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尘亿李
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1 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

2 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

3 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

4 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桩 139 罗家 - 垦西孤岛孤东陈家庄单家寺王庄东辛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亿吨, 探明 5.26 亿吨

5 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 : 深 : 埋藏深度 900m~2000m; 稠 : 原油粘度超过 mpa 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%)

6 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

7 二胜利油田稠油开采技术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

8 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渗流速度 (10-5 m/s) 达西流区非达西流区启动压力梯度压力梯度 (MPa/m)

9 ( ) = + = + w w wi w w w w w rw o o oi o o o o o o ro B S t q D g p B KK B S t q D g p p B KK ϕ ρ ρ µ ϕ ρ ρ λ µ 启动压力梯度, 流度,mD/mPa s 以渗流实验为基础, 得到了启动压力梯度的数学模型 : 式中 :λ 为启动压力梯度 ( ) K µ o λ lg = 建立了考虑启动压力梯度影响的稠油非达西渗流方程 1 稠油非达西渗流机理 MPa/m

10 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 ) MPa 启动压力驱动压力油层温度达西渗流区 (35m) 非达西渗流区 (56m) 不流动区 (51m)

11 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流区井号动用状况含油饱和度 % 理论预测取心分析达西渗流区 : 23- 斜检 535 含油饱和度低非达西渗流区 : 24- 检 533 含油饱和度高不流动区 : 25- 检 533 原始状态

2 特超稠油 HDCS 开发技术针对粘度超过 10 10 4 mpa s 的特超稠油常规注蒸汽难以有效动用的难题, 首创 HDCS

12 2 特超稠油 HDCS 开发技术针对粘度超过 mpa 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 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

13 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, 指导了现场实施注汽强度, t/m 注汽强度 (S) 二氧化碳注入量 (C) 降粘剂注入量 (D) 水平段 150 米水平段 200 米水平段 250 米降粘剂及二氧化碳注入量, t 粘度, 毫帕秒原油粘度 mpa 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

14 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

15 水平井均匀注汽工艺 2 特超稠油 HDCS 开发技术一个出汽点根据储层条件和油层状况设计多个出汽点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 5718 10 4 t, 累积增产原油 193.

t 2000 1500 1000 500 0 HS 127 水平井蒸汽吞吐 HDCS 1812 HDCS 开发例如,

16 2 特超稠油 HDCS 开发技术利用该技术共动用特超稠油储量 t, 累积增产原油 t 王庄油田郑 411 油藏 HDCS 开发井位 ( 粘度图 4 mpa s) 周期产量, t HS 127 水平井蒸汽吞吐 HDCS 1812 HDCS 开发例如, 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

17 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层热损失水平井直井 % 油层厚度 m

18 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 91 (2) 水平井与分支井组合等 50 多个单元应用

19 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 分别降低到 2.4m 2.9m 和 3.7m 油层厚度米原厚度界限新厚度界限普通稠油特稠油超稠油 ( 小于 10000mPa s) (1~ mpa s) (> mpa s)

20 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 井轨迹控制系统测量范围 : 温度 <150 电阻率 0.2~2000Ω m 自然伽玛 0~500API 测量精度 : 井斜精度 ±0.1 方位精度 ±1.0 上下摆幅不超过 0.5m, 左右摆幅不超过 2.5m 18P613 Ng6 31 油层厚度 3-4 米

21 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水平井正向挤压充填示意图滤失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利用该技术共动用 6m 米以下薄层稠油储量 7482 104t, 4 其中 3m 3 米以下储量达 1042 104t, 4 累积增产原油 425.

22 3 薄层稠油多井型组合开发技术利用该技术共动用 6m 米以下薄层稠油储量 t, 4 其中 3m 3 米以下储量达 t, 4 累积增产原油 t 4 t 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 371 块陈 373 块主体 2006 年直井热采陈 373 东扩陈 373- 平 6 陈 311 块例如, 陈 373 油藏外围 6m 以下薄层储量 t, 平均单井日产油 13.8t/d, 油汽比 1.10 储量动用率由 58.6% 提高到 90.9%

23 4 强水敏稠油近热远防开发技术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 + +Al 3+ 水热反应伊利石 +SiO + 4 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, 在矿物含量 % 蒙脱石伊利石 78 % 300 时转化率达到 78%, 且不可逆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

24 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 温度近热远防渗透率保留率高温水敏转化区 (16m) 低温水敏区 (40m)

25 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 蜘蛛网键防膨剂处理后岩心渗透率保留率粘土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 4791 10 4 t, 累积增产原油 262.

26 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 t, 累积增产原油 t 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 t, 油汽比 1.44, 由不能动用到储量动用率达 95.6%

27 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 采出程度 % 水驱蒸汽驱 ( 干度 0.6) 采出程度采出程度含水 % 注入倍数 PV ( 粘度 150 毫帕秒 )

28 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驱油效率, % 干度 0.4 干度 0.6 干度 40% 干度 60% 汽驱压力, 兆帕

29 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%)

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.

30 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 W/(m ); 隔热衬套隔热补偿器 ; 耐高温长效封隔器井筒蒸汽干度 100% 95% 90% 85% 80% 75% 70% 65% 60% 55% 50% 4t/h 6t/h 井深,m 隔热补偿器确保井底干度达到 60% 以上

31 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 t 提高到 t 年产油 1 04 t 年产油量采出程度采出程度 % 水驱转蒸汽驱阶段

32 6 热化学复合驱开发技术针对常规蒸汽驱易汽窜热利用率低的问题, 创新提出热化学复合驱开发方法 : 基于蒸汽驱, 辅以泡沫体系选择性封堵汽窜通道提高蒸汽波及体积, 耐高温驱油剂提高驱油效率, 实现蒸汽均衡高效驱替

33 6 热化学复合驱开发技术综合研究注入方式时机配方综合研究注入方式时机和配方, 提出了热化学复合驱油体系蒸汽 : 连续注入化学剂 : 段塞式伴注, 逐渐加量泡沫剂 : 吨蒸汽注入 0.25PV 后注入驱油剂 :30-70 吨泡沫段塞后注入动态调整蒸汽驱前缘, 实现均衡驱替生产井注入井生产井注入井生产井平面均衡纵向均衡

34 6 热化学复合驱开发技术研制了耐温高效起泡剂 : 起泡体积 300 毫升, 耐温阻力因子 47 目前在用泡沫剂耐温 250 阻力因子发明了高温驱油剂 : 界面张力达到 10-3 mn/m, 耐温 300 降粘率 >96%

6 热化学复合驱开发技术孤岛中二北油藏井位图日产油 t/d 160 120 80 90.7% 145t/d 100 含 90 水 80 % 40 72.

35 6 热化学复合驱开发技术孤岛中二北油藏井位图日产油 t/d % 145t/d 100 含 90 水 80 % % 70 20t/d 时间 d 油藏平均埋深 :1300m 含水下降 : 17.8% 产量增加 : 6 倍采收率 : 57.1% 提高采收率 :25.1%

36 二胜利油田稠油开采技术应用上述主导技术, 胜利油田稠油年产量由 t 增加到 t, 净增 t, 累积增产原油 t 年产油 1 0 4t 强水敏稠油近热远防开发技术薄层稠油多井型组合开发技术特超稠油 HDCS 开发技术水驱稠油转高压蒸汽驱开发技术热化学复合驱开发技术基础油新技术占 90% 年度

37 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

38 三结论与认识 1 稠油渗流呈现非达西渗流特征; 2 HDCS 开发技术可以有效动用原油粘度高达 mpa s, 深度达到 2000m 的特超稠油油藏 ; 3 多井型组合开发技术可以动用稠油油层厚度达到 2.5m 薄层稠油油藏 ;

39 三结论与认识 4 近热远防开发技术可动用水敏指数高达 0.9 的稠油油藏 ; 5 高干度蒸汽驱技术可大幅度提高高压稠油油藏采收率; 6 热与化学组合驱油技术可实现加合增效, 是大幅度提高稠油油藏采收率技术的发展趋势

32 中国海上油气 2013 年平井蒸汽吞吐第一周期终止时的日产油量, 以后逐周期递减 ; 投资回收期结束后选择 6m 3 /d 作为终止日产油量根据经济增量法, 不考虑海上生产平台建设费, 海上油田蒸汽吞吐热采费用以吨油操作费表示, 分别取和 120 元 /m 3, 基准收益

32 中国海上油气 2013 年平井蒸汽吞吐第一周期终止时的日产油量, 以后逐周期递减 ; 投资回收期结束后选择 6m 3 /d 作为终止日产油量根据经济增量法, 不考虑海上生产平台建设费, 海上油田蒸汽吞吐热采费用以吨油操作费表示, 分别取和 120 元 /m 3, 基准收益第 25 卷第 4 期 2013 年 8 月中国海上油气 CHINAOFSHOREOILANDGAS Vol.25No.4 Aug.2013 渤海油田稠油水平井蒸汽吞吐油藏经济技术界限研究及应用张贤松 1,2 (1. 海洋石油高效开发国家重点实验室 ;2. 中海油研究总院 ) 摘要将渤海油田稠油油藏按照原油粘度大小划分为 4 种类型, 选取某典型稠油油藏, 通过数值模拟方法研究了水平井蒸汽吞吐开发方式下不同类型稠油油藏开发效果与油藏深度