高升油田稠油火驱产气对掺稀油工艺的影响与改进
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究
油田采油中的水驱、气驱和聚驱技术比较研究摘要：油田开发中，采油技术的选择对于提高采收率和经济效益至关重要。
水驱、气驱和聚驱是常用的技术，它们各自具有特点和适用性。
本文将比较水驱、气驱和聚驱技术的原理和适用性，以帮助油田工程师和决策者更好地选择合适的采油方法。
关键词：油田采油；水驱；气驱；聚驱；比较一、原理与适用性水驱技术是通过注入水来增加油藏中的压力，从而推动原油向井口移动。
这种技术适用于具有一定渗透率和较高孔隙度的油藏。
水驱技术的优点是成本相对较低，操作简单，并且对环境影响较小。
缺点是水驱存在一些局限性，比如在高温油藏或含有高盐度水的油藏中效果不佳。
气驱技术是通过注入气体（通常是天然气）来增加油藏中的压力，推动原油向井口移动。
这种技术适用于低渗透率和较高黏度的油藏。
气驱技术的优点是可以提高采收率，减少水的使用量，同时还可以利用天然气资源。
缺点是成本较高，操作复杂，而且对环境的影响也比较大。
聚驱技术是通过注入聚合物来改变油藏的流动特性，从而增加原油的采收率。
聚驱技术适用于低渗透率和高黏度的油藏。
聚驱技术的优点是能够改善油藏的流动性，提高采收率，并且可以在较短的时间内实现投产。
缺点是成本较高，而且在一些油藏中可能会出现聚合物降解和沉积的问题。
二、驱替效率与采收率驱替效率是指驱替剂（水、气体或聚合物）与原油的接触面积，以及驱替剂能够将原油从孔隙中排出的能力。
水驱技术的驱替效率较高，因为水与原油的相溶性较好，可以迅速与原油接触并推动其移动。
气驱技术的驱替效率相对较低，因为气体与原油的相溶性较差，使得驱替剂与原油接触面积较小，难以完全将原油驱出。
聚驱技术的驱替效率介于水驱和气驱之间，因为聚合物可以改变油藏的流动性，增加原油与驱替剂的接触面积。
采收率是指从油藏中采出的有效原油量与总原油量之间的比例。
水驱技术通常能够实现较高的采收率，因为水作为驱替剂可以有效地将原油驱出，并且在水驱过程中还会发生油水混流和相渗现象，进一步提高采收率。
薄互层稠油油藏常规火驱开发主要影响因素及调控工作
308管理科学与工程技术GUANLIKEXUEYUGONGCHENGJISHU曙光油田杜66-杜48块火驱开发始于2005年，历经先导试验、扩大试验、规模实施三个阶段，年末将完成97个井组转驱。
面对火驱这一新型的开发方式，要在油藏分析和注采状况分析基础上，深刻分析火驱见效规律，以火驱调控为中心，以井组分析为起点、以细化运行为手段，提高火驱开发效果。
一、火驱开发概况（一）地质概况。
曙光采油厂杜66-杜48块位于曙光油田西南部，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发的目的层为下第三系沙四段上部杜家台油层，属扇三角洲前缘相沉积。
含油面积4.9km 2，地质储量3940×104t 。
油藏埋深800-1200m ，油层平均有效厚度为51.4m ，有效孔隙度为25%，原油粘度为300-2000mPa.s 。
杜66-杜48块杜家台油层于1979年开始勘探，1985年正式投产。
其开发历程可分为上产阶段，稳产阶段，递减阶段。
目前该区块已经进入吞吐开发后期，针对该区块油藏特点，决定采取火驱作为杜66-杜48块后期开发方式。
（二）火驱开发历程。
为改善该区块开发效果，提高采收率，2005年在杜66块开展了火驱开发先导试验，并获得成功。
截至目前火驱项目分为三个阶段：先导试验：2005年开始，在7井组先后进行了单井单层、多井单层、多井多层的火驱先导试验；扩大试验：2010年10月，外扩试验10井组，试验井组达到17个；规模实施：2012年规模实施24个井组，2013年新转50个井组，目前总规模达到91个井组，年末将达到97个井组。
二、火驱开发效果效果一：火驱增产效果明显，产油量大幅度提高单井日产油明显上升：先导试验七井组由0.7吨上升到2.8吨，是常规吞吐的3.1倍；外扩试验十井组由0.5吨上升到2.3吨，是常规吞吐的2.6倍。
效果二：油藏开发指标明显改善，采收率大幅度提高先导试验区采油速度由驱前的0.29%上升到目前的1.9%。
浅谈稠油开采流程改造措施及效果
浅谈稠油开采流程改造措施及效果摘要：目前，我国大部分油区均发现了稠油油藏，且储量相当丰富，稠油的特点是高密度、高粘度、高胶质，在常温下，该油品流动性相当差，因而稠油的地面输送成为一个难点，由于其物性的特殊性，稠油的输送方式主要有掺稀原油降粘输送和掺热水输送两种方法。
关键词：稠油集输水质螺杆泵泵效流程改造由于掺稀原油降粘输送存在随着稠油产量的增大，对稀油的需求量不断增大；另外稀油掺入稠油后，使各自的物性改变，给原油脱水带来一定难度的问题，所以目前稠油开采多数采用掺热水的输送方式，但掺水的管理工作量大，同时对水质的要求比较高。
所以，稠油开采中掺水接转站主要任务是：1、给平台空心杆油井提供一定压力、温度的合格污水，保证稠油在热水的伴送下进入站内。
2、将稠油安全平稳有序的输送到下一站。
一、稠油开采和集输工艺、问题简介及原因分析（一）工艺简介胜利采油厂采油一矿T82热采管理区是2004年新开发的稠油油藏区块，含油面积2.3平方公里，稠油黏度在2万左右。
前期主要采用的工艺有两种，一种是电加热，另一种是空心杆掺水，由于电加热井耗电量较大、一次性投入大、维护费用高，增加了原油的开采成本。
所以，目前T82区块主要采用空心杆泵上掺水降粘工艺。
（二）问题简介由于使用掺水工艺，对水质和温度提出了较为苛刻的要求，因为水质问题，2018下半年至2019年上半年，空掺井解堵共64井次影响产量741.4吨，空掺井杆堵造成作业量共7井次，影响产量1186.4吨，增加作业费用约79.6万元。
由于稠油开采中不可避免的含砂及工艺上的不完善，接转站内三台螺杆泵均在运行不足两个月内，泵效由最初的45%降低到20%左右，有时需同时开两台泵来提高外输量，并且在运行两年内，对三台泵的螺杆和衬套均进行过更换，但是运行一段时间后，问题依然存在。
下面的曲线图是1#螺杆泵投产运行后2个多月的时间内所取的17个点的泵效对比，从图中可以看出泵效下降趋势明显。
影响稠油开采中蒸汽吞吐热损失的因素及改进
影响稠油开采中蒸汽吞吐热损失的因素及改进【摘要】稠油开采是一项重要的工艺，而蒸汽吞吐热损失是其中一个关键问题。
本文首先介绍了稠油开采的重要性，然后深入探讨了影响蒸汽吞吐热损失的因素，包括管道传热效率和地质条件等。
接着分析了蒸汽吞吐热损失的主要原因，并提出了改进技术手段，如提高传热效率和采用新型设备等。
结合实践案例展示了优化蒸汽吞吐热损失的效果。
总结了影响因素，强调了改进策略的重要性，展望了未来稠油开采技术的发展方向。
通过本文的研究，可以为稠油开采中蒸汽吞吐热损失问题提供参考和指导，促进相关技术的进步和优化。
【关键词】稠油开采，蒸汽吞吐，热损失，影响因素，改进技术，优化，实践案例，发展方向，建议，总结，改进策略，技术发展。
1. 引言1.1 稠油开采的重要性稠油开采是指对具有相对较高黏度和密度的油田进行开采的一种特殊技术，它通常需要借助蒸汽注入等方法来降低油的黏度，从而实现油田的有效开采。
稠油资源储量巨大，具有丰富的潜力，是我国战略性能源资源之一。
稠油开采对国家能源战略和经济发展具有重要意义，可以有效满足国内能源需求，并促进当地经济发展。
稠油开采的重要性体现在以下几个方面：稠油储量巨大，开采潜力大。
我国地质构造复杂，富有稠油资源，被誉为“稠油王国”。
充分开发稠油资源，可以有效增加我国的能源供给量，对国家能源安全具有重要意义。
稠油开采可以促进当地经济发展。
稠油资源的开发利用，不仅可以创造就业机会，促进经济增长，还可以带动相关产业的发展，形成产业链条，推动当地经济的腾飞。
稠油开采可以促进能源结构的优化和调整。
随着传统能源的消耗和排放问题日益凸显，发展清洁能源成为当务之急。
稠油开采技术的不断进步和完善，有助于推动我国能源结构向清洁、高效、可持续方向转变。
稠油开采对国家经济和能源安全具有重要意义，发展稠油资源是我国能源战略的重要组成部分。
进一步研究稠油开采中蒸汽吞吐热损失的影响因素，并寻找改进的技术手段，对于提高稠油开采效率和促进能源产业发展具有重要意义。
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。
对注气开发稠油几点看法
注汽开发稠油的几点思考霍广荣二○一一年八月组织研讨班的领导让我在会上发个言，盛情难却。
我是一个已退休的、但搞了较长时间稠油的老稠油人了，让我参加这个会，一是可会会老朋友，同时结识一下新朋友，是人生很爽快的事，所以我答应了。
但要讲点什么呢？确实十分为难。
要谈新工艺新技术的发展情况，各种技术会议、国内外技术期刊都介绍过了，同志们了解的比我多，要讲有探索引领作用的开发先导实验，我已多年陌生了，更没跟踪了解，所以我想还是讲点自己熟悉的，目前仍大量应用的工艺技术为好。
就是这些技术也在不断发展中，而我讲的视角，也不准备讲发展了什么、完善了什么，而是准备从存在的问题、易忽视的方面，讲点看法。
在此要说明一下，我这样讲，绝没有责备谁的意思，我没这个资格。
稠油发展到这种规模，没有相当的技术发展和管理水平是不可能的，我赞扬还来不及呢! 我只是怀着对稠油事业的热爱，期盼稠油有更好的发展而尽言的。
毛主席曾说：“文学艺术要百花齐放，科学技术要百家争鸣。
”我就算一家之言吧！因为离开工作很多年了，尤其对开发现状、现场情况都生疏了，所以我今天讲的现场问题很可能以偏概全，不符合实际，我的观点也会有偏激不妥之处，在此恳请大家谅解，并给予纠正。
一、蒸汽吞吐蒸汽吞吐工艺在目前胜利油田稠油热采中仍占有主要地位，90%以上的稠油产量仍来自蒸汽吞吐，蒸汽吞吐工艺热波及体积有限，这是工艺本身的局限性，尽管蒸汽驱可以弥补其不足，但由于其操作条件苛刻，加上胜利油田已吞吐的大多数油田边、底水活跃，非均质造成汽窜严重，超稠油、特超稠油占比较大，要大规模、大面积转变成汽驱开发，不是近几年能够完成的，另外从开发指标油汽比来看，一旦转驱，油汽比在0.3以上就是不错的了。
而目前多数吞吐轮次已达6次以上的吞吐区块，其油气比仍在0.4以上，难倒我们会为了转驱而牺牲0.4的油汽比，而去要0.3的油气比吗？况且目前井网、井距下是否已达热连通，还有待验证。
所以吞吐工艺还会有一个相当的时期。
多层稠油油藏火烧油层机理与注采参数优化冯萌萌陈春香宋嘉羿
多层稠油油藏火烧油层机理与注采参数优化冯萌萌陈春香宋嘉羿发布时间：2021-09-25T14:36:02.133Z 来源：《基层建设》2021年第15期作者：冯萌萌陈春香宋嘉羿[导读] 随着世界石油资源供需矛盾的加剧，稠油的开采越来越受到重视。
大港油田公司第二采油厂 300280摘要：随着世界石油资源供需矛盾的加剧，稠油的开采越来越受到重视。
我国稠油资源储量丰富，分布广泛，热采技术的迅速发展推动我国稠油油藏的高效开发，经过多年的矿场开发实践，以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等为主的热采方式得到大规模应用，火烧油层热力采油技术也在新疆、胜利、辽河等油田取得了较好的应用效果。
蒸汽吞吐等热采技术通过直接向储层中注入热流体的方式，加热原油，降低粘度，而火烧油层技术依靠从注气井端注入的空气，与地层原油在多孔介质中的化学反应，点燃油层，放出大量的热，并伴随大量尾气和水蒸气生成，将地层原油驱向生产井，是一种更为经济高效的提高原油采出程度手段，在目前低油价的环境下，具有更为广阔的应用前景。
关键词：多层稠油油藏；火烧油层；参数优化引言火驱过程中，储层原油与注入空气在多孔介质中发生复杂的化学反应，是其区别于其他热力采油技术的重要特征，化学反应的类型、反应物浓度、温度、压力等因素，会影响反应速度、程度，进而影响反应放热以及驱油效果，驱油过程十分复杂。
多层火驱技术在薄互层状稠油油藏实现了规模应用，由于其段长、油层多、油藏非均质性强、层间干扰严重等特点，开发难度大，对其开发机理和注采参数优化的研究，对多层稠油油藏火烧油层的高效开发具有理论指导意义。
1目前存在的主要问题迄今为止，关于火烧油层驱油机理、化学反应机理、火线监测与调控、开发方案优化设计等方面，国内外学者进行了大量研究，但针对多层火驱开发的研究较少，主要表现为：（1）准确判断注入空气井筒沿程性质变化和各油层的吸气量是开展多层火驱研究的首要工作。
大多数热采井筒参数预测模型，针对蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等注入热流体的热采方式，着眼于热流体注入过程中的能量损失和物性变化，对火驱油藏储层高温的影响和垂直井筒多段吸气的变质量流动过程考虑不足；（2）多层火驱火线波及不均现象严重，对于火线波及规律认识不清，用于火线位置识别的理论计算方法，对油藏非均质性考虑不足，无法反映各油层火线推进情况，缺乏适用于非均质性强、层间干扰复杂的多层火驱油藏的火线位置识别方法，火线调控缺乏理论依据；（3）火驱过程中，由于地层中复杂的化学反应，以及远远高于其他热采方式的储层温度峰值，储层存在明显物性变化，储层物性变化机理及其对火驱开发效果的影响认识不清；（4）对注采参数的调整以及开发方案的优化，多依赖于数值模拟方法，缺乏对于火驱过程中储层物性变化的定量表征，尚无考虑储层物性变化的火驱数值模拟方法。
探析稠油井掺稀降粘试油工艺技术的应用
探析稠油井掺稀降粘试油工艺技术的应用摘要：随着稠油开采量的增加，其密度大、粘度高、流动性差的特点给稠油的开采带来了很大的困难。
因此，为了改善稠油的流动性，保证稠油的顺利生产，可采用掺稀降粘方式加以改善。
本文就稠油降粘的各种方法及其应用进行探讨。
关键词：稠油开采；掺稀降粘方式；应用现在许多油田的常规原油开采和集输已经很成熟了。
而油田想增产就要考虑一些非常规原油的开采，特别对稠油的开采。
而胶质和沥青质高是造成稠油粘度高的主要原因。
现在一些稠油油田很难开采，关键在于解决稠油粘度的问题，粘度过大使稠油很难流动，也就很难开采。
也使油田花费许多钱来解决稠油开采。
如果能考虑用一些物理和化学方法来降低稠油粘度，这样可以降低稠油开采的成本，提高稠油的开采。
本文主要探讨应用于稠油开采的物理和化学及其它一些先进降粘技术。
1 物理掺稀降粘技术目前，物理方法包括掺稀释剂（凝析油、轻质油、柴油等）降粘工艺、热力法（蒸汽驱、热水驱和火烧油层）和加热降粘。
1.1掺稀释剂其原理遵循相似相容原理，也就是说，加入溶剂降低稠油粘度，改善其流动性。
常用的溶剂有甲醇、乙醇、煤油、粗柴油、混苯等。
混苯中的早苯、二甲苯是胶质、沥青质的良好溶剂。
1.2热力法热力法包括蒸汽驱、热水驱、火烧油层、加热降粘等方法。
蒸汽驱其原理为：指通过适当的井网，选择一定数量的井注入蒸汽，使注入井周围形成饱和蒸汽带，加热并驱替原油到生产井的采油方法。
热水驱其原理为：指向油层中注入高温水，以降低原油的粘度，改善原油流动性。
火烧油层其原理为：指通过适当井网，选择点火井，将空气或氧气注入油层，并用点火器将油层点燃，然后不断注入空气以维持油层的燃烧。
燃烧前缘的高温使原油蒸发、裂解，并驱替原油流入采油井内。
1.3加热降粘稠油的粘度受温度的影响比常规原油更敏感，加热降粘技术主要是根据稠油粘度对温度的依赖性很强，随着油温从高到低变化，稠油会从牛顿型流体转变为非牛顿型流体，随着温度升高，稠油粘度呈下降趋势。
巨厚块状稠油油藏火烧油层主要问题及对策研究
巨厚块状稠油油藏火烧油层主要问题及对策研究火烧油层是提高稠油油藏采收率的有效技术，但因其点火、稳火、控火难度大，在我国还处于理论研究和先导试验阶段，尤其在厚层块状油田应用世界上还没有先例。
系统分析^p 了高升油田中深层巨厚块状稠油油藏火烧油层现场实施过程中暴露出的主要问题，提出了改善火烧油层开发效果的具体技术对策。
火烧油层稠油油藏厚层块状高升油田1 概况高升油田为中深巨厚块状稠油油藏，油藏埋深1510～1890m，油层厚度65～110m，储油层主要岩性为砂砾岩，50℃地面脱气原油粘度2800～4000mPa？s，20℃原油密度为0.94～ 0.96g/cm3。
该油田投产于上世纪70年代，其开发经历了常规开采、蒸汽吞吐等开发方式，是辽河稠油热采开发最早的油田之一。
目前油田开发进入到一次采油后期的低产低效阶段，曾进行多次开发方式转换试验均未取得令人满意的结果。
2022年初对该油田进行了火烧油层物模、数值模拟研究，认为火驱采油是可行的[1]，自此经过近5年火驱开发，目前已成为中石油最大火驱基地。
共有注气井（火井）47口，日注气43×104m3，单井日注气0.8～2.7×104m3，注入压力1.0～10.2MPa，累注气4.1×108m3。
2 火烧油层过程中暴露出的主要问题火烧油层技术因其点火、稳火、控火难度大，在我国还处于理论研究和先导试验阶段，尤其在厚层块状油田应用世界上还没有先例。
高升油田在现场实施过程中逐渐暴露出油藏工程、采油工艺、地面工程等诸多问题。
2.1 重力超覆严重，构造高部位油井发生“气窜”在三维火驱油物模实验结果来看，受注入空气与油水密度差的控制，火驱过程中存在明显的重力超覆现象。
高升油田油层厚度65～110m，重力超覆现象更加强烈。
处于构造高部位采油井段高于注气井段的油井产气量大，如，分别高于注气井段40m、60m的2口油井最高时产气量分别达到23000m3、32000m3，而射孔井段低的油井产气量低于2000m3，级差达到一个数量级，平面上表现出“气窜”现象。
高升油田稠油区块稳产技术综述
高升油田稠油区块稳产技术综述摘要：高升油田是中国第一个正规开发的深层稠油油田，1982年蒸汽吞吐试验成功，1984年原油产量突破100×104吨，成为我国重要的稠油生产基地，1990年高升油田稠油开发产量大幅度递减，稠油开发进入蒸汽吞吐中、后期。
本文以高升油田进入蒸汽吞吐开发中、后期为背景，通过详细地论述油田开发至中、后期暴露出来主要问题和难点的同时，进一步阐述控制稠油开发中、后期产量递减的主要稳产技术，以及稳产技术的针对性、适应性、在原油稳产中的作用，为类似的稠油油田进入中、后期开发提供可借鉴的经验。
关键词：稠油油藏蒸汽吞吐控制递减稳产技术一、引言高升油田是辽河盆地西部凹陷西部斜坡北端储量较大的一个稠油油田，主力油层埋深1510～1875m，平均有效厚度67.6m，属于深层巨厚块状稠油油藏。
原油50℃脱气粘度3000～4000MPa·s，胶质沥青质含量45%左右。
1976年投入开发，1982年蒸汽吞吐试验成功，之后开始大规模应用，1984年原油产量突破100×104吨，成为我国重要的稠油生产基地。
先后经历了常规开采和蒸汽吞吐阶段，进入九十年代以来，稠油区块开发进入中、后期，原油产量以10万吨/年的速度大幅度递减。
为改善油田开发效果，实现原油产量稳定，先后开展了多项稠油稳产技术配套与应用，通过配套技术的实施应用，有效地控制了稠油产量的递减，为实现高升油田持续稳产打下坚实的基础。
二、高升油田开发进入蒸汽吞吐中、后期的主要稳产技术高升油田进入蒸汽吞吐中、后期后，随着采出程度的提高和油层压力大幅度降低，开发过程中各种矛盾日益突出，为改善油田开发效果，实现原油产量稳定，先后开展了多项稠油稳产技术配套，其主要技术有以下几方面。
1.加密井网增加可采贮量，提高油层平面动用程度在高3-4-092井组加密试验结果的基础上，对高升油田主要热采区块进行综合模拟，确定整体加密方案，井网由210×150m加密成150×105m，平均每口加密井增加可采贮量 2.0465×104t。
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２０１４年７月
石油地质与工程
ＰＥＴＲＯＩ ＥＵＭ ＧＥＯＬＯＧＹ ＡＮＤ ＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ 第２８卷 第４期
文章编号：１６７３—８２１７（２０１４）０４—０１４７—０３
高升油田稠油火驱产气对掺稀油工艺的影响与改进
周运恒 ，柴贸杰
（１．中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦１２４０００；２．西南石油大学）
摘要：高升油田稠油火烧油层随着火驱时间的延长，油井产气量大幅度增加，出现油井无法正常掺稀油、抽油泵泵
效低等问题，为此开展了相关配套技术研究与试验，提出了适合深层稠油火驱产气治理与控制的技术方法，并取得
了良好的应用效果，为下一步深层稠油火驱技术配套提供了依据。
关键词：高升油田；稠油油藏；火烧油层；开采工艺
中图分类号：ＴＥ３５５ 文献标识码：Ａ
高升油田属于深层块状高孑Ｌ高渗普通稠油油
藏，油层平均埋深１ ７００ ｒｎ，平均有效厚度６７．６ ｉｎ，
原油５０℃脱气黏度３ ０００～４ ０００ ｍＰａ・Ｓ，胶质沥
青质含量４５ 左右。自１９７８年投入开发以来，该
油田经历了常规开采、蒸汽吞吐开发两大阶段。２０ 世纪９０年代，原油产量以每年１０万吨速度大幅度 递减。为改善油田开发效果，先后开展了蒸汽驱、热 水驱等多项开发方式转换试验，但均未取得突破性 进展。２００８年始率先在高３６１８块开展火烧油层开 发试验，取得了较好的开发效果。截止２０１３年底点 火井５９口，开井５６口，日注气５２×１０ ｒｎ。，注气压 力为０．８～１０ ＭＰａ，对应一线油井达２５０口。随着 火驱的不断深入，火驱产气大幅度增加导致抽油泵 泵效低、环空掺稀油降黏效果差等。 １ 火驱产气对稠油掺稀油的影响 １．１抽油泵泵效低 火驱受效后，油井产气量迅速增加，平均单井日 产气量由驱前４６ Ｎｍ。增加到５ ７００ Ｎｍ。，最高单井 达２．３×１０ Ｎｍ。；油井产气量高时，入泵气体影响 排液，造成泵效明显降低，严重时甚至会发生“气 锁”，导致油井无法正常生产。 １．２掺稀油降黏困难，事故井增多 试验井组火驱受效后，油层温度开始增加，但是 采出油仍然具有很高黏度，还需要进行掺稀油降黏 生产。由于油井掺稀油与产出气通道均为油套环 空，产气大幅度增加后，导致掺人的稀油被产出气携 带进入气系统，无法有效到抽油泵下与稠油混合降 黏。尤其是高产气的油井更为严重，甚至造成油井 负荷显著增加、卡井事故明显增多。以高３６１８块为 例，检泵井数由２００８年的５８口增加到２０１２年８５ 口，增加４６．５ 。 ２ 火驱产气的控制及掺稀油工艺改进 ２．１技术路线
从油井地质剖面人手，从油层到井筒、从采油管
柱到地面系统进行调整，确定如下技术路线：一是根
据油井产气状况和井身结构对油井分类，对油气单
层产出与油气｝昆合产出的井采取不同封采技术，实
现封气与采气；二是将油井的产出液、产气和掺稀油
进行井下分离、分流，解决掺稀油降黏困难和抽油泵
泵效低的问题（见图１）。
图１火驱产出气控制技术路线
２．２井下封采工具配套
２．２．１桥式封气法
该方式适合于有隔夹层且具备卡封隔器出气量
大的油井，其管柱主要由丢手式大通径封隔器、连接
管、卡瓦大通径封隔器和喇叭口等构成（见图２）。
工作原理：当管柱下到预定位置后，先旋转座封
下部卡瓦封器、压重、投球、水泵车油管正打压，座封
丢手式封隔器，同时将管柱丢开，实现对产气层的封
收稿日期：２０１４ ０２—２０
作者简介：周运恒，工程师，１９６８年生，１９９０年毕业于重庆石油
学校采油工程专业，现从事于稠油开发及管理工作。