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浅谈孤岛油田稠油油藏特征与技术对策[摘要]孤岛稠油开发了20年，目前面临的矛盾十分突出。
ng5和ng6稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量呈下降趋势，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
本文针对孤岛稠油的现状提出了以油藏特征分析为基础，稠油热采配套开发技术为手段的一系列具有孤岛特点的开发技术，并在矿场实践中取得较好效果。
[关键词]孤岛油田稠油油藏特征技术对策中图分类号：te933.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）08-016-01前言孤岛厂稠油属于边际稠油，受边底水和注水水侵影响大，特别是目前已进入高含水高轮次深度开发阶段，投资风险和技术难度不断增大。
在这种情况下，稠油产量保持持续增长以及今后的挖潜方向是摆在开发工作者面前期待解决的难题。
1 孤岛稠油开发现状孤岛稠油热采起步于1991年8月的中25-420和中24-421等2口试验井的蒸汽吞吐试验，1993年1月开辟了中二北馆5稠油热采先导试验区。
孤岛稠油开发了20年，目前面临的矛盾十分突出。
ng5和ng6稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量将呈下降趋势，目前含水大于80%的井已达504口，占总井数的66.6%，较2008年同期增长2个百分点；近几年投入的ng3-4稠油环油藏品位低，调整潜力小，热采开发效果差；同时，随着勘探程度的增高，新增动用热采储量不足的矛盾加剧，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
2 稠油油藏特征与开发对策2.1 实施井网加密，提高采收率孤岛采油厂热采开发实践发现，吞吐加热半径有限，井间剩余油富集，井网加密是动用井间剩余油最为有效的技术手段。
“十五”以来，对油层厚度大、基础井网较完善的馆5稠油环采用直井加密，投产一次加密井128口，产量为周围老井的1～1.5倍，含水低5～15个百分点，平均单井增加可采储量2.2万吨，提高采收率18.7%。
油气藏类型及油气田分类圈闭油、气运移到储集层中以后，还不一定形成油气藏。
只有在运移的道路上遇到遮挡，阻止它继续前进时，才能集中起来，形成油、气藏。
这种由于遮挡而造成的适于油、气聚集的场所，通常称为圈闭。
圈闭的形成必须具备以下三个条件：一是储集层，是具有储集油、气空间的岩层；二是盖层，它是紧邻储集层的不渗透岩层，起阻止油气向上逸散的作用；三是遮挡物，它是指从各方面阻止油、气逸散的封闭条件。
上述三方面在一定地质条件下结合起来，就组成了圈闭。
在不同的地质环境里，可以形成各式各样的圈闭条件，根据圈闭成因，一般可将圈闭分为构造圈闭、地层圈闭和岩性圈闭三种类型。
油、气藏类型根据圈闭类型的不同，可以将油、气藏分为构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏三大类。
构造油气藏的基本特点是聚集油、气的圈闭是由于构造运动使岩层发生变形或变位而形成的，主要有背斜油、气藏和断层油、气藏。
地层油气藏是指地层圈闭中的油气聚集。
岩性油气藏是由于沉积环境变迁，导致沉积物岩性变化，形成岩性尖灭体和透镜体圈闭，在这类圈闭中形成的油气聚集。
常见的潜山油气藏是以地层圈闭为主，也有构造、岩性作用的复合成因的油气藏根据油气藏油层中有无固定隔层，可以将油气藏分为层状油气藏和块状油气藏。
层状油气藏是指油层呈层状分布，油气聚集受固定层位限制，上下都被不渗透层分隔的油气藏，各层具有不同的油（气）水系统。
块状油气藏是指油层顶部被不渗透岩层覆盖，而内部没有被不渗透岩层间隔，整个油层呈块状，具有统一油（气）水界面的油气藏。
根据地层中的原油性质，可以将油气藏分为稠油（重油）油藏、普通黑油油藏、挥发性油藏、凝析气藏和天然气藏。
稠油（重油）油藏是指地下原油粘度大于50毫帕秒（原油比重大于0.9，API重度小于25度）的油藏，液体颜色一般为粘稠黑色。
普通黑油油藏是指地下原油粘度低于50毫帕秒（原油比重在0.82～0.9之间，API重度在25～41度）的油藏，液体颜色一般为黑色。
《稠油油藏滲流机理研究及开发方式优选》篇一一、引言随着能源需求的日益增长，稠油油藏的开发显得尤为重要。
稠油因其高粘度、高密度等特点，其开采难度较大，因此，研究稠油油藏的滲流机理及开发方式的优选对于提高采收率、降低开发成本具有重要意义。
本文旨在通过深入分析稠油油藏的滲流特性，提出优化开发方式的方法和策略。
二、稠油油藏的滲流机理研究稠油油藏的滲流是指在地层条件下，稠油在多孔介质中的流动过程。
由于稠油的粘度高，流动性差，其滲流过程受到多种因素的影响，包括岩石的物理性质、温度、压力等。
首先，岩石的物理性质对稠油的滲流具有重要影响。
岩石的孔隙度、渗透率等参数决定了稠油在多孔介质中的流动路径和速度。
此外，岩石的润湿性也会影响稠油的滲流过程，润湿性较好的岩石更有利于稠油的流动。
其次，温度和压力对稠油的滲流也有显著影响。
随着温度的升高，稠油的粘度降低，流动性增强；而压力的变化则会影响到滲流的驱动力和阻力。
三、开发方式的优选针对稠油油藏的特点，开发方式的优选应综合考虑地质条件、工程技术和经济效益等因素。
首先，热采技术是开发稠油油藏的有效方法之一。
通过向地下注入热能，降低稠油的粘度，提高其流动性，从而便于开采。
同时，热采技术还可以改善岩石的润湿性，有利于稠油的滲流。
其次，水平井技术也是提高稠油采收率的有效手段。
水平井能够增加泄油面积，延长井筒与油层的接触时间，从而提高采收率。
同时，结合多段塞注气等技术，可以进一步提高水平井的开发效果。
此外，注蒸汽技术、注CO2技术等也是值得考虑的开发方式。
这些技术可以通过改变地下环境的物理化学性质，降低稠油的粘度，提高其流动性。
同时，这些技术还可以减少对环境的污染，具有良好的环保效益。
四、结论通过对稠油油藏的滲流机理及开发方式的深入研究，我们可以得出以下结论：1. 稠油油藏的滲流受到多种因素的影响，包括岩石的物理性质、温度、压力等。
因此，在开发过程中应充分考虑这些因素的作用。
2. 热采技术、水平井技术等是开发稠油油藏的有效方法。
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。
一、开发概况某浅层稠油油藏构造为一向东南抬升斜坡背景上的构造-岩性圈闭。
经过年多轮次蒸汽吞吐开采后,受油藏地质条件、热采工艺技术等因素影响,汽窜现象严重。
其危害使得注汽井注汽效果变差,蒸汽吞吐量流失,影响热采效果。
被窜井液量、含水量大幅上升,液体温度升高,影响油藏整体产量。
二、汽窜典型现象1.汽窜类型层间汽窜注汽井注汽时压力突降,压开邻近水层,含水上升,热采失效。
某1沙四段汽窜突出现象体现在平面上注水水道形成,易发生汽窜。
某1-7-斜19和某1-6-斜18为原注水井某1-6斜20注水收效油井,其邻井某1一斜8和某1-6-斜20一轮热采时分向注水受效和沿水道方向向某1-7-斜19和某1-6-斜18方向汽窜,并未向井距相对较近的邻井汽窜。
层内汽窜表现为被窜井产液量增加,含水上升,液面上反。
目前该类型为该油藏主要汽窜类型,汽窜油井35口,影响被窜井油量吨。
2.汽窜现象压力传递邻井注汽压力通过高渗层传至对应生产井,生产井液量、含水、液面变化幅度较小,影响不大。
以某1-4-斜7井为例,邻井某1-4-斜6井注汽,某1-4-斜7液面由1040米上反至600米。
热水窜：邻井注汽蒸汽由注人井向生产井推进,过程中热量损失,冷凝成热水,由生产井产出,生产井液量含水明显上升。
注汽井热能损失,对应被窜生产井油量下降,影响热采效果。
3.汽窜特点重复性：一口井多轮热采时,重复向邻井汽窜。
在某1区沙三段上体现为汽窜向河道中部物性好的邻井方向窜沙四段体现为注水期注水形成水道,汽窜沿水道方向向邻井汽窜。
可逆性：即油井互窜,两口井井距较井,曾经汽窜形成一定通道,当被窜井注汽时,汽窜沿汽原方向向原注汽井汽窜,形成互窜现象。
负效性：汽窜时部分低产井在被窜后油量增加,体现出一口注汽两口受效现象,但影响注汽井和被窜井产量现象占80%,弊大于利。
三、汽窜原因分析1.井网、井距影响随着油田不断开发,井网不断完善,井距变小, 以热采为主要开发方式区块井间汽窜几率增加。
第1章井控的基本概念油气田勘探开发井下作业，涉及试油、大修、作业、测试、酸化、压裂等工作，随着油田稳产增产的需要，维修及措施作业的油(气、水)井也逐渐增多，行业多、知识广；井下作业过程中不确定因素很多，无论油(气、水)井井底压力的高低，都有发生井喷或失控的可能，井控难度大，一旦发生井喷及井喷失控事故，造成的人员伤害、环境污染、设备和油气井损坏及其损失，触目惊心，骇人听闻。
为保护油气资源确保井下作业安全，集团公司先后出台了《中国石化集团公司石油与天然气井井控管理规定》、《油气水井井下作业井控技术规程》等标准和规定，不断地规范和完善井下作业井控技术管理工作。
1.1 井控相关概念井下作业是实施石油天然气勘探开发的重要手段，井下作业井控是一项牵涉到施工设计、装备配套、生产组织、现场管理、员工培训等多个环节系统工程，必须把不断提高员工的井控意识、技术素质和管理水平作为一项重要工作来抓，才能保证安全、优质、高效的完成井下作业施工。
1.1.1 名词解释1.1.1.1井控（Well Control）：井控是实施油气井压力控制的简称。
在井下作业过程中，只有控制地层压力，保持井内压力平衡，才能保证作业施工的顺利进行。
1.1.1.2井侵（Influx）：当地层压力大于井底压力时，地层孔隙中的流体（油、气、水）将侵入井内，通常称为井侵。
最常见的井侵为气侵、水侵和油侵等。
1.1.1.3溢流（Overflow）：井侵发生后，井口返出的压井液量大于泵入液量，停泵后井口压井液自动外溢，这种现象称为溢流。
1.1.1.4井涌（Well kick）：溢流进一步发展，井液涌出井口的现象称为井涌。
1.1.1.5井喷（Well Blowout）：当井底压力远小于地层压力时，地层流体大量涌入井筒并喷出地面的现象称为井喷。
1.1.1.6井喷失控（Out of Control for Blowout）：井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现井口敞喷的现象称为井喷失控。
