稠油携砂冷采技术在馆陶组的适应性研究
化学采油技术在稠油冷采上研究与应用
锦7-038－380
2860
343
88
（4）药剂助排效果评价
药剂具有较好的助排性，有利于提高地层流体的采出速度和采出程
度。衡量药剂的助排性能，主要测试参数指标是界面张力和发泡量，根
据Q/SYLY0095-2008，室内测试结果见下表4。
表4 药剂助排性能指标测试结果
项目 界面张力，0.3%水溶液，mN/m，≤ 24h条件下0.5%的水溶液200ml，≥
3、稠油稀化降粘技术
（1）技术原理
180000 160000 140000 120000
二、主要技术简介
图1 元素A含量—原油粘度关系
100000 60
80000
40000 20
20000
井
J45JJJD-4778JDDDdd50-4783333L22345342222454555555-88365G23-1392343238365543346020800965418
续吞吐开采经济性，或因油层薄、井分散不便采取吞吐 开采以及地层温度低油稠难开采技术难点，借助化学反 应热、稀化降粘剂、活性助排以及油层解堵等特性，将 各药剂性能优点有机结合起来，借助于特殊工艺过程， 形成有针对性的化学采油技术，从而实现了吞吐后期无 效井增产和低温地层开采稠油目的。
二、主要技术简介
25×10-6
75×10-6
2×10-6
3×10-6
40×10-6
120×10-6
0.6×10-6
5×10-6
56×10-6
18×10-6
5×10-6
2×10-6
132×10-6
8×10-6
36×10-6
1×10-6
带“*”经过络合、絮凝沉降处理后油样。
杜84块馆陶油层油藏特征研究
科学技术创新2021.14杜84块馆陶油层油藏特征研究王博（辽河油田勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）1地质概况杜84块馆陶组，为一特殊的巨厚块状超稠油“水包油”超稠油油藏，油藏埋深较浅，在700m 左右，空间上近似馒头状，中部近乎等厚，向边部迅速减薄，油层与水体之间没有纯泥岩隔层。
本区的储层物性较好，是特高孔隙度、特高渗透率的储层。
2开发历程及现状2008年编制了曙一区超稠油SAGD 工业性试验开发方案，在杜84块的馆陶组、兴I 组、兴VI 组三套层系采用直井与水平井组合、双水平井组合两种布井方式共设计100多个SAGD 井组，其中馆陶油层部署30多个井组，包括直井与水平井组合10多个井组，双水平井组合10多个井组。
按照方案实施进度安排，30多个井组共分二期进行实施。
经过调整，馆陶油层已转入30多个井组，其中包括直平组合井组和双平组合井组。
其中先导试验区于2005年转入，其余20多个井组自2009年后陆续转入。
转驱后，区块的平均日产油量有了较为明显的提升。
3油藏地质特征3.1地层层序本区完钻井目前所钻遇的地层，自下而上为古近系沙河街组的沙四段、沙三段、沙一二段，新近系馆陶组地层、明化镇组和第四系平原组地层，其特征简述如下。
沙三段地层的厚度变化较大，最厚部分能达到600多米，最薄部分100多米，岩性主要为深灰色泥岩和厚层块状砂砾岩。
沙三段主要存在的化石为，单刺华北介、光滑渤海藻、粒面海藻等。
沙一二段地层厚度约为70-170m ，岩性主要为厚层块状砂砾岩和不等粒砂岩夹绿灰色泥岩等。
本段地层的沉积由于受到古地形的控制，形成了一种自东向西的超覆式沉积，且与下伏的沙三段地层呈不整合接触关系。
馆陶组的地层厚度约为150-210m ，岩性主要为砂砾岩、砾岩、中粗砂岩和细砂岩不等厚互层，由多个旋回组成，旋回下部的岩性较细，为中粗砂岩和细砂岩，旋回上部的岩性较粗，为岩性混杂的砾岩、砂砾岩和砾状砂岩，砾石的成分比较复杂，主要有花岗岩块、中酸性喷发岩块等，与下伏地层呈不整合接触。
稠油开采技术
这主要是由于高温高压蒸汽的热溶解作用和冲刷
作用，可以把井筒附近钻井颗粒等堵塞物溶解掉或
冲洗到底层深处去，使井筒附近渗透率提高。
3. 热膨胀作用。 原油受热产生体积膨胀，会把一部分原油从地 层孔隙中挤出，增加了驱替作用。 4. 气驱作用。 当向地层注蒸汽时，温度升高，原油当中的溶 解气即轻质组分被汽化并产生体积膨胀，形成溶解 气驱，使驱油能量增加。
力和蒸汽温度。
3. 饱和水、饱和蒸汽及蒸汽干度。当水沸腾汽化后， 汽化电水分子与回到水中的水分子数相等时达到动 态平衡，这种状态成为饱和状态。处于饱和状态的
蒸汽和水成为饱和蒸汽和饱和水。饱和蒸汽的体积
所占饱和水与饱和蒸汽体积之和的百分数成为蒸汽
干度。
4. 吞吐周期。是指从向油层注汽、焖井、开井生产
5. 重力驱作用增加。 蒸汽被逐日到地层以后，就会上升到地层顶部， 同时凝析液和被加热的原油靠重力作用流到井底被 采出，这时油层留下的空间又马上被蒸汽、水及从 冷带流入的原油充满。由于蒸汽不断注入蒸汽带中，
蒸汽带不断向垂向及横向发展，知道整个油层，原
油重力驱作用比注蒸汽前明显增加。
1. 蒸汽注入速度的影响。 当注入相同数量的蒸汽时，如果注入速度低， 由于热量散失会使储存在油层中的热能减少，油层 加热半径就小，受热降粘的可采出油量就减少。若 注入的速度高，可以减少热能的损失，则油层的加 热半径大，受热降粘的可采出油量就多，吞吐效果 好。但蒸汽注入速度要受注汽设备和地层压力的限 制，只能在允许的条件下尽可能提高蒸汽注入速度。
中国石油
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1、稠油的概念
1.1稠油的基本特点 1.2影响稠油粘度的因素 2、稠油开采的方法 2.1稠油常规开采
稠油油藏成因与开发技术概述
稠油油藏成因与开发技术概述摘要世界经济的高速发展下，石油能源的需求在不断增加，稠油资源开发也越来越受到重视。
近年来有关稠油成因的机理性研究相对较为薄弱，并且缺乏系统性的分析归纳。
本文综合前人研究，阐明了稠油的成因主要为原生因素与次生因素共同作用的结果，并针对稠油黏度高、流动性差、难动用等问题，总结了常见的开发应用技术及特点，明确了稠油开发技术的发展方向，对实现稠油的高质量开发有一定的借鉴意义。
关键词：稠油；成因；高效开发；1 引言全球油气资源总量大概在6万亿桶左右，三分之二为非常规油气，其中稠油占比较大且分布极不均匀。
我国稠油资源非常丰富，为世界第四大稠油资源国，目前已发现70多个稠油油藏，主要集中分布在新疆、辽宁、内蒙等地，但油藏成因机理型认识相对较为薄弱。
从开发状况来看，目前稠油开发已取得了十分显著的成就[1]，工业化生产技术日趋成熟，基本稳定在一千五百万吨至一千六百万吨，是我国总体原油稳产的重要组成部分，实现稠油的高效持续性的开发，对我国能源保障有非常重要的意义。
2 稠油的成因稠油，又称重油或沥青[2]，一般来说黏度超过100mPa·s、密度超过0.934 g /cm3的原油便可归类为稠油。
稠油的生成与生油母质及热演化过程有密切的联系，生油母质的成熟度是决定生成原油密度的重要因素。
由于有机质的类型和沉积环境的不同，生成的原油成熟度也有所不同，油气二次运移的过程中经历的物理和化学变化也使得原油性质有所差异。
因此稠油的生成与两种因素有关。
一是原生因素，既低演化阶段形成的未熟或低熟稠油。
二是油气发生氧化还原、生物降解、水洗作用等次生因素而形成的重质稠油或沥青等[3]。
2.1原生因素原生因素指干酪根在热演化中生成的低熟或未熟稠油，其主要因素与有机质的类型、含量、成熟度、沉积环境有关。
在低成熟阶段，生成的重质组分较多，中、高成熟阶段则生成的轻质组分较多。
腐泥型或偏腐泥型、有机质丰度高、咸化—半咸化的湖相沉积环境，低成熟演化的烃源岩生成的重质油潜力往往较大。
稠油油藏的开采技术和方法
文章编号:1004—5716(2006)07—0084—02中图分类号:TE34 文献标识码:B稠油油藏的开采技术和方法王 君,范 毅(西南石油学院,四川成都610500)摘 要:稠油在油气资源中占有很大的比例,因此加强稠油开采、提高采收率已成为当今的研究热点。
通过调研国内外大量文献资料,综述了稠油开发的各种有效技术和方法,并针对我国稠油油藏开发的特点以及未来的发展动态提出了相应的建议。
关键词:稠油油藏;热力采油;化学采油;微生物采油;冷采技术 稠油是石油资源的重要组成部分,随着稠油开采技术的日臻成熟,稠油油藏的勘探越来越受到重视。
目前,稠油资源丰富的国家主要有美国、加拿大、委内瑞拉、中国等,其重质油及沥青砂资源量约为(4000～6000)×108m3,稠油年产量高达127×108 t以上。
在美国,稠油蒸汽驱热采技术属国际领先;在加拿大,稠油开发主要靠SA G D(蒸汽辅助下的重力泄油)技术;在委内瑞拉,稠油开发技术主要放在了改善蒸汽吞吐开采效果上[1];而在我国,由于重油沥青资源分布广泛,已在12个盆地发现了70多个重质油田,预计其资源量可达300×108t以上[2]。
因此,稠油的开采具有很大的潜力,但对于稠油油藏的特点,常规的开采技术是很难采出的,因此要采取一些特殊的工艺措施,如:热力采油、化学方法采油、生物采油以及其他一些有效方法等。
1 稠油的定义和分类1982年2月,第二届国际重质油及沥青砂学术会议在加拿大召开并讨论制定了重质原油和沥青砂油的定义:重质原油是指在原始油藏温度下脱气油粘度由100MPa・s到10000 MPa・s,或者在15.6℃及大气压下密度为934～1000kg/m3(10o A PI)的原油;沥青砂油是指在原始油藏温度下脱气油粘度超过10000MPa・s,或者在15.6℃及大气压下密度大于1000kg/m3 (小于10o A PI)的石油;此外,在该次会议上,法国石油公司及委内瑞拉能源矿业部等对重质原油提出了不同的分类标准:前者按密度0.935～0.965g/cm3、0.966～0.993g/cm3、0.994～1.040g/cm3或粘度100～1200MPa・s、800～1500MPa・s、1300～15000MPa・s(37.8℃)将重质原油分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类;后者将密度为0.934～1.000g/cm3、粘度小于10000MPa・s的原油定义为重质原油,密度大于1.000g/cm3、粘度小于10000MPa・s为特重原油,密度大于1.000g/cm3、粘度大于10000MPa・s为天然沥青[3]。
吐哈油田-吐玉克深层稠油开发新技术应用研究
吐玉克深层稠油开发新技术应用研究赵健徐君巩小雄朱晴陶林本(中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院新疆哈密 839009)摘要：吐玉克油田是一埋深2300—3700米的亿吨级超深层稠油油田，原油粘度(50℃)9569.3-20150mPa.ｓ，吐哈油田经过近年来的开发实践及现场试验，使吐玉克深层稠油得到了开发动用，注水冷采开发的现场试验，取得了良好的效果，证实了吐玉克油田注冷水开发是可行的。
2004年进行了天然气吞吐可行性研究，同时利用室内实验、矿场实验及数值模拟研究对注气吞吐机理及吞吐参数进行了研究及优化，研究表明天然气混溶于稠油后能很好的降低稠油的粘度，提高单井产量，天然气吞吐技术应用于深层稠油开发中是可行的。
配套形成了泵上掺稀将粘有杆泵举升技术、长柱塞防砂管式泵携砂采油的油井防砂技术、端部脱砂、大规模压裂改造技术和油井深抽等工艺体系及掺稀和集输等地面工程技术系列，得到了广泛应用，取得了良好效果。
关键词：吐玉克油田深层稠油注水冷采天然气吞吐泵上掺稀引言吐玉克油田是一亿吨级超深层稠油油田，目前世界重质油的开发应用最广泛、效果最好的开发方式仍然是注蒸汽开采技术，该方法主要是针对井深小于1700m的稠油油田，同时正在研究和开展现场实验的前缘技术有注气体溶剂萃取稠油冷采技术、重力辅助火烧油层技术以及天然气驱、CO2驱、井下蒸汽发生器等技术，这些技术大多尚处于实验阶段，距现场规模化应用还需时日，且并未对深层稠油油藏进行专门研究，开发利用超稠油、深层和超深层以及低渗稠油资源将是国内外共同面临的新课题，吐哈油田经过近年来的开发实践及现场试验，形成了以注水冷采、注气吞吐及水平井为主体的深层稠油开发的新思路，形成了泵上掺稀将粘有杆泵举升、油井防砂、压裂改造和油井深抽等配套工艺体系及掺稀和集输等地面工程技术系列，使吐玉克深层稠油得到了开发动用，并为下步整体开发动用打下了坚实的基础。
一、油田概况吐玉克油田包括吐玉克、玉东、鲁克沁三个含油区块，油藏类型为块状边底水深层稠油油藏，主要目的层为三叠系克拉玛依组（T2k）。
稠油油藏水平井堵水调剖技术研究应用
插管塞配合耐高温水泥封堵B靶点附近出水点
插管式可捞挤灰桥塞（水平井用）结构示意图
可取式挤灰桥塞由座封及锚定机构、锁定及解封机构、滑套开关及防粘机构、插管及打捞机构组成。 插入挤灰桥塞，打开滑套开关进行挤灰作业，挤灰结束后，上提管柱拔出插管，滑套开关关闭。
应用超细水泥基料+水泥增强剂，复配形成一种高强度水泥，达到改善水泥热稳定性，提高耐温力，保持水泥强度的目的。
开发现状
243口
8814t/d
91.2％
采出程度
可采程度
14.60％
90.13
采油速度
0.32
剩余速度
17.2％
468
778t/d
日注汽量
累油汽比
36.2t/d
3.2t/d
778m3
0.496t/t
一是由于油层厚度小，储量丰度低，直井开发达不到经济技术政策界限，经济效益差； 二是部分储量油稠、储层物性差，早期注汽质量差，导致无法正常生产； 三是油藏埋藏浅、岩性疏松出砂严重，部分储层敏感性强，注采两难。
01
该井2007年4月新投，水平段1136-1265米，原油粘度18465mpa.s。
02
氮气泡沫调剖试验
03
草20-平23井泡沫调剖试验
04
堵水调剖实施情况及应用效果
热采第一周期生产230天，累液15208方，累油608吨，平均66.1/2.6/96％，峰值油量5吨；含水由93％逐渐上升到98％，日产油由3-4吨降至1.3吨，停前70.2/1.26/98.2%。 氮气泡沫调剖试验 草20-平23井泡沫调剖试验
0～50％
50％～80％
80％～90％
90％～100％
埕东油田埕古13块稠油出砂油藏配套开采技术
埕东油田埕古13块稠油出砂油藏配套开采技术
马守玉;李建东;姚俊涛;王少军;杨景丽
【期刊名称】《油气地质与采收率》
【年(卷),期】2003(010)0z1
【摘要】埕东油田埕古13块属典型稠油出砂油藏,该油藏的开发面对出砂和油稠两大技术难题,目前采油速度和采出程度较低.从改进防砂工艺着手,通过采用一次高压充填防砂工艺改善开采条件,同时配套了有利于保护油层的负压射孔工艺和行之有效的稠油开采技术,提高了该区块的措施井成功率和开井率.应用表明,埕古13块稠油出砂油藏配套开采技术成本低、成功率高、有效期长.
【总页数】2页(P63-64)
【作者】马守玉;李建东;姚俊涛;王少军;杨景丽
【作者单位】胜利油田有限公司河口采油厂;胜利油田有限公司河口采油厂;胜利油田有限公司河口采油厂;胜利油田有限公司河口采油厂;胜利油田有限公司河口采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE358+.1
【相关文献】
1.埕古13块稠油出砂油藏的采油工艺技术研究
2.埕东油田埕南深层超稠油开采配套工艺技术
3.超稠油油藏油水倒置成因及含油面积圈定探析——以埕东油田埕
911-平1块馆下段为例4.埕北油田稠油油藏出砂冷采工作制度优选模拟实验5.埕东油田埕古13块稠油出砂油藏配套开采技术
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102
２００９年第１期
石油地质
稠油携砂冷采技术有投资小、产油量高和开发成本低等特点。国外经验表明，对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适应性，它通过大量砂子的产出和泡沫油的形成，获得较高的原油产量。稠油携砂冷采技术是否适用于馆陶组是问题的关键。稠油携砂冷采可以产生较高速液流和生出动态，这不易用传统的油藏理论来解释。可见非胶结砂岩或弱胶结砂岩稠油冷采除一般一次采油机理外，还存在特殊的采油机理。溶解气油比对冷采有较大的影响。溶解气油比越大，采出程度越高，因此溶解气油比是确定是否采用冷采方式的关键因素之一。大量出砂形成蚯蚓洞，稠油油藏埋藏浅，油层胶结疏松，而原油粘度高，携砂能力强，使砂粒随原油一道产出。随着大量砂粒的产出，油层中产生“蚯蚓洞”网络使油层孔隙度和渗透率大幅度提高，孔隙度可以从３０％提高到５０％以上；渗透率从２ｕｍ左右提高到数十平方微米至数百平方微米，极大地提高了稠油的流动能力。从机理上讲，油层需大量出砂才能形成良好的蚯蚓洞网络，也是稠油携砂冷采成功并获得高产油流的前提。因此，就储层而言，储层胶结程度和粒度对携砂冷采效果影响最大，疏松储层和半胶结储层适宜出砂冷采。（１）储层。疏松砂岩稠油储层胶结力很低（＜０．１ＭＰａ），表明即使非常小的流速也足以使砂子发生运移，破坏储层原生结构，从而产生高渗透率通道或孔穴。携砂冷采技术最好应用于疏松砂岩稠油油藏，与此相适应，要求储层泥质含量最好＜１０％，少或无钙质胶结物，而不适应胶结程度很高的致密砂岩油藏。受稠油出砂冷采技术的启发，１９９５年至１９９８年，有关石油公司在英国北海某地区埋深３２００ｍ的半胶结砂岩稀油油藏高产井中采取激励出砂的对策，经过多次周期性和突发性产砂后，每次产砂５－２００ｋｇ，在３个月内油井表皮系数从＋１０降至－５，平均单井日产油量提高了４０％。稠油携砂冷采技术最好应用于粒径小于２ｍｍ的砂岩油藏，而应用于砾石含量很高的砂砾岩油藏则效果不理想。（２）原油。稠油油藏的埋藏深度与油层压力具有较好的对应关系。埋藏深度太浅的稠油油藏，由于原始压力低，不利于产生较高的生产压差，难以激励油层初始出砂；而埋藏太深的油藏，井下工艺难以达到携砂冷采需要。在埋深２００～１４００ｍ稠油油藏中进行携砂冷采是可行的。原油粘度与其携砂能力以及泡沫油的稳定性有关。原油粘度越高，则携砂能力越强，所形成的泡沫油稳定性越好。但是，原油粘度太高，其流动性又受到限制。室内试验结果表明：事实上，稠油携砂冷采技术实际应用原油粘度范围为５００～５０００００ｍＰａ・ｓ。油层厚度与蚯蚓洞的发育状况及油井产能有关。一般而言，稠油携砂冷采适应的油层厚度在３ｍ以上，最好大于５ｍ。由于需要油层形成高渗透蚯蚓洞网络，因此携砂冷采井必须进行大孔径、高能大炮弹深穿透、高密度射孔。大孔径射孔是防止孔眼被砂桥堵塞，利于蚯蚓洞形成和延伸。室内实验表明，只有射孔孔径大于储集层颗粒粒径的６倍才不会形成砂桥。深穿透射孔的目的：一是提高孔道末端压力梯度，激励初始出砂；二是克服水泥环及钻井液侵入造成的不良影响，发挥油层本身的渗流能力。高密度射孔是尽量增加蚯蚓洞的数量。
与管式泵相比，螺杆泵能泵送高含砂量的高粘度原油，更适于稠
油携砂冷采，大幅度提高油井产量。为获得更高产量，螺杆泵最好下
入油层底部，以提高生产压差，并防止油层被砂埋。长期以来由于螺
杆泵排量小、扬程小和定子橡胶耐用程度限制了它的应用。随着材料
科学、制造工艺和其它应用技术的发展，现在已开发出了双头甚至多
头螺杆泵，这样就满足了油田生产中的大排量、高扬程提液的要求。
现在许多采油厂已开始大量使用大排量螺杆泵。定子合成橡胶是螺杆
泵的核心部分，其性能直接影响着螺杆泵的工作状况和使用寿命。国
内通常使用的乙氢橡胶在机械和化学方面性能都较前有很大提高，并
进一步加强抗ＣＯ、ＨＳ（＜２．５）和芳香族（＜２．５）性能。
在稠油从井底流向地面的过程中，随着温度降低，粘度大幅度上
升，特别是特超稠油。原油粘度太高不利于发挥油井生产能力，因此
要从井筒环空加入适量浓度及温度的降粘剂，形成水包油型乳状液，
降低流体粘度。
携砂冷采的产出液含砂量高，必须在井口进行脱砂处理后才能进
入集（转）油站。一般采用多级大罐脱砂、脱水处理技术和洗砂工
艺，除砂效率可达９９％以上，净化砂含油率为０．０３％～０．２６％。
（１）大量出砂形成高渗透蚯蚓洞网络和泡沫油的形成是稠油携
砂冷采之所以获得高产的两个主要机理，也是衡量该技术适应性的基
础，在东辛馆陶组应用稠油携砂冷采的采油方式是可行的。
（２）稠油冷采经过几年来的技术攻关和现场试验，取得了卓有
成效的攻关研究成果，开展了不同类型油藏和不同开采状况下的冷采
先导试验，并在普通稠油油藏中取得了巨大成功。目前，对于普通稠
油冷采来说，配套技术已经成熟。
（３）稠油携砂冷采工艺对井筒要求条件低。东辛油田钻遇馆陶
组的含油井数有３９５口，其中有部分井筒状况差，其他工艺实施有一
定难度，稠油携砂冷采工艺能较好地解决这一问题。
（４）明年应进一步加强稠油携砂冷采相关工艺的调研工作和室
内研究，并可以先在几口老井上试用，摸索出适合东辛馆陶组的配套
工艺。如效果较好，可大力推广。
（５）稠油携砂冷采工艺具有投资小、见效快、操作简单、适应
性强等优点。东辛油田馆陶组分布范围广，处于构造复杂的断层转换
带地区，其在开发生产中具有广阔的应用前景。
１稠油携砂冷采提高采收率机理
２稠油携砂冷采在馆陶组的可行性分析
３稠油携砂冷采工艺技术要求
４认识和建议
参考文献
２
ｋｇ
ｍ
ｍＰａｓ・
３．１射孔技术
３．２螺杆泵技术参数
３．３井筒降粘技术
３．４混砂液处理技术
２２
［１］刘新福，杨志斌，宋鹏瑞等．地质因素对稠油出砂冷采的影响［Ｊ］．
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［２］董本京，穆龙新．国内外稠油冷采技术现状及发展趋势［Ｊ］．钻采
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院学报，２００３，０２
［５］曾玉强，任勇，张锦良等．稠油出砂冷采技术研究综述［Ｊ］．新疆
石油地质，２００６，０３
（收稿日期：２００８・１０・１３）
稠油携砂冷采技术在馆陶组的适应性研究
金海峰
（井下作业公司国际项目部）
摘要
关键词
稠油携砂冷采是一种非加热一次采油方式，在稠油储集层中它允许产砂并依靠强力射孔技术和设计精良的螺杆泵系统采
油。稠油携砂冷采技术经过这十多年特别是近几年的发展，这项技术尤其是开采工艺已相当成熟；本文针对该项技术并在馆陶组进行
了适应性研究。
稠油油藏携砂冷采经济效益
内江科技