摘要:经过近40 a的开发实践，胜利油田稠油开发形成了一套较为完善的具有胜利特色的开发技术系列，取得了显著的开发效果，截至2020年11月稠油累积产量达到1×108 t。“十二五”以来，面对低油价、高注汽成本等严峻形势，形成了浅薄层超稠油HDNS开发技术、深层普通稠油化学蒸汽驱提高采收率技术、热采稠油提质增效技术和稠油化学剂降黏冷采开发技术，支撑了稠油产量稳定和效益提升，推动了稠油开发理论和技术的发展。目前，胜利油田稠油开发面临未动用储量品位差、老区采收率低、热采排放量大等问题和挑战，在新区提高动用率、老区提高采收率和绿色低碳开发方面，提出了相应的技术对策和攻关方向，为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供技术支撑。

摘要:胜利油区稠油油藏开发以热采吞吐和水驱为主，热采中，稠油油汽比逐轮次下降，井间剩余油难以有效动用，钻新井不经济；水驱中，稠油油水流度比大，吨油操作成本增加，经济效益变差，采收率不足20%。“十三五”以来，为了提高低效稠油开发效果，立足多级调驱、化学降黏改善流度，提高采收率，确立了加合增效均衡驱替技术思路。从稠油致黏机理研究出发，深化了降黏剂的解聚、乳化等作用机制研究，开展了多级调驱、防膨及气体增溶等与化学降黏相结合的加合增效复合机理研究，研发了低聚型降黏驱油剂、黏弹性乳化调驱剂和双重功能泡沫调驱剂等关键化学剂，完善了方案优化决策调控技术，从而形成了以“强调驱、强降黏、强防膨、强活性、强增溶”为核心的稠油化学降黏复合驱技术。该技术有别于常规稀油的聚合物“二元”、“三元”复合驱以及普通稠油化学驱等技术，已成功推广应用到多轮次吞吐后、敏感性及高温高盐水驱等多种类型稠油油藏，覆盖地质储量1 500×104 t，预计提高采收率8%以上，有效支撑了低效稠油油藏的变革性效益开发。

摘要:根据稠油井蒸汽吞吐的生产特点，基于胜利油田胜科采油管理区草4沙四区块稠油井生产和经营等历史数据，利用神经网络技术，建立稠油注汽转周预测模型，预测稠油注汽转周井的产量和完全成本，与稠油注汽转周井近、远期产量和完全成本的历史数据进行对比，持续对稠油注汽转周模型进行优化，实现稠油注汽转周多维度智能预测，提高稠油井产量预测准确率、稠油注汽转周最佳时机预测准确率和最佳稠油注汽转周措施方案编制效率，提升稠油井智能决策分析管理能力，提高采油管理区的效益开发水平。该项技术自2021年在胜科采油管理区稠油区块推广应用以来，为采油管理区有效注汽转周165口井次，稠油注汽转周井措施增油量为7×104 t，与2020年同期相比，措施增油量增加了1×104 t，措施有效增油率提升约为17%。

摘要:蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是一种高效开发稠油的热采技术。针对加拿大长湖油田原油黏度大，砂泥互层状隔夹层渗透率低、厚度大，隔夹层上方原油动用难度大等问题，进行了不同渗透率、不同温度下的稠油启动压力梯度室内实验，分析原油在重力作用下通过隔夹层的可行性。在此基础上，开展了3组SAGD二维物理模拟实验，研究了砂泥互层状隔夹层厚度对SAGD蒸汽腔扩展及生产效果的影响，确定砂泥互层状隔夹层条件下SAGD蒸汽腔扩展厚度界限。结果表明：在油砂开采过程中，稠油在隔夹层中的流动存在启动压力梯度现象，只有当隔夹层上方地层中的温度达200 ℃以上，原油黏度降至8.966 mPa·s以下，隔夹层上方的原油才能单纯依靠重力作用开始流动；随着地层中砂泥互层状隔夹层厚度增大，蒸汽腔呈现纵向扩展减弱、横向扩展增强，蒸汽突破隔夹层能力减弱的趋势。砂泥互层状隔夹层渗透率为50 mD，厚度低于6 cm时，蒸汽突破隔夹层，隔夹层上方原油能得到部分动用。

摘要:新疆风城油田超稠油油藏属陆相辫状河沉积，其储层非均质性强，渗透率变异系数为0.7~0.9，泥质夹层分布密度为2.4条/m，导致SAGD井组存在水平段动用程度低、蒸汽腔扩展不均等问题。基于储层岩石力学特性和扩容机理，利用在真三轴地应力条件下的大型物理模拟和耦合岩石力学数值模拟，开展了可控升级扩容技术的研究，明确了突破SAGD注采水平井间夹层、突破SAGD注汽水平井上方夹层、动用多分支段等最优扩容方式及参数。结果表明：风城油田A井区油砂在低围压条件下具有较强的剪胀效应，恒定压力结合阶梯稳定提压的方式可以形成复杂扩容区，最大体积扩容量高达7%，在合理扩容参数下，风城油田超稠油储层扩容半径为10~15 m。强非均质超稠油油藏SAGD储层升级扩容技术与传统的快速均匀启动技术相比，储层适应性更好且增产效果显著。

摘要:针对孤东油田某边水稠油油藏大幅度提液后综合含水率不增反降的现象，开展了中高渗透边水稠油油藏开发后期产液能力研究。基于渗流力学理论，利用流管法、物质平衡法等推导了边水稠油油藏油水两相渗流产能方程，分析了影响开发效果的主要因素；同时以垦东18-32区块的地质条件为基础建立概念模型，利用数值模拟技术研究了油藏开发后期产液能力适应条件及合理工作制度，形成了一套适用于边水稠油油藏产液能力的评价方法。结果表明：储层厚度、提液井到油水边界距离、井距和提液参数等是影响产液能力的关键因素。在目标区块进行矿场应用的11口井总增油量为2.47×104 t，平均含水率增加0.2%，产出投入比达到3.5∶1。

摘要:稠油油藏由于其高黏度特性，因此在多孔介质中的流动表现出非达西渗流的特点。以达西模型为基础的数值模拟软件未充分考虑变启动压力梯度与压敏效应对油田生产指标的影响。鉴于实际储层的非均质性，在考虑压敏效应的基础上，将启动压力梯度处理成与流度相关的变量并考虑其方向性，从而建立稠油油藏变启动压力梯度数学模型。对数学模型进行离散化与线性化，全隐式求解压力与饱和度，将模拟器前后处理模块对接ECLIPSE，对典型稠油区块进行数值模拟研究。模拟器应用于矿场实际模型研究渗流场分布特征，结果表明：考虑启动压力梯度会减小水驱波及面积，加剧非活塞现象与层间矛盾，同时压敏效应会降低驱油效率。

摘要:热采技术是渤海油田开采稠油的主要方式，但普遍存在能耗高、规模大等缺点，制约了海上稠油的开采。渤海A油田具有丰富的地热资源，由此提出了一种利用深部地热能辅助开采浅层稠油的方法。系统地介绍了地热能辅助开采浅层稠油的工艺设计，基于渤海A油田实际地质背景，结合传热理论和油气渗流规律建立了地热能辅助开采稠油的数值模拟模型，并通过经济评价验证了该方法的可行性，分析了敏感因素。模拟结果表明：注入水经地热储层的加热，上返至稠油储层时具有80 ℃以上高温，能够有效加热稠油储层使稠油黏度大幅度降低，累积产油量达3.0×106 m3，是常规注海水累积产油量的1倍；生产20 a净现值显示出地热能辅助开采方法具有良好的经济可行性，资金回收期为2 a，净现值高达21.8×108元。敏感性分析显示，注水温度为50~60 ℃时具有较好的开采效果，长水平井段地热能利用率较好，稠油采收率较高，注水速度对地热能辅助开采方法具有多重影响。

摘要:火烧油层作为接替蒸汽吞吐后的稠油开发方式，在厚层稠油油藏中常面临纵向波及效率低、易发生窜槽型燃烧等诸多问题。针对该类油藏的特点及开发历程，提出一种利用已有的蒸汽吞吐开发井网，对采油直井开窗侧钻水平段，变平面火驱为重力火驱的方法。从油藏地质因素和开发工程因素2方面考虑，分析了不同因素对直井侧钻重力火驱开采效果的影响，进一步研究了该方法的内在增产机理，并采用多元线性回归方程建立了采收率与主控因素之间的评价模型。结果表明，直井侧钻重力火驱对于厚层稠油油藏的采收率提高幅度达42%；直井侧钻长度约为井距的1/2时可获得较好的开采效果；建立的采收率评价模型与数值模拟得到的结果吻合度达到85%以上，能够为矿场转换开采方式时机及中长远规划提供一定的指导。

摘要:火驱驱替特征是火驱的复杂物化过程和油藏地质条件综合作用的结果，是火驱方案设计和跟踪调控的重要基础。利用一维热跟踪补偿燃烧管实验装置，对比分析了不同性质稠油线性火驱的驱替特征，并与烟道气驱驱替特征进行对比。结果表明：原油黏度对火驱产液速率影响较大，黏度较低时火驱初期产液速率较高，大部分原油在中前期采出；黏度较大时，初期产液速率较小，甚至不产液，大部分原油在火驱中后期产出。火驱阶段含水率主要由地层初始含水饱和度（火驱前含水饱和度）决定。当地层初始含水饱和度高于束缚水饱和度时，火驱初期含水率较高，之后逐渐降低并趋于稳定。火驱初期（注气量小于1 PV）的生产动态特征与烟道气驱相近。在持续开发过程中，火驱仍保持稳定的采油速度，而烟道气驱采出程度增幅放缓。火驱开发的原油采出程度与累积注气量呈近似线性的关系，表明要保证火驱开发的效果则需保证相应的注气量。

摘要:为认清杜66块火驱开发过程中的地下燃烧状态，建立判识火驱燃烧状态的新方法，优选出3口生产井开展了长达5 a的原油及尾气的跟踪监测，利用原油气相色谱指纹技术与尾气多维气相色谱技术，研究生产现场火驱高温氧化的原油与尾气指纹特征参数。结果表明：火驱生产现场发生高温氧化后，原油正构烷烃色谱指纹呈现主峰碳前移、轻重比增加并伴随轻烃、异构烷烃、正构烷烃含量增加的特征；类异戊二烯烃色谱指纹特征表现为Ph/nC17和Pr/nC18值降低，iC21与nC19呈近水平或前低后高型分布；尾气中氧气转化率、视氢碳原子比、二氧化碳含量的综合运用是指示火驱高温氧化的有效参数，并且在尾气多维色谱指纹图中出现了烯烃、氢气等裂解组分。

摘要:针对稠油油藏储层特征与开发现状，基于静态泡沫性能与驱油性能评价，复配了3种具备不同性能的表面活性剂，并研究了不同表面活性剂辅助CO2驱油效果，明确了表面活性剂的主控性能。实验结果表明，表面活性剂S1，S2和S3辅助CO2驱油对渗透率级差为3.0的非均质岩心水驱后采收率增幅分别为19.7%，13.2%和15.2%，优于直接注入CO2的驱油效果，说明表面活性剂可以提高稠油油藏高含水阶段CO2驱油效果。其增油机理主要为表面活性剂驱油贡献及其与后续CO2产生的泡沫的驱油贡献。表面活性剂乳化能力越强，乳化现象越明显，驱油效率增幅越大；静态发泡能力越强，与CO2在岩心中越容易产生泡沫；强发泡能力-弱稳定性表面活性剂与CO2产生的泡沫更容易实现深部调驱。随着非均质岩心渗透率级差从3.0增至9.0，3种表面活性剂辅助CO2驱油效果均不同程度地下降，其中S1辅助CO2驱油的采收率增幅降至12.6%，相比于S2和S3，S1对岩心非均质性变化的适应性较强。因此，对于目标油藏，具备强乳化、强发泡能力且兼顾弱泡沫稳定性的复配表面活性剂S1辅助CO2驱油效果最佳，对非均质性变化的适应性更强。

摘要:普通稠油油藏水驱开发面临原油黏度高、指进严重且采收率低的问题，亟需转换开发方式，进一步提高采收率。以孤岛油田B21单元普通稠油油藏为目标区，通过数值模拟，建立了不同原油黏度油藏聚合物驱的驱替相与原油合理黏度比界限图版；通过室内增黏实验，确定目标区适用的聚合物质量浓度界限；再采用数值模拟方法，优化确定聚合物最佳注入浓度；结合物理模拟实验，优化高低浓度交替注入方式，相同聚合物用量下可更大幅度提高采收率；考虑开发效果和经济性两方面指标，制定了不同原油价格和不同聚合物价格下聚合物经济极限用量界限图版，对普通稠油油藏聚合物驱持续经济高效开发具有重要指导意义。现场应用结果表明，截至2021年7月，日产油量由285 t/d最高上升至441 t/d，最大升幅为156 t/d，综合含水率由89.1%最低降至76.2%，最大降幅为12.9%，已累积增油量为61.4×104 t，已提高采收率达7.0%，降水增油效果显著。

摘要:聚合物降黏剂在提高普通稠油油藏采收率方面展现出良好的应用前景。通过对比部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和2种聚合物降黏剂（P-OVR-1，P-OVR-3）的基本性能和乳化降黏性能，深入研究了HPAM，P-OVR-1，P-OVR-3溶液的表观黏度和活性在驱替过程中对提高采收率所做的贡献。结果表明：P-OVR-1和P-OVR-3具有很好的乳化降黏性能，主要通过乳化分散原油，其形成乳状液的粒径越小，降黏效果越好。在P-OVR-1和P-OVR-3的水相增黏、油相乳化降黏作用下，大孔和小孔的采收率均有不同程度的提高，其中P-OVR-3驱替后大孔、小孔的采收率提高值分别为8.48%和9.59%。小孔中的剩余油主要依靠聚合物降黏剂溶液的黏弹性采出，在大孔中，主要依靠聚合物降黏剂溶液的高活性，降低毛管压力、黏附力和内聚力等，实现柱状残余油和油膜的高效驱替。

摘要:为了有效动用开发难度极大的深层低渗透敏感稠油油藏，以胜利油区王家岗油田王152块为例，在深入分析开发难点和渗流机理的基础上，创新性提出降黏引驱开发技术，利用单管填砂驱油模型实验、油藏工程方法和数值模拟方法，开展深层低渗透敏感稠油油藏的开发技术界限研究。研究结果表明：生产井降黏吞吐引效，注入井早期变浓度连续驱替、后期变浓度段塞降黏驱替的降黏引驱技术开发深层低渗透敏感稠油油藏，能提高采出程度14.3%。同时优化并确定了降黏引驱的驱替方式、引效周期、降黏体系浓度及注入量等开发技术关键参数。王152块王152-斜6井组先导试验结果证实，截至2020年9月，井组日产油量峰值为11.5 t/d，比试验前提高了5.4倍，驱替生产157 d，累积注入量为6 534 m3，所有采油井均已见效，井组累积产油量为856 t，开发效果明显改善，预测提高采收率为11.0%，实现了深层低渗透敏感稠油油藏从未动用到有效动用的转变。

摘要:稠油油藏经过多轮次蒸汽吞吐后，井间存在热连通和高耗热通道，热效率低，开发效果差。化学堵调降黏复合驱作为一种绿色低碳的有效开采接替技术，研究其复合驱油机理对于指导油田现场项目实施具有重要意义。针对试验区油藏特征，筛选化学剂，构建化学堵调降黏复合驱油体系，通过室内实验研究稠油化学堵调降黏复合驱油体系的驱油机理，结果表明高黏度堵调剂降低油水流度比，提高小孔径孔隙剩余油的动用程度，有效抑制黏性指进，起到改善流度、调整流场的作用；降黏剂吸附在原油表面，改善油相流动能力，提高驱油效率，同时乳液液滴卡堵相应尺寸喉道，提高窜流通道的渗流阻力，扩大波及范围，起到乳化降黏、乳液调剖作用；堵调剂降黏剂协同增效，堵调剂提高了降黏剂的乳化能力，促进降黏剂进入低渗透区，提高整体动用，堵调剂动用边部剩余油、降黏剂动用残余油，显著降低剩余油饱和度。

摘要:渗透降黏驱油剂是一种聚合物型降黏剂，具有优异的水相增黏和油相降黏作用，能抑制水窜，有效地提高水驱稠油采收率。从介观和微观2个层面对渗透降黏驱油剂提高采收率的机理开展了分析和探索，CT扫描驱油实验研究发现，渗透降黏驱油剂在模拟非均质油藏驱油过程中，出现了纯油相和乳液相2个采油峰值，实现了高、低渗透层的均衡动用。微观刻蚀模型驱替实验结果表明，渗透降黏驱油剂在驱替过程中可与稠油形成多种类型流体形态，并在油藏驱油过程中发挥不同作用：驱替初期形成油包水（W/O）乳液扩大波及体积；继续注入可变W/O型乳液为水包油包水（W/O/W）型，提高渗流能力；形成的微乳液相可提高岩石上的油相剥离效率。渗透降黏驱油剂驱替后剩余油分布特征表明，簇状流和滴状流的相对含量显著降低，说明其具有良好的扩大波及和洗油效果，对于大幅提高低效水驱稠油采收率具有重要的借鉴意义。