关键词：稠油；热采；新技术；提高采收率
0 引言
胜利油田经过40多年的勘探，先后在单家寺、乐安、孤岛、王庄、陈家庄北坡和孤东等油田发现了稠油，主要分布在新近系东营组、馆陶组、沙河街组及奥陶系、寒武系等油层中，截止2012年底，探明稠油地质储量5.78亿吨。与国内其他油田稠油油藏相比，胜利稠油具有埋藏深、油层厚度薄、储层水敏性强、原油粘度范围和具有活跃的边底水等不利条件。“十五”以来，针对新区薄层、敏感性、超稠油等复杂油藏和老区高含水、低采收率、低采油速度等开发难题，发展完善了一系列稠油热采技术。
1 稠油热采新技术
从1983年开始稠油热采技术攻关，到“九五”末，蒸汽吞吐技术实现了对粘度低于5万mPa·s常规稠油和特稠油的开发，“十五”以来，通过深化稠油渗流机理研究和完善配套注汽工艺，超稠油和特超稠油开发取得突破，解放了一批难动用稠油储量，井网加密和水平井技术的创新应用改善了蒸汽吞吐开发效果。
1.1 超稠油油藏开发技术
超临界锅炉、蒸汽等干度分配和隔热油管等工艺的成功研发，突破了粘度为5～10万mPa·s超稠油油藏开发难题。亚临界锅炉使注汽压力由17MPa提高到21MPa，超临界锅炉又使注汽压力大幅度提高到26MPa，蒸汽等干度分配技术实现了有效均匀配汽，高真空隔热油管使注汽井筒热损失降低到5%以下，并在注汽过程中配套高效驱油降粘、化学剂抑制蒸汽冷凝液等技术，增加了注汽能力和地层吸汽能力，成功开发动用超稠油储量。
1.2 特超稠油油藏开发技术
发展应用深层特超稠油油藏水平井开发技术，即HDCS技术，突破了粘度大于10万mPa·s的特超稠油开发难关。HDCS技术主要借助油溶性降粘剂（Dissolver）、二氧化碳（Carbon dioxide）和蒸汽（Steam）三种物质的复合降粘和传质作用，对水平井井眼周围的特超稠油进行强制降粘，消除死油带和胶质沥青质沉积造成的堵塞，提高近井区域的渗流能力，有效降低注汽启动压力；复合降粘剂与CO2共同作用，继续降粘，进一步提高蒸汽热波及范围。同时配套高压注汽、注采一体化管柱注汽工艺。成功开发了郑411、坨826和单113等特超稠油油藏，应用HDCS技术设计43口水平井，动用399×104t，新建产能12.4×104t。
1.3 蒸汽吞吐井网加密技术
在稠油油藏存在启动压力梯度、蒸汽吞吐加热半径小的新认识指导下，实施稠油井网加密，增加了储量动用程度，改善了高轮次吞吐效果。胜利油田针对稠油热采井距大、加热半径（50～70m）小、井间剩余油富集、吞吐采收率低的矛盾，在数值模拟研究剩余油、钻密闭取心井检验基础上，为满足直井单井产油2900吨的经济极限可采储量，建立了中深层蒸汽吞吐加密筛选标准，原油粘度小于10000mPa·s普通稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于6m，井距由200×283m加密到141×200m；原油粘度小于50000mPa·s特稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于8m，井距由200×283m加密到141×200m；原油粘度小于100000mPa.s超稠油，吞吐加密井最小有效厚度大于12m，井距由141×200m加密到100×141m。“十五”以来共实施[提供论文和论文，欢迎您光临www.]13个单元，新钻井196口，新增能力46×104t，增加可采储量302×104t，提高采收率5.7%。如孤岛油田中二北Ng5稠油环普通稠油油藏（原油粘度5000～10000mPa·s），具有一定的边底水，油层厚度在10～15米，1992年投入注蒸汽吞吐开发，于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密，共钻加密井46口井，加密的实施有效遏制了区块产量的递减，增加可采储量82×104t，提高采收率8.1%。
1.4 普通稠油低效水驱转热力开采技术
针对地层原油粘度在200～300mPa·s的普通稠油油藏，水驱开发采油速度低、采收率低的矛盾，开展了普通稠油水驱转热采开发，建立了水驱转热采的技术界限，当有效厚度大于6m、含油饱和度大于0.4时，单井吞吐经济极限产量可达到3100吨。2002年，孤岛油田南区Ng5～6稠油单独作为一套层系，新钻热采井85口，老水井停注，实施低效水驱转蒸汽吞吐开采，取得成功，采收率达到19.7%，提高了12.9个百分点。目前，已在胜利油田28个单元实施低效水驱转蒸汽吞吐，增加可采储量1067万吨，提高采收率11.2%。
1.5 稠油热采水平井工艺技术
水平井裸眼防砂完井一体化技术的完善配套，有效解决了过去应用固井射孔完井和金属棉防砂效果不稳定的问题，满足了出砂油藏大排量生产的需要，大大改善了水平井热采效果。自2007年以来，已在胜利油田成功应用，取得好的效果，降低注汽压力2-3MPa，井底干度达到75%以上，单井日产油量平均提高5.9t。水平井均匀注汽工艺较好地解决了水平井吸汽不均匀问题。依据水平井井段中蒸汽压力的分布，对注汽管柱上的配注器及其上的泄流孔个数进行优化设计，在滨南油田单2块应用11口井，取得好效果，同采用常规注汽工艺相比，平均产液量由18.8t/d上升到55t/d， 平均产油量由6.3t/d上升到20.2t/d。利用水平井单层开发薄层稠油油藏取得成功。集成稠油薄储层精细描述、防砂完井一体化、水平井均衡注汽等技术，高效动用了直井开发低效、无效的3～4米薄层，在单2馆陶、单10馆陶等18个区块动用储量1443万吨，完钻水平井134口，建成产能36.3万吨。
2 稠油热采油藏存在的主要矛盾
稠油油藏地下原油粘度高（1027mPa.s），以热采开发为主（主要是蒸汽吞吐）注水开发为辅，采收率较低，热采单元采收率只有18.2%。目前蒸汽吞吐单元普遍进入高轮次吞吐阶段，稠油蒸汽驱开发难度大，制约稠油油藏大幅度提高采收率的主要矛盾是：普通稠油和特稠油油藏蒸汽吞吐进入高轮次吞吐阶段，含水高，开发效果变差，采收率低；超稠油油藏蒸汽吞吐产量和油汽比下降快，稳产难度大；与国内外典型蒸汽驱油藏相比，适合蒸汽驱油藏油层埋藏深，井底蒸汽干度较低，边底水活跃导致蒸汽驱热效率降低，驱油效果差；特超稠油油藏储层胶结疏松，出砂严重，储层敏感性强，有效厚度薄，发育较强的边底水，开发难度大。
3 稠油热采技术方向
针对稠油油藏存在的问题和潜力，要加大水平
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