单家寺油田超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究_胡德艳 (1)
段塞蒸汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用
2010年3月断块油气田段塞蒸汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用李志强刘先勇孙宁宋洁娴张万才魏勇舟（胜利油田分公司滨南采油厂，山东滨州256606）摘要目前超稠油开发以蒸汽吞吐为主，但单井吞吐的蒸汽波及范围较小，且随着注气吞吐周期轮次的增加，注入蒸汽对油井近井地带油层的冲刷溶蚀作用越来越明显，油层存水率逐渐升高，采出液也逐渐呈现高含水的特征，导致超稠油油藏开发效果逐渐变差。
为了提高超稠油油藏的最终采收率，通过对开发方式的模拟研究，确定了段塞汽驱开发试验，实现了对地层能量的补充，扩大了蒸汽波及范围，有效提高了蒸汽利用率，同时针对汽窜影响，开展专项治理。
针对单家寺油田单56块油藏特点，对蒸汽速度、段塞长度及注采比参数进行了优化，合理调整生产参数，采用高温泡沫剂和注氮气混合高温发泡剂与蒸汽混注，对高渗层采用有效封堵等技术，现场应用获得成功，使边底水中厚层砂岩超稠油油藏蒸汽采油速度、累积油气比和最终采收率得以提高。
关键词超稠油开发；采收率；开发方式；段塞汽驱；汽窜中图分类号：TE345文献标识码：A文章编号：1005-8907（2010）02-246-04EOR technology on ultra-heavy oil reservoir and its application with slug steam driveLi Zhiqiang Liu Xianyong Sun Ning Song Jiexian Zhang Wancai Wei Yongzhou (Binnan Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Binzhou 256606,China)Abstract:At present,the development of ultra-heavy oil is mainly steam stimulation,but single well steam stimulation only sweeps a small area.Along with the increase of steam injection cycle rounds,the denudation of injected steam to the immediate vicinity of wellbore of oil well is more and more obvious,with the water storage rate of reservoir increased gradually and with the high water content presented in produced fluid,which results in a gradual deterioration of development effect in ultra-heavy oil reservoir.In order to improve the ultimate recovery factor of ultra-heavy oil reservoir,the development test of slug steam drive is conducted and the supplement of producing energy is realized through the simulation of development mode.The area of steam sweeping is expanded,effectively improving the steam utilization ratio.At the same time,special treatments are carried out for the impact of steam channeling.Aiming at the reservoir features of Shan56Block,steam velocity,slug length and the parameter of injection-production ratio are optimized and the production parameters are adjusted rationally.The techniques of mixing the high-temperature foaming agent and nitrogen with high-temperature foamer and steam and the effective plugging for high permeability reservoir are adopted to ensure the success of key technology in field application,which improves the oil production rate of ultra -heavy oil reservoir with edge-bottom water in medium-thick sandstone,and the cumulative oil-gas ratio and ultimate recovery factor.Key words:development of ultra-heavy oil,recovery ratio,development mode,slug steam drive,steam channeling.引用格式：李志强，刘先勇，孙宁，等.段塞蒸汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用［J ］.断块油气田，2010，17（2）：246-249.Li Zhiqiang ，Liu Xianyong ，Sun Ning ，et al.EOR technology on ultra-heavy oil reservoir and its application with slug steam drive ［J ］.Fault-Block Oil &Gas Field ，2010，17（2）：246-249.断块油气田FAULT-BLOCK OIL &GASFIELD 第17卷第2期目前稠油开采主要采用2种注蒸汽热采方式［1］，一是蒸汽吞吐，蒸汽吞吐经济风险较小，通常初期采油速度可高达3％～8％，经济效益较高，但采收率仅有10％～20％。
油田化学剂在单家寺稠油油田开发中的应用及质量控制
油田化学剂在单家寺稠油油田开发中的应用及质量控制[摘要]油田化学剂作为油田开发中后期配套工艺技术应用的必备产品，一直倍受石油界业内人士重视。
在胜利滨南厂单家寺油田单6东超稠油、单113特超稠油、单83馆陶稠油等低品味油藏开发过程中，油田化学剂的应用及质量控制取得了显著的效果。
本文就油田化学剂在钻井工艺、油层保护、配套防砂、注汽质量及井筒降粘等工艺技术中的应用情进行了详细的介绍。
[关键词]油田化学剂；低品味稠油油藏；质量控制；应用效果1.单家寺油田地质概况及开发历程胜利滨南厂单家寺稠油油田主要有馆陶组、东营组、沙一段和沙三段四套稠油层系。
油藏类型属于具有多套油水系统的高孔隙度、高渗透率、中一高饱和度的构造地层稠油油藏。
是我国较早探索采用蒸汽吞吐开发的稠油、特超稠油油田。
自1984年10月开始在单二块试验区进行稠油热采先导试验以来，先后经历了蒸汽吞吐试验、东区建设投产、厚层块状稠油油藏井网调整和薄层层状稠油油藏投入开发、蒸汽驱试验、初期综合治理五个开发阶段。
近年来，先后投入开发了单6东超稠油、单113特超稠油、单83馆陶稠油低品味油藏，并逐步形成适合单家寺稠油油藏特点的特稠油开采配套技术。
截止目前，单家寺油田稠油累计产油1318.7万吨，注汽量2776.69万吨，累计油汽比0.475，采出程度17.23％。
2.国内外利用油田化学剂提高稠油油藏采收率的技术现状在利用油田化学剂提高稠油油藏采收率方面，国外先后利用油田化学剂开展了注入氮气、起泡剂调整吸汽剖面技术：开发了热固性塑料和树脂的化学调剖工艺、注水泥浆封堵技术；开发了高温凝胶封堵化学调剖体系：开发了利用木质素、磺酸钠、拷胶、单宁等主剂组成的复配体系化学剂。
我国“七五”期间利用油田化学剂开展了注氮气、泡沫剂调剖等蒸汽驱配套技术，胜利、辽河分别在89年以后开展了现场试验；西安石油学院也开展了利用木质素、单宁、拷胶进行热采封堵调剖的配方研究：另外，胜利油田自九十年代开始，开展了超细水泥封堵调剖技术。
单家寺稠油油田提高采收率的主要做法及效果
学 术 论 坛２００７ ＮＯ．０５Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｃｏｎｓｕｌｔｉｎｇ Ｈｅｒａｌｄ单家寺油田是我国较早探索采用蒸汽吞吐开发的稠油、特超稠油油田，１９８４年在单２块开辟试验区进行蒸汽吞吐试验以来，先后经历了蒸汽吞吐试验、东区建设投产、厚层块状稠油油藏井网调整和薄层层状稠油油藏投入开发、蒸汽驱试验、综合治理五个开发阶段。
目前蒸汽吞吐轮次最高达２０个周期，多数油井达到１０个周期以上，已进入高轮次、高含水、较高采出程度的开发阶段。
开发矛盾主要表现在：一方面，老区水淹日益加剧，主力层采出程度高，接近蒸汽吞吐开发极限；另一方面，超稠油、薄层等低品位油藏逐年增多，采出程度低，吞吐效果差，油田稳产形势严峻。
１ 油藏概况单家寺稠油油田位于东营凹陷和滨县凸起之间的过渡带，呈长条形，分为东西两区，东区包括单２、单１０、单８３三个断块，西区包括单６、单１１３两个断块。
主要有Ｎｇ组、Ｅｄ组、Ｓ１段和Ｓ３段四套含油层系，Ｅｄ组、Ｓ１段和Ｓ３段为具有活跃边底水的厚层块状油藏，Ｎｇ组为具有边水的薄层层状油藏。
油藏埋深１０５０－１２５０ｍ，储层物性较好，但胶结疏松，易于出砂。
油藏类型属于具有多套油水系统的高孔隙度、高渗透率、中－高饱和度的构造地层稠油油藏。
５０℃时原油粘度在５０００－１０００００ｍＰａ．ｓ，普通稠油、特、超稠油皆大面积分布，原油粘温关系敏感。
探明含油面积１６．５Ｋｍ２，探明石油地质储量８６９０×１０４ｔ，动用地质储量７２７８×１０４ｔ。
２ 单家寺稠油油田提高采收率的主要做法２．１ 精细油藏描述研究对投产较早的单１０断块进行精细油藏描述研究，采用不同成因类型储层精细对比技术、断层精细解释技术、微构造研究技术、沉积微相定量定性描述技术、精细储层建模技术、测井资料标准化技术、储层特征参数精细解释技术、储层各向异性描述技术、油藏综合评价技术，建立地层格架模型、沉积模型、微构造模型、储层微观模型、储层非均质模型、流体模型和油藏模型，为测井精细解释、数值模拟和油藏工程研究提供可靠的地质基础。
胜利稠油油藏蒸汽驱提高采收率技术
防氢害隔热 油管
井筒干度
0.8 0.6 0.4 0.2 0
热敏封隔 器
0 200 400 600 800 1000 1200 井深（m）
管柱热点
前期注汽工艺井底干度
三、国内外蒸汽驱工艺现状 (2)边底水活跃
边底水活 跃，吞吐阶段 水侵严重，抑 制边底水措施 跟不上，蒸汽
三、电脉冲井底处理技术
通过井下液体中电容电极的高压放电，在油层中造成 定向传播的压力脉冲和强电磁场，产生空化作用，解 除油层污染，对油层造成微裂缝从而达到增产增注目 的的工艺措施。
四、超声波井底处理技术
利用超声波的振动、空化作用等作用于油层，解除近井 地带的污染和堵塞，以达到增产增注目的的工艺措施。
边水
1<水油体积<5 27.3%
水油体积>5 57.7%
S35-S36下伏底水
一、 胜利稠油油藏概况
1、胜利油田稠油油藏特点
(3)原油粘度高
大于50000mPa.s 储量占14%
3000-10000mPa.s 储量占28%
10000-50000mPa.s 储量占58%
一、 胜利稠油油藏概况
1、胜利油田稠油油藏特点
产 液 1000
t/d
3
5
7
9
11 96.1
3
5
7
9
11
0 400 200 0 100 80 60
95.1
吞吐
汽驱 （井距200×283m）
3
5
7
9
11 96.1
3
5
7
9
11 97.1
3
5
7
稠油油藏注氮气提高采收率技术研究
稠油油藏注氮气提高采收率技术研究20世纪70年代美国和加拿大不仅开展了室内实验，而且对不同的油藏进行了注氮气开发。
89年我国开始了注氮气开发油田的实验，到90年代中期，由于膜分离制氮技术在中国的发展，为氮气在油田开采上的应用提供了有利条件。
注氮气改善蒸汽吞吐效果在新疆、辽河、胜利等油田已有应用，取得了很好的效果。
一、注氮气开采机理1.注氮气开发油田通常通过以下机理来提高原油采收率：1.1多次接触混相驱(包括作为驱替CO2、富气或其它驱替剂与地层原油混相段塞的后缘注入或者气水交替注入混相驱)；1.2多次接触非混相驱或近混相驱；1.3循环注气保持地层压力；1.4顶部重力驱。
混相驱或非混相驱适于油层物性较差、原油中含一定溶解气、原油重度在38~51oAPI(0.8348~0.7753)、油气藏埋藏较深的轻质油藏；循环注气保持地层压力，适于注水效果差、低孔隙、低渗透、原油重度在31~60oAPI范围、埋藏较浅的油藏；而重力驱适合于油层物性好、埋藏较深、闭合高度大的盐丘或背斜油藏。
2.混相驱2.1连续注入氮气混相驱氮气很难与油藏原油发生一次接触混相，但在足够高的压力下可与许多油藏原油达到蒸发气驱动态混相，即注入的氮气与油藏原油之间经过多次接触和多次抽提，原油中的中间烃组分不断蒸发到气相中，当气相富化到一定程度时便与原油达成混相。
2.2注氮气推动易混相气体段塞混相驱注氮气要求原油的轻烃和中间烃含量高，故一般来说实施的难度比较大且适用范围较窄，但却较之于注CO2和烃类气体具有资源丰富、价格低廉的优点。
为了充分利用CO2和烃类气体易混相的特点，同时也为了降低使用CO2和烃类气体的成本，可通过注氮气推动CO2或烃类气体段塞混相驱来提高采收率，其开采机理与CO2和烃类气体混相驱机理相似。
如果易混相气体段塞的尺寸选择合理，则用氮气推动混相段塞的驱油效果会比连续注入氮气效果较好，经济效益会更高。
2.3交替注氮气注水混相驱在注氮气驱过程中，由于氮气的粘度远低于油藏原油，产生的流度比会造成前缘气体的粘性指进。
单家寺稠油油藏水平井开发提高储量动用率研究与应用
差， 开发效果差 ； ④特超稠油油藏属于超稠油油藏， 油 层较 厚 ， 均 有效 厚度 １． 米 ， 有活 跃边 底 水 ， 平 ８６ 具
但 原 油 粘 度 指标 大 于 １ ×１ ａ・Ｓ特 超 稠 油 原 Ｏ ０ｍＰ ， 油 粘 度 高 ， 般 １ ７ ０ ￣ ３ ２ ０ ｍＰ 一 ９ ０ ０ ４ ０ ０ ａ・Ｓ 最 高 达 到 ， １３０ ０ ａ・ ， ３０ ０ｍＰ Ｓ开发 难度 高 于超稠 油 。 ２ 开 发模 式研 究
依据“ 八五” 九五” 和“ 期间攻关研究成果提 出的 水 平 井 筛 选 方 法 和 标准 ［ ， 导 了胜 利 油 区 水平 井 １指 ］
的设计 与 应用 ， 得 了显 著 的开发 效 果 。 取 水平 井作 为
油 田开 发 的一 种 重 要 井 型 在 老油 田剩 余 油 挖潜 、 边
期 对水 平 井部 署设 计 提供 理论 依据 和技 术 参数 。
低， 水平井与水平井相结合不能全部有效开展蒸汽
驱。
表１ 特超稠油油藏不 同开发方式生 产效果对比表
１ 单家寺稠油油藏未动储量地质特点 单 家寺油 田稠油未动储量主要包括两种， 包括 薄层层状稠油油藏和原油粘度大于 １ ×１ Ｐ Ｓ ０ ０ｍ ａ・ 的特超稠油油藏 。主要具有以下特点 ： ①油藏深， 油
式 不 同 ， 平井 纵 向位 置 不 同 。通 过 在单 家寺 油 田稠 油油藏 中的应 用 ， 得 了较 好 的效 果 。 水 取 关 键词 ： 油 油藏 ； 平 井 ； 值模 拟 稠 水 数
中 图分 类号 ： ３ ５ ＴＥ ４
文献 标 识码 ： Ａ
文 章编 号 ：０ ６ ７ ８ （０ １１一 Ｏ３ 一Ｏ １０ － ９１ ２１ ）８ １ １ ２
单56块超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究
指 标相 对 密度 大 于 ０９ ０ ． ８ 。单 ５ ６块位 于单 家 寺油 田
西 区 ， ６西 东 部 ， 要 含 油 层 系 为馆 陶组 下 部 ， 单 主 油
藏埋 深 １ ８ — １５ｍ ，０ ０ ０ １０ ５ ℃地 面 原 油 粘 度 ４ ６０ ５０ ～ ９ ５ ０ ａ Ｓ之 间 ， 底 水较 弱 ， 于 受 前 震 旦 系变 ８ ０ ｍＰ ． 边 属
附近 油 层含 水饱 和 度不 断上 升 ， 单井 日油 下 降 ， 期 周
含水 升 高 ， 期 生 产效果 逐 渐变 差 。 周 根据 大井 距 生产 井周 期 生产 情 况看 ， ６个 周 期生 产情 况 较好 ， 期 前 周
１２ １ 目前井网、 ．． 井距适应性评价 。根据数值模拟 预测 ， 大井距吞吐 ６ 个周期 ， —７ 热采加热半径 只有
２ １ 年第 １ 期 ０１ ８
内 蒙古 石 油 化 工
１５ ２
单 ５ 块超稠 油油藏提高 蒸汽吞吐采收率研究 ６
邓 宝 宁
（ 利 油 田滨 南 采 油 厂 ， 胜 山东 滨 州 ２ ６０ ） ５ ６ ６
摘 要 ： 家寺单５ 块超稠油油藏在２ ０ 年投入开发 ， 单 ６ ０１ 随着开发时间的延长 ， 步进入 高轮次吞吐 逐 阶 段 ， 高吞 吐周 期达 到 １ 最 ２个 ， 露 出油 井含 水 升 高、 暴 井距 偏 大、 产井 增 多 、 网不 完善 等 问题 ， 发 停 井 开
藏 ［。 ５ 引 单 ６块 自１８ ９ ４年进行 常 规试 油 ，０ ０ 开始 ２０ 年 注 蒸 汽试 采 ，０ １年到 ２０ ２０ ０ ３年采 用 ２ ０ ０ ｍＸ１ １ 反 ４ｍ
九点 法 井 网实 施 了 主 体产 能建 设 、 ５ 块 东扩 、 单 ６ 单
单家寺油田单56块提高采收率研究
１ ． 蒸汽吞吐提高采收 率研究
பைடு நூலகம்
１ ． １动态变化规律研究 胀损害油层 注汽前注入浓度为 ２％的降 Ｐ ５ Ｈ剂 进行予处理 ． 降低蒸 周期指标变化规律研究 ：目 前单 ５ 块最高吞吐周期达到了 １ 个 汽液相的 ｐ ６ ０ Ｈ值 ． 防止油层发生碱敏损害 配套防砂技术 ： 通过超稠油油藏 出砂 机理分析 ． 内研 究及应用 室 周期 ． 随着周期轮次的增加 ． 井筒附近油层含水饱 和度不断上升 ． 单井 日油下降． 周期含水升高 ． 周期生产效果逐渐变差 。根据大井距生产井 效果显示 ． 单一 的绕丝 管防砂难 以防住细粉 砂 ： 化学 防砂工 艺有效期 周期生产情况看 ． ６ 前 个周期生产情况较好 ， 周期油汽 比大于 ０ ． ７ 较短 ． 应防砂需求 ： ．第 ５ 不适 而予充填 石英砂 ＋ 温涂 料砂封 Ｅ＋ 高 ｌ 绕丝管管 有效期长 ．适合单 ５ 块超稠油开发需 ６ 周期单井周期产油降至 １ ６ｔ ３０ ． 比降为 ０ ５ 开发效果变差 ． 油汽 Ａ ， 小井距 内砾石充填工艺防砂强度高 、
２１年第３ 期 ０１ ３
科技 ＿向导
◇ 科技◇ 能源
单家寺油田单 ５ 块提高采收率研究 ６
杨 苹 （ 中石化胜利油田分公 司滨南采油厂 山东 滨州 ２ ６ ０ ） ５ ６ ６
【 要】 摘 单家寺单 ５ 块超稠 油油藏在 ２０ 年投入开发 ， ６ ０１ 随着开发时间的延长 ， 逐步进入高轮 次吞 吐阶段 ， 最高吞 吐周期达到 １ ２个， 露 暴
蒸汽驱试验 区周期指标同全 区基本一致 ． 个别周期开发效果略好
要 所以防砂工艺以予充填＋ 绕丝筛管管 内砾石充填防砂为主． 先对地 排出地层附近松散地层砂 ， 然后 向套管 外高压挤石英 累积产量分布规律研究 ：单 ５ 块超稠油油藏平面上累计产油分 层进行 预处理 ． ６ 补充地 层亏空 ． 提高挡砂强度和近井地带的泄油能力 ． 有效地阻止 布不均衡 ， 主要受投产时间和边底水 的影响 。 截止 ２０ 年 １ ０ ６ ２月， 整个 砂 ， 增大近井地带的渗流面积． 内再进行 套管 单 ５ 块累积产量 ８． ４ｘ ０ｔ平均单井 累积产油量 ０ ４ ７ ｌ４。 ６ １ ４４ １４． ９ ． ４ｘＯｔ ８ 从 部分地层砂 向近井地带运移 ， 最终采用 Ｑ Ｓ ３ Ｐ ７ 型绕丝管 ， 筛缝 Ｏ ｍ ， ． ｍ 充填 ３ 累积 产量平面分布来看 ， 主体部位单井 累积产量 大于 １ ｘ ０ ｔ主体 绕丝筛管砾石充填防砂。 ． １４ ： ２ ．－ ． ａ ２ ｍ石英砂及 ０９ １ ｍｍ陶粒 ． ． —２ 部位靠近北部 断层 、 西部与单 ６ 交叉区域产量较低 ， 西 主要因为储层 ０６ １ ｒ 注汽配套工艺技术 ： ５ 块 由于原油粘度高 ． 单 ６ 地层条件下渗流具 物性变差 ， 同时受纵向上馆陶组 上部地层水侵入影响造成 的； 东扩 、 南 因而 导致初 期注汽启动压力 高 ． 为此应采用 扩井投产时间短 ． 受边水影响大． 平均单井累积产量低。 小井距试验 区 有较 大的启 动压力梯度 ， 添加驱油剂降低注汽压力处理工艺 。室 内试验结果表明 ． 加入驱油降 的单井产量在 ０８ １１ ｌ４ 之 间 ．— ．ｘ ０ ｔ 使渗 降低注汽压力 ． ． 含水变 化规律研究 ： 面上 ． ５ 块主体部位含水 一直较低 ． 平 单 ６ 东 粘剂 能显著降低界面张力 ， 流过程毛管阻力下降 ． 注汽前 挤入驱油剂（ 柴油） 活性 ， 降低 注汽启动压力 ， 防 部、 南部和北部靠近断层部位含水较高 。边水主要从东部和南部 向油 根据 现场试 验 ， 止碱敏 。 藏 主体部位推进 ． 主体部位到 目 前为止还没有受到边水的影 响。
段塞蒸汽驱提高超稠油油藏采收率技术及其应用
（ ２６ ０ ） ５ ６ ６
摘 要 目前 超 稠 油 开发 以 蒸汽 吞 吐 为主 ， 单 井 吞吐 的 蒸 汽 波及 范 围较 小 ， 随 着 注 气吞 吐 周期 轮 次 的增 加 ， 入 蒸汽 但 且 注 对 油 井 近 井 地 带 油 层 的 冲刷 溶蚀 作 用越 来越 明 显 ， 层 存 水 率逐 渐升 高 ， 出液 也 逐 渐 呈 现 高 含 水 的 特 征 ， 油 采 导致 超 稠 油 油
中图 分类 号 ： Ｅ ４ Ｔ ３５ 文 献 标识 码 ： Ａ
ＥＯＲ ｅ ｈｎ ｌ ｇ ｎ ｕｌｒ — ｅ ｖ ｉ ｒ ｓ ｒ ｏ ｒａ ｔ ｐｐ ｉａ ｉ ｎ ｗｉｈ ｓｕｇ ｓ ｅ ｍ ｉ ｅ ｔ ｃ ｏ ｏ ｙ ｏ ｔ ａ — ａ ｙ ｏ ｌ ｅ ｅ ｖ ｉ ｎｄ ｉｓａ ｌｃ ｔｏ ｔ ｌ ｔ ａ ｄｒｖ ｈ
ａｓ ｌａｅ． ｌｎ ｉ ｅｉ ｒａｅ ｆ ｔ ｍ ｉ ｅｔ ｎｃｃ ｕ ｄ，ｈ ｅｕ ａｏ ｆｎｅｔ ｔ ｍ ｔ ｔｅｉ ｅ ｉｅｖ ｉｉ ｆ ｌ ｒａＡ ｏｇ ｔ ｔ ｃｅｓ ｅ ｊｃｉ ｙｌ ｒ ｎ ｓｔｅｄｎ ｄｔ ｎｏ ｊｃ ｄｓ ａ ｍａ ｗ ｈｈ ｎ ｏｓ ａ ｎ ｏ ｅｏ ｉ ｉ ｅ ｅ ｏ ｈ ｍｍ ｄａ ｉ ｎ ｙｏ ｔ ｃ ｔ
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ａｔ ｒ ｓ ｎ， ｈ ｅ ｅ ｏ ｍｅ ｔ ｆ ｌ ａ ｈ ａ ｙｏｌ ｓｍａｎ ｙ ｓ ａ ｔ ｌｔ ｎ ｂ ｔ ｉ ｇｅ ｗ ｌ ｓｅ ｍ ｔ ｌ ｔ ｎ ｏ ｌ ｗ ｅ ｓ ｓ ｒ ｃ ： ｅ ｅ ｔ ｔ ｅｄ ｖ ｌｐ ｎ ｔ － ｅ ｖ ｉ ｉ ｐ ｏｕｒ ｉ ｌ ｔ ｍ ｓ ｍｕ ａｉ ， ｕ ｎ ｌ ｅ ｌ ｔａ ｓｉ ａｉ ｎ ｙ ｓ ｅ ｐ ｅ ｉ ｏ ｓ ｍｕ ｏ
单家寺油田超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究
【 关键词】 超稠油油藏； 率； 油分布； 采收 剩余 数值模 拟； 井网加 密
稠油 一般 是指 油层 条件 下粘 度大 于 ５ ｒ ａ ｓ ０ Ｐ ．．相 对密 度大 于 ａ ０ ２ 的原油 ， ．０ ９ 国外亦 称重油 ， 可细分为普稠油 、 特稠油和超稠油 （ 天然 沥青 ） 大类 ＿ 三 ｌ 中超稠油主要指标为粘度大 于 ５ ０ ０ｍ ａ ｓ辅助 ＿ 。其 ０ ０ Ｐ ．． 指标 相对密度大于 ０ ８ ， ． ０ 随着原 油粘 度的不断升高 。 ９ 开发 难度加大 。 单 ５ 块位于单家寺油 田西区， ６ ６ 单 西东部 ． 主要含油层系为馆陶组下 部 ．油藏埋深 １８ — １０ ５ ℃ 面原油粘度 ４ ６ ０ ９ ５ ０ Ｐ ．之 ０ ０ １５ ｍ．０ 地 ５ ０ ８ ０ｍ ａ ｓ 间 。 水较弱 ． 边底 属于受前震旦 系变质岩基底控制 的由北 向南倾没 的 鼻状 构造超稠油油藏口 。单 ５ 块 自 １ ８ 年 进行常规试油 ． ０ 年 开 ６ ９４ ２ ０ ０ 始注蒸汽试 采 ．０ １ 到 ２０ ２０ 年 ０ ３年采用 ２０ ｌ １ ０ ｍｘ ４ ｍ反 九点法 井 网实 施了主体产能建设 、 ５ 块东扩 、 ５ 块南扩 。 中在 主体部位部署 单 ６ 单 ６ 其 ｌＯ ￣ ４ ｍ小井距反九点法井 网蒸汽驱先导试 验井组 ． Ｏｍ １１ 截至 ２ ０ 年 ０９ １ 月 累积投产井 ９ １ 开井 ６ １ ２ ６１ ． ２ １１，平均单井 日 ２ 产液 ３ ． 。日 油 ３ｔ 产 ４ ８ ｔ含水 ７ ． 采油速度 ２ ％。 ．， ２ ５ ％， ４ ． 采出程度 １． ０ ０ ％。 ３ 生产井在转蒸 汽驱以前 。 平均单 井累积产油量 ０ ７ ７ ｌａ 单位面积 ． ０ｘＯ ， ３ ｔ 累积净产油量只有 ０１０ ｘ ０ ／ａ小井距生产效果较好 （ １ 。 ． ９ １４ｈ ， ７ ｔ 表 ） ２ ０ 年 １ 月， ０９ １ 小井距平均单井产量 Ｏ ９ ｌ ４ 采出程 度 １ ． ％， ． ｘ ｔ ９ ｏ， ８６ ０ 单 位面 积累积 净产 油量 ０ ８ ｘ Ｏ／ａ ． ５ ｌ￣ｈ ．大井 距平均 单井 产量 １ ４ ８ ｔ ＇ ．ｘ １ １ ． 出程度 １． 单位面积累积净产油量 ０ ３ ６ １４ｈ 。小井距 采 ０ ％． ４ ． ０ ｘ ０ ／ａ ５ ｔ 生产井 在间歇 汽驱 的情况 下 ． 单井累积产量 只 比大井距少 １％。 ０ 但采 出程度 、 单位面积累积净产油量都远高于大井距生产井。 １３ －配套工艺技术研究 根 据单 ５ ６块地质特 点， 针对该 区油层保护 、 防砂 、 注汽 以及蒸 汽 驱工艺进行 了革新和引进 ． 成了适合单 ５ 块超稠油 油藏 地质特点 形 ６ 的工艺技术体系。 １ ．油层保护技术 ．１ ３ 钻井施工 、 固井过程 、 射孔及作业过程 、 注汽过程 中与油层 接触 均 会造成损坏 ． 大量 的室 内研究 和矿场实践表 明． 油层损害 因素 主要 表 １蒸汽吞吐提高采收率研究 ． 现在以下几个方面 ： 固相颗粒堵 塞损害 、 液相损 害、 敏感性损 害、 实 压 １１ ．动态变化规律研究 损害等 通过室 内试验和实践经验 ． 过程 中使用 聚合物钻井液体 钻井 １１１ ．．周期指标变化规律研究 含砂量＜ ％． ３ 固相含量＜ ％。 ８ 使用 ３ ％阳离子乳化沥青保护油层 。 近 目前单 ５ 块最高吞吐周期达到了 １ 个周期 ． ６ ０ 随着周期 轮次的增 系。 附加密度 ： 油层 ０ ５ ０１ ｍ ｏ储集层 Ａ Ｉ ． ～． Ｃ ３ ０ Ｏ Ｐ 滤失量 ≤ 加， 井筒 附近油层 含水饱和度不 断上升 。 单井 日 下降 ， 期含水 升 平衡压力钻井 ， 油 周 １ ｚ 高 ， 生产效果逐渐变差。根据大井距生产井周期生产情况看 ， ６ ４ ｌ 固井过程 中控制 固井水泥 中粒径 中值小 于 ５ ｍ的 固相 颗粒含 周期 前 ｍ 个周期生产情 况较好 ． 周期油汽 比大于 ０ ． ７周期单井周期产油降 量 。 ．第 ５ １． ． ２配套 防砂技术 ３ 至 １６ｔ ３０， 油汽 比降为 ０ ５ 开发效果变差 ． 距蒸汽驱试验 区周期 ．， ４ 小井 通过超稠油油藏 出砂 机理分析 ． 内研究 及应用效果显示 ． 室 单一 指标 同全区基本一致 。 个别周期开发效果 略好 的绕丝管防砂难 以防住 细粉砂 ： 化学 防砂工 艺有效期较短 ， 不适应防 １． ．２累积产量分布规律研究 １ 而予充填石英砂十 高温涂料砂封 口＋ 绕丝管管 内砾石充填工艺 单 ５ 块超稠油油藏平面上累计 产油分布不均衡 ．主要受投产时 砂需求 ： ６ 有效期长 ， 适合单 ５ 块超稠油开发需要 。 ６ 间 和边 底水 的 影响 。截 止 ２ ０ ０ ６年 １ ２月 。整 个 单 ５ 块 累 积产 量 防砂强度高、 ６ １． ． ３注汽配套工艺技术 ３ ８ ． ４ ｘ Ｉ １ ４ ４ １４ 平均单井累积产油量 ｏ ４ ７ ｌ４ 从 累积产量平面分布 ９ ｏ， ． ４ ｘ ｔ ８ ｏ。 单 ５ 块由于原油粘度高 ．地层条件下渗流具有较大 的启动压力 ６ 来看 ， 主体部位单井 累积产量大于 １ ｘ ０ ： ． １４ 主体部位靠 近北部 断层 、 ２ ｔ 因而导致 初期注汽启动压力高 ． 为此应采用添加 驱油剂降低注 西部与单 ６ 西交叉 区域 产量较低 ， 主要因为储层物性变差 ． 同时受纵 梯度 ． 向上馆陶组上部地层水侵入影响造成的 ： 东扩 、 南扩井投产时间短 ， 受 汽压力处理工艺。室内试验结果表 明． 加入驱油降粘剂能显著降低界 使渗流过程毛管 阻力下 降， 降低注汽压力 。根据现场试验 ， 注 边水影响大 ， 平均单井 累积产量低 。小井距试验区的单井 产量在 ０ 一 面张力 ． ． ８ 汽前挤入驱油剂储 性柴油） ， 降低注汽启 动压力 ， 防止碱敏 。 ｌｉ ｌ４之间。 ＿ Ｏｔ ｘ
井下裂解提高稠油油藏蒸汽吞吐采收率
井下裂解提高稠油油藏蒸汽吞吐采收率张弦;刘永建【摘要】开展了井下裂解就地改质稠油,提高稠油油藏蒸汽吞吐采收率的室内模拟实验和矿场应用试验。
研究表明,油藏矿物可催化稠油水热裂解反应,其中黏土矿物的催化效果优于其他矿物,可使稠油黏度降低30%以上,黏土矿物含量越高,越有利于水热裂解反应;注入催化剂硫酸镍和供氢剂四氢萘溶液段塞后,蒸汽吞吐最终采收率大幅度提高,比单纯蒸汽吞吐提高8.8%,产出油降黏率增加51.7%,饱和烃、芳香烃含量分别增加38.0mg/g和26.3 mg/g,胶质、沥青质含量分别降低41.9mg/g 和41.1mg/g.矿场试验结果表明,井下裂解就地改质稠油技术可延长蒸汽吞吐周期生产时间、提高日产油量、提高油汽比和回采水率,较大程度地改善蒸汽吞吐开发效果。
%Aiming at low final oil recovery of steam stimulation for recovering heavy oil,the laboratory experiments and field tests of downhole aquathermolysis for in-situ upgrading heavy oil technology were conducted to study how to improve the situation.The experimental results show that the reservoir minerals have catalytic effects on aquathermolysis of heavy oil,among which the catalytic effect of clay minerals on oil viscosity reduction is better than that of rock minerals,reaching more than 30%.The higher the content of clay minerals is in the reservoir,the more oil reduction can be obtained in aquathermolysis.After nickel sulfate and tetralin are injected as a plug before steam,the final oil recovery is 8.8% more than that of pure steam stimulation,the oil viscosity reduction rate can be increased by 51.7%,the contents of saturates and aromatics increased by 38.0 mg/g and 26.3 mg/g and the contents of resins andasphaltenes reduced by 41.9 mg/g and 41.1 mg/g,respectively.The fieldtest results demonstrate that downhole aquathermolysis technology for in-situ upgrading heavy oil can prolong production period of steam stimulation,increase daily oil production rate,control total water-cut,and increase oil/steam ratio and water recovery ratio.In the end,the development effect of steam stimulation will be largely improved.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2011(032)005【总页数】4页(P508-511)【关键词】辽河油田;稠油;蒸汽吞吐;井下裂解;提高采收率【作者】张弦;刘永建【作者单位】西南石油大学博士后流动站,成都610500;东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318【正文语种】中文【中图分类】TE357.44在高温高压条件下，水与稠油中某些活性组分发生化学反应，使氢从水向油中转移，改变稠油分子结构，使稠油黏度下降，这个过程被称为水热裂解[1，2]。
单家寺油田单83-014块稠油转蒸汽驱提高采收率研究
【 ２ 】 李平 科 ， 张侠 ， 岳 清 山． 蒸汽 驱 开 发采 收 率 预 测 方法 石 油勘
探 与开发 ， １ ９ ９ ６
【 ３ Ｊ 张 义堂． 热 力 采 油提 高 采 收 率技 术 ． 北京： 石 油 工 业 出 版
社， ２ ０ ０ ６
数５ ４ １ ３井 ，新 钻井 ２ ６ １ ２ １（油井 Ｉ ８ Ｈ ，注 汽 井 ６ ３ ，观 察 井２ １ 口 ），老井利用２ ８ Ｈ（ 老井生产井２ ４ Ｖ １ ，转注汽井４ １ １）。 蒸汽驱 与吞吐到底开 发指标对 比 ：调整后恢复 产能４ ． ４ × ｌ ０ ｔ ；在 目前井网条件下 ，吞吐生产采出程度只有２ ２ ％，转汽驱
采 收率技 术【 Ａ １ ． 稠 油 、超稠 油开 发技 术研 讨 会论 文汇 编 【 ｃ 】 ， ２ ０ （ ｔ ５
按上述 布井原则及井距 ，在充分利用原开发井 的基础上 ， 完善井网 ，基本形成２ ０ ０ ｍ×１ ４ １ ｍ生产井网，以此作为蒸汽驱基
础 井 网 ，在蒸 汽驱 开发 区部 署 ｌ （ ） 个 井 网 蒸 汽驱 方 案 ，部 署总 井
ｉ ４ １ 岳 清山， 李平科． 油藏压力对蒸汽驱 开发效果的影响． 特种
油 气藏 ， １ ９ ９ ７
５ 胡 常 忠． 稠 油 开采技 术 北 京： 石 油工业 出版 社 ， １ ９ ９ ８
（ 上接 １ ０ ６ 页） 提 出要建立促进学生发展的评价体系 ， “ 评价不 仅要 关注 学生 的学业成绩 ，而且要发现和发展学生 多方面的潜 能 ，了解 学生发展 中的需求 ，帮助学生认识 自我 ，建立 自信 。
注汽速度 鬃穰 注汽 黍积产濑 油汽 比 采 出糕凄 采 牧率 增涵媾往
ｔ ／ ｈ
稠油油藏蒸汽吞吐末期交替注采(注水)提高采收率技术
稠油油藏蒸汽吞吐末期交替注采（注水）提高采收率技术【摘要】千22块莲花油层1992年3月以蒸汽吞吐方式投入开发，1995年进入吞吐开发后期，区块日产油67t/d，综合含水83.2%，采油速度0.87%，采出程度25.3%，年度油汽比仅为0.2左右。
1996年7月开始实施注水开发，总体水驱效果较差。
造成水驱效果差的主要原因是由于千22块为稠油油藏，采用常规水驱受效不明显。
为此进行交替注采可行性研究，在注采对应关系较好的西部井区开展了交替注采试验。
与交替注采试验前对比，取得了明显增油降水效果，提高了区块采收率。
【关键词】交替注采？采收率？效果评价？稠油千22块原油粘度393.6mPa.s，属于普通稠油油藏，蒸汽吞吐后期实施常规水驱效果差。
为了提高断块水驱采收率，我们应用稀油水驱油藏多种分析方法，对千22块的注水效果做出综合评价，认为以往所实施的注水方式不适合该块的注水开发；同时，我们开展了物模研究，确定了合理注水方式。
根据周期注水的机理，降压期是低渗区的油渗流至高渗区的正式时期，适当延长降压期的时间，所以选择了交替注采的周期注水方式。
并确定在该块注水开发期长、注采对应关系较好的西部井区首先进行交替注采试验。
1 油藏基本情况1.1 地质概况千22块构造上位于辽河盆地，开发目的层为沙三段的莲花油层，含油面积0.5km2，地质储量278×104t。
千22块沙三段莲花油层为一套三角洲前缘相沉积，主要分布辫状分流河道相、河口砂坝相。
储层岩性以中-细砂岩、砂砾岩、含砾砂岩为主。
岩石胶结类型为孔隙式胶结，胶结物为泥质，泥质含量10.7%，粒度中值平均0.34mm，分选系数平均2.04，平均孔隙度28.7%，渗透率496×10-3μm2。
20℃地面原油密度0.9603g/ cm3，50℃地面脱气原油粘度393.6mPa·s，含蜡量4.68%，胶质+沥青质含量27.48%，凝固点-19℃，属低凝固点普通稠油，有利于热采。
胜利油田单家寺油田超稠油性质研究
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３ ４・
油粘度和密度也成正相关性 ， 这也表明 ， 稠油的粘度 和密 度均 随非 烃 含 量 和 杂原 子 含 量 而 增 加 ； 粘 度 高
稠油 中氢 原子 含量 和 Ｈ Ｃ 比值 较低 粘 度 稠 油 的低 ， ／ 表 明前者 杂原 子 取代 程 度 高 ， 者 氢 原 子 取 代 程 度 后
生较大影响 ， 因为体 系粘度随分子量 的增加以指数 形 式增 加 ， 果存 在较 多 的高 分子 量组 分 ， 系粘度 如 体 将 变 得更 大 。但 样 品 分 析 结 果 表 明 ， 对 分 子 质量 相 不 是影 响粘 度 的决 定 性 因 素 ， 且 平 均 分 子 量 与密 而
配合 物 ， 而 ， 原 油 粘 度 不 会 产 生 影 响 或 影 响 较 因 对
小。
选 取 了单 ６东 及其 外 围地 区 １ 稠 油样 品并 ５个
进 行 了分 析 ， 结果 表 明 ， ６东 两个 稠 油样 品 的饱 和 单
烃 含量 都 在 ２ ％ 以下 ， 于单 ６西 以及单 ２和单 ｌ ０ 低 Ｏ 区 的饱 和烃 含量 ， 与单 １ ４区相 比更 低 。非 烃 和沥青
收稿 １期 ２ ０ ３ ０ ２－０ ２—２ ； 回 １期 ２０ ０ ２ 。 ０改 ３ ０２— ３— ９
高。因此 ， 非烃含量的高低 与稠油的本 体粘度有直 接 关 系。
作 者简介 ： 程玉桥 ， ， 男 工程师 ， ９ 毕业成都理工大学应用化 学专业 ， 为浙江大 学材料 与化 工学 院应用化 学专业硕 士研究生 ， １ ３ ９ 现 一直从 事 油气分析测试研究及管理工作 。联 系电话 ：０４ ）５２７ ， （５６ ８５６５ 通讯地址 ：２７０ ） （５０ １ 山东 省东 营市 济南路 ２８ 。 ５号
稠油油藏蒸汽吞吐采收率确定方法
层位
莲I 莲 II 于楼 兴隆台 兴1 兴2 于1 于2 沙一、二段 大凌河 杜家台 杜( 上) 杜( 下) 东三段 沙三段
油藏中深 有效厚度
/m
/m
850 850 860 950 1 073 1 073 978 978 1 350 975 1 100 1 100 1 200 1 200 1 300
( 1 中油辽河 油田分公司勘探开发研究院, 辽宁 盘锦 124010; 2 BECK BU RK 国际有限公司, 辽 宁 盘锦 124010)
摘要: 通过研究稠油油藏 有关参数及井网密度与蒸汽吞吐采收率的关系, 利用 回归方法及多种 公式对比, 确定 出一种新的蒸汽吞吐方式下的采收率预测公式。与其它公式相比, 该公式考虑 到井网密度对采收率的影响程度, 具有较强的实用价值。 关键词: 稠油油 藏; 蒸汽吞吐; 井网井距; 采收率计算; 公式 中图分类号: T E357 44; T E327 文献标识码: A
2 公式验证
为了验证该公式预测的准确性, 将它与已发表 的有关计算公式进行了对比和分析。
2 1 与已发表公式对比
刘斌、全国资源委石油天然气储量委员会( 油 气储委) 提出的蒸汽吞吐采收率计算公式的适用条 件是井网密度 5~ 25 口/ km2。因 此, 在井网 密度 小于 25 口/ km2 时( 即正方形 井网 200 m 井 距以 上) , 将本公式计算的蒸汽吞吐采收率与刘斌、油气 专委储办提出的公式进行对比。由 9 个稠油区块 共 15 个开发单元的计算对比结果看出( 表 1) , 所 计算的吞吐采收率基本一致。
区块
齐 40 锦 25 锦7
锦 45
冷 43 杜 212 杜 48 杜 66 洼 38 块
表 1 辽河油田稠油区块蒸汽吞吐采收率对比 T ab 1 Recov er y factors of steam huff and puff in heav y oil blocks of L iaohe oilfield
油藏蒸汽吞吐防砂完井产能评价方法研究
油藏蒸汽吞吐防砂完井产能评价方法研究作者：胡少峰仇文博刘涛来源：《新疆地质》2020年第03期在稠油热采过程中注蒸汽是一种经常使用且非常重要的手段，通过利用蒸汽吞吐转蒸汽技术可使采收率得到大幅提升，该技术在采油施工现场已得到非常广泛地应用。
但是，考虑到新钻转驱井在使用过程中的注气特点，即长期高强度分层注气+短期高强度蒸汽吞吐，加上处于浅层的稠油储层缺乏较好的压实作用和较密实的胶结，在此情况下若高速注入高温流体，导致地层被反复冲刷，在开采初期油井就会出比较严重的出砂情况，因此需要采取一定的防砂措施，以确保油井开采工作顺利进行。
对防砂完井方式进行选择的过程中，具有重要指导作用的指标之一就是蒸汽吞吐阶段的产能评价结果。
《稠油开发地质基础》一书主要介绍了油气开发地质基础理论知识，重点讲述了稠油性质，稠油的形成机理和成藏模式，中国稠油油藏的地质特征、类型、开发地质设计及开发方式，并列举了开发实例加以说明。
本书适用性广泛并具有很强的实用性，能对稠油油藏蒸汽吞吐防砂完井产能评价方法提供非常好的理论参考，并对稠油油藏开发工作者提供一定的技术参考。
稠油油藏蒸汽吞吐防砂完井产能评价方法过程中，应用最广泛的方法是表征防砂前后产能变化的当量产能比，虽然防砂会直接影响吞吐井的产能，但与之相应的产能预测模型并不会较多考虑该方面的因素。
同时，加热区和冷却区的原油黏度在蒸汽作用下具有较大差距，利用传统评价方法很难取得良好的预测效果。
针对这种情况，通过多年研究和實践制定了一套新的产能评价指标，并构建了新型防砂完井产能模型，并在此基础上研究分析防砂措施对蒸汽吞吐井产能的影响，从而对不同防砂完井方式下油井产能进行有效评价，在稠油蒸汽吞吐井选择防砂完井方式过程中，具有重要指导意义。
防砂完井产能新模型，主要包括4个方面：模型基本假设、加热半径计算、热水区原油黏度计算以及产能计算。
防砂完井产能评价指标分析，在套管射孔井中，如果选择常用的产能评价指标量产能比Rp，其具体的含义为防砂之后的油井产能与防砂之前的油井产能之间的比例，也就是表示在常规开采方式下，所采用的防砂措施对油井产能的影响。
改变液流方向，挖潜井间剩余油，实现单家寺油田稠油油藏高效开发
改变液流方向，挖潜井间剩余油，实现单家寺油田稠油油藏高效开发摘要：单家寺油田稠油油藏，经过高轮次吞吐，原油产量递减较快，新增可采储量逐年减少，开发矛盾日益突出，剩余油高度分散，措施挖潜难度大，单井增油效果差，措施边际成本递增。
非主流线方向即剩余油集中的主要部位，目前驱替液的液流方向对剩余油富集区波及程度很弱。
为此，本文通过改变油藏内的井网结构和采液强度，改变驱替液的液流方向，使液流方向优先向采出程度低和历史非主流线位置推进，更好的开采油藏内滞留的剩余油，提高了油藏储量动用程度，从而实现了单家寺油田稠油油藏高效开发。
关键词：稠油油藏；剩余油；高效开发Abstract: For the heavy oil reservoir of Shanjiasi oilfield, after high cyclic huff and puff, the crude oil production decreases rapidly, the newly increased recoverable reserves decrease year by year, the development contradiction is becoming increasingly prominent, the remaining oil is highly dispersed, it is difficult to tap the potential, the oil increase effect of single well is poor, and the marginal cost of measures is increasing. The non mainstream line direction is the main part where the remaining oil is concentrated. At present, the flow direction of displacement fluid has a weak influence on the remaining oil enrichment area. Therefore, this paper changes the well pattern structure and fluid production intensity in the reservoir, changes the fluid flow direction of the displacement fluid, and makes the fluid flow direction advance to the position of low recovery degree and historical non mainstream line, so as to better exploit the remaining oil retained in the reservoir and improve theproduction degree of reservoir reserves, so as to realize theefficient development of heavy oil reservoir in Shanjiasi oilfield.Key words: heavy oil reservoir; Remaining oil; Efficient development1.油藏开发现状分析单家寺油田稠油油藏位于东营凹陷和滨县凸起之间的过渡带上，自1984年投入开发以来，经历了蒸汽吞吐实验、东区建设投产、井网调整、蒸汽驱实验、综合治理、稳产后期六个开发阶段，经过高轮次吞吐，目前原油产量递减较快，新增可采储量逐年减少，开发矛盾日益突出，油藏存在水侵严重，地层亏空大，套变井增多以及汽窜现象等问题，使得剩余油高度分散，措施挖潜难度大，单井增油效果差，措施边际成本递增。
单家寺油田汽窜研究及对策
单家寺油田汽窜研究及对策【摘要】蒸汽吞吐是稠油、超稠油主要的开采方式，在开采过程中，由于隔层不发育、层间存在渗透率差异以及蒸汽超覆等原因的影响，注汽时，高渗透层为强吸汽层，低渗透层为弱吸汽层，甚至不吸汽，随着蒸汽吞吐轮次的增加，进一步会出现井间汽窜干扰现象，大大地降低了蒸汽吞吐效果。
本文论述了汽窜产生的原因及造成危害并介绍了如何借助有效的工艺治理汽窜的方法及取得的效果。
【关键词】单家寺油田；稠油油藏；配套的工艺技术；效果1.油藏特征单家寺油田含油面积23.6km2，地质储量9559×104t，动用储量8596×104t。
其中6个稠油区块，含油面积19.8km2，地质储量8706×104t, 动用储量7743×104t。
自上而下依次划分为馆陶组、东营组、沙一段、沙三段、沙四段五套含油层系，油藏类型为具有多套油水系统的受构造控制的岩性地层油藏，原油性质变化大。
2.开发状况及汽窜产生的原因经过20多年的开发,单家寺油田早已进入“三高”开采阶段[1]，砂、水、稠、汽窜、套损现象日益严重。
蒸汽吞吐是稠油、超稠油主要的开采方式，在开采过程中，由于隔层不发育、层间存在渗透率差异以及蒸汽超覆等原因的影响，注汽时，高渗透层为强吸汽层，低渗透层为弱吸汽层，甚至不吸汽，产生汽窜，加之单家寺油田近年来井网加密及水平井的开发，汽窜井对由最初的单对汽窜发展成多方向交叉汽窜，原来的同层汽窜发展为不同层之间汽窜，直井与水平井之间的交叉汽窜，严重影响油井生产效果，汽窜井次由2008年平均月汽窜13井次上升至目前的30井次。
目前总投产油井652口（不含报废401口），多年的开发及稠油开采的特殊性造成油井停产259口，油井利用率仅为60.3%，综合含水高达85.8%。
开发管理难度较大，油井间汽窜成了开发该油田的一大难题，探索治理汽窜工艺技术成为提高油田采收率的重中之重。
3.汽窜的现象及危害应用[2]3.1汽窜的现象及危害①相邻井注汽时，生产井温度上升、液量及含水升高甚至100%；②注汽井注汽压力下降，生产井口压力上升、井口伴有蒸汽，如果发现不及时可发生轻者生产井出砂、套管破坏，重者发生井喷。
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2011年第12期稠油一般是指油层条件下粘度大于50mPa·s，相对密度大于0.920的原油，国外亦称重油，可细分为普稠油、特稠油和超稠油（天然沥青）三大类[1]。
其中超稠油主要指标为粘度大于50000mPa·s，辅助指标相对密度大于0.980，随着原油粘度的不断升高，开发难度加大。
单56块位于单家寺油田西区，单6西东部，主要含油层系为馆陶组下部，油藏埋深1080-1150m，50℃地面原油粘度45600～98500mPa.s之间，边底水较弱，属于受前震旦系变质岩基底控制的由北向南倾没的鼻状构造超稠油油藏[2]。
单56块自1984年进行常规试油，2000年开始注蒸汽试采，2001年到2003年采用200m×141m反九点法井网实施了主体产能建设、单56块东扩、单56块南扩，其中在主体部位部署100m×141m小井距反九点法井网蒸汽驱先导试验井组，截至2009年12月累积投产井96口，开井61口，平均单井日产液33.4t，日产油8.2t，含水75.4%，采油速度2.0%，采出程度10.3%。
1．蒸汽吞吐提高采收率研究1.1动态变化规律研究1.1.1周期指标变化规律研究目前单56块最高吞吐周期达到了10个周期，随着周期轮次的增加，井筒附近油层含水饱和度不断上升，单井日油下降，周期含水升高，周期生产效果逐渐变差。
根据大井距生产井周期生产情况看，前6个周期生产情况较好，周期油汽比大于0.5，第7周期单井周期产油降至1360t，油汽比降为0.45，开发效果变差，小井距蒸汽驱试验区周期指标同全区基本一致，个别周期开发效果略好。
1.1.2累积产量分布规律研究单56块超稠油油藏平面上累计产油分布不均衡，主要受投产时间和边底水的影响。
截止2006年12月，整个单56块累积产量81.9444×104t，平均单井累积产油量0.8447×104t。
从累积产量平面分布来看，主体部位单井累积产量大于1.2×104t；主体部位靠近北部断层、西部与单6西交叉区域产量较低，主要因为储层物性变差，同时受纵向上馆陶组上部地层水侵入影响造成的；东扩、南扩井投产时间短，受边水影响大，平均单井累积产量低。
小井距试验区的单井产量在0.8-1.1×104t之间。
1.1.3含水变化规律研究平面上，单56块主体部位含水一直较低，东部、南部和北部靠近断层部位含水较高。
边水主要从东部和南部向油藏主体部位推进，主体部位到目前为止还没有受到边水的影响。
1.2井网加密研究1.2.1目前井网、井距适应性评价根据数值模拟预测，大井距吞吐6-7个周期，热采加热半径只有20-30m，井间剩余油饱和度、地层温度基本维持原始状态。
1.2.2大井距单井控制储量较高，加密能够满足单井控制储量要求单56块主体部位油层叠合有效厚度超过25m，前大井距平均单井控制储量11×104t左右，一次加密后单井控制储量5.5×104t，按照采收率20%预测，一次加密后单井极限产量可达到1.1×104t，从经济指标考虑，能够满足一次加密。
1.2.3小井距净产油量高、采出程度高对比主体部位不同井距生产井生产效果，主体部位大井距生产井41口，平均射开油层厚度21.8m，小井距15口井，平均射开油层有效厚度22.6m，生产条件基本一致，具有可对比性。
不同井距间的生产效果对比指标为单井累积产油量和单井单位面积累积净产油量。
净产油量是累积产量减去根据注入蒸汽的热焓量反算的燃料油当量。
小井距生产井在转蒸汽驱以前，平均单井累积产油量0.34×104t，对应单位面积累积净产油量0.3054×104t/ha，大井距生产井在转蒸汽驱以前，平均单井累积产油量0.3707×104t，单位面积累积净产油量只有0.1709×104t/ha，小井距生产效果较好（表1）。
2009年11月，小井距平均单井产量0.99×104t，采出程度18.06%，单位面积累积净产油量0.885×104t/ha，大井距平均单井产量1.14×104t，采出程度10.4%，单位面积累积净产油量0.5306×104t/ha。
小井距生产井在间歇汽驱的情况下，单井累积产量只比大井距少10%，但采出程度、单位面积累积净产油量都远高于大井距生产井。
1.3配套工艺技术研究根据单56块地质特点,针对该区油层保护、防砂、注汽以及蒸汽驱工艺进行了革新和引进，形成了适合单56块超稠油油藏地质特点的工艺技术体系。
1.3.1油层保护技术钻井施工、固井过程、射孔及作业过程、注汽过程中与油层接触均会造成损坏，大量的室内研究和矿场实践表明，油层损害因素主要表现在以下几个方面：固相颗粒堵塞损害、液相损害、敏感性损害、压实损害等。
通过室内试验和实践经验，钻井过程中使用聚合物钻井液体系。
含砂量<3%，固相含量<8%。
使用3%阳离子乳化沥青保护油层。
近平衡压力钻井，附加密度:油层0.05～0.10g/cm3。
储集层API滤失量≤4ml。
固井过程中控制固井水泥中粒径中值小于5μm的固相颗粒含量。
1.3.2配套防砂技术通过超稠油油藏出砂机理分析，室内研究及应用效果显示，单一的绕丝管防砂难以防住细粉砂；化学防砂工艺有效期较短，不适应防砂需求；而予充填石英砂+高温涂料砂封口＋绕丝管管内砾石充填工艺防砂强度高、有效期长，适合单56块超稠油开发需要。
1.3.3注汽配套工艺技术单56块由于原油粘度高，地层条件下渗流具有较大的启动压力梯度，因而导致初期注汽启动压力高，为此应采用添加驱油剂降低注汽压力处理工艺。
室内试验结果表明，加入驱油降粘剂能显著降低界面张力，使渗流过程毛管阻力下降，降低注汽压力。
根据现场试验，注汽前挤入驱油剂(活性柴油)，降低注汽启动压力，防止碱敏。
2.井网加密技术界限研究2.1数值模拟模型的建立和历史拟合通过优化筛选，按照地质条件具有代表性和九点法井网规整、生产正常、采出程度具有代表性的原则，筛选单56-9-5大井距井组建立了数模模型，模型网格15×15×5，共1125个节点，1、3、5层对应Ng下1、2、3。
采用定液拟合含水的方法，通过调整储层渗透率等参数，较好的拟合了井组液量和含水的变化。
建立了基本反映油藏地质条件的数值模拟模型。
2.2加密区最高含水界限研究根据单56块地质特点，加密井要取得较好效果，应尽量避免边水的影响[3]。
单56-13-19井为其中一口典型井，该井位于内油水边界过渡带上，前一周期平均含水超过80%，后一周期平均含水就超过90%，日油水平不到2t。
因此加密新井应距内油水边界有一定距离，根据单56块超稠油油藏油水系统研究，确定距内油水边界为200m。
2.3加密井最小有效厚度界限研究单56块Ng下1-3砂体主体部位叠合有效厚度30-35m，向北、东、南三个方向减薄。
根据数值模拟预测，如果模型平均有效厚度减薄到15m，模型内8口井蒸汽驱到底累积产油13.9×104t，平均单井累积产油1.7×104t，具有一定经济效益。
有效厚度15m可以作为有效厚度界限。
通过以上分析，确定单56块加密调整是可行的，同时为了提高最终采收率，必须及时转换开发方式。
（下转第319页）单家寺油田超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究胡德艳（中石化胜利油田分公司滨南采油厂采油一矿山东滨州256606）【摘要】单家寺单56块超稠油油藏在2001年投入开发，随着开发时间的延长，已进入高轮次吞吐阶段，最高吞吐周期达到12个，暴露出油井含水升高、井距偏大、停产井增多、井网不完善等问题，开发效果逐渐变差。
为进一步提高蒸汽吞吐采收率，结合成熟的稠油开发工艺，利用数值模拟技术，改善了单56块开发效果，进一步提高了超稠油油藏采收率，为同类型超稠油油藏提供了借鉴经验。
【关键词】超稠油油藏;采收率;剩余油分布;数值模拟;井网加密◇能源科技◇2702011年第12期●（上接第270页）3.结论与认识通过实施井网加密调整，单56块超稠油油藏主体部位井网由200m ×141m 加密为100m ×141m 反九点法井网，完钻投产新井51口，初增日油能力473t ，平均单井日油9.3t 。
采用递减法计算，单56块可采储量由128×104t 增加到190×104t ，采收率由14.7%提高到21.8%，提高了7.1%。
通过研究和实践，证明在配套超稠油开发技术的基础上，单56块超稠油油藏井网加密进一步提高采收率。
【参考文献】［1］才汝成，李阳，孙焕泉编著.油气藏工程方法与研究.山东：石油大学出版社，2002.［2］霍广荣，李献民编著.胜利油田稠油油藏热力开发技术.北京：石油工业出版社，1999.［3］满燕,吴光焕,等.单6东超稠油油藏开采特征.油气田地面工程，2004，23(2).随着我国机构改革的不断深入和市场经济的影响,质检机构发展的趋势将是国际化、市场化、高效化,面对越来越激烈的竞争。
面对新形势、新问题、新要求,质检机构应采取转变工作理念、加强队伍建设、提升检验能力、加大技术投入、以充分发挥应有的技术支撑作用,为和谐社会的发展做出积极的贡献。
目前，县级质检机构存在较为突出的问题：一是实验室基础设施较差，实验室面积小，布局不太合理，不符合标准实验室的要求，既不能满足当前检验工作的要求，更限制了检验机构的发展；二是仪器设备不能满足当前检测要求，这是县级实验室最为突出的问题，随着科技的发展，新产品的不断更新，产品的检验项目越来越多，要求的检验手段越来越高，一些高精设备的投入非常大，但检验范围却很窄，业务来源也比较少。
原子吸收、气相色谱、液相色谱、气-质连用、液-质联用等等，都是实验室不可缺少的检验设备，但每台设备的检测器的检测范围都有限，检测条件高，往往一台主机要配不同的检测器，投入非常大，而基层检验机构由于起步迟，底子薄，发展缓慢，根本无力添置这些设备，所以设备水平远不能满足当前工作需要；目前食品检验已不单纯是营养成分的检验，食品安全标准中的食品添加剂、农药残留、兽药残留、重金属等项目已成为重点，它关系到人身健康的安全，深受消费者的关注。
三是人员水平不一，近几年来，技术人员调动频繁，部分职工业务技术知识贫乏，中高级职称人员所占比例低，聘用的检验人员工资较低，留不住人才，难以适应新形势要求。
由于以上原因的存在限制了检验机构的检验能力，制约了技术机构职能的发挥。
笔者认为，县级技术机构只有改善内部条件，实现自身发展，才能在市场上站稳脚跟。
1.加强内部管理适应发展需要质检机构在提高技术能力的同时，还要加强内部管理，保证检验工作的科学公正，才能正确发挥技术支撑作用。