桩西稠油油藏开发状况分析
浅析我国稠油开发的技术现状及发展趋势
1741 稠油资源开发概况稠油属于非常规石油资源，是石油中相对分子质量最大、组成和结构最为复杂的部分，但没有严格的范畴，在不同的研究领域含义不同，其主要特点是高黏度、高密度，一般含有沥青质等成分。
我国稠油主要分布在准格尔盆地、松辽盆地、渤海湾盆地等，它们大部分分布在盆地斜坡上，以地层型油藏为主，如富拉尔基、曙光、单家寺、井楼等。
由于稠油粘度高、密度高，所以在开采过程中阻力大，驱动效率低，体积扫油效率也低，因此，常规的石油开采方法不适用于稠油的开采，应采取一些特殊的工艺技术[1]。
我国自20世纪60年代开始开采稠油以来，稠油开采技术有了突飞猛进的发展，目前的稠油开采技术大致可分为热采和冷采两大类。
稠油热采的开采原理在于稠油黏度虽高，但对温度极为敏感，随着温度的增加，稠油的黏度也会下降，大大降低原油渗流阻力；而稠油的“冷采”是则是在稠油油藏开发过程中，针对油藏的特性，通过其它不升温的方法，如加入适当的化学试剂、微生物采油等技术方法，达到降黏的目的，全文对目前稠油热采技术及冷采技术做了详细的阐述，并对未来稠油开发技术趋势做了简单概述。
2 稠油开采的技术现状2.1 稠油热采技术的现状2.1.1 蒸汽吞吐采油技术蒸汽吞吐采油是一种相对简单而成熟的注蒸汽开采稠油的技术，向采油井中注入一定量的蒸汽，随后关井，让蒸汽与油藏进行热交换，然后再开井采油，一般分为三个步骤：注蒸汽、焖井、开井生产，此过程可循环往复进行，这一采油技术的主要原理是用蒸汽加热近井地带原油，使之黏度降低，是我国稠油开发最常见的开发方式之一。
2.1.2 蒸汽驱采油技术蒸汽驱采油，就是由注入井连续不断地往油层中注入高干度的蒸汽，不断加热油层，降低地层原油黏度，将原油驱赶到生产井的周围，并被采到地面上来的一种普通稠油开发方式。
目前普通稠油油藏蒸汽驱开发大多数采用面积井网（反九点井网），虽然取得了较好的开发效果，但在实际开发过程中，常规面积井网也暴露出许多共性问题：平面驱替不均匀，存在死油带，难以动用；由于蒸汽超覆作用，上部油层吸汽好，下部油层吸汽差，导致油气储量动用程度低；蒸汽调控不灵活，蒸汽驱波及体积受限，导致采收率的提高幅度也受到限制。
桩11块馆下段底水稠油油藏水平井开发效果评价
桩11块馆下段底水稠油油藏水平井开发效果评价
刘西雷
【期刊名称】《地下水》
【年(卷),期】2013(035)006
【摘要】长堤油田桩11块是位于济阳坳陷沾化凹陷长堤断裂带东侧的一个自西向东倾斜的鼻状构造,其馆下段为一强底水驱动的岩性构造层状普通稠油油藏,以水平井开发为主.本文以岩心、测井以及多种分析测试资料为基础,建立了油藏精细地质模型,以动态分析和数值模拟为手段,建立底水稠油油藏水平井开发效果评价标准,对油藏开发效果进行评价,分析影响开发效果的主要因素,为改善该块整体的生产效果,提高原油采收率打下基础.
【总页数】3页(P165-167)
【作者】刘西雷
【作者单位】中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015【正文语种】中文
【中图分类】TD26
【相关文献】
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2.水平井开发底水稠油油藏氮气泡沫和冻胶控水三维物理模拟试验 [J], 王春智;李兆敏;李松岩;李宾飞;叶金桥
3.利用水平井技术开发低幅度底水稠油油藏 [J], 刘成;刘丽君;贺鹗;李本维;龚晶晶
4.海上低幅底水稠油油藏特征及水平井开发初探 [J], 李廷礼;廖新武;徐玉霞;张效
楠;郑建军
5.单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践 [J], 朱云轩;孙洪卫
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稠油油藏开发难题及技术优化对策
稠油油藏开发难题及技术优化对策作者：王鹏来源：《科教导刊·电子版》2015年第10期摘要胜利油田稠油资源丰富且分布广泛，主要分布在单家寺油田、乐安油田、胜坨三区、孤岛油田、陈家庄油田、金家油田。
普通稠油油藏，边底水发育，油层埋藏浅、出砂严重，开采难度越来越大。
因此，本文根据个人工作实践，结合某区块稠油开发面临的主要问题，就如何优化该区块稠油开发技术作以探讨，以期为稠油开发提供技术参考。
关键词稠油油藏开发难题技术优化中图分类号：TE345 文献标识码：A1稠油开发难题某区块开发共分产能建设、产量递减、综合调整挖潜、分层系综合调整四个阶段，目前，油井总数为48口，年产油3.8万吨，累计产油69.2万吨。
措施老井产量15285吨，没有新井，措施增油238吨，产量主要以老井产量为主，没有新井，综合含水87.7%，稠油开发难题较多。
1.1含水上升快，产量递减大该区块目前综合含水87.7%，与去年12月对比，综合含水上升0.8%，日油水平下降13.0t，含水上升快。
含水大于60%的井共33口，占据68.7%，说明坨11块已进入中高含水期。
含水上升影响因素主要包括边底水发育、油稠与油层压力下降、隔夹层发育情况。
（1）边底水发育：该块小层发育较大水体，且局部上下连通，天然能量比较充足；其它小层局部发育边水，但水体体积小，天然能量弱。
（2）油稠，油层压力下降：该块地面原油粘度范围为2000-5000mPa.s，平均地面原油粘度为3592mpa.s，该区主要采用冷热采两种模式开发，含水上升较快的7口井均处于构造中部或局部构造高点，且所生产层位缺乏边水能量补充，在注汽井次不断减少的情况下，地层亏空加剧，造成油层压力下降，边水指进、底水锥进现象突出。
（3）隔夹层发育情况：主力层间隔层厚度在1-3m，层间隔层厚度稍薄。
二砂组和三砂组间隔层分布稳定，只是在南部变薄。
水体较大的层间隔层厚度薄。
1.2有一定的边水能力，层间差异大受各小层水体大小差异影响，小层之间天然能量大小差异较大。
稠油开采技术现状与发展方向采油院.pptx
胜利油田稠油热采产量
探明储量 13.83×108t
已动用 12.63×108t
热采开发3.55×108t 水驱开发9.13×108t
未动用 1.15×108t
特超稠油及薄层稠油油藏
蒸汽吞吐及水驱是稠油油藏的主要开发方式
第2页/共89页
一、前言
胜利油田油藏特点
国内四大主力稠油油田不同深度储量比例对比
Pb/MPa
70 65 60 55 50 45
0
8
6
4
2
界面张力 300
粘弹模量
弹性模量
600
900
时间/（s）
0 粘性模量
-2 1200
模量/（mN/m）
二氧化碳改善热采开发效果机理
✓地层条件下稠油体积膨胀(>15%) ✓降粘作用(>90%) ✓降低油水界面张力
第17页/共89页
表面张力/（mN/m）
波及效率 %
68 80.7 62.6 81.3
驱替效率,%
100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00 0.00
2.00
热水驱 热水伴N2驱
4.00 6.00 8.00 10.00
注入体积,PV
热水伴CO2驱 热水伴CO2和薄膜扩展剂驱
二氧化碳同薄膜扩展剂相结 合大幅度提高驱替效率；驱替 效率由30%提高到90%；波及 系数由68%提高到81%，大大 改善热采开发效果。
(1) (2) (3)
普亚超
通 锅 炉
临 界 锅 炉
临 界 锅 炉
(1) (2) (3)
高注全
真 空 隔 热
采 一 体 化 管
密 闭 注 汽 管
桩西疏松砂岩油藏防砂工艺现状及下步攻关方向
桩西疏松砂岩油藏防砂工艺现状及下步攻关方向摘要着桩西勘探开发逐步向滩海延伸，疏松砂岩油田所占比例也越来越大，油藏出砂更为严重，根据油井储层物性、砂体分布、注采对应关系、冲砂情况及油井井况等有针对性地实施分类防砂，基本满足了桩西疏松砂岩油藏的防砂需要。
但防砂过程也暴露出一些问题：如充填防砂后大幅降产、滤砂管防砂易堵塞，部分井化学防砂有效期短、压裂防砂效果不理想、裸眼防砂投产后高含水或供液差，严重制约了疏松砂岩油藏两率的提高。
因此，有必要对这些突出问题进行深入分析，并重新细化各类防砂工艺的选井标准，提出下步改进及攻关方向，为疏松砂岩油藏的增储稳产提供坚实的技术支撑，实现疏松砂岩油藏防砂后稳产、增产。
关键词油藏；防砂；两率；制约；砂体；堵塞；增储；稳产随着桩西勘探开发逐步向滩海延伸，疏松砂岩油田所占比例也越来越大，油藏出砂更为严重，在桩西几代防砂工作者刻苦钻研、积极攻关下。
防砂技术的开发及应用，基本满足了油田开发初期的防砂需求。
但是，随着油田开发进入中后期，油藏条件不断变化，油藏状况越来越复杂，防砂过程中难免暴露出一些问题，因此，有必要对现有防砂工艺的油藏适应性进行重新细化，并进行防砂工艺的进一步完善及攻关，为疏松砂岩油藏的增储稳产提供坚实的技术支撑。
1桩西防砂工艺现状桩西疏松砂岩油藏主要包括老168、老163、桩106、桩139等区块，主要处于滩海区，含油面积32.7km2，地质储量3515×104吨，可采储量697×104吨，占全厂26.4％，日油水平857吨，占全厂36.2％；开发层系以馆陶组为主，油层埋深在1350～1650m；储层岩性主要为细砂岩、粉细砂岩，地层胶结疏松易出砂；纵向上发育多套油层，区块和油层之间差异较大，油藏类型多，油井出砂机理、出砂程度、油层物性、生产制度等各不相同，单一的防砂工艺难以满足多类型出砂油井的防砂需要。
根据油井储层物性、砂体分布、注采对应关系、冲砂情况及油井井况等实际有针对性地实施分类防砂，逐步形成了适合桩西油藏开发的防砂工艺技术系列，即以充填防砂、化学防砂、滤砂管防砂为主，裸眼防砂、压裂防砂和携砂采油为辅。
二-六-稠油油藏的进一步描述及其开发动态特征
稠油油藏的进一步描述重点是确定是否采用热采及热采的工艺技术经济条件评价。
热采的筛选标准包括油藏埋深，热能利用效率条件，注汽和产液能力三个方面。
油藏埋深越深，油藏压力越高，注汽时井底压力必须大于油藏压力，而压力越高，蒸汽干度就不容易提高。
即使油层压力已经降低，但汽柱压力大，井底压力与井口压力差增大，井口至井底的干度差也必然增大，井底干度也不会很高。
而且井越深，井筒热损失也增大。
目前工艺条件下隔热油管还有个下入深度极限，所以深度大了，不可能实现有效的蒸汽吞吐和蒸汽驱，而变成热水吞吐和热水驱了，使所携带的热量大大下降，驱油效率也大大下降，经济上就不合算了。
因而一般热采深度都不超过1500米。
特别是不能经过常规降压开采，一开始就要热采的稠油油藏更要严格控制深度极限。
对于埋藏深度太浅的稠油油藏，注汽时形成水平裂缝造成汽窜，所以一般要求深度大于150米。
油藏热能利用效率是指注入蒸汽所携带的热能有多少用于加热原油以降低粘度，而其余的热能则用于加热岩石骨架、地层水、夹层和围岩。
孔隙度越高，含油饱和度越高，纯厚比越大、单层厚度越大、则热能利用效率就高，反之热能利用概率就低。
由于上述因素与热能利用效率的关系并非线性关系，所以虽然可以互相补偿，但每一项也都有一个极限值，在此极限以下，即使其他条件好，也不会有好的热能利用效率和经济效益了。
通用的标准大致是单层厚度不小于6米，孔隙度不小于20%，含油饱和度不小于50%，纯油层厚度与总砂岩厚度之比不小于0.5。
稠油热采油藏筛选标准注汽和产液能力包括油层厚度、渗透率、油藏原油的粘度（达西公式）。
注汽能力过低，蒸汽流速慢，热量就会在井筒等部位大量损失，热量带不进去，又会使蒸汽干度下降，注汽后要尽快将原油采出，以免温度扩散到围岩而损失，就要求热采稠油油藏有好的产油能力，所以热采稠油油藏除厚度在热能利用效率中已有要求外，渗透率一般都是达西级的，油藏原油粘度不超过10000毫帕秒，且粘度随温度的升高而下降很快。
稠油油藏开发状况分析与对策探讨
稠油油藏开发状况分析与对策探讨作者：王玉娇来源：《智富时代》2019年第03期【摘要】孤东油田稠油单元具有“薄、水、敏、低”的地质特征，适合热采开发。
近年来，稠油开发效果逐年变差，开发难度越来越大。
本文在介绍地质特征、开发历程及现状的基础上，分析了开发中存在的问题及潜力，阐述了开发调整的主要做法及效果。
【关键词】稠油油藏；开发状况；分析；对策探讨一、稠油油藏基本情况孤东油田稠油单元含油面积27.02km2，动用地质储量512万吨，分布在三个油田，含8个整体稠油单元，1个零散稠油单元。
其中孤东油田包括九区、GD827、CD821块，含油面积5.86km3，地质储量957万吨，红柳油田包括KD521、KD53、K92、KD641块，含油面积9.0km2，地质储量1779万吨；新滩油田包括KD18及零散块，含油面积12.2km2，地质储量2376.3万吨。
（一）地质特征孤东稠油具有“薄、水、敏、低”的地质特征。
（1）储层薄且单一。
孤东稠油油藏储层薄且单一，平均单层厚度39米：主力层少，平均只有1.8个。
以单层开发为主，单层开发单元5个，受储层发育影响，储量规模小，储量规模在300万吨以上的整装稠油单元，共6个，其它3个稠油单元储量在300万吨以下，砂体分布零散。
（2）边水能量较强。
油藏9个开发单元的新井在钻遇过程中均见到了油水界面，单元边水能量较强，开发过程中受边底水影响较大。
（3）敏感性强。
G827储层具有极强水敏、弱碱敏、中等偏弱酸敏。
（4）原油热敏性强，粘度相对较低，适合热采开发。
（二）开发历程及现状孤东油田自1989年3月引进稠油注蒸汽热采开发工艺以来，孤东稠油自1995年正式投入开发，先后经历冷采、吞吐试验、试采开发，大规模热采建产开发：吞吐+汽驱阶段扩边：加密完善综合调整治理等4个开发阶段，进入“十二五”后，由于新区接替不足、加密细分潜力变小、保护区影响等因素，稠油产量呈递减趋势，2014年年产油46.1万吨。
胜利油田桩西采油厂：稠油治理取得高效进展
21吉林石化物资采购公司：降采创效成果显著自年初以来，吉林石化物资采购公司围绕采购资源市场环境复杂多变的新常态，积极应对经济下行带来的不利局面，优化内外部采购战略管控，坚持聚焦安全质量效益，转变传统物资采购观念，提高供应链科学化水平。
截至9月10日，该公司累计完成采购金额176.05亿元，剔除市场因素后，累计降低物资采购成本1.83亿元，完成率为101.85%，资金节约率为7.97%，提前完成了1.8亿元年度降采指标。
文/图 崔锦龙兰州石化聚丙烯厂：特色产品争优创效结硕果随着质量月的到来，兰州石化公司聚丙烯厂要求员工在工作中精益求精、注重细节、创新求变，全面提升产品质量。
据悉，该厂始终专注满足用户对食品安全、环保节能的要求为己任，开发出国内第一个熔融指数超过50克/10分钟的薄壁注塑专用料H9018，满足了熟食和外卖市场迅速增长的需求。
据悉，薄壁注塑专用料H9018显著提高了食品的安全性和新鲜度，简化了食品的储存和运输，引领了整个行业的快速发展。
另外，该厂开发出的耐热聚丙烯产品H8020，填补了国内市场空白。
文/图 唐媛媛胜利油田桩西采油厂：稠油治理取得高效进展日前，从胜利油田桩西采油厂桩139块传来好消息，截止目前，该区块共实施稠油措施8井次，其中冷采4口井、热采4口井，作业一次成功率100%，累计增油4360吨，平均单井增油545吨，提前完成了项目组年度任务目标。
桩西厂提质提效运行组根据桩139块稠油油藏主力储层的不同特点，实施热采和冷采“差异优化”开发模式，重点是DCS、DC 参数优化和低产稠油井治理，实现了低成本开发稠油油藏。
文/尹希东 徐丽霞西北油田采油三厂：低成本注水 高效益采油今年以来，西北油田采油三厂牢固树立效益意识，立足精细注水，通过吃透油藏、差异化注水和注水环节优化等措施，牢牢掌握住生产经营主动权。
该厂实施注水量优化累计11井次，累计增油1.25万吨,注水井生产时率由65.21%上升至78.42%。
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桩西稠油油藏开发状况分析
摘要：桩斜139块位于桩西油田北部滩海区，该块原油粘度高，油层埋藏深，地层出砂严重，海油陆采油井造斜点高、斜度大，造成开发难度大。
本文通过摸索稠油热采生产规律，蒸汽吞吐周期，注汽参数对油藏开发效果的影响，并提出下一步工作建议，以期更加合理、高效地开发桩西厂稠油热采油藏。
关键词：油藏热采现状分析
1.基本概况：
1.1地理位置及构造位置
桩西油田桩斜139块位于桩西油田北部滩海区，水深2-3米，构造上位于桩西和埕岛潜山披覆构造带的结合部，北邻埕岛油田埕北35块，南与桩斜137块相接。
1.2勘探开发简况
该块于2001年探明ng71、ng72小层含油面积2.5km2，地质储量590×104t，其中ng71小层含油面积2.0km2，地质储量430×104t。
2003年上报动用ng71小层, 动用含油面积1.22km2，地质储量363×104t，新建产能9.7万吨。
2.油藏地质特征
桩斜139块馆上段储层自上而下由曲流河沉积逐渐过渡为辫状河沉积，油层埋深1550-1650m。
储层岩性主要为细粒长石砂岩，储层物性好，孔隙度34%，渗透率1804×10-3um2。
该块地面原油密度0.9705-0.9872g/cm3，地面脱气油粘度2727-9196mpa.s。
油层
压力系数为1.02；地温梯度为3.4℃/100m ，属常温常压系统。
该块合计总的含油面积为2.2km2，储量477万吨。
3.开发现状分析
3.1开发现状
桩斜139块方案内21口新井从2003年8月开始投产，桩斜139块到2011年10月区块总井18口开井18口，单元日液能力834吨，日油能力127吨，含水84.8%，累积产油4.4453万吨，累积产水14.7302万立方米，累积注汽3.2084万吨，动液面664米。
3.2 ng71开发现状初步分析
(1)含水变化不符合稠油油藏热采含水变化规律.常规稠油热采油藏生产井在下泵开井后经过一段时间的吐水期，综合含水由
80-90％降至0％±。
桩斜139块ng71层目前投产热采油井11口，除纯油区的桩x139井投产后综合含水较降到22.7％，桩139-x18井降到0％，符合此类油藏开采一般规律。
(2)单井产能较低.到2004年8月该块生产ng71井有13口，其中在构造高部位纯油区内投产的井有5口，在油水过渡带上投产的井有8口，定向井投产初期日油能力平均14.8t/d；水平井平均6.2t/d，与产能方案对比，单井产能偏低。
(3)西部井开采效果优于东部井.桩139块ng71层在西部砂体投产了8口井，其中有6口新井，东部砂体投产了三口新井。
西部新井平均峰值产油量19.2t/d，目前单井日产油10.3t/d，分别比东部井高5.3t/d和3.8t/d，目前含水79.1％，比东部井低14.9％，西部新井开采效果优于东部井。
(4)吐水期后油井含水的
高低受射孔底界距油水界面高度影响明显。
从投产ng71层7口定向井射孔底界距油水界面高度与含水关系看，射孔底界距油水界面高度＞20m的井，吐水期后油井的含水在20％±；射孔底界距油水界面高度在11-20m，含水在20-80％；射孔底界距油水界面高度≦10m的井，含水＞80％。
射孔底界距油水界面高度越大，吐水期后油井的含水值越低。
(5)注汽强度对油井投产初期含水有一定影响。
从实际生产情况看，注汽强度控制在80-120t/m左右的井初期含水在22.7-65.4％，其它注汽强度＜80t/m或＞140t/m的井初期含水在76.9-89.3％。
而2口水平井方案设计每米注汽量为25t/m±，实际实施过程中桩139-p1、-p2井分别为90t/m和58t/m，大大超出了方案设计值，造成吐水后综合含水值在91.2-92.3％，且居高不下。
3.3 ng63开发现状初步分析
ng63层吞吐试采已取得较好的开发效果。
如桩139-x14井2003.8.21冷采ng 63投产，日液21.2t，日油4.4t，含水79.2％，由于原油粘度大（3840mpa.s），冷采效果不好。
2004年3月实施注蒸汽吞吐试采ng63层，后下泵生产，峰值产油量高达57.8t/d，目前日产油量32t/d，含水为0%，取得较好的开发效果。
4．几点认识及下步工作安排
(1)桩斜139块的热采井吐水后油井含水的高低与射孔底界距油水界面的高度的大小有关；与注汽强度、采液量有关；以及与平面所处纯油区、油水过渡带的位置等多因素有关。
(2)桩斜139块西
砂体油水体积比为1.3：1，东砂体油水体积比大于1：20。
无论东西砂体，都有较好的能量供给。
(3)水平井补射剩余油层段，发挥水平井开采底水油藏的优势。
参考文献：
[1]陆程等.稠油油藏水平井极限井距的确定方法，特种油气藏，2006，6（2）.
[2]沈平平.大幅度提高石油采收率的基础研究，中国石油勘探开发研究院，2000.
[3]王乃举等.中国油藏开发模式总论.石油工业出版社，1999.
[4]才汝成、李阳、孙焕泉.油气藏工程方法与应用，石油大学出版社，2002.。