐后開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換已在8個(gè)區(qū)塊實(shí)施，覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量8 000×104t，產(chǎn)量規(guī)模達(dá)到126×104t，占熱采稠油總產(chǎn)量的24%，取得了顯著的開(kāi)發(fā)效果。

3.2.1 中深層稠油蒸汽驅(qū)獲得了較高的采收率

埋深1 000 m的齊40塊稠油油藏實(shí)現(xiàn)了整體蒸汽驅(qū)工業(yè)化開(kāi)采，是目前世界上成功實(shí)施蒸汽驅(qū)最深的油藏。從室內(nèi)物理模擬研究結(jié)果看，蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采收率可達(dá)到70% ～80%，從礦場(chǎng)試驗(yàn)效果看，齊40塊先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)目前采出程度已達(dá)56.8%，預(yù)計(jì)蒸汽驅(qū)最終采收率可達(dá)60%以上。

齊40塊1998年首選4個(gè)井組開(kāi)展了小井距蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，2006年底開(kāi)始在蓮花油層中開(kāi)展了世界首個(gè)中深層稠油工業(yè)化汽驅(qū)，2008年3月完成全部轉(zhuǎn)驅(qū)工作，共轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)井組149個(gè)，160口注汽井。與繼續(xù)蒸汽吞吐相比，預(yù)計(jì)提高采收率27.7%。

3.2.2 中深層超稠油蒸汽輔助重力泄油大幅度提高了采收率

遼河油田埋深550～850 m的超稠油油藏蒸汽輔助重力泄油正在進(jìn)行工業(yè)化建設(shè)，是世界上成功實(shí)施蒸汽輔助重力泄油最深的油藏。從室內(nèi)物理模擬結(jié)果看，采收率可達(dá)到80%，預(yù)計(jì)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)采收率為60%，與蒸汽吞吐對(duì)比提高約30%。

杜84塊為典型區(qū)塊，共部署SAGD井組119個(gè)，已轉(zhuǎn)入SAGD井組31個(gè)，預(yù)計(jì)最終采收率可達(dá)60%。

3.2.3 火燒油層試驗(yàn)規(guī)模不斷擴(kuò)大，取得階段開(kāi)發(fā)效果

遼河油田已在杜66塊、高3－6－18塊、高3塊3個(gè)區(qū)塊開(kāi)展火驅(qū)擴(kuò)大試驗(yàn)，轉(zhuǎn)火驅(qū)井組51個(gè)。在常規(guī)直井火驅(qū)規(guī)模不斷擴(kuò)大的同時(shí)，還積極探索厚層塊狀油藏直井水平井組合火驅(qū)技術(shù)，在高3－6－18塊部署2個(gè)直井水平井組合火驅(qū)井組，曙1－38－32塊部署5個(gè)重力火驅(qū)井組。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)稠油開(kāi)發(fā)形成的8項(xiàng)核心技術(shù)，保障了遼河油田稠油持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，大幅度提高了資源利用率。

(2)稠油核心技術(shù)和關(guān)鍵技術(shù)的綜合應(yīng)用，打破了開(kāi)發(fā)認(rèn)識(shí)上的禁區(qū);二次開(kāi)發(fā)成功實(shí)施，打破了以往老油田以原井網(wǎng)依托的調(diào)整模式;蒸汽吞吐、水平井及復(fù)雜結(jié)構(gòu)井的規(guī)模應(yīng)用，突破了稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)下限，使層狀油藏分層系開(kāi)采轉(zhuǎn)變?yōu)榉謱娱_(kāi)采，拓寬了提高采收率空間，推動(dòng)了稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)不斷進(jìn)步。

(3)在國(guó)外稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)基礎(chǔ)上，遼河油田不但形成了適合中深層稠油開(kāi)發(fā)的技術(shù)系列，而且在深層超稠油油藏開(kāi)發(fā)方面實(shí)現(xiàn)了技術(shù)集成創(chuàng)新。

(4)雖然中深層稠油蒸汽驅(qū)、SAGD、火驅(qū)實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化試驗(yàn)，但在開(kāi)發(fā)中后期提高油汽比(降低空氣油比)，提高油藏?zé)崂寐实戎T多方面仍需進(jìn)一步探索和攻關(guān)。

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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

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“渤海灣盆地遼河坳陷中深層稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)示范工程”(2011ZX05053)

任芳祥(1963－)，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，1983年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油田開(kāi)發(fā)專業(yè)，現(xiàn)任遼河油田公司副總經(jīng)理兼總地質(zhì)師，《特種油氣藏》第8屆編委會(huì)副主任，主要從事油氣田勘探與開(kāi)發(fā)研究工作。

編輯 劉兆芝