稠油油藏钻采方案
第一部分常规热采开发方式采油工程设计
3.1 直井及定向井采油工程方案设计
3.1.1 完井工程设计
3.1.1.1 完井方式
友林稠油油藏出砂普遍，目前开发井都采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式。
根据山东油田稠油开发实践，2013年友林油田超稠油油藏直井（定向井）主体采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式，水泥返至地面，要求固井质量优良。
3.1.1.2 生产管柱设计
3）生产管柱设计
根据理论计算和经济效益对比，2013年部署区直井（定向井）生产管柱选择为：
①油藏埋深≤350m（337口），采用Φ73mm ×5.51mmN80平式油管；
②油藏埋深﹥350m（230口），采用Φ114mm×62mm隔热油管。
按2013年友林油田产能建设实施部署统计，有230口直井（定向井）需要使用隔热油管，按单井平均470m计算，需隔热油管10.81×104m，隔热油管性能参数见表3.1-7和表3.1-8。
表3.1-7 Φ114×62mm隔热油管性能参数
表3.1-8 隔热油管隔热等级参数表
此外，2013年友林油田产能建设实施方案还部署了10口动态监测井，设计单井井深470m。对抽油生产中采用的Φ73mmN80平式油管和Φ60.3mmN80平式油管进行了强度校核和生产适应性分析（见表3.1-9），两种管柱的强度和生产适应性满足采油要求。因此，为满足生产和动态监测的要求，动态监测井采用双管结构：主管、副管都采用Φ60.3mm×4.83mmN80平式油管。
表3.1-9 Φ73mm和Φ60.3mm平式油管强度校核
3.1.1.3 油层套管
根据山东油田稠油开发实践，直井和定向井通常采用Φ177.8mm套管。Φ177.8mm套管井筒半径大，流动阻力较小，有利于稠油流入井筒，也有利于后期防砂及维修作业。推荐采用Φ177.8mm套管。
全生命周期采油工程方案的实现，依赖于井筒的完好。而在热采开发中，套管损坏往往导致生产井提前报废。因此，建议钻井工艺使用TP90H或以上钢级的热采套管，保证井筒完好。
3.1.1.4 射孔工艺
友林油田侏罗系八道湾组压力系数为0.94，原油粘度高，无自喷能力。因此，射孔方式选择电缆传输方式，具体射孔参数如下：
射孔弹：YD-89弹
孔密：20孔/m
布孔格式：螺旋布孔
布孔相位：60°
射孔液：稠油脱油热水
3.1.1.5 井口
为防止地层破裂发生汽窜，友林超稠油注汽压力应不高于地层破裂压力。油藏工程要求结合2012年实施区的实际注汽压力情况见表3.1-10，2013年实施区八道湾组井口注汽压力控制在9.0 MPa ～12.0MPa之间。根据油藏工程设计的注汽参数，采用耐压14MPa的热采井口可以满足要求。
表3.1-10 重18井区2012年投产井井口注汽压力与2013年注汽压力预测
1）生产井：采用KR14-337-65型热采井口，最高工作压力14MPa，最高工
作温度337℃，公称通径65mm；
2）动态监测井：采用KRS14-337-52×52双管热采井口装置，最高工作压力14MPa，最高工作温度337℃，公称通径52×52mm。
3.1.2 举升工艺设计
根据山东油田稠油的成熟举升工艺，推荐该区采用游梁式抽油机加抽油泵的举升方式。其举升设备选择为：
1）抽油泵
根据地质方案，该区设计单井产能3.5t/d。已投产开发井的每轮峰值产液量为30.0t/d，每轮平均日产液量不超过15.0t/d。为满足该区配产要求及后期排液量要求，结合抽油泵的泵效，对Φ44mm和Φ56/38mm泵径的理论排量及泵效50%时排量进行了计算（见表3.1-11）。
表3.1-11 抽油泵排量计算表
从表3.1-11中可以看出，Φ56/38mm和Φ44mm泵可以满足友林油田八道湾组直井（定向井）的产能设计要求。根据友林前期抽油泵使用情况，推荐：
①生产井采用具有注抽两用功能的Φ56/38mm的反馈泵；
②动态监测井采用Φ44mm整筒泵。
实际生产中，可根据实际沉没度、产液量等及时调整抽汲参数。
2）抽油杆
根据《友林超稠油抽油杆柱标准设计》，结合现场抽油杆柱使用情况，2013年实施区的抽油杆选择推荐如下：
①直井采用Φ19mm的D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，配备Φ38mm 的加重杆8～10根（64m～80m）；
②定向井采用Φ19mm的D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，配备Φ38mm 的加重杆8～10根（64m～80m）。为防止抽油杆发生偏磨及脱扣，造斜段每根抽油杆和加重杆都加一个抽油杆扶正器，配备1个防脱器位于光杆下部。
3）抽油机
选取粘度1000mPa.s（以粘度超过1000mPa.s后流动性差，作为停抽点）进
行抽油机选型计算，抽油泵为Φ56/38mm的反馈泵，抽油杆为Φ19mmD级杆，加重杆80m，冲次5-10次/min，抽油机悬点最大载荷及扭矩计算结果见下表3.1-12。
表3.1-12 抽油机最大悬点载荷计算
根据最大悬点载荷计算结果，从满足载荷、冲程的要求考虑，以及2013年实施区井深条件，按照抽油机最大载荷不超过额定载荷75%~80%的标准，推荐2013年新部署区域抽油机如下：
①埋深≤450m（544口井）：采用CYJ4-1.8-13HPF，电机功率7/9/12kW，扭矩13kN.m；
② 450＜埋深≤530m（33口井）：采用CYJ5-1.8-18HPF，电机功率8/12/16kW，扭矩18kN.m。
3.2 水平井采油工程方案设计
3.2.1 完井工程设计
3.2.1.1 完井方式
稠油油藏注蒸汽开发过程中，一般不需要进行压裂、酸化、堵隔水等控制性措施，因此采用筛管完井一方面可以防止地层坍塌，同时对于稠油生产起到一定的防砂作用。
因此，该区水平井完井方式设计为：直井段和斜井段采用下Φ244.5mm技术套管注加砂水泥固井，水平段全部采用裸眼下入Φ177.8mm割缝筛管完井，筛管引鞋至井底距离8m~15m，留有足够的膨胀空间。
根据八道湾组岩石粒度分析（见图 3.2-1），以D50作为筛管缝宽设计，D50=0.5-0.355mm，因此，设计筛管缝宽为0.40mm。
图3.2-1 友林八道湾组岩石粒度分布图
3.2.1.2 生产管柱
水平井均采用双管结构：
1）主管采用Φ88.9mm×6.45mm N80平式油管，管柱结构自下而上依次为：Φ88.9mm引鞋—Φ88.9mm沉砂管—Φ88.9mm打孔管—抽油泵泵筒—Φ88.9mm 平式油管，泵筒位于井斜60°处，Φ88.9mm引鞋下入深度距密封悬挂器3m～5m。
2）副管采用Φ60.3mm×4.83mm N80内接箍油管，副管末端带Φ60.3mm冲砂头，用作注汽、降粘、井下测试等。首次吞吐时，副管管柱一直下至离井底4m～6m。
3.2.1.3 井口
为防止地层破裂发生汽窜，友林稠油井底注汽压力应不高于地层破裂压力。根据2013年实施区油藏工程的要求，齐古组井底注汽压力不高于9.0MPa，八道湾组井底注汽压力不高于12.0MPa。因此水平井采用SKR14-337-78×52型双管热采井口（井口耐温337℃，耐压14MPa）即可满足要求。
3.2.2 举升工艺设计
采用游梁式抽油机加有杆泵的举升方式。其举升设备为：
1）抽油泵
Φ88.9mm的主管可下入最大泵径为Φ70mm，为满足该区配产要求及后期排液量要求，结合抽油泵的泵效，对Φ56mm和Φ70mm长柱塞低磨阻抽油泵的理论排量及泵效50%时排量进行了计算（见表3.2-1）。
根据地质设计，该区水平井设计产能8.0t/d。前期峰值产液量为50t/d，为满足水平井长冲程、低冲次的生产要求，建议选用3m冲程的Φ70mm泵，泵下至井斜角60°处。
表3.2-1 抽油泵排量计算表
考虑到不动管柱转抽、最大限度利用热能，因此，该区水平井选用Φ70mm 长柱塞低磨阻抽油泵，该泵可实现注采两用，能在井斜角不大于60°时正常工作。实际生产中，可根据实际沉没度、产液量等及时调整抽汲参数。
2）抽油杆
考虑到水平井井斜较大，为防止抽油杆发生偏磨及脱扣，抽油杆柱全部采用嵌入式防脱结构。抽油杆为Φ19mm带背帽的嵌入式D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，抽油杆底部接Φ38mm加重杆80m。由于抽油泵需下入到斜井段，需增加嵌入式扶正器和嵌入式防脱器，实现全井段抽油杆柱扶正、防脱。
3）抽油机
选取粘度1000mPa.s（以粘度超过1000mPa.s作为停抽点）进行抽油机选型计算，抽油泵为Φ70mm泵，抽油杆为Φ19mmD级杆配Φ38mm加重杆80m，冲次4-6次/min，抽油机悬点最大载荷计算结果见表3.2-2。
表3.2-2 抽油机选型计算表
根据最大悬点载荷计算结果，从满足载荷、冲程的要求考虑，按照抽油机最大载荷不超过额定载荷75%~80%的标准，推荐2013年实施区抽油机如下：1）埋深≤480m（48口井）：采用CYJS5-3-18HY，电机功率8/12/16kW，扭
矩18kN.m；
2）埋深＞480m：采用CYJS6-3-26HY，电机功率11/16kW，扭矩26kN.m。
2013年优先实施区的水平井都采用CYJS5-3-18HY型抽油机，共计48口。
稠油油藏蒸汽驱的研究
稠油油藏蒸汽驱耐高温堵剂类型及汽窜封堵工艺的研究现状、存 在问题及对策 前言 中国稠油资源较为丰富，陆上稠油资源约占石油总资源量的20%以上。最新研究表明，我国稠油预测资源量197x10gt，己探明稠油地质储量18.1x10gt，己动用地质储量11.93x10gt，剩余未动用地质储量6.14x10gt。主要分布在西藏、青海、新疆、四川、内蒙、广西、浙江、贵州等地约250x10gt。目前己经建立了新疆油区、辽河油区、胜利油区和河南油区四大稠油开发生产区。 稠油热采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。其中蒸汽吞吐作为一种相对简单和成熟的热采技术己广泛应用于稠油开采中，成为稠油开采的主要方法。目前我国稠油开发方式所占比重为蒸汽吞吐(约占78%),蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等。蒸汽吞吐是单井作业，对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱广，经济上的风险比蒸汽驱开采小得多，因此蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式，以减少生产的阻力和增加注入能力。此外，对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂，不适合蒸汽驱的油藏，仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式，因而它在稠油开发中占有重要的地位。 在热力开采过程中，受蒸汽超覆、平面指进和储层非均质性等因素影响，经过多轮次蒸汽吞叶开采的油井，其层间矛盾和平面矛盾口益突出，出现高低渗透层的吸汽差异:高渗透层为强吸汽层，低渗透层为弱吸汽层，甚至不吸汽。在高轮次吞叶阶段还会产生汽窜通道，导致井间汽窜干扰，而蒸汽驱开采必然加重这种趋势。目前，解决这一矛盾最有效的方法之一就是应用高温调剖剂技术，通过解决蒸汽在纵向上和平面上的吸汽不均问题，达到改善吸汽剖面，提高稠油动用程度及采收率的目的。所以此次调研将针对稠油油藏耐高温堵剂以及汽窜封堵工艺进行研究。 正文 1.耐高温堵剂的分类 根据封堵方法的不同，将油井调剖堵剂分为选择性堵剂和非选择性堵剂。其中，选择性堵剂有水基、油基、醇基堵剂;非选择性堵剂有水泥浆封堵、树脂堵剂、硅酸盐堵剂、冻胶堵剂。根据矿场实际，又将堵剂分为沉淀型无机盐类堵水化学剂、聚合物冻胶型堵水和调剖化学剂、颗粒型物理堵塞类调剖剂、泡沫类堵水和调剖化学剂、树脂类堵水化学剂、离子型堵水化学剂、耐高温堵水和调剖剂
稠油常用概念及参数以及简答题
常用概念及参数以及简答题 1.采油树规范？ 答：套管直径177.8mm，油管通径65mm，压力14MPa，温度337 o C，克市机械厂制造。 2.补偿器及其用处？ 答：门型补偿器：用于注汽干线和集油线；L型补偿器：用于单井管线；球型补偿器：用于井口和注汽干线；半圆型补偿器：用于井口；套管式补偿器：用于集油管线。 3.常用冲程冲次？ 答：冲程：3 2.5 1.8 1.5 m 冲次：10 7 6 5 4 次/分 4.低压交流电电压？ 答：380V 电机；220V 照明。 5．井口注汽压力，温度，干度？ 答：压力5.0～11.0MPa；温度295～320o C；干度80%。 6.电流过载保护装置？ 答：空气开关，热继电器，保险丝。 7.电动机保险丝额定电流应是电机额定电流的几倍？ 答：1.5～2.5倍。 8.套管伸长不允许超过多少？、 答：50cm。 9.天然气的爆炸极限？ 答：5%～16%。 10.抽油机齿轮箱油面位置应为多少？ 答：上下放油孔之间。 11.抽油机一保、二保的时间？ 答：一保为800小时，二保4000小时。 12.高温高压测试包括哪些内容？ 答：油层压力、油层温度、井温剖面、井温梯度、吸气剖面、井底干度。 13.每次吞吐分几个阶段？
答：蒸汽吞吐每一个轮次的循环包括三个步骤：1注汽阶段：将蒸汽按某一定量注入到油藏中去，一般为几天至几十天；2焖井阶段：此阶段为关井热交换反应阶段；3采油阶段即释放阶段：使油井开井生产，采出液体为部分蒸汽凝结水和原油，同时也携带出部分热量，一般为100天左右。 14.蒸汽吞吐的目的是什么？ 答：吞吐的目的实际上是作为蒸汽驱开采的预处理，要求建立井间热流通道、降低油层压力为转入蒸汽驱开采创造好条件，因此蒸汽驱开采最终才是提高原油采收率的主要手段。 15.蒸汽吞吐过程中汽窜、干扰产生的原因是什么？ 答：蒸汽吞吐时，由于油层非均质性严重，层理的发育及超破裂压力注汽，使蒸汽及热水沿较高的渗透层进入，形成指进带，此时注汽井周围生产井为压力释放点，当生产井排液时，蒸汽指进带向周围扩展，在注汽井和采油井之间形成热场连通，当产液量、产液温度猛升后就形成了蒸汽的窜扰。 16.如何判断及区别汽窜和干扰？ 答：判断汽窜和干扰的依据如下：1产液量；2含水率；3产液温度；4注汽井井口压力和温度；5产出水氯离子浓度和矿化度；6井口是否见蒸汽。 干扰现象：一般表现为生产井口产液量急剧上升，产液温度变化不大，干扰前注汽井口压力和温度较高，超过正常注汽压力和温度。 汽窜现象：分为轻度汽窜和严重汽窜，轻度汽窜表现为井产液温度猛升，产液大幅度上升，含水上升，，产出水化验氯离子浓度及矿化度低，注汽压力和温度窜前比窜后有所下降，但井口未见蒸汽；严重汽窜表现为井口产液变化大甚至下降产液温度急剧上升，井口可放出蒸汽，注汽井压力和温度下降。 17.如何处理汽窜和干扰？ 答：处理办法：1干扰：当发现生产井出现干扰时，应及时停抽，装适当油嘴控制压差生产，并加强对干扰井的检查，直至注汽井焖后开井，再复抽。2汽窜：当发现生产井有汽窜现象时，应首先检查温度升高，出现蒸汽的原因，检查是否为伴热闸门和高低压总闸门不严造成的窜漏，判断为汽窜后要及时关井，待邻近注汽井焖后开井时与生产井同时开井。 18.我们常见的套管外溢有何特征？ 答：1注汽时套管外返出一股灰浆后，没有漏气。2注汽时套管外返出许多灰浆，环形钢板拔出没有漏气。3注汽时，套管外返出带有硫化氢气味的地层水，有少时漏气。4注汽时套管外返出大量蒸汽。 19.造成套管外溢的原因是什么？
稠油油藏提高采收率技术
稠油油藏提高采收率技术 摘要：作为一种非常规石油资源，“重油”又被称为“稠油”。世界上的重油资源非常丰富，已在多个国家发现了重油资源。专家们估计，在全球约10万亿桶的剩余石油资源中，70%以上是重油。我国的石油储量也相当丰富。已建立了辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田以及海洋油区等五大重油开发生产区，稠油产量占全国原油总产量的10%。但是稠油粘度大，难以流动，阻碍了原油的顺利开采。针对稠油粘度对温度的敏感性，随着温度升高而急剧下降的特点，目前世界上已形成提高稠油采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。 关键词：稠油油藏；采收率 稠油，国际上称之为重质油或重油。严格地讲，“稠油”和“重油”是两个不同性质的概念。“稠油”是以其粘度高低作为分类标准，而原油粘度的高低取决于原油中胶质、沥青及蜡含量的多少。“重油”是以原油密度的大小进行分类，而原油密度的大小往往取决于其金属、机械混合物及硫含量的多少。 一．稠油的特点 我国稠油油藏分布广泛，类型很多，埋藏深度变化很大，一般在10m～2000m之间，主要是砂岩储集层，其特点与世界各国的稠油特性大体相似，主要有： （1）粘度高、密度大、流动性差。它不仅增加了开采难度和成本，而且使油田的最终采收率非常低。稠油开采的关键是提高其在油层、井筒和集输管线中的流动能力。
（2）稠油的粘度对温度极其敏感。随稠油温度的降低，其粘度显著增加。大量的实验证明，温度每降低10℃，原油粘度约增加1倍。目前国内外稠油采用的热力开采方法正是基于稠油的这一特点。 （3）稠油中轻质组分含量低，而焦质、沥青质含量高 中国稠油资源多数为中新生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积。储层以碎屑岩为主，具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。稠油储量最多的是东北的辽河油区，其次是东部的胜利油区和西北的新疆克拉玛依油区。中国重油油藏具有陆相沉积的特点，油层非均质性严重，地质构造复杂，油藏类型多，油藏埋藏深。油藏深度大于800m的稠油油储量约占已探明储量的80%以上，其中约有一半的油藏埋深在1300m～1700m。吐哈油田的稠油油藏埋深在2400m～3400m，而塔里木油田的轮古稠油油藏埋深在5300m左右。 二．国内外提高稠油采收率技术 2.1.1 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油技术。 蒸汽吞吐技术机理主要是加热近井地带原油，使之粘度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。 蒸汽吞吐的工艺过程是先向油井注入一定量的蒸气，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产，即在同一口井进行注入蒸汽、关井浸泡（闷井）及开井生产3个阶段，蒸汽吞吐工艺描述如图2-1。注入蒸汽的量以及闷井的时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井筒热损失等条件预先设计好的。 封隔器 吞 蒸汽 蒸汽注入 油砂层 流体采出 吐
我国稠油资源分布
我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为7.01×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田
塔河油田累计探明油气地质储量7.8亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度 2 698 mPa·s。 河南油田
稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/8418166104.html, 稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究 作者：汪宁 来源：《石油研究》2019年第10期 摘要：油田全面实施的开采之后，由于开采深度逐渐增加，对其进行剩余油的开发和利用十分重要，这就需要分析高含水油田中剩余油的分布规律，通过研究其分布状态，从而更好的提高对其开发的效率，提高油田产量。本文结合实际问题，对高含水油田剩余油狀态进行分析，并通过研究其分布规律，提出相关的建议。 关键词：稠油油藏;精细地质;剩余油;分布;研究 剩余油的形成机理多样，主要包括地质和开发因素等，其分布方式多样，主要呈现高度分散和相对富集的特征。我国大多数油田正处于开发后期高含水采油阶段，高含水阶段的油田开发重要研究内容之一就是剩余油的研究，剩余油的研究离不开相应测井方法和评价技术的发展，本文将对剩余油的测井方法和剩余油评价技术展开论述。 1 油藏基本情况 1.1地质概况 锦C块地处欢喜岭油田的中台阶，开发的目的层是在沙一中段的于楼油层。已经探明的含油面积是2.5km2，石油地质储量792×104t。储集层主要由粗～细的砂砾岩和含砾砂岩组成，属于高孔、高渗的储集层。油藏的埋藏深度介于760～990m之间，含油的井段长度为80～ 90m，平均的油层厚度是25m，是层状岩性构造油藏。 1.2开发历程及现状 锦C块在1979年打了第一口探井进行常规试油，历经了两次井网加密调整后，形成了目前的83×83m井网。开发历程上一共有4个开发阶段：一是干抽和蒸汽吞吐的初期阶段（1989年～1995年）;二是开发局部调整和井网完善阶段（1986年～1997年）;三是产量逐渐递减阶 段（1998年～2002年）;四是开发综合治理和低速稳产阶段（2003年-至今）。 截止到目前在锦C块的西部一共有油井95口，开井51口，日产液820t，日产油50t，含水93.9%，累产油165.8×104t，累产水580.9×104t，累注汽420.5×104t，采油速度0.32%，采出程度27.8%，累积油汽比0.39。 1.3 目前存在的问题 （1）油藏水淹严重
石油工程方向
石油工程方向 ——石油北京10秋学期毕业论文具体题目 1、CO2气体提高采收率最小混相压力确定方法研究 2、CO2气体压裂技术研究 3、CO2驱提高采收率技术研究 4、CO2驱油机理及应用研究 5、CO2驱油机理研究综述 6、CO2驱油技术研究 7、CO2提高采收率方法研究 8、CO2吞吐技术在稠油开发中的应用 9、SAGD的生产动态及变化规律研究 10、边底水油藏合理生产压差的确定 11、边底水油藏水平井开采规律研究 12、边底水油藏水平井水淹影响因素研究 13、边底水油藏水侵量计算方法研究 14、边水油藏高效开发理论研究 15、边水油藏剩余油分布规律及影响因素研究 16、不同化学驱方法经济效益评价 17、不同化学驱方法适用油藏条件界限研究 18、采油系统能耗分析研究 19、常规稠油油藏采油速度变化特征及影响因素研究 20、常规稠油油藏开发技术研究 21、常规油藏开发动态研究 22、常用水驱特征曲线研究 23、抽油机井系统效率综合评价方法研究 24、稠油热采对储层伤害的评价 25、稠油热采机理研究 26、稠油油藏储量动用程度研究 27、稠油油藏高效开采技术研究 28、稠油油藏汽窜特征分析及影响因素研究 29、稠油油藏热力采油方法对比分析 30、稠油油井防砂技术研究综述 31、储层大孔道识别方法研究 32、储层划分与对比的基本方法研究 33、储层潜在伤害评价与对策 34、储量计算评估的基本方法研究 35、窜流通道识别与描述技术研究综述 36、大孔道形成机理研究综述 37、大庆油田采油技术研究 38、单井泄油区内平均地层压力动态分析方法研究 39、低渗气藏产能分析方法研究
超稠油油藏汽窜防治方法研究
第１３卷增刊２００６年１０月 特种油气藏 ＳｐｅｃｉａｌＯｉｌａｎｄＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓ Ｖ０１．１３Ｓｕｐｐ Ｏｃｔ．２００６ 文章编号：１００６—６５３５（２００Ｓ）Ｓ０一００９５—０４ 超稠油油藏汽窜防治方法研究 周明升，刘奇鹿，王志超，辛福义，孙绍斌 （中油辽河油田公司，辽宁盘锦１２４ｍ９） 摘要：通过对超稠油蒸汽吞吐汽窜特点的研究，对曙一区超稠油汽窜的油藏和开发等因素进行 了分析，并对防治汽窜的方法进行了探讨，提出了适合超稠油蒸汽吞吐开发的汽窜防治措施。 现场应用表明，通过采用优化射孔层位和注汽参数、推广应用组合式蒸汽吞吐技术、实施高温 暂堵、调剖封窜技术等，可以有效抑制和利用汽窜，改善油层动用状况，提高油藏开发效果。 关键词：超稠油；汽窜；防窜措施；研究；曙一区 中图分类号：ＴＥ３４５文献标识码：Ａ 前言 曙一区超稠油构造上位于辽河断陷盆地西部 凹陷西斜坡中段，构造面积约４０ｋｍ２，含油目的层 为新生界下第三系沙河街组兴隆台油层（ｓ…）和 上第三系馆陶组油层（Ｎｇ）。在投入规模开发后， 由于受油藏条件、井网井距以及注采参数等影响， 井间汽窜现象严重，严苇制约了油田高效开发，本 文主要对汽窜的影响因素和防治方法进行总结，为 同类油藏的开发提供借鉴。 １汽窜特点 １．１汽窜井数不断增加 曙一区超稠油２０００年投入规模开发，汽窜现 象伴随着开发的进行一直存在，汽窜井占注汽井次 的５０％以上，影响年产量４×１０４ｔ左右（表１）。 表１曙一区超稠油２０００年以来汽窜情况统计 Ｔａｂ．１Ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓｏｆｓｔｅａｍｃｈａｎｎｅｌｉｎｇｉｎ２０００ｉｎＳｈｕｌａｒｅａ 信离乔吐井次汽窜井次比例影响产量 ．ｒ“ ／Ｈ／Ｕ，％／１０４ｔ ２０００２００ｌ２００２２００３２００４２００５ １３３ ５１５ ７６３ ９３７ １１９５ １３２５ ６８５１．１Ｏ．５８ ３５５醅．９２．６０ ５０４６６．１３．８６ ４９７５３．Ｏ３．９０ ６３２５２．９３．８１ ７２９５５．０４．４５ １．２具有低周期、远距离、高强度、多方向的特点超稠油汽窜在第１周期蒸气吞吐过程中就存在，汽窜最远距离达到２～３个井距。汽窜发生时，受窜井反映明显，最高压力达到８ＭＰａ以上，井口温度达到２０００Ｃ以上，汽窜方向达到４～５个。 １．３加剧了油藏动用不均的矛盾 因汽窜发生周期普遍较低，油藏动用程度低，汽窜在高渗层中形成通道后，使油藏动用不均的矛盾加剧，不利于油藏开发效果的改善和采出程度的提高。 ２原因分析 ２．１油藏原因 ２．１．１储层物性好，易发生汽窜 岩心分析统计结果表明，曙一区超稠油储层受沉积环境及后期成岩作用的影响，储层物性条件较好，为高孔、高渗一特高渗储层‘１１（表２），客观上为汽窜创造了条件。 表２曙一区超稠油油藏物性参数 Ｔａｂ．２ＰｅｔｒｏｐｈｙｓｉｃａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆＳｈｕＩｕｈｒａｈｅａｖｙｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ２．１．２储层非均质｝生严重，高渗层易形成单层突进储层的非均质程度评价参数主要有渗透率的变异系数（Ｋ）、突进系数（Ｓ。）和级差（Ⅳｋ）。根据企业标准，馆陶油层非均质性评价为中一弱㈨，兴 收稿日期：２００６—０６—２０；改回日期：２００６—０７—０５ 作者简介：周明升（１９７５一），男，上程师，ｔ９９８年毕业于石油大学（华东）石油工程专业，现从事超稠油开发管理工作。万方数据
我国稠油资源分布
我国稠油资源分布文档编制序号：[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]
我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金
油田开发动态分析主要技术指标及计算方法样本
指标及计算方法 1.井网密度 油田( 或区块) 单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。 f=n/A 2.注采井数比 注采井数比是指水驱开发油田( 或区块) 注水井总数和采油井总数之比。 3.水驱控制程度 注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。 水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响, 因此, 在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。 不同注水方式, 其注采井数比不同, 因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定, 形态不规则, 呈透镜状分布的油层, 在选择注水方式时, 应选择注水井数比较大的注水方式, 以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小, 直接影响着采油速度, 含水上升率, 最终采收率。 中高渗透油藏( 空气渗透率大于50*10-3 um2) 一般要达到80%, 特高含水期达到90%以上; 低渗透油藏( 空气渗透率小于50*10-3 um2) 达到70%以上; 断块油藏达到60%以上。 4.平均单井有效厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。 5.平均单井射开厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。 6.核实产油量 核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量, 由
此获得的产油量数据为核实产油量。 7.输差 输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。 K=( q ow -q or ) /q ow 8.核实产水量 核实产水量用井口产水量和输差计算。q wr=q ww (1-K) 9.综合含水 油田( 或区块) 的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。 f w =(100*q wr )/(q wr +q or ) -1- 低含水期( 0<含水率<20%) :该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况, 开展早期分层注水, 保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施, 提高产油能力, 以达到阶段开发指标要求。 -2-中含水期( 20%<=含水率<60%) : 该阶段主力油层普遍见水, 层间和平面矛盾加剧, 含水上升快, 主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升, 做好平面调整, 层间接替工作, 开展层系、井网和注水方式的适应性研究, 对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整, 提高非主力油层的动用程度, 实现油田的稳产。 -3- 高含水期( 60%<=含水率<90%) : 该阶段是重要的开发阶段, 要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上, 积极采用改进二次采油技术和三次采油技术, 进一步完善注采井网, 扩大注水波及体积, 控制含水上升速度和产量递减率, 努力延长油田稳产期。 -4-特高含水期( 含水率>=90%) : 该阶段剩余油高度分散, 注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整, 采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施, 控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术, 不断增加可采储量, 延长油田的生命期, 努力控制好成本, 争取获得较好的经济效益。
稠油分类标准
一、稠油分类 （一）国外重油分类标准 稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。 表１UNITAR 推荐的分类标准
表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准 （二）中国稠油分类标准 我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准如表 3 所示。在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。 表3 中国稠油分类标准 ＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。
二、稠油油藏一般地质特征 稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点： （一）油藏大多埋藏较浅 我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。 （二）储集层胶结疏松、物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。 稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。 （三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低
超稠油油藏开采方式解析
超稠油油藏开采方式解析 稠油的基本特性就是粘度比较高且流动阻力较大，如果使用常规的开采方式工作效率非常低，所以提升稠油开采效率就成为了当前研发的重点。下面将针对当前国内外所应用的稠油开采技术展开分析和研究，以了解技术的发展状态，为我国稠油油藏的开采提供参考意见。 标签：稠油；油藏开采；方式研究 稠油油藏的开采是当前石油开采领域中非常重要的研发方向，但是因为稠油自身所具有的性质就造成了其开采难度比较高且成本难以降低。稠油油藏的基本特性就是粘度高、密度大且流动性非常差，如果选择使用普通的开采方式难以满足经济性的要求。当前我国的油田开采进入到了后期阶段，稠油油藏的开采也逐渐被重视，该中类型的油藏在我国储量丰富，开采成本较高，大部分都在浅层分布。当前我国很多的油田都采用注蒸汽的方法来进行，在具体开采的过程中，对于稠油油藏的开采具备非常明显的效果，其主要就是应用蒸汽驱替稠油油藏原油时与地层物质发生一定的热效反应。 1 注蒸汽开采稠油油藏的机理 稠油油藏开采难度比较高，这主要是因为其粘度大且具备较差的流动性。采用注蒸汽开采的方法可以通过蒸汽来对地层和原油进行加热，从而可以使得粘度下降，同时地层的水也会加速流动，这就使得地层中的水油流动更加的顺畅。伴随着油温的持续上升，原油的粘度会逐渐的降低，油藏的开采启动压力会不断的减小，如果温度控制得当，甚至压力都可能为零。高温的促使之下，原油的流动性能逐渐的提高，其油层的厚度也会很大程度上提升，这就使得油层的曾文降粘的作用逐渐显现。这种稠油的温度影响作用就是注蒸汽稠油开采技术的工作原理。蒸汽注入到油藏内部之后，热力的影响之下，油藏内的流体与地层岩石会产生膨胀反应，岩石的膨胀发生之后就能够减小空隙的体积，流体的体积逐渐增加的过程中，其就会受到地层的压缩作用，流体的弹性能量也会逐渐的增大，这就导致了地层流体能量的增加，原油的膨胀可的主要原因就是其具体组成成分所导致的。 注入蒸汽到稠油油藏中，原油中所包含的轻质组成部分会因为蒸汽的蒸馏作用而逐渐的被析出，再加上蒸汽所具有的流动性，在其移动到低温的范围内，原油中的轻质组分会逐渐的与蒸汽混合起来而逐渐的被凝结。蒸汽的驱替前缘进入到热水范围内只好，轻质原油会逐渐的与驱替原油实现混合，经过混合之后的组合油所具有的粘度就比较小，密度也比较小。蒸汽驱替地层原油前进的过程中，原油内所被蒸馏出的轻质组分会逐渐的与驱替前缘性能轻质油带，伴随着轻质原油的逐渐向前行进，通过开采设备来逐渐的将其中所含有的轻质组分提取出来，轻油带的面积逐渐扩大，从而可以实现油相混合驱的作用。蒸汽流动时，驱替原油與水的温度会被逐渐的提升，内部的压力也会升高。油水压力逐渐的提升到驱替压力之后，原油内的轻质组分就会在压力的影响之下逐渐的变成气相的形式，
油藏动态分析模板
油藏动态分析模板 一、收集资料 1、静态资料：主要区块所处区域位置、开发层系划分与组合、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：区块（单元）日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构（井身轨迹）等。 二、分析内容 1、开发状况的分析（日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、自然递减、综合递减等）。 2、水驱状况及开发效果分析（水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、注水量、分注合格率、水质状况、水线推进状况、水驱采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂体（砂层组）水淹状况等指标的合理性）。
3、注采平衡及压力平衡状况（单元总体平衡状况、纵向上分小层注采平衡状况、平面上注采平衡状况及压力场分布状况等）。 4、开发调整效果分析评价（注采系统的调整、层系的调整、油水井工作制度的调整、储层改造、油水井措施等）。 三、分析步骤 1、概况 主要阐述储量探明及动用状况、采收率标定及可采储量状况、油井数、开井数、日产液、日产油、含水、采油速度、注水井开井数、注水量、注采比等。 2、开发指标的分析评价 主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减含水上升率等开发指标与计划部署之间的差别。 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化及开发调整效果分析评价 3.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等变化态势，简要分析变化的原因。 3.2分析重点井组动态变化，简要阐述分析变化的原因（具体参见井组及单井动态分析）。 3.3开发效果的分析与评价 3.3.1水驱状况（注水单元）： ①水驱控制程度，定义为油井中与注水井连通层的厚度与射开的总厚
稠油的分类及其油藏地质特征
稠油的分类及其油藏地质特征 ---- 所属行业 : 石油化工 发布公司： 公司联系方式：查看 一、稠油分类 （一）国外重油分类标准 稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。 表１UNITAR 推荐的分类标准 表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准 （二）中国稠油分类标准 我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准如表3 所示。在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。
表3 中国稠油分类标准 ＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。 二、稠油油藏一般地质特征 稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点： （一）油藏大多埋藏较浅 我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。 （二）储集层胶结疏松、物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。 稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。 （三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低 稠油与轻质油在组分上的差别在于稠油中胶质、沥青质含量高，油质含量小。稠油中胶质、沥青质含量一般大于30％～50％，烷烃、芳烃含量则小于60％～50％。 （四）稠油中含蜡量少、凝固点低
稠油综述
稠油开采、处理、集输降粘方法概述 一稠油油藏特征 (2) 二稠油开采方法 (2) 1 热力采油 (2) 2 化学采油 (4) 3 利用微生物方法采油 (5) 4 稠油出砂冷采技术 (5) 5 水平压裂辅助蒸汽驱技术 (6) 6结论和建议 (6) 三稠油集输降粘方法概述 (6) 1 稠油改质降粘 (7) 2 加热降粘 (7) 3 稠油掺稀输送方法 (8) 4 掺热水法或活性水 (8) 5 低粘液环输送方法 (9) 6 加减阻剂 (9) 7 乳化降粘 (9) 8 加油溶性降粘剂降粘 (10) 9 稠油催化降粘 (10) 10 结语 (10) 四稠油脱水 (10) 1 转相点对稠油预脱水工艺的影响 (10) 2 克拉玛依某油田稠油脱水工艺 (12) 五其他 (13) 1 稠油拐点温度测算方法 (13) 2 稠油集输管线压降计算方法 (14) 3 原油降凝剂作用机理与影响因素 (15) 4 蜡沉积规律实验研究 (15) 相关资料 (16)
我国海上油气田主要分布在渤海湾、东海、南海西部、和南海东部，截止2005年底，共发现油田41个，气田4个，开发井共计1286口，年产油量32×106m3，年产气量58×108m3。我国海上原油探明储量为29.3×108m3（储量分布见图1），稠油所占的比重较大，稠油储量的绝大部分分布于渤海湾，约为17.85×108m3。2005年，中国海上原油产量的43％来自重油油藏，预计到2010年，重油产量将占中国海上原油总产量的60％以上。 作为动力燃料和化工原料有着独特的优点，是其它新能源不能代替的。因此稠油的开发利用越来越受到人们的重视。 一稠油油藏特征 据我国现行标准，把原油比重大于0.934，粘度在100m Pa·S以上定位稠油（或称重油）。按照稠油粘度高低将稠油划分为三种类型，分述如下： 普通稠油：脱气油粘度为150～10000m Pa·S，比重在0.92以上。 特稠油：粘度在（1～5）×104 m Pa·S，比重大于0.95。 超稠油：粘度在5×104 m Pa·S以上，比重大于0.98，这种稠油在油层中实际上是不流动的。 概括而言，稠油主要特点如下：胶质与沥青质含量高，轻质馏分很少，少于10％，一般仅5％左右。稠油中含硫量很低，一般小于0.8％，石蜡含量也较低，通常在5％左右。 二稠油开采方法 1 热力采油 热力采油主要是通过一些工艺措施使油层温度升高，降低稠油粘度，使稠油易于流动，从而将稠油采出。其主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。 1.1蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油的技术，其机理主要是加热近井地带
辽河油田稠油开发技术特色
辽河油田稠油开发特色技术 辽河油田位于美丽的渤海之滨、素有“湿地之都”之称的辽宁盘锦。这里有瑰丽似火的红海滩，高贵轻盈的丹顶鹤，苇浪连天的大苇田，玲珑剔透的盘锦大米，自然环境独特，四季分明，风景如画。作为一个油田的孩子，从小在父辈的耳濡目染之下，对石油有着深厚的感情，一直梦想着将来有一天也能像父辈们一样，为了祖国的石油事业奉献自己的青春，所以紧张的学习之余，对辽河油田的勘探开发知识进行了一些学习和认识。 1955年，辽河盆地开始进行地质普查，1964年钻成第一口探井，1966年钻探的辽6井获工业油气流，1967年3月大庆派来一支队伍进行勘探开发，称“大庆六七三厂”，正式拉开了辽河油田勘探开发的大幕。今年是辽河油田开发建设45周年，辽河油田45年的历史，是一部石油勘探开发史，也是一部石油科技的进步史。经过45年的勘探开发历程，辽河油田逐渐形成了具有辽河特色的勘探开发技术。 辽河盆地是一个开发对象十分复杂的复式油气区，堪称地质大观园。其地质特征用一句话概括可为“五多一深”，即含油层系多、断块断裂多、储层类型多、油藏类型多、油品类型多、油层埋藏深。从太古界到新生界共发育14套含油层系；仅盆地陆上就发育2-4级断层300余条，四级断块450多个；储层岩性较多，碎屑岩、碳酸盐岩、火成岩、变质岩均有出现；稀油、高凝油、普通稠油、特稠油及超稠油具有发育。 辽河油田1986年原油产量达到千万吨，截至2014年底已经在千万吨以上稳产29年。辽河油田是国内最大的稠油生产基地，探明稠油地质储量与稠油年产量所占比重较大。全国22.9亿吨的稠油探明储量，辽河油田占了10.86亿吨，占到了47.5%。平面上主要分布在辽河断馅西部凹陷西斜坡、东部陡坡带和中央隆起南部倾末带。 稠油是指在油层条件下原油粘度大于50mPa.s、相对密度大于0.92的原油，国外称之为“重油（heavy oil）”。我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，粘度偏高，相对密度较低。根据我国稠油的特征，将稠油分为三类。在稠油分类时，以原油粘度为第一指标，相对密度作为辅助指标。
稠油资源分布
稠油资源分布 Prepared on 22 November 2020
我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。
超声波采油技术在稠油油藏中的应用分析
第47卷第8期2019年4月广 州 化 工Guangzhou Chemical Industry Vol.47No.8Apr.2019超声波采油技术在稠油油藏中的应用分析 *张军辉1,2,吴晓燕1,2,王成胜1,2,季 闻1,2,孔丽萍1,2,张润芳1,2,翁大丽1,2 (1中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司,天津 300452;2海洋石油高效开发国家重点实验室,北京 100027)摘 要:我国海上稠油资源储量巨大,常规开采技术难度大二成本高,超声波采油作为一种新型的三次采油物理方法,由于具有见效快二成本低二不会对油层产生污染等优点,近年来受到越来越多的重视三阐述了超声波技术在稠油开采中的油井增产二清防蜡二防垢除垢二稠油降黏等方面的作用原理和作用效果,并总结了超声波稠油开采技术的优缺点和技术适应性,对海上稠油油藏超声波开采技术的可行性进行了分析,为海上稠油高效开发新技术二新工艺的研究提供新思路三 关键词:稠油油藏;超声波采油;稠油降黏;增产机理;适应性 中图分类号:TE357.46 文献标志码:A 文章编号:1001-9677(2019)08-0027-03 *基金项目: 十三五”国家科技重大专项 海上稠油高效开发新技术(三期)”(项目编号:2016ZX05025)三 第一作者:张军辉,男(1985-),工程师,工学学士,主要从事油田提高采收率研究与应用工作三Application Analysis of Ultrasonic Waves Production Technology in Heavy Oil Reservoir * ZHANG Jun -hui 1,2,WU Xiao -yan 1,2,WANG Cheng -sheng 1,2,JI Wen 1,2,KONG Li -ping 1,2,ZHANG Run -fang 1,2,WENG Da -li 1,2(1CNOOC EnerTech-Drilling &Production Co,Tianjin 300452;2State Key Laboratory of Offshore Oilfield Exploitation,Beijing 100027,China) Abstract :China has a huge reserve of heavy oil,and conventional production methods are difficult in high cost and techniques.Ultrasonic waves production is a new physical oil production technique,containing the advantages of low cost,remarkable effects,no formation pollution,and is getting more and more attention.The mechanism and effect of ultrasonic waves production technique was described,especially in production well stimulation mechanism,ultrasonic scaling,ultrasonic viscosity decreasing and paraffin inhibiting,and so on.The advantages and disadvantages and applicability of ultrasonic waves production were also discussed.The feasibility of ultrasonic waves production in heavy oil reservoir in offshore oilfield was analyzed,in order to provide new technology for high-efficient development of heavy oil in offshore oilfield. Key words :heavy oil reservoir;ultrasonic waves production;heavy oil viscosity reduction;stimulation mechanism;applicability 稠油是指脱气油黏度大于100mPa四s 的原油,或者油层条 件下大于50mPa四s 的原油(不脱气)三我国的稠油储量丰富, 在新疆油田二胜利油田二辽河油田和渤海油田等都有分布[1-2]三有统计表明,全世界石油总产量的十分之一都是稠油,我国稠 油的年产量约1300万吨左右[3]三稠油的突出特点是含胶质二沥青质高,通常表现为黏度 高二密度大,流动阻力大,难以用常规方法开采,如天然能 量二人工注水等三近年来国内外发展了一种新的物理采油方法-超声波采油技术,其设备简单二作业成本低二对储层无伤害二增产效果好,受到了更多石油业内的关注三1 超声波采油的主要机理超声波采油技术是通过大功率超声波设备处理油层,使地层发生一系列物理化学变化,从而达到增加原油产量二提高采收率的目的三超声波增油机理主要包括以下几个方面[4]:1.1 机械振动作用(Mechanical vibration )(1)超声波将机械振动传递至油层孔喉当中,使毛细管直径发生规律变化,油水界面张力发生改变,残余油摆脱束缚,流出到地层孔道中[5]三(2)超声波的传播速度随介质的变化而变化,在石油中速度约为1500m/s,岩石中速度约为3800m/s三超声波在不同介质中传播的速度不同,这种差异使介质的振动速度不同,剪切应力在界面上随之形成,导致原油与岩石间的 附着力减弱,把原油从岩石表面剥离下来三(3)超声波对油层 发生作用,使岩石受到的应力规律变化,在应力敏感位置产生 裂缝,增大储层有效渗透率三(4)另外,稠油分子之间由于超 声波的作用产生激烈的机械振动,导致分子之间摩擦力增强,