齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究
改善稠油油藏蒸汽吞吐开发效果技术研究
改善稠油油藏蒸汽吞吐开发效果技术研究本文在对稠油断块地质情况认识的基础上，分析了某稠油断块开采阶段后期产量下降原因，并有针对性的提出了改善开发效果的关键技术，在现场实施应用过程中取得了显著成效。
标签：稠油；蒸汽吞吐；效果；研究1 油藏基本情况本断块是一个层状中高渗透砂岩边底水稠油藏，含油面积9.0km2，上报地质储量5697×104t。
于楼油层和兴隆台油层是两套中～厚互层状的湖盆扇三角洲沉积。
可分为以辫状分流河道、分流河口坝、边心滩为主的七种沉积微相。
岩性以砂砾岩、中细砂岩为主。
沉积呈正韵律。
储层物性较好，泥质胶结成岩性较差。
孔隙度27.9～30.2%，渗透率1.121～0.753μm2。
储层孔隙结构为中孔中等连通型孔隙结构类型的储层。
断块油层发育，含油井段长达150～250m，全块平均有效厚度34.2 m，属普通稠油类；而兴隆台油层地下原油粘度仅为300～600mPa.s，属中质稠油，常规开采有一定产能。
2 该断块吞吐后期产量下降原因分析该断块自2000年达到最高产量146.5×104t后，年产油呈直线下降趋势，到2010年，年产量下降至58.9×104 t，平均每年减少10.95×104 t。
导致产量下降的主要原因：①断块油层非均质性严重，油层渗透率级差都在5000以上，油层注入高温高压蒸汽后，先进入高渗透层，同时由于蒸汽的密度小，蒸汽将向油层顶部超覆，出现油层加热不均。
②地层压力下降，稠油蒸汽吞吐是一种降压开采的采油方式，随着周期的增加，地层压力不断下降，造成油井生产压差下降，对油的举升能力下降，油井产量低，周期短，油汽比下降。
目前稠油区块地层压力水平在4MPa以下，局部地区地层压力已下降到2MPa，造成低产低效井逐年增加。
③边底水内侵。
油吞吐井一旦有地层水侵入，注汽就达不到预计的效果。
这主要是注汽时由于水的流动阻力小，热焓大，大量的热能被水吸收，生产时，由于水的粘度比油的粘度小，又抑制了油的流动[1]。
油田开发中后期如何应用蒸汽吞吐提升采收效果
压力差的产生；采用分注或化学类调剖措施解决层间矛盾；通过调整油井生产层位增加同层位油井的井距防止压力差的传递。
综合治理砂害。
针对出砂的问题可以采用井筒挡砂、地层防砂、井筒排沙等多种综合手段和措施，并且可以通过下防砂泵的进行治理，效果较好。
开发效果评价低产、低效井大幅降低。
通过对造成低产、低效井原因机理分析，并采用了针对性的挖潜措施，使低产、低效井首次出现了负增长，油区稳产的成效十分显著。
经济效益显著。
针对低产低效井共实施各类措施实现增油15%，扣除操作成本每吨800元，额外投入射孔费、化学药剂费用、防砂费用，则累计创效投入产出可达比1：2，效果非常明显，证明了采取措施的有效性。
结论及建议要加强增储稳产技术攻关。
以攻克勘探开发关键核心技术；以火成岩储层评价、深层潜山注气、水淹油藏火驱等项目为依提高油井产能技术的研究效果根据低产、低效井的原因，近几年油田开发工作者摸索了各种提高油井产能的措施，也一定程度上取得了较好的效果。
通过对低产能井产能的提高，使区块产量得以稳定，从而实现油田稳产超产的良好业绩，为油田新井投产赢得时间和生产的理论依据。
间歇吞吐技术是在生产实践中研究和逐步推广起来的。
这种技术是根据现场分析，如果低压区油井由于采出程度高，由于油层压力下降无法实现原油的正常开采。
这其中的主要原因，是由于原油采空后，由于采空区域无法实现水或者其它填充物的填充。
由于粘度高，流动阻力大，随着液量的采出后的一段时间内，近井地带的亏空得不到及时补充，形成压降漏斗，导致油井产能出现下降。
这个时候可以采取停关一段时间，让水或者其它填充物能够回流到这个区域，再行注汽的总之，油田的开发要根据市场规律、开发规律和油价走势，调减无边际贡献产量，加大开发生产组织和经济评价研究力度，顺利完成生产任务，实现千能力稳产。
要围绕产能建设实现提质提速，优化新井口、完钻口，方式转换按效益推进实施，注水油田坚持优化产量不减工作量。
吞吐通过优化工作量，实现老井复产和措施增油效果。
对油田开发中后期提高油井吞吐效果的思考
对油田开发中后期提高油井吞吐效果的思考【摘要】锦州采油厂经过多年开发，多个主力区块目前已经进入蒸汽吞吐开发的中后期。
随着低产、低效井的增加对油区稳产形势极其严峻，因此有必要寻找出造成稠油区块低产、低效井的根本原因，并采取有针对性的措施提高这部分油井的产能和生产效果，为减缓稠油区块递减提供经验借鉴。
【关键词】油井油田开发中期效果一、油井低产、低效的主要原因造成油井低产、低效的主要原因主要有地层压力降低造成油井低产，水淹造成油井高含水，汽窜影响油井生产效果，出砂造成油井低产或影响油井正常生产等。
（一）地层压力降低造成油井供液能力变差、产能降低众所周知稠油蒸汽吞吐为降压开采，随着多轮次的开采地下液体被大量采出，地层处于严重亏空状态，由于注采严重失衡造成地层压力大幅降低。
（二）汽窜影响油井正常产能的发挥随着稠油蒸汽吞吐开采轮次的增加，在油井上的表现就是受窜井产液量、含水、温度上升影响油井产能。
注汽井注汽压力降低，蒸汽对井底的原油加热降粘能力降低影响油井注汽效果。
汽窜的影响是双重的，它同时具有增油和降产的作用，但总体上是降低油井正常生产能力的。
（三）水淹造成油井含水上升降低油井产油能力由于多轮次蒸汽吞吐降压开采造成的地层压力降低，使边、水与油藏的压力差逐渐增大，造成边、底水大量内侵，油井含水大幅上升。
造成油井只产水或高含水，若水淹层和未水淹层产能发挥不出来，形成低产能油井。
（四）出砂造成油井产能降低出砂对油井的产能造成多方面的影响，如卡井造成油井生产出现不连续影响蒸汽吞吐周期内的生产效果；砂埋油层和砂堵油层造成的油井生产能力的降低；出砂造成套變使油井无法生产，多数油井受到出砂的影响。
二、提高油井产能技术的研究效果根据低产、低效井的原因，近几年我们摸索了各种提高油井产能的措施，取得了较好的效果，尤其是通过对低产能井产能的提高有力的稳定了区块产量，实现油田稳产超产的生产业绩。
（一）对低压区、水淹区低产油井实施间歇吞吐提高油井产能理论依据。
齐108块潜力分析及挖潜技术
６结语
用较好 ； ３ ５ － ６ ５ ｍ的范 围内温度升幅较小 ； 而６ ５ ｍ以外 的范围内 ，
６ ． １ 地 质 条件 复杂， 油藏 动 态认 识有 限， 应加 强油 井测 试 资 温 度变化较小 ， 动 用相对较 差。分析 显示 ， 齐１ ０ ８ 块油井在 ３ ５ ｍ 料 的录取 ， 以进一步认清规律 。 区域 内 已基本动用 。 ６ ． ２蒸汽 吞吐 后期 配 套技术 措施 取得 良好 开 发效 果 ， 为继 ２ ． ２ ． ２ 侧 钻前后含 油饱和度对 比分析 侧钻位 移小 于 ３ ０ ｍ油 续 挖掘剩余油提供 依据 。
角８ ￣ － １ ０ 。 。开 发主力 目的层为沙三 下莲花油层 。
次 的蒸汽吞 吐 ， 地 层油水 重新 运移 ， 边 部 因出水而 长期 停关 的
、 ０ ２ － １ ４ 、 ｏ ７ — １ 井 本次复产注汽后 效果显著 ， 注汽量较上 周期 １ ９ ９ ０ 年９ 月以 蒸汽 吞 吐方式 投入 开发 ， 截止 目前 ， 全块 共 卜６
４ ． ８ ４ 万吨 。
５ 经济效益评价
通过 上述措施 的应用 ， 共实施措 施 ２ ２井 次 ， 累计 增 油 ２ ＿ ２平面动用程度分析 １ ９ ６ ４ ８ 吨 ， 当年创经济效 益为 １ ４ １ １ ． ７ 万元 ， 投入产 出比 １ ： ２ ． １ 。 ２ ． ２ ． １ 温度观察井分析 温度观察井实测资料表 明： 多周期 吞 吐生产 后 ， 距 油井 小于 ３ ５ ｍ的范 围内温度升 幅较 大 ， 说 明动
齐１ห้องสมุดไป่ตู้ ０ ８ 块潜 力分析 及挖潜技术
吕建军（ 中油辽河油田， 辽宁 盘锦
摘要 ： 齐１ ０ ８ 块是 一 个 开采近 ２ ５ 年 的稠 油 区块 ， 采 出程度
提高锦90块油层动用程度的研究与应用
提高锦90块油层动用程度的研究与应用作者：高珊来源：《石油研究》2019年第12期摘要：锦90断块位于欢喜岭油田大有地区，是锦45块的次一级断块。
开发目的层是下第三系S1+2段的于楼油层和兴隆台油层。
1985年以蒸汽吞吐的方式投入开发，分于1、于2和兴1、兴2四套油层，初期是以规则方式四套层系交替开采，随着开采的深入，部分井调整了层系实施开发，而一部分井只开采了一套层系，为进一步提高油层的动用程度，完善开发井网，根据区块油井测试资料、回放曲线以及油井的生产简史对部分未动用油层实施回采兴隆台，改善目前区块油井低产能，高含水的生产状况。
关键词：高含水;低产能;回采;提高采收率;1.研究背景锦90断块位于欢喜岭油田大有地区，是锦45块的次一级断块，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡内侧带东南端，在欢喜岭油田单斜构造带上第二段阶带（中下台阶）。
锦90块属于中、重质稠油油藏，该块的油藏特点是构造复杂，储层和沉积变化大，井间微断层认识难度大。
油藏分于1、于2和兴1、兴2四套油层，开发特点为平面上出油点分散，油井生产差异大，油水关系非常复杂，自1984年投产以来，随着油田开发的不断深入，目前该块处于蒸汽吞吐开发的后期，平均地层压力2.7MPa，斷块储层物性及流体原有性质均发生了变化，地下油、水流动变得日趋复杂，剩余储量的构成也发生了明显的变化，平面上剩余油主要集中在断层遮挡部位及井间采出程度较低部位，呈零星分布的难开采储量所占比例越来越大，致使各种增产措施效果变差，调整难度越来越大。
在老井递减逐年加大、产量接替严重不足的情况下，断块稳产面临着严峻的考验，下步提出对部分油井未动用油层实施大修换井底回采，提高油井利用率的同时，改善目前断块油井低产能，高含水的生产状况。
2.油藏潜力评价与认识通过对目前四套层系累计产量数据的统计分析，发现兴1组地下亏空最小，主要是由于注水补充了地层能量，其次是兴2，而处于顶部的于1组亏空最大，目前产量也不乐观，平均单井日产油0.48吨，日产液只有13.9吨，而且于1总井达168口，平均单井控制半径50米左右，井网密度大，断块已经不适宜在上返于1层。
二氧化碳助排
二氧化碳助排技术一、实施背景针对齐108块进入蒸汽吞吐开发中后期后，油层纵向动用程度不均，地层压力低，供液能力差，汽窜频繁，吞吐效果逐年变差，以及杜813南块由于原油粘度高、重质组分含量高、储层物性差，自2003年投入开发以来，一直处于低速低效开发的问题。
从2004年7月开始，开展了CO2助排采油技术矿场试验和应用，取得了较好的效果。
二、工艺技术原理二氧化碳助排采油技术是在注汽前依次注入活性剂、液态二氧化碳，然后注入高温蒸汽，提高稠油蒸汽吞吐效果的一项采油技术。
其提高吞吐效果的基理是：1、降低原油粘度CO2在稠油中有良好的溶解性，在温度一定的条件下，原油的粘度降低幅度随着压力增加、CO2溶解度增大而增大。
原油溶解CO2后粘度大大降低，在100℃ 5MPa的条件下，降粘幅度最多可以达到46%。
CO2和表面活性剂是通过溶入原油或与原油发生界面作用，使原油体积膨胀、汽化萃取，降低原油的粘度，改善稠油的性质，促进原油回采。
2、二氧化碳溶解驱原油溶解CO2后，体积膨胀，为油在孔隙介质中流动提供了有利条件。
CO2在油和水中都有一定的溶解度，CO2和表面活性剂使油、水界面张力降低，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率下降，提高吞吐效果。
CO2在降压回采时能加速地层中原油的返排，提高采液速度。
3、改善流度比CO2在油和水中都有一定的溶解度，CO2和表面活性剂使油、水界面张力降低，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率下降。
4、调整吸汽剖面活性剂注入后，形成泡沫相，其表观粘度与孔隙半径成正比，蒸汽在高渗层的渗流阻力增大，提高低渗层吸汽量，起到调整吸汽剖面的作用，增大了蒸汽的波及系数。
因此采出程度增加要比高渗层明显。
活性剂注入时，进入高渗层段较多，因此高渗层段的泡沫比低渗层体积要大，这也会影响高渗层吸收蒸汽和CO2的量，起到了调剖作用。
5、补充地层能量CO2溶于原油后，可使原油的体积膨胀，膨胀后的原油易于从地层流出。
6、提高地层渗透率CO2溶解于水后略呈酸性，与地层基质相应地发生反应，从而酸解一部分杂质，尤其在碳酸盐岩中能将部分岩石溶解成溶于水的碳酸氢岩，提高了地层渗透率。
高升油田提高吞吐后期效果措施概述
高升油田提高吞吐后期效果措施概述黎 藜（辽河油田高升采油厂地质研究所 辽宁盘锦 124000）摘 要：高升油田自1982年高1506井蒸汽吞吐试验成功，已经进行了二十多年的蒸汽吞吐开发，吞吐区块先后进入吞吐中后期，其中大部分井吞吐已达10轮次以上。
原始油层压力下降15Mpa左右，由于油层压力降低，油层大面积亏空，加剧了蒸汽吞吐过程中的气窜，平面上蒸汽汽窜越来越严重；纵向上低渗油层得不到有效动用。
针对这一情况，高升油田就进行了一系列的尝试来改善高、低渗透层吸汽剖面和井间汽窜。
关键词：吞吐 矛盾 提高 措施1 概况稠油热采开发单元主要包括高3块、高3618块、高3624块、高246块、高10块、高18块、高21块、高3-72-108井区，区块的开发先后经历了常规采油和蒸汽吞吐采油两个阶段，目前各吞吐区块已经进入了蒸汽吞吐后期，稠油热采的开发难度进一步加大。
1.1 油层厚度大，储层物性差，易产生高、低渗透层矛盾高升油田稠油热采区块油藏埋深在1500—1900m，油层平均有效厚度在23.6—97.6m，储层含油岩性以砂岩、砂砾岩，岩石成熟度低、结构复杂，胶结疏松，胶结类型为孔隙接触式胶结，胶结物以泥质为主。
多轮注汽后，极易发生油层纵向吸汽不均及蒸汽汽窜。
1.2 注汽汽窜影响逐年增加高升油田第一口汽窜井是高343井，该井1989年1月注汽窜至邻井高3433。
汽窜致使被窜井产油下降，含水上升，严重影响了被窜井的正常生产，也使注汽井无法达到预期的吞吐效果。
之后随着各区块吞吐程度的提高，各吞吐区块也逐渐出现了蒸汽汽窜现象。
截至高3618块火驱开发前，该区块有62口井发生过蒸汽汽窜，影响周围采油井61口。
平面上，高3618块汽窜分布极广，已经遍布整个区块。
纵向上，高3618块汽窜不仅发生在同一砂体内，层间汽窜也极为普遍。
2 方针针对油层高、低渗透层在平面及纵向上的矛盾，结合区块油藏地质特征、储层物性、常规直井与水平井特点、汽窜发展特点等诸多因素与常规高温调剖技术之间进行优化，通过集成分层注汽、水平井多点注汽、化学调剖等技术特点，优化技术参数，完善施工工艺，建立一套油层吞吐后期提高储层动用程度的开采技术体系。
吞吐后期提高单井产量技术研究
吞吐后期提高单井产量技术研究【摘要】吞吐后期提高单井产量技术主要是使用一种新型的改善注汽效果促进剂，主要目的是解除注汽过程中对地层伤害，并借助新的工艺方案，提高回采速度和回采水率的同时，最大限度采出低渗透层（难动用层）剩余油，进而提高蒸汽吞吐开采效果。
【关键词】吞吐复产配伍性解堵伤害1 油井吞吐后期伤害原因分析通过对辽河油田稠油主力区块蒸汽吞吐井油层保护及处理技术研究：根据储层岩类学分析，借助巨阵排列和趋势性类比等评价方法，通过大量的室内宏、微观实验，动态与静态相结合，室内与现场相结合，地质与工程相结合，系统评价、分析蒸汽吞吐过程中各环节伤害原因、伤害程度及类型，具体提出预防（解除）措施，目的提高蒸汽吞吐效果，最大限度恢复油井产能。
利用上述系统方法评价，针对代表区块注汽井58井次的注采情况进行了综合分析研究，得出造成辽河油田蒸汽吞吐井伤害（致使注汽有效率低，产能下降梯度明显）的主要原因是：（1）注汽前沿热/冷伤害，即随着注汽向前推移：注入汽……注入热水……注入温水……注入冷水，对地层造成个“伤害带”，随着注汽轮次的增加，这个“伤害带”依次向前推移，并叠加起来，像个反向“压降漏斗”，这是使注汽有效率降低的主要原因，当蒸汽变成冷水时对地层伤害程度最大，随着注汽轮次越多，对地层造成的伤害也逐渐变大。
（2）乳液堵塞（液锁）伤害：热汽（热水）与地层原油产生乳化：汽注入时，汽与地层流体形成乳状液，当乳化液液滴与地层孔隙不配伍时，阻挡注入汽向前移动，此时因地层含水饱和度不同易产生汽串和指进；注汽后采出时，随着流体的采出，近井附近的压力降低，使得原来进入储层的乳液液滴变得与储层不配伍，对地层造成伤害，同样影响注汽效果。
（3）水敏（粘土膨胀）伤害：地层粘土矿物与热汽或热水接触，膨胀程度更大，伤害程度更大，是因为粘土矿物在高温条件下（180℃以上），高岭石蒙脱石化，即粘土矿物向膨胀型转化。
（4）地层盐敏伤害：注入水（热汽冷凝水）的矿化度（一般为600～1000mg/l）远小于地层水的矿化度，根据地层配伍性要求“外来流体的矿化度大于或等于地层水的矿化度时，对地层伤害程度最小），冷凝水的进入使地层产生盐敏伤害。
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齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究
【摘要】齐108块属于薄互层稠油油藏，开采年限达20年，目前已进入吞吐开发后期，由于吞吐周期高、地层压力低、井况逐年变差等因素，油藏开发效果不断变差，呈现“双高、双低”特点，既采出程度高、区块含水高、采油速度低、油汽比低。
在实际动、静态资料及开发效果分析的基础上，进一步认清油水关系，研究齐108块剩余油分布，通过油层纵向调剖，充分动用纵向上油层，深化挖潜，取得较好的开发效果。
在开发方式未转变之前，提高吞吐阶段采收率。
【关键词】蒸汽吞吐后期纵向动用程度剩余油欢喜岭油田齐108块
1 地质概况及开采现状
齐108块地处欢喜岭油田北部，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位。
总体构造形态为一在斜坡背景下发育的、被断层复杂化的断裂背斜构造。
主开发层系为下第三系沙河街组莲花油层，同时兼采大凌河油层，试采兴隆台油层9口井。
全块含油面积4.1km2，地质储量2417×104吨。
齐108块于1991年开始蒸汽吞吐开采，截至2011年4月底，全区共有油井448口，开井198口，累计产油773.673×104吨，累计产水1601.7891×104吨，累计注汽1448.1839×104吨，累计吞吐6415轮次，平均单井吞吐周期为14，采油速度0.34%，采出程度32.01%，综合含水91.53%，累计油气比0.5。
2 齐108块吞吐中后期存在主要问题
2.1 纵向上油层动用不均，上部动用程度好于下部
齐108块纵向上由于该块辫状分流河道沉积特点的影响，造成不同相带储层的砂体叠加，使层间非均质性增强。
从莲花油层四个油层组间的渗透率非均质性参数可以看出，层间矛盾较为突出。
由吸汽剖面和侧钻井含油饱和度监测资料分析得知，平均动用程度为75.8%。
2.2 采出程度高，地层压力水平低，油井生产效果差
齐1 0 8块目前可采储量采出程度96.55%，处于缓慢递减阶段。
地层压力水平低，主力产油带所测得的压力大多在1.5mpa左右，地层能量不足，油井低产，采出程度高（32.01%），地层能量不足，常规吞吐效果差，低油汽比油井。
2.3 油井进入吞吐高轮次，普遍低产低效
统计结果表明，截止到2012年底单井平均吞吐已达14.5轮次，油井生产能力逐渐降低，平均单井日产液已由开发初期的19.4t降低到目前的13.2t，单井日产油由15t下降到 1.1t。
3 齐108块剩余油层动用程度研究
3.1 平面动用程度分析
通过对齐108块温度观察井实测资料分析表明：该块经多周期吞吐生产后，动用范围仍然有限。
小于35m的范围内注汽过程中温度升幅较大，说明动用较好，在35～60m范围内注汽过程中温度也有升高幅度，但动用相对较差。
从齐108块近两年长关井的温度测试结果看，油层平面温度差异较大，部分井所测温度较高，在100℃以上；同一层位不同位置的温度分布范围较大，这也是平面动用不均的反映。
3.2 纵向动用程度分析
齐108块经过多年的滚动勘探扩边开发，已处于蒸汽吞吐后期缓慢递减阶段，平面上已无新的区块实现产能接替。
目前纵向上层间产能接替是齐108块稳产的主要手段之一。
从纵向动用程度上看，分析认为齐108块莲花油层纵向动用程度达到70%以上，总体上反映为薄互层油藏的一般特点，即射孔层段内上部动用程度好于下部。
上部油层剩余油饱和度较低，平均剩余油饱和度55-60%，最低点已达28%。
下部油层剩余油饱和度较高，平均剩余油饱和度在60%左右，主要是由于受底水影响射孔程度较低。
鉴于该块纵向动用程度的现状，为了加强开采效果，更好的动用剩余油层，我们通过精细比对曲线，研究油水关系，分析动态监测资料，得出该块存在部分由于离边底水较近而未敢动用的油层，针对这类油藏的特点，进行避开边底水补层投产，初期选定了齐
108-20-24井进行试验，出油效果显著。
齐108-20-24井位于齐108块东南部，该井于1997年3月投产莲ⅲ，厚度24.7米，累计产油2.1万吨，产水3.7万吨，2009年9月因低产关井。
该井莲ⅰ油层电阻较高，油层厚度达19.9米，5层。
从地理位置上看，该井处于边部，靠近断层，由于该层离边水较近，因此动用程度较低，地层压力较高，与周围邻井井距较大；
从周围邻井生产情况看，目前周围邻井均未生产本层，且关井时间较长；齐108-21-23c井2002年曾生产过本层，收效良好，综上所述得出该井莲ⅰ油层能量充足，具有挖潜空间。
2010年10月上返莲ⅰ1291.0-1323.2米，由于该井离边水较近，且油层上部有水，因此，我们采取上部避射的办法，该井投产后初期日产油10.6吨，日产水9.8吨，含水48%；截至2011年4月，该井生产113天，累计产油657吨，产水1469吨，增油效果明显。
4 结论
（1）通过压力监测能够直观显示吞吐层位动用程度，压力高的油层为剩余油的主要分布层。
（2）离边底水较近的油层动用较少，采出程度较低，是主要的剩余油层。
（3）通过实施避水油藏挖潜，提高了该块动用程度，改善了开发效果，为该块稳产提供了重要的保证。
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作者简介
李楠楠（1984-）女，助理工程师，2009年毕业于东北石油大学，资源勘查工程专业，现从事稠油油田开发研究工作。