周期产油 t
1200
注汽强度60~80t/m
1000
注汽强度80~100t/m
801
800
953 687
600
394
444
400 291
200
0 1
2
周期
3
895 751
4
注汽焖井时间一般3-7天
累产油指标随焖井时间呈抛物线型变化，焖井时间再增加，油层 中的热量向周围隔、夹层损失就多，油层温度下降较快，累产油下降， 吞吐效果变差。
520
累产油 t
500
480
460 0
1
3
5
7
9
焖井时间 (天)
互层状油藏焖井时间优选结果
（5）方案调整与完善
（6）新技术应用
① 组合式蒸汽吞吐提高后期开发效果 ② 水平井技术应用
水平井应用领域
开发边际储量
滚动勘探开发
老油田 二次开发
应用领域
超稠油 转换方式
加密调整
难采储量
水平井开发特点
①水平井周期吞吐规律与直井类似，除油汽比外周期吞吐指标好于直井
二○一二年四月
前言
辽河稠油开发始于上世纪80年代，目前 已有20余个千万吨级油藏投入开发，年产最 高737万吨（热采）。已形成了中深层稠油蒸 汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧 油层、水平井等一系列开发技术，推动了稠 油开发新技术的发展，建成了中国最大的稠 油生产基地。
汇报提纲
一. 稠油开发基本情况 二. 稠油开发技术简介
300000 250000 200000
超油 特油 普通（I） 普通（II）
地面脱气油粘度 mPa.s
150000
100000
50000
0
0
20
40
60
80
100
120
温度℃
原油粘度对温度变化较敏感，存在温度拐点，呈现半对数关系
油水相渗曲线
kro/krw
1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0
（4）先降压、再驱替，动态调控和操作难
中深层稠油油藏需经历蒸汽吞吐降压后才能进行蒸汽驱和 SAGD，由此造成油藏温度、压力和含油饱和度不均衡，使平面、 层间、层内矛盾更加突出，生产动态调控难度加大。
（5）复杂的油藏条件，决定了方式转换面临巨大的挑战
中深层：500-900
(米)
深层：900-1300
8
10
PV
ED
蒸汽的驱油效率比热水高
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
(10-5m/s)
达西流区
非达西流区
●●
●
启动压力梯度
压力梯度 (MPa/m)
室内物模数模研究蒸汽吞吐采收率较高,20-30%
驱油效率％
蒸汽吞吐数值模拟温度场
以上隔热技术难以满足中深层稠油蒸汽驱和SAGD高干度的需要。
隔热系数 0.07w/m.oC
光光油油管管条条件 件下下
蒸汽干度随深度变化曲线
12
（3）油藏埋藏深，高温大排量举升难
中深层稠油蒸汽驱和SAGD在举升方面存在三个难点(三高）： ①举升液量需达到300～500吨/天； ②抽油机载荷需达到22吨以上； ③抽油泵耐温需达到220℃以上。
特稠油：μo（50℃） 10000～50000mPa·s
超稠油：μo（50℃） > 50000mPa·s
蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、 火驱
蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、 火驱
（2）油藏埋藏深，热损失大，高干度注汽难
井筒热损失理论计算与实测表明：在光油管注汽条件下，800米深 度以下变为热水；在蒸汽吞吐隔热技术条件下，800米深度以下蒸汽干 度降为30%～35%；
科尔沁
牛居
于楼 青龙台
兴隆台 双台子
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
可采储量采出程度（%）
年产油 万吨
1000
热采稠油
800
常规稠油
600
400
200
0
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 时间 年
(米)
特超深层：1300-2600
(米)
23.7% 33.7%
储量 20674.8万吨
34.8%
储量 29396.26万吨 41.3%
42.6%
储量 37109.6万吨
蒸汽在低压下释 放的热焓多
干度100% 干度80% 干度40% 饱和水
不同干度蒸汽的热量随压力变化曲线
稠油Ⅱ类油藏具有埋藏深、粘度大、油层薄、边底水更活跃等难点，其注汽 热损失大、热能利用率低、操控压力高。
1 2 3 45 6 7 8 9
周期生产时间（月）
一周期
不同层位递减规律 二周期
三周期
馆陶 Y=-0.1908x+1.8191
Y=-0.1082x+1.6478
Y=-0.0659x+1.3507
兴I
Y=-0.2226x+2.019
Y=-0.1382x+1.8807
冷41块-块状底水油藏
锦45块-多层边底水油藏
4. 开发历程
辽河稠油热采开发主要分为五个阶段：
年产量（万吨）
800 700 600 500 400 300 200 100
0 1978
热采技术 攻关
普通稠油 开发
357
189
342
175
1 4 53 4 3
特稠油 开发
632
570
496
94
33
538
层状边水油藏（锦612块兴隆台）
油水互层状油藏（杜80块兴隆台油层）
块状边、底、顶水油藏（曙一区馆陶组）
（4）油品性质多样
普通稠油：μo（50℃） 50～10000mPa·s 密度：0.9～0.95g/cm3 储量比例70.4%
特稠油：μo（50℃） 10000～50000mPa·s 密度：0.95～0.98g/cm3 储量比例12.1%
0.4 高凝油:72.84%
0.2
0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 可采储量采出程度 %
无因次采油速度
无因次采油速度
无因次采油速度
1 0.8 0.6 0.4 0.2
0 0
1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0
0
1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0
中深层：500-900 (m)
深层：900-1300 (m)
特、超深层：1300-2600 (m)
储量
24%
比例
35%
41%
储量 比例
储量 比例
（3）油藏类型多，油水关系复杂
根据油水关系划分，主要有六种油藏类型。
纯油藏（曙一区杜家台油层）
块状底水油藏（冷41块沙三段）
块状气顶油气藏（高2、3区莲花油层）
全国稠油总储量20.6亿吨
全国稠油年产量1510万吨
10.8亿吨
746万吨其它油田 Nhomakorabea辽河油田
全国稠油储量分布图
其它油田
辽河油田
全国稠油产量分布图
2. 稠油油藏地质特点
（1）构造复杂、断块多
发育三级断层100多条，四级断层300余条、四级断块450多个。
辽河盆地西部凹陷稠油分布图
（2）油层埋藏深
辽河稠油埋深属中深层以下，埋藏深度从600m到2300m。
反五点
行列
斜反七点
辽河油田普通－特稠油蒸汽吞吐开采井距下限不应小于100m；超稠油 蒸汽吞吐开采井距以70～100m为宜。
普 通 稠 油
基础井网200m、167m
一次加密141m、118m
超
稠
油
一次井网到位70、100m
油
藏
二次加密100m、83m
稠油油藏周期注汽强度最优范围是80～120t/m。 初期一般在80～90t/m，以后每周期递增15%。
0
冷家堡油田 欢喜岭油田
快速递减 2个
20
40可采储量采出程度 %60
80
100
欧利坨子
大洼
月海
曙光热采老区
牛心坨 热河台
静安堡
海外河
正常递减 20个
新开
荣兴屯
茨榆坨
10
20
30
40
50
60
可采储量采出程度（%）
大平房
小洼
黄金带
曙光油田稀油
黄沙坨
70
80
90
100
边台 大民屯
高升
低速递减
法哈牛
11个
➢ 直井
水平井\复杂结构井；
➢ 吞吐开发 蒸汽驱、SAGD、火驱等方式开发。
5. 开发现状
根据油田开发阶段划分标准，当可采储量采出程度达到60%即进入递减 阶段，辽河油田已采出可采储量的79%，剩余可采储量采油速度10%。
无因次采油速度
1
稠油：79.57%
0.8
全油区:78.39%
0.6 稀油:78.87%
0
60-kro 60-krw 120-kro 120-krw 200-kro 200-krw
50 Sw %
100
随温度升高，残余油饱和度降低，驱油条件得到改善
%
80
杜212－37－317井驱油效率曲线