勝利油田稠油開采技術(shù)

關(guān)于勝利油田稠油開采技術(shù)勝利油田位于中國東部渤海灣盆地，為中國第二大油田,1961年發(fā)現(xiàn)，累積探明原油儲量50億噸，產(chǎn)油10億噸。勝利油田勝利油田地理位置圖一、勝利油田稠油油藏主要特點(diǎn)第2頁,共39頁，2024年2月25日，星期天勝利主要稠油油田位置圖單家寺樂安孤東孤島金家八面河王莊樁139東辛陳家莊羅家－墾西先后在單家寺、樂安、孤島、孤東、王莊和陳家莊等11個(gè)油田發(fā)現(xiàn)了稠油。稠油資源量10.79億噸，探明5.26億噸。勝利稠油儲量分布一、勝利油田稠油油藏主要特點(diǎn)第3頁,共39頁，2024年2月25日，星期天一、勝利油田稠油油藏主要特點(diǎn)“深”：埋藏深度900m～2000m；“稠”：原油粘度超過10×104mPa?s；“薄”：油層厚度小于6m；“敏”：水敏滲透率保留率小于30%；“低”：油汽比僅0.34(采收率15.9%)。勝利油田稠油油藏以邊際稠油為主，具有以下開發(fā)難點(diǎn)：第4頁,共39頁，2024年2月25日，星期天一、勝利油田稠油油藏主要特點(diǎn)二、勝利油田稠油開采技術(shù)三、結(jié)論與認(rèn)識提綱第5頁,共39頁，2024年2月25日，星期天3、薄層稠油多井型組合開發(fā)技術(shù)1、稠油非達(dá)西滲流機(jī)理2、特超稠油HDCS開發(fā)技術(shù)6、熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)開發(fā)技術(shù)5、水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)高壓蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)4、強(qiáng)水敏稠油“近熱遠(yuǎn)防”開發(fā)技術(shù)二、勝利油田稠油開采技術(shù)通過開展邊際稠油開發(fā)理論與技術(shù)攻關(guān)，在稠油滲流機(jī)理、開發(fā)配套技術(shù)等方面取得了如下主要成果：第6頁,共39頁，2024年2月25日，星期天研究發(fā)現(xiàn)稠油滲流機(jī)理不同于稀油，是具有啟動(dòng)壓力梯度的非達(dá)西滲流。1、稠油非達(dá)西滲流機(jī)理稠油滲流不符合達(dá)西滲流規(guī)律滲流速度壓力梯度(MPa/m)(10-5m/s)達(dá)西流區(qū)非達(dá)西流區(qū)啟動(dòng)壓力梯度●●●第7頁,共39頁，2024年2月25日，星期天啟動(dòng)壓力梯度，流度，mD/mPa?s以滲流實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，得到了啟動(dòng)壓力梯度的數(shù)學(xué)模型：式中：λ為啟動(dòng)壓力梯度建立了考慮啟動(dòng)壓力梯度影響的稠油非達(dá)西滲流方程1、稠油非達(dá)西滲流機(jī)理MPa/m第8頁,共39頁，2024年2月25日，星期天達(dá)西滲流區(qū)(35m)油層溫度啟動(dòng)壓力非達(dá)西滲流區(qū)(56m)不流動(dòng)區(qū)(51m)井筒驅(qū)動(dòng)壓力孤島中二北流場分布(地下原油粘度400毫帕?秒、滲透率2500毫達(dá)西)300℃80℃65℃10MPa自井筒向油藏內(nèi)部依次劃分為三個(gè)流區(qū)：達(dá)西滲流區(qū)、非達(dá)西滲流區(qū)和不流動(dòng)區(qū)。如孤島中二北吞吐末期三個(gè)流區(qū)寬度分別為35m、56m和51m。

稠油油藏?zé)岵闪鲌龇植继卣?、稠油非達(dá)西滲流機(jī)理第9頁,共39頁，2024年2月25日，星期天

在該油藏三個(gè)流區(qū)分別設(shè)計(jì)密閉取心井，取心分析飽和度與理論預(yù)測結(jié)果相吻合，證實(shí)了稠油非達(dá)西滲流機(jī)理的正確性。非達(dá)西滲流區(qū)：24-檢533含油飽和度高0.530.52不流動(dòng)區(qū)：

25-檢533

原始狀態(tài)0.600.59達(dá)西滲流區(qū)：

23-斜檢535

含油飽和度低0.290.31流區(qū)動(dòng)用狀況含油飽和度%理論預(yù)測取心分析井號1、稠油非達(dá)西滲流機(jī)理第10頁,共39頁，2024年2月25日，星期天2、特超稠油HDCS開發(fā)技術(shù)針對粘度超過10×104mPa?s的特超稠油常規(guī)注蒸汽難以有效動(dòng)用的難題，首創(chuàng)HDCS四要素組合開發(fā)技術(shù)。H(水平井)：降低注入壓力

D(油溶降粘劑)：近井化學(xué)降粘C(二氧化碳)：擴(kuò)散降粘、助排隔熱S(蒸汽)：蒸餾、加熱降粘第11頁,共39頁，2024年2月25日，星期天建立了HDCS四要素優(yōu)化配比的參數(shù)圖版，指導(dǎo)了現(xiàn)場實(shí)施二氧化碳注入量(C)降粘劑注入量(D)粘度，毫帕?秒降粘劑及二氧化碳注入量，t注汽強(qiáng)度(S)注汽強(qiáng)度，原油粘度20×104mPa?s，水平段長度200米的合理DCS配比為：降粘劑(D)32t，二氧化碳(C)88t，蒸汽(S)2460t2、特超稠油HDCS開發(fā)技術(shù)t/m第12頁,共39頁，2024年2月25日，星期天研發(fā)了壓力等級26MPa超臨界高壓注汽鍋爐，出口溫度達(dá)到394℃。注采一體化抽油泵工作示意圖研發(fā)了注采一體化泵及管柱，避免作業(yè)冷傷害，井口產(chǎn)液溫度提高20℃以上，延長生產(chǎn)周期。2、特超稠油HDCS開發(fā)技術(shù)第13頁,共39頁，2024年2月25日，星期天水平井均勻注汽工藝注汽管柱一個(gè)出汽點(diǎn)只能保證40m-80m水平段有效吸汽；設(shè)計(jì)了水平井自補(bǔ)償器和具有自動(dòng)分配功能的配汽器，實(shí)現(xiàn)水平段全段均勻注汽，提高油井產(chǎn)量和油層動(dòng)用程度。一個(gè)出汽點(diǎn)根據(jù)儲層條件和油層狀況設(shè)計(jì)多個(gè)出汽點(diǎn)2、特超稠油HDCS開發(fā)技術(shù)第14頁,共39頁，2024年2月25日，星期天王莊油田鄭411油藏HDCS開發(fā)井位圖例如，鄭411油藏應(yīng)用該技術(shù)，單井周期產(chǎn)量由原技術(shù)的127t提高到1812t，增加了13.3倍，油汽比0.82。周期產(chǎn)量，t增加13.3倍(粘度30×104mPa?s)HSHDCS利用該技術(shù)共動(dòng)用特超稠油儲量5718×104t，累積增產(chǎn)原油193.6×104t。2、特超稠油HDCS開發(fā)技術(shù)第15頁,共39頁，2024年2月25日，星期天3、薄層稠油多井型組合開發(fā)技術(shù)油層熱損失%油層厚度m研究表明，利用水平井可降低油層熱損失20%～30%，提高吸汽產(chǎn)液能力1.7倍以上，油藏動(dòng)用范圍顯著擴(kuò)大。水平井直井●水平井開采薄層稠油優(yōu)勢第16頁,共39頁，2024年2月25日，星期天根據(jù)薄層稠油的油藏特點(diǎn)，優(yōu)化提出了三種典型的井型組合方式。對單薄層稠油油藏，采用水平井與水平井組合、水平井與分支井組合；對多薄層稠油油藏，采用水平井與直井組合。（2）水平井與分支井組合（3）水平井與直井組合(利用直井動(dòng)用非主力層,汽驅(qū)注汽易于調(diào)節(jié))單薄層稠油油藏多薄層稠油油藏（1）水平井與水平井組合在單2館陶、草27、草104、埕91等50多個(gè)單元應(yīng)用。3、薄層稠油多井型組合開發(fā)技術(shù)●開發(fā)薄層稠油井型組合方式第17頁,共39頁，2024年2月25日，星期天

多井型組合開發(fā)技術(shù)降低了開發(fā)動(dòng)用門檻。普通稠油、特稠油、超稠油動(dòng)用厚度界限由原來的6m、8m、10m分別降低到2.4m、2.9m和3.7m。油層厚度米(小于10000mPa·s)(1～5×104mPa·s)3、薄層稠油多井型組合開發(fā)技術(shù)●水平井開采薄層稠油技術(shù)界限(>5×104mPa·s)第18頁,共39頁，2024年2月25日，星期天18P613Ng631油層厚度3-4米自研了MWD+LWD井軌跡控制系統(tǒng)測量范圍：溫度<150℃電阻率0.2～2000Ω·m自然伽瑪0～500API測量精度：井斜精度±0.1°方位精度±1.0°上下擺幅不超過0.5m，左右擺幅不超過2.5m3、薄層稠油多井型組合開發(fā)技術(shù)●水平井鉆井軌跡控制技術(shù)第19頁,共39頁，2024年2月25日，星期天套管完井掛精密濾砂管完井裸眼精密濾砂管完井套管完井長井段擠壓礫石充填防砂精密濾砂管完井管外擠壓礫石充填濾失濾失堵塞點(diǎn)虧空區(qū)域水平井正向擠壓充填示意圖水平井逆向擠壓充填示意圖3、薄層稠油多井型組合開發(fā)技術(shù)●水平井配套防砂工藝技術(shù)第20頁,共39頁，2024年2月25日，星期天陳家莊油田陳373油藏開發(fā)井位圖例如，陳373油藏外圍6m以下薄層儲量1277×104t，平均單井日產(chǎn)油13.8t/d，油汽比1.10。儲量動(dòng)用率由58.6%提高到90.9%。（外圍薄油層厚度小于6m）利用該技術(shù)共動(dòng)用6米以下薄層稠油儲量7482×104t，其中3米以下儲量達(dá)1042×104t，累積增產(chǎn)原油425.1×104t。利用該技術(shù)共動(dòng)用6m以下薄層稠油儲量7482×104t，其中3m以下儲量達(dá)1042×104t，累積增產(chǎn)原油425.1×104t。3、薄層稠油多井型組合開發(fā)技術(shù)陳373塊主體2006年直井熱采陳371塊陳311塊陳373-平6陳373東擴(kuò)第21頁,共39頁，2024年2月25日，星期天4、強(qiáng)水敏稠油“近熱遠(yuǎn)防”開發(fā)技術(shù)針對強(qiáng)水敏稠油油藏粘土含量高、遇水膨脹堵塞儲層的難題，研究發(fā)現(xiàn)蒸汽高溫加熱能使敏感性粘土礦物轉(zhuǎn)化為非敏感性礦物。機(jī)理：水敏礦物蒙脫石在高溫作用下失水、晶格間距縮小，轉(zhuǎn)化為非水敏礦物伊利石。臨界轉(zhuǎn)化溫度點(diǎn)100℃，在300℃時(shí)轉(zhuǎn)化率達(dá)到78%，且不可逆。高溫蒸汽能使水敏轉(zhuǎn)化為非敏，這一發(fā)現(xiàn)為強(qiáng)水敏稠油油藏注汽開發(fā)打下基礎(chǔ)。礦物含量%溫度℃蒙脫石＋K＋＋Al3+伊利石＋SiO4+

水熱反應(yīng)78%第22頁,共39頁，2024年2月25日，星期天300℃“近熱”“遠(yuǎn)防”鄭36油藏“近熱遠(yuǎn)防”開發(fā)機(jī)理圖基于上述發(fā)現(xiàn)，提出了“近熱遠(yuǎn)防”的開發(fā)策略：“近熱”：近井地帶通過高溫蒸汽使粘土轉(zhuǎn)型，降低儲層水敏程度“遠(yuǎn)防”：遠(yuǎn)井地帶采用深部防膨技術(shù)，抑制儲層水敏傷害“近熱”：近井地帶通過高溫蒸汽使粘土轉(zhuǎn)型，降低儲層水敏程度“遠(yuǎn)防”：遠(yuǎn)井地帶采用深部防膨技術(shù)，抑制儲層水敏傷害注汽井溫度滲透率保留率蒸汽加熱前緣高溫水敏轉(zhuǎn)化區(qū)(16m)低溫水敏區(qū)(40m)4、強(qiáng)水敏稠油“近熱遠(yuǎn)防”開發(fā)技術(shù)第23頁,共39頁，2024年2月25日，星期天4、強(qiáng)水敏稠油“近熱遠(yuǎn)防”開發(fā)技術(shù)研發(fā)了耐溫高效油層深部防膨劑:防膨劑處理后巖心滲透率保留率高溫、常溫滲透率保留率均超過95%研制具有網(wǎng)狀包裹性能的防膨劑，有效壓縮粘土礦物晶面間距，防止粘土膨脹鄭斜41井2號樣PGS蜘蛛網(wǎng)鍵防膨劑粘土第24頁,共39頁，2024年2月25日，星期天

利用該技術(shù)共動(dòng)用強(qiáng)水敏稠油儲量4791×104t，累積增產(chǎn)原油262.5×104t。王莊油田鄭36油藏開發(fā)井位圖例如，鄭36強(qiáng)水敏油藏粘土含量13.8%、滲透率保留率僅12%，應(yīng)用“近熱遠(yuǎn)防”開發(fā)技術(shù)，建成生產(chǎn)能力53.5×104t，油汽比1.44，由不能動(dòng)用到儲量動(dòng)用率達(dá)95.6%。4、強(qiáng)水敏稠油“近熱遠(yuǎn)防”開發(fā)技術(shù)第25頁,共39頁，2024年2月25日，星期天原油粘度80毫帕·秒到150毫帕·秒的油藏通常采用注水開發(fā)，但采收率一般低于20%。實(shí)驗(yàn)研究表明，水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)可大幅度提高采收率。水驅(qū)蒸汽驅(qū)（干度0.6）含水采出程度5、水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)高壓蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)含水采出程度（粘度150毫帕·秒）注入倍數(shù)PV含水%采出程度

%第26頁,共39頁，2024年2月25日，星期天長期水驅(qū)造成油層壓力高，汽驅(qū)蒸汽腔小，熱利用率低。解決這一問題，其技術(shù)核心是高壓條件下有效實(shí)施蒸汽驅(qū)。研究表明，蒸汽干度達(dá)到0.6，蒸汽驅(qū)油層壓力界限可提高至7兆帕，突破了地層壓力大于5兆帕不能實(shí)施蒸汽驅(qū)的傳統(tǒng)認(rèn)識。干度0.4干度0.6驅(qū)油效率，%汽驅(qū)壓力，兆帕5、水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)高壓蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)第27頁,共39頁，2024年2月25日，星期天為達(dá)到井底蒸汽干度0.6以上的技術(shù)要求，研制了蒸汽干度≥99%高干度蒸汽鍋爐（干度提高25%）。

5、水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)高壓蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)配套了高干度注汽工藝第28頁,共39頁，2024年2月25日，星期天研發(fā)了高效井筒隔熱工藝高真空隔熱油管，視導(dǎo)熱系數(shù)0.0068W/(m·℃)；隔熱襯套、隔熱補(bǔ)償器；耐高溫長效封隔器。5、水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)高壓蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)確保井底干度達(dá)到60%以上隔熱補(bǔ)償器第29頁,共39頁，2024年2月25日，星期天孤島南區(qū)原油粘度130mPa·s，實(shí)施水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，采收率由19.7%提高到45.8%，年產(chǎn)油由2.2×104t提高到18.5×104t。水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)階段年產(chǎn)油×104t采出程度%提高7.4倍5、水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)高壓蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)第30頁,共39頁，2024年2月25日，星期天6、熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)開發(fā)技術(shù)

針對常規(guī)蒸汽驅(qū)易汽竄、熱利用率低的問題，創(chuàng)新提出熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)開發(fā)方法：基于蒸汽驅(qū)，輔以泡沫體系選擇性封堵汽竄通道提高蒸汽波及體積，耐高溫驅(qū)油劑提高驅(qū)油效率，實(shí)現(xiàn)蒸汽均衡高效驅(qū)替。驅(qū)開發(fā)方法：基于蒸汽驅(qū)，輔以泡沫體系選擇性封堵汽竄通道提高蒸汽波及體積，耐高溫驅(qū)油劑提高驅(qū)油效率，實(shí)現(xiàn)蒸汽均衡高效驅(qū)替。第31頁,共39頁，2024年2月25日，星期天動(dòng)態(tài)調(diào)整蒸汽驅(qū)前緣，實(shí)現(xiàn)均衡驅(qū)替。綜合研究注入方式、時(shí)機(jī)、配方，提出了熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)油體系縱向均衡平面均衡生產(chǎn)井生產(chǎn)井注入井蒸汽：連續(xù)注入化學(xué)劑：段塞式伴注，逐漸加量泡沫劑：70-120噸蒸汽注入0.25PV后注入驅(qū)油劑：30-70噸泡沫段塞后注入綜合研究注入方式、時(shí)機(jī)和配方，提出了熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)油體系●●●●●●注入井●生產(chǎn)井6、熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)開發(fā)技術(shù)第32頁,共39頁，2024年2月25日，星期天起泡體積≥300毫升，耐溫300℃300℃阻力因子≥47

目前在用泡沫劑耐溫250℃、阻力因子15-20界面張力達(dá)到10－3mN/m，耐溫300℃降粘率>96%發(fā)明了高溫驅(qū)油劑：研制了耐溫高效起泡劑：6、熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)開發(fā)技術(shù)第33頁,共39頁，2024年2月25日，星期天6、熱化學(xué)復(fù)合驅(qū)開發(fā)技術(shù)20t/d145t/d90.7%72.9%孤島中二北油藏井位圖油藏平均埋深：1300m日產(chǎn)油時(shí)間