齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究
改善稠油油藏蒸汽吞吐开发效果技术研究
改善稠油油藏蒸汽吞吐开发效果技术研究本文在对稠油断块地质情况认识的基础上，分析了某稠油断块开采阶段后期产量下降原因，并有针对性的提出了改善开发效果的关键技术，在现场实施应用过程中取得了显著成效。
标签：稠油；蒸汽吞吐；效果；研究1 油藏基本情况本断块是一个层状中高渗透砂岩边底水稠油藏，含油面积9.0km2，上报地质储量5697×104t。
于楼油层和兴隆台油层是两套中～厚互层状的湖盆扇三角洲沉积。
可分为以辫状分流河道、分流河口坝、边心滩为主的七种沉积微相。
岩性以砂砾岩、中细砂岩为主。
沉积呈正韵律。
储层物性较好，泥质胶结成岩性较差。
孔隙度27.9～30.2%，渗透率1.121～0.753μm2。
储层孔隙结构为中孔中等连通型孔隙结构类型的储层。
断块油层发育，含油井段长达150～250m，全块平均有效厚度34.2 m，属普通稠油类；而兴隆台油层地下原油粘度仅为300～600mPa.s，属中质稠油，常规开采有一定产能。
2 该断块吞吐后期产量下降原因分析该断块自2000年达到最高产量146.5×104t后，年产油呈直线下降趋势，到2010年，年产量下降至58.9×104 t，平均每年减少10.95×104 t。
导致产量下降的主要原因：①断块油层非均质性严重，油层渗透率级差都在5000以上，油层注入高温高压蒸汽后，先进入高渗透层，同时由于蒸汽的密度小，蒸汽将向油层顶部超覆，出现油层加热不均。
②地层压力下降，稠油蒸汽吞吐是一种降压开采的采油方式，随着周期的增加，地层压力不断下降，造成油井生产压差下降，对油的举升能力下降，油井产量低，周期短，油汽比下降。
目前稠油区块地层压力水平在4MPa以下，局部地区地层压力已下降到2MPa，造成低产低效井逐年增加。
③边底水内侵。
油吞吐井一旦有地层水侵入，注汽就达不到预计的效果。
这主要是注汽时由于水的流动阻力小，热焓大，大量的热能被水吸收，生产时，由于水的粘度比油的粘度小，又抑制了油的流动[1]。
油田开发中后期如何应用蒸汽吞吐提升采收效果
压力差的产生；采用分注或化学类调剖措施解决层间矛盾；通过调整油井生产层位增加同层位油井的井距防止压力差的传递。
综合治理砂害。
针对出砂的问题可以采用井筒挡砂、地层防砂、井筒排沙等多种综合手段和措施，并且可以通过下防砂泵的进行治理，效果较好。
开发效果评价低产、低效井大幅降低。
通过对造成低产、低效井原因机理分析，并采用了针对性的挖潜措施，使低产、低效井首次出现了负增长，油区稳产的成效十分显著。
经济效益显著。
针对低产低效井共实施各类措施实现增油15%，扣除操作成本每吨800元，额外投入射孔费、化学药剂费用、防砂费用，则累计创效投入产出可达比1：2，效果非常明显，证明了采取措施的有效性。
结论及建议要加强增储稳产技术攻关。
以攻克勘探开发关键核心技术；以火成岩储层评价、深层潜山注气、水淹油藏火驱等项目为依提高油井产能技术的研究效果根据低产、低效井的原因，近几年油田开发工作者摸索了各种提高油井产能的措施，也一定程度上取得了较好的效果。
通过对低产能井产能的提高，使区块产量得以稳定，从而实现油田稳产超产的良好业绩，为油田新井投产赢得时间和生产的理论依据。
间歇吞吐技术是在生产实践中研究和逐步推广起来的。
这种技术是根据现场分析，如果低压区油井由于采出程度高，由于油层压力下降无法实现原油的正常开采。
这其中的主要原因，是由于原油采空后，由于采空区域无法实现水或者其它填充物的填充。
由于粘度高，流动阻力大，随着液量的采出后的一段时间内，近井地带的亏空得不到及时补充，形成压降漏斗，导致油井产能出现下降。
这个时候可以采取停关一段时间，让水或者其它填充物能够回流到这个区域，再行注汽的总之，油田的开发要根据市场规律、开发规律和油价走势，调减无边际贡献产量，加大开发生产组织和经济评价研究力度，顺利完成生产任务，实现千能力稳产。
要围绕产能建设实现提质提速，优化新井口、完钻口，方式转换按效益推进实施，注水油田坚持优化产量不减工作量。
吞吐通过优化工作量，实现老井复产和措施增油效果。
对油田开发中后期提高油井吞吐效果的思考
对油田开发中后期提高油井吞吐效果的思考【摘要】锦州采油厂经过多年开发，多个主力区块目前已经进入蒸汽吞吐开发的中后期。
随着低产、低效井的增加对油区稳产形势极其严峻，因此有必要寻找出造成稠油区块低产、低效井的根本原因，并采取有针对性的措施提高这部分油井的产能和生产效果，为减缓稠油区块递减提供经验借鉴。
【关键词】油井油田开发中期效果一、油井低产、低效的主要原因造成油井低产、低效的主要原因主要有地层压力降低造成油井低产，水淹造成油井高含水，汽窜影响油井生产效果，出砂造成油井低产或影响油井正常生产等。
（一）地层压力降低造成油井供液能力变差、产能降低众所周知稠油蒸汽吞吐为降压开采，随着多轮次的开采地下液体被大量采出，地层处于严重亏空状态，由于注采严重失衡造成地层压力大幅降低。
（二）汽窜影响油井正常产能的发挥随着稠油蒸汽吞吐开采轮次的增加，在油井上的表现就是受窜井产液量、含水、温度上升影响油井产能。
注汽井注汽压力降低，蒸汽对井底的原油加热降粘能力降低影响油井注汽效果。
汽窜的影响是双重的，它同时具有增油和降产的作用，但总体上是降低油井正常生产能力的。
（三）水淹造成油井含水上升降低油井产油能力由于多轮次蒸汽吞吐降压开采造成的地层压力降低，使边、水与油藏的压力差逐渐增大，造成边、底水大量内侵，油井含水大幅上升。
造成油井只产水或高含水，若水淹层和未水淹层产能发挥不出来，形成低产能油井。
（四）出砂造成油井产能降低出砂对油井的产能造成多方面的影响，如卡井造成油井生产出现不连续影响蒸汽吞吐周期内的生产效果；砂埋油层和砂堵油层造成的油井生产能力的降低；出砂造成套變使油井无法生产，多数油井受到出砂的影响。
二、提高油井产能技术的研究效果根据低产、低效井的原因，近几年我们摸索了各种提高油井产能的措施，取得了较好的效果，尤其是通过对低产能井产能的提高有力的稳定了区块产量，实现油田稳产超产的生产业绩。
（一）对低压区、水淹区低产油井实施间歇吞吐提高油井产能理论依据。
齐108块潜力分析及挖潜技术
６结语
用较好 ； ３ ５ － ６ ５ ｍ的范 围内温度升幅较小 ； 而６ ５ ｍ以外 的范围内 ，
６ ． １ 地 质 条件 复杂， 油藏 动 态认 识有 限， 应加 强油 井测 试 资 温 度变化较小 ， 动 用相对较 差。分析 显示 ， 齐１ ０ ８ 块油井在 ３ ５ ｍ 料 的录取 ， 以进一步认清规律 。 区域 内 已基本动用 。 ６ ． ２蒸汽 吞吐 后期 配 套技术 措施 取得 良好 开 发效 果 ， 为继 ２ ． ２ ． ２ 侧 钻前后含 油饱和度对 比分析 侧钻位 移小 于 ３ ０ ｍ油 续 挖掘剩余油提供 依据 。
角８ ￣ － １ ０ 。 。开 发主力 目的层为沙三 下莲花油层 。
次 的蒸汽吞 吐 ， 地 层油水 重新 运移 ， 边 部 因出水而 长期 停关 的
、 ０ ２ － １ ４ 、 ｏ ７ — １ 井 本次复产注汽后 效果显著 ， 注汽量较上 周期 １ ９ ９ ０ 年９ 月以 蒸汽 吞 吐方式 投入 开发 ， 截止 目前 ， 全块 共 卜６
４ ． ８ ４ 万吨 。
５ 经济效益评价
通过 上述措施 的应用 ， 共实施措 施 ２ ２井 次 ， 累计 增 油 ２ ＿ ２平面动用程度分析 １ ９ ６ ４ ８ 吨 ， 当年创经济效 益为 １ ４ １ １ ． ７ 万元 ， 投入产 出比 １ ： ２ ． １ 。 ２ ． ２ ． １ 温度观察井分析 温度观察井实测资料表 明： 多周期 吞 吐生产 后 ， 距 油井 小于 ３ ５ ｍ的范 围内温度升 幅较 大 ， 说 明动
齐１ห้องสมุดไป่ตู้ ０ ８ 块潜 力分析 及挖潜技术
吕建军（ 中油辽河油田， 辽宁 盘锦
摘要 ： 齐１ ０ ８ 块是 一 个 开采近 ２ ５ 年 的稠 油 区块 ， 采 出程度
提高锦90块油层动用程度的研究与应用
提高锦90块油层动用程度的研究与应用作者：高珊来源：《石油研究》2019年第12期摘要：锦90断块位于欢喜岭油田大有地区，是锦45块的次一级断块。
开发目的层是下第三系S1+2段的于楼油层和兴隆台油层。
1985年以蒸汽吞吐的方式投入开发，分于1、于2和兴1、兴2四套油层，初期是以规则方式四套层系交替开采，随着开采的深入，部分井调整了层系实施开发，而一部分井只开采了一套层系，为进一步提高油层的动用程度，完善开发井网，根据区块油井测试资料、回放曲线以及油井的生产简史对部分未动用油层实施回采兴隆台，改善目前区块油井低产能，高含水的生产状况。
关键词：高含水;低产能;回采;提高采收率;1.研究背景锦90断块位于欢喜岭油田大有地区，是锦45块的次一级断块，其构造上处于辽河断陷西部凹陷西斜坡内侧带东南端，在欢喜岭油田单斜构造带上第二段阶带（中下台阶）。
锦90块属于中、重质稠油油藏，该块的油藏特点是构造复杂，储层和沉积变化大，井间微断层认识难度大。
油藏分于1、于2和兴1、兴2四套油层，开发特点为平面上出油点分散，油井生产差异大，油水关系非常复杂，自1984年投产以来，随着油田开发的不断深入，目前该块处于蒸汽吞吐开发的后期，平均地层压力2.7MPa，斷块储层物性及流体原有性质均发生了变化，地下油、水流动变得日趋复杂，剩余储量的构成也发生了明显的变化，平面上剩余油主要集中在断层遮挡部位及井间采出程度较低部位，呈零星分布的难开采储量所占比例越来越大，致使各种增产措施效果变差，调整难度越来越大。
在老井递减逐年加大、产量接替严重不足的情况下，断块稳产面临着严峻的考验，下步提出对部分油井未动用油层实施大修换井底回采，提高油井利用率的同时，改善目前断块油井低产能，高含水的生产状况。
2.油藏潜力评价与认识通过对目前四套层系累计产量数据的统计分析，发现兴1组地下亏空最小，主要是由于注水补充了地层能量，其次是兴2，而处于顶部的于1组亏空最大，目前产量也不乐观，平均单井日产油0.48吨，日产液只有13.9吨，而且于1总井达168口，平均单井控制半径50米左右，井网密度大，断块已经不适宜在上返于1层。
二氧化碳助排
二氧化碳助排技术一、实施背景针对齐108块进入蒸汽吞吐开发中后期后，油层纵向动用程度不均，地层压力低，供液能力差，汽窜频繁，吞吐效果逐年变差，以及杜813南块由于原油粘度高、重质组分含量高、储层物性差，自2003年投入开发以来，一直处于低速低效开发的问题。
从2004年7月开始，开展了CO2助排采油技术矿场试验和应用，取得了较好的效果。
二、工艺技术原理二氧化碳助排采油技术是在注汽前依次注入活性剂、液态二氧化碳，然后注入高温蒸汽，提高稠油蒸汽吞吐效果的一项采油技术。
其提高吞吐效果的基理是：1、降低原油粘度CO2在稠油中有良好的溶解性，在温度一定的条件下，原油的粘度降低幅度随着压力增加、CO2溶解度增大而增大。
原油溶解CO2后粘度大大降低，在100℃ 5MPa的条件下，降粘幅度最多可以达到46%。
CO2和表面活性剂是通过溶入原油或与原油发生界面作用，使原油体积膨胀、汽化萃取，降低原油的粘度，改善稠油的性质，促进原油回采。
2、二氧化碳溶解驱原油溶解CO2后，体积膨胀，为油在孔隙介质中流动提供了有利条件。
CO2在油和水中都有一定的溶解度，CO2和表面活性剂使油、水界面张力降低，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率下降，提高吞吐效果。
CO2在降压回采时能加速地层中原油的返排，提高采液速度。
3、改善流度比CO2在油和水中都有一定的溶解度，CO2和表面活性剂使油、水界面张力降低，油相相对渗透率提高，水相相对渗透率下降。
4、调整吸汽剖面活性剂注入后，形成泡沫相，其表观粘度与孔隙半径成正比，蒸汽在高渗层的渗流阻力增大，提高低渗层吸汽量，起到调整吸汽剖面的作用，增大了蒸汽的波及系数。
因此采出程度增加要比高渗层明显。
活性剂注入时，进入高渗层段较多，因此高渗层段的泡沫比低渗层体积要大，这也会影响高渗层吸收蒸汽和CO2的量，起到了调剖作用。
5、补充地层能量CO2溶于原油后，可使原油的体积膨胀，膨胀后的原油易于从地层流出。
6、提高地层渗透率CO2溶解于水后略呈酸性，与地层基质相应地发生反应，从而酸解一部分杂质，尤其在碳酸盐岩中能将部分岩石溶解成溶于水的碳酸氢岩，提高了地层渗透率。
高升油田提高吞吐后期效果措施概述
高升油田提高吞吐后期效果措施概述黎 藜（辽河油田高升采油厂地质研究所 辽宁盘锦 124000）摘 要：高升油田自1982年高1506井蒸汽吞吐试验成功，已经进行了二十多年的蒸汽吞吐开发，吞吐区块先后进入吞吐中后期，其中大部分井吞吐已达10轮次以上。
原始油层压力下降15Mpa左右，由于油层压力降低，油层大面积亏空，加剧了蒸汽吞吐过程中的气窜，平面上蒸汽汽窜越来越严重；纵向上低渗油层得不到有效动用。
针对这一情况，高升油田就进行了一系列的尝试来改善高、低渗透层吸汽剖面和井间汽窜。
关键词：吞吐 矛盾 提高 措施1 概况稠油热采开发单元主要包括高3块、高3618块、高3624块、高246块、高10块、高18块、高21块、高3-72-108井区，区块的开发先后经历了常规采油和蒸汽吞吐采油两个阶段，目前各吞吐区块已经进入了蒸汽吞吐后期，稠油热采的开发难度进一步加大。
1.1 油层厚度大，储层物性差，易产生高、低渗透层矛盾高升油田稠油热采区块油藏埋深在1500—1900m，油层平均有效厚度在23.6—97.6m，储层含油岩性以砂岩、砂砾岩，岩石成熟度低、结构复杂，胶结疏松，胶结类型为孔隙接触式胶结，胶结物以泥质为主。
多轮注汽后，极易发生油层纵向吸汽不均及蒸汽汽窜。
1.2 注汽汽窜影响逐年增加高升油田第一口汽窜井是高343井，该井1989年1月注汽窜至邻井高3433。
汽窜致使被窜井产油下降，含水上升，严重影响了被窜井的正常生产，也使注汽井无法达到预期的吞吐效果。
之后随着各区块吞吐程度的提高，各吞吐区块也逐渐出现了蒸汽汽窜现象。
截至高3618块火驱开发前，该区块有62口井发生过蒸汽汽窜，影响周围采油井61口。
平面上，高3618块汽窜分布极广，已经遍布整个区块。
纵向上，高3618块汽窜不仅发生在同一砂体内，层间汽窜也极为普遍。
2 方针针对油层高、低渗透层在平面及纵向上的矛盾，结合区块油藏地质特征、储层物性、常规直井与水平井特点、汽窜发展特点等诸多因素与常规高温调剖技术之间进行优化，通过集成分层注汽、水平井多点注汽、化学调剖等技术特点，优化技术参数，完善施工工艺，建立一套油层吞吐后期提高储层动用程度的开采技术体系。
吞吐后期提高单井产量技术研究
吞吐后期提高单井产量技术研究【摘要】吞吐后期提高单井产量技术主要是使用一种新型的改善注汽效果促进剂，主要目的是解除注汽过程中对地层伤害，并借助新的工艺方案，提高回采速度和回采水率的同时，最大限度采出低渗透层（难动用层）剩余油，进而提高蒸汽吞吐开采效果。
【关键词】吞吐复产配伍性解堵伤害1 油井吞吐后期伤害原因分析通过对辽河油田稠油主力区块蒸汽吞吐井油层保护及处理技术研究：根据储层岩类学分析，借助巨阵排列和趋势性类比等评价方法，通过大量的室内宏、微观实验，动态与静态相结合，室内与现场相结合，地质与工程相结合，系统评价、分析蒸汽吞吐过程中各环节伤害原因、伤害程度及类型，具体提出预防（解除）措施，目的提高蒸汽吞吐效果，最大限度恢复油井产能。
利用上述系统方法评价，针对代表区块注汽井58井次的注采情况进行了综合分析研究，得出造成辽河油田蒸汽吞吐井伤害（致使注汽有效率低，产能下降梯度明显）的主要原因是：（1）注汽前沿热/冷伤害，即随着注汽向前推移：注入汽……注入热水……注入温水……注入冷水，对地层造成个“伤害带”，随着注汽轮次的增加，这个“伤害带”依次向前推移，并叠加起来，像个反向“压降漏斗”，这是使注汽有效率降低的主要原因，当蒸汽变成冷水时对地层伤害程度最大，随着注汽轮次越多，对地层造成的伤害也逐渐变大。
（2）乳液堵塞（液锁）伤害：热汽（热水）与地层原油产生乳化：汽注入时，汽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，阻挡注入汽向前移动，此时因地层含水饱和度不同易产生汽串和指进；注汽后采出时，随着流体的采出，近井附近的压力降低，使得原来进入储层的乳液液滴变得与储层不配伍，对地层造成伤害，同样影响注汽效果。
（3）水敏（粘土膨胀）伤害：地层粘土矿物与热汽或热水接触，膨胀程度更大，伤害程度更大，是因为粘土矿物在高温条件下（180℃以上），高岭石蒙脱石化，即粘土矿物向膨胀型转化。
（4）地层盐敏伤害：注入水（热汽冷凝水）的矿化度（一般为600～1000mg/l）远小于地层水的矿化度，根据地层配伍性要求“外来流体的矿化度大于或等于地层水的矿化度时，对地层伤害程度最小），冷凝水的进入使地层产生盐敏伤害。
齐108块抽油机井泵效影响因素及对策研究
会造成漏失 ， 引起泵效下降 。 ３ ３ 工作参数不合理 ． 选择 的油井参数 如果使泵的理论排 量过低 ， 固然能大大 提高 油井 泵效 ， 但却 不能 保证 一定 的油
河 南 化 工
２１ ０ ０年 ４月
第２ ７卷
第 ４期 （ ） 下
ＨＥＮＡＮ ＣＨＥＭＩ ＣＡＬ Ｉ ＮＤＵＳ ＲＹ Ｔ
・８ ・ ５
齐 １ ８块 抽 油 机 井 泵 效 影 响 因素 及 对 策 研 究 ０
陈 文 锦
（ 河 油 田欢 喜 岭 采 油 厂 采 油 作 业 四 区 ４ ３队 ， 宁 ， 锦 ，２ １４ 辽 ０ 辽 盘 １４ １ ）
由于投产时问早 ， 目前低 产低 效井 较多 ， 改善油 井注 汽效 为
果， 我们结合 油层压力情 况 ， 油层动用 状况 ， 地下存水及 剩余
油 分 布 等 四 个 方 面 依 据 稠 油 开 采 的 周 期 性 ， 施 注 汽 强 度 优 实 选 。共 实 施 优 选 注 汽 井 １４井 次 ， ９ 累计 产 油 ５ ２ ２。 １０ ｔ ４ ２ 选 择 合 理工 作 制 度 ， 应 地 层 供 液 能 力 为 了 适 应 稠 ． 适
１ 油 藏 的 概 况 及 开 发 现 状
井 产 量 ， 不 可 取 的 ； 深 下 泵 深 度 ， 使 沉 没 度 增 加 ， 而 是 加 可 从 增 加 泵 效 ， 泵 下 入 过 深 会 增 加 抽 油 机 负 荷 ， 增 加 耗 电 量 但 在 的 同 时 也 增 加 了抽 油 杆 断 脱 的 可 能充满 系数 ， 使活 塞凡 尔球不 能 或
彻底落到泵座 ， 引起 泵 的 漏 失 ， 些 都 会 降 低 泵 效 。 这
３ １３ 油 层 生 产 压 力 低 ， 液 能 力 差 ．． 供 齐 １ ８块 油 井 最 早 ０
齐108块吞吐开采中后期提高油汽比技术研究
齐108块吞吐开采中后期提高油汽比技术研究
佚名
【期刊名称】《内蒙古石油化工》
【年(卷),期】2012(000)014
【摘要】齐108块为薄互层状边底水稠油油藏,储层及原油物性差异大,非均质严重。
历经21年的勘探开发,已进入吞吐中后期,平均单井吞吐13.5轮,吞吐效果变差,油汽比降低,吨油成本上升。
为了提高储量动用程度、降低操作成本的有效途径,开展了提高油汽比技术研究,着重在"如何有效利用热能"上展开工作,取得较好效果。
【总页数】2页(P94-95)
【正文语种】中文
【中图分类】TE3
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5.提高稠油低效吞吐井油汽比综合技术研究与应用
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稠油吞吐开发末期稳产技术研究与应用
稠油吞吐开发末期稳产技术研究与应用吞吐稠油区块开发初期主要通过井网加密、扩边调整、蒸汽吞吐等技术实现上产，产量快速递减后，针对吞吐开发末期的实际，强化基础研究及配套技术应用，规模实施蒸汽驱、推广复合吞吐、深化难采动用、细化分层开发等技术，实现区块持续稳产。
标签：稠油油藏;吞吐后期;难采动用;分层开发1 油田基本情况洼38块为深层特稠油油藏，含油面积8.9km2，地质储量3224×104t，开发目的层自下而上分别为下第三系沙三段、东三段和东二段，油藏埋深-1160m～-1490m，三套含油层系继承发育，但特征各异，沙三段为水下扇沉积、东三和东二段为扇三角洲前缘沉积，储层物性好，非均质性弱，油藏类型分别为厚层块状纯油藏、层状边水油藏、层状边水气顶油藏，油层厚度20-145m，原油粘度3500-50000mPa·s。
自1991年以蒸汽吞吐方式投入开发，高峰期后产量快速递减，目前处于吞吐开发末期。
2 目前存在的主要问题随着蒸汽吞吐轮次的增加，主力吞吐区块东三、沙三段处于吞吐开发末期，可采储量采出程度96.8%，平均吞吐13.5轮，其中15轮以上油井占比达到60%，普遍存在周期递减大、高含水、低压低产、低开井率、低油汽比、油井出砂等问题，吞吐油汽比0.2，地层压力2.3-3.1Mpa，开发效果逐渐变差，稳产难度逐年增大。
3 稳产技术研究与应用针对洼38块各开发层系的特点，有序开展油藏描述、剩余油评价、热采驱油机理等三项基础研究工作，形成了针对性、适应性强的稳产技术。
3.1 吞吐末期优化注汽技术蒸汽吞吐是注入高温高压蒸汽加热降粘，消耗地层能量的开采方式。
按照四优选、三优化原则，围绕“选区、选井、选层、选方式”，通过优化“注汽位置、注汽层段、注入介质”的组合，强化注汽运行，改善吞吐效果。
主要针对高油汽比、高回采水率的边水稠油油藏水平井实施选点注汽，以液帶油，提高注汽干度，扩大加热范围;针对高油汽比、低回采水率的动用程度低区域新井，逐轮提高注汽强度，改善周期效果;针对低油汽比、高回采水率的高轮次吞吐井，采用分选注、非烃气辅助吞吐，改善动用不均、延长周期;针对低油汽比、低回采水率的注汽压力高、油稠、出砂油井，采用高压注汽、组合注汽、压裂防砂、降粘助排等措施。
改善蒸汽吞吐开发效果的研究
改善蒸汽吞吐开发效果的研究摘要：改善蒸汽吞吐后期开发效果的技术研究应该包括，提高油藏动用程度、改善注采参数、套管损害防治、高含水井治理，改进机械举升工艺等方面，本次研究的重点是提高油藏的动用程度的方法和手段及注采参数的优化技术，提出了切实可行的蒸汽吞吐后期改善开发效果的对策和手段，并通过应用，取得了明显的效果。
关键词：改善蒸汽吞吐开发效果改善蒸汽吞吐后期开发效果的技术研究应该包括，提高油藏动用程度、改善注采参数、套管损害防治、高含水井治理，改进机械举升工艺等方面，本次研究的重点是提高油藏的动用程度的方法和手段及注采参数的优化技术。
一、提高油层平面动用程度技术界限蒸汽吞吐后期，加密井网是有效提高油层平面动用程度的重要手段，本次研究中，针对进入蒸汽吞吐开发中后期加密技术界限进行研究。
由于受经济条件限制，井网加密过程中，必须保证加密井获得一定的经济产能，即经济极限产量，才能保证加密取得较好的经济效益，加密才是可行的。
(1)井网加密井距界限由于蒸汽吞吐开发中，只有当油层被加热到一定的温度后，才能得到有效的动用，因此蒸汽吞吐的加热半径，决定着稠油油藏的井距大小。
研究中利用max-langeuheim的方法，依据能量平衡的原理，考虑了多周期吞吐后油层的热量变化情况，计算了典型油藏蒸汽吞吐的加热范围。
研究结果表明:油井在多周期吞吐后，平均加热半径是35.3m，所以要实现油层平面的较充分动用，蒸汽吞吐的井距应在70m左右。
(2)加密井单控剩余地质储量界限要使加密井获得一定的产量，首先必须保证单井具有一定的物质基础。
数值模拟研究表明，目前工艺技术条件下，加密井蒸汽吞吐方式下其采收率为10～15%,要保证加密井的产能大于经济极限产量，加密井单控地质储量应保证在4.5×104t以上。
(3)井网加密油层压力界限蒸汽吞吐效果取决于两个因素，其一是驱动压力梯度，其二是原油的流动性。
对于普通稠油油藏来说，驱动压力梯度越大，吞吐效果越好。
稠油油藏吞吐后期开发的技术对策
稠油油藏吞吐后期开发的技术对策【摘要】以锦州油田层状边底水稠油油藏为例，由于油层水淹问题一直制约了油藏的持续稳定生产，通过总结吞吐开发阶段的实践，针对边底水对吞吐阶段采收率的影响，避水油层的动用时机，吞吐中后期油层水淹后剩余油分布规律，抑制边底水内侵的合理做法进行了分析和认识，认清了油水分布规律和剩余油潜力，进而实施配套的水淹区挖潜采油工艺技术，使油藏保持较高的开发水平。
【关键词】层状边底水稠油避水油层水淹锦州油田1 油藏基本地质特点锦州油田稠油油藏构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中上台阶，以层状边底水油藏为主。
含油面积31.37Km2，石油地质储量12160×104t，油藏埋深660～1286m。
构造复杂，为典型的复杂断块油藏，断层及其发育，地层倾角3～15°左右；油层分布稳定，但纵向上分布零散，呈砂泥岩互层状，油层有效厚度在9.1～35.0m；油层物性差异大，平均孔隙度19.0～32.4%，渗透率0.31～1.2μm2；原油物性差别也比较大，具有高密度、高粘度、高胶质十沥青质含量的特点，原油密度在0.945～1.032g/cm3，地层原油粘度在420～11233MPa.s，含蜡量1.76～5.26%，胶质十沥青质含量27.6～46.1%。
2 蒸汽吞吐开采特征2.1 油井产能差异较大，存在分区性投产初期，由于受边底水的影响，平面上，构造高部位油井产能高，注蒸汽吞吐热采初期日产油在20t/d以上，具有较高产能，一周期油汽比0.87～3.5之间；构造低部位油井产能低，热采初期日产油在6～10t/d，产能较低，一周期油汽比0.23～0.56之间，而且生产1～3个周期后易水淹。
2.2 油井见水时间存在差异性，油井见水后生产特点不一总体上，靠近边水、构造低部位油井先见地层水，由于受沉积相的影响，水淹呈指状、舌状推进，主河道或高渗透带易水淹。
油井见水后生产特点不一，边水能量不大的油井见水后含水逐渐上升，产量逐渐下降，延长了油井生产周期，吞吐效果变好，但含水大于80%以后，吞吐效果逐渐变差；断块边水能量大的油井见水后含水迅速上升，吞吐效果差。
多措并举,改善单元稠油蒸汽吞吐中后期开发效果
一、单元基本概况1.地质概况草4块位于乐安油田中区，东营凹陷南斜坡东段，石村断层上升盘。
含油面积5.27km2，地质储量730.7×104t。
构造倾角5-6°。
储层平均孔隙度26.3%；平均渗透率559.3mD，属中高孔、中高渗储层。
油水分布受构造和地层双重因素控制，油藏具有弱边水的地层普通稠油油藏。
2.开发历程及开发现状该单元自2005年投入开发，历经5个开发阶段：产量建设阶段、稳产阶段、南部井网完善阶段（同期汽驱试验）、产量递减阶段、井网加密阶段。
目前开井数104口，单元日油水平263.6t/d，平均单井日油2.5t/d，采油速度1.15%，采出程度19.3%，处于高采油速度、中采出程度开发阶段。
二、措施及效果分析1.井间加密针对井距大，注汽无法波及，井间剩余油富集的问题，实施井间加密，提高井间储量动用。
2020年以来，新钻井间加密井45口，目前已新投25口，目前平均单井日油4.2t/d，周期峰值日油10.1t/d，周期平均日油4.8t/d。
2.分层注汽一方面是笼统注汽效果越来越差，另一方面还有大量剩余油存在于层间可以挖掘，为了改善油井开发效果，我们提出分层注汽的思路。
运用封隔器对渗透性、采出程度差异较大层段进行分隔，根据渗透率、厚度、动用状况等对各层进行注汽量、辅助气体优化，并分层注入蒸汽，从而提高整个剖面上的动用状况。
选井条件：（1）层间厚度、渗透率差异大；（2）采出程度差异大。
2020年以来实施分层注汽井4井次，同期阶段累液增加2424.8t，累增油905.3t。
3.高干度复合气吞吐技术原理：利用燃烧学、流体力学、传热学、工程热力学原理与工程技术相结合，研制出一种新型特种设备----干度提升器，该设备燃烧系统采用高压密闭燃烧方式，将注汽锅炉出口干度为0.7-0.75 的湿饱和蒸汽二次加热并提高干度至0.95以上，连同燃气形成高干度复合气通过注汽管柱一起密闭注入储层。
二氧化碳吞吐技术提高増油效果的路径研究
二氧化碳吞吐技术提高増油效果的路径研究摘要：二氧化碳吞吐是一种新型的采油技术，是当前采油生产技术发展的一个新方向。
本文主要叙述了二氧化碳吞吐的基本原理，在实际应用中遇到的主要问题，以及应相的对策，希望加强与同行的交流，共同提高二氧化碳吞吐技术的实际应用水平。
关键词：二氧化碳吞吐技术；増油效果;路径;研究随着油气资源开发的步步深入，过去的一些难于动用的地下油藏被列入开发的计划之中，一些常规的采油技术很难达到应有的开采效果，二氧化碳增油吞吐技术是目前新型采油技术之一，也是最新与最主要的采油发展方向，能够有效化解难动用油藏开采难题，取得了应有的效果，但是在实际应用中也会遇到一些问题需要解决。
因此，加强二氧化碳吞吐技术提高増油效果的路径研究具有十分重要的意义。
1二氧化碳吞吐增油技术的原理二氧化碳吞吐增油技术与其他采油技术相比较为特殊，即利用二氧化碳吞吐来增加原油体积，主要是增加原油内部结构之间的孔隙体积，提升原油在介质孔隙内流动的速率。
同时，在注水后会产生一定的驱动力，在该力的作用下，一些不可动的原油，可在受到二氧化碳膨胀反应作用下挤出一定量的孔隙，进而实现降低原油饱和度的目的。
原油体积膨胀后，原油所处结构渗透率发生变化，有利于原油流动环境的改善。
在二氧化碳溶解反应的作用下，原油粘度水平有所下降，所以原油在介质孔隙内的流动速度有所提升，至此可以利用二氧化碳吞吐技术成功提高原油的产量。
国内外相关学者对原油开采技术进行了研究，研究表明，在原油开采过程中，二氧化碳吞吐增油原理包括如下几个方面：第一，二氧化碳在原油中的溶解性与其他介质相比较高，利用其可有效降低原油粘度水平，所以利用二氧化碳可在很大程度上提升原油采收率，同时提升原油渗流速率。
研究表明，对原油粘度具有影响的因素较多，二氧化碳与原油摩尔比是其中最为关键的因素。
如果摩尔比值在50%，那么原油粘度下降量可达50%。
第二，利用该技术，能显著提升原油膨胀体积，进而有效提升压力底层内原油压力水平。
稠油热采及配套技术
稠油井大跨度大通径 封上采下管柱示意图
抽油杆 油 管 DY245封隔器 封堵层 补偿器
该工艺主要由DY245型封隔器、 补偿器、Y331型封隔器三部分组 成， 中间用Φ100mm油管连接， 见管柱图。
Y331封隔器
开采层 抽油泵 丝 堵
技术指标： 最大外径，150mm 工作温度，350℃ 座封压力，10～12MPa 丢手压力，20MPa 适合套管内径，159.42～161.7mm
自生氮气复合型高温暂堵技术的工艺原理就是利用颗 粒型高温油溶暂堵剂做为前置液，先行封堵高渗透层或汽 窜层位，随后注入能产生氮气的高温泡沫液，以氮气做为 汽相来发泡，随着注汽量的增加，发泡量也不断增加，高 温暂堵剂进入油层深部，封堵层内的大孔道窜槽，使蒸汽 优先进入中、低渗透层，达到提高中、低渗透层储量动用 程度及控制油井汽窜发生的目的，由于泡沫剂由多种表面 活性剂组成，具有洗油效果，可达到提高油井产量的目的， 油井停注后，复合暂堵剂自形解堵，不影响正常生产。
稠油热采及配套技术
欢喜岭采油厂工艺大队
2000年5月
目
1.简介
录
2.稠油开采方法
3.稠油热采概况 4.欢喜岭油田热力采油工艺技术
一、简介
１.概念
“稠油”是指在油层温度下脱气原油粘度 大于100mPa，相对密度大于0.92的原油，国外 称之为“重油”。
2.特点 稠油由于其粘度高，流动性差，甚至在油 层条件下不能流动，因而采用一般常规开采方 法很难经济有效地开发。从20世纪初开始，热 力油已逐渐开采这类原油的有效方法。
1211 5.2
174.7
二、稠油开采方法
稠油油藏一般采用热力开采，让其对油层加热 方式可分为两大类，一是把热流体注入油层，如注 热水，蒸汽吞吐，蒸汽驱等。另一类是在油层内燃 烧产生热量，称为就地（层内）燃烧或火烧油层 （火驱法）。
化学助采提高蒸汽吞吐效果研究
化学助采提高蒸汽吞吐效果研究化学助采是一种利用化学方法来提高油田开采效果的技术，其中蒸汽吞吐是一种常用的化学助采方法之一。
蒸汽吞吐是利用蒸汽的热量和压力来提高原油的流动性，从而增加原油产量。
在油田开采过程中，蒸汽吞吐技术的研究和应用具有重要的意义，可以提高油田的开采率和产量。
本文将从蒸汽吞吐的原理、影响因素和优化研究等方面进行探讨，以期为化学助采提高蒸汽吞吐效果提供一定的参考和指导。
一、蒸汽吞吐的原理蒸汽吞吐技术是通过注入高压高温的蒸汽到油层中，使原油和地层中的水蒸气化，从而降低原油的粘度，提高原油的流动性，促进原油的采出。
蒸汽的注入可以提高地层的温度和压力，降低原油的粘度，改善原油流动性，从而提高原油产量。
二、蒸汽吞吐的影响因素1. 地层温度和压力：地层的温度和压力是影响蒸汽吞吐效果的重要因素。
高温和高压有利于蒸汽加热原油和水，降低原油的粘度，提高流动性。
2. 原油性质：原油的密度、粘度、温度等性质会影响蒸汽吞吐的效果。
一般来说，较重质的原油对蒸汽吞吐的响应较好。
3. 蒸汽注入方式：注汽方式也是影响蒸汽吞吐效果的重要因素。
不同的注汽方式会对地层温度分布和原油加热产生不同的影响。
4. 地层渗透率和孔隙度：地层的渗透率和孔隙度直接影响原油和水的流动性，从而影响蒸汽吞吐的效果。
5. 地层含水饱和度：地层中的含水饱和度也会影响蒸汽吞吐的效果。
含水饱和度越高，蒸汽吞吐效果越好。
三、蒸汽吞吐效果的优化研究为了提高蒸汽吞吐的效果，需要进行优化研究，从而提高油田的开采效率和产量。
优化研究的内容包括优化注汽方式、提高地层温度和压力、改善原油性质等。
1. 优化注汽方式：优化注汽方式是提高蒸汽吞吐效果的关键。
可以通过改变注汽的压力、温度、时间等参数，以及改变注汽点的布置方式，来优化注汽方式。
3. 改善原油性质：改善原油的性质也是提高蒸汽吞吐效果的重要途径。
可以通过添加助剂、注入溶剂等方式来改善原油的流动性。
4. 提高地层渗透率和孔隙度：提高地层渗透率和孔隙度是改善蒸汽吞吐效果的重要途径。
齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究
齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究【摘要】齐108块属于薄互层稠油油藏，开采年限达20年，目前已进入吞吐开发后期，由于吞吐周期高、地层压力低、井况逐年变差等因素，油藏开发效果不断变差，呈现“双高、双低”特点，既采出程度高、区块含水高、采油速度低、油汽比低。
在实际动、静态资料及开发效果分析的基础上，进一步认清油水关系，研究齐108块剩余油分布，通过油层纵向调剖，充分动用纵向上油层，深化挖潜，取得较好的开发效果。
在开发方式未转变之前，提高吞吐阶段采收率。
【关键词】蒸汽吞吐后期纵向动用程度剩余油欢喜岭油田齐108块1 地质概况及开采现状齐108块地处欢喜岭油田北部，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位。
总体构造形态为一在斜坡背景下发育的、被断层复杂化的断裂背斜构造。
主开发层系为下第三系沙河街组莲花油层，同时兼采大凌河油层，试采兴隆台油层9口井。
全块含油面积4.1km2，地质储量2417×104吨。
齐108块于1991年开始蒸汽吞吐开采，截至2011年4月底，全区共有油井448口，开井198口，累计产油773.673×104吨，累计产水1601.7891×104吨，累计注汽1448.1839×104吨，累计吞吐6415轮次，平均单井吞吐周期为14，采油速度0.34%，采出程度32.01%，综合含水91.53%，累计油气比0.5。
2 齐108块吞吐中后期存在主要问题2.1 纵向上油层动用不均，上部动用程度好于下部齐108块纵向上由于该块辫状分流河道沉积特点的影响，造成不同相带储层的砂体叠加，使层间非均质性增强。
从莲花油层四个油层组间的渗透率非均质性参数可以看出，层间矛盾较为突出。
由吸汽剖面和侧钻井含油饱和度监测资料分析得知，平均动用程度为75.8%。
2.2 采出程度高，地层压力水平低，油井生产效果差齐1 0 8块目前可采储量采出程度96.55%，处于缓慢递减阶段。
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齐108块吞吐中后期提高油层动用程度技术研究
【摘要】齐108块属于薄互层稠油油藏，开采年限达20年，目前已进入吞吐开发后期，由于吞吐周期高、地层压力低、井况逐年变差等因素，油藏开发效果不断变差，呈现“双高、双低”特点，既采出程度高、区块含水高、采油速度低、油汽比低。
在实际动、静态资料及开发效果分析的基础上，进一步认清油水关系，研究齐108块剩余油分布，通过油层纵向调剖，充分动用纵向上油层，深化挖潜，取得较好的开发效果。
在开发方式未转变之前，提高吞吐阶段采收率。
【关键词】蒸汽吞吐后期纵向动用程度剩余油欢喜岭油田齐108块
1 地质概况及开采现状
齐108块地处欢喜岭油田北部，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位。
总体构造形态为一在斜坡背景下发育的、被断层复杂化的断裂背斜构造。
主开发层系为下第三系沙河街组莲花油层，同时兼采大凌河油层，试采兴隆台油层9口井。
全块含油面积4.1km2，地质储量2417×104吨。
齐108块于1991年开始蒸汽吞吐开采，截至2011年4月底，全区共有油井448口，开井198口，累计产油773.673×104吨，累计产水1601.7891×104吨，累计注汽1448.1839×104吨，累计吞吐6415轮次，平均单井吞吐周期为14，采油速度0.34%，采出程度32.01%，综合含水91.53%，累计油气比0.5。
2 齐108块吞吐中后期存在主要问题
2.1 纵向上油层动用不均，上部动用程度好于下部
齐108块纵向上由于该块辫状分流河道沉积特点的影响，造成不同相带储层的砂体叠加，使层间非均质性增强。
从莲花油层四个油层组间的渗透率非均质性参数可以看出，层间矛盾较为突出。
由吸汽剖面和侧钻井含油饱和度监测资料分析得知，平均动用程度为75.8%。
2.2 采出程度高，地层压力水平低，油井生产效果差
齐1 0 8块目前可采储量采出程度96.55%，处于缓慢递减阶段。
地层压力水平低，主力产油带所测得的压力大多在1.5mpa左右，地层能量不足，油井低产，采出程度高（32.01%），地层能量不足，常规吞吐效果差，低油汽比油井。
2.3 油井进入吞吐高轮次，普遍低产低效
统计结果表明，截止到2012年底单井平均吞吐已达14.5轮次，油井生产能力逐渐降低，平均单井日产液已由开发初期的19.4t降低到目前的13.2t，单井日产油由15t下降到 1.1t。
3 齐108块剩余油层动用程度研究
3.1 平面动用程度分析
通过对齐108块温度观察井实测资料分析表明：该块经多周期吞吐生产后，动用范围仍然有限。
小于35m的范围内注汽过程中温度升幅较大，说明动用较好，在35～60m范围内注汽过程中温度也有升高幅度，但动用相对较差。
从齐108块近两年长关井的温度测试结果看，油层平面温度差异较大，部分井所测温度较高，在100℃以上；同一层位不同位置的温度分布范围较大，这也是平面动用不均的反映。
3.2 纵向动用程度分析
齐108块经过多年的滚动勘探扩边开发，已处于蒸汽吞吐后期缓慢递减阶段，平面上已无新的区块实现产能接替。
目前纵向上层间产能接替是齐108块稳产的主要手段之一。
从纵向动用程度上看，分析认为齐108块莲花油层纵向动用程度达到70%以上，总体上反映为薄互层油藏的一般特点，即射孔层段内上部动用程度好于下部。
上部油层剩余油饱和度较低，平均剩余油饱和度55-60%，最低点已达28%。
下部油层剩余油饱和度较高，平均剩余油饱和度在60%左右，主要是由于受底水影响射孔程度较低。
鉴于该块纵向动用程度的现状，为了加强开采效果，更好的动用剩余油层，我们通过精细比对曲线，研究油水关系，分析动态监测资料，得出该块存在部分由于离边底水较近而未敢动用的油层，针对这类油藏的特点，进行避开边底水补层投产，初期选定了齐
108-20-24井进行试验，出油效果显著。
齐108-20-24井位于齐108块东南部，该井于1997年3月投产莲ⅲ，厚度24.7米，累计产油2.1万吨，产水3.7万吨，2009年9月因低产关井。
该井莲ⅰ油层电阻较高，油层厚度达19.9米，5层。
从地理位置上看，该井处于边部，靠近断层，由于该层离边水较近，因此动用程度较低，地层压力较高，与周围邻井井距较大；
从周围邻井生产情况看，目前周围邻井均未生产本层，且关井时间较长；齐108-21-23c井2002年曾生产过本层，收效良好，综上所述得出该井莲ⅰ油层能量充足，具有挖潜空间。
2010年10月上返莲ⅰ1291.0-1323.2米，由于该井离边水较近，且油层上部有水，因此，我们采取上部避射的办法，该井投产后初期日产油10.6吨，日产水9.8吨，含水48%；截至2011年4月，该井生产113天，累计产油657吨，产水1469吨，增油效果明显。
4 结论
（1）通过压力监测能够直观显示吞吐层位动用程度，压力高的油层为剩余油的主要分布层。
（2）离边底水较近的油层动用较少，采出程度较低，是主要的剩余油层。
（3）通过实施避水油藏挖潜，提高了该块动用程度，改善了开发效果，为该块稳产提供了重要的保证。
参考文献
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[2] 蔡国刚，鞠俊成.辽河西部凹陷稠油成藏机制及深化勘探方法探讨[j].特种油气藏：2010，17（4期）：35
[3] 吴楣，程耀杰，全宝东.齐108块综合治理对策及效果分析[j].特种油气藏：2007，14（增刊1期）：14
[4] 陆刚，蒋生健，黎文超，等.层内自生二氧化碳气体采油技
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作者简介
李楠楠（1984-）女，助理工程师，2009年毕业于东北石油大学，资源勘查工程专业，现从事稠油油田开发研究工作。