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当前稠油采油新技术的应用研究与分析摘要：本文主要针对当今油田采油新技术的应用，在油田不同开发阶段，不断加强科研攻关与技术配套提高采收效果。
辽河油田经过40多年的开发建设，大部分油藏区块都已进入开发中后期，由于油区的层间、层内的非均质性较为突出，注水死角在纵向和横向的面上都存在，采油技术的创新需求不断提高。
特别是对高渗水驱油藏集成配套新技术、稠油油藏开采新技术、掺稀降粘采油技术、烧油层驱油技术、潜山油藏开采新技术等创新技术领域取得的新进展进行分析和研究，以便在实际工作中加以推广，提高采收率及效果。
采油工程技术系统是油田开发链条中的重要环节之一。
关键词：油田采油新技术应用分析一、关于稠油油藏的开采技术分析当前，辽河油田还开展火烧驱油配套技术研究和试验 ,以物理模拟、烧驱油方案设计、火烧驱油点火、注气动态实时监控、产井动态监测、全注气和生产等为主体内容的系列技术得到成功应用，取得了初步效果。
在高升区块进行的部分油井进行系列火驱试验。
火驱井组位于区块内采出程度最高、压力水平最低的区块中部。
目前有火驱点火井8口，开井8口；火驱一线井组共有油井30口，开井27口；二线井组共有油井14口，开井10口。
日产液由驱前的64.1吨上升至115.3吨，日产油由驱前的23.9吨上升至40.3吨。
目前整个井组的火驱效果较为明显。
通过系统研究高温多效泡沫驱的机理、油藏适应性、采收参数等的系统研究,在热力采油数学模型的基础上建立了多相态、多组分高温多效泡沫驱油数学模型,可为现场实施方案的优化提供技术支持。
所以说，经过多年蒸汽吞吐，辽河油田的主力老区块的周期产油量在后期均出现下降,油井的汽比降低、合含水不断上升、采用蒸汽注入吞吐时,吞吐的效果已经不能和开始初期相比,从而在一定程度上,会导致开发难度不断增大的难题,.在这种情况下,有关技术人员对多效泡沫辅助热采技术研究开展试验和研究是非常有战略意义的选择。
二、高渗水油藏的驱油技术高渗水油藏的驱油技术是根据地质的特殊情况，按照不同的油藏的性质、地域分布等综合情况 ,将油田划分为不同的油藏类别，分别包含整装构造类油藏、高渗透断块油藏、低渗透油藏、殊岩性油藏、稠油断块油藏等。
辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【摘要】辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。
通过开展超稠油水平井热采技术研究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD技术进行了分析论证,明确了水平井开采技术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。
水平井吞吐及SAGD技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。
水平井技术已成为提高区块采收率的有效手段。
%Du 84 block is a super-heavy oil reservoir in the Shu 1 area, Liaohe Oilfield. When developed by the cyclic steam stimulation in vertical well patterns, the smaller drainage radius, lower oil production per period, lower oil rate per day, higher production decline rate and the inefficient displacement of the interwell remaining oil problems have been encountered. According to the study on the thermal recovery technology for horizontal well of super-heave oil reservoir, the deployment way of the horizontal wells, steam stimulation parameters and enhancing oil recovery with SAGD technology were analyzed. The result shows that the horizontal well development technology is a potential and advantageous new technology to relieve the contradictions between interlayer, endostratic and plane. Horizontal well steam stimulation and SAGD technology have more effectiveness than the vertical well, so the use of horizontal well is coming to be an effective method for enhancing oil recovery.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2011(023)006【总页数】6页(P114-119)【关键词】稠油油藏;水平井;蒸汽吞吐;部署方式;注采参数优化;辽河油田【作者】于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【作者单位】中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司;中国石化石油勘探开发研究院;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司【正文语种】中文【中图分类】TE3450 引言辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏探明含油面积6.2 km2，石油地质储量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，属中深层超稠油油藏［1］。
稠油油藏成因与开发技术概述摘要世界经济的高速发展下，石油能源的需求在不断增加，稠油资源开发也越来越受到重视。
近年来有关稠油成因的机理性研究相对较为薄弱，并且缺乏系统性的分析归纳。
本文综合前人研究，阐明了稠油的成因主要为原生因素与次生因素共同作用的结果，并针对稠油黏度高、流动性差、难动用等问题，总结了常见的开发应用技术及特点，明确了稠油开发技术的发展方向，对实现稠油的高质量开发有一定的借鉴意义。
关键词：稠油；成因；高效开发；1 引言全球油气资源总量大概在6万亿桶左右，三分之二为非常规油气，其中稠油占比较大且分布极不均匀。
我国稠油资源非常丰富，为世界第四大稠油资源国，目前已发现70多个稠油油藏，主要集中分布在新疆、辽宁、内蒙等地，但油藏成因机理型认识相对较为薄弱。
从开发状况来看，目前稠油开发已取得了十分显著的成就[1]，工业化生产技术日趋成熟，基本稳定在一千五百万吨至一千六百万吨，是我国总体原油稳产的重要组成部分，实现稠油的高效持续性的开发，对我国能源保障有非常重要的意义。
2 稠油的成因稠油，又称重油或沥青[2]，一般来说黏度超过100mPa·s、密度超过0.934 g /cm3的原油便可归类为稠油。
稠油的生成与生油母质及热演化过程有密切的联系，生油母质的成熟度是决定生成原油密度的重要因素。
由于有机质的类型和沉积环境的不同，生成的原油成熟度也有所不同，油气二次运移的过程中经历的物理和化学变化也使得原油性质有所差异。
因此稠油的生成与两种因素有关。
一是原生因素，既低演化阶段形成的未熟或低熟稠油。
二是油气发生氧化还原、生物降解、水洗作用等次生因素而形成的重质稠油或沥青等[3]。
2.1原生因素原生因素指干酪根在热演化中生成的低熟或未熟稠油，其主要因素与有机质的类型、含量、成熟度、沉积环境有关。
在低成熟阶段，生成的重质组分较多，中、高成熟阶段则生成的轻质组分较多。
腐泥型或偏腐泥型、有机质丰度高、咸化—半咸化的湖相沉积环境，低成熟演化的烃源岩生成的重质油潜力往往较大。
稠油油藏热采新技术及发展方向摘要：为了探讨特超稠油、活跃边底水稠油、高轮次吞吐稠油等油藏大幅度提高采收率的技术方向，总结了胜利油田近几年在特超稠油开发、蒸汽吞吐加密、低效水驱转热采、水平井等技术的新进展，分析了制约稠油油藏大幅度提高采收率的主要矛盾，指出了大幅度提高采收率的技术方向。
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。
技术改造—264—塔河油田超深超稠油降粘技术进展赵忠文 吴文明 涂 东 宋朋军 邱振军（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司采油二厂，新疆 轮台 841604）差异巨大，包括托甫台区块的稀油、主体四、六、七、八、十区北的普通稠油，十区北、十二区南的超稠油，以及十二区北、于奇区块的特超稠油。
对于普通稠油和超稠油，经过多年攻关实践形成了掺稀降粘为主，化学、加热降粘为辅的降粘开采技术，基本能够满足开采需求。
但是对于特超稠油，由于其地层流动差、粘温拐点深、混配效果不好等因素，导致掺稀比高、频繁上返异常，难以实现经济有效开采。
近年来，油田积极探索新的开采工艺，在加热降粘、改质降粘、乳化分散降粘均开展了攻关和实践，取得了初步的进展，但离技术集成应用还有一段距离。
一、技术进展特超稠油热采技术主要是利用原油的粘温关系，提升原油温度，降低原油粘度的一种开采手段。
对于塔河超深的储层条件，可以分为保温开采和人工加热两种方式。
保温开采是使用保温材料，利用地层本身热量的开采方式，主要包括保温固井、保温套管、保温油管等。
人工加热的方式则是需要引入新的热源对原油进行加热，包括电加热、热水循环加热、化学加热等手段。
前期属于低能耗、环保的工艺，但对技术要求较高；后者工艺相对简单，但需要长期耗能。
对于塔河特超稠油的热采技术，在技术经济允许的条件下应当优先发展保温采油，然后辅助以人工加热手段。
（一）保温开采技术 对于塔河特超稠油井，其油层的温度在150-160℃之间，在这个温中，受井筒温度下降，原油失去流动能力，通常情况下该深度达到3500-4000m，超过了大多数保温材料的极限。
根据油井建井过程，保温开采技术可以从以下三个方面实现：一是保温固井水泥，通过大幅度降低水泥导热系数可以实现；二是保温套管，对套管进行保温隔热性能处理；三是保温油管，对油管进行保温隔热性能处理。
目前油田在保温固井水泥和保温油管方面开展了先导试验。
（1）纳米涂层保温油管技术该技术是在油管外表面涂装4-5mm 的保温涂层而成。
特超稠油油藏开发配套技术适应性分析及研究摘要：克拉玛依油田九7区齐古组油藏是典型的超稠油油藏，而油藏东北部的83口油井50℃原油粘度变化在3380-231439mpa.s 之间，平均为34150mpa.s，属特超稠油，投产初期无法正常生产，2006、2007年连续两年冬季处于停产状态，两年时间累积油汽比仅0.04，吞吐效果差。
在这四年中作业区一直致力于油井的精细化管理，紧跟公司科学管理理念，始终坚持”以科技生产为主导”的管理方式，对油井的高粘、出砂、汽窜等主要生产难点进行了一系列的技术攻关，根据九7区适应性从结构设计、加工工艺、现场应用效果先后利用过热蒸汽、双管井掺热、组合式吞吐、短周期快节奏生产等综合治理并对其进行了效果分析。
关键词：高粘出砂汽窜热蒸汽双管井掺热组合式吞吐短周期快节奏效果分析影响因素
一、油区基本情况
九7区齐古组稠油油藏位于克拉玛依市区东北45km处，西部与九8区、东部与九6区相邻，是九区原油粘度最高的区块。
二、油藏地质特征
九7区齐古组油藏储层物性好，据物性分析储层孔隙度分布范围在20～37%之间，平均30.6%，水平渗透率为100×10-3～20000×10-3um2，平均1407×10-3um2，属大容量、高渗透储集层。
九7齐古组油藏主要受岩性及构造控制，构造高部位由断层遮挡；中细
砂岩物性好、储集条件好、含油饱和度高，含砾砂岩和粗砂岩次之，砂砾岩含油性变差或不含油；油藏埋藏浅、原油粘度高。
三、吞吐生产特征及效果评价
1.开发简况
九7区齐古组油藏的开发过程中采取先易后难的策略进行滚动开发：1992～2002年对油藏中部的低粘区域进行试验开发，合计投产井60口；2005年在老区的东部和北部扩边投产新井114井。
2006年扩边西北部和东北部两个区域，西北部靠近2005年扩边井西部的10口油井。
九7区东部齐古组油藏于2006年开发，以70×100m井距反九点井网部署油井83口，其动用面积0.7km2，地质储量123.6×104t，其中直井79口，水平井4口。
2. 累积生产情况
截止2011年10月，九7东部扩边区83口油井累积注汽130.27×104t，产油8.87×104t，综合含水90%，回采水率59%，累积油汽比0.07，平均单井日产油能力1.1t/d，累积采出程度7%。
3. 蒸汽吞生产特征
3.1油藏天然能量弱，原油粘度高，没有常规生产能力
3.2注汽压力低，油层吸汽能力强
3.3周期产量低、油汽比低、地层存水高
3.4随着吞吐轮次增加，日产油下降而含水上升
3.5周期内产量递减快，含水上升快
3.6同一周期内单井日产油在第二或第三个月达到最高值，之后逐月呈递减趋势，1-3周期内的产量峰值高，递减快，4轮以后周期内产量递减平缓(图3-1)。
3.7对比不同轮次同一周期含水率数据（图3-2），轮次增加，含水增加，周期内含水逐月上升。
3.8油层纵向上运用程度不均
从吸汽剖面解释结果（图3-3）来看：各层吸汽不均匀，油层上部为主要的吸汽层段。
以上产液剖面（图3-4）看：产液剖面也是同样情况。
四、影响因素及存在问题
1.原油粘度高
原油粘度差异大在85200～8757000mpa.s之间（北部平均原油粘度4991476mpa.s，南部平均原油粘度55，5849.5mpa.s）。
2.油井汽窜影响
由于九7区齐古组砂岩类为主，随着吞吐轮次的增加，油井出砂和汽窜具有普遍性。
扩边区累积发生汽窜干扰井有72口（306井次），占该区总井数的87%。
如（图4-３）所示。
3.油井出砂影响
出砂一直是困扰油田生产的问题之一。
特别是汽窜往往造成出砂，出砂油井有54口（图4-4）。
严重出砂井：共41口，平均砂厚
41.4米。
一般出砂井：共13口，平均砂厚21.1米。
如（图4-4）所示。
4.地理条件影响
简配13站单井与站区距离最远达600m，管线爬高近30m，受管阻和爬高影响，井口回压在1.0mpa左右（图4-5），油井生产困难。
处于站区低位置的油井，生产效果相对较差：与站区不同位置的生产效果对比（图4-6）看差别特别明显一类井的一轮和二轮井的各方面的效果都不如二类井。
一类：油井的位置比站区低（10米以上），二类：油井和站基本在同一高度。
五、提高蒸汽吞吐效果技术
1.化学降粘技术
近年来，针对原油粘度高、油藏生产时率低、地下存水高等特点，2008年至2010年先后优选实施化学驱油剂。
2008年对970236、970216、970168、970155井降粘，有效4口，增923吨。
2009年降粘5口，有效1口，增油143吨。
2010年降粘5口，有效3口，增油801吨。
由以上表可看出， 2008年实施bd-6纳米复合驱油剂的措施效果明显，含水下降，增产油量923吨，措施后生产周期比上轮延长，增加298天。
但2009年实施的降粘措施效果不理想，实施5口，有效3口，增油801吨。
2. 过热蒸汽
过热蒸汽共注5井次，有效4井次，增油477吨。
过热蒸汽井的措施前后对比看效果明显的3口，增产油量291吨，含水下降4%。
3.加强汽窜井的调控技术
针对特超稠油埋藏浅、汽窜严重的突出矛盾，选取基本形成热连通的汽窜区域进行集团注汽同注同采，整体加热地下热场。
3.1同注同采
2.口同注同采970365、970366/970286、970305/970385、970363/970149、970150，同注同采四个井组8个井次，有效8井次，减少汽量1952吨，增油1046吨。
3.2整体吞吐
对九7区970363、970364、970384、970385、970386和970152、970153、970154、970155、970156这2个井组10井次整体吞吐，增油803吨，减少汽量2268吨，有效7井次。
3.3及时控关，改变蒸汽的方向
4. 调整注汽参数
4.1小汽量、短周期方式
4.2延长焖井时间
九7东部扩边区因汽窜和拌热生产，油层温度场形成，油区整体温度高，注汽焖井3天后开井汽大，因此延长焖井时间，由3天增加至5天，可根据油井开井情况选择继续焖井。
六、几点认识
1.九7东部扩边区油井50℃时地面脱气原油粘度20℃时地面脱气原油粘度变化在58200-8757000mpa.s之间，属特超稠油。
在温度升到80℃时，原油粘度下降到1000 mpa.s左右时，因此九7东部扩边区油井要着重保证油井温度，就能保持良好的生产状况。
2.九7东部扩边区油井周期产油量低，最高仅有167吨，平均周期产油量117吨，远远低于方案设计周期产油300吨。
同时九7扩边区回采水率59%，地层存水率达41.3％，建议采用延缓注汽、延长生产周期的措施，加强排水，从而提高蒸汽利用率。
3.九7区齐古组砂岩类为主，随着吞吐轮次的增加，汽窜严重，汽窜往往造成出砂，油井出砂和汽窜具有普遍性，造成油井砂堵、卡泵，严重影响了吞吐开发效果，砂泵问题在2011年有所上升，仍是困扰油田生产的问题之一，需加强防卡措施。
4.九7东部扩边区多项生产技术的应用对提高该区的整体开发效果取到了积极的作用，但随着轮次的增加，地下存水率的上升，各项措施效果会不理想，降粘措施一年不如一年。
参考文献
[1]《九7+8区齐古组超稠油油藏改善蒸汽吞吐开发效果研究》郑爱萍、帕提曼.
[2] 重油开发公司地质研究所. 2010年重油开发公司地质半年报.。
