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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。
石油钻井工程技术的应用现状及发展趋势摘要：当今，我国经济发展十分迅速，随着石油资源开采程度不断加剧，常规石油钻井工程技术已经难以满足石油资源开采需求，并且油气资源的开发难度逐渐增加，非常规油气资源开发将成为未来石油资源开采的重要发展方向。
近年来，随着陆地中石油资源的储藏量逐渐变少，石油资源的开采逐渐转向海洋，因此对石油钻井工程技术提出更加严格的要求。
在我国经济高速发展的今天，石油资源需求量不断提升，为了加大油气资源的开采力度，需要针对石油钻井工程技术投入大量研发资金，使石油钻井工程技术可以高质量地服务于我国石油开采产业，对推动我国石油产业发展具有重要的意义。
关键词：石油钻井工程技术;应用现状;发展趋势引言从全球油气勘探的发展趋势来看，常规油气开发慢慢变成了非常规油气开发，而且开发深度逐渐加深，并且开发地点也已经从陆地开始慢慢转向了海洋。
伴随我国经济迅猛发展和能源结构的优化调整，石油需求量变得越来越大，对油气自愿的开发力度不断提升，在石油钻井工程方面的投资已经占到50%的勘探开发总投资。
其主要原因为最近几年国内油气资源勘探开发慢慢发生了改变，对钻井工程技术提出来的要求变得越来越高，油气勘探开发对于钻井工程技术的依赖程度也越来越大。
1提升石油钻井工程技术应用质量的重要性改革开放初期，由于我国石油钻井工程技术的研究处于起步阶段，所以在石油钻井过程中，大多会采用喷射式钻井技术与高效钻头技术。
随着我国石油钻井工程技术研究的不断深入，加之不断对西方先进技术经验进行汲取，我国石油钻井工程技术的应用与研究有了大幅度的提升，石油开采规模不断增加，为我国社会经济发展提供了充足的能源保障。
目前，由于我国能源需求不断增加，需要从科学合理开采方案为切入点，有针对性的应用各类石油钻井技术，使石油资源的开采效率更上一个台阶。
通常来说，开采成本与石油钻井工程技术有着直接关系，在石油开采过程中，钻井设备十分昂贵，为了降低钻井成本，需要从钻井设备国产化入手，增加钻井设备的国产化率，使钻井设备更具实用性与可维护性，降低钻井设备的维护成本。
浅谈我国水平井钻井技术的发展及应用关键词：钻井水平井发展一、引言近年来，水平井钻完井总数几乎成指数增长，全世界的水平井井数为4.5万口左右，主要分布在美国、加拿大、俄罗斯等69个国家，其中美国和加拿大占88.4%。
在国内，水平井钻井技术日益受到重视，在多个油田得以迅速发展，其油藏有低压低渗透砂岩油藏、稠油油藏、火山喷发岩油藏、不整合屋脊式砂岩油藏等多种类型，石油剩余资源和低渗、超薄、稠油和超稠油等特殊经济边际油藏开发的低本高效，是水平井技术发展的直接动力。
智能化钻井系统是自动化钻井的核心，是多种高新技术和产品的进一步研究和开发，其微型化的发展趋势，可望在21世纪前半叶实现，随着钻井过程中工具位置、状态、流体水力参数、地层特征参数的实时测试、传输、分析和控制指令的反馈、执行再修正、钻井信息日益数字化，越来越脱离了人的经验性影响和控制，钻进过程逐步变成一个可用数字描述的确定性过程。
当前出现和正在发展的三维成像技术就是钻井信息数字化的一个典型例证。
自水平井技术获得进展以来，出现了明显的专业分工和作业中的合作，现在这种趋势更加明显。
测试工具开发和应用，多分支井完井管柱系统开发，都体现了专业服务公司和作业者之间的专业分工和作业合作趋势。
这种趋势有利于新技术、新工艺的研究和应用。
总的来说，21世纪水平井钻井技术发展的趋势是向自动化、智能化、轻便化和经济化方向发展。
定向井技术是当今世界石油勘探开发领域最先进的钻井技术之一。
采用定向井技术可以使地面和地下条件受到限制的油气资源得到经济、有效的开发，能够大幅度提高油气产量和降低开发成本，有利于环境保护，具有显著的综合经济效益。
近年来，定向井已成为常规技术而得到普遍应用。
二、我国水平井钻井技术现状和趋势中国是发展水平井钻井技术较早的国家之一，60年代中期在四川打成磨3井和巴24井，限于当时的技术水平，这2口水平井未取得应有的效益。
“八五”和“九五”期间开展了对水平井各项技术的研究和应用，并在不同类型油藏进行了先导试验或推广应用，取得了很多成果。
三次采油方法进展一、三次采油简介通常把利用油层能量开采石油称为一次采油；向油层注入水、气，给油层补充能量开采石油称为二次采油；而用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多的石油，称为三次采油。
又称提高采收率(EOR)方法。
提高石油采收率的方法很多，主要有以下一些：注表面活性剂；注聚合物稠化水；注碱水驱；注CO2驱；注碱加聚合物驱；注惰性气体驱；注烃类混相驱；火烧油层；注蒸汽驱等。
用微生物方法提高采收率也可归属三次采油，也有人称之为四次采油。
二、三次采油的内容目前，世界上已形成三次采油的四大技术系列，即化学驱、气驱、热力驱和微生物驱。
其中化学驱包括聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等；气驱包括CO2 混相/非混相驱、氮气驱、烃类气驱和烟道气驱等；热力驱包括蒸汽吞吐、热水驱、蒸汽驱和火烧油层等；微生物驱包括微生物调剖或微生物驱油等。
四大三次采油技术中，有的已形成工业化应用，有的正在开展先导性矿场试验，还有的还处于理论研究之中。
1 化学驱自20 世纪80 年代美国化学驱达到高峰以后的近20 多年内，化学驱在美国运用越来越少，但在中国却得到了成功应用。
中国的化学驱技术已代表世界先进水平。
中国聚合物驱技术于1996 年形成工业化应用。
“十五”期间大庆油田形成了以烷基苯磺酸盐为主剂的“碱+聚合物+表面活性剂”二元复合驱技术，胜利油田形成“聚合物+表面活性剂”的无碱二元复合驱技术。
目前，已开展“碱+聚合物+表面活性剂+天然气”泡沫复合驱室内研究和矿场试验。
化学驱油目前存在着 3 个不同的研究方向。
首先，从改善油水的流度比出发，除使原油降黏外，相应的办法是提高驱油剂的黏度，降低其流度，应用此原理开发了聚合物溶液、泡沫液等驱油法。
其次，从改善驱油剂的洗涤能力以及岩石的不利润湿性出发，开发了活性水驱油法。
再其次，就是介于前两种之间的化学驱油法，称为碱性水驱，利用碱性水与原油组分就地形成活性水剂而改善润湿性或就地使原油乳化。
辽河油田三次采油技术的研究与应用前景摘要运用三次采油技术来提高采收率,是减缓油田产量递减速度、保持原油稳产的战略需要。
关键词:油田;气驱;采收率;试验;研究中图分类号te3 文献标识码a 文章编号1674-6708(2010)24-0156-02伴随辽河油田进入生产后期,传统的直接采油受囿于局限,已经无法满足油田长期持续稳产需要。
因此,三次采油新技术,特别是国内外油田广泛采用的化学驱油、蒸气驱、热力驱和微生物驱油等技术,渐成油田三次采油的技术主流。
以聚合物驱油、表面活性剂驱油、碱驱及其复配的二元、三元复合驱、泡沫驱等技术,成为化学驱油的主要方法,在油田生产方面发挥关键作用。
1 地质、油藏工程研究是提高采收率技术的关键辽河油田储层具有砂泥岩互层的特点,高含水后期剩余油分布呈“高度分散、相对富集”状态,在老区高含水后期,通过利用具有广泛空间采样特性的地震资料,以井震综合研究为特色,实现高精度井间储层预测,通过精细油藏数值模拟的定量分析,开展剩余油分布预测研究,可有效提高剩余油预测精度,便于三次采油工作的开展。
地质特点是选择三次采油方法的基础,物料来源决定三次采油技术发展的方向。
2 当前三次采油技术的应用分析世界上绝大多数国家和地区的油田,普遍采用化学法提高油井的增油率和采收率,这种方法的最直接后果是造成环境污染,同时形成地表沙化。
超声采油技术效果最好的地区可使原油采收率提高15%。
1997年,哈工大力学试验中心成立项目组,正式开始超声采油技术研究,并辽河油田做了大量实验,结果令人振奋:在绿色环保的前提下,原油采收率明显提高,甚至一些废弃的油井经过超声波处理后也能重新出油。
2.1 化学驱化学驱是指通过在注入水中加入聚合物、表面活性剂、碱等化学剂,改变驱替流体与油藏流体之间的性质,达到提高采收率目的的方法。
化学驱可进一步分为聚合物驱、表面活性剂驱、碱驱以及复合驱(如聚合物—胶束、聚合物—碱、聚合物—碱—表面活性剂、表面活性剂—气体等)等方法。
SAGD技术开采稠油SAGD技术开采稠油一、国内外研究现状在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mPa??s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术 SAGD 、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。
从目前国内外稠油开采情况看，由于超稠油原油粘度高，油层条件下流动能力低，依靠压差驱动的方式难以获得成功。
在国内，对蒸汽辅助重力泄油 SAGD 开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。
1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作，研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发，最终采收率为45%-60%。
在国外，蒸汽辅助重力泄油 SAGD 开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用，尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区，并建成了5个商业化开采油田，其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能，另一个油田已建成日产7000吨产能，预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。
重力泄油开采方式已成为开采重油，特别是超稠油的主要手段。
重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%，高的可以达到70%以上。
二、 SAGD机理介绍蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先是罗杰??巴特勒博士于1978年提出的，最初的概念是基于注水采盐的原理，即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续在盐层的上面注水，从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。
高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。
对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。
油气田地面工程面临的形势及攻关方向石油在工业与现实生活中发挥着十分重要的作用，对经济社会的稳定发展起着保障作用。
但其发展也面临相应问题及状况，如困难的地面建设任务和金融危机的影响等。
因此针对其面临的挑战进行形式和攻关方向进行研究是十分有必要的。
在此基础上，本文分析油气田工程各个方面面临的形势，并研究了具体攻关方向，希望能给油气田地面工程人员提供参考。
标签：油气田;地面工程;形势;攻关方向引言油气工程地面建设对于我国经济发展至关重要。
我国的十三五规划为中国油气田地面工程带来了新的发展机遇，同事也带来了相应的责任和挑战。
在新时代的背景下，我国的油气田地面工程建设想要获得进一步的提升和发展，需要和对该工程面临的形式进行分析，并确定其攻关方向，促使油气田地面工程能够处于稳定的发展状态。
一油气田地面工程面临的形势（一）油气田地面建设任务艰巨由于金融危机的冲击，自2008年起油气价格就受到了较大程度的影响，油气行业一度陷入低迷状态。
与此同时，国际上对于成品油的需求量也大大减少，使得国内国外的油气领域面临巨大的挑战。
针对这样的时代背景，我国的油氣建设工程做出了相应的改造和调整，并提高油气田地面工程建设的速度和市场适应能力。
经过几年的努力有效缓解了经济危机带来的负面影响。
但是从调整发展情况来看，我国的油气田地面工程仍然处在一个较为严峻的阶段，还需要加快配套工程的建设和产量、产能的大规模建设。
（二）油气资源来源较之前更丰富以往我国的油气资源均来源于国内，随着社会需求量的不断提高仅仅依靠一国之力已经难以满足日益增长的需求。
我国油气领域在能源供应方面运用了国际战略思维。
加快油气进口的进程，现如今已经有很多国家项目合作来降低国内能源供应压力，并积极拓展国外油气进口市场，为我国油气资源打开国际大门。
（三）油气开采技术需要进一步提高随着国家对油气田工程建设的大力支持，与之相关的技术创新力度加大、业务发展速度日益加快。
但是，由于既有的部分技术依旧难以达到油气田工程建设要求，实践应用中的开发生产效率低，影响这工程效益，客观的解决了油气田地面简化、二次开发、低渗透等方面的技术优化必要性，给油气田地面工程带来了一定的挑战。
抽油机国内外研究现状与发展趋势******班级：油气开采61003班学号：*********班级序号：07抽油机国内外研究现状与发展趋势一·国内抽油机研发现状油机是有杆抽油系统中最主要举升设备。
根据是否有游梁，可分为游梁式抽油机和无游梁式抽油机。
经过一百多年的实践和不断的改进创新，抽油机不管是结构形式还是在使用功能上，都产生了很大的变化。
特别是近几十年来，世界对原油的需求量不断加大，对油田深度开采的能力有了更进一步的要求，在很大程度上加快了抽油机技术发展的速度，催生出多种类型。
目前, 国内抽油机制造厂有数十家, 产品类型已多样化, 但游梁式抽油机仍处于主导地位。
根据公开发表的资料统计, 我国现有6 大类共45 种新型抽油机[ 1] , 并且每年约有30 种新型抽油机专利, 十多种新试制抽油机[2] , 已形成了系列, 基本满足了陆地油田开采的需要。
各种新型节能游梁式抽油机如双驴头式抽油机、前置式抽油机、异相曲柄平衡抽油机、前置式气平衡抽油机、下偏杠铃系列节能抽油机[ 3]和用窄V 形带传动的常规抽油机等均已在全国各个油田推广应用, 并取得了显著的经济效益。
长冲程、低冲次的无游梁式抽油机的研制也取得了一些进展, 如由胜利油田研制的无游梁链条抽油机, 经过国内十几个油田稠油及丛式井的推广使用[4],在低冲次抽油和抽稠油方面已初见成效。
此外, 桁架结构的滑轮组增距式抽油机、滚筒式长冲程抽油机已在某些油田进行了工业试验[5]; 齿轮增距式长冲程抽油机的研制工作也取得了新的进展; 质量轻、成本低、便于调速和调整冲程的液压抽油机经过几年的研制和工业性试采油, 也积累了一定的经验[6]。
其他型式新颖的抽油机如数控抽油机、连续抽油杆抽油机、车载抽油机、磨擦式抽油机、六连杆游梁式抽油机和斜直井抽油机等也正处于不断改造和试生产过程中[7]。
然而，游梁式抽油机的缺点是不容易实现长冲程低冲次的要求，因而不能满足稠油井、深抽井和吉气井采油作业的需要。
油气田开发现状与技术发展方向1. 引言1.1 油气田开发概述油气田开发是指利用地下的油气资源进行勘探、开采和生产的过程。
随着全球能源需求的增长和石油价格的波动，油气田开发变得越来越重要。
油气田开发不仅可以促进经济发展，提高能源自给率，还可以满足人们对能源的需求。
在油气田开发过程中，首先需要进行勘探工作，确定油气资源的位置和规模。
接着通过石油钻探和开采技术，将地下的油气资源提取到地表，并进行生产加工。
油气田开发涉及到多个领域的知识和技术，如地质学、地球物理学、石油工程等。
油气田开发是一个复杂而又具有挑战性的过程，需要综合运用各种先进的技术手段和管理方法。
随着技术的不断进步和创新，油气田开发的效率和质量也在不断提高。
未来，随着油气资源的逐渐枯竭和环境保护意识的增强，油气田开发将面临更多的挑战和需求。
持续推动油气田开发技术的创新和发展至关重要，以实现油气田开发的可持续发展和对能源安全的保障。
1.2 油气田开发重要性油气田开发对于能源供给和经济发展至关重要。
随着全球能源需求的不断增长，油气田作为主要的能源资源之一，其开发对保障能源安全和维护国家经济发展具有重要意义。
油气田资源的开发利用不仅可以满足国内能源需求，还可以推动相关产业链的发展，促进经济增长。
油气田开发也对国家能源结构和能源安全具有重要影响。
油气资源的开发能够多元化国家的能源供给，降低对进口能源的依赖，提高国家能源安全水平。
通过油气田开发可以促进技术创新和人才培养，提升国家在能源领域的综合实力，进而提高国际竞争力。
油气田开发的重要性在于其直接关系到国家经济发展和国家能源安全，只有不断加大对油气资源的开发力度，优化开发技术，实现油气资源的有效利用，才能在保障能源供给的同时实现可持续发展。
2. 正文2.1 油气勘探技术现状油气勘探技术作为油气田开发的第一步，对于准确定位油气资源至关重要。
目前，油气勘探技术已经取得了显著的进展，主要表现在以下几个方面：1. 地震勘探技术：地震勘探是目前油气勘探领域最常用的技术之一。
1. 变质基岩油气成藏理论及关键技术指导渤海湾盆地发现亿吨级储量区带针对基岩内幕有无良好储层、能否规模成藏等制约成熟盆地深化认识和规模发现的重大地质问题，中国石油通过对辽河凹陷变质基岩潜山油气成藏的系统研究，创建了变质基岩内幕油藏成藏理论和成熟盆地基岩油气藏评价理论，创新和发展了基岩油藏预测与评价等六项关键技术，树立了“源储一体化”勘探理念，指明了基岩油藏勘探的三大潜力领域。
变质基岩内幕油气成藏理论突破了变质基岩油藏五项传统认识，发现了变质基岩内幕存在多套油水系统，提出了油气成藏底界深度不小于烃源岩最大埋藏深度的理念，把占凹陷15%～20%的潜山领域拓展到全凹陷基岩内幕领域；发展了变质基岩油气藏评价理论，即T-CDMS多要素匹配成藏评价理论；创新和发展了变质基岩内幕地震成像预测技术、变质基岩岩性识别与储层评价等七项关键技术；形成以储层评价为核心，以源岩评价为约束的“源储一体化”勘探理念，揭示出成熟盆地富油气凹陷规模发现前景广阔，指出了变质基岩内幕油气藏和岩性油气藏等是该区下一步勘探获规模发现的重要潜力领域。
目前，在变质基岩油气成藏理论及勘探配套技术的指导下，辽河油田在变质基岩内幕等领域发现了亿吨级规模储量区带三个，累计新增探明储量1.2亿吨、控制储量1.4亿吨、预测储量1.4亿吨，储量规模4.0亿吨，总体技术达到国际领先水平，将对我国类似盆地的油气勘探起到指导作用。
2.高煤阶煤层气勘探开发理论和技术突破推动沁水盆地实现煤层气规模化开发煤层气是我国最现实的战略接替资源，对保障我国天然气可持续发展意义重大。
中国石油华北油田公司和勘探开发研究院经多年攻关，煤层气勘探开发关键理论与技术获突破性进展，新增加基本探明地质储量2045亿立方米，形成沁水盆地等煤层气产业基地，实现中国煤层气规模化开发。
在煤层气勘探方面，系统建立中国煤层气成因、赋存、成藏地质理论体系，实现了高煤阶煤层气地质理论的突破，揭示了煤层气富集规律；阐明了高煤阶煤层气开采过程中渗透率的变化规律；形成煤层气可采资源预测和煤层气富集区综合地质评价方法，开发三维三分量采集—处理—解释一体化煤储层裂隙预测技术和煤层气富集区AVO预测技术。
当前油田采油工程面临的难题以及解决方案摘要：随着我们国家经济的不断发展，国家和社会对能源的需求不断增多，石油作为我们国家重要的能源之一，石油的开采过程应该得到足够的重视。
随着石油的不断开采，油田的开采中遇到了很多的难题，这些难题的出现严重阻碍了石油经济的进一步发展，所以油田的相关工作人员只有认识到石油开采过程中的难题，并且要不断钻研找出解决这些难题的新技术，才能最大限度保证石油开采顺利进行，也才能保证石油开采单位的利益。
关键词：油田；采油工程；难题；解决方案石油有着“工业的血液”的美称，这也足以证明石油在社会发展中的重要作用，但是随着石油的不断开采，采油工程中出现的难题越来越多，石油开采的难度不断提高。
面对这样的情况，油田开采单位需要研究出一条崭新的石油开采的道路，这样才能保证石油开采的顺利进行，也才能保证社会的能源需求。
现阶段，我们国家倡导绿色的可持续发展理念，油田工作人员在解决采油工程中面临的难题的时候需要朝着这个方向发展，并不断对石油开采技术进行改革和创新。
1 油田采油工程现阶段，我们国家的石油开采数量非常庞大，易于开采的油田数量不断减少。
这样油田开采单位在进行石油开采的时候经常会遇到一些难题，比如说油田的含水量很高，油田是低渗透率的，滩海油田的建设，稠油和超稠油油田的热力开采改善等。
这些油田的开采难题给开采单位带来了很大的麻烦，严重阻碍了油田开采的正常进行。
因此油田开采单位要正视困难，勇于创新，善于思考，努力的改变，为油田的开发设计出更科学、更有效率的开采方法。
2 当前油田采油工程面临的难题2.1 没有健全的安全管理制度在我国，对石油的需求日渐增多，人口众多、资源稀少这就导致了如今在石油开采以及工作方面遇到了许多的问题，为了迎合当前时代的发展进步，油田的开采工作也应用了许多现代科学技术，但是目前有一个极其严重的现实问题，那就是对着人们长期的开采，油田资源正在逐渐减少，出现了油田危机。
不仅如此，在我国开采油田的技术仍有不够先进的问题，再加上油田开采难度提升，导致油田开采工人逐渐消耗了工作热情，无法提高工作人员的工作积极性，油田开采相关工作人员的技能不够，这对今后油田的开采有着极为严重的影响，安全制度得不到有效的建立，从而影响石油开采度，威胁着员工的生命，所以说明石油开采企业拥有一套健全的安全管理制度是多么重要。
217CPCI中国石油和化工石油工程技术油田采油工程面临的难题及对策李东阳（大庆油田有限责任公司第三采油厂 黑龙江大庆 163000）摘 要：石油是我们所熟悉的日常生活中应用广泛的不可再生资源，有着“工业的血液”的美称。
从这个称呼我们也不难看出，石油在人们生活中的举足轻重的地位，但是，同样的，我们需要注意的是，在油田的开采过程中也面临着许多的难题，而怎么样去面对这些难题并解决这些难题也是我们今后要考虑的一个重要的问题。
关键词：油田采油 难题 对策前言石油在我们日常生活中的应用十分的广泛，但是，随着石油开采的日渐兴盛，我们也开始发现越来越多的问题。
现代社会倡导走“绿色、健康”的可持续发展的节能高效的发展道路，这就给石油产业的发展带来了全新的机遇和挑战。
因此，我们也要学会转变思维，从不同的方向对石油产业的问题进行改革。
1 油田采油工程的现状石油的开采一直采用的是钻井取油的传统方式，当然，在实际的操作过程当中，也是有改革和创新的。
而油田的开采面临的难题，可以这样概括。
现阶段，国内石油开采中面临的突出难题就是含水量高的油田与低渗透率的油田的开发、滩海油田的建设、稠油与超稠油油田的热力开采改善等方面。
不难看出，现阶段，在石油开采的过程当中，我们面临着太多的难题。
但是，这个时代就是“机遇与挑战并存”，因此，我们必须正视这些问题，积极的思考，努力去改进，促进油田开采事业的稳定发展。
2 油田采油面临的难题2.1 油田采油的成本较高从某种意义上来说，油田采油一方面是为了能源的有效利用，另一方面，我们必须认识到石油开采所包含的利润。
为了达到利益的最大化，如果成本太高，就会造成不良的后果。
根据我国经济发展形式的需要和石油工业的发展趋势，我国以提高采收率和达到最佳利益作为了油田工程技术发展的总目标。
追求最高利益成为了石油事业发展的永恒的追求。
所以，结合着石油开采的现状，我们不难发现，现阶段，我国油田开采事业面临的首要难题就是成本过高。
低渗透稠油油藏开发的难点及主要对策作者：闫龙来源：《中国科技博览》2019年第12期[摘要]近年来在我国稠油油藏开发过程中，低渗透稠油油藏由开发难度大，成本高，过去一直被忽视，这里主要是过去对这种低渗透性油藏的重视不够。
低渗透稠油油藏已成为现阶段重要的原油开发方向。
但是在开发低渗透稠油油藏过程中存在着许多制约的因素和难点。
因此开展研究低渗透稠油油藏开发中存在的难点，并对所遇到的问题提出针对性的对策及解决办法。
[关键词]低渗透稠油油藏、主要对策、油田开发、锦45中图分类号：TP653 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0072-011、低渗透稠油油藏开发的难点问题1.1低渗透稠油油藏原油流动性差，开采难度大普通稀油油藏的成藏条件要优于稠油油藏，受原始成藏条件影响，稀油油藏的圈闭及盖层都要好于稠油油藏。
普通油藏在原油的粘度、密度、流动性等方面相对稠油油藏都具有优势，主要表现在最终采收率，普通油藏流动性好，原油密度低，在较低密度的井网下就可以达到很高的开采效果，相比稠油油藏，原油密度大，流动性差，达到同等采收率必须通过增大井网密度，优化开采工艺，付出相对较高的成本，才能达到。
因此原油的开采难度更大。
1.2、粘度高，阻力大，依靠地层能量开发，产量和压力下降快由于稠油油藏的渗流阻力较大，储层的温度较低，尤其是薄差油层，连通性差，且边底水容易上侵，进而导致稠油油藏利用地层能量开发时间相对较短，大多数稠油区块只有1.3-2.2%的天然能量阶段采收率，后转为人工注入能量开发方式。
弱忽视人工地层能量的补充，过度消耗天然地层能量方式开发，会造成地层压力的急速下降，导致外部边底水的快速上侵，造成油藏过早水淹，这些都不利于稠油油藏人工能量开发，严重者导致油藏原始地层条件受到破坏，导致油田过早进入递减期，产量不断减少，使油田的开发处于被动。
1.3、稠油型油藏渗透性不均，裂缝发育，油井的水淹，汽窜现象严重无论是低渗透性稠油油藏还是高渗透性稠油油藏，都存在着汽窜、水淹现象，以辽河油田锦45块为例，该断块是断层遮挡成藏的断块型油藏，受早期大地构造运动及岩层特性等因素，使得油藏中的微断层较为发育，同时受古沉积环境和河道运移环境的影响，这个稠油断块的岩层渗透性从低—中—高在不同井区均有体现。
油田开发中注水技术现状及发展【摘要】油田开发中注水技术是实现油田开发长期高产和稳产的重要技术手段。
本文总结了国内注水技术现状及最新进展，分析了目前注水工程存在的问题及面临的技术挑战，提出注水技术发展对策和管理措施。
【关键词】油田开发注水工艺现状发展趋势1 注水技术现状1.1 注水技术发展历程我国注水开发油田开发层系多且油层非均质性严重，在不同的油田开发阶段，由于投入开发调整的对象和要求不同、分层注水工艺的要求和细分程度不同，开采的目的层数量和性质也不一样。
为保证各开发阶段注水井能够实现注够水、注好水，注水工艺的发展主要经历了以下过程：封隔器由水力扩张式发展到水力压缩式；配水工作筒由同心式发展到偏心式，再发展到与封隔器一体化；配注水嘴由固定式发展到活动式，再发展到电动可调式；水嘴投捞方式由起下注水管柱投捞发展到液力投捞和钢丝投捞。
1.2 分层注水主体技术及研究新进展国外油田在注水尤其是分层注水技术方面研究较早，已形成了一整套适合不同油田特点的系列分层注水工艺，分层注水封隔器、配水器等配套工具都已经标准化、规格化、系列化。
总体上已经由初期的定压注水向定量注水转化，同时由于国外十分注重水质，没有不动管柱洗井的要求，对地层进行定量注水，测试调配工艺相对简单。
国内注水始于20 世纪50 年代，1954 年玉门老君庙油田在l 层边部mn27 井开始注水，标志着国内油田注水技术进入实施阶段。
20 世纪60 年代研发成功固定式分层配水技术和活动式分层配水技术，20 世纪70 年代研制成功665-2 偏心配水器，20 世纪90 年代研制成功同心集成式注水技术，进入21 世纪，研发成功桥式偏心分层注水和高效测调联动分层注水配套技术，同时发展了防砂、分层注水一体化注水技术，研究应用了斜井等特殊结构井分层注水技术，分层注水工艺满足了不同开发阶段、不同类型油藏油田开发的注水需要，目前分层注水技术已经具备了分层、测试、调配、洗井、作业的特点和功能，为油田实现分层开采奠定了坚实的技术基础。
我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20％左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5 年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33％左右，大约有2/3 的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。 1 高含水油田开发特色技术30％左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1％，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。国内外情况
已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的
1.1
在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。
进入“八五”以来，我国在搞清地下油水分布的基础上，逐步发展了一套完善注采系统、细分注水、调整注采结构和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。我国大庆油田、华北油田、新疆油田等主力油田实施的“稳油控水” 综合治理开发配套技术居世界领先水平。
1.2
1.2.1 不稳定注水技术
不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。不稳定注水的实施方法多样。该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。 特色技术 1.2.2 水平井钻井成本只是直井的
1.2.3 加密调整井技术
直至目前，钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层，物性差、需要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大，不利于储量动用的油藏。
水平井技术1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。如美国 Elk-Hills 26R油藏从1988~1995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地控制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7％。在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。 1.3
在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有：侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。 2 低渗透油田开发技术 通常认为油层平均渗透率K= (10～50)×10-3μm2的油藏为一般低渗透油田；K=(1～10)×10-3μm2的油藏为特低渗透油田；K<0.1×10 - 3μm2 的油藏为超低渗油田。(Low permeability reservoir，Low permeability pool)资源十分丰富，分布范围非常广泛，在美国、俄罗斯和加拿大等都有广泛的分布。随着时间的延长，小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。例如，俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发现的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50％以上。
目前世界上低渗透油田
在我国，低渗透油气田广泛分布在全国的各个油气区，探明储量为63亿t，约占探明总储量的28％。近5年探明储量中低渗透油储量的比重已增至50％～60％，剩余石油资源中低渗透油田储量也占到 76.5％，其中松辽、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔四大盆地低渗透储量比例均在85％以上。在低渗透油气资源中，探明储量大于2亿t的油区有大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈、胜利、中原等9个油区。低渗透油田最基本的特点就是流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产。如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题。国内外情况
2.1
单项采油技术方面，我国和国外相比，各有优劣。其中：在油藏精细描述、富集区优选、超前注水、开发压裂等方面有我国的优势，有的还具原创性；但在裂缝识别、压裂新技术、装备和软件、水平井和复杂结构井井下随钻测量和控制技术，小井眼钻采工艺、注气等技术方面有较大差距。
在集成组合技术方面我国处于领先地位。“九五”期间，长庆、大庆、华北、新疆等油区经过反复试验，不断创新，发展应用了一套适应低渗、低产油田特点的新型简化油气集输流程，包括简化油井计量和联合站处理工艺及简化配套公用工程的实用新技术，在降低油田开发生产建设投资和减少生产操作费用上发挥了十分显著的作用。在油田开发方面，近年来重点在渗流理论、裂缝识别与压裂开发等学科方面取得较大进展。通过地震、测井综合研究裂缝识别技术，对油田的高效开发布井起到了很重要的作用；应用核磁共振理论与技术解释低渗透储层可动油的定量分析，并成功地应用于多个低渗油田；在启动压力梯度、吸渗驱油、油水相对渗透率特征及储层伤害机理等问题上，取得了新的认识；在压裂整体开发理论特别是矩形井网与人工裂缝的合理配置的研究与应用上也取得了进展。
大庆针对外围“三低”油藏（低渗、低产、低丰度）开发实践中，发展了油藏综合描述技术、优化井网设计、注水开发综合调整技术和多种开采方式新技术（提捞采油和大跨距两类油层合采技术、高粘稀油油藏蒸汽吞吐和微生物吞吐开采技术、特低丰度薄层水平井开采技术），提高了储量动用程度和油田采收率。使无效油藏得到有效开发。使经济极限产量降到了1.55 t/d 以下。从投产井看， 单井超过直井的3～5倍，取得了较好效果。特色技术
延长油矿在开发上广泛采用了一系列适合该油田的开发新技术，如丛式井、压裂、注水等，提高了单井产量，压缩了钻井投资。
2.2
2.2.1
超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。早注水可以使地层压力保持在较高的水平，相应可使油田在一个较高的水平上稳产。超前注水技术开发有如下特点：
①可建立有效的压力驱替系统，单井获得较高的产量；
②降低因地层压力下降造成的渗透率伤害；
③有利于提高油相相对渗透率；
④超前注水有利于提高最终采收率。
长庆油田公司在安塞、西峰等油田注水开发中实施早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、调整注水剖面、调整产液剖面等技术，从而提高了单井产能及最终采收率，提高了整体开发效益。同步或超前注水能使地层避免或少受伤害，超前注水能尽快建立起压力驱替系统。2001年在安塞油田开展了12个超前注水井组(王窑7个，杏河5个)，对应油井47口，动用含油面积3.87km2。个井组先后于5～8月份投注。王窑西南7口注水井平均日注水平41m3，注水强度2.0m3/ (d·m)；杏河西南5口注水井平均日注水量39m3，注水强度2.74m3/(d·m)，尽快建立起有效的压力驱替系统。通过超前注水技术的实施，单井产能得到一定程度的提高，有效地减缓了油田递减，最终采收率得到提高。 2.2.2 开发压裂技术6个方面加以完善和改进，压裂工艺改进后现场应用81口井，初期平均单井日增液619t，日增油410t。实施较早的龙南油田5口井，平均单井日增油417t，与未优化井对比，初期增油强度是以往压裂的115倍，累计增油794t，有效期已达287d。小井眼技术76.2mm井眼的全套钻井和井下配套工具，以及多种连续取心和混合型钻机。近几年来，我国在大庆、吉林等油田钻了一小批小井眼井，统计的钻井费用较常规井降低了15％。我国今后技术发展方向 2.2.3
使用小井眼技术可以大幅度降低钻井投资，提高低渗透油田的经济效益使之得到有效发展。目前国外小井眼研究发展的先进技术研究和发展趋势有：带顶部驱动的小井眼钻机、小尺寸大功率井下动力钻具、采用高灵敏度井控专家系统控制和预防井喷、采用连续取心钻机进行小井眼取心作业、采用高强度固定齿的新型钻头等，并朝着更小尺寸配套的方向发展，目前国外已有可用于
2.3
我国今后需要进一步发展的提高低渗透油田原油采收率的技术有：低渗透含油区带优选技术；低渗透储层裂缝先期预测技术；开发压裂优化注采系统技术；水平井、复杂结构井压裂技术；低渗透油藏注气提高原油采收率技术；小井眼技术。
3
世界上的稠油和天然沥青资源丰富， 但其开采难度很大。我国稠油资源量比较丰富，资源量近200亿t。截止2002年底，累计探明地质储量18.4亿t。因而，对稠油开发也是我国石油开采的一个重要方面。
3.1
稠油开发方面几乎所有的技术都源于国外，都是在国外首先提出、研发和商业应用的，特别是美国和加拿大。近年来，国外稠油开采技术的进展主要有：蒸汽辅助重力泄油技术、稠油出砂冷采技术、稠油气体—溶剂超临界萃取冷采技术、重力辅助火烧油层技术、电磁波热采技术等。如美国加利福尼亚州Kern River油田和印度尼西亚Duri油田大型蒸汽驱项目，采收率高达55％～70％，油汽比均超过0.25，开采效果好、经济效益高。美国、加拿大在稠油开发和开采方面，包括蒸汽驱热能管、油藏监测等都处于国际领先水平。
