孤岛油田稠油油藏特征与技术对策

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孤岛油田稠油井动态“一井一策”管理技术

孤岛油田稠油井动态“一井一策”管理技术X王忠滨,崔海亮,林秋民(中国石化胜利油田有限公司孤岛采油厂,山东东营　257231) 摘　要:孤岛油田稠油区块属于疏松砂岩油藏,胶结疏松原油粘度大,比重高,流动性差。

地面油井生产以掺水工艺为主,主要采用“掺水伴输、降回压为主,掺水稀释降粘和掺水升温降粘提高掺水效果为辅,特殊井特殊对待”的稠油掺水工艺。

通过室内研究建立稠油掺水降粘的实验方法和不同含水条件下的油水混合物粘温关系相关模式,现场试验稠油在不同温度下的流动状态,建立起稠油井地面正常生产的“温度场”,在此基础上首先确立不同区块油井的整体管理指导意见,再根据稠油井不同注汽周期、注汽的不同阶段、原油特性、地质条件、季节变化、开发方案等因素,制定稠油井地面正常生产的“一井一策”,建立油井生产档案,及时进行地面配套和参数动态优化,使稠油井处于最佳生产状况,减少稠油井停井时间,提高稠油井采油时率和管理水平。

关键词:疏松;掺水;温度场;一井一策;动态中图分类号:T E32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)05—0101—01 孤岛油田稠油井地面管理主要采用以“掺水伴输、降回压为主,掺水稀释降粘和掺水升温降粘提高掺水效果为辅,特殊井特殊对待”的稠油掺水工艺,即对于普通稠油井采用井筒或地面掺水以降回压,在条件允许的情况下最大程度提高掺水温度以提高掺水降粘效果;对特殊稠油井综合加降粘剂、空心杆、双管、双泵、水力喷射泵、螺杆泵等工艺,提高稠油井地面整体管理水平。

1　稠油与原油含水和温度的关系1.1　掺水与稠油含水的关系从2001年起孤岛采油厂开展了稠油井井筒举升工艺研究。

通过室内研究建立了稠油掺水降粘的实验方法和不同含水条件下的油水混合物粘温关系相关模式。

根据实验结果分析认为,掺水降粘举升工艺生产的油井,其掺入水量以保证井筒内油水混合液的含水率大于80%为宜。

1.2　稠油流动性与温度的关系针对稠油区块原油粘度大,流动性差,对温度敏感的特点,对不同区块稠油通过实验做出粘度与温度关系的粘满温曲线,通过实验确定南区稠油拐点温度为80℃,渤76块拐点温度为70℃。

孤岛油田孤北1地区稠油油藏特征及储层敏感性分析

孤岛油田孤北1地区稠油油藏特征及储层敏感性分析李琴(中国石油大学图书馆,东营)摘要孤岛油田孤北1地区馆陶组N g3)Ng5砂层组原油为重质稠油,原油具有高密度、高粘度、高含硫的特点,且分布规律受断层影响,具有越靠近断层原油更粘稠和上轻下重的特点。

造成原油性质差异的主要原因是断层附近地层水的氧化作用和重力分异作用。

研究区储层主要为河流相胶结疏松的砂岩储层,储层具有强速敏性和碱敏性,这是造成储层伤害,引起注汽效果不佳,造成采收率不高的主要因素。

关键词稠油油藏馆陶组储层敏感性孤岛油田1地质概况孤北1地区位于孤岛油田披覆背斜构造北翼,南部以孤北1断层为界与该油田中一开发区相邻,是一个被断层复杂化的断块区。

本区主含油层段是馆陶组第三至第五砂层组(Ng3)Ng5),储层为河流相沉积,砂体时空分布复杂,储层非均质性严重。

研究区油藏具有原油密度高、粘度高,油水分布关系复杂的特点。

与相邻的孤岛油田中一开发区相比,研究区构造相对复杂,区内主要发育4条断裂,按照断层规模分别命名为孤北1号断层、孤北2号断层、孤北3号断层和孤北4号断层(见图1)。

其中,孤北1号和2号断层是本区的主干断层,断距大,延伸远。

孤北3号和4号断层是伴生断层,发育在由孤北1号和2号断层所夹持的断块内部,使得断块的构造复杂化。

*孤北1号断层是中一区与孤北地区的分界断层,自东西向北东呈弧形发育,是孤岛披覆背斜构造顶部与翼部的分界断层。

孤北2号断层在很大程度上控制本区的油水分布,研究区两大断块G Q9断块和GB1断块构造上具有非常强的继承性,两断块之间构造特征差异显著。

油气主要富集在两个断块上。

圈闭受断层和储层沉积微相两大因素控制,主要的油藏类型包括构造油藏、岩性油藏、构造-岩性油藏。

图1孤北1地区断裂平面展布2储层特征孤北1地区Ng3)Ng5单元砂体自下向上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩构成的正韵律组合。

储层以长石砂岩为主,石英含量34%~43%,长石占36%~43%,岩屑占15%~ 25%;长石风化程度中等,表面新鲜,节理清晰,反映砂岩成熟度较低。

孤岛低品位稠油开采配套技术

石油天然气学报２Ｉ年１月（２）０
第３卷１
第１期０
Ｊｕｒｌｏｌａｎａ＇ｃｏｏｙｏｎａｆＯｉｄＧｓｌｈｎｌｇｅ
（ｃ．０Ｖｏ．４Ｎｏ０）ｔ２１２１３．１
孤岛低品位稠油开采配套技术
品位稠油单元平均日产液水平仅２．ｔ２８，与稠油单元平均水平相比低２％。８

２配套工艺措施
针对以上低品位稠油单元生产中的难题，在立足油层保护的基础上，开展了降低注汽压力、提高蒸
［稿日期］２１收０２—０５—１２
孤岛油田为潜山披覆背斜构造、稠油疏松砂岩油藏，主力开发层系为河流相沉积的新近系馆陶组
３６～段（ ¨）砂层组，具有高孔隙、高渗透、高黏度、油层非均质性强、出砂严重等特点。目前开发Ｎｇ方式分后续水驱、化学驱、稠油热采３种，近年来，以孤南４、孤南２４１、孤北１为代表的低品位稠油
与油溶性降黏剂协同作用改善稠油蒸汽吞吐效果的研究，并在矿场生产中得到了应用，有效地改善了低
品位稠油区块的开发效果。
［键词］低品位稠油；油层保护；化学复合蒸汽吞吐；密闭循环加热关［图分类号］Ｔ３５中Ｅ４［献标志码］Ａ文［章编号］１０９５（０２０— １１— ４文００— ７２２１）１０２０

浅谈孤岛油田稠油油藏特征与技术对策

油藏特征
技术对策
文章编号：１００９ — ９１４Ｘ（２０１３）０８ — ０１６－０１
文献标识码：Ａ
前言孤岛厂稠油属于边际稠油，受边底水和注水水侵影响大，特别是目前已进入高含水高轮次深度开发阶段，投资风险和技术难度不断增大。在这种情况下，稠油产量保持持续增长以及今后的挖潜方向是摆在开发工作者面前期待解决的难题。１孤岛稠油开发现状
２．２低效水驱稠油转热采技术
３应用稠油开发先导取得显著效果
３．１开展中二北Ｎｇ５高含水期化学蒸汽驱，提高采收率先导试验目的是攻关稠油蒸汽吞吐中后期大幅度提高采收率技术，为中石化重大先导试验项目，即在蒸汽驱中加入氮气泡沫，利用泡沫的堵水调剖作用，使蒸汽均衡推进，在补充地层能量的同时，减少或延缓汽
窜，克服单纯蒸汽驱的不足。先导试验区含油面积０．７７平方千米，地
质储量１８４万吨，预计可提高采收率１８．１％，最终采收率可提高至５３．４％。设计的ｌ１口新井（其中水平井４口），已全部完钻并投产，取得了初期平均单井日产油１２．０吨、综合含水仅为７５．４％好效果。
口试验井的蒸汽吞吐试验，１９９３年１月开辟了中二北馆５稠油热采先
导试验区。孤岛稠油开发了２０年，目前面临的矛盾十分突出。Ｎｇ５和Ｎｇ６稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量将呈下降趋势，目前含水大于８０％的井已达５０４口，占总井数的６６．６％，较２００８年同期增长２个百分点；近几年投入的Ｎｇ３ — ４稠油环油藏品位低，调整潜力小，热采开发效果差；同时，随着勘探程度的增高，新增动用热采储量不足的矛盾加剧，加上老区逐步进入高轮次

孤岛河道砂稠油油藏水淹层顶部水平井挖潜技术

第３第６３卷期
郑昕等：孤岛河道砂稠油油藏水淹层顶部水平井挖潜技术
・３７２・
边水沿构造底部位向前推进，首先充填油层底部，因此整体上而言稠油水淹层底部水淹程度较重，顶
部剩余油较富集。主力层馆５小层各时间沉积单元间泥质夹层发育状况又决定了油层中上部水淹程度的。
差异，近年完钻新井资料证实，无夹层井纵向上水淹厚度达６％，有夹层井纵向上水淹厚度仅为３％。ｏ０
基于储层空间非均质性对剩余油分布的影响，对馆５砂层组稠油进行储层构型及隔夹层分布特征研究。
面上剩余油分布不均衡［。近年完钻新井资料证实水淹区约９区域剩余油饱和度在５以上，１１］ｏ００区域剩余油饱和度小于４。５
［稿日期］２１ —０收０１５—１３［作者简介］郑昕（９１）１８一，男。２０年大庆石油学院毕业，工程师，现主要从事开发管理工作。０３
孤岛油田稠油热采区位于孤岛披覆背斜构造侧翼，纵向分布处于稀油与边底水之间的油水过渡带，
平面上围绕孤岛油田呈环状分布，具有油层厚度薄、原油粘度大、储层埋藏深、泥质含量高、出砂严重、高渗、强非均质性、受水侵影响大的特点，地面脱气原油粘度（０５￣Ｃ时）３０￣３Ｑ０ａ・。００５０ｍＰＳ

稠油油藏生产特征性分析与优化对策

194信息技术与机电化工一、油藏特征及开发现状某区块属于浅层超稠油，由于原油黏度高、埋藏浅、地层温度低、天然能量不足，油藏流体不具有流动性。

采用稠油HDNS（水平井+降黏药剂+氮气+注蒸汽）开发技术。

该区块投入开发以来，目前生产油井多，生产特征多样。

（1）油藏地质概况。

某区块含油面积为3.8km2，石油地质储量为355×104t，是一个常温常压的薄浅层稠油油藏。

（2）构造特征。

根据三维地震资料，结合钻井及测井资料，确定了砂体顶面微构造，其顶面构造形态相对简单，整体呈向南西倾斜，构造比较平缓，构造倾角4°左右，构造顶面埋深-470～-625m。

（3）沉积特征。

根据导眼井排粒度概率图及K1tgC-M 图，曲线明显的三段式，跳跃组分含量一般80%左右，斜率较大，细截点从下到上逐渐变细，说明能量逐渐降低。

同时 C-M 图以QR 、 PQ 段为主，表明沉积作用以牵引流沉积为主。

（4）储层及流体特征。

储层主要是以棕褐色中、粗砂岩、含砾砂岩，褐黑色细砂岩为主，夹薄层灰色灰质粉细砂岩。

根据（导眼）取心资料，其矿物成份较稳定，石英占40.3％，长石占20.3％，岩屑占39.4%；砾石磨圆度较好，分选系数1.439～2.13，平均1.68，分选较好。

平均孔隙度35.2％，平均渗透率5000-10000×10-3μm2，属高孔高渗储层。

但纵向上非均质性较强，渗透率级差为8.8。

根据敏感性试验表明该块为弱速敏，无临界流速、中等偏弱水敏、弱酸敏、弱碱敏、弱盐敏。

地面原油密度平均值为0.9567g/cm3，原油粘度变化范围为10683mPa.S，根据中国石油分类为稠油油藏。

这个区块始投入开发，累计产油25.3×104t，采出程度7.1%。

目前油井转周最高达到9周期，平均生产3.9个周期，部分油井进入高周期生产。

二、薄层特稠油生产特征分析油井生产特征，总结不同生产参数的开发规律，探寻适合区块最合理的开发参数，不断提高区块的开发效果。

稠油油藏开发难题及技术优化对策

万吨，累计产油６９．２万吨。措施老井产量１５２８５吨，没有新下部地层边底水活跃，能量充足，供液能力好，但随着开采，边井，措施增油２３８吨，产量主要以老井产量为主，没有新井，综底水推进速度加快，含水上升快。
二砂组缺乏边底水能量补充，总体处于中低含水，但由于热采两种模式开发，含水上升较快的７口井均处于构造中部或局隔层在南块南部发育较薄，某井区含水很快突破，其中某井吞部构造高点，且所生产层位缺乏边水能量补充，在注汽井次不断减吐效果一般，厚度５．３ｍ，初期峰值仅７ｔ／ｄ，周期油气比Ｏ．７１，目少的情况下，地层亏空加剧，造成油层压力下降，边水指进、底水锥前含水８５．７％。因此，要开展氮气泡沫调剖试验，对底水锥进
征。该区块２３．３２层的井共有２５口，占据总井数的６１％，成注汽能量，调大参数，趁热快抽，延长产量高峰期生产时间。
降粘剂优化、化学降粘方式优化、注入参数优化。
２．３实施高含水井堵水试验、补充能量
（２）油稠，油层压力下降：该块地面原油粘度范围为
２０００－５００（ｋｎＰ￣ｓ，平均地面原油粘度为３５９２ｒｎｌ￣ｓ，该区主要采用冷
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２稠油油藏开发技术优化对策

孤岛油田零散稠油井挖潜手段研究

孤岛油田零散稠油井挖潜手段研究摘要：目前稠油规模逐渐增大，稠油产量的比重越来越高，面对其埋藏浅，泥质含量高，低渗超稠、双高的物性特点，本文进行了稠油生产机理及配套挖潜手段的研究，运用注蒸汽、改变井筒举升方式、掺水降粘、微生物降粘、热油循环、药剂降粘等措施，提升了稠油区储量动用程度，增加了稠油产量，使稠油开发成为重要的产量接替阵地之一。

关键词：零散稠油生产机理配套挖潜手段研究举升方式储量动用产量接替引言孤岛采油厂油藏三区稠油井主要分布在中二北、东区、区西及中二中的零散井点，稠油生产井96口，日产液量1171.2吨，日产油306.4吨，综合含水73.8%。

开井数占总开井数的15.8%，产量占总产量的14.6%。

主要储层为河流相沉积，埋藏浅，泥质含量高，胶结疏松，易出砂；原油物性具有双高特点（即高粘度>1000mpa.s，高密度>0.95g/cm3）；中二北Ng3-4及区西等主要稠油单元原油粘度范围在1641-2417mPa.s之间，其它小断块如GD东区、GD西区及部分单元零星井点原油粘度普遍较高，一般高于2500mPa.s；多呈“土豆”状砂体分布，分布零散、含油面积小、层薄（4.1米），且注采对应差，地层能量不足，常规开采难度大。

目前零散稠油井存在的主要问题是：零散稠油块原油粘度高、含油面积小，储量小，能量补充少，稳产期短，产量递减快，井筒举升工艺的匹配不合理，液量低等矛盾，这都是制约提高稠油区块采收率的因素。

随着开发时间的延长，成为制约油田开发水平的重要因素。

因此了解稠油井分布、发展及演变规律，精细制定合理的开采应对措施，提升稠油区储量动用程度，成为目前油田开发迫切需要攻克的壁垒。

1 对策研究针对开发中存在的主要矛盾，主要通过降粘机理研究、举升工艺适应性研究、合理产液量的研究，从而为挖潜提供理论依据。

1.1降粘机理研究稠油井的降粘主要分为地下、井筒和地面三方面，对于地下主要采取完善井网补充地层能量，注蒸汽降低原油粘度，增加地下流体流动性，提高储层动用程度；地面主要是采取掺水降低管线回压，增加流体流动性；井筒主要是采取降粘剂、井筒掺水等增加原油流动性，提高油井产量。

稠油油藏的特点及分类

温度增加，粘度急剧下降
表4 我国几个油田稠油及国外典型稠油油田粘—温资料
粘度 30 油田辽河克拉玛依胜利河南委内瑞拉高升齐 40 九一 3区单2 —1 古城拉古尼亚斯阿萨巴斯卡冷湖和平河 20461 43℃ 500 2025 2793 220 16495 11809 38℃ 6700 43℃ 14200 15700 43℃ 14200 14700 53℃ 1720 46℃ 8800 7001 49℃ 2500 2748 1050 6363 1307 71℃ 480 58℃ 3250 63℃ 800 61℃ 2370 902 1245 495 662 100 2707 679 82℃ 230 580 83℃ 235 85℃ 480 151 103℃ 159 102℃ 91 178 79 119℃ 49.5 112℃ 103 1006 375 216 293 377 178 214 93℃ 38 115 25 40 50 60 温度，℃ 70 80 90 100 120
表3 稠油组分对比表
国家中国加拿大油田高升孤岛 Athabasca Cold Lake Peace Rive Jobo 原油相对密度 0.94—0.96 0.946 1.015 0.994 1.026 1.020 组成成分，% 芳烃+烷烃胶质 51.3 45.4 59.3 32.9 58.61 23.39 56.68 28.32 50.0 30.50 66.0 25.4 沥青 3.3 7.8 18.0 15.0 19.5 8.6
稠油油藏的特点及分类
表5 典型稠油中金属元素含量
油区中国油田克拉玛依九浅 1 高升王官屯羊三木孤岛波斯肯蒂亚胡安那何包阿萨巴斯卡冷湖 B 镍，×10—6 10.83 122.5 91.5 25.8 16.6 150 38 106 100 70 钒，×10—6 0.40 3.10 0.50 0.90 2.50 1200 284 390 250 240

整装油藏边际稠油开发技术界限研究——以孤岛油田东区东馆3稠油油藏为例

１地质概况
东区东馆３于孤岛油田东部，部、位北南部分别以孤北、南断裂带为界，部以孤东外油水边界为界，边水活跃。体构造呈西整高东低的单斜，有南北高，间低的特具中点。力小层为馆３主，藏平均埋深油１３ｍ～１２ｍ，２０３０胶结疏松，隙度３．％～孔５４３３空气渗透率５０～３Ｏ０３ｍ原７．％，０１０Ｘ１－Ｌ，ｌ始含油饱和度５１４．％～７％，０２５ ℃地面原油粘度３０ｍＰ～５０ｍＰ．，亲水，高００ａ５０ａＳ强属孔、渗疏松粉细砂岩稠油油藏。至２０高截０６年ｌ月，元累积产油ｌ．ｔ０ｔ采出２单１６１４，５Ｘ程度１．％，油速度１７％，６７采．２开发效果差。
摘要：岛油田东区东馆３孤边际稠油油藏，水水体大，边与主体相比开采有着明显的特征，已有的技术界限无法大幅增加产量。在深入分
析的基础上，用油藏工程方法，助数值模拟手段，边际稠油油藏的开发方式、宜于蒸汽吞吐开采的最小油层厚度等开发技术界限运借对适进行了优化研究，施后取得了明显增油效果。技术对同类油藏具有较大的参考价值。实该关键词：际稠油蒸汽吞吐注汽参数开发技术界限边

孤岛油田馆6砂组稠油油藏油水层判别研究

对储层含油性进行预测，具有广泛的应用价值和
应用前景。
表２油水层判别结果
声波感应４米试油时差／电导率／电阻率／结果回判结果
判别油、层的特征参数：水声波时差值、４米电阻率、感应电导值。
布且具有近似相同的协方差矩阵，率密度为概
Ｌ（，ｘ
…
＝
‘
ｅｐ一Ｘ一。）ｘＩ下１（） ’ Ｓ（一Ｉ
３１提取储层含油性参数．
式中：为样本协方差矩阵；为样本均值； ’ 。为
样本协方差矩阵的逆矩阵；＝（，，）Ｘ， …
维普资讯
断
２００７年９月
块
油
气
田第ｌ第５期４卷
ＦＵＪ— ＬＣＩＡＩＢ０Ｋ０Ｌ＆ＧＳｎＥＤＴＡＬ
孤岛油田馆６砂组稠油油藏油水层判别研究
王宁徐守余丁烽妮张琳璞
（国石油大学地球资源与信息学院，东东营２７６）中山５０１
馆６砂组稠油储量的动用已成为孤鸟油田接替稳
产的主战场之一。因此，充分利用各项地质及测井资料对其油层进行有效识别，对馆６砂组稠油油藏具有重要的现实意义。
１测井参数交会图法
孤岛油田馆６砂组砂体分布广泛，由多粒级砂岩组成，内非均质严重，渗性较好，层孔主要测

孤岛南区东稠油分类治理对策

孤岛南区东稠油分类治理对策作者：林鑫来源：《大经贸》2018年第11期南区东扩边稠油单元位于孤岛油田南区的东部，北部为孤南大断层，与中二区和东区相邻，南部以渤78断层为界，西部与渤64断块相接。

单元含油面积2.6Km2，平均有效厚度8.1m，地质储量454×104t，主要含油层系为上馆陶组的Ng1+2～Ng3砂层组，是一套粉细砂岩组成的河流相正韵律沉积储层，为曲流河沉积，压实差，胶结疏松，胶结类型以孔隙式～接触式胶结为主，胶结物主要为泥质。

1南区东稠油开发存在问题1.1 ;Ng 1+2油藏地层压降大，套变井数增多南区东扩Ng 1+2单元地质储量262×104t，油井开井数68口，采出程度28.36%，稠油蒸汽吞吐开采主要属于重力驱动和弹性驱动，随着生产周期的增加，近井地带原油不断被采出，造成近井地带地层压力下降，蒸汽吞吐进入高周期后，地层压力已降至原始地层压力的45% ～ 50% 。

地层压力的下降，远井地带原油流动困难，油井的供液能力下降。

该单元共有套变井27口占该层段油井总数的40%，常规转周效果变差，严重影响了单元的开发水平。

1.2 ;Ng 3油藏水侵严重，调剖效果变差南区东扩Ng 3单元地质储量141×104t，油井开井数26口，采出程度25.56%，受顶部稀油的注入水以及底部边底水的双重影响，储层纵向上自下而上水淹，平面上由边部向内部不断侵入。

目前含水大于90%的高含水井储量和井数占稠油的40%左右，年产量仅占稠油的20%左右。

多轮次调剖效果变差，边水侵入已成为制约该单元稳产的主要问题之一，亟需调整该单元开发对策。

2 南区东稠油单元稳产对策2.1 提高Ng1+2单元高轮次井采收率南区东Ng1+2的特点是储层物性差、敏感性强、能量低，套变井多，储量控制程度低，单一的蒸汽吞吐开发效果逐渐变差，针对油藏及井况不同特征实行差异化治理，提高了油藏的开发水平。

2.1.1实施“一注多采”，高效再提效目前Ng1+2单元针对储层物性好，油层厚度大单井主要以蒸汽吞吐开发为主，四周期以上的转周井占比达71%，油气比为1.0，维持目前开采方式，高效吞吐单井出现下降趋势，GDN28N206井第五周期峰值日油较之前周期时间变短且日油量下降，一注多采就是注汽井相邻的层位对应且热联通性相对较好的油井划为一个井组，中心井阶段时间大剂量注汽，周围处在生产末期井不需单独注汽而是依靠中心井注入能量连续生产，从而实现整个井组多井整体吞吐，相比常规蒸汽吞吐能扩大蒸汽波及面积，改善吞吐效果，提高驱油效率和采收率。

孤岛油田南区稠油单井治理效果分析

南区稠油的氮气泡沫蒸汽吞吐选井标准。主要有两个方面，一是
处于水侵前缘、厚度大、剩余油相对富集、层内非均质性强的油井；二是地层压力低，开发效果差的油井 … 。２０１３年共实施氮气泡沫蒸汽复合吞吐工艺３口井，共注入氮气３８万方，平均单井注氮气１２．７万方，可对比２口，有效２口，有效
率１００％。措施前平均日液１７．６ｍ，日油１．８ｔ，含水８９．５％；措施
２０１３年，共实施氮气泡沫蒸汽吞吐，蒸汽吞吐伴注ＣＯ以及
空心杆电加热措施１ｌ井次，可对比８井次，有效８井次，措施有效率１００％。平均单井日增油６ｔ／ｄ，累增｝９０３ｔ。措施效果较为理
想。
氮气泡沫蒸汽吞吐、蒸汽吞吐伴注ＣＯ以及空心杆电加热技
后平均日液３３ｍ，日油４．３ｔ，含水８６．９％；措施后平均日液增加
１５．４ｍ，日油增）￣１１２．５ｔ，含水下降２．６个百分点，累计增油５０ｔ。２蒸汽吞吐伴注ＣＯ，工艺优化技术
术是治理孤岛油田南区稠油的有效手段。氮气泡沫蒸汽吞吐有效
解决地层能力低，水侵加剧稠油井的生产问题；蒸汽吞吐伴注
ＣＯ，有效解决了地层能量差，注汽压力高，注汽效果差的问题；

孤岛南区低品位稠油高效开发技术

层组（）Ｎｇ、馆上段１～４砂层组（ｇ＋～）稠油开展了分类分层系精细地质研究，实施配套的开＋２Ｎ上
发调整技术：井网控制程度高的中部Ｎｇｅ油进行储层及流体非均质性精细评价，实施细分层系、低效｝稠水驱转热采调整；井网控制程度差、构造复杂的边部Ｎｇ上～稠油进行构造解释和储层反演，落实资源，上ｚ层系立体开发调整。达到提高其储量动用程度、改善开发效果、提高采收率的目的，从而实现孤岛南区
于孤岛背斜构造侧翼，纵向上分布为处于稀油与边底水之间的油水过渡带，平面
上围绕孤岛油田呈环状分布，具有 “ 、薄、稠、差 ” 的特点。孤岛油田稠油热采油藏通过加强相应配深
套技术研究攻关，目前达到了１３０ｔ２１年产油能力。孤岛油田主体Ｎ、Ｎｇ稠油环，通过井网一Ｘ次加密、水平井与直井联合布井的调整方式，目前采收率达到２．，已进人中高含水、多轮次吞吐８９深度开发阶段，面临着产量递减速度加快，周期含水上升加大，剩余油分布高度分散，后备资源严重不
Ｎｇ注入状况差，采出程度低；周边Ｎｇ十～稠油地质储量１６．Ｘ１，周边继承性发育了孤南断层上４３５０ｔ
及多条次生断层，具有构造复杂、储层发育变化快，主力层薄、储层物性较差、敏感性强的特点；另外

孤岛油田东区馆6低含油饱和度特稠油油藏成藏条件及油水分布模式

文献标识码：A
Accumulation conditions and oil-water distribution patterns of low oil-saturated super-heavy oil reservoir in Ng6 layer in the east region of Gudao Oilfield
第 26 卷第 3 期 2019 年 5 月
油气地质与采收率 Petroleum Geology and Recovery Efficiency
Vol.26, No.3 May 2019
文章编号：1009-9603（2019）03-0038-08
DOI：10.13673/37-1359/te.2019.03.005
er oil saturation of sand bodies in the river edge and river beach with poor physical property. After the accumulation of oil —————————————
收稿日期：2019-01-18。作者简介：束宁凯（1993—），女，江苏丹阳人，硕士，从事图书情报、构造地质学及油气勘探综合研究。联系电话：（0546）7396970，E-mail： 522345876@。通信作者：郑昕（1981—），男，江苏睢宁人，高级工程师。联系电话：（0546）8552526，E-mail：zhengxin102.slyt@。基金项目：国家科技重大专项“特高含水后期整装油田延长经济寿命期开发技术”（2016ZX05011-001），中国石化重点科技项目“孤岛稠油化学堵调降粘复合驱油技术”（P18050-3）。
摘要：低含油饱和度特稠油油藏的油水关系一般较为复杂，针对该类油藏开展油水分布规律研究是可动用储量评

稠油油藏钻井技术探讨

加强与高校、科研机构的合作，共同研发新技术
引进国外先进技术，消化吸收再创新
加强技术培训，提高员工技术水平
建立技术交流平台，促进技术交流与合作
鼓励企业自主创新，提高技术研发积极性
提高技术应用的环保意识
加强环保法规的宣传和教育，提高员工对环保的认识和重视
加强环保技术的研发和应用，提高钻井技术的环保性能
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采用环保型钻井技术，减少对环境的污染和破坏
建立环保监测和评估机制，确保钻井技术的环保效果
加强技术交流与合作
建立国际合作平台，促进技术交流与合作
加强与国内外高校、科研机构的合作，共同研发新技术
举办技术交流会、研讨会，分享经验，共同解决问题
引进国外先进技术和设备，提高国内技术水平
稠油油藏的分布和开采难度
分布：主要分布在中东、南美、中国等地区
开采难度：稠油油藏的粘度大，流动性差，开采难度大
开采技术：需要采用特殊的钻井技术和设备，如热力采油、化学采油等
开采成本：稠油油藏的开采成本较高，需要投入大量的资金和技术支持
稠油油藏钻井技术的挑战
稠油油藏的粘度大，钻井难度高
提高油藏开发效果：通过优化钻井设计和井眼轨迹，提高油藏开发效果，增加原油产量
降低环境污染：通过采用环保型钻井液和井下作业技术，降低对环境的污染
提高钻井安全性：通过采用先进的钻井技术和设备，提高钻井安全性，降低钻井事故发生率
钻井技术对稠油油藏开采的影响分析
提高开采效率：钻井技术的应用可以提高稠油油藏的开采效率，降低开
钻井过程中的环境保护

孤岛油田稠油热采防砂技术及设计方案

摘要本文针对孤岛油田开发过程中稠油油井出砂和防砂存在的问题，对防砂方法和相应的配套工艺技术进行了筛选和改进。

粉细砂岩油井由于埋藏浅、地层压实程度低、胶结疏松，在较大生产压差下容易出砂。

研究表明，采用油并分级砾石充填防砂方法，并辅以物理解堵工艺和粘土防膨工艺，能明显增加油井产量、延长防砂有效期。

稠油热采井由于地层疏松以及高温高压蒸汽的注入和高强度的采液，对油层产生了极大的冲击和破坏，这是造成稠油热采井出砂的原因。

通过室内试验和研究，确定了采用注汽前化学一机械复合防砂一次性工艺以及高孔密射孔和地层深部处理配套技术，达到了提高稠油热采吞吐效果和防砂的目的。

孤岛油田属于胶结疏松的砂岩油藏，随生产压差增大容易出砂。

本文对影响出砂因素进行了分析，研究了剪切、拉伸对砂岩的破坏机理，总结了出砂预测方法，进而对防砂方法和相应配套工艺技术进行了筛选和改进。

关键词：油井防砂方法；油井生产配套工艺；孤岛油田AbstractAccording to the problems of sand production and sand control in the Gudao oil field,the mechanisms of sand production in various wells were analyzed,and the sand control methods and matching technology were studied in this thesis.The fine siltstone reservoir is likely to produce sand under larger pressure drops because of its shallow depth,worse compaction and unconsolidated. To process such wells, graduated gravel packing combined with the physical unplugging technology and the clay expanding protection technology was used.During the thermal recovery of heavy-oil,the injection of steam under high pressure and high temperature and the production with high rate,the chemical-mechanical sanding control method before the injection of steam and matching technology were ing such methods can greatly improve the effect of steam soak during the heavy oil recovery.Gudao Oil Field is a sandstone reservore cementing loosely which is easy to produce sand under larger pressure drops .In this article, we will analyze the reasons such as the geological factors,the explortation factors and the well completion factors and the well completion factors that leads to the sand production.And we do some research to the destroying mechanism of shera force and tensile force.Then we concluded some methods to forcast the sand production and mimprove the sand conteol methods and matching technology. During the thermal recovery of heavy-oil,the injection lf steam under high pressure and high temperature and the production with high rate,the chemical-mechanical sanding control method before the injection of steam and matching technology were selected.Key words: sand control；matching technology of oil production；Gudao oil field目录1绪论 (1)1.1 研究的目的和意义 (1)1.2 国内外研究现状 (1)1.3 研究的目标、技术路线及所完成的工作 (3)1.3.1 研究的目标 (3)1.3.2 技术路线 (4)2出砂原因和出砂机理 (5)2.1 出砂因素 (5)2.1.1 水平构造作用力下的胶结地层易出砂 (5)2.1.2 地层胶结疏松，容易出砂 (6)2.1.3 流体性质 (7)2.1.4 其它影响出砂因素 (7)2.2 油层出砂机理 (7)2.2.1 剪切破坏机理 (8)2.2.2 拉伸破坏机理 (9)2.2.3 微粒运移 (10)3 稠油井防砂技术调查 (11)3.1 孤岛油田稠油开发概况 (11)3.2 稠油热采一次防砂工艺的研究 (12)3.2.1 稠油热采一次防砂工艺防砂机理 (12)3.2.2 割缝管防砂工艺的调研 (13)3.3 配套工艺技术研究 (19)3.3.1 高温防砂剂强度及耐温性能的研究 (19)3.3.2 射孔工艺 (20)3.3.3 深部处理油层技术 (21)3.4 现场应用效果分析 (21)3.5 小结 (22)4 方案设计 (23)4.1 完善实验数据 (23)4.2 增加射孔密度 (23)4.3 高温防砂剂优化 (23)4.4 油层深部处理 (23)4.5 防砂割缝筛管设计 (24)4.6 环空充填砂砾粒度的确定 (24)5 结论及建议 (25)5.1 结论 (25)5.2 建议 (25)致谢 (26)参考文献 (27)1 绪论1.1 研究的目的和意义自1971年孤岛油田投入开发以来，影响开发生产的主要矛盾一直是砂、稠、水。