超稠油水平井非烃气提高单井产量研究
超稠油水平井复合增产技术研究与应用
应， 药剂 的具 体作 用 如下 所述 。 ２ ． １ 聚 丙烯 酰胺 作 用
聚丙烯酰胺共两方面作用 。 一是调剖作用 ， 由于
溶液 中加 入 聚丙烯 酰胺 ， 常温 下可形 成液 相凝胶 ， 增
加溶 液粘 弹性 ， 混合 溶 液 随蒸 汽注入 油层 后 ， 优 先进 入高 渗层 ， 填充 大孔 道 ， 阻止 后 续注入 的 表面活 性剂 全部 进 入高 渗 层 而损 耗 ； 二是 可 以起 到增 加泡 沫 强
度 的作 用 。
２ ． ２ 碳 酰 二 胺 作 用
种 药剂 协 同作 用 的措 施思 路 ， 利 用 药 剂 问的优 势互 补， 达 到改 善蒸 汽 吞 吐效果 的作 用 。 水 平井 复合 增产
技术 的药 剂主要 有 四种 成分 ， 其 中碳酰 二胺 为主 剂 ， 表面 活性剂 和 聚丙 烯酰胺 为辅 ， 并加 入 少量 引发 剂 。 施 工 工艺采 用精 细 段塞 式 注入 方式 ， 将 碳 酰二胺 、 聚 丙烯 酰胺 、 引发 剂 按 上 述 比例 混合 ， 配置 成 水 溶 液 ， 正 打人 油井 ， 注入 一 部分 后 停止 注入 。 然 后 开始 注入
表 面活性剂水溶 液， 注入完 成后 ， 将剩余 的碳酰二 胺、 聚 丙烯 酰胺混 合 溶液 正 打入 油井 ， 最 后再 注 入少
量 表 面活性 剂 。
２ 主 要作 用机理 分 析
超 稠油 水平 井周 期生 产 末期 ， 井 底 压力 降低 ， 供
收 稿 日期 ： ２ Ｏ １ ３ 一Ｏ ６பைடு நூலகம்一ｌ ９
１ ５ ４口 ， 占总井 数 的 １ ３ ． ３ ， 年 产 油达 到 ３ ９ ． ８ ×１ ０ ｔ ｔ ， 占 总产 量 的 ３ Ｏ ， 为超 稠 油 的 持续 稳 产发 挥 了重 要 作用。 随着 开发 的深 入 ， 水 平 井 陆续进 入 中后期 开 采 阶段 ， 逐 渐暴 露 出油 井吞 吐效 果 变差 、 产 量递减 幅度
高升油田开发后期提高单井产量技术研究
吞吐６３ ， ． 轮 主力 区块地层压力不足２ ａ高３ ． ＭＰ （ 块０
８ ａ ＭＰ ，高 ３ １ 块 １ ６ ａ ， ６８ ．ＭＰ ）因油 层埋 藏深 （ ６０ １ ｏ — １０ｍ）先 后 开 展 ６次 蒸 汽 驱 试 验 均 未 获 得 成 功 ， ８０ ９ 目 前 仍 以蒸 汽 吞 吐 开 发 为 主 ， 井 日产油 在 １ 左 单 ｔ
同类型 老 油 田改 善开发 效 果提 供 了新 的 思路 。
位较差 ， 以低渗、 稠油为主 ， 投产新井 ９口， 年产油不 足１ ０ ， ×１ 对油 田资源及产能贡献率小 。 ｔ
２２ ２ 近几年新井 以老 区调整井为主 ， ．． 产量递 减 快 。由于新 区储量规模小 ， 品位差 ， 近几年新井仍以 老区调整井为主， 每年 的产能建设新井实施井次 由 ２０ 年的 ４ ０６ ０口下降为 目前 的 １ Ｏ口左右 ， 新井平均
高 升油 田单井 日产油变化经历了递减 、 稳定和
递 减 三个 阶段 ，ｏ ０ ０ ２年 由于 热 采稠 油 进入 吞 ２ ０ —２０ 吐开 发 后 期 ， 量 持 续 递 减 ， 井 日产 油 由 １ ９ 产 单 ９９年 底 的 ３ ６ 下 降 至２０ 年 的２５。ｏ ３ ０ ７ 由于 ．ｔ ０２ ．ｔ２ ０ —２０ 年 雷 ６ 坨 ３ 块 新 区投 入 开发 及稠 油低速 块 压 裂改 ４和 ３
右， 开发 水平 低 。
造， 全厂 日产油稳定在２ ６［。ｏ ８ ０ ９ ． ｔ ２ ０—２ ０ 年受 国际 ¨ 金融危机及油 田限产减输工作量下 降影响， 单井 日
产 油 由之 前 ２ ６ 下 降为 ２０ 年 底 ２３ ， ．ｔ ０９ ．ｔ总体 来看 ，
单 井 产 量呈 下 降趋势 。
超深稠油油藏注天然气吞吐研究与应用
内 蒙 古石 油 化 工
７ ３
超 深 稠 油 油 藏注 天 然 气 吞 吐 研 究 与 应 用
徐 建 忠
（ 哈 油 田公 司 鲁 克 沁采 油 厂 ， 疆 鄯 善 吐 新 ８８Ｏ ） ３ ２ ２ 摘 要 ： 克 沁 油 田 西 区 油 层 埋 藏 深 ， 体 粘 度 高 ， 层 物 性 相 对 较 差 ， 储 量 较 为 丰 厚 。 依 靠 天 然 鲁 流 储 但 能 量 开 发 、 套 井 筒 掺 稀 油 降 粘 有 杆 泵 举 升 ， 于 储 层 流 体 流 动 性 差 ， 井 产 量 低 。 通 过 室 内试 验 证 明 ， 配 由 单 进 行 天 然 气 吞 吐 可 大 幅 度 降 低 原 油 粘 度 ， 高 单 井 产 量 ， 此 开 展 了注 天 然 气 吞 吐 矿 场 试 验 ， 得 了较 提 为 取 好 的 增 产效 果 ， 鲁克 沁稠 油 开发 的 加快 发展 提 供技 术 支持 及理 论依 据 。 为 关 键 词 ： 油 ； 然 气 ； 吐 ； 究 ； 产 稠 天 吞 研 增 中 图分 类号 ： ＴＤ８ ３ ３ １ ５ ．４ 文献 标识 码 ： Ａ 文章 编号 ：Ｏ６ ７ ８ （０ ０ １一Ｏ ７—０ １０ ～ ９１ ２ １ ）１ ｏ３ ２ 鲁 克 沁 稠 油 富 集 带 区 域 构 造 位 置 位 于 吐 鲁 番 坳 陷 中 央 火 焰 山 逆 冲 带 下 盘 ， 明 含 油 面 积 １． 探 ７ ４ ｋ 。探 明 石 油 地 质 储 量 ７ ３ ６ｉ ， ｎ ８ ９× １ ， 制 石 油 地 ０ｔ控 质 储 量 ８ １ｘ １ ， 测 石 油 地 质 储 量 ６ ６ × １ ‘， ０ ０ｔ 预 ２１ ０ｔ 三 级 储 量 共 计 １ ９ １× １ ‘； 余 圈 闭 资 源 量 约 １ ４ ５ ４０ ０ｔ 剩 ３ ２ ×１ ， 资 源 规 模 约 ２ ３ ６ ０ｔ 鲁 克 沁 油 田 自西 ｏｔ 总 ８ ２ ×１沁西 区油 田是 一 种 有 效 的增 产 方 式 ， 改 善 可 地 层 中稠 油 的流 动特 性 ， 高稠 油地 层 供液 能 力 ， 提 增 加 单 井 产 量 ， 高 采 收 率 ， 由于 吐 哈 油 田 受 气 源 条 提 但 件限 制 ， 法 开展 矿 场试 验 。 前 国 内尚未 开展 过稠 无 目 油 注 天 然 气 吞 吐 开 采 的 室 内 及 现 场 试 验 ， 没 有 可 也 参 考 的相 关 资料 ， 中 原油 田 １ ８ ～ １８ 但 ９３ ９ ９年 在 复 杂 断块 油 藏 （ 油 ， 气 原 油 粘 度 １ ５ 稀 脱 ～ ｍＰａ ・ｓ ） 展 开 了注 天 然 气吞 吐采 油 ２ 艺 研 究 并进 行 了 现场 试 验 ， １ ２ 取 得 了 良 好 的 效 果 ， 为 开 展 鲁 克 沁 稠 油 天 然 气 吞 可 吐开 采试 验 提供 一些 指 导性 意见 。 ３ 鲁克 沁油 田注天 然 气吞 吐室 内 研究 ３ １ 不 同溶 解 气 比 例 混 配 的 Ｐ ． ＶＴ 试 验
水平井增产的技术方法研究
水平井增产的技术方法研究新海27块油藏随着油田的开发，目前已处于开发中、后期，具有高采出程度、高含水、地层能量充足的特点。
近两年引用水平井开发技术，对提高采收率、改善这一区块的开发效果显著。
通过对新海27块10口水平井的不同类型，结合区块油藏特点和地质状况分析研究，应用注汽、酸化等措施进行挖潜，合理调整抽油机运行参数。
积累一套有效的水平井增产方法，加大了底水稠油藏的剩余油挖潜，从而提高采收率。
标签：稠油注汽水平井1水平井应用情况新海27块第一口水平井——海平1井，日产油量14.3t，该井投产成功确定了开发后期新海27块油藏以水平井为主的开发方案。
该区块完成水平井10口，对区块产量贡献已占有相当的比重，目前水平井占全块油井数23%，实施成功率100%。
日产油能力101t，占全块日产油能力70.5%，水平井平均含水率35.7%，低于全块的平均含水48.2%。
2水平井增产技术方法研究2.1应用热采技术，实现措施挖潜水平井注汽是通过对水平井内注入蒸汽，直接和产生的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井，同时也降低了井筒中油流阻力，提高超稠油藏的开发效果。
注汽热采措施可加强油井上部油层的开发利用，降低稠油粘度，加大稠油渗流速度，从而也能有效减小底水锥进，控制油井含水。
海平2井初期日产液60.1 m3，日产油9.6 t，含水73.2%。
曾采取堵水措施、调整生产参数，无论增大生产压差还是控制生产压差，含水均未得到很好的控制。
分析该区块地层孔隙度为30.4%，有效渗透率6056×10-3μm2，储层物性很好，且作业时发现油井不出砂。
为降低该井含水，提高产能，于是决定对该井实施热采实验。
海平2注汽，注汽量1499.6 m3，措施前该井原油粘度为8586mPa·s。
日产液86.5 m3，日产油4.1 t，含水95.3%，措施后原油粘度达到1359mPa·s，调参提液，产量大幅度提高，目前日产液132 m3，日产油16.5t，含水稳定在88.6%，日增产12.4 t。
水平井蒸汽开采稠油技术的研究
水平井蒸汽开采稠油技术的研究摘要：随着经济的发展，人们对能源的需求量愈来愈大，石油资源日趋减少，稠油成为一种未来非常重要的能量补给资源，水平井蒸汽驱开采方法是继蒸汽吞吐后进行的一种可以显著提高采收率的方法。
本文对水平井蒸汽开采稠油技术的各个方面做了相关的调研，对该技术在稠油开采中的研究有重要的指导意义。
关键词：稠油水平井蒸汽开采技术一、前言稠油由于其在油层中的粘度很高，渗流阻力大，举升难度大，常规开发产能低，含水上升速度快，动用程度低，最终采收率低，因而用常规开采方法难以实现经济有效的开发。
目前稠油开采的主要方法有冷采和热采两大类方法，冷采稠油方法包括：无砂冷采、出砂冷采、低频脉冲法、注CO2和注烟道气等方法。
热采稠油方法包括：蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层、蒸汽辅助重力泄油和电加热等方法，而其中蒸汽吞吐是目前开采稠油最主要的技术。
水平井注蒸汽开采稠油可以提高油层吸汽能力，加速井筒到油藏之间的热传递，提高波及系数，增加原油的流动能力，提高生产井生产能力；同时水平井注蒸汽可以不用压裂而将蒸汽大面积注入油藏，提高了注入蒸汽同稠油之间的接触面积，从而提高了从井筒到低温油藏的热传导效应。
因此，在石油资源日益紧张的今天，在基于实际地质条件以及技术水平的基础上，开发出适合应用的水平井蒸汽稠油开采的工艺技术，能有效的提高稠油开采率，从而提高经济效益。
二、水平井注蒸汽开采技术概况水平井注蒸汽开采方式包括水平井蒸汽吞吐、水平井蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油。
水平井蒸汽的采油机理主要表现在降低原油粘度、原油重力泄油和流体驱替的相互结合，使原油被驱出或被携带出。
蒸汽吞吐通常作为注蒸汽开采的第一阶段，主要有两个作用：一是降低原油粘度、增加原油流动能力，提高波及体积；二是使油层压力下降，作为蒸汽驱及蒸汽辅助重力驱的预热阶段，可以使注采井间形成热连通，为下一步驱替创造有利条件。
蒸汽吞吐主要依靠油层的天然能量将降粘的原油驱动到井底，当蒸汽吞吐达到一定程度，随着油层压力下降油井产量下降、油汽比降低，要进一步提高原油采收率，则需要转入蒸汽驱。
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用随着石油勘探领域的不断发展和进步，石油资源的开采技术也在不断取得新突破。
稀油水平井单井产量的提高成为了一个热门话题。
稀油水平井是指油井产量逐渐下降至较低水平的油井，通常在开发初期产量较高，但随着时间的推移，产量不断下降。
提高稀油水平井单井产量配套技术的研究与应用变得至关重要。
1. 稀油水平井单井产量问题分析稀油水平井的产量问题主要表现在两个方面，一是油井产量逐渐下降，二是含水率逐渐升高。
这两个问题直接影响着油田的开采效率和经济效益。
首先是油井产量的下降。
油井产量的下降主要是由于开采过程中地层渗透性逐渐降低，油井产能相应减小。
为了维持油井的产能，需要不断投入新的技术和设备，以保持油井的稳定产量。
其次是含水率的上升。
随着时间的推移，油井周围的地下水逐渐渗入油层中，导致油井的含水率逐渐升高。
高含水率的油井会导致原油的提炼成本增加，同时对环境造成严重污染，因此需要采取相应的措施来降低含水率，提高原油的提炼效率。
2. 稀油水平井单井产量提高技术措施针对稀油水平井产量下降和含水率上升的问题，可以采取以下技术措施来提高油井产量和降低含水率。
首先是注水调剖技术。
通过在稀油水平井中注入调剖剂，可以改变地层渗透性，提高油井的产能和降低含水率。
注水调剖技术需要选择合适的调剖剂和注入方式，以保证地层调剖效果和增加油井产量。
其次是采取增产措施，如酸化治理和压裂技术。
酸化治理是通过注入酸液改善地层渗透性，提高油井产能；压裂技术是通过在井下利用液压力将地下岩层进行裂解，增加油井产能。
除了上述技术措施之外，还可以采取节约开采资源的措施，如节约水资源，提高原油采收率等。
3. 稀油水平井单井产量提高配套技术研究与应用针对稀油水平井单井产量提高问题，需要进行相关技术研究，并将研究成果应用于实际生产中。
相关研究机构和企业可以结合地质勘探和油田开发经验，深入研究稀油水平井产量提高技术，积极探索新的技术路线。
油田开发后期提高单井产量技术的探究
油田开发后期提高单井产量技术的探究发布时间：2023-02-17T03:20:25.773Z 来源：《新型城镇化》2022年24期作者：古丽夏提吐尔逊[导读] 油田开发期间，油田地质层会遭受多种破坏，导致油田地质油层流动速度降低，油井出现多种堵塞情况，黏土层也会出现膨胀、位移等现象。
这些问题的存在严重降低了油田开发后期的产油量，油田开发后期应用提高单井产量技术是解决这些问题的有效途径。
新疆油田公司采油二厂第一采油作业区地质组新疆克拉玛依 834000摘要：油田开发后期，会出现地质层破坏、乳液渗、黏土层膨胀以及地层盐敏等问题，导致单井产量大大降低，严重影响油田开发的进度、采油效率以及企业经济效益，造成很多不必要的损失。
而采取有效的单井产量提升技术，能够在油田开发后期起到重要作用，是提高油田开发整体水平和效率的必经之路。
鉴于此，本文主要分析探讨了油田开发后期提高单井产量技术，以供参阅。
关键词：油田；开发后期；单井产量引言油田开发期间，油田地质层会遭受多种破坏，导致油田地质油层流动速度降低，油井出现多种堵塞情况，黏土层也会出现膨胀、位移等现象。
这些问题的存在严重降低了油田开发后期的产油量，油田开发后期应用提高单井产量技术是解决这些问题的有效途径。
1油田开采后期伤害原因分析（1）开采前沿伤害。
即随着地层流体不断采出，地层能量下降，油/水流度比下降，原油中轻质成分优先被采出，而沥青胶质蜡等重质成分易滞留、吸附近井地带，对地层造成个“伤害带”，这是使油井开采后期开采效果降低的主要原因。
（2）乳液堵塞（液锁）伤害。
采油生产过程中，不配伍的外来液与地层流体形成乳状液，当乳化液液滴与地层孔隙不配伍时，阻挡地层流体被采出，此时因地层含水饱和度不同易产生含水升高；地层流体采出时，随着流体的采出，近井附近的压力降低，使得原来进人储层的乳液液滴变得与储层不配伍，对地层造成伤害，影响开采效果。
（3）水敏（粘土膨胀）伤害。
地层粘土矿物与水基流体接触，膨胀程度更大，伤害程度更大，是因为粘土矿物在低矿化度流体条件下（150msl/），高岭石蒙脱石化，即粘土矿物向膨胀型转化。
超稠油井间加密水平井开发效果影响因素分析及对策研究
超稠油井间加密水平井开发效果影响因素分析及对策研究【摘要】由于直井蒸汽吞吐半径有限，通过监测得出井间虽然得以动用，但仍是剩余油富集区，含油饱和度在65～70%。
在直井井间部署水平井，是挖潜剩余油，缓解老区递减，提高采收率的有效手段。
杜84块兴隆台油层自2005年部署水平井以来，水平井总井数达到56口，产量占区块产量19%。
随着水平井应用规模的不断扩大，水平井生产矛盾日趋突出。
产量递减快、动用不均及汽窜问题严重等成为成为普遍的问题。
地质参数、地层采出、压裂注汽及储层伤害等是影响水平井的主要因素。
通过优化水平井部署，完善工艺配套措施及组合式注汽等各类措施，达到改善水平井开发效果的目的。
【关键词】水平井影响因素对策研究杜84块动用不均1 油藏概况杜84兴隆台油层构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，北以杜32断层为界，东边界为杜79断层，西部以杜115断层为界，南以储量计算线为界。
构造形态为一北西向南东倾斜的单斜构造，地层倾角为2°～ 4°，东南地层倾角最陡约为7°左右。
2开发中存在的主要矛盾1.1 产量递减快周期日产水平呈指数递减规律，相关系数达到0.9838。
周期产油量在2周期达到高峰，3周期开始呈快速递减趋势。
1.2 动用不均矛盾突出根据水平井井温压力监测资料，参与统计的曙光兴隆台水平井共30口，普遍存在油藏动用不均问题，动用好井段仅占总井段长度的36.5%，动用中等井段占37.8%，动用差井段占25.7%。
水平井动用好的井段低于40%，具有较大的提升空间。
1.3 汽窜问题较严重杜84块水平井均为井间加密水平井，井距小易汽窜，统计结果表明，水平井与邻井直井汽窜比例达到65%，相邻水平井的汽窜比例达到61%，汽窜的发生易导致水平井注汽质量下降及套管损坏，严重影响水平井开采效果。
2 影响水平井开发效果因素研究2.1 油藏地质参数（1）水平段物性差异；（2）目的层厚度；（3）水平井段长度；2.2 地层采出状况研究由于杜84兴隆台水平井属于井间加密水平井，水平井开采油层得到一定动用[3]。
稠油油藏提高单井产能技术
３注 入参 数优 化
（ １ ） 注入 浓 度 优化 岭 学察 ｌ ｉ Ｊ 瞍 体 系的 效 。 伏 ｝ Ｉ ｌ ｌ 佯 为孤 岛 襞外 ， ７ ０ ℃牯度 为６ ７ ５ ０ ｎ １ １ ａ・ 。 Ｓ Ｉ ） 降 体 系 浓 度 分圳为０ ． ２ ％、 ０ ． ５ ％、 １ ％、 １ ． ５ ％。 蚧 采｝ １ Ｊ 段 求 人 。 结 Ｉ ２所 示 。 从 表 － １ １ 可 舀… ， Ｓ Ｉ ） 降托 本系 浓 瞍 为（ ） ． ５ ‰Ｉ Ｉ ， Ｊ ‘ ｉ 发 体系 他浓 度提 高采收率 最 。
摘要 ： 稠 油 热采多轮 次吞吐 后期 油汽 比明显 Ｊ 乏差 ， 需要 采取措 施提 高开 采效 果。 本 丈提 出以ｓ Ｄ降粘体 系或 氦气、 二 氧化碳辅 助Ｓ Ｄ
降粘体 系强化 稠油 开 采 实验 结 果表 叫， ｓ Ｄ降 粘体 系对 胜 利油 田 不同区块粘度 ５ ０ ０ ０～１ ５ Ｏ ０ ０ ｍ Ｐ ａ・ ｓ稠油 ， 体 系浓度 ０ ． ５ ％均可将其 粘度 降低至３ ０ ０ ｍ Ｐ ａ・ ｓ以下 物模驱 油 实验结 果表 明， 氯气 、 二 氧化碳 可进 一步提 高驱替 效率 ， 协 同增 效。 数模 注八 参数 优化结 果为 注入浓度 ０ ． ５ ｆ ＜ ． 、 注入 强度 为每 米油 层 １ ５ ０ ＿ １ １ ～２ ０ ０ ｍ 关键词 ： 稠油 ： 吞吐 ： 降粘 ； 化学法 ； 物模 实验
｝ Ｉ Ｉ １ 仆产能 下降快 。 此受 ｌ Ｊ 似 删汕流 动性 ＾ 乏 近 仆 流 能 、 ７ ， １ 、 允地 层能 力是提 ｄ ｉ － － Ｌ ， ＂ 川Ｉ Ｘ 采｝ ｌ ｌ ｌ Ｊ ｔ ： 产ｆ ｉ Ｔ ， ｒ ｉ ＇ ， Ｊ Ｘ 键。
长7页岩油提高单井产能方法研究
长7页岩油提高单井产能方法研究发布时间：2023-02-03T01:11:15.087Z 来源：《科技新时代》2022年第18期作者：张佳怡[导读] 受储层特征、水平段长度、压裂规模等多种地质因素和工程因素影响，张佳怡页岩油开发分公司，甘肃庆阳市,745100摘要：受储层特征、水平段长度、压裂规模等多种地质因素和工程因素影响，CQ油田长7段页岩油体积压裂水平井单井产能存在较大差异，然而主控因素不明确。
为此，本文以CH区域多口水平井为样本，采用压裂施工等参数对产能的影响程度，明确单井产能的主控因素。
研究表明焖井时间、有效水平段长度、压裂段数、单段加砂量、入地液量是影响页岩油水平井单井产能的主控因素，文章优化了地质井位部署和压裂施工参数，对低油价背景下页岩油的高效开发具有较好的指导意义。
关键词：页岩油；水平井；产能主控因素；鄂尔多斯盆地CQ油田页岩油资源丰富，已提交探明储量10.51×108t，是重要的现实接替资源。
该区页岩油的开发自2011年起先后经历了评价探索、开发试验、示范建设3个阶段，但受储层特征、压裂改造等地质工程多因素影响，生产上表现出单井产能差异大、一些井低产低效的特点，因此明确产能主控因素、优化开发技术对策，对低油价背景下页岩油的后续高效开发具有重要的指导意义。
一、长7页岩油开发现状 CQ油田CH区域长7段页岩油储层孔隙度和渗透率极低、渗流通道小（微-纳米级孔隙发育）、压力系数低、开发能量不足，现有开发技术难以解决其产油量低、产油量递减快、补充能量困难和采收率低等难题。
目前，该区块提高页岩油开发效果有2种方式。
其一是提高改造规模，采取大规模水平井多段压裂改造技术，达到增产改造效果；其二是压后进行焖井，通过渗吸置换，提高驱油效率。
现场应用发现，页岩油井压后不返排，停泵后焖井一段时间，有利于提高储层采收率，且压裂液返排率越低，产量反而越高。
期间滞留的压裂液渗吸进入页岩储层中，具有排驱原油、补充地层能量、水锁自我解除等显著优点，有利于提高页岩油初期产能。
超稠油水平井增产措施研究
５水平井增产措施研究与实施情况
由于油藏参数无法进行调整 ， 因此主要通过措施调整水平段动 用状况和调整注采参数和吞吐方式来增加蒸汽热利用率 。 ５ ． １采 用双 管 注汽 措施 增 加 水 平段 动 用程 度 双管注汽技术是将外、 内注汽管柱的蒸汽出口设置在水平段不 同部位 ， 并根据温度剖面对位置进行合理调整 ， 同时注汽 ， 解决水平 段 动用不均的问题 。 截至 目前 ， 特油公司规模实施双管柱注汽６ ５ 井次 ， 可对 比５ ０ 井 次， 平均单井阶段增油４ ３ １ ｔ ， 油汽 比提高０ ． ０ ６ ， 日 产能力提高２ ． ８ ｔ ／ ｄ 。 水 平段动用程度平 均达到８ ３ ％， 提高 ２ ０ ％。 水平井吞 吐效果 明显改 善。 通过水平段温度剖面可知水平段温度趋于均匀 ， 动用程度明显 增加 ， 水 平段 动用长度平均增加 １ １ ５ ｍ， 动用程度 平均提高２ Ｏ ０ ／ ｏ ａ ５ ． ２优 化 注采 参数 提 高吞 吐 效 果 运用数值模拟方法， 可知相同的油层深度 ， 注汽速度越高 ， 进入 井底 的干度越高 ， 说明注汽速度越大， 相对热损失越小 ； 相 同的注汽 速度下 ， 随注入深度 的增加 ， 干度变小的趋 势加快 ， 说明相对 热损失 量增加 。 由此可知 ， 加大注汽速度 ， 优化注汽强度 ， 有利于水平井筒 吸汽加 热的均匀， 提高水平井筒油层动用程度 。 ２ ０ ０ ６ 年起优化水平井 注采参数 ， 实施加 大注 汽量措施 ， 累计实施２ ９ ０ 井次， 目前周 期结 束 ２ ０ ５ 井次 ， 平均单井增 油８ ９ ０ ｔ 。 ５ ． ３实施 组 合 式 注 汽吞 吐 方式提 高蒸 汽热 利 用率 组合式吞吐是把生产层位对应、 热连通或汽窜程度较高 、 采出程 度相对较高的油井整体注汽 ， 以井组蒸汽吞吐代替单井吞吐， 提高蒸 汽热利用率 ， 改善油层动用状况 ， 驱替 井间剩余油， 提高吞吐效果 。 截至 目前， 水平井累积实施组合式注汽７ １ ０ ９ １ ＝ 次， 累积注汽６ ０ ｏ ｔ ， 累 积产油２ １ ０ ｔ ， 累积产７ ｇ ６ ２ ｏ ｔ ， 油汽ｔ ｌ ｏ ． ３ ５ ， 回采水率１ ０ ３ ． ６ 。 ／ ｏ ’ 采注 比１ ． ３ ９ ， 与未实施组合式注汽吞 吐之前对比， 周期产油增１ １ １ ４ ０ ３ ｔ ， 油汽 比仅下降 ０ ． ０ ５ ， 生产时间增加 ， 水平井递减速度减缓 ， 达到了实施措施 目的。
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。
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用
提高稀油水平井单井产量配套技术研究与应用随着石油资源的日益枯竭和国内外对能源需求的不断增长，稀油开发成为目前石油行业发展的一个重要方向。
而稀油水平井在石油开发中因其具有的高产量、高采收率等优势而备受重视。
在实际的生产过程中，稀油水平井单井产量常常难以达到预期目标，急需配套技术提高产能。
提高稀油水平井单井产量配套技术的研究与应用显得尤为重要。
1. 油藏地质特征的分析稀油水平井单井产量的提高需要对油藏地质特征进行深入分析。
通过对地质构造及地质构造对油藏开发的影响进行研究，确定油藏的垂向及水平方向的变化规律，为后续的生产技术开发提供重要的依据。
2. 提高采收率的技术研究在稀油水平井开采过程中，通过研究注水、调整开采方式、提高采收率等技术手段，可以有效提高稀油水平井单井的产量。
优化水驱、真空蒸馏、增注聚合物等技术手段可以改善油藏中的采油条件，提高单井产量。
油井压裂技术是提高稀油水平井单井产量的重要手段之一。
通过对压裂技术的改进和优化，可以有效提高油层裂缝面积和孔隙度，增加产能。
4. 稀油水平井单井产量预测技术研究在稀油水平井开采的过程中，精确的产量预测是十分重要的。
通过对油藏参数、地质构造、开采方式等因素进行综合分析，建立可靠的产量预测模型，对提高产量具有重要意义。
1. 采用先进的注水技术在稀油水平井的开采过程中，注水是一种常见的增产技术。
通过合理的注水方案和先进的注水设备，可以有效地提高稀油水平井单井的产量。
2. 采用高效的油井压裂技术3. 采用先进的生产工艺4. 采用高效的生产管理模式在稀油水平井的生产过程中，采用高效的生产管理模式可以有效地提高产量。
通过精密的生产计划、严格的生产管理和高效的维护保养，可以有效地提高稀油水平井单井的产量。
提高稀油水平井单井产量配套技术的研究与应用，对于我国石油产业的发展具有重要意义。
通过深入分析油藏的地质特征，研究提高采收率的技术手段，应用油井压裂技术和预测产量的技术，可以有效地提高稀油水平井单井的产量。
超稠油油藏水平井产量的预测方法
超稠油油藏水平井产量的预测方法杜殿发;石达友;师耀利;孙永杰;邱增法【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2009(016)005【摘要】水平井产量的预测工作越来越受到人们的重视,应用基于误差反向传播算法的人工神经网络和数学统计2种方法对超稠油油藏水平井产量进行了研究.第1种方法综合考虑地质、生产、人为等因素对水平井产量的影响,在对原有水平井产量数据拟合的基础上,利用基于误差反向传播算法的人工神经网络,对超稠油油藏水平井未来周期的产量进行预测;第2种方法是回归出水平井截至某周期的累积产量与第1周期产量的关系,在已知第1个周期产量的前提下,用此关系来预测后几个周期的产量.结果表明,2种方法得到的预测产量与实际产量的相对误差均小于5%.【总页数】3页(P76-78)【作者】杜殿发;石达友;师耀利;孙永杰;邱增法【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东,东营,257061;中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东,东营,257061;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东,东营,257061;中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015【正文语种】中文【中图分类】TE313.8【相关文献】1.考虑元素硫沉积的水平井产量预测方法研究 [J], 王少军;付新;王梓力;冉启全;袁江如2.超稠油油藏直井与水平井组合SAGD技术研究 [J], 张国禄3.基于模糊集合理论的体积压裂水平井产量预测方法 [J], 赵振峰; 白晓虎; 陈强; 苏玉亮; 范理尧; 王文东4.风城浅层超稠油油藏双水平井SAGD关键技术及发展方向 [J], 杨智;孟祥兵;吴永彬;赵慧龙;罗池辉;甘衫衫5.风城浅层超稠油油藏双水平井SAGD关键技术及发展方向 [J], 杨智;孟祥兵;吴永彬;赵慧龙;罗池辉;甘衫衫因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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超稠油水平井非烃气提高单井产量研究
辽河油田所辖的曙一区超稠油油藏已经整体进入到了吞吐后期阶段，水平井在渡过上产高峰期以后，整体上也呈现出了递减趋势，油汽比降至0.25，主要原因是地层压力低、油藏动用不均、地层存水多等。
本文通过非烃类气体辅助蒸汽吞吐增产工艺技术研究，不断丰富现有的超稠油增产配套工艺技术体系，确定了非烃类气体辅助蒸汽吞吐开发效果机理及注入气体类型，并制定了与该技术配套的准确工艺参数和有效工艺流程，现场试验效果显著。
關键词：超稠油；水平井；非烃气；增产
辽河油田所辖的曙一区超稠油油藏，经过近20年的滚动开发，蒸汽吞吐区域的采出程度已达到28.6%，油汽比降低到0.30左右，已经整体进入到了吞吐后期阶段。
特别是近年来，水平井在渡过上产高峰期以后，整体上也呈现出了递减趋势，油汽比降至0.25。
分析认为造成水平井吞吐效果逐年变差的主要原因是地层压力低、油藏动用不均、地层存水多等等，但是目前现阶段最突出的矛盾是“低压”（仅为3.0～3.5MPa），造成油层的驱动能量明显不足，常规调剖增产技术已难以满足开发需求，亟需转变技术思路，研究新技术，达到“补压、提效、增产”的目的。
1 技术思路
首先筛选出适合油藏条件的发泡剂体系，将药剂体系与前置液先注入井底，然后注入氮气，形成氮气泡沫体系，减缓气体反排速度，避免压力下降过快，对高渗层进行暂堵。
当井口压力达到设计值时通过药剂与气体的协同作用，改善超稠油水平井吞吐效果，提高水平井产量，达到补压、增产的作用。
2 室内实验研究
2.1 發泡剂的筛选
发泡剂除了要有良好的耐温性外，必须发泡体积大，泡沫均匀，稳定性能好既泡沫的半析水期，越长越好，我们取A、B、C、D四种发泡剂分别配成10%的水溶液放入反应釜中加热到280℃，恒温72小时冷却取出与没有做耐温试验的发泡剂都配成0.5%的溶液做对比实验，见表1（按Q/CNPC-LH0594-2010测试），结果可以看出，发泡剂B的发泡体积、耐温性半析水期都好于其它三种。
2.2 配伍性实验
用2000ml烧杯取联合站油样4组，加入在用破乳剂，使其浓度为150ppm，然后向其中的三组试样中加入配制好的1%的混合药剂，加入浓度为5ppm、10ppm、20ppm。
放入80℃恒温水浴加入，并搅拌3分钟，静沉24小时，最后测定上部油中含水。
结果表明，混合药剂的加入不会影响联合站的脱水工作。
通
过以上室内实验可知，经室内研制开发出的药剂配方体系的耐温、降粘、配伍等性能均达到合同要求指标，满足现场生产需要。
2.3 降粘性实验
常用的特稠油降粘剂主要有OP、NP及油田用稠油乳化剂（复合型），我们用混合药剂和上述三种做对比试验，检验其耐温性和降粘性，我们取上述四种型号的降粘剂配成10%的水溶液放入反应釜中280℃恒温72小时，冷却取出与没有做耐温试验的都配成0.3%的水溶液，取杜84-兴H3048井中脱气原油（80℃粘度6100mpa.s）按照1：1的体积比在80℃时测其粘度，结果见表2。
3 现场试验及效果分析
结合超稠油特点，经认真分析，选取1口油井进行试验，井号为杜84-兴H3048。
本井2011年3月投产，生产兴Ⅲ组，生产井段959.63-1356.0m，计379.37m/6层。
共投产8轮，目前累注汽：50444t，累产油：16470t，累产水：40405t，油汽比：0.33，回采水率80.1%。
目前地下存水量10039t，亏空-6431t。
该井分别在第二轮和第四轮达到峰值产量，随着吞吐轮次的升高，注汽压力下降，油汽比降低，同时该井存在水平段中部动用较好，一端动用较差的问题，水平段动用不均，影响了开发效果。
该井于2015年9月9日在第九轮注汽开始前打入助排剂，之后四天日注氮气20000方，第九轮生产初期在注汽锅炉流量下降的情况下，注汽油压有明显上升，上升了0.3MPa，说明地层能量升高，油层驱动力提升，采用非烃气体辅助技术改善超稠油水平井吞吐取得明显效果，目前累计增油761吨。
4 结论
①确定了气体类型及辅助药剂的配方体系。
根据各种药剂的性能，确定了段塞注入的方式，形成水平井非烃气体增产新技术，为改善超稠油井吞吐效果探索出新的技术手段。
②施工工艺创新。
利用氮气增加注入动力，提高药剂的波及体积及推进速度，实现药剂功效最大化。
③该技术已取得良好的阶段效果，下一步加强试验井的跟踪分析，及时总结经验教训，不断进行技术完善，为超稠油区块的高效开发提供技术支持。