第一篇：國(guó)內(nèi)外高含水油田、低滲透油田以及稠油開(kāi)采技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)

國(guó)內(nèi)外高含水油田、低滲透油田以及稠油開(kāi)采技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)

我國(guó)公布的國(guó)家“十一五”國(guó)民經(jīng)濟(jì)發(fā)展規(guī)劃中將“單位國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值能源消耗降低20%左右”作為一項(xiàng)重要任務(wù)指標(biāo)，這一目標(biāo)要求今后5 年內(nèi)我國(guó)必須依靠科技進(jìn)步，在能源開(kāi)發(fā)、轉(zhuǎn)化、利用等各環(huán)節(jié)提高效率、節(jié)約資源。我國(guó)一方面石油資源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，開(kāi)發(fā)過(guò)程中浪費(fèi)嚴(yán)重。我國(guó)陸上油田采用常規(guī)的注水方式開(kāi)發(fā)，平均采收率只有33%左右，大約有2/3 的儲(chǔ)量仍留在地下，而對(duì)那些低滲透油田、斷塊油田、稠油油田等來(lái)說(shuō)采收率還要更低些，因而提高原油采收率是一項(xiàng)不容忽視的工作，也是我國(guó)從源頭節(jié)約石油資源的最有效途徑之一。由此產(chǎn)生的對(duì)石油高效開(kāi)采技術(shù)的需求也將更為強(qiáng)烈。分析國(guó)內(nèi)外石油開(kāi)采技術(shù)的發(fā)展態(tài)勢(shì)，將有助于我國(guó)發(fā)揮優(yōu)勢(shì)，彌補(bǔ)不足。

1高含水油田開(kāi)發(fā)特色技術(shù)30%左右，“三高二低”的開(kāi)發(fā)矛盾突出，即綜合含水率高、采出程度高、采油速度高、儲(chǔ)采比低、采收率低，仍有約較多的剩余石油殘留在地下，這些殘留在地下的剩余石油儲(chǔ)量對(duì)于增加可采儲(chǔ)量和提高采收率是一個(gè)巨大的潛力。據(jù)估計(jì)，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相當(dāng)于增加全世界2～3年的石油消費(fèi)量。因而通過(guò)技術(shù)手段提高高含水油田的采收率具有重要意義。

國(guó)內(nèi)外情況

已開(kāi)發(fā)的油田進(jìn)入高含水后期開(kāi)發(fā)后，隨著開(kāi)采程度加深，地下油水關(guān)系、剩余油分布越來(lái)越復(fù)雜，非均質(zhì)性更嚴(yán)重，給油田穩(wěn)產(chǎn)和調(diào)整挖潛帶來(lái)的難度越來(lái)越大。目前我國(guó)東部許多主力油田已成為高含水油田，經(jīng)過(guò)一次、二次采油后，僅能采出地下總儲(chǔ)量的 1.1

在油藏精細(xì)描述和剩余油分布研究的基礎(chǔ)上，除采取強(qiáng)化采油措施外，國(guó)際高含水油田開(kāi)發(fā)技術(shù)主要有：井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)（包括細(xì)分層系、加密調(diào)整井、井網(wǎng)重組）、注水調(diào)整技術(shù)（包括不穩(wěn)定注水、選擇性注水、優(yōu)化注水壓力、提高產(chǎn)液量、調(diào)整注采井網(wǎng)、注污調(diào)剖等）、特殊鉆井技術(shù)（包括水平井技術(shù)、大位移多靶點(diǎn)定向井、側(cè)鉆井技術(shù)等）、油層深部調(diào)剖技術(shù)等。改善高含水期油田注水開(kāi)發(fā)效果一直是國(guó)外油氣開(kāi)采領(lǐng)域的研究重點(diǎn)，國(guó)外在不穩(wěn)定注水技術(shù)、水平井技術(shù)、油層深部調(diào)剖技術(shù)等方面具有明顯優(yōu)勢(shì)?？厮€(wěn)油及區(qū)塊綜合治理工作是實(shí)現(xiàn)老油田穩(wěn)產(chǎn)、提高經(jīng)濟(jì)效益的重要手段。

進(jìn)入“八五”以來(lái)，我國(guó)在搞清地下油水分布的基礎(chǔ)上，逐步發(fā)展了一套完善注采系統(tǒng)、細(xì)分注水、調(diào)整注采結(jié)構(gòu)和產(chǎn)液結(jié)構(gòu)、對(duì)應(yīng)調(diào)堵的控水穩(wěn)油配套技術(shù)。我國(guó)大慶油田、華北油田、新疆油田等主力油田實(shí)施的“穩(wěn)油控水”綜合治理開(kāi)發(fā)配套技術(shù)居世界領(lǐng)先水平。

1.2

1.2.1 不穩(wěn)定注水技術(shù)

不穩(wěn)定注水即通過(guò)不斷改變注水量、注水方向及采出量、造成高滲透層與低滲透層之間以及同一層的高滲透部位與低滲透部位之間的波動(dòng)壓差，充分發(fā)揮毛細(xì)管吸滲作用，提高注入水波及系數(shù)，驅(qū)替出低滲透區(qū)的剩余油，從而提高采收率。不穩(wěn)定注水的實(shí)施方法多樣。該技術(shù)很早就在俄羅斯和美國(guó)開(kāi)始工業(yè)應(yīng)用，俄羅斯對(duì)于相關(guān)應(yīng)用基礎(chǔ)的研究居世界領(lǐng)先地位。我國(guó)對(duì)該技術(shù)已有小規(guī)模的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和有限的機(jī)理研究，在技術(shù)上和應(yīng)用規(guī)模上與國(guó)外有較大差距。我國(guó)勝利油田公司對(duì)大蘆湖低滲透油田開(kāi)采中就利用了該技術(shù)，增產(chǎn)效果比較明顯。

特色技術(shù)

1.2.2加密調(diào)整井技術(shù)

直至目前，鉆加密井、調(diào)整注采結(jié)構(gòu)仍然是國(guó)外高含水期油田開(kāi)采剩余油、改善水驅(qū)效果的主導(dǎo)技術(shù)。其發(fā)展趨勢(shì)是基于油藏精細(xì)描述，實(shí)現(xiàn)加密井的優(yōu)化布置加密調(diào)整井網(wǎng)的對(duì)象，一是斷塊面積小，井距過(guò)大，連通狀況差的油藏；二是開(kāi)發(fā)對(duì)象轉(zhuǎn)移到Ⅱ、Ⅲ類(lèi)油層，物性差、需要縮小井距的油藏；三是原井網(wǎng)井距偏大，不利于儲(chǔ)量動(dòng)用的油藏。

水平井技術(shù)1.5～2.0倍，而水平井的產(chǎn)量和單井增加可采儲(chǔ)量可達(dá)直井的4～8倍。除可顯著提高油田產(chǎn)量外，水平井還可有效地提高油田采收率。如美國(guó)Elk－Hills 26R油藏從1988～1995年共鉆14口水平井，獲得良好經(jīng)濟(jì)效益（扣除成本，這些井在壽命期間獲純收入2.37億美元），成功地控制了儲(chǔ)量遞減，并使該油藏最大可采儲(chǔ)量提高18.7%。在我國(guó)的大慶和長(zhǎng)慶油田的一些低滲透砂巖油藏中已經(jīng)開(kāi)始了水平井的實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，水平井加上壓裂改造，可以取得比直井更好的開(kāi)發(fā)效果。

1.3

在提高高含水油田采收率方面我國(guó)今后需要進(jìn)一步發(fā)展的技術(shù)有：側(cè)鉆水平井、復(fù)雜結(jié)構(gòu)井技術(shù)、油層深部調(diào)剖技術(shù)、不穩(wěn)定注水技術(shù)、注水后熱采技術(shù)、物理法采油技術(shù)、套損治理技術(shù)等。低滲透油田開(kāi)發(fā)技術(shù)

通常認(rèn)為油層平均滲透率K＝（10～50）×10－3μm2的油藏為一般低滲透油田；K＝（1～10）×10－3μm2的油藏為特低滲透油田；K＜0.1×10－3μm2 的油藏為超低滲油田。（Low permeability reservoir，Low permeability pool）資源十分豐富，分布范圍非常廣泛，在美國(guó)、俄羅斯和加拿大等都有廣泛的分布。隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，小而復(fù)雜的低滲透油田的比例越來(lái)越大。例如，俄羅斯近幾年來(lái)在西西伯利亞地區(qū)新發(fā)現(xiàn)的低滲透、薄層等低效儲(chǔ)量已占探明儲(chǔ)量的50%以上。

目前世界上低滲透油田

在我國(guó)，低滲透油氣田廣泛分布在全國(guó)的各個(gè)油氣區(qū)，探明儲(chǔ)量為63億t，約占探明總儲(chǔ)量的28%。近5年探明儲(chǔ)量中低滲透油儲(chǔ)量的比重已增至50%～60%，剩余石油資源中低滲透油田儲(chǔ)量也占到 76.5%，其中松遼、鄂爾多斯、柴達(dá)木、準(zhǔn)噶爾四大盆地低滲透儲(chǔ)量比例均在85%以上。在低滲透油氣資源中，探明儲(chǔ)量大于2億t的油區(qū)有大慶、吉林、遼河、大港、新疆、長(zhǎng)慶、吐哈、勝利、中原等9個(gè)油區(qū)。低滲透油田最基本的特點(diǎn)就是流體滲透能力差、產(chǎn)能低，通常需要進(jìn)行油藏改造才能維持正常生產(chǎn)。如何經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)發(fā)低滲透油藏是當(dāng)前世界油田開(kāi)發(fā)中的一個(gè)難題。國(guó)內(nèi)外情況

2.1

單項(xiàng)采油技術(shù)方面，我國(guó)和國(guó)外相比，各有優(yōu)劣。其中：在油藏精細(xì)描述、富集區(qū)優(yōu)選、超前注水、開(kāi)發(fā)壓裂等方面有我國(guó)的優(yōu)勢(shì)，有的還具原創(chuàng)性；但在裂縫識(shí)別、壓裂新技術(shù)、裝備和軟件、水平井和復(fù)雜結(jié)構(gòu)井井下隨鉆測(cè)量和控制技術(shù)，小井眼鉆采工藝、注氣等技術(shù)方面有較大差距。

在集成組合技術(shù)方面我國(guó)處于領(lǐng)先地位?！熬盼濉逼陂g，長(zhǎng)慶、大慶、華北、新疆等油區(qū)經(jīng)過(guò)反復(fù)試驗(yàn)，不斷創(chuàng)新，發(fā)展應(yīng)用了一套適應(yīng)低滲、低產(chǎn)油田特點(diǎn)的新型簡(jiǎn)化油氣集輸流程，包括簡(jiǎn)化油井計(jì)量和聯(lián)合站處理工藝及簡(jiǎn)化配套公用工程的實(shí)用新技術(shù)，在降低油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)建設(shè)投資和減少生產(chǎn)操作費(fèi)用上發(fā)揮了十分顯著的作用。在油田開(kāi)發(fā)方面，近年來(lái)重點(diǎn)在滲流理論、裂縫識(shí)別與壓裂開(kāi)發(fā)等學(xué)科方面取得較大進(jìn)展。通過(guò)地震、測(cè)井綜合研究裂縫識(shí)別技術(shù)，對(duì)油田的高效開(kāi)發(fā)布井起到了很重要的作用；應(yīng)用核磁共振理論與技術(shù)解釋低滲透儲(chǔ)層可動(dòng)油的定量分析，并成功地應(yīng)用于多個(gè)低滲油田；在啟動(dòng)壓力梯度、吸滲驅(qū)油、油水相對(duì)滲透率特征及儲(chǔ)層傷害機(jī)理等問(wèn)題上，取得了新的認(rèn)識(shí)；在壓裂整體開(kāi)發(fā)理論特別是矩形井網(wǎng)與人工裂縫的合理配置的研究與應(yīng)用上也取得了進(jìn)展。

大慶針對(duì)外圍“三低”油藏（低滲、低產(chǎn)、低豐度）開(kāi)發(fā)實(shí)踐中，發(fā)展了油藏綜合描述技術(shù)、優(yōu)化井網(wǎng)設(shè)計(jì)、注水開(kāi)發(fā)綜合調(diào)整技術(shù)和多種開(kāi)采方式新技術(shù)（提撈采油和大跨距兩類(lèi)油層合采技術(shù)、高粘稀油油藏蒸汽吞吐和微生物吞吐開(kāi)采技術(shù)、特低豐度薄層水平井開(kāi)采技術(shù)），提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度和油田采收率。使無(wú)效油藏得到有效開(kāi)發(fā)。使經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量降到了1.55 t/d 以下。從投產(chǎn)井看，單井超過(guò)直井的3～5倍，取得了較好效果。特色技術(shù)

延長(zhǎng)油礦在開(kāi)發(fā)上廣泛采用了一系列適合該油田的開(kāi)發(fā)新技術(shù)，如叢式井、壓裂、注水等，提高了單井產(chǎn)量，壓縮了鉆井投資。

2.2

2.2.1

超前注水是指注水井在采油井投產(chǎn)前投注，油井投產(chǎn)時(shí)其泄油面積內(nèi)含油飽和度不低于原始含油飽和度，地層壓力高于原始地層壓力并建立起有效驅(qū)替系統(tǒng)的一種注采方式。早注水可以使地層壓力保持在較高的水平，相應(yīng)可使油田在一個(gè)較高的水平上穩(wěn)產(chǎn)。超前注水技術(shù)開(kāi)發(fā)有如下特點(diǎn)：

①可建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，單井獲得較高的產(chǎn)量；

②降低因地層壓力下降造成的滲透率傷害；

③有利于提高油相相對(duì)滲透率；

④超前注水有利于提高最終采收率。

長(zhǎng)慶油田公司在安塞、西峰等油田注水開(kāi)發(fā)中實(shí)施早期強(qiáng)化注水、不穩(wěn)定注水、同步或超前注水、沿裂縫注水、高含水區(qū)提高采液指數(shù)、改變滲流場(chǎng)、加密調(diào)整、調(diào)整注水剖面、調(diào)整產(chǎn)液剖面等技術(shù)，從而提高了單井產(chǎn)能及最終采收率，提高了整體開(kāi)發(fā)效益。同步或超前注水能使地層避免或少受傷害，超前注水能盡快建立起壓力驅(qū)替系統(tǒng)。2001年在安塞油田開(kāi)展了12個(gè)超前注水井組（王窯7個(gè)，杏河5個(gè)），對(duì)應(yīng)油井47口，動(dòng)用含油面積3.87km2。個(gè)井組先后于5～8月份投注。王窯西南7口注水井平均日注水平41m3，注水強(qiáng)度2.0m3/（d?m）；杏河西南5口注水井平均日注水量39m3，注水強(qiáng)度2.74m3/（d?m），盡快建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。通過(guò)超前注水技術(shù)的實(shí)施，單井產(chǎn)能得到一定程度的提高，有效地減緩了油田遞減，最終采收率得到提高。

2.2.2

開(kāi)發(fā)壓裂技術(shù)6個(gè)方面加以完善和改進(jìn)，壓裂工藝改進(jìn)后現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用81口井，初期平均單井日增液619t，日增油410t。實(shí)施較早的龍南油田5口井，平均單井日增油417t，與未優(yōu)化井對(duì)比，初期增油強(qiáng)度是以往壓裂的115倍，累計(jì)增油794t，有效期已達(dá)287d。小井眼技術(shù)76.2mm井眼的全套鉆井和井下配套工具，以及多種連續(xù)取心和混合型鉆機(jī)。近幾年來(lái)，我國(guó)在大慶、吉林等油田鉆了一小批小井眼井，統(tǒng)計(jì)的鉆井費(fèi)用較常規(guī)井降低了15%。我國(guó)今后技術(shù)發(fā)展方向

2.2.3

使用小井眼技術(shù)可以大幅度降低鉆井投資，提高低滲透油田的經(jīng)濟(jì)效益使之得到有效發(fā)展。目前國(guó)外小井眼研究發(fā)展的先進(jìn)技術(shù)研究和發(fā)展趨勢(shì)有：帶頂部驅(qū)動(dòng)的小井眼鉆機(jī)、小尺寸大功率井下動(dòng)力鉆具、采用高靈敏度井控專(zhuān)家系統(tǒng)控制和預(yù)防井噴、采用連續(xù)取心鉆機(jī)進(jìn)行小井眼取心作業(yè)、采用高強(qiáng)度固定齒的新型鉆頭等，并朝著更小尺寸配套的方向發(fā)展，目前國(guó)外已有可用于

2.3

我國(guó)今后需要進(jìn)一步發(fā)展的提高低滲透油田原油采收率的技術(shù)有：低滲透含油區(qū)帶優(yōu)選技術(shù)；低滲透儲(chǔ)層裂縫先期預(yù)測(cè)技術(shù)；開(kāi)發(fā)壓裂優(yōu)化注采系統(tǒng)技術(shù)；水平井、復(fù)雜結(jié)構(gòu)井壓裂技術(shù)；低滲透油藏注氣提高原油采收率技術(shù)；小井眼技術(shù)。

世界上的稠油和天然瀝青資源豐富，但其開(kāi)采難度很大。我國(guó)稠油資源量比較豐富，資源量近200億t。截止2002年底，累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量18.4億t。因而，對(duì)稠油開(kāi)發(fā)也是我國(guó)石油開(kāi)采的一個(gè)重要方面。

3.1

稠油開(kāi)發(fā)方面幾乎所有的技術(shù)都源于國(guó)外，都是在國(guó)外首先提出、研發(fā)和商業(yè)應(yīng)用的，特別是美國(guó)和加拿大。近年來(lái)，國(guó)外稠油開(kāi)采技術(shù)的進(jìn)展主要有：蒸汽輔助重力泄油技術(shù)、稠油出砂冷采技術(shù)、稠油氣體—溶劑超臨界萃取冷采技術(shù)、重力輔助火燒油層技術(shù)、電磁波熱采技術(shù)等。如美國(guó)加利福尼亞州Kern River油田和印度尼西亞Duri油田大型蒸汽驅(qū)項(xiàng)目，采收率高達(dá)55%～70%，油汽比均超過(guò)0.25，開(kāi)采效果好、經(jīng)濟(jì)效益高。美國(guó)、加拿大在稠油開(kāi)發(fā)和開(kāi)采方面，包括蒸汽驅(qū)熱能管、油藏監(jiān)測(cè)等都處于國(guó)際領(lǐng)先水平。

我國(guó)自20世紀(jì)90年代以來(lái)就在四大稠油區(qū)相繼開(kāi)展蒸汽驅(qū)先導(dǎo)性試驗(yàn)，目前我國(guó)的稠油油藏蒸汽吞吐技術(shù)已基本配套，形成了深達(dá)1600m的蒸汽吞吐系列，成為我國(guó)稠油開(kāi)采的主導(dǎo)技術(shù)，而且在今后若干年中仍將繼續(xù)發(fā)揮主導(dǎo)作用。稠油蒸汽吞吐在高輪次開(kāi)采情況下遞減加快，“九五”遞減總量比“八五”增加212萬(wàn)t，而新井產(chǎn)量占基礎(chǔ)井的比例由72%降為38%，在這種情況下，一方面通過(guò)加大措施工作量，使措施增產(chǎn)比例由40%加大到46%，多增油163萬(wàn)t；另一方面應(yīng)用改進(jìn)的蒸汽吞吐技術(shù)，如分層注汽、投球選注等，改善蒸汽波及體積，使縱向動(dòng)用程度由“八五”初期的40%左右提高到60%，在極端困難的條件下實(shí)現(xiàn)了稠油產(chǎn)量穩(wěn)中有增。

與此同時(shí)，還發(fā)展了普通稠油油藏注水后轉(zhuǎn)注蒸汽開(kāi)發(fā)的新技術(shù)，擴(kuò)大了熱采領(lǐng)域。在稠油吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)方面，新疆淺層稠油蒸汽驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)已獲成功，蒸汽驅(qū)井組從1995年的252擴(kuò)大到557個(gè)。2000年汽驅(qū)產(chǎn)量為91.254萬(wàn)t，油汽比（OSR）將達(dá)到 0.22。在遼河油區(qū)發(fā)展了超稠油蒸汽吞吐配套技術(shù)，超稠油生產(chǎn)能力已達(dá)到100萬(wàn)t以上。

截止2002年底，我國(guó)應(yīng)用熱力開(kāi)采技術(shù)已累計(jì)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量12.6億t，當(dāng)年產(chǎn)量1267t，使我國(guó)成為世界第四大稠油生產(chǎn)國(guó)。

大慶油田針對(duì)大慶長(zhǎng)垣西部低產(chǎn)低滲透儲(chǔ)層地質(zhì)條件復(fù)雜、壓裂選井選層難度大、經(jīng)濟(jì)效益差等矛盾，從壓裂工藝技術(shù)上進(jìn)行研究，在裂縫有效支撐、加砂程序、破膠劑追加程序、等量替擠、強(qiáng)制閉合、延長(zhǎng)壓裂有效期等

3．2 特色技術(shù)

3.2.1

熱采工藝主要有蒸氣吞吐法、蒸氣驅(qū)油法、氣—汽驅(qū)油法和火燒油層法等，但目前應(yīng)用較多的是蒸氣吞吐法和蒸氣驅(qū)油法。蒸氣吞吐法就是把飽和蒸氣通過(guò)油井注入油層，利用其熱能使原油降粘、活化，驅(qū)使其流動(dòng)，同時(shí)促使油層壓力提高，當(dāng)產(chǎn)能達(dá)到一定程度后開(kāi)始采油。

采油速度1.83%，采出程度50%，綜合含水88.9%。原方案預(yù)計(jì)的采收率為64%～65%，預(yù)計(jì)油田最終采收率可以達(dá)到80%。但從我國(guó)10多年若干先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的開(kāi)采實(shí)踐來(lái)看，蒸氣驅(qū)的采油效果還不十分理想，其主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)尚達(dá)不到開(kāi)發(fā)方案的預(yù)想值，因此蒸氣驅(qū)技術(shù)應(yīng)為我國(guó)今后重點(diǎn)關(guān)注和加強(qiáng)研究的提高采收率技術(shù)之一。蒸汽輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)100對(duì)熱采井應(yīng)用這套技術(shù)。由一對(duì)井組進(jìn)行，生產(chǎn)井在目標(biāo)層底部，注入井在生產(chǎn)井上5m，連續(xù)向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生產(chǎn)井泄油，適用于瀝青質(zhì)含量高、高粘厚層油藏，三個(gè)地區(qū)中Athabasca地區(qū)最適合采用該技術(shù)。蒸汽輔助重力驅(qū)采收率高，預(yù)期采收率超過(guò)50%。我國(guó)則正在和加拿大的專(zhuān)家合作進(jìn)行試驗(yàn)，尚未得出最終結(jié)果。稠油攜砂冷采技術(shù)10%～15%的稠油產(chǎn)量靠這種技術(shù)。稠油攜砂冷采技術(shù)成功地應(yīng)用于加拿大的許多稠油油田（粘度為300～55000cP）。典型的稠油攜砂冷采油井以5～25m3/d（30～150bbl/d）的速度采油。在應(yīng)用稠油攜砂冷采技術(shù)采油的過(guò)程中，通過(guò)高質(zhì)量的修井作業(yè)，可以成功地解決機(jī)械問(wèn)題和油藏問(wèn)題，從而提高采油速度，減小采油成本。我國(guó)今后技術(shù)發(fā)展方向

3.2.2

自從加拿大提出后，技術(shù)上有了突破，至今已有

3.2.3

該技術(shù)是加拿大提出的，現(xiàn)在加拿大已有

3.3

我國(guó)今后需要進(jìn)一步發(fā)展的稠油開(kāi)采技術(shù)有：組合式改善蒸氣吞吐技術(shù)；蒸氣驅(qū)技術(shù)；蒸氣輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)；超稠油越泵加熱技術(shù)；稠油攜砂冷采技術(shù)；火燒油層技術(shù)；超臨界流體萃取技術(shù)；熱電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)。

熱采技術(shù)20世紀(jì)70年代以來(lái)，國(guó)外一些油田開(kāi)展了注水開(kāi)發(fā)中后期轉(zhuǎn)注蒸氣開(kāi)發(fā)的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，提出了水驅(qū)后油藏蒸氣驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)，并且在一些水驅(qū)中后期油藏開(kāi)展了礦場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的效果。目前，該技術(shù)已經(jīng)成為一種比較成熟的提高采收率的技術(shù)。世紀(jì)80年代初，我國(guó)開(kāi)始在油田運(yùn)用蒸氣吞吐熱采工藝，實(shí)踐證明該技術(shù)較適用于埋深800m以上的油層進(jìn)行低周期開(kāi)發(fā)，油層超過(guò)這一深度繼續(xù)用該技術(shù)采油則會(huì)導(dǎo)致低于熱采經(jīng)濟(jì)界限而被迫關(guān)井停產(chǎn)，因而今后還需要進(jìn)一步改善蒸氣吞吐的開(kāi)發(fā)效果。蒸氣驅(qū)油法是繼蒸氣吞吐后發(fā)展起來(lái)的一種熱驅(qū)技術(shù)，主要是利用蒸氣對(duì)油層中粘稠油藏的驅(qū)替作用，達(dá)到提高采油率的目的，目前，國(guó)際上蒸氣驅(qū)技術(shù)可提高采收率22.1%左右。美國(guó)在此方面開(kāi)展很早，也有很大成效，2004年美國(guó)熱采產(chǎn)油量為34.55萬(wàn)桶/d。例如，美國(guó)克思河（Kervn）油田于1898年投人開(kāi)發(fā)，至1964年為冷采開(kāi)發(fā)階段，采出程度僅為6%。1964～1971年開(kāi)始了注蒸汽試驗(yàn)。目前全面蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)（少數(shù)井蒸汽吞吐）。油田共有油井5800口，注蒸汽井1600口，日注蒸汽32萬(wàn)桶（5.1×104t），日產(chǎn)油10萬(wàn)桶（1.59×104t），日產(chǎn)水80萬(wàn)桶（12.72×104t）。

第二篇：國(guó)內(nèi)外高含水油田、低滲及稠油開(kāi)采技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)

國(guó)內(nèi)外高含水油田、低滲透油田以及稠油開(kāi)采技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)

我國(guó)公布的國(guó)家“十一五”國(guó)民經(jīng)濟(jì)發(fā)展規(guī)劃中將“單位國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值能源消耗降低20％左右”作為一項(xiàng)重要任務(wù)指標(biāo)，這一目標(biāo)要求今后5年內(nèi)我國(guó)必須依靠科技進(jìn)步，在能源開(kāi)發(fā)、轉(zhuǎn)化、利用等各環(huán)節(jié)提高效率、節(jié)約資源。我國(guó)一方面石油資源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，開(kāi)發(fā)過(guò)程中浪費(fèi)嚴(yán)重。我國(guó)陸上油田采用常規(guī)的注水方式開(kāi)發(fā)，平均采收率只有33％左右，大約有2/3的儲(chǔ)量仍留在地下，而對(duì)那些低滲透油田、斷塊油田、稠油油田等來(lái)說(shuō)采收率還要更低些，因而提高原油采收率是一項(xiàng)不容忽視的工作，也是我國(guó)從源頭節(jié)約石油資源的最有效途徑之一。由此產(chǎn)生的對(duì)石油高效開(kāi)采技術(shù)的需求也將更為強(qiáng)烈。分析國(guó)內(nèi)外石油開(kāi)采技術(shù)的發(fā)展態(tài)勢(shì)，將有助于我國(guó)發(fā)揮優(yōu)勢(shì)，彌補(bǔ)不足。1 高含水油田開(kāi)發(fā)特色技術(shù)

已開(kāi)發(fā)的油田進(jìn)入高含水后期開(kāi)發(fā)后，隨著開(kāi)采程度加深，地下油水關(guān)系、剩余油分布越來(lái)越復(fù)雜，非均質(zhì)性更嚴(yán)重，給油田穩(wěn)產(chǎn)和調(diào)整挖潛帶來(lái)的難度越來(lái)越大。目前我國(guó)東部許多主力油田已成為高含水油田，經(jīng)過(guò)一次、二次采油后，僅能采出地下總儲(chǔ)量的30％左右，“三高二低”的開(kāi)發(fā)矛盾突出，即綜合含水率高、采出程度高、采油速度高、儲(chǔ)采比低、采收率低，仍有約較多的剩余石油殘留在地下，這些殘留在地下的剩余石油儲(chǔ)量對(duì)于增加可采儲(chǔ)量和提高采收率是一個(gè)巨大的潛力。據(jù)估計(jì)，如果世界上所有油田的采收率提高1％，就相當(dāng)于增加全世界2～3年的石油消費(fèi)量。因而通過(guò)技術(shù)手段提高高含水油田的采收率具有重要意義。1.1國(guó)內(nèi)外情況

在油藏精細(xì)描述和剩余油分布研究的基礎(chǔ)上，除采取強(qiáng)化采油措施外，國(guó)際高含水油田開(kāi)發(fā)技術(shù)主要有：井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)（包括細(xì)分層系、加密調(diào)整井、井網(wǎng)重組）、注水調(diào)整技術(shù)（包括不穩(wěn)定注水、選擇性注水、優(yōu)化注水壓力、提高產(chǎn)液量、調(diào)整注采井網(wǎng)、注污調(diào)剖等）、特殊鉆井技術(shù)（包括水平井技術(shù)、大位移多靶點(diǎn)定向井、側(cè)鉆井技術(shù)等）、油層深部調(diào)剖技術(shù)等。改善高含水期油田注水開(kāi)發(fā)效果一直是國(guó)外油氣開(kāi)采領(lǐng)域的研究重點(diǎn)，國(guó)外在不穩(wěn)定注水技術(shù)、水平井技術(shù)、油層深部調(diào)剖技術(shù)等方面具有明顯優(yōu)勢(shì)。控水穩(wěn)油及區(qū)塊綜合治理工作是實(shí)現(xiàn)老油田穩(wěn)產(chǎn)、提高經(jīng)濟(jì)效益的重要手段。

進(jìn)入“八五”以來(lái)，我國(guó)在搞清地下油水分布的基礎(chǔ)上，逐步發(fā)展了一套完善注采系統(tǒng)、細(xì)分注水、調(diào)整注采結(jié)構(gòu)和產(chǎn)液結(jié)構(gòu)、對(duì)應(yīng)調(diào)堵的控水穩(wěn)油配套技術(shù)。我國(guó)大慶油田、華北油田、新疆油田等主力油田實(shí)施的“穩(wěn)油控水” 綜合治理開(kāi)發(fā)配套技術(shù)居世界領(lǐng)先水平。1.2 特色技術(shù) 1.2.1 不穩(wěn)定注水技術(shù)

不穩(wěn)定注水即通過(guò)不斷改變注水量、注水方向及采出量、造成高滲透層與低滲透層之間以及同一層的高滲透部位與低滲透部位之間的波動(dòng)壓差，充分發(fā)揮毛細(xì)管吸滲作用，提高注入水波及系數(shù)，驅(qū)替出低滲透區(qū)的剩余油，從而提高采收率。不穩(wěn)定注水的實(shí)施方法多樣。該技術(shù)很早就在俄羅斯和美國(guó)開(kāi)始工業(yè)應(yīng)用，俄羅斯對(duì)于相關(guān)應(yīng)用基礎(chǔ)的研究居世界領(lǐng)先地位。我國(guó)對(duì)該技術(shù)已有小規(guī)模的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和有限的機(jī)理研究，在技術(shù)上和應(yīng)用規(guī)模上與國(guó)外有較大差距。我國(guó)勝利油田公司對(duì)大蘆湖低滲透油田開(kāi)采中就利用了該技術(shù)，增產(chǎn)效果比較明顯。1.2.2 水平井技術(shù)

水平井鉆井成本只是直井的1.5～2.0倍，而水平井的產(chǎn)量和單井增加可采儲(chǔ)量可達(dá)直井的4～8倍。除可顯著提高油田產(chǎn)量外，水平井還可有效地提高油田采收率。如美國(guó)Elk-Hills 26R油藏從1988~1995年共鉆14口水平井，獲得良好經(jīng)濟(jì)效益（扣除成本，這些井在壽命期間獲純收入2.37億美元），成功地控制了儲(chǔ)量遞減，并使該油藏最大可采儲(chǔ)量提高18.7％。在我國(guó)的大慶和長(zhǎng)慶油田的一些低滲透砂巖油藏中已經(jīng)開(kāi)始了水平井的實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，水平井加上壓裂改造，可以取得比直井更好的開(kāi)發(fā)效果。1.2.3 加密調(diào)整井技術(shù)

直至目前，鉆加密井、調(diào)整注采結(jié)構(gòu)仍然是國(guó)外高含水期油田開(kāi)采剩余油、改善水驅(qū)效果的主導(dǎo)技術(shù)。其發(fā)展趨勢(shì)是基于油藏精細(xì)描述，實(shí)現(xiàn)加密井的優(yōu)化布置加密調(diào)整井網(wǎng)的對(duì)象，一是斷塊面積小，井距過(guò)大，連通狀況差的油藏；二是開(kāi)發(fā)對(duì)象轉(zhuǎn)移到Ⅱ、Ⅲ類(lèi)油層，物性差、需要縮小井距的油藏；三是原井網(wǎng)井距偏大，不利于儲(chǔ)量動(dòng)用的油藏。

1.3 我國(guó)今后技術(shù)發(fā)展方向

在提高高含水油田采收率方面我國(guó)今后需要進(jìn)一步發(fā)展的技術(shù)有：側(cè)鉆水平井、復(fù)雜結(jié)構(gòu)井技術(shù)、油層深部調(diào)剖技術(shù)、不穩(wěn)定注水技術(shù)、注水后熱采技術(shù)、物理法采油技術(shù)、套損治理技術(shù)等。2 低滲透油田開(kāi)發(fā)技術(shù)

通常認(rèn)為油層平均滲透率K=(10～50)×10-3μm2的油藏為一般低滲透油田；K=(1～10)×10-3μm2的油藏為特低滲透油田；K<0.1×10-3μm2 的油藏為超低滲油田。目前世界上低滲透油田(Low permeability reservoir，Low permeability pool)資源十分豐富，分布范圍非常廣泛，在美國(guó)、俄羅斯和加拿大等都有廣泛的分布。隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，小而復(fù)雜的低滲透油田的比例越來(lái)越大。例如，俄羅斯近幾年來(lái)在西西伯利亞地區(qū)新發(fā)現(xiàn)的低滲透、薄層等低效儲(chǔ)量已占探明儲(chǔ)量的50％以上。在我國(guó)，低滲透油氣田廣泛分布在全國(guó)的各個(gè)油氣區(qū)，探明儲(chǔ)量為63億t，約占探明總儲(chǔ)量的28％。近5年探明儲(chǔ)量中低滲透油儲(chǔ)量的比重已增至50％～60％，剩余石油資源中低滲透油田儲(chǔ)量也占到 76.5％，其中松遼、鄂爾多斯、柴達(dá)木、準(zhǔn)噶爾四大盆地低滲透儲(chǔ)量比例均在85％以上。在低滲透油氣資源中，探明儲(chǔ)量大于2億t的油區(qū)有大慶、吉林、遼河、大港、新疆、長(zhǎng)慶、吐哈、勝利、中原等9個(gè)油區(qū)。低滲透油田最基本的特點(diǎn)就是流體滲透能力差、產(chǎn)能低，通常需要進(jìn)行油藏改造才能維持正常生產(chǎn)。如何經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)發(fā)低滲透油藏是當(dāng)前世界油田開(kāi)發(fā)中的一個(gè)難題。2.1 國(guó)內(nèi)外情況

單項(xiàng)采油技術(shù)方面，我國(guó)和國(guó)外相比，各有優(yōu)劣。其中：在油藏精細(xì)描述、富集區(qū)優(yōu)選、超前注水、開(kāi)發(fā)壓裂等方面有我國(guó)的優(yōu)勢(shì)，有的還具原創(chuàng)性；但在裂縫識(shí)別、壓裂新技術(shù)、裝備和軟件、水平井和復(fù)雜結(jié)構(gòu)井井下隨鉆測(cè)量和控制技術(shù)，小井眼鉆采工藝、注氣等技術(shù)方面有較大差距。

在集成組合技術(shù)方面我國(guó)處于領(lǐng)先地位。“九五”期間，長(zhǎng)慶、大慶、華北、新疆等油區(qū)經(jīng)過(guò)反復(fù)試驗(yàn)，不斷創(chuàng)新，發(fā)展應(yīng)用了一套適應(yīng)低滲、低產(chǎn)油田特點(diǎn)的新型簡(jiǎn)化油氣集輸流程，包括簡(jiǎn)化油井計(jì)量和聯(lián)合站處理工藝及簡(jiǎn)化配套公用工程的實(shí)用新技術(shù)，在降低油田開(kāi)發(fā)生產(chǎn)建設(shè)投資和減少生產(chǎn)操作費(fèi)用上發(fā)揮了十分顯著的作用。在油田開(kāi)發(fā)方面，近年來(lái)重點(diǎn)在滲流理論、裂縫識(shí)別與壓裂開(kāi)發(fā)等學(xué)科方面取得較大進(jìn)展。通過(guò)地震、測(cè)井綜合研究裂縫識(shí)別技術(shù)，對(duì)油田的高效開(kāi)發(fā)布井起到了很重要的作用；應(yīng)用核磁共振理論與技術(shù)解釋低滲透儲(chǔ)層可動(dòng)油的定量分析，并成功地應(yīng)用于多個(gè)低滲油田；在啟動(dòng)壓力梯度、吸滲驅(qū)油、油水相對(duì)滲透率特征及儲(chǔ)層傷害機(jī)理等問(wèn)題上，取得了新的認(rèn)識(shí)；在壓裂整體開(kāi)發(fā)理論特別是矩形井網(wǎng)與人工裂縫的合理配置的研究與應(yīng)用上也取得了進(jìn)展。

大慶針對(duì)外圍“三低”油藏（低滲、低產(chǎn)、低豐度）開(kāi)發(fā)實(shí)踐中，發(fā)展了油藏綜合描述技術(shù)、優(yōu)化井網(wǎng)設(shè)計(jì)、注水開(kāi)發(fā)綜合調(diào)整技術(shù)和多種開(kāi)采方式新技術(shù)（提撈采油和大跨距兩類(lèi)油層合采技術(shù)、高粘稀油油藏蒸汽吞吐和微生物吞吐開(kāi)采技術(shù)、特低豐度薄層水平井開(kāi)采技術(shù)），提高了儲(chǔ)量動(dòng)用程度和油田采收率。使無(wú)效油藏得到有效開(kāi)發(fā)。使經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量降到了1.55 t/d 以下。從投產(chǎn)井看，單井超過(guò)直井的3～5倍，取得了較好效果。

延長(zhǎng)油礦在開(kāi)發(fā)上廣泛采用了一系列適合該油田的開(kāi)發(fā)新技術(shù)，如叢式井、壓裂、注水等，提高了單井產(chǎn)量，壓縮了鉆井投資。2.2 特色技術(shù)

2.2.1 超前注水技術(shù)（Advanced water injection）

超前注水是指注水井在采油井投產(chǎn)前投注，油井投產(chǎn)時(shí)其泄油面積內(nèi)含油飽和度不低于原始含油飽和度，地層壓力高于原始地層壓力并建立起有效驅(qū)替系統(tǒng)的一種注采方式。早注水可以使地層壓力保持在較高的水平，相應(yīng)可使油田在一個(gè)較高的水平上穩(wěn)產(chǎn)。超前注水技術(shù)開(kāi)發(fā)有如下特點(diǎn)：①可建立有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，單井獲得較高的產(chǎn)量；②降低因地層壓力下降造成的滲透率傷害；③有利于提高油相相對(duì)滲透率；④超前注水有利于提高最終采收率。長(zhǎng)慶油田公司在安塞、西峰等油田注水開(kāi)發(fā)中實(shí)施早期強(qiáng)化注水、不穩(wěn)定注水、同步或超前注水、沿裂縫注水、高含水區(qū)提高采液指數(shù)、改變滲流場(chǎng)、加密調(diào)整、調(diào)整注水剖面、調(diào)整產(chǎn)液剖面等技術(shù)，從而提高了單井產(chǎn)能及最終采收率，提高了整體開(kāi)發(fā)效益。同步或超前注水能使地層避免或少受傷害，超前注水能盡快建立起壓力驅(qū)替系統(tǒng)。2001年在安塞油田開(kāi)展了12個(gè)超前注水井組(王窯7個(gè)，杏河5個(gè))，對(duì)應(yīng)油井47口，動(dòng)用含油面積3.87km2。12個(gè)井組先后于5～8月份投注。王窯西南7口注水井平均日注水平41m3，注水強(qiáng)度2.0m3/(d·m)；杏河西南5口注水井平均日注水量39m3，注水強(qiáng)度2.74m3/(d·m)，盡快建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。通過(guò)超前注水技術(shù)的實(shí)施，單井產(chǎn)能得到一定程度的提高，有效地減緩了油田遞減，最終采收率得到提高。2.2.2 開(kāi)發(fā)壓裂技術(shù)

大慶油田針對(duì)大慶長(zhǎng)垣西部低產(chǎn)低滲透儲(chǔ)層地質(zhì)條件復(fù)雜、壓裂選井選層難度大、經(jīng)濟(jì)效益差等矛盾，從壓裂工藝技術(shù)上進(jìn)行研究，在裂縫有效支撐、加砂程序、破膠劑追加程序、等量替擠、強(qiáng)制閉合、延長(zhǎng)壓裂有效期等6個(gè)方面加以完善和改進(jìn)，壓裂工藝改進(jìn)后現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用81口井，初期平均單井日增液619t，日增油410t。實(shí)施較早的龍南油田5口井，平均單井日增油417t，與未優(yōu)化井對(duì)比，初期增油強(qiáng)度是以往壓裂的115倍，累計(jì)增油794t，有效期已達(dá)287d。2.2.3 小井眼技術(shù)

使用小井眼技術(shù)可以大幅度降低鉆井投資，提高低滲透油田的經(jīng)濟(jì)效益使之得到有效發(fā)展。目前國(guó)外小井眼研究發(fā)展的先進(jìn)技術(shù)研究和發(fā)展趨勢(shì)有：帶頂部驅(qū)動(dòng)的小井眼鉆機(jī)、小尺寸大功率井下動(dòng)力鉆具、采用高靈敏度井控專(zhuān)家系統(tǒng)控制和預(yù)防井噴、采用連續(xù)取心鉆機(jī)進(jìn)行小井眼取心作業(yè)、采用高強(qiáng)度固定齒的新型鉆頭等，并朝著更小尺寸配套的方向發(fā)展，目前國(guó)外已有可用于76.2mm井眼的全套鉆井和井下配套工具，以及多種連續(xù)取心和混合型鉆機(jī)。近幾年來(lái)，我國(guó)在大慶、吉林等油田鉆了一小批小井眼井，統(tǒng)計(jì)的鉆井費(fèi)用較常規(guī)井降低了15％。2.3 我國(guó)今后技術(shù)發(fā)展方向

我國(guó)今后需要進(jìn)一步發(fā)展的提高低滲透油田原油采收率的技術(shù)有：低滲透含油區(qū)帶優(yōu)選技術(shù)；低滲透儲(chǔ)層裂縫先期預(yù)測(cè)技術(shù)；開(kāi)發(fā)壓裂優(yōu)化注采系統(tǒng)技術(shù)；水平井、復(fù)雜結(jié)構(gòu)井壓裂技術(shù)；低滲透油藏注氣提高原油采收率技術(shù)；小井眼技術(shù)。3 稠油開(kāi)采技術(shù)

世界上的稠油和天然瀝青資源豐富，但其開(kāi)采難度很大。我國(guó)稠油資源量比較豐富，資源量近200億t。截止2002年底，累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量18.4億t。因而，對(duì)稠油開(kāi)發(fā)也是我國(guó)石油開(kāi)采的一個(gè)重要方面。3.1 國(guó)內(nèi)外情況

稠油開(kāi)發(fā)方面幾乎所有的技術(shù)都源于國(guó)外，都是在國(guó)外首先提出、研發(fā)和商業(yè)應(yīng)用的，特別是美國(guó)和加拿大。近年來(lái)，國(guó)外稠油開(kāi)采技術(shù)的進(jìn)展主要有：蒸汽輔助重力泄油技術(shù)、稠油出砂冷采技術(shù)、稠油氣體—溶劑超臨界萃取冷采技術(shù)、重力輔助火燒油層技術(shù)、電磁波熱采技術(shù)等。如美國(guó)加利福尼亞州Kern River油田和印度尼西亞Duri油田大型蒸汽驅(qū)項(xiàng)目，采收率高達(dá)55％～70％，油汽比均超過(guò)0.25，開(kāi)采效果好、經(jīng)濟(jì)效益高。美國(guó)、加拿大在稠油開(kāi)發(fā)和開(kāi)采方面，包括蒸汽驅(qū)熱能管、油藏監(jiān)測(cè)等都處于國(guó)際領(lǐng)先水平。

我國(guó)自20世紀(jì)90年代以來(lái)就在四大稠油區(qū)相繼開(kāi)展蒸汽驅(qū)先導(dǎo)性試驗(yàn)，目前我國(guó)的稠油油藏蒸汽吞吐技術(shù)已基本配套，形成了深達(dá)1600m的蒸汽吞吐系列，成為我國(guó)稠油開(kāi)采的主導(dǎo)技術(shù)，而且在今后若干年中仍將繼續(xù)發(fā)揮主導(dǎo)作用。稠油蒸汽吞吐在高輪次開(kāi)采情況下遞減加快，“九五”遞減總量比“八五”增加212萬(wàn)t，而新井產(chǎn)量占基礎(chǔ)井的比例由72％降為38％，在這種情況下，一方面通過(guò)加大措施工作量，使措施增產(chǎn)比例由40％加大到46％，多增油163萬(wàn)t；另一方面應(yīng)用改進(jìn)的蒸汽吞吐技術(shù)，如分層注汽、投球選注等，改善蒸汽波及體積，使縱向動(dòng)用程度由“八五”初期的40％左右提高到60％，在極端困難的條件下實(shí)現(xiàn)了稠油產(chǎn)量穩(wěn)中有增。與此同時(shí)，還發(fā)展了普通稠油油藏注水后轉(zhuǎn)注蒸汽開(kāi)發(fā)的新技術(shù)，擴(kuò)大了熱采領(lǐng)域。在稠油吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)方面，新疆淺層稠油蒸汽驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)已獲成功，蒸汽驅(qū)井組從1995年的252擴(kuò)大到557個(gè)。2000年汽驅(qū)產(chǎn)量為91.254萬(wàn)t，油汽比（OSR）將達(dá)到 0.22。在遼河油區(qū)發(fā)展了超稠油蒸汽吞吐配套技術(shù)，超稠油生產(chǎn)能力已達(dá)到100萬(wàn)t以上。截止2002年底，我國(guó)應(yīng)用熱力開(kāi)采技術(shù)已累計(jì)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量12.6億t，當(dāng)年產(chǎn)量1267t，使我國(guó)成為世界第四大稠油生產(chǎn)國(guó)。3.2 特色技術(shù) 3.2.1 熱采技術(shù)

熱采工藝主要有蒸氣吞吐法、蒸氣驅(qū)油法、氣—汽驅(qū)油法和火燒油層法等，但目前應(yīng)用較多的是蒸氣吞吐法和蒸氣驅(qū)油法。蒸氣吞吐法就是把飽和蒸氣通過(guò)油井注入油層，利用其熱能使原油降粘、活化，驅(qū)使其流動(dòng)，同時(shí)促使油層壓力提高，當(dāng)產(chǎn)能達(dá)到一定程度后開(kāi)始采油。自20世紀(jì)70年代以來(lái)，國(guó)外一些油田開(kāi)展了注水開(kāi)發(fā)中后期轉(zhuǎn)注蒸氣開(kāi)發(fā)的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，提出了水驅(qū)后油藏蒸氣驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)，并且在一些水驅(qū)中后期油藏開(kāi)展了礦場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的效果。目前，該技術(shù)已經(jīng)成為一種比較成熟的提高采收率的技術(shù)。

20世紀(jì)80年代初，我國(guó)開(kāi)始在油田運(yùn)用蒸氣吞吐熱采工藝，實(shí)踐證明該技術(shù)較適用于埋深800m以上的油層進(jìn)行低周期開(kāi)發(fā)，油層超過(guò)這一深度繼續(xù)用該技術(shù)采油則會(huì)導(dǎo)致低于熱采經(jīng)濟(jì)界限而被迫關(guān)井停產(chǎn)，因而今后還需要進(jìn)一步改善蒸氣吞吐的開(kāi)發(fā)效果。蒸氣驅(qū)油法是繼蒸氣吞吐后發(fā)展起來(lái)的一種熱驅(qū)技術(shù)，主要是利用蒸氣對(duì)油層中粘稠油藏的驅(qū)替作用，達(dá)到提高采油率的目的，目前，國(guó)際上蒸氣驅(qū)技術(shù)可提高采收率22.1％左右。美國(guó)在此方面開(kāi)展很早，也有很大成效，2004年美國(guó)熱采產(chǎn)油量為34.55萬(wàn)桶/d。例如，美國(guó)克思河(Kervn)油田于1898年投人開(kāi)發(fā)，至1964年為冷采開(kāi)發(fā)階段，采出程度僅為6％。1964～1971年開(kāi)始了注蒸汽試驗(yàn)。目前全面蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)(少數(shù)井蒸汽吞吐)。油田共有油井5800口，注蒸汽井1600口，日注蒸汽32萬(wàn)桶(5.1×104t)，日產(chǎn)油10萬(wàn)桶(1.59×104t)，日產(chǎn)水80萬(wàn)桶(12.72×104t)。采油速度1.83％，采出程度50％，綜合含水88.9％。原方案預(yù)計(jì)的采收率為64％～65％，預(yù)計(jì)油田最終采收率可以達(dá)到80％。但從我國(guó)10多年若干先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)的開(kāi)采實(shí)踐來(lái)看，蒸氣驅(qū)的采油效果還不十分理想，其主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)尚達(dá)不到開(kāi)發(fā)方案的預(yù)想值，因此蒸氣驅(qū)技術(shù)應(yīng)為我國(guó)今后重點(diǎn)關(guān)注和加強(qiáng)研究的提高采收率技術(shù)之一。3.2.2 蒸汽輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)

自從加拿大提出后，技術(shù)上有了突破，至今已有100對(duì)熱采井應(yīng)用這套技術(shù)。由一對(duì)井組進(jìn)行，生產(chǎn)井在目標(biāo)層底部，注入井在生產(chǎn)井上5m，連續(xù)向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生產(chǎn)井泄油，適用于瀝青質(zhì)含量高、高粘厚層油藏，三個(gè)地區(qū)中Athabasca地區(qū)最適合采用該技術(shù)。蒸汽輔助重力驅(qū)采收率高，預(yù)期采收率超過(guò)50％。我國(guó)則正在和加拿大的專(zhuān)家合作進(jìn)行試驗(yàn)，尚未得出最終結(jié)果。3.2.3 稠油攜砂冷采技術(shù)

該技術(shù)是加拿大提出的，現(xiàn)在加拿大已有10％～15％的稠油產(chǎn)量靠這種技術(shù)。稠油攜砂冷采技術(shù)成功地應(yīng)用于加拿大的許多稠油油田（粘度為300～55000cP）。典型的稠油攜砂冷采油井以5～25m3/d(30～150bbl/d)的速度采油。在應(yīng)用稠油攜砂冷采技術(shù)采油的過(guò)程中，通過(guò)高質(zhì)量的修井作業(yè)，可以成功地解決機(jī)械問(wèn)題和油藏問(wèn)題，從而提高采油速度，減小采油成本。3.3 我國(guó)今后技術(shù)發(fā)展方向

我國(guó)今后需要進(jìn)一步發(fā)展的稠油開(kāi)采技術(shù)有：組合式改善蒸氣吞吐技術(shù)；蒸氣驅(qū)技術(shù)；蒸氣輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)；超稠油越泵加熱技術(shù)；稠油攜砂冷采技術(shù)；火燒油層技術(shù)；超臨界流體萃取技術(shù)；熱電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)。

參考文獻(xiàn)：

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第三篇：遼河油田稠油開(kāi)發(fā)技術(shù)特色

遼河油田稠油開(kāi)發(fā)特色技術(shù)

遼河油田位于美麗的渤海之濱、素有“濕地之都”之稱(chēng)的遼寧盤(pán)錦。這里有瑰麗似火的紅海灘，高貴輕盈的丹頂鶴，葦浪連天的大葦田，玲瓏剔透的盤(pán)錦大米，自然環(huán)境獨(dú)特，四季分明，風(fēng)景如畫(huà)。作為一個(gè)油田的孩子，從小在父輩的耳濡目染之下，對(duì)石油有著深厚的感情，一直夢(mèng)想著將來(lái)有一天也能像父輩們一樣，為了祖國(guó)的石油事業(yè)奉獻(xiàn)自己的青春，所以緊張的學(xué)習(xí)之余，對(duì)遼河油田的勘探開(kāi)發(fā)知識(shí)進(jìn)行了一些學(xué)習(xí)和認(rèn)識(shí)。

1955年，遼河盆地開(kāi)始進(jìn)行地質(zhì)普查，1964年鉆成第一口探井，1966年鉆探的遼6井獲工業(yè)油氣流，1967年3月大慶派來(lái)一支隊(duì)伍進(jìn)行勘探開(kāi)發(fā)，稱(chēng)“大慶六七三廠”，正式拉開(kāi)了遼河油田勘探開(kāi)發(fā)的大幕。今年是遼河油田開(kāi)發(fā)建設(shè)45周年，遼河油田45年的歷史，是一部石油勘探開(kāi)發(fā)史，也是一部石油科技的進(jìn)步史。經(jīng)過(guò)45年的勘探開(kāi)發(fā)歷程，遼河油田逐漸形成了具有遼河特色的勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)。

遼河盆地是一個(gè)開(kāi)發(fā)對(duì)象十分復(fù)雜的復(fù)式油氣區(qū)，堪稱(chēng)地質(zhì)大觀園。其地質(zhì)特征用一句話概括可為“五多一深”，即含油層系多、斷塊斷裂多、儲(chǔ)層類(lèi)型多、油藏類(lèi)型多、油品類(lèi)型多、油層埋藏深。從太古界到新生界共發(fā)育14套含油層系；僅盆地陸上就發(fā)育2-4級(jí)斷層300余條，四級(jí)斷塊450多個(gè)；儲(chǔ)層巖性較多，碎屑巖、碳酸鹽巖、火成巖、變質(zhì)巖均有出現(xiàn)；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有發(fā)育。

遼河油田1986年原油產(chǎn)量達(dá)到千萬(wàn)噸，截至2014年底已經(jīng)在千萬(wàn)噸以上穩(wěn)產(chǎn)29年。遼河油田是國(guó)內(nèi)最大的稠油生產(chǎn)基地，探明稠油地質(zhì)儲(chǔ)量與稠油年產(chǎn)量所占比重較大。全國(guó)22.9億噸的稠油探明儲(chǔ)量，遼河油田占了10.86億噸，占到了47.5%。平面上主要分布在遼河斷餡西部凹陷西斜坡、東部陡坡帶和中央隆起南部?jī)A末帶。

稠油是指在油層條件下原油粘度大于50mPa.s、相對(duì)密度大于0.92的原油，國(guó)外稱(chēng)之為“重油（heavy oil）”。我國(guó)稠油瀝青質(zhì)含量低，膠質(zhì)含量高，粘度偏高，相對(duì)密度較低。根據(jù)我國(guó)稠油的特征，將稠油分為三類(lèi)。在稠油分類(lèi)時(shí)，以原油粘度為第一指標(biāo)，相對(duì)密度作為輔助指標(biāo)。

遼河油田稠油油藏主要有4個(gè)特點(diǎn)：

（1）原油粘度跨度大。普通稠油、特稠油、超稠油均有；

（2）油藏埋藏深。既有中深層（600-900m）、深層（900-1300m），又有 深層（1300-1700m）、超深層（大于1700m）。遼河油田稠油油藏埋深以中深層-深層為主；

（3）儲(chǔ)集層類(lèi)型以碎屑巖為主；

（4）含油井段長(zhǎng)。層狀油藏含油井段長(zhǎng)達(dá)150-350m,塊狀油藏油層厚度達(dá) 35-190m。

稠油的最大特性體現(xiàn)在以下兩點(diǎn)：一是原油粘度對(duì)溫度非常敏感，隨溫度的升高而大幅度降低；二是隨著溫度的升高，原油體積發(fā)生膨脹，因此產(chǎn)生驅(qū)油作用。

根據(jù)稠油的特性，一般采用熱力開(kāi)采。根據(jù)對(duì)油層加熱的方式可分為兩類(lèi)，一是把流體注入油層，如熱水驅(qū)、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等；另一種是在油層內(nèi)燃燒產(chǎn)生熱量，稱(chēng)火燒油層。

經(jīng)過(guò)四十多年的探索實(shí)踐，遼河油田形成了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD以及火驅(qū)等為主導(dǎo)的稠油開(kāi)發(fā)核心技術(shù)，有力支撐了油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

（1）蒸汽吞吐

蒸汽吞吐就是先向油井注入一定量的蒸汽，關(guān)井一段時(shí)間，待蒸汽的熱能向油層擴(kuò)散后，再開(kāi)井生產(chǎn)的一種開(kāi)采重油的增產(chǎn)方法。蒸汽吞吐作業(yè)的過(guò)程可分為三個(gè)階段，即注汽、燜井及回采。

蒸汽吞吐常作為注蒸汽開(kāi)采的第一階段，熱采稠油區(qū)塊投入開(kāi)發(fā)的初期，基本上采用蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)。自上個(gè)世紀(jì)80年代，蒸汽吞吐開(kāi)啟了遼河稠油走向高產(chǎn)的傳奇之旅，這也成為了遼河油田稠油油藏主蒸汽開(kāi)發(fā)的主體技術(shù)。目前，遼河油田每年稠油吞吐產(chǎn)量約330萬(wàn)噸，占到總產(chǎn)量的三分之一。但經(jīng)過(guò)30余年的開(kāi)發(fā)，原油產(chǎn)量下降，地層能量大大降低。目前遼河油田正在探索非烴類(lèi)氣體輔助蒸汽吞吐技術(shù)，這是是一種將空氣、氮?dú)?、二氧化碳等非烴類(lèi)氣體注入蒸汽吞吐井中，發(fā)揮其補(bǔ)充地層能量、減少蒸汽使用、降低油水液面張力等作用，從而改善蒸汽吞吐生產(chǎn)效果的技術(shù)手段。（2）蒸汽驅(qū)

蒸汽驅(qū)就是蒸汽由注入井被連續(xù)不斷地注入到油層中，把原油驅(qū)向周?chē)纳a(chǎn)井。蒸汽吞吐屬衰竭式開(kāi)采方式，當(dāng)蒸汽吞吐到一定程度時(shí)，要進(jìn)一步提高原油采收率，必須向油層補(bǔ)充驅(qū)替能量，由蒸汽吞吐轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)。

齊40是遼河油田最早啟動(dòng)的蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)區(qū)塊。齊40塊于1987年以蒸汽吞吐方式投入開(kāi)發(fā)，1998年10月開(kāi)展了蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，2003年開(kāi)始進(jìn)行蒸汽驅(qū)擴(kuò)大試驗(yàn)，2005年12月齊40塊蒸汽驅(qū)正式啟動(dòng)。經(jīng)過(guò)十多年的開(kāi)發(fā)實(shí)踐，齊40塊蒸汽驅(qū)取得了成功，開(kāi)創(chuàng)了中深層稠油油藏蒸汽驅(qū)先例，為國(guó)內(nèi)同類(lèi)型油藏轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式，提高采收率積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)。（3）SAGD--蒸汽輔助重力泄油

SAGD（Steam Assisted Gravity Drainage）簡(jiǎn)稱(chēng)蒸汽輔助重力泄油是一種將蒸汽從位于油藏底部附近的水平生產(chǎn)井上方的一口直井或一口水平井注入油藏，被加熱的原油和蒸汽冷凝液從油藏底部的水平井產(chǎn)出的采油方法，具有高的采油能力、高油汽比、較高的最終采收率及降低井間干擾，避免過(guò)早井間竄通的優(yōu)點(diǎn)。SAGD 是蒸汽吞吐后期大幅度提高采收率的一種有效的接替技術(shù)。

目前SAGD 有三種布井方式, 即平行水平井方式、直井與水平井組合方式和單管水平井SAGD。遼河油田是國(guó)內(nèi)最早一批開(kāi)展SAGD開(kāi)發(fā)試驗(yàn)、并順利轉(zhuǎn)入工業(yè)化推廣的油田。遼河油田于1996 年在杜84 塊興隆臺(tái)油藏成功地完鉆了中國(guó)第一對(duì)雙水平井, 開(kāi)展了國(guó)內(nèi)第一個(gè)蒸汽輔助重力泄油SAGD 先導(dǎo)試驗(yàn),即水平井注汽、水平井采油組合方式進(jìn)行的蒸汽輔助重力泄油。

直井與水平井組合SAGD就是采用直井注汽, 水平井采油的SAGD 技術(shù)。其生產(chǎn)特征表現(xiàn)為蒸汽腔上升較快, 當(dāng)上升到一定高度時(shí), 沿水平生產(chǎn)井方向和橫向方向在油層中擴(kuò)展。2005 年，遼河油田首次在杜84塊館陶組油層開(kāi)展了直井與水平井SAGD 先導(dǎo)試驗(yàn), 取得了成功, 目前該區(qū)塊館陶油層已全面進(jìn)入SAGD 開(kāi)發(fā)階段。

（4）火燒油層

火燒油層（又稱(chēng)火驅(qū)）是把空氣、富氧空氣或氧氣注入到油層,使其在油層中與原油中的重質(zhì)成分起氧化反應(yīng)，釋放大量的熱和氣體，來(lái)驅(qū)替未燃燒的原油。

火驅(qū)作為提高稠油采收率的重要方法之一，具有采收率高、成本低、應(yīng)用范圍廣的優(yōu)勢(shì)。據(jù)了解，目前國(guó)內(nèi)進(jìn)行火驅(qū)開(kāi)發(fā)試驗(yàn)的主要有遼河、新疆、吉林等

油田。遼河油田在上世紀(jì)末就開(kāi)展過(guò)火驅(qū)探索，但正式進(jìn)行先導(dǎo)試驗(yàn)始于2005年。目前，遼河油田是國(guó)內(nèi)火驅(qū)試驗(yàn)規(guī)模最大、產(chǎn)量最高的油田，火驅(qū)年產(chǎn)油達(dá)33.6萬(wàn)噸。預(yù)計(jì)到2020年，中石油火驅(qū)年產(chǎn)量要達(dá)到100萬(wàn)噸，屆時(shí)遼河油田火驅(qū)產(chǎn)量將達(dá)到67萬(wàn)噸，占據(jù)中石油火驅(qū)年總產(chǎn)量的一半以上。

40多年以來(lái)，為實(shí)現(xiàn)遼河油田的持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展，遼河人一直沒(méi)有停止創(chuàng)新探索的步伐，重力火驅(qū)、火驅(qū)與蒸汽復(fù)合驅(qū)室內(nèi)研究取得重要進(jìn)展，為深層稠油探索了新的接替方式；注二氧化碳輔助水平井蒸汽吞吐技術(shù)展開(kāi)初步嘗試，煙道氣輔助SAGD、注熱空氣輔助稠油熱采等“潛力股”技術(shù)也已提上日程，一系列創(chuàng)新技術(shù)為遼河油田穩(wěn)產(chǎn)提供了重要的技術(shù)支持。

第四篇：從遼河油田高升采油廠看稠油的形成及開(kāi)采中常見(jiàn)問(wèn)題1

從遼河油田高升采油廠看稠油的形成及開(kāi)采中常見(jiàn)問(wèn)題

作者：孫銘

遼河油田公司高升采油廠座落于繞陽(yáng)河畔的盤(pán)山和臺(tái)安兩縣交界處。沈盤(pán)公路橫穿油區(qū)．京沈高速公路、京（秦）沈電氣化鐵路與廠區(qū)擦肩而過(guò)。轄區(qū)面積近1000km2，1978年建廠，現(xiàn)有員12551人。管理著1468口油水井、2座聯(lián)合站、2座注水站、37座轉(zhuǎn)油站、6座注汽站。是遼河油田集稀油、稠油和高凝油于一身的多種類(lèi)油品生產(chǎn)基地。曾被譽(yù)為“出稠油、出經(jīng)驗(yàn)、出人才”的搖籃。是中國(guó)最早正規(guī)開(kāi)發(fā)的稠油油田，自1994年以來(lái)已連續(xù)15年穩(wěn)產(chǎn)70×10^4t原油生產(chǎn)規(guī)模，創(chuàng)造了遼河油田稠油開(kāi)發(fā)史上穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間最長(zhǎng)的紀(jì)錄。

稠油油藏分類(lèi)

稠油油藏的形成主要受地層盆地后期抬升活動(dòng)細(xì)菌生物降解作用，地層水洗和氧化作用，以及烴類(lèi)輕質(zhì)分散失等諸因素影響。而晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)是主導(dǎo)因素，其他因素是在這一地質(zhì)背景下的地化過(guò)程，按上述因素可將超稠油油藏分為風(fēng)化削蝕、邊緣氧化、次生云移和底水稠度等四種成因。

一、風(fēng)化削蝕成因超稠油油藏

主要分布在后期構(gòu)造抬升活動(dòng)強(qiáng)烈發(fā)育，盆地具有早期沉陷，后期衰退的特點(diǎn)，早期形成的古油藏抬升而接近地表，或者古油藏蓋層封堵條件遭受不同程度破壞，天然氣和輕質(zhì)組分大量溢散，液態(tài)烴經(jīng)受地層水的洗作用成地表風(fēng)化作用，形成重質(zhì)油或軟瀝青。

二、邊緣氧化成因超稠油油藏

主要分布在盆地和凹陷斜坡邊緣，油藏類(lèi)型以地層型或地層巖性封閉為主，在盆地后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)抬升過(guò)程中，盆地邊緣急劇上升，邊緣斜坡帶或?yàn)橛蜌獯笠?guī)模運(yùn)移和聚集的指向，油源主要來(lái)自盆地內(nèi)部重油區(qū)，油氣沿地層不整合面穩(wěn)定砂體向上傾方向運(yùn)移，進(jìn)入盆地邊緣地層水交替帶，原油發(fā)生嚴(yán)重生物降解程度和物理性質(zhì)有一個(gè)明顯的變化規(guī)律，下傾部位原油具有原生性，上傾部位原油均發(fā)生不同程度生物降解作用，油質(zhì)變重變稠，甚至在盆地邊緣部位形成軟瀝青，有利于超稠油油藏形成，這類(lèi)油藏一般規(guī)模較大，廣泛分布在盆地或凹陷邊緣。

第五篇：黑帝廟油田稠油組合式蒸汽吞吐技術(shù)

黑帝廟稠油油田葡淺-12區(qū)塊組合式蒸汽吞吐

技術(shù)

孫繼國(guó) 邵紅艷

摘要： 黑帝廟油田稠油區(qū)塊大部分已進(jìn)入吞吐后期和蒸汽驅(qū)階段，開(kāi)發(fā)難度增大。組合式蒸汽吞吐能夠有效緩解井間矛盾、防止汽竄、擴(kuò)大加熱范圍、增大驅(qū)動(dòng)能量，還可以解決吞吐中后期井間干擾嚴(yán)重、產(chǎn)量遞減快、油汽比低的問(wèn)題。因此，通過(guò)該方法，對(duì)提高稠油的開(kāi)發(fā)水平有重要意義。主題詞： 稠油油藏；組合式注汽；蒸汽吞吐

1．組合式蒸汽吞吐的基本概念

組合式蒸汽吞吐是稠油開(kāi)發(fā)實(shí)踐中摸索總結(jié)出的一種蒸汽吞吐方式，它是把生產(chǎn)層位對(duì)應(yīng)，對(duì)汽竄頻繁的油井組合在一起集中注汽、集中生產(chǎn)，就是利用注汽壓力相互封堵汽竄通道抑制汽竄的發(fā)生，改善油層動(dòng)用程度，同時(shí)能有效補(bǔ)充地層能量，提高油層熱利用率，改善開(kāi)發(fā)效果。組合式蒸汽吞吐基本概念為在蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)單元中，多口井按優(yōu)化設(shè)計(jì)的排列組合進(jìn)行有序的蒸汽吞吐方式，它包括面積式組合注汽和一注多采組合式蒸汽吞吐兩種方式。2．組合式蒸汽吞吐的應(yīng)用

2．1組合式蒸汽吞吐技術(shù)之一：面積式組合注汽 2．1．1基本概念

面積式組合注汽指將若干個(gè)鄰近的同層位生產(chǎn)井組合在一起，同時(shí)注汽、燜井、采油的一種蒸汽吞吐方式。機(jī)理是經(jīng)過(guò)多輪蒸汽吞吐開(kāi)采的油藏壓力水平較低時(shí)，利用反復(fù)的同注、同燜、同采過(guò)程中，油層壓力呈現(xiàn)出的規(guī)律性波動(dòng)，促使含油飽和度場(chǎng)重新分布，達(dá)到改善吞吐效果的目的。2．1．2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用實(shí)例

黑帝廟油田屬于巖性構(gòu)造油藏，由于地層孔隙度、滲透率、含油飽和度較高，地質(zhì)條件好，受注汽條件等外界因素的影響，生產(chǎn)中汽竄現(xiàn)象突出。針對(duì)黑帝廟這種情況，開(kāi)展了“多井整體吞吐”試驗(yàn)。試驗(yàn)有效地補(bǔ)充了地層能量，改善了油層的溫度場(chǎng)、壓力場(chǎng)分布，提高了蒸汽的熱利用率，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果。

圖2-1葡淺-12區(qū)塊中區(qū)汽竄感應(yīng)方向圖

實(shí)際情況，結(jié)合我們公司鍋爐的實(shí)際注汽能力，于2011年7月對(duì)這兩口井實(shí)施面積式組合注汽取得很明顯效果，周期產(chǎn)油量和油汽比都有所上升。葡淺10-7和葡淺10-8井上輪吞吐累計(jì)注汽1851t，累計(jì)采油558.6t；實(shí)施組合注汽后合計(jì)注汽2400t，合計(jì)產(chǎn)油870t；油汽比從0.18增加到了0.26。周期生產(chǎn)時(shí)間葡淺10-7井由144天增加到了191天，10-8井由198天增加到了303天，延長(zhǎng)了生產(chǎn)周期。同時(shí)在葡淺10-7和葡淺10-8井組合注汽的同時(shí)，周邊的葡淺9-

7、葡淺9-

8、葡淺11-7和葡淺11-8井產(chǎn)量也有所增加，間接受效。2．1．3面積式組合注汽現(xiàn)存問(wèn)題及解決辦法

面積式組合注汽對(duì)于抑制稠油高周期汽竄，改善吞吐效果作用明顯。存在問(wèn)題：首先，井組間互相干擾，很難形成獨(dú)立的多井整體蒸汽吞吐；其次，井組內(nèi)油井生產(chǎn)周期長(zhǎng)短不一，輪次參差不齊；第三，井組中部分井燜井時(shí)間長(zhǎng)，生產(chǎn)時(shí)率低。解決辦法（1）注汽量靈活，從井組的角度考慮注汽量；（2）吞吐井?dāng)?shù)靈活，一個(gè)大井組可分兩個(gè)或三個(gè)階段實(shí)現(xiàn)多井整體吞吐；（3）注汽順序靈活，根據(jù)井組中油井生產(chǎn)狀況，不同時(shí)期的多井整體吞吐采取不同注汽順序，充分利用注入蒸汽的熱利用率，提高油井生產(chǎn)時(shí)率；（4）靈活掌握井組中各單井的轉(zhuǎn)注時(shí)機(jī)。2．2組合式蒸汽吞吐技術(shù)之二：一注多采組合式蒸汽吞吐 2．2．1基本概念

一注多采是把射孔層位對(duì)應(yīng)、熱連通或汽竄程度較高、采出程度相對(duì)較高的一個(gè)或幾個(gè)井組作為一個(gè)開(kāi)發(fā)單元，中心井階段時(shí)間大量集中注汽以井組蒸汽吞吐代替單井吞吐，達(dá)到改善油層動(dòng)用狀況，提高吞吐效果的目的。主要機(jī)理是提高注入蒸汽熱利用率，補(bǔ)充地層能量，驅(qū)替井間剩余油。它除了汽驅(qū)作用，把加熱的原油驅(qū)向被竄井，加快井間剩余油的動(dòng)用以外，還有多井整體吞吐作用，利用油井間已形成的汽竄通道，一口井注汽來(lái)代替井組注汽，實(shí)現(xiàn)多井整體吞吐。一注多采方式解決了地面注汽管網(wǎng)難以滿足面積式組合注汽的問(wèn)題，是稠油開(kāi)采的另一種有效途徑。2．2．2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用實(shí)例

考慮到目前我們注采工藝及實(shí)際生產(chǎn)汽竄情況,我們也可以運(yùn)用一注多采的生產(chǎn)方式。2011年1月黑帝廟油田對(duì)新區(qū)井組進(jìn)行注汽優(yōu)選，考慮當(dāng)時(shí)的區(qū)塊井的生產(chǎn)情況和單井地質(zhì)條件及注汽能力篩選出葡淺11-6井和葡淺11-8井同時(shí)注汽周邊井采油的注汽方式，井組內(nèi)有油井8口，井距3為100m。注汽強(qiáng)度6.9m/d﹒m。井組開(kāi)發(fā)問(wèn)題：（1）、油井汽竄嚴(yán)重；（2）、吞吐效果變差，開(kāi)采成本增加。為解決上述問(wèn)題，利用井網(wǎng)中間老井大量注汽，周邊井生產(chǎn)的辦法，進(jìn)行一注多采式蒸汽吞吐。

一注多采試驗(yàn)前，井組8口井，日產(chǎn)液40.8t，日產(chǎn)油21.8t，含水46.6%；轉(zhuǎn)注后一個(gè)月井組見(jiàn)效，日產(chǎn)液量由24.3t升到63.5t，日產(chǎn)油量由6.7t

作者簡(jiǎn)介: 孫繼國(guó)(1979.9.29)2003年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)(華東),工作單位大慶油田黑帝廟稠油公司;邵紅艷(1979.7.2)2003年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院, 工作單位大慶油田第二采油廠工程技術(shù)大隊(duì);孫廣偉(1983.7.29)2007年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院, 工作單位大慶油田黑帝廟油田稠油公司;