探讨边部稠油井分类管理技术对策

探讨边际油田开发技术现状与对策边际油田一般是指在现有的技术条件下，在规定的开发时间内，采用常规的开采技术进行建设与生产，其经济效益相对较差或难以达到营利目标的边远地区油田。

我国的陆上边际油田分布较广，主要包括：复杂断块、低渗透及稠油等特殊类型的难采油田。

在边际油田开采中，我国进行了大量的技术研究与试验，积累了较多的成功经验，但是仍然存在一定的技术问题急需得到解决。

因此，在边际油田的开发展，急需加强对于技术问题的深入总结与分析，逐步构建更为完善的开发技术体系。

一、边际油田开发技术现状分析1.随着水平井技术的不断创新与应用，使得复杂断块的边际油田得以更为高效的开发。

以薄层油藏为例，由于储集层的厚度较小、产能低，采取单纯的压裂改造技术难以实现产量提高的目的，甚至成本也无法回收。

针对此类复杂断块的边际油田，我国成功研发了水平井、双台阶水平井等开发技术方式，取得了较为理想的实际应用效果。

2.在我国的边际油田开发中，以蒸汽吞吐为核心的开发配套技术的应用日趋广泛，使得稠油难采油藏的开发效果明显提升。

经过20多年的技术研究与探索，我国创建了符合实际需要的新型稠油开发技术模式，并且逐步形成了特色鲜明的热采工艺技术体系，其中包括：稠油油藏描述、高效注入与动态监测、热采数值模拟与物理模拟、丛式井与水平井开发、化学剂助排解堵与降黏增产、分层注汽及调剖工艺、热采完井与防砂工艺、高效隔热及保护套管、热采油井机械采油等新技术。

3.逐步形成了经济、有效、实用的低渗透油田开发技术模式，有效促进了我国原油的持续、稳定增长。

在我国低渗透油田的分布较广，渤海湾盆地、大庆长垣周围、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地等地区均有发现，加快开发技术模式的创新与应用，对于提高我国的原有开产量具有重要的影响。

二、加快我国边际油田开发的对策1.更新观念，创新体制，逐步构建良好的外部环境，进而加速边际油田的开发与利用。

边际储量是一种十分宝贵的资源，与美国、加拿大及欧洲北海诸国相比，我国在边际油田开发方面明显落后。

分类管理在提升油田稠油井基础管理中的应用摘要：随着油田开发的深入，油藏天然能量下降，产量递减较大，油井出砂、结蜡、油稠等问题日益突出，井筒举升工艺不断分类优化，管理难度日益增大。

为了适应不同采油工艺，达到较高的油田最终采收率目标，有必要实施油井“分类管理”，结合现场生产实际，制定一对一的管理措施，从而走出一条多种生产工艺并存，不同区块协调发展的精细化管理之路，提高了油井基础管理水平，为老油田持续发展注入新的活力。

关键词：稠油井分类管理采油工艺一、概述某油田采油管理区管理的油井，由于开采油层不同，含水不同，粘度不同。

自1997年投入开发以来，管理人员根据油井和区块的特点，采用了泵上掺水、电热杆、环空泵电加热、空心杆掺水、水力喷射泵、大排量螺杆泵、蒸汽吞吐等采油工艺。

不同的生产工艺虽然解决了油井的正常生产问题，可每种生产工艺复杂的管理方法，却给油井日常管理带来很大不便。

二、稠油井分类管理方法通过不断摸索，把油井混合管理细化为按照采油工艺和开发区块类型进行分类管理，使油井管理逐步形成“同类统管”。

1.不同采油工艺的管理方法1.1大排量螺杆泵工艺2004年，经过摸索开始实施了大排量螺杆泵提液增油试验，取得了较好的增油效果。

目前大排量螺杆泵工艺井34口，日产液量2836吨，日产油量47吨，占该区总油量的32.4%，综合含水达98.3%。

在稠油区块应用中，大排量螺杆泵开采工艺存在开抽初期频繁出现电流高、光杆易断脱的问题，严重影响了油井正常生产。

通过分析问题，把螺杆泵的管理过程细化为“四阶段管理法”即：第一阶段：油井开井前的两次洗井，保障油井作业后能够顺利开井；第二阶段：开抽初期的不停井生产再配合套管拌水，避免油井开井后出现躺井；第三阶段：加强生产情况的日分析，适时调整地面掺水；第四阶段：正常生产的参数调整法，将油井生产的提液量调整到最佳状态。

通过四阶段管理法的实施，有效地突破了螺杆泵工艺在稠油区块推广应用局限，取得了良好的开发效果。

孤岛油田稠油井动态“一井一策”管理技术X王忠滨,崔海亮,林秋民(中国石化胜利油田有限公司孤岛采油厂,山东东营　257231) 摘　要:孤岛油田稠油区块属于疏松砂岩油藏,胶结疏松原油粘度大,比重高,流动性差。

地面油井生产以掺水工艺为主,主要采用“掺水伴输、降回压为主,掺水稀释降粘和掺水升温降粘提高掺水效果为辅,特殊井特殊对待”的稠油掺水工艺。

通过室内研究建立稠油掺水降粘的实验方法和不同含水条件下的油水混合物粘温关系相关模式,现场试验稠油在不同温度下的流动状态,建立起稠油井地面正常生产的“温度场”,在此基础上首先确立不同区块油井的整体管理指导意见,再根据稠油井不同注汽周期、注汽的不同阶段、原油特性、地质条件、季节变化、开发方案等因素,制定稠油井地面正常生产的“一井一策”,建立油井生产档案,及时进行地面配套和参数动态优化,使稠油井处于最佳生产状况,减少稠油井停井时间,提高稠油井采油时率和管理水平。

关键词:疏松;掺水;温度场;一井一策;动态 中图分类号:T E32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)05—0101—01 孤岛油田稠油井地面管理主要采用以“掺水伴输、降回压为主,掺水稀释降粘和掺水升温降粘提高掺水效果为辅,特殊井特殊对待”的稠油掺水工艺,即对于普通稠油井采用井筒或地面掺水以降回压,在条件允许的情况下最大程度提高掺水温度以提高掺水降粘效果;对特殊稠油井综合加降粘剂、空心杆、双管、双泵、水力喷射泵、螺杆泵等工艺,提高稠油井地面整体管理水平。

1　稠油与原油含水和温度的关系1.1　掺水与稠油含水的关系从2001年起孤岛采油厂开展了稠油井井筒举升工艺研究。

通过室内研究建立了稠油掺水降粘的实验方法和不同含水条件下的油水混合物粘温关系相关模式。

根据实验结果分析认为,掺水降粘举升工艺生产的油井,其掺入水量以保证井筒内油水混合液的含水率大于80%为宜。

1.2　稠油流动性与温度的关系针对稠油区块原油粘度大,流动性差,对温度敏感的特点,对不同区块稠油通过实验做出粘度与温度关系的粘满温曲线,通过实验确定南区稠油拐点温度为80℃,渤76块拐点温度为70℃。

油井精细化管理办法的探索与实施“十二五”是长庆油田大发展的关键时期，面对油田公司“发展大油田，建设大气田，实现五千万”的建设目标，要实现2015年油气当量5000 万吨，后期稳产20年，传统的生产组织和管理方式已经不能适应“大油田管理、大规模建设”的需要，要保证油田高效开发，只有走低成本、集约化发展的道路，实现油田减员增效和提高管理水平。

长庆油田采油五厂所管辖的姬塬油田地质条件差，开发难度大，随着开发规模的不断扩大，油井数量越来越多，如何在低成本开发战略的前提下管理好数千口油井，实施油水井精细管理成为不二选择。

一、探索油井精细管理方法思路1.充分利用数字化管理平台。

推广运用成熟的油井数据实时采集、油井工况诊断、油井远程控制、油井功图计算动液面及计产等数字化采油技术，以单井为生产管理基本单元，找准主要矛盾和问题，依据诊断结果制定日常管理的针对性措施和对策，形成精细化管理方法，实现在管理上的精细化，运行上的有序化，实施上的简单化。

2.完善两所、作业区、井区三级管理体系。

井区技术人员作为油井管理的第一道关口，利用数字化数据采集系统，监测油井的工况，或者通过现场录取资料及时发现油井存在问题，及时采取措施。

作业区通过旬度测井资料，对比分析生产资料，对存在问题的油井，安排针对性措施，并监督执行，消除存在问题。

3.建立完善监督考核体系。

将油井精细管理年度任务进行月度分解，做到年度有目标，月度有计划，定期有考核，同时，将考核结果与月度奖金直接挂钩，有力地推进油井精细管理办法的落实。

二、油井精细管理办法探索与实践1.综合多种管理方式方法，提升油井管理水平。

（1）充分发挥数字化生产指挥系统作用，强化油井预警管理，提高油井采油时率。

具体实施主要如下：在油井预警管理中，站点值班人员按照两小时检查的要求，及时发现预警油井，将预警油井反映给井区技术组，技术组安排人员现场落实，如出现卡泵、断脱等问题无法现场解决的，将问题及时汇报给作业区技术组，技术组安排作业队伍进行上修，问题处理后再逐级汇报处理结果，解除该油井预警。

稠油油藏多分支井井型优化技术研究及应用的开题报告本文将从以下几个方面对稠油油藏多分支井井型优化技术的研究和应用进行探讨。

一、研究背景随着全球能源需求的增加和原油储量的逐渐枯竭，开发稀缺资源已成为当今全球石油工业的一项重要任务。

而稠油油藏作为一种非常规油藏，其开发难度较大，且成本比传统油藏要高，因此对其高效、低成本的开发技术的研究已经成为石油工业关注的焦点。

多分支井是一种非常规开采技术，可以有效提高油藏的采收率，但同时也存在着井型设计不合理、分支井间干扰等问题。

因此，对多分支井井型优化技术进行研究和应用具有重要意义。

二、研究目的本文旨在通过对稠油油藏多分支井井型优化技术的研究和应用，探讨如何提高多分支井开采技术的效率和可行性，并具有一定的推广价值。

三、研究内容与方法本文研究内容主要包括：1. 多分支井井型优化技术的概述及研究现状2. 多分支井井型设计的影响因素分析3. 多分支井井型优化技术的数值模拟与实验研究4. 多分支井井型优化技术在实际开发中的应用本文研究方法主要包括：1. 文献调研法：通过查阅相关文献，了解多分支井井型优化技术的研究和应用现状，对研究问题进行定位和问题分析。

2. 数值模拟法：采用 FLUENT 或 ECLIPSE 等软件对多分支井井型优化技术进行数值模拟分析，探讨井型对采油效果的影响。

3. 实验研究法：使用岩石力学试验台或模拟实验装置进行实验研究，验证模拟结果的正确性，并对多分支井井型进行优化设计。

4. 实地案例研究法：结合实际开发情况，通过对多分支井井型优化技术在实际应用中的效果进行观察和分析，总结其优缺点和适用范围。

四、预期结果通过本文的研究和探讨，预计可以得到如下结果：1. 系统地总结多分支井井型优化技术的研究现状，为后续研究提供参考和借鉴。

2. 探讨分析影响多分支井井型设计的因素，为优化设计提供依据。

3. 利用数值模拟法对多分支井井型优化技术进行分析和研究，并结合实验研究法，验证数值模拟的正确性。

稠油井分期治理与配套技术对策研究作者：翟永丽来源：《中国科技博览》2014年第03期摘要：针时边部稠油井油稠、管理难度大的特点，通过实施周期管理，优化工艺设计、优化参数、掺水、加药以及热洗以及加强地面管理，摸索实施周期，实现了提高稠油井产能，提高储量动用率的目标。

关键词：稠油井；掺水；加药；周期中图分类号：TE345前言油田部分边部稠油井分布零散，平均原油粘度甚至高达5000mP. S。

稠油井具有粘度大、流动性差，井筒输送困难、地面输送困难的特点，管理难度较大，主要表现为：一是部分油井存在光杆缓下的情况：热采井在周期末期随着含水和温度的下降，油井经常出现光杆缓下；在井网不够完善的注水区域，地层能量低、含水低、油稠，油井经常出现光杆缓下。

二是部分油井回压过高：稠油重质成分多，流动系数小，在井筒和地面输送过程中，流动摩擦阻力大，流速慢，造成井筒、流程输送困难，采油设备负荷加重。

如不及时疏通井筒和地面，将会造成躺井，生产周期缩短。

为此一方面对原油粘度大、油井含水低的井应用井筒降粘工艺，另一方面通过地面掺水伴输，降低回压，同时优化生产参数来延长油井生产有效期.1、实施三期管理，延长热采井生产周期针对热采井油稠、管理难度大的特点，油田对稠油井实施“三期”管理，即：开井初期，生产中期，生产末期保证生产参数合理性，保持原油流动连续性，减少油流阻力，延长生产周期。

开井初期：放大生产压差，使油井“趁热快抽”，开井后尽量避免5天内有停井和放套管气工作，以减少停井和激动出砂，顺利度过排砂期。

生产中期：跟踪转周井生产动态，根据变化情况、防砂方式和水侵程度不同，及时采取措施稳定生产压差，保证平稳生产。

末期管理：采取井筒降粘及地面掺水措施，降低原油粘度和回压，提高油汽比，采取长冲程慢冲次生产，以延长生产周期。

并研究稠油井“假末期”动态特征，对稠油井产量波动大、峰值产量期短、产量递减快加强分析，确定是否真处于末期生产。

由于稠油热采区的开发受到产量、成本的巨大压力，如果周期废弃产量取值过高，就结束生产周期过早开始下一周期注汽，将导致整个蒸汽吞吐开采阶段的采收率和经济效益下降。

油藏分类现状分析及治理对策探讨摘要：我国油藏资源丰富，种类颇多，不同油藏的开发方式受油藏类型影响，甚至存在油藏类型一致但不同资源的占比不同而需要采用不同的开发方式的情况。

在这一前提下，应当进一步进行油藏分类，并根据油藏分类合理选择不同的开发方式，完成油藏的分类处理。

本文根据技术和经济指标将已开发油藏划分为“双高”、“双低”和“双负”三类油藏，并围绕“双高油藏”进一步提高采收率，“双低油藏”提高采出程度，“双负油藏”效益开发等关键问题，进而根据油藏的特点多角度的提出提高油藏开采率的方法，为进一步提升油藏开采公司的经济效益提供参考和支持。

关键词：已开发油藏；分类治理；效益挖潜；油藏管理一、油藏分类1.1分类体系本文根据技术和经济指标，基于对中国石油322个已开发油田的分类研究，将已开发油藏划分为“双高油藏”、“双低油藏”和“双负油藏”（见表1）。

1.2分类油藏开发特征双高油藏经过长期开发，整体上进入高含水，高采出程度开发阶段，剩余油分布零散，进一步挖潜难度大。

大庆萨杏喇油田是双高油田的典型代表，综合含水高达93.9%，地质储量采出程度48.15%，可采储量采出程度90.6%，处于“双特高”开发阶段。

双低油藏储层物性差，储存的天然资源较少，且开采的难度较大。

这些油藏主要集中在长庆、大庆、吉林和新疆4个油田，开发对象以低渗透、特低渗透油藏为主，单井产量低，经过多年采，剩余油分布复杂，稳产难度大，面临“多井低产”的局面，油田开发效益面临挑战。

1.3分类油藏分布状况目前中石油双高、双低和双负三类油藏动用地质储量、年产油量分别占公司比例的62.7%、53.6%。

其中，“双高油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的40.1%、40.2%，主要分布在大庆长垣、新疆稠油、吐哈等油田；“双低油藏”动用地质储量、年产油分别占公司的12.9%、6.4%，主要分布在大庆外围、长庆低渗透等油田；“双负油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的9.7%、7.1%，主要分布在吉林、辽河等油田（见表2）。

274根据油水界面与油层垂直界面的大小关系可以将水油藏分为底水油藏和边水油藏，但是这两者之间的区分往往没有那么绝对清晰的分界线[1]。

实际生产经验表明，底水油藏在开发时出水比较快，而边水油藏出水时间上没有底水油藏早，但是会有非均质的问题出现，这只是一般的经验。

在实际的开发过程中要针对油藏开发过程中的动态情况进行分析研究，找出未开发出来的油藏分布规律，及时调整开发方案，保证开发过程的顺利进行，保证整个油田生产过程的稳定性。

本文对边底水油藏的开发效果评价方法及在实际生产过程中应该根据情况采取哪些相应的调整策略进行阐述。

1　边底水油藏开发效果的评价在对边底水油藏进行开发之前，要掌握待开发油田的基本情况，并与已开发的边底水油藏情况进行对比分析，找出与待开发油田情况非常相似的已开发油田的油层分布厚度、总含油面积、原始平均含油饱和度、开发过程中遇到问题等情况，分析待开发油田的特殊点，根据已开发油田的各项情况，结合待开发油田的特殊性，分析在开发过程中可能会出现的问题，得出待开发油田的的开发效果。

1.1　地质因素综合评价指标体系的建立对地质因素进行评价所采用的标准是灰色系统理论。

对边底水油藏来讲，地质因素极大地影响开发过程中的注水效果，人们经过试验总结了反应油田微观和宏观地质特征的15个参数，即有效孔隙度、最大连通孔喉半径、主要流动孔喉半径平均值、退泵效率、饱和度中值压力、喉道均值系数、连通系数、渗透率、变异系数、水敏指数、素敏指数、蒙脱石含量、单储压降、无因次弹性产量比、地下原油粘度等[2]。

但是以上15个因素对于边底水油藏的开发效果影响力并不是一样的，因此要综合考虑这15个参数的影响权重，根据实际情况赋予一定的分数值，建立起一个灰色综合评价体系和标准，作为待开发油田地质因素方面的整体评价体系。

1.2　边底水油藏水驱开发效果评价体系的建立水驱开发效果的评价标准与地质因素综合评价指标体系一样，也是采用灰色系统理论。

212022年2月下 第04期 总第376期TECHNOLOGY ENERGY |能源科技河南油田采油二厂强边水断块稠油油藏集中在新庄油田，主要包括泌浅57区、泌浅67区等区块，断裂发育，构造破碎， 断层相互交错，形成众多小断块，属高孔高渗普通稠油断块油藏,地质储量649万吨。

泌浅57区、泌浅67区均为层状边水稠油油藏，油藏品味相对较差，具有“含油层位多、含油面积小、含油宽度窄、边水活跃”特点，水淹储量520.6万吨，占总储量的63.5%，采出程度仅5.8%。

目前开发现状表现为“三低一大”：采出程度低、日产水平低、采油速度低、递减大。

为改善生产效果，开展区域立体抑水治理，初期产状改善显著，但多轮次后效果变差，主要存在以下三个问题：水侵路径认识不精细受油藏动静态因素影响，边水沿高渗带由构造低部位向中高部位水侵，区域治理潜力单元水侵路径认识难度大，精细刻画与精准治理需求有差距。

工艺技术适应性下降一是油藏物性以及温度场和压力场发生变化。

随着吞吐轮次增加，油藏储层孔渗性提高，依据原始物性设计工艺方案适应性下降；二是技术应用条件需要进一步优化。

随着水淹程度的加剧，影响因素和工艺参数需要进一步细化优化，提高技术针对性。

区域治理方法需要进一步完善受动态井网不完善因素限制，综合治理按照构造部位划分“高、中、低”治理区域，治理整体效果改善明显，个别轮次效果差异较大，需要进一步细分治理区域，提高治理技术的指导性，完善分层分区高效治理。

1.分类治理方案研究1.1构造部位水淹型采用分区立体控水技术，将该层针对优化出水淹区域划分为低部位、中部位、高部位三个区域。

低部位为强水淹区域，治理思路为水淹严重的油井进行排边水，有潜力的油井堵边水；中部位为汽窜严重及边水影响区，治理思路为面积注汽治汽窜，组合治理堵边水；高部位为低速采油区，治理思路为氮辅增产增效。

1.2区域差异水淹型通过渗透率分布图和边水突进平面图叠合对比，泌浅57区Ⅲ1层渗透率分布较为均匀，边水沿1号断层及2号断层分别突进，1号断层附近呈强水淹，2号断层附近弱水淹，区域差异水淹型实施分区堵调。

高粘、高含蜡稠油井管理对策探讨邱姗姗摘要：在原油开采过程中，随着温度的降低和气体的析出，石蜡便以晶体析出、长大、聚集并沉积在管壁上，即出现结蜡现象。

油田开发后期，由于采油地质，工艺条件的变化，导致油井的结蜡机理发生变化，结蜡范围扩大.本文结蜡状况和现场清蜡工作的实际情况，特别是对高含蜡、低能量油井的清蜡情况的探索跟踪，形成了适合低能量油井清蜡的新技术并推广应用。

关键词：高粘度；高含蜡；稠油井；清蜡技术；增产增效本文从油藏类型的出发，对不同物性的原油清防蜡状况进行分析，结合结蜡状况和现场清蜡工作的实际情况，特别是对高含蜡、低能量油井的清蜡情况的探索跟踪，形成了新式加热炉洗井、空心杆洗井、热油洗井等油井清蜡新技术。

这些新技术避免了常规水泥车热水洗井造成的油层污染、排液期长、不返液、热洗质量不高等问题，效果显著。

通过改进工艺，加大推广力度，高含蜡低能量油井的清防蜡新技术必将在生产中发挥更加积极增产增效作用。

1.油井的结蜡机理薄膜吸附：当油水乳化液与油管和设备表面接触时，通常形成两种定向层，即憎水定向层和亲水定向层。

一方面，烃类中的油溶表面活性剂被油管或设备表面吸附，形成具有憎水倾向的定向层和一层原油薄膜；另一方面，该原油薄膜与不含表面活性剂的水接触时破裂，在其表面上形成亲水定向层。

此时，烃类中大量未被金属表面吸附的表面活性剂，开始以亲水基吸水，憎水基吸油的方式吸附在这一新的油水界面上，从而在金属表面形成由双层表面活性剂分子组成的憎水层，油膜薄层则浸润油管和设备表面并向周围延伸，当温度降至低于石蜡结晶温度时，在油膜上形成蜡晶格网络，并不断长大，形成沉积水。

这一过程的循环往复可使结蜡层不断增厚。

液滴吸附：在紊流搅动下，油水乳化液沿油管向上运动时的能量足以使孤立液滴径向运动并与油管壁相撞。

计算表明，在距泵入口20m的范围内液流中的每一油滴与油管壁的接触多于100次，这时含有沥青、胶质和石蜡的油滴被金属表面的油膜吸附，其中具有足够动能的油滴进入油膜，石蜡则在油管壁上沉积。

薄层稠油油藏改善开发效果技术对策研究薄层稠油油藏是指地层中的稠油储层厚度较薄，通常小于10米的油藏。

由于地质条件复杂，采出程度低，开发难度大，传统的开发方法难以取得良好效果。

针对薄层稠油油藏的开发效果技术对策研究已成为石油行业中一个重要的研究课题。

本文将从技术和对策两个方面，对薄层稠油油藏的改善开发效果进行研究与分析。

一、技术方面1. 水平井技术水平井技术是一种高效的油藏开发技术，对于薄层稠油油藏而言尤为适用。

水平井技术可以有效地提高油井的产量，减少油层的渗透压力，提高原油采收率。

在薄层稠油油藏的开发中，水平井技术可以在有限的地表范围内开采更多的储量，减少井网密度，降低开发成本，并提高油井的产量和采收率。

2. 增产技术对于薄层稠油油藏而言，采用增产技术是一种有效的方法。

增产技术包括对注水井进行增产改造、改善注采匹配、提高采油率等方法。

通过增产技术可以有效地提高油藏的产能，延长油田的寿命，提高油藏的采收率。

3. 薄层稠油油藏储层改造技术薄层稠油油藏的地质条件复杂，储层性质较差，储集空间小，导致油藏开采难度大。

开展储层改造技术是一种有效的改善开发效果的方法。

储层改造技术包括注水、酸化、压裂等方法，通过改善储层物性、提高渗透率，加快原油的产出速度，提高开采效果。

二、对策方面1. 地质勘探在薄层稠油油藏的开发中，地质勘探是至关重要的。

通过对薄层稠油油藏进行详细的地质勘探，可以更准确地掌握油藏的地质构造、油藏分布规律、储量情况等信息，为后续的油藏开发提供重要的资源依据。

2. 优化生产管理在薄层稠油油藏的开发中，优化生产管理是一种重要的对策。

通过优化生产管理，可以有效地提高油井的产量，减少生产成本，降低油井的开发风险，提高油藏的采收率。

3. 提高技术水平薄层稠油油藏的开发需要高超的技术水平和丰富的经验积累。

提高技术水平是一种重要的对策。

石油行业应该加强技术研发和人才培养，提高工程技术人员的素质，不断提升油藏开发的技术水平，为薄层稠油油藏的开发提供强有力的技术支持。

浅析油稠结蜡井的治理对策摘要：稠油、结蜡是采油现场“四害”之二，生产过程中都会造成抽油机载荷增大、光杆缓下、泵漏、原油流动性变差、回压升高、管线堵塞等现象，尤其在气温较低的冬季危害现象尤为突出。

在现场生产管理过程中，正确区分油井结蜡还是稠油问题，并及时采取合适治理措施，是油井井筒、地面维护管理的重点工作。

本文立足现场实际，针对不同类型油井，不同现场状况，分析各类药剂的适应范围，进而通过使用合理办法解决现场油稠结蜡问题，总结经验效果，达到精细维护管理油井的目的。

关键词：结蜡；稠油；降粘剂；破乳剂；热洗添加剂；井筒维护；降回压。

1区分稠油井、结蜡井1.1.稠油、结蜡在生产现场的共同表象稠油和结蜡都会使原油在低温下流动性变差，生产现场都会表现出抽油机负荷增大严重时无法正常开抽生产、光杆缓下或下不去、示功图面积增大、泵效底、油井回压高，管线堵塞等共同表象。

稠油、结蜡使原油流动性变差的原因不同，处理办法不一样，此类油井现场维护管理过程中，正确区分稠油结蜡是第一步工作。

1.1.稠油、结蜡的性质差异稠油，高粘度高密度，稠油高粘的根本原因是因为其轻组分含量低，胶质、沥青质含量高造成。

而含蜡原油低温下流动性差，是因为其含蜡量高，凝固点高造成，并非粘度高，这种含蜡高与粘度高的本质不同，因此改善流动性处理的方法亦不同。

我国大多数稠油凝固点、含蜡量不高，甚至为低凝原油。

而大部分高含蜡的原油，胶质沥青质含量不高，粘度也不高。

1.1.区分稠油井、结蜡井根据原油物性的差异结蜡井：凝固点高、粘度低、含蜡高。

稠油井：凝固点低、粘度高、密度高。

2稠油井的特点及治理2.1稠油井的特点粘度高、密度大、流动性差是稠油的突出特点，稠油粘度随温度变化的粘温特性敏感，随着温度的升高，原油粘度显著下降。

稠油生产的关键是提高原油在油层和井筒中的流动能力稠油乳化对粘度影响效果明显，稠油乳化后形成水包油或者油包水型乳状液。

水包油型乳状液：油珠表面被水包围，故粘度低，油包水型乳状液：水珠表面被油包围，故粘度高。

98提高河口稠油井生产过程技术管理的重要性不言而喻。

要采取综合的配套措施对生产过程进行全面、精细的控制和监督，提高生产效率和降低生产风险。

河口稠油井生产过程技术管理的重要性体现在提高生产效率、降低生产风险、提高安全性、节约成本以及提高采油效率等多个方面。

只有重视生产过程技术管理，合理运用先进技术手段，才能实现稠油井生产过程的正常运行。

1 河口稠油井生产基本概况河口采油厂管辖的稠油井的开采过程需要注汽、电加热、特殊的工艺技术和设备。

河口稠油井的特点是油品黏度高，油井产能较低，采油难度大，但是其储量潜力巨大。

在河口稠油井生产过程中，常常会遇到以下特点和挑战：稠油的黏度高，因此需要加热或采用其他方法使稠油流动性增强，以便顺利进行采油操作。

相对于常规油田，河口稠油井的产量通常较低，需要更多的井数进行开采，并且需要采用增产技术手段提高产量。

由于河口稠油井的特殊性，例如油品黏度高、地层复杂等因素，采油难度较大，需要针对性的技术手段和设备支持。

由于稠油井的特殊性，开采成本通常较高，包括加热设备、采油技术以及后期处理设备等方面的投入。

2 稠油井生产过程中面临的难题 2.1 油嘴容易堵油嘴的堵塞是河口稠油井生产中常见的问题，它带来了一系列的挑战。

首先，河口稠油的高黏度和含砂特性会导致油嘴堵塞，导致产量下降和生产效率低下。

当流经油嘴的油品黏度过高、含有大量的砂粒时，会在油嘴内部堆积，形成堵塞。

其次，由于油嘴处于高压环境下工作，堵塞后的油嘴仍然处于高压状态，给巡井工人带来了一定的安全风险。

2.2 存在盘根易损坏和加盘根频繁等问题稠油井在生产过程中，存在盘根易损坏和加盘根频繁等问题，同时还可能导致井口附油以及环境污染，增加了清污的工作量。

这些问题对河口稠油井的生产和环境安全都带来了一定的挑战。

盘根易损坏是由于河口稠油的高黏度和高粘度特性，使得在输送管道中形成了结垢和沉积物，形成盘根。

当河口稠油通过输送管道时，沉积物会顺流而下，撞击盘根部分，导致盘根断裂或损坏。

稠油油井套管气研究及治理摘要：现河采油厂采油四矿管理着乐安油田的230口稠油井，现场中套管气给稠油井的生产管理带来了困难，导致油井动液面下降，造成油井供液不足，严重的甚至出现的气锁现象，影响了抽油泵的正常生产；本文从套管气对油井的影响，以及液量与套压的变化，最大载荷与套压的变化进行了分析，并针对上述变化分析提出了解决措施。

关键词：稠油套管气回收利用绿色低碳现河采油四矿管理着230口稠油井，目前在油井供液不足时，会有一定的套管压力，对油井的生产产生一定的影响，为了摸清油井套压对油井的生产影响，加强了采油生产精细管理和套压资料录取管理，最大限度发挥油井的生产潜能，积极加强套管气的分类回收治理，最大限度地减少油区单井套管气的流失，有效利用油气生产流程中的溶解气产量，取得了很好的经济效益和社会效益。

一、稠油井套压影响因素分析试验井号：采油12队草33区块草20-平85井油井现状：属于草33区域馆2油井，目前处于第6周期，周期生产时间120天，目前生产参数为：70*5*1.5，日产液量15.6吨，日产油量5.1吨，含水66.9%，温度41℃，动液面815米，沉没度33.45米，供液不足，套压为0MPa。

试验步骤：1. 4月25日前，利用自动计量分离器，对油井的掺水流量计进行校对，查找计量误差。

2. 4月25日8：00测试一次油井的功图、液面。

3.调节固定油井掺水流量计的流量，保持不变。

以排除流量计造成的计量误差。

4. 4月25日8：00使用自动计量分离器进行计量。

试验期间没有特别情况，不允许计量别的油井。

5. 4月25日9：00关闭油井套管阀门，每小时记录一次套管压力。

6.自动计量分离器，每小时计量油井的混合液1次。

7.每1小时测量油井功图一次。

整点测试。

8.至4月26日16：00时，截止试验，并填入数据表格。

根据试验数据填入下表：8：00时液面：830 米。

通过试验，他们总结出如下结论：1.油井的生产情况的对比：保持相同工作制度、掺水量不变的情况下，当套压在0～0.35MPa之间时，液量变化不大，维持在10吨左右；当套压大于0.35MPa 时，液量随套压的增长而降低，套压达到0.5MPa时液量为7吨左右；当放掉套管气套压为0时，产液量又恢复到10吨左右。

孤岛南区东稠油分类治理对策作者：林鑫来源：《大经贸》2018年第11期南区东扩边稠油单元位于孤岛油田南区的东部，北部为孤南大断层，与中二区和东区相邻，南部以渤78断层为界，西部与渤64断块相接。

单元含油面积2.6Km2，平均有效厚度8.1m，地质储量454×104t，主要含油层系为上馆陶组的Ng1+2～Ng3砂层组，是一套粉细砂岩组成的河流相正韵律沉积储层，为曲流河沉积，压实差，胶结疏松，胶结类型以孔隙式～接触式胶结为主，胶结物主要为泥质。

1南区东稠油开发存在问题1.1 ;Ng 1+2油藏地层压降大，套变井数增多南区东扩Ng 1+2单元地质储量262×104t，油井开井数68口，采出程度28.36%，稠油蒸汽吞吐开采主要属于重力驱动和弹性驱动，随着生产周期的增加，近井地带原油不断被采出，造成近井地带地层压力下降，蒸汽吞吐进入高周期后，地层压力已降至原始地层压力的45% ～ 50% 。

地层压力的下降，远井地带原油流动困难，油井的供液能力下降。

该单元共有套变井27口占该层段油井总数的40%，常规转周效果变差，严重影响了单元的开发水平。

1.2 ;Ng 3油藏水侵严重，调剖效果变差南区东扩Ng 3单元地质储量141×104t，油井开井数26口，采出程度25.56%，受顶部稀油的注入水以及底部边底水的双重影响，储层纵向上自下而上水淹，平面上由边部向内部不断侵入。

目前含水大于90%的高含水井储量和井数占稠油的40%左右，年产量仅占稠油的20%左右。

多轮次调剖效果变差，边水侵入已成为制约该单元稳产的主要问题之一，亟需调整该单元开发对策。

2 南区东稠油单元稳产对策2.1 提高Ng1+2单元高轮次井采收率南区东Ng1+2的特点是储层物性差、敏感性强、能量低，套变井多，储量控制程度低，单一的蒸汽吞吐开发效果逐渐变差，针对油藏及井况不同特征实行差异化治理，提高了油藏的开发水平。

2.1.1实施“一注多采”，高效再提效目前Ng1+2单元针对储层物性好，油层厚度大单井主要以蒸汽吞吐开发为主，四周期以上的转周井占比达71%，油气比为1.0，维持目前开采方式，高效吞吐单井出现下降趋势，GDN28N206井第五周期峰值日油较之前周期时间变短且日油量下降，一注多采就是注汽井相邻的层位对应且热联通性相对较好的油井划为一个井组，中心井阶段时间大剂量注汽，周围处在生产末期井不需单独注汽而是依靠中心井注入能量连续生产，从而实现整个井组多井整体吞吐，相比常规蒸汽吞吐能扩大蒸汽波及面积，改善吞吐效果，提高驱油效率和采收率。

探讨关于稠油修井的技术应用作者：居尔阿提·夏木西丁来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第07期摘要：对于稠油油田中稠油的勘探和开发中主要采用蒸汽吞吐的方式，这种方式指的是把大量高温高压的水蒸汽注入井筒内，从而降低原油的粘度以利于稠油的采出。

尽管这种循环注入蒸汽的采油方式是一种极其有效的开采手段，但由于稠油的储集层具有胶结疏松、孔隙度高、渗透性好等特点，所以经过多次的蒸汽注气后，很容易就会出现渗流孔道堵塞等问题，对油井周围的岩层结构和生产套管及配套工具造成伤害，大大缩减了套管的使用寿命。

同时由于井筒内蒸汽温度过高致使管套及周围地层温度升高，会对生产套管产生很大的热应力，造成套管发生变形或开裂及断裂，导致稠油修井作业频率大大增加，甚至可能导致油井停工或报废，对企业造成极大的经济损失。

所以经过多年的研究实践，终于形成了一套稠油修井的技术，为稠油开发生产提供了技术保证。

关键词：稠油；修井；技术应用1 稠油油井修井作业的技术特点与稀油油井修井作业相比，稠油油井修井作业有以下几个特点：第一，稠油储蓄层油层疏松，在采油过程中容易出现出砂的情况；第二，稠油的储蓄层孔隙度较高而且渗透性较好，在油井开发后期就会出现严重的地层亏空导致漏失现象；第三，蒸汽吞吐的采油方式会对储油层及其生产套管产生一定程度的不良影响，造成窜气、漏砂、套管损坏等问题；第四，由于稠油的采油工艺管柱布局复杂，且采取过程中井内温度很高，这都极高要求作业人员的修井水平。

所以与稀油油井修井作业相比，稠油油井修井作业更为复杂、难度更大，同时在处理油井异常问题时也更容易出现安全风险。

2 稠油油井修井的技术分析稠油油井修井作业是建立在开井作业基础上的，根据当初开井的技术差异，导致了稠油油井后期使用及修井作业技术的不同，所以可以从以下几个方面考虑选择稠油油井修井作业技术：第一，通过对试油工程技术的应用，明确界定出稠油油井所处区域的地层流体性质和构成情况，同时配合前期的稠油油井开井作业技术来选择相适应的试油工艺技术。