陈家庄稠油
着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田位于中国华北地区，是国内稠油资源重点开发区域之一。
该油田储层深度较浅，储量丰富，但油品质较差，属于稠油、重油。
因此，如何提高该油田的稠油开发效率，成为了亟待解决的问题之一。
其中着力提升油汽比，是提高陈家庄油田稠油开发效益的重要手段。
油汽比，是指单位时间内采油的量与采气量的比值。
油汽比的高低直接决定了油田采气量和采油量的平衡状况，也是衡量稠油开发效果的关键指标之一。
因为稠油开采常常需要注入蒸汽等热力介质来促进原油流动，稠油开发的关键在于控制油汽比，保证油表面张力的下降和稠油粘度的降低，使得油田稠油得以充分流出。
陈家庄油田含油饱和度高，在生产过程中需要注入一定量的蒸汽，以促进原油的流动。
此时，尽管注入蒸汽能够加速原油的流动，但却会降低油田采气量，导致油汽比过高。
如果油汽比过低，则原油流动速度过慢，采油效率低下。
因此，维持稳定的油汽比十分关键。
如何提高陈家庄油田的油汽比呢？首先，要充分利用先进稠油开采技术。
采用低压线水平井和垂直井相结合的开采方式，能够使得稠油能够更加高效地流出。
利用水平井可较广泛地收集延展于储层中的稀油层和厚油层，同时延长工作面长度，提高采收率。
垂直井则可增加的注汽峰值，进一步促进原油流动。
其次，注汽方式也需要优化。
尝试采用高压蒸汽注入方式，能够降低开采成本，并提升油气分离效果，加快蒸汽与油相混合的速度，降低粘附于油层表面的水分子含量，从而提高油田采气量，改善油汽比。
最后，建立有效的生产监测系统。
为了保证稠油开发的高效运行，需要建立严密的生产监测系统，通过实时监测油气比、油水比等参数，及时掌握油田的生产状态，以便及时调整注汽量，保证稠油开采过程的顺利进行。
在提升油汽比的同时，还应注重提升陈家庄油田的综合效益。
一方面，可通过优化注汽合理有效地降低开采成本，减少能源浪费，提高生产效率，增强其经济效益；另一方面，还应该注重环保，化石燃料开发对于环境污染的影响总体较大，降低油汽比也是保护环境的一种措施。
提高陈家庄油田北区稠油油藏采收率
提高陈家庄油田北区稠油油藏采收率
史贞利;马金娜;刘廷峰;李海涛
【期刊名称】《内江科技》
【年(卷),期】2013(34)12
【摘要】陈家庄油田北区属于岩性-构造层状稠油油藏,处于可常规开发油藏的边缘。
该区按反九点法面积注采井网常规注水开发,初期取得了良好的开发效果。
近年来,
由于套管损坏井增多,导致水井带病注水;水井出砂严重,层间差异大、层间矛盾突出,导致分层合格率低。
针对以上问题,通过对北区进行水驱效果评价,根据研究结果采
取防砂或者补孔,从而提高水驱采收率。
同时在北区对两口井实施水溶性自扩散剂
实验,对应10口油井,日增油11吨,增油效果显著。
【总页数】1页(P85)
【作者】史贞利;马金娜;刘廷峰;李海涛
【作者单位】中国石化股份胜利油田分公司河口采油厂;中国石化股份胜利油田分
公司河口采油厂;中国石化股份胜利油田分公司采油工艺研究院;中国石化股份胜利
油田分公司地质科学研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.陈家庄薄层稠油油藏提高采收率配套工艺推广应用
2.高浅北区常规稠油油藏提高采收率技术与应用
3.陈家庄油田特稠油油藏提高采收率方法
4.古城油田稠油油藏
二元复合驱提高采收率研究5.普通稠油油藏聚合物驱提高采收率研究与实践——以孤岛油田B21单元为例
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着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田是我国的一个重要稠油油田，位于河北省境内。
稠油是指粘度比较高的原油，采收难度大，开发成本高，而且影响稠油开发效益的一个重要因素就是油汽比。
油汽比是指单位原油产出所需的天然气量，通常用标准立方米（Sm3）/吨来表示，它直接影响到稠油的开采效率和经济效益。
提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益是一个非常重要的课题。
为了提高陈家庄油田稠油开发效益，我们应该从以下几个方面着手：一、优化采油技术要提高陈家庄油田稠油开发效益，首先要从采油技术方面着手。
可以采用一些新技术和新方法，如水平井、多级水平井、注汽采油等，有效提高稠油的开采效率。
还可以对现有的采油设备和工艺进行改进和优化，提高采油效率，减少生产成本。
二、优化注汽技术注汽是一种提高稠油开采效率的重要技术手段。
可以通过优化注汽工艺、提高注汽压力、增加注汽量等方式来提高油汽比，从而提高稠油开发效益。
还可以采用先进的软件模拟和监测技术，实时监控注汽作业的情况，及时调整注汽参数，提高注汽效率。
三、优化油气分离工艺油气分离是稠油开采过程中的一个关键环节，对油气分离工艺进行优化，可以降低油气混合物中的天然气含量，提高油汽比。
可以考虑采用新型分离设备、改进分离工艺等方式，提高稠油的产品质量，提高开发效益。
四、加强油气力学研究油气力学是稠油开采的一个重要科学领域，通过加强油气力学研究，可以深入了解稠油油藏的物理特性和流体行为，提高对稠油开采的认识，有针对性地改进开采技术和工艺，提高油汽比，提高开发效益。
五、加强人才培养要提高陈家庄油田稠油开发效益，需要有一支技术过硬的队伍。
我们要加强人才培养，培养一大批具有油田开发经验和技术实力的专业人才，为稠油开采技术的改进和提高提供有力支持。
提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益，需要全面、系统地采取一系列措施，从采油技术、注汽技术、油气分离工艺、油气力学研究、人才培养等多个方面着手，不断改进和完善相关技术和工艺，提高稠油开采的效率和经济效益。
着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田是中国大庆油田有限责任公司的重点油田之一，因为油田出油量低、粘度高、硫含量高等特点，被称为稠油油田。
为了提高油田的开发效益，需要着力提升油汽比。
油汽比是油井产油能力与注气能力的比值，是衡量开发油田效益的重要指标之一。
对于稠油油田来说，油汽比更为重要，因为粘度高的油在地下很难流动，需要通过注入高压气体来减小粘度，使得油能够顺利地被采出。
因此，提高油汽比是稠油油田开发中的关键问题。
为了提高油汽比，需要从以下几个方面入手：一、注气方式的改进传统的注气方式是间隔注气，即在油层中间隔一段时间注入一次气体。
这种方式虽然简单，但是存在注气量不均匀，注气效果不好的问题。
为了解决这个问题，可以采用连续注气方式，即不间断地向井下注入气体，使得注气量更加均匀，效果更好。
同时，在注气的过程中需要控制注气量，避免过度注气导致油井产油能力下降。
二、提高采油效率采油效率的提高可以增加油田的产油能力，从而提高油汽比。
为了提高采油效率，需要合理调整采油参数，如井底流压、注汽压力、泵冲频率等，同时还需要加强井眼控制，防止注汽量过多导致油井失效。
三、加强油井维护油井的长期运行会使得井筒内壁产生沉积物，导致油井的产油能力下降。
因此，需要定期进行井下清洗、钻井修复等操作，保持油井的畅通。
四、开发新的产油层油田的不同产油层具有不同的物理化学特性，因此可以在油田中开发新的产油层，从而增加油田的产油能力，提高油汽比。
然而，在开发新的产油层时需要注意保持油田的整体均衡，避免新层的开采导致其他井受到影响。
综上所述，着力提升油汽比是稠油油田开发中的关键问题。
通过改进注气方式、提高采油效率、加强油井维护以及开发新的产油层等措施，可以有效地提高油汽比，提高陈家庄油田的稠油开发效益。
陈南薄层稠油提高采收率技术研究
陈家庄南区主要油藏特点为 “ 、 、砂 、低” ． 薄 制 是河流相储层平面变化快 ，有效厚 度薄．该区下馆陶储 层为一 ．
关键词
１ 概 况
薄层
要含油层位 为Ｉ Ｉ ３ 、Ｉ 砂层组 ，其中含油小层为
７ 个
（ ） １ 油藏 特 点 ：陈 家庄 油 Ｉ南区 位于东 营市 利津 县陈 庄镇境 ｜ ＝ Ｉ 内 ，区域构造位置为济阳坳陷陈家庄凸起 中部 ，是一个 其继承性 发育 的受基岩控制的披覆构造薄层边际制油油藏 主要含油层系为上第三 系 馆 黝 组 № 下 １５ 组 ， 油藏 埋 深 １８ —１２ｍ．探 明 含 油 面积 －砂 １０ ３０
¨ １由肛猾 基 １ 】 ＿ 第 期
技 术 创 新
陈南 薄层 稠 油 提 采收 技 术 研 究 高 同木 率
盂 庆 丽
（ Ｕ 采 油厂 地 质 研 究 所 ） 河
摘
要 陈家庄油田 南区为薄层特稠 油油藏，具有 “ 储层薄 、油稠 、出砂 严重、舍油饱 和度低”的特点 针 对以上 问题开展 薄层
产动态优 化热采选 井．确 定合理的注汽强度 、制 定合理转周 时机 图板，进 行热采周期 内差异化 管理 通过 以上研究工作 实现陈南薄层 特稠 油整体 动用， 目前 已整体动 用储量２２ ５９×１４，建成３ 万吨 产能的规模 ．采收率达到１％，储量动 用程度达９１ （ １ ｔ ３８ ７ 【 ％
３ 水平井开发技术界限研 究
陈家庄稠油“四期”开发要素的精细化管理
该阶段的管理重点为 ： ①以油井产液温度 、抽油机运行 电流为主要评价指标 ，结合含水 变化 ，要适 时投 入辅 助井筒举升 工艺措施 （ 电加热 、开空心杆 掺 开
水 ），并做到动态调整 ，保证油井生产运行稳定 。 ②根据油井供液能力的变化 ，调整抽油机 工作制度 （ 主要是冲次 调整 ），努力使油井排液能力与地层 的供液能力相匹配 。
（ ） ４ 递减期 。该阶段为 周期 末期 ，具有产 液量低 、动液 面低 、 产出液温度低的特 点。 该阶段管理重点为 ：①加强辅助井筒举升工艺措施 （ 提高电加热 温度 、提高空心杆掺水量 ） 的动态调整 和控制 ，保证 油井生产运行 稳 定。②调整抽油机工作制度 （ 主要为下调冲次 ），努力实现 油井供 排 关系协调。③加强巡回检 查 ，防止油井间出或不出液造 成的油井异常 故障。④当油井达 到废弃产量或 不出时及时安排 注汽 ， 入下一轮 生 转
１ 稠 油 井 生 产 管 理
作稳定 ，避免卡井等故障发 生。 （ ） 油期。该阶段 为周期的主要产 油阶 段 ，其主要特 征为 ： ３ 产 油井含水相对稳定 ，产液温度及地层供液能力随生产时问的增长而逐
步下降。
采油生产阶段分为焖井阶段 、防喷阶段和机械举升阶段 。陈家庄 油 田属于新开发区块 ，由于原始地层压力较高 ，注蒸汽后的采油初期 多存在一定的 自喷期 。随着吞吐轮次的增加 ，地层压力下降 ，自喷期 逐渐缩短至消失 ，油井焖 井结束将直接转入机械举升阶段 。 焖井阶段的管理重点 ：注汽结束后 ，为了下一步做好稠油热采井 放喷 ，采油队要及时落实焖井压力 ，焖井压力要每１Ｚ时一次向矿调 ２＇ Ｊ ， 度汇报 ，一 直汇报到焖井压 力落０ 或者放喷开始 ， 井压力录取 要及 焖 时准确 ，对焖井 压力 不及时或 者弄虚作假 者按地 质资料 录取规 定扣
稠油水平井双管注汽工艺应用
稠油水平井双管注汽工艺应用摘要：陈家庄油田稠油水平井均采用筛管完井，注汽过程中采用笼统方式注汽，受油层非均质及周边采出影响，蒸汽局部突进、水平段动用不均，热采效果不理想。
文章针对稠油水平井热采现状，为了减少热损失并提高隔热效果，采用同心管双管注汽，井口进行配汽量的调整。
实施效果表明，采用双管注汽后，水平段动用得到较大幅度的改善，生产效益也得到了较大幅度的提高。
关键词：薄层；稠油；水平井；双管注汽陈家庄油田油层平均厚度4m，原油黏度10000mPa.s～50000 mPa.s，是薄层稠油油藏。
该油田采用热采注蒸汽吞吐开发工艺，油井多采用水平井开发，水平井段长度在150m～200m左右。
尽管采用了均匀注汽系统，但受油层非均质及周边采出程度的影响，仍存在蒸汽局部突进、水平井段动用不均的问题。
为了提高水平井段的均匀动用程度，开展了双管注汽试验，取得非常好的效果。
1水平井双管注汽工艺原理及配套技术1.1工艺原理水平井双管注汽工艺原理如图1所示。
采用井口“双悬挂”，管中管注汽方式，蒸汽从两个通道注入，一个是从2”无接箍油管注到水平段B点，一个是从41/2”真空隔热管和2”无接箍油管环空井注到水平段A点。
通过地面流量调解阀门进行流量控制，实现二个出汽点不同排量的控制，另外在内管和外管分流前通过悬流器及混相器实现蒸汽的等干度分配。
在等干度分配的情况下，A点、B点两端形成两个压力场，当达到一定注汽强度后，两端压力场趋于平衡状态，在水平段形成两个相互联接的蒸汽腔，通过双管注汽达到全段均匀配汽的目的。
1.2配套技术①双管注汽井口。
双管注汽井口设计是在常规注汽井口基础上通过增加一个大四通，来实现双注汽管柱悬挂，其中2”无接箍油管是通过变扣(2”平式油管扣变41/2”偏T扣)直接连接在井口上面，41/2”保温管座封到井口内部悬挂器上，管柱之间采用密封件进行密封，其工作压力21MPa，工作温度35～370℃，大四通垂直通径Ф160mm。
水平井在陈南薄层稠油油藏中的应用
水平井在陈南薄层稠油油藏中的应用摘要：陈家庄油田南区主要以特稠油为主，具有油层薄，原油粘度高，易出砂，含油饱和度低的特点，自2007年以来，通过开展水平井开发经济技术政策界限，利用数模技术优化井网、井距、水平段长段、注汽参数等，成功动用陈家庄南区边部薄层稠油，建产能23.2万吨，取得良好效果。
关键词：薄层稠油水平井蒸汽吞吐一、油藏概况陈家庄南区位于东营市利津县陈庄镇境内，区域构造位置为济阳坳陷陈家庄凸起中部，是一个具继承性发育的受基岩控制的披覆构造稠油油藏，。
主要含油层系为上第三系馆陶组Ng下1-5砂组，油藏埋深1180～1320m，地面原油粘度10000～50000mPa.s，平均有效厚度 4.5m，平均有效孔隙度32%，渗透率2500×10-3μm2，属高孔高渗油层。
二、开发历程2006年开始在陈家庄南区开始注蒸汽吞吐开发。
但是直井开发热损失大，产量递减大。
根据计算，热损失达60-80%，第一周期年递减51.5%。
含水上升较快，周期间含水上升速度快4.8%，油田年含水上升率13.7%。
因此开展了开发方式、井网、井距等开发技术政策研究，确定了以水平井开发薄层稠油油藏。
通过数模研究不同油价下水平井、直井布井极限厚度，在50美元/桶情况下确定水平井布井区极限厚度要大于3m；合理的注汽强度为15m3/m左右。
利用水平井模型和井组模型，对该块蒸汽驱的井网、井距和转驱时机进行了优化，确定水平井与水平井组合方案最佳，水平井段长度为250m左右，生产井距离注汽井150m左右。
2007年底设计该区第一口薄层稠油水平井陈373-P1井，投产后峰值日油能力24t/d，目前日油9.3t/d，是直井的1.7倍。
2008-2013年在陈373外围薄层稠油设计以水平井为主开发，部署水平井102口，建产能25万吨。
投产初期平均单井日油13.5t，是直井的3倍，累计产油67.8万吨，取得良好效果。
三、水平井存在的主要问题1.油藏条件差，开发难度大陈家庄南区稠油油藏类型为层状构造-岩性稠油油藏，由于该区储层为一套河流相沉积，其平面变化快，各砂体平面分布形态以条带状为主，地面脱气原油粘度一般10000～50000mPa·s，原油性质在平面上具有由北到南粘度变大的变化趋势。
应用低成本措施改善稠油水驱油藏开发效益(全文)
应用低成本措施改善稠油水驱油藏开发效益1油藏概况1.1地质概况陈家庄油田陈25块是一个具继承性发育的受基岩古地形操纵的披覆构造稠油油藏，储层为一套河流相正韵律沉积，主要含油层系为下馆陶组1-4砂组，含油面积9.6平方千米，地质储量1690万吨。
储层物性好，孔隙度30.4%-33.1%，渗透率1713×10-3μm2，属高孔高渗储层。
油层非均质较强，地面原油粘度平均6990mP.s；油藏具有正常的压力系统，原始地层压力13.09MP，地层温度670℃，俑呶乱斐！1.2开发简况陈25块从1992年采纳反九点法注采井XX投入开发，先后经历了试采、产能建设、含水上升、综合治理等阶段，1999年以来逐步改排状注水井XX。
目前已高速开发25年，平均采油速度1.2%，年产油10万吨以上达15年以上，是陈家庄油田的主力开发区块，也是河口采油厂一般稠油常规开发的代表。
目前，油井开井82口，水井开井40口，采出程度20.35%，累注采比1.12，平均动液面468m，地层压降0.5MP。
2存在主要问题2.1出砂严峻，防砂措施成本高陈家庄陈25块由于储层孔隙度高，渗透率好，但储层胶结疏松，极易出砂，使得该区块防砂成为主要增产措施，平均防砂周期2.5年，目前防砂措施占总措施井次的73%。
防砂工艺采纳筛管砾石高压充填防砂，单井次防砂费用平均为32万元，平均占井周期8.6天，近10年防砂一次成功率为92.5%。
在当前低油价的背景下，该工艺具有防砂费用高、占产时间长的问题。
2.2分注率低，层间开发状况差异大陈25块注水井普遍采纳合注合采，由于非均质性较强，造成主力与非主力层、主力层间吸水状况差异大，注水时层问干扰严峻，近3年内测吸水剖面35口井，50%主力层吸水85%以上，使注采完善的3砂组水淹范围广，非主力层水淹范围较少。
3主要做法及效果效益3.1细化防砂抑砂工艺，降低防砂成本（1）、归纳分析现有对出砂井有效措施，建立适应条件数据库。
提高稠油井注汽开发效果措施效果分析
提高稠油井注汽开发效果措施效果分析摘要：陈家庄油田的稠油储量大，开发的潜力大，但开采的难度大，结合稠油注汽井的油藏条件，优选注汽参数，稠油掺水生产参数，提高作业开井一次成功率。
关键词：蒸汽吞吐掺水量参数优选成功率0 引言陈家庄油田稠油区块由于特殊的地层结构作业生产难度很大，作业成本居高不下，提高作业后开井一次成功率成为降低作业成本的关键。
目前，稠油井得到陈家庄采油厂的极大重视，具有很大的潜力，稠油井是投入成本很大的井，如何优选注汽参数、生产参数、掺水量，保证作业开井后见到最大产能是目前的亟待解决的重要课题。
1 陈家庄油田稠油区块地质概况陈家庄油田位于位于山东省东营市利津县陈庄镇以北约2km处，构造位置属于陈家庄东部凸起的西北部。
陈家庄凸起是位于济阳坳陷沾化凹陷与东营凹陷之间的一个大型正向构造单元。
该区勘探始于1963年的陈1井，此后历经40年的勘探开发，陈家庄东部凸起带先后探明了陈25块、陈21-33块、陈40块和陈373稠油。
动用含油面积30.82km2，动用石油地质储量4741.84×104t。
构造特征：构造形态总体为由南东向北西倾没的单斜构造，断层不发育，构造较为平缓，地层倾角小于2°。
储层为一套河流相正韵律沉积，馆下段地层纵向上划分为五个砂层组16个小层，平均有效厚度9.4米，其中I、II砂层组为主要含油砂层组。
各小层砂体厚度较薄，一般2～6米。
馆陶组天然能量不足，需注水补充地层能量。
2 蒸汽吞吐开采的机理及优选注汽参数原则2.1蒸汽吞吐开采的机理蒸汽吞吐开采就是将高温高压的湿饱和气体注入地层，炯井数天，加热油层中的原油然后开采，机理有以下几点：（1）地层中的原油加热后，粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理。
（2）对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热后也充分释放出来，成为驱油能量。
（3）带走大量冷油补充入降压的加热带。
（4）地层的压实作用是不可忽视的加热带。
陈家庄薄层稠油油藏提高采收率配套工艺推广应用
（ １ ） 对 直 斜 井 热 采防 砂 工 艺模 式ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ进 行 了补 充 、完 善 。针 对
陈南薄层稠油油藏特点，形成了以封隔高压一次充填为主 ，预充 填＋ 高低压充填 、逆向充填 、二次补砂技术 ，先注汽后防砂等 多
种 工 艺 为辅 的机 械 防 砂方 式 ，适 应不 同条件 油 井 的防 砂需 求 ，有
技 术 创 新
肉 枉科 技 ２ ０ １ ３ 年第６ 期
陈家 庄薄层稠 油油藏提 高采收 率配套工 艺推 广应 用
张 培 智 张 立 杰 李 华 玲 孙
中国 石 化 胜 利 油 田河 口采油 厂
强 田云 霞
２ ５ ７ ０ ０ ０ 山东 东 营
摘 要 针 对 陈庄 薄 层稠 油 油藏 层 薄 、油稠 、 出砂 严 重 、 天然 能量 不足 等 因素 ，导致 油 藏 注汽压 力高 、热损 失大 ，产 能
点 ，一 个 是从 ４ １ ／ ２ 真空 隔 热 管和 ２ 无 接 箍 油 管环 空 井 注到 水
１ ２ ０ ０ ～ １ ５ ０ ０ Ｌ ／ ｍｉ ｎ 、砂 比５ ％一 ３ ５ ％ 有效提高 了防砂成功率与应用
效果。
１ ． ２ 注汽 工 艺的优 化 与 改进
平段Ａ 点。通过地面流量调解 阀门进行流量控制 ，实现二个出汽
着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益陈家庄油田是我国大型稠油田之一，是全国重要的常温常压油田之一。
由于陈家庄油田地质条件复杂，储量丰富，但生产难度大，开采成本高，因此要提高陈家庄油田的开发效益，就必须优化开采工艺和提升油汽比。
油汽比是指从井口流出的液态油和气体体积比值。
提高油汽比可以减少采油过程中产生的废气和废水，减少对环境的影响，同时也可以提高陈家庄油田的开发效益。
要提高油汽比，可以采用以下措施：一、采用先进的开采技术先进的开采技术可以有效地减少采油难度，提高采收率和油汽比。
例如，采用水平井、多水平井、水平井和斜井相结合等技术，可以增加井底面积，提高油气储量，从而提高油汽比。
另外，通过增加注汽量、调整注气时间和注汽周期等方式，可以改善油气相态，提高油汽比。
二、加强油田管理加强油田管理，优化开采工艺和生产管理，可以减少浪费和损失，提高油汽比。
例如，加强管道、设备和作业管理，保证工艺流程和生产质量，减少油气泄漏和损失。
同时，对油井及时进行检修和维护，保持井筒、化控装置等设施设备的完好性，能有效延长井筒寿命，增加油井数量和采油能力，提高油汽比。
三、提高原油品质陈家庄油田的稠油品质较差，油水稠度高，油中杂质多，这对于油田开采和油品附加值带来了挑战。
因此，提高原油品质也是提高油汽比的重要手段。
通过采用精细油藏评价、生产技术优化、升级采收系统等技术手段，优化生产流程，控制油水比和水气比，提高原油质量，可以提高油汽比。
四、引入新能源在陈家庄油田稠油开发中引入新能源可以有效提高油汽比。
例如，利用太阳能或风能发电，减少油田燃煤和燃油的使用，降低排放，同时还可以为陈家庄油田提供清洁能源，减少开采成本，提高稠油开发效益。
总之，提高油汽比是陈家庄油田稠油开发的重要措施，可以有效降低采油成本，减少环境污染，提高生产效益。
为此，需要采用先进的开采技术，加强油田管理，提高原油品质和引入新能源等手段。
通过这些努力，相信陈家庄油田的稠油开发将取得更大的成功。
陈25块薄层稠油油藏化学驱技术研究与应用
但有 效期短 、 济 效 益差 。分 析措 施 效 果 不好 的原 经
因 ， 要 是 由 于 原 油 黏 度 高 、 驱 采 收 率 低 造 成 主 水 的【 ］ １ 。稠油 油藏 常 规 的 降黏 方 式 一 般 为蒸 汽 吞 吐
和蒸 汽驱 。普 通稠油 油藏 水驱 转热 采可 以提高 驱油 效率 、 波及 体 积及 采 收 率［ ］ ４ 。陈 ２ ５块 由 于油 层 厚 度较 薄 ， 层油 层 净 总 比低 ， 储 热损 失 严 重 ， 水驱 转 热 采 开发存 在一 定 的技术 风险［ 。通过 提高 采 收率 技 ６ ］ 术 调研 和室 内评价 ， 选 了一 种 化学 剂 开 展 了驱 油 优
现 象 ， 成 驱 油 效 率 下 降 。 通 过 室 内实 验 研 究 ， 选 了一 种 水 溶 性 化 学 降 黏 体 系 。该 体 系 与 地 层 水 配 伍 ， ５ ℃ 造 优 在 Ｏ
时 ，０ ／ 药 剂 可使 原 油 降黏 率 达 ９ ． ，０ ／ 药剂 可使 水 的 黏 度 提 高 ６倍 ，０ ／ 水 溶 液 可 提 高驱 ４０ｍｇ Ｌ ９ ５ ６０ｍｇ Ｌ ６０ｍｇＬ 替 效 率 ２ 以上 。在 室 内 实验 基 础 上 进 行 了现 场 驱 油 试 验 ， 于试 验 井组 ， Ｏ 对 累计 注 入化 学 剂 溶 液 １Ｏ ×１ ｍ 处 ．７ Ｏ ，
采 出程度 １ ． ４ ； 水井 ３ ５４ 有 ３口， 井 ３井 日注水 平 １ ６ｍ。 ｄ 累积 注 ７ ， ３ ／ ， 水 １４ ２ ３× １ ｍ。 月 注 采 比 １ ３ 累 计 注 采 比 ０ ． ０ ， ．， １ １ ， 藏 总 压 降 ０ １ ａ 平 均 动 液 面 ５ ８ ｍ。 ．３油 ． ８ ＭＰ ， ３ ２Ｏ－２ Ｏ Ｏ ６ －Ｏ ９年产 油符合 指数 递 减 规律 ， 递减 达 到 － 年
着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益
陈家庄油田是中国最大的稠油田，开发稠油需要消耗更多的能源和资金，并且也存在一些技术难题。
为了提高该油田的稠油开发效益，必须着力提升油汽比。
油汽比是指生产出的原油与为其生产所消耗的汽油比。
油汽比越高，说明生产出的原油越多，同时消耗的汽油就越少。
因此，提高油汽比是提高稠油田稠油开发效益的关键。
首先，要加强油藏研究，找到提高油汽比的方式。
油藏的特性影响着油气的产出量，钻井、采油等作业的能效与质量。
对陈家庄油田进行详细的油藏研究，能够帮助找到高含油层位，深入了解油藏储量、构造、渗透性等特征，为提高油汽比提供必要的依据。
其次，要加强采油技术研发，提高采油效率。
在稠油开发过程中，要采用一系列先进的采油技术，包括地面抽油、地下压裂和增油等。
除此之外，还需要通过调整采油工艺、提高采油速度等方式来提高油汽比。
针对稠油油田存在的问题，尤其是沉积物粘附性强、粘度大等问题，需要加强新型填充物的开发，以增加采油效率。
最后，要持续优化生产过程，提高炼油能耗效率。
稠油炼制过程的能耗较高，因此，提高炼油操作效率，锤炼高技能炼油工人队伍，采用能源综合利用技术等手段进行生产过程的能耗优化，也是提高油汽比、增强采油效益的必须措施。
总之，提高稠油开发效益必须着力提升油汽比，这需要保持技术创新动力，不断深化油藏研究，持续优化生产过程。
只有全面提升生产效益，才能进一步提高经济效益，确保陈家庄油田长远稳定发展。
陈南薄层稠油提高采收率研究
度高于４℃ ，动液面在０ ８０ ｏ — ０ｍ， 日 油大于３ｄ ，正常生产 ；单 产 ｔ时 ／ 井井 口温度 明显 下 降低 于 ４ ℃ ，动液 面在 ０ ８ ０ ０ — ０ ｍ， 日产 油 大于 ３ｄ ，采取洗井 、加药降粘 ；单井井口温度高于４ ℃，动液 面大于 ｔ时 ／ ０ ８０ ０ｍ，日产油小于３ ｄ ，采取防砂解堵措施恢复热采产能；单７丌 ｔ时 ＾ Ｊ－ ￣ｌ ｌＦ ｒ＇ ｈ Ｅ温度明显下降低于４ ℃，动液面大于８０ ｌ ｏ ０ｍ，日 油小于３ｄ ，及 产 ｆ时
７ ．％，油田年含水上升率 １．％。 １３ ３７
２ 储层 特 征 研 究
注汽质量监测 ，干度损 失ｌ． — ８ ４ 平 均２ ． ７ ２ ２ ． ％， Ｏ ９ ２ ％。 ５ （） ２ 探索转周时机 ，提高注汽效果 。根据热采井实际生产动态 总结转周合理时机 ，制定出陈南最佳转周时期动态图版。单７７口温 ４４ ４－ ｒｒ ￣ ｋ
防砂 ｘ Ｅ、注汽工艺、水平井配套工 艺技术等研 究，结合 生产动态优化 ，确定合理的注汽强度、制定合理转用 时机 图板。进行热采周 －
期内差异化管理 ，实现陈南薄 层特稠 油整体动用，采收率达到１％ ７ ，储量动用程度达９％ ’ ０。 关键词 薄层稠油 水平井 技 术研 究 陈家庄油田南区位于东营市利津县陈庄镇境内 ，区域构造位置为 济阳坳陷陈家庄凸起中部 ，是一个 具继承性发育的受基岩控制的披覆
注汽管柱 、注采一体化管柱 。降低注汽压力ｚ Ｉ Ｉ Ｂ ￣－ Ｏ ： 艺技术 的应用取得 －
了一定的效果。
陈家庄南区边底水薄层稠油油藏水平井分段完井工艺及应用
陈家庄南区边底水薄层稠油油藏水平井分段完井工艺及应用摘要：随着勘探开发逐渐向油藏边部推进，砂体变薄，储层非均质增强，水平井开发难度加大，同时老区水平井随着不断生产也暴露出种种问题，为此，在充分认识储层的基础上，应用水平井分段完井工艺，配套管外充填防砂，提高水平段均匀动用程度，减缓或避免边底水突破。
现场应用表明，水平井分段完井技术成熟可靠，是提高边底水稠油油藏开发效果的有效技术，对今后同类型油藏开发具有重要的指导和借鉴意义。
关键词：边底水；水平井；分段完井；配套；现场应用近年来，裸眼筛管完井水平井在陈家庄南区边底水薄层稠油油藏开发中得到了广泛应用，并取得了可观的经济效益，但同时也带来了新的挑战。
由于河流相储集层非均质性强，水平井轨迹上下摆动，导致避水高度不一致、压力系统不一致、底水脊进不均匀，水平井易形成点状水淹，油井过早见水，产液不均。
同时随着滚动勘探向西侧砂体边部逐渐推进，钻遇储层变化快，非均质变强，油水关系也更为复杂，对水平井段差异化改造，均用动用提出了更高的要求。
因此，如何提高水平段均匀动用程度，控制边底水突破，延长水平井寿命，是目前水平井开发边底水薄层稠油油藏亟需解决的问题。
为解决这一系列问题，本文利用油藏开发过程中取得的地质和开发信息，在充分认识区域地质情况的基础上，结合钻遇储层非均质性、油水系统、完井成本等因素，应用水平井分段完井技术，划分水平段，配套管外砾石充填等工艺，实现储层差异化改造，提高水平段均匀动用程度，延缓边底水突破，延长水平井寿命的目的。
1．区块概况陈家庄油田南区是一个继承性发育受基岩控制的披覆构造薄层边际特稠油油藏。
管下段储层为一套河流相沉积，划分为5个砂层组、17个小层，主要含油层系为1砂组和2砂组，油藏埋深为1180-1320米，探明含油面积为20.6平方千米，石油地质储量为2942.39万吨。
陈家庄油田南区边底水薄层稠油油藏的主要特点为：①储层平面变化快，有效厚度薄。
陈家庄油田陈25北降粘复合驱方案优化
胜利油田普通稠油油藏地质储量高采收率的难度越来越大。
水井22口，平“正交表”为工具，用尽可能少的实验获38.72亿吨，资源丰富，分布较广。
水驱稠得典型数据，分析出较优方案。
考虑聚合均单井日注160 m /d，注入压力10.5 MPa；油地质储量2.61亿吨，由于水油流度的差物、低张力活性剂和降粘驱油剂之间的相油井46口，平均单井日液103 t/d，平均单[9]异，水驱油并非是活塞式的推进过程，水井日油4.7 t/d，综合含水95.4%。
互影响，设计了3因子4水平的正交设计，[1]驱开发采收率仅为19.9%。
对一些储量得到的最优参数组合为：聚合物浓度2 研制了适应宽油水比条件的高效降相对较小、油藏薄、稠油井较为分散的普粘性驱油体系0.22%，降粘驱油剂浓度0.4%，低张力活2.1 降粘复合驱油体系设计通稠油油藏，注蒸汽开采热量损失严重、性剂浓度0.3%。
聚合物驱的基本原理是改善流度比，开发成本高，基于节能减排的需求和天然 3.2 注入方式优化扩大波及，驱油效果比水驱明显提高。
但设计了三种注入方式：三种剂同时注气供应制约热采受限，亟需转换开发方[2-3]开发稠油油藏需要的聚合物粘度比常规油入、单剂注入、组合注入，通过对比不同式。
化学驱是现阶段水驱砂岩油藏提藏聚合物驱粘度更高，目前单一聚合物难注入方式的提高采收率幅度和当量吨聚增高采收率最有效的方式，在稀油油藏已广以达到实现高效驱替的合理粘度。
为此，油指标，组合注入的驱油效果最好，其次泛应用并取得显著效果。
开展稠油冷采开提出“降粘复合驱”组合式驱油方法，降是单剂注入，再次是混合注入；并且先注发技术研究，采取化学法进行降粘，使复[6]聚合物+降粘驱油剂的组合段塞、再注聚杂的稠油问题转化为稀油的问题，利用化粘剂降低原油粘度，聚合物增加驱替相合物+活性剂段塞效果比先注聚合物+低学驱技术优势提高普通稠油油藏采收率，粘度，同时表面活性剂可以降低油水界面[7-8]对于石油工业的稳产和高产具有深远的战张力，提高洗油效率。
陈家庄凸起馆陶组稠油岩性油藏勘探研究的开题报告
陈家庄凸起馆陶组稠油岩性油藏勘探研究的开题报告一、研究背景陈家庄凸起位于华北油田的西南部，是华北油田的重要勘探领域。
凸起区域内油气资源丰富，其中馆陶组稠油岩性油藏潜力较大，但目前该油藏的勘探研究尚处于初级阶段，有待进一步深入开展研究。
二、研究目的与意义本次研究的主要目的是对陈家庄凸起馆陶组稠油岩性油藏的勘探进行深入细致的研究，探讨油藏的分布规律、储集机理、物性特征和开发方案，为该油藏的高效勘探和开发提供科学依据和技术支持。
通过该研究，可以对华北油田的油气勘探和开发提供有益的参考与借鉴。
三、研究内容和方法1. 沉积地质分析：通过野外地质调查、钻井资料分析等手段，对馆陶组稠油岩性油藏的沉积地质进行分析。
2. 岩石学和物性测试：采集岩心样品，通过薄片鉴定、岩石物性测试等手段，对馆陶组稠油岩性油藏的岩石学和物性特征进行研究。
3. 地球物理勘探：通过重力、磁法、电法、地震等地球物理勘探手段，对馆陶组稠油岩性油藏的分布规律和储集特征进行研究。
4. 流体包裹体分析：采集岩心样品，通过流体包裹体分析技术，对馆陶组稠油岩性油藏的成藏演化过程进行研究。
四、预期成果通过开展以上研究工作，预期可以获得以下成果：1. 对馆陶组稠油岩性油藏的地质特征进行深入了解，揭示其成藏机理；2. 建立该油藏的物性模型，为后续勘探开发提供物性参数；3. 挖掘该油藏的勘探潜力，制定科学的开发方案；4. 为华北油田的油气勘探和开发提供有益的参考和借鉴。
五、研究进度安排1. 第一阶段（3个月）：对馆陶组稠油岩性油藏的沉积地质进行分析，并采集岩心样品进行岩石学和物性测试。
2. 第二阶段（3个月）：通过地球物理勘探手段对该油藏进行勘探，同时进行流体包裹体分析。
3. 第三阶段（4个月）：对研究结果进行汇总分析，建立该油藏的物性模型，并制定科学的开发方案。
六、研究团队该研究由我校地球科学学院的教授和博士研究生组成的研究团队负责完成，同时还将邀请油田企业的专家和相关领域的专家参与研究。
着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益近年来，随着国内能源需求的不断增长，油气资源的储量和开采难度逐渐加大，使得油田开发和生产的技术更加复杂和高效。
在这种情况下，陈家庄油田稠油开发成为油气资源的重点开发方向之一。
提升油汽比是提高陈家庄油田稠油开发效益的关键因素之一。
陈家庄油田是我国最大的稠油田之一，位于中原油田区的东北部，储量巨大，但由于油质稠厚，采取传统的采油工艺会导致采油难度大、开采成本高，生产效益低。
提高陈家庄油田稠油开发效益，必须以提升油汽比为突破口。
油汽比是指在地面采油工艺中应用热蒸汽或蒸馏剂加热地下油藏，使得原来在地下含油饱和状态中不易流动的油排出，与油积聚空间之间的液相相对于气相的含油比例。
提升陈家庄油田的油汽比，意味着更多的油能顺利地被采出，提高了开采效益。
加强油气比调控工作，是陈家庄油田提高稠油采收率的关键。
首先，应掌握油气比调控的基本知识，了解其原理和特点，明确调控目标，确定调控方案。
例如：采用地面燃气加热技术，增加地下油层温度，使其稠油充分流动，加快油藏采集速度；在地下注氮改善储层动态压力，改变相态，减少油、水、气之间的黏滞力，提高可采性。
其次，应充分利用油气比调控技术创新，将现代热力学、流体力学、化学工程等学科知识应用于油气比调控中，实现优质、高效、低耗的稠油采集。
例如：采用超临界CO2、建立含水稠油系统、优化注氮位置、增加地下采出油泵等技术手段，分别实现稠油降黏、提高含水油开采水平、减少注氮量、改善地下采集效率等目标。
最后，要加强油气比调控的监测和检查，建立高效、科学的油气比调控体系，保障稠油开采质量和安全。
采用现代化的油田监测和油气比测试手段，开展深化调控，优化创新稠油开采技术，提高油田开采效益与经济价值。
总之，提高陈家庄油田的油汽比，是实现稠油开采效益提升的核心。
应掌握油气比调控基本知识，充分发挥调控技术创新优势，建立完善的监测体系，不断推进稠油开采技术的创新，推动陈家庄油田稠油资源的高效、可持续发展。
着力提升油汽比,提高陈家庄油田稠油开发效益
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益油田开发是石油行业的关键环节之一，而稠油开发则是其中一项重要的工作。
陈家庄油田作为我国重要的油田之一，在稠油开发方面有着悠久的历史和丰富的经验。
随着油田的逐渐老化和采空区的增加，如何提高稠油开发效益，是当前陈家庄油田面临的重要问题。
着力提升油汽比，提高陈家庄油田稠油开发效益显得尤为重要。
一、陈家庄油田稠油资源特点及开发现状陈家庄油田是我国最大的稠油油田之一，地处华北地块的中央，主要由下古生界沉积岩组成，储量丰富，但油汽比低，开发难度大。
稠油开发一直是陈家庄油田的重点工作之一，但目前的开发效益还有提升空间。
具体来说，目前陈家庄油田存在以下问题：一是采收率较低，大量的稠油资源得不到有效利用；二是油气开采比低，导致大量天然气得不到有效的收集；三是采油工艺过程中存在技术瓶颈，影响了开发效益的提高。
二、着力提升油汽比的重要性着力提升油汽比，即提高油气开采比率，是提高稠油开发效益的有效途径。
一方面，提高油汽比可以有效提高油田的采油效率，降低成本，提高产出；提高油汽比也能有效利用油气资源，减少能源浪费，环保和节能。
1. 技术改造对于陈家庄油田而言，技术改造是提高油汽比的重要途径之一。
可以通过引进先进的采油技术和设备，改进现有的采油工艺流程，提高采油效率，降低成本，从而提高油汽比。
2. 油气藏管理加强油气藏管理，改善油气藏调整，适时合理进行提高油汽比的预测，提升油气水平的有效开发。
3. 提高人员技能水平培训提高油田管理人员的技术水平，增强其油藏调整技能，提高油田管理水平，为实现着力提升油汽比打下基础。
四、实施情况及效益分析陈家庄油田已经在着力提升油汽比上取得了一些成效。
在技术改造方面，油田已经引进了一批先进的采油技术和设备，包括水平井、斜井等，通过提升油井钻造水平，改善油藏分布，优化采油效果，提高油汽比。
在油气藏管理方面，油田也进行了一系列的油气藏管理措施，包括多方面的数据分析和评估，提前排查资源池分流情况，及时跟踪调整油气藏，并提前制定科学的开发计划。
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汇报人：阚淑华
一、概况 二、试油试采及开发特征 三、配套采油工艺的研究应用与技术评价
四、结论
五、下步工作方向
概 况
东营凹陷区域构造位置图
陈家庄南区位于陈 家庄凸起中部。含油层 系为上第三系馆陶组 Ng 下 1-5 砂 组 ， 油 藏 埋 深 1233-1338m。
概 况
2000 年以来，该块先后试 陈家庄凸起南部八十年代 开始勘探， 油 11 口井 27 层，其中 2000 年以前， 11 口 曾经钻探井 井 17 层获得工业油流，但 8口，见油气显 示的井有6年一直未得到有 2000-2003 口，试油均未获 工业油流，通过分析认为 效动用，未动用的原因主 该区馆下段成藏规律比较 要有两个：一是原油性质 复杂，砂体横向变化较大， 差、动用难度大。由于油 连通性差，油水关系复杂， 稠、粘度高、出砂严重， 加上油稠出砂，试油产能 限制了油藏开发。二是受 上一直没有突破，导致该 采油工艺制约，达不到经 区勘探上一直没有大的进 济产能。 展。
19163-67986mPa.s （冷、热采井组实验）
采油工艺的研究与应用 情况作以介绍。
配套采油工艺的研究应用与技术评价
射孔工艺 防砂工艺
空心杆泵上掺水降粘开采工艺
冷、热采试验井组配套技术研究 应用效果评价分析
1、射 孔 工 艺
对于疏松砂岩特稠油油藏，在常规射孔上要求中孔径、高 孔密，泄油面积大，不重复射孔，同时也要有利于防砂。结 合胜利油田稠油油藏射孔弹的应用情况，在进行优化射孔设 计时，利用“射孔优化设计软件”和生产实际数据对YD102
掺水温度80℃ 掺水温度70℃ 掺水温度60℃d 掺水温度50℃ 不掺水
井 深（m）
根据井筒温度场计算模型的计算结果和室内实验， 确定掺入液的温度需控制在60℃以上。
3、空心杆泵上掺水降粘工艺பைடு நூலகம்
2、掺水量的确定
掺 水 主 要 参 数 优 化
混 合 液 粘 度
7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2986 2418 1752 1956 1259 1024 989 1247 2516 2031 1359 1060 657 213 96 ³ ¶ Õ È 5928 4826 4196 3048 º Ë ¬ ® Â Ê
陈庄南区已投产油井的防砂中，“封隔高压一次充填”防砂工艺成 功率达到100%，绕丝管管外充填防砂成功率70%，而其它防砂工艺成 功率最高达到50%，比较而言，“封隔高压一次充填”防砂工艺和绕 丝管管外充填防砂比较适合该块地层特点。
2、防 砂 工 艺
封隔高压一次充填防砂
基本原理是充填工具与割缝筛管配套，将砾 石以携砂液大排量带到油气井产层管外空洞 和筛管与套管环形空间，经沉积、压实，形 成高效能挡砂屏障，防止油层出砂。
2、试油试采特征
油稠，采用井筒降粘工艺开采，具有中低产能
陈家庄油田受油气成藏和运移的控制作用，原油密度由北 向南逐渐增大，南区50℃时地面原油粘度5361-67986mPa.s， 原油在井筒中流动阻力大，试采井均采用井筒降粘开采，油 井要取得较好产能，必须解决井筒降粘问题。陈15-37块3口
试采井冲次分别为1和0.5次/分，单井日产油量6t，陈371块
东 营
凹陷
该区探明含油面积 20.3km2 ，上报探明地质储量 2613×104t 。空气 渗透率 5318 × 10 - 3 um2 , 地面原油密度 0.9689-1.0606g/cm3 ，原油粘度 5361-67986mPa.s ，胶质含量 40.79-59.2% ，沥青质 3.92-15.72% 。水型 ： CaCL2 ， 总 矿 化 度 10661-16703mg/l ， 压 力 系 数 1.0 ， 地 温 梯 度 为 4.1℃/100m。属于常压、高温异常油藏。
而导致井底附近油层污染、阻塞孔隙通道，降低渗透率、影响油井产能
的不良后果。
油水混合充分，降粘效果好
当活塞在泵筒做上下往复运动时掺水的静态混合变为了动态混合， 使油水混合充分，油迅速分散在水中，形成水包油型乳化液，达到良好 的降粘效果。
3、空心杆泵上掺水降粘工艺
利用热损失，增强降粘效果
空心杆掺水降粘工艺中,热损失集中在杆壁,这部分热量可由杆 壁直接传送给油管内混合液,用于加热混合液,使热损失得以充分的 利用。
元）；泵上掺水：6.26万元/年 ；化学降粘：8.76万元/年 ），对比分析
后认为空心杆掺水降粘费用最低。同时，该工艺在埕南 13块以及陈家庄油
田 老 区 陈 23-G31 、 陈 9-31 等 稠 油 井 上的 成 功 应 用 ， 证 明 了 其对 粘 度 在
10000mpa.s以下的稠油井应用效果显著，同时能够达到降本增效的目的。
原
理
FS充 填工 具
2、防 砂 工 艺
施 陈13-35生产曲线 工 参 数 携 砂 液 工 艺 特 点 陈 15-37 块采用该技术防砂 17 口， 该防砂技术具有施工简单，防砂 该块地层砂粒度中值 为防止携砂液进入地层造成伤害， 0.24mm。根 陈 371 块冷采井组采用该技术防 有效期长，采液强度高，携带力 据埕南 引起粘土膨胀而堵塞油层，影响 13块和沾18块防砂挡砂理 砂 5 口，成功率为 100% ，现场应 强，修井难度低，适应性强等特 论要求和实际操作经验，割逢管 油井产能，要求携砂液配方如下： 用取得了良好效果。 点。 选择缝宽0.3mm 70℃过滤污水 +2%HBD-911 ，砾石尺寸选择 防膨剂 0.4-0.8mm的石英砂。 +2%FTY-036 抑砂剂。
陈15-37 陈15-37 块 陈11-37 陈373 陈371块 陈375 陈家庄 老区 陈7-27 陈9-29
2000.7 涂料砂防砂 螺杆泵 电热杆
2000.9 地层预充填+ 空心泵 电热杆 2000.1 金属棉滤砂管 阀式泵 电热杆 2000.1 地层预充填+ 螺杆泵 电热杆 2001.5 绕丝筛管 空心泵 电热杆 涂料砂防砂 长 泵 电热杆 涂料砂防砂 长 泵 电热杆
3、空心杆泵上掺水降粘工艺
陈家庄油田第一口掺水井
空心杆掺水 作业
原油粘度：7000mpa.s
9*0.8*91.5%
21.3*7*67%
3、空心杆泵上掺水降粘工艺
工艺原理
高压软管 大卡炉 来水干线 掺水阀组
加热至 60-80℃
3、空心杆泵上掺水降粘工艺
技术特点
泵上掺水，水不回渗地层
空心杆泵上掺水技术中，掺入的热水通过井下单流阀直接进入泵活 塞上部，始终不会进入环空，决不会渗进地层，彻底避免了因水流回渗
陈371 陈 311
陈4
概 况
陈家庄油田南区 （2004年新区）
概 况
陈家庄油田产量构成曲线
日 油 水 平 (t)
图例
新井 补孔
防砂
提液
一、概况 二、试油试采及开发特征 三、配套采油工艺的研究应用与技术评价
四、结论
五、下步打算
试油试采及开发特征
试油试采情况 试油试采特征
1、试油试采情况
陈7-27 陈9-29
试采井产能更低，单井日产油量1.5t,根据千米井深稳定日产 油评价油藏产能属中等偏低产能。
2、试油试采特征
油井出砂影响油井正常生产
该块馆陶组油层埋藏浅，压实作用低，胶结疏松，易出砂。根 据陈庄南区油井的作业资料计算，每采出万吨液出砂量为21m3。 因此，该块油井皆需要防砂投产。
蒸汽吞吐效果不明显，常规注水可获得较好的效果
(mpa.s)
t=50℃
4956
³ ¶ Õ È
t=60 ℃
10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%
概 况
陈家庄地区基岩顶面构造图
近几年，对陈家庄南区进 行了全面、系统的分析,综合运 用油藏地质资料，建立了一套 适合本区的经济开采模式，使 区块的控制储量大幅升级。 2004年陈家庄南区新增探 明含油面积10.0km2，新增地质 储量1379×104t，石油地质储 量由2000年的1234×104t上升 至2613×104t。2004年新投开 井30口，建产能6.5 ×104t， 2005年计划投产新井42口，新 建产能9.0×104t 。
南部的陈373、陈375等井蒸汽吞吐均未达到预期效果。
而相邻的老区陈家庄南区自94年常规注水开发以来，一直保持良好 的生产态势，目前单井日注水量150m3左右，注水压力8-12MPa，地 层压力12.9MPa ，地层总压降 0.3MPa ，地层能量稳定平均单井日产 液22t，日产油5.8t，综合含水73.6%，平均动液面670m。
YD127、YD89三种射孔弹进行了优化选择，设计计算时充分考
虑了各种不同射孔相位和不同孔密情况，根据计算结果确定 相应的射孔参数为：127枪、127弹、16孔/米。
2、防 砂 工 艺
防砂工艺的优选
防砂方式 封隔高压一次 地层预充填+绕 充填防砂 丝管管外充填 PS防砂 复合砂防砂
实施 有效 实施 有效 实施 有效 实施 有效 实施情况 （口） （口） （口） （口） （口） （口） （口） （口） 30 30 10 7 6 3 1 0
并为2005年乃至今后一段时期该块的滚动开发以及新区产
能建设提供了有力的技术支撑。
配套采油工艺的研究应用与技术评价
根据陈庄南区不同区块
陈15-37块 原油粘度：
5361-28372 mPa.s
（空心杆掺水）
的油藏特征以及采油工 艺的适应性研究，确定 了不同区块的稠油开采 方式，下面就该块配套
陈371冷、 热采井组 原油粘度：
从产能分析，陈家庄南区油井常规开发单井产能低，日油在1.378.27t/d之间,平均4.82t/d。通过注汽并未有效增产，主要是因为 油层厚度较薄，净总比低，注蒸汽热损失严重，降低了热利用率， 影响了吞吐的开发效果。