长春岭超低温浅层弱稠油油藏压裂液的研究与应用

稠油油藏蒸汽驱的研究

稠油油藏蒸汽驱耐高温堵剂类型及汽窜封堵工艺的研究现状、存 在问题及对策 前言 中国稠油资源较为丰富，陆上稠油资源约占石油总资源量的20%以上。最新研究表明，我国稠油预测资源量197x10gt，己探明稠油地质储量18.1x10gt，己动用地质储量11.93x10gt，剩余未动用地质储量6.14x10gt。主要分布在西藏、青海、新疆、四川、内蒙、广西、浙江、贵州等地约250x10gt。目前己经建立了新疆油区、辽河油区、胜利油区和河南油区四大稠油开发生产区。 稠油热采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等。其中蒸汽吞吐作为一种相对简单和成熟的热采技术己广泛应用于稠油开采中，成为稠油开采的主要方法。目前我国稠油开发方式所占比重为蒸汽吞吐(约占78%),蒸汽驱(约占10%)和常规水驱(12%)等。蒸汽吞吐是单井作业，对各种类型稠油油藏地质条件的适用范围较蒸汽驱广，经济上的风险比蒸汽驱开采小得多，因此蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式，以减少生产的阻力和增加注入能力。此外，对于井间连通性差、原油粘度过高以及含沥青砂，不适合蒸汽驱的油藏，仍将蒸汽吞吐作为一种独立的开发方式，因而它在稠油开发中占有重要的地位。 在热力开采过程中，受蒸汽超覆、平面指进和储层非均质性等因素影响，经过多轮次蒸汽吞叶开采的油井，其层间矛盾和平面矛盾口益突出，出现高低渗透层的吸汽差异:高渗透层为强吸汽层，低渗透层为弱吸汽层，甚至不吸汽。在高轮次吞叶阶段还会产生汽窜通道，导致井间汽窜干扰，而蒸汽驱开采必然加重这种趋势。目前，解决这一矛盾最有效的方法之一就是应用高温调剖剂技术，通过解决蒸汽在纵向上和平面上的吸汽不均问题，达到改善吸汽剖面，提高稠油动用程度及采收率的目的。所以此次调研将针对稠油油藏耐高温堵剂以及汽窜封堵工艺进行研究。 正文 1.耐高温堵剂的分类 根据封堵方法的不同，将油井调剖堵剂分为选择性堵剂和非选择性堵剂。其中，选择性堵剂有水基、油基、醇基堵剂;非选择性堵剂有水泥浆封堵、树脂堵剂、硅酸盐堵剂、冻胶堵剂。根据矿场实际，又将堵剂分为沉淀型无机盐类堵水化学剂、聚合物冻胶型堵水和调剖化学剂、颗粒型物理堵塞类调剖剂、泡沫类堵水和调剖化学剂、树脂类堵水化学剂、离子型堵水化学剂、耐高温堵水和调剖剂

稠油常用概念及参数以及简答题

常用概念及参数以及简答题 1.采油树规范？ 答：套管直径177.8mm，油管通径65mm，压力14MPa，温度337 o C，克市机械厂制造。 2.补偿器及其用处？ 答：门型补偿器：用于注汽干线和集油线；L型补偿器：用于单井管线；球型补偿器：用于井口和注汽干线；半圆型补偿器：用于井口；套管式补偿器：用于集油管线。 3.常用冲程冲次？ 答：冲程：3 2.5 1.8 1.5 m 冲次：10 7 6 5 4 次/分 4.低压交流电电压？ 答：380V 电机；220V 照明。 5．井口注汽压力，温度，干度？ 答：压力5.0～11.0MPa；温度295～320o C；干度80%。 6.电流过载保护装置？ 答：空气开关，热继电器，保险丝。 7.电动机保险丝额定电流应是电机额定电流的几倍？ 答：1.5～2.5倍。 8.套管伸长不允许超过多少？、 答：50cm。 9.天然气的爆炸极限？ 答：5%～16%。 10.抽油机齿轮箱油面位置应为多少？ 答：上下放油孔之间。 11.抽油机一保、二保的时间？ 答：一保为800小时，二保4000小时。 12.高温高压测试包括哪些内容？ 答：油层压力、油层温度、井温剖面、井温梯度、吸气剖面、井底干度。 13.每次吞吐分几个阶段？

答：蒸汽吞吐每一个轮次的循环包括三个步骤：1注汽阶段：将蒸汽按某一定量注入到油藏中去，一般为几天至几十天；2焖井阶段：此阶段为关井热交换反应阶段；3采油阶段即释放阶段：使油井开井生产，采出液体为部分蒸汽凝结水和原油，同时也携带出部分热量，一般为100天左右。 14.蒸汽吞吐的目的是什么？ 答：吞吐的目的实际上是作为蒸汽驱开采的预处理，要求建立井间热流通道、降低油层压力为转入蒸汽驱开采创造好条件，因此蒸汽驱开采最终才是提高原油采收率的主要手段。 15.蒸汽吞吐过程中汽窜、干扰产生的原因是什么？ 答：蒸汽吞吐时，由于油层非均质性严重，层理的发育及超破裂压力注汽，使蒸汽及热水沿较高的渗透层进入，形成指进带，此时注汽井周围生产井为压力释放点，当生产井排液时，蒸汽指进带向周围扩展，在注汽井和采油井之间形成热场连通，当产液量、产液温度猛升后就形成了蒸汽的窜扰。 16.如何判断及区别汽窜和干扰？ 答：判断汽窜和干扰的依据如下：1产液量；2含水率；3产液温度；4注汽井井口压力和温度；5产出水氯离子浓度和矿化度；6井口是否见蒸汽。 干扰现象：一般表现为生产井口产液量急剧上升，产液温度变化不大，干扰前注汽井口压力和温度较高，超过正常注汽压力和温度。 汽窜现象：分为轻度汽窜和严重汽窜，轻度汽窜表现为井产液温度猛升，产液大幅度上升，含水上升，，产出水化验氯离子浓度及矿化度低，注汽压力和温度窜前比窜后有所下降，但井口未见蒸汽；严重汽窜表现为井口产液变化大甚至下降产液温度急剧上升，井口可放出蒸汽，注汽井压力和温度下降。 17.如何处理汽窜和干扰？ 答：处理办法：1干扰：当发现生产井出现干扰时，应及时停抽，装适当油嘴控制压差生产，并加强对干扰井的检查，直至注汽井焖后开井，再复抽。2汽窜：当发现生产井有汽窜现象时，应首先检查温度升高，出现蒸汽的原因，检查是否为伴热闸门和高低压总闸门不严造成的窜漏，判断为汽窜后要及时关井，待邻近注汽井焖后开井时与生产井同时开井。 18.我们常见的套管外溢有何特征？ 答：1注汽时套管外返出一股灰浆后，没有漏气。2注汽时套管外返出许多灰浆，环形钢板拔出没有漏气。3注汽时，套管外返出带有硫化氢气味的地层水，有少时漏气。4注汽时套管外返出大量蒸汽。 19.造成套管外溢的原因是什么？

稠油降黏技术的发展现状

稠油降黏技术的发展现状 摘要:本文主要从稠油性质、稠油降黏技术两个个方面介绍了稠油降黏技术的发展现状，将现有的各类稠油降黏技术归纳为物理降黏、化学降黏两大类共计10种，并分别论述了这10种技术的发展现状、优点以及局限性。 关键词:稠油；降黏技术；黏度 0引言 世界稠油资源极为丰富，其地质储量远超过常规原油。全世界已发现的稠油总地质储量为700×109m3，可采储量为l510×108m3，与常规原油可采储量1590×109m3相当。我国稠油资源十分丰富，目前已投入大规模的开发。主要分布在辽河、新疆、胜利、南阳、大港、吉林和华北等油田，我国已在12个盆地发现了70多个重质油田，其资源量约占总石油资源的25%～30%。 1发展稠油降黏技术的重要性 随着世界能源供应日趋紧张，储量丰富的稠油日益引起各国的重视。到本世纪中叶，稠油和超稠油将占世界能源供应量的50%以上。稠油密度大、凝点高、黏度大、流动困难是稠油资源的突出特点。因此，降低稠油黏度，改善其流动性是解决稠油开采、集输和炼制问题的关键[1]。 2稠油的性质 稠油是指在油层温度下脱气原油的黏度超过100mPa·s 的原油。它主要是各种烃类和非烃类的混合物，各种组分的相对含量不同时原油的物性不同。稠油突出的特点是含沥青质、胶质，且含有较多的硫、氧、氮等元素和镍、钒等金属化合物，轻质馏分含量较低，稠油中的石蜡含量一般也较低。降低原油中金属杂原子及其赖以存在的沥青质与胶质的含量，将有效降低原油黏度[2]。 3稠油降黏技术 3.1物理降黏技术 （1）掺稀油降黏技术--是将稀油加入高黏度的稠油中进行稀释，降低稠油黏度。在具有稀油资源的油田，稀释降黏具有更好的经济性和适应性。掺稀油降黏也存在不足：首先，受到稀油资源的限制；其次，稀油掺人前及掺入后，都需进行脱水处理，增加了能源消耗；再次，稀油用作稀释剂掺人稠油后，降低了稀油的物性。目前新疆、胜利、河南等油田对距离较远的接转站，均采用掺稀油降

稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究

龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/fc19121358.html, 稠油油藏精细地质及剩余油分布规律研究 作者：汪宁 来源：《石油研究》2019年第10期 摘要：油田全面实施的开采之后，由于开采深度逐渐增加，对其进行剩余油的开发和利用十分重要，这就需要分析高含水油田中剩余油的分布规律，通过研究其分布状态，从而更好的提高对其开发的效率，提高油田产量。本文结合实际问题，对高含水油田剩余油狀态进行分析，并通过研究其分布规律，提出相关的建议。 关键词：稠油油藏;精细地质;剩余油;分布;研究 剩余油的形成机理多样，主要包括地质和开发因素等，其分布方式多样，主要呈现高度分散和相对富集的特征。我国大多数油田正处于开发后期高含水采油阶段，高含水阶段的油田开发重要研究内容之一就是剩余油的研究，剩余油的研究离不开相应测井方法和评价技术的发展，本文将对剩余油的测井方法和剩余油评价技术展开论述。 1 油藏基本情况 1.1地质概况 锦C块地处欢喜岭油田的中台阶，开发的目的层是在沙一中段的于楼油层。已经探明的含油面积是2.5km2，石油地质储量792×104t。储集层主要由粗～细的砂砾岩和含砾砂岩组成，属于高孔、高渗的储集层。油藏的埋藏深度介于760～990m之间，含油的井段长度为80～ 90m，平均的油层厚度是25m，是层状岩性构造油藏。 1.2开发历程及现状 锦C块在1979年打了第一口探井进行常规试油，历经了两次井网加密调整后，形成了目前的83×83m井网。开发历程上一共有4个开发阶段：一是干抽和蒸汽吞吐的初期阶段（1989年～1995年）;二是开发局部调整和井网完善阶段（1986年～1997年）;三是产量逐渐递减阶 段（1998年～2002年）;四是开发综合治理和低速稳产阶段（2003年-至今）。 截止到目前在锦C块的西部一共有油井95口，开井51口，日产液820t，日产油50t，含水93.9%，累产油165.8×104t，累产水580.9×104t，累注汽420.5×104t，采油速度0.32%，采出程度27.8%，累积油汽比0.39。 1.3 目前存在的问题 （1）油藏水淹严重

稠油油藏钻采方案

第一部分常规热采开发方式采油工程设计

3.1 直井及定向井采油工程方案设计 3.1.1 完井工程设计 3.1.1.1 完井方式 友林稠油油藏出砂普遍，目前开发井都采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式。 根据山东油田稠油开发实践，2013年友林油田超稠油油藏直井（定向井）主体采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式，水泥返至地面，要求固井质量优良。 3.1.1.2 生产管柱设计 3）生产管柱设计 根据理论计算和经济效益对比，2013年部署区直井（定向井）生产管柱选择为： ①油藏埋深≤350m（337口），采用Φ73mm ×5.51mmN80平式油管； ②油藏埋深﹥350m（230口），采用Φ114mm×62mm隔热油管。 按2013年友林油田产能建设实施部署统计，有230口直井（定向井）需要使用隔热油管，按单井平均470m计算，需隔热油管10.81×104m，隔热油管性能参数见表3.1-7和表3.1-8。 表3.1-7 Φ114×62mm隔热油管性能参数 表3.1-8 隔热油管隔热等级参数表 此外，2013年友林油田产能建设实施方案还部署了10口动态监测井，设计单井井深470m。对抽油生产中采用的Φ73mmN80平式油管和Φ60.3mmN80平式油管进行了强度校核和生产适应性分析（见表3.1-9），两种管柱的强度和生产适应性满足采油要求。因此，为满足生产和动态监测的要求，动态监测井采用双管结构：主管、副管都采用Φ60.3mm×4.83mmN80平式油管。 表3.1-9 Φ73mm和Φ60.3mm平式油管强度校核

3.1.1.3 油层套管 根据山东油田稠油开发实践，直井和定向井通常采用Φ177.8mm套管。Φ177.8mm套管井筒半径大，流动阻力较小，有利于稠油流入井筒，也有利于后期防砂及维修作业。推荐采用Φ177.8mm套管。 全生命周期采油工程方案的实现，依赖于井筒的完好。而在热采开发中，套管损坏往往导致生产井提前报废。因此，建议钻井工艺使用TP90H或以上钢级的热采套管，保证井筒完好。 3.1.1.4 射孔工艺 友林油田侏罗系八道湾组压力系数为0.94，原油粘度高，无自喷能力。因此，射孔方式选择电缆传输方式，具体射孔参数如下： 射孔弹：YD-89弹 孔密：20孔/m 布孔格式：螺旋布孔 布孔相位：60° 射孔液：稠油脱油热水 3.1.1.5 井口 为防止地层破裂发生汽窜，友林超稠油注汽压力应不高于地层破裂压力。油藏工程要求结合2012年实施区的实际注汽压力情况见表3.1-10，2013年实施区八道湾组井口注汽压力控制在9.0 MPa ～12.0MPa之间。根据油藏工程设计的注汽参数，采用耐压14MPa的热采井口可以满足要求。 表3.1-10 重18井区2012年投产井井口注汽压力与2013年注汽压力预测 1）生产井：采用KR14-337-65型热采井口，最高工作压力14MPa，最高工

文留油田稠油特性及降粘技术应用研究

文留油田稠油特性及降粘技术应用研究 文留油田稠油特性及降粘技术应用研究 摘要：文留油田稠油井分散，物性差异较大，依据粘度将其分为普通稠油、特稠油和超稠油，本文对这三类稠油的物理特性、开采方式进行了分析和研究。结合文16-45井，详细介绍了稠油开采和应用油基稠油降粘复合解堵工艺情况。 关键词：文留油田稠油特性降粘热洗解堵 文留油田随着老区滚动扩边及Ⅱ、Ⅲ类储层的不断开发，稠油井日益增多，但比较分散。不同稠油井之间，物理特性差异较大，50℃脱气原油粘度104～9100 mPa.s，平均粘度814.06 mPa.s；地面脱气原油密度0.8215～0.9350g/cm3，平均密度0.8678g/cm3。 一、文留油田稠油物理特性 按有关稠油分类标准，把文留油田稠油分为三类：普通稠油、特稠油和超稠油（见表1）。 说明：表中粘度取50℃时地面脱气原油粘度；分类以原油粘度为首要指标，相对密度为辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。 1.普通稠油 普通稠油即50℃温度下脱气原油粘度在100～6000mPa.s之间，能用常规抽油泵生产，表现为粘滞阻力较大，功图肥大，电流较高。文留油田有普通稠油井32口，占稠油井总数的86.5%。其中11口井用常规降粘剂或定期热洗降粘后，能维持低能耗长检泵周期持续生产。有5口井用常规降粘剂降粘后，伴有粘滞力较大的重质油析出集聚，导致泵阀球失灵，常规热洗无效，需要进行作业检泵。有4口稠油井因粘度相对较低，通过选用或改进抽稠泵即可维持正常生产。有12口井常规降粘效果较差，频繁洗井扫线，长期高能耗生产；由于粘度降不下来，流动阻力大，泵效低，严重影响原油产量，但通过油套环空投加新型高效专用降粘剂也实现了正常生产。 2. 特稠油

我国稠油资源分布

我国稠油资源分布文档编制序号：[KKIDT-LLE0828-LLETD298-POI08]

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田 塔河油田累计探明油气地质储量亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金

稠油油藏提高采收率技术

稠油油藏提高采收率技术 摘要：作为一种非常规石油资源，“重油”又被称为“稠油”。世界上的重油资源非常丰富，已在多个国家发现了重油资源。专家们估计，在全球约10万亿桶的剩余石油资源中，70%以上是重油。我国的石油储量也相当丰富。已建立了辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田以及海洋油区等五大重油开发生产区，稠油产量占全国原油总产量的10%。但是稠油粘度大，难以流动，阻碍了原油的顺利开采。针对稠油粘度对温度的敏感性，随着温度升高而急剧下降的特点，目前世界上已形成提高稠油采收率四大技术系列，即化学法、气驱、热力和微生物采油。 关键词：稠油油藏；采收率 稠油，国际上称之为重质油或重油。严格地讲，“稠油”和“重油”是两个不同性质的概念。“稠油”是以其粘度高低作为分类标准，而原油粘度的高低取决于原油中胶质、沥青及蜡含量的多少。“重油”是以原油密度的大小进行分类，而原油密度的大小往往取决于其金属、机械混合物及硫含量的多少。 一．稠油的特点 我国稠油油藏分布广泛，类型很多，埋藏深度变化很大，一般在10m～2000m之间，主要是砂岩储集层，其特点与世界各国的稠油特性大体相似，主要有： （1）粘度高、密度大、流动性差。它不仅增加了开采难度和成本，而且使油田的最终采收率非常低。稠油开采的关键是提高其在油层、井筒和集输管线中的流动能力。

（2）稠油的粘度对温度极其敏感。随稠油温度的降低，其粘度显著增加。大量的实验证明，温度每降低10℃，原油粘度约增加1倍。目前国内外稠油采用的热力开采方法正是基于稠油的这一特点。 （3）稠油中轻质组分含量低，而焦质、沥青质含量高 中国稠油资源多数为中新生代陆相沉积，少量为古生代的海相沉积。储层以碎屑岩为主，具有高孔隙、高渗透、胶结疏松的特征。稠油储量最多的是东北的辽河油区，其次是东部的胜利油区和西北的新疆克拉玛依油区。中国重油油藏具有陆相沉积的特点，油层非均质性严重，地质构造复杂，油藏类型多，油藏埋藏深。油藏深度大于800m的稠油油储量约占已探明储量的80%以上，其中约有一半的油藏埋深在1300m～1700m。吐哈油田的稠油油藏埋深在2400m～3400m，而塔里木油田的轮古稠油油藏埋深在5300m左右。 二．国内外提高稠油采收率技术 2.1.1 蒸汽吞吐 蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的注蒸汽开采稠油技术。 蒸汽吞吐技术机理主要是加热近井地带原油，使之粘度降低，当生产压力下降时，为地层束缚水和蒸汽的闪蒸提供气体驱动力。 蒸汽吞吐的工艺过程是先向油井注入一定量的蒸气，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产，即在同一口井进行注入蒸汽、关井浸泡（闷井）及开井生产3个阶段，蒸汽吞吐工艺描述如图2-1。注入蒸汽的量以及闷井的时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井筒热损失等条件预先设计好的。 封隔器 吞 蒸汽 蒸汽注入 油砂层 流体采出 吐

油田开发动态分析主要技术指标及计算方法样本

指标及计算方法 1.井网密度 油田( 或区块) 单位面积已投入开发的总井数即为井网密度。 f=n/A 2.注采井数比 注采井数比是指水驱开发油田( 或区块) 注水井总数和采油井总数之比。 3.水驱控制程度 注水井注水能够影响到的油层储量占油层总储量的百分数。 水驱控制程度=注水井联通的厚度/油层的总厚度*100% 由于面积注水井网的生产井往往受多口注水井的影响, 因此, 在统计井网对油层的水驱控制程度时还要考虑联通方向。 不同注水方式, 其注采井数比不同, 因而注水井对油层的水驱控制程度也不同。一些分布不稳定, 形态不规则, 呈透镜状分布的油层, 在选择注水方式时, 应选择注水井数比较大的注水方式, 以取得较高的水驱储量控制程度。该指标的大小, 直接影响着采油速度, 含水上升率, 最终采收率。 中高渗透油藏( 空气渗透率大于50*10-3 um2) 一般要达到80%, 特高含水期达到90%以上; 低渗透油藏( 空气渗透率小于50*10-3 um2) 达到70%以上; 断块油藏达到60%以上。 4.平均单井有效厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井有效厚度之和与油水井总井数的比值为平均单井有效厚度。 5.平均单井射开厚度 油田( 或区块、或某类井) 内属同一开发层系的油水井射孔总厚度与油水井总井数的比值为平均单井射开厚度。 6.核实产油量 核实产油量由中转站、联合站、油库对管辖范围内的总日产油量进行计量, 由

此获得的产油量数据为核实产油量。 7.输差 输差是指井口产油量和核实产油量之差与井口产油量之比。 K=( q ow -q or ) /q ow 8.核实产水量 核实产水量用井口产水量和输差计算。q wr=q ww (1-K) 9.综合含水 油田( 或区块) 的综合含水是指采出液体中水所占的质量百分数。 f w =(100*q wr )/(q wr +q or ) -1- 低含水期( 0<含水率<20%) :该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况, 开展早期分层注水, 保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施, 提高产油能力, 以达到阶段开发指标要求。 -2-中含水期( 20%<=含水率<60%) : 该阶段主力油层普遍见水, 层间和平面矛盾加剧, 含水上升快, 主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升, 做好平面调整, 层间接替工作, 开展层系、井网和注水方式的适应性研究, 对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整, 提高非主力油层的动用程度, 实现油田的稳产。 -3- 高含水期( 60%<=含水率<90%) : 该阶段是重要的开发阶段, 要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上, 积极采用改进二次采油技术和三次采油技术, 进一步完善注采井网, 扩大注水波及体积, 控制含水上升速度和产量递减率, 努力延长油田稳产期。 -4-特高含水期( 含水率>=90%) : 该阶段剩余油高度分散, 注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整, 采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施, 控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术, 不断增加可采储量, 延长油田的生命期, 努力控制好成本, 争取获得较好的经济效益。

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术 薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术 摘要：针对薄互层低渗透油藏储层薄、微裂缝发育的特点，通过开展地应力与人工裂缝扩展研究、压裂裂缝参数优化、压裂工艺技术优化等研究，在滨南油田滨660块实施整体压裂开发，取得了良好的效果，为薄互层低渗油藏高效开发探索了新的道路。 关键词：薄互层；低渗透油藏；整体压裂；地应力 一、薄互层油藏概况 滨南薄互层油藏主要分布在滨南油田，其中滨660块构造位置位于东营凹陷西北边缘，滨南――利津二级断裂带西段，滨649滚动背斜北台阶，其北部隔单家寺油田为滨县凸起，东北部隔利津油田为陈家庄凸起，东南临利津洼陷。主要含油层系沙四上，埋深2863-3096米，含油面积1.99km2，地质储量235万吨，平均单井有效厚度18m。 1、薄互层油藏地质特征 （1）层多，单层厚度薄，平面上广泛分布 滨660块沙四段属扇三角洲前缘亚相的沉积，纵向上含油井段长，油层多，单层厚度小。沙四上划分为2个砂组，并对含油的1、2砂组精细划分为6个小层，在100m含油井段内视分层系数最多达16层/井，最小为6层/井，平均9层/井。 （2）岩性复杂，储层物性差 沙四段岩性主要为浅灰色泥岩、白云质泥岩、劣质油页岩与粉细砂岩的不等厚互层，夹有薄层白云质砂岩，平均孔隙度15.2%，渗透率11.7×10-3um2，为低孔低渗透储层。 （3）常温常压油藏，原油性好 沙四段油层埋深一般2863-3096米，平均2800m，地层温度117℃，温度梯度3.44℃/100m，原始地层压力29.05MPa，压力系数为0.968，属于常温常压系统。 2、薄互层特低渗透油藏开发难点 （1）自然产能低，常规压裂有效期短

油藏动态分析模板

油藏动态分析模板 一、收集资料 1、静态资料：主要区块所处区域位置、开发层系划分与组合、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：区块（单元）日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管柱组合及下井工具、井身结构（井身轨迹）等。 二、分析内容 1、开发状况的分析（日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、自然递减、综合递减等）。 2、水驱状况及开发效果分析（水驱控制程度、水驱动用程度、水驱指数、存水率、注水量、分注合格率、水质状况、水线推进状况、水驱采收率、含水上升率及含水上升速度、油砂体（砂层组）水淹状况等指标的合理性）。

3、注采平衡及压力平衡状况（单元总体平衡状况、纵向上分小层注采平衡状况、平面上注采平衡状况及压力场分布状况等）。 4、开发调整效果分析评价（注采系统的调整、层系的调整、油水井工作制度的调整、储层改造、油水井措施等）。 三、分析步骤 1、概况 主要阐述储量探明及动用状况、采收率标定及可采储量状况、油井数、开井数、日产液、日产油、含水、采油速度、注水井开井数、注水量、注采比等。 2、开发指标的分析评价 主要分析日产液、日产油、含水、平均单井日产液、平均单井日产油、采油速度、注水量、自然递减、综合递减含水上升率等开发指标与计划部署之间的差别。 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化及开发调整效果分析评价 3.1首先总体上阐述近期区块（单元）日产液、日产油、含水、压力等变化态势，简要分析变化的原因。 3.2分析重点井组动态变化，简要阐述分析变化的原因（具体参见井组及单井动态分析）。 3.3开发效果的分析与评价 3.3.1水驱状况（注水单元）： ①水驱控制程度，定义为油井中与注水井连通层的厚度与射开的总厚

稠油降黏新技术的研究进展

２０１２年１月第２７卷第１期 西安石油大学学报（自然科学版） ＪｏｕｒｎａｌｏｆＸｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（ＮａｔｕｒａｌＳｃｉｅｎｃｅＥｄｉｔｉｏｎ） Ｊａｎ．２０１２ Ｖ０１．２７Ｎｏ．１ 文章编号：１６７３－０６４Ｘ（２０１２）０１－００６４－０７ 稠油降黏新技术的研究进展 朱静１，李传宪１，杨飞１，辛培刚２ （１．中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东青岛２６６５５５； ２．海洋石油工程（青岛）有限公司，山东青岛２６６５５５） 摘要：稠油中含有大量胶质、沥青质，造成其黏度高、密度大、流动性差，给稠油的开采和输送造成了很大困难．常规降黏方法，包括加热降黏、稀释降黏及乳化降黏，都有其不可克服的缺点．介绍了５种新型降黏技术的作用机理及其在国内的研究应用情况，包括油溶性降黏剂降黏、水热催化裂解降黏、微生物降黏、超声波降黏、磁处理降黏．指出目前单一降黏方法难以解决稠油的开采和输送问题，采用合理的复配技术是解决稠油降黏的有效途径． 关键词：稠油；新型降黏技术；降黏机理；应用现状 中图分类号：ＴＥ３４５文献标识码：Ａ 稠油中含有大量胶质、沥青质，造成其黏度高、密度大、流动性差，给稠油的开采和输送造成了很大困难．传统降黏方法包括加热降黏、稀释降黏及乳化降黏．加热降黏输油能耗高，允许的输量变化范围小，停输易发生凝管事故；稀释降黏会增加能耗，降低稀油物性；乳化降黏存在掺水量大、投资大、后期脱水困难等缺点．可见传统降黏方法都有其不可克服的缺点…．因此，开发研究新型高效稠油降黏技术至关重要．本文介绍了油溶性降黏剂降黏、水热催化裂解降黏、微生物降黏、超声波降黏、磁处理降黏５种降黏新技术的作用机理及其在国内的研究应用情况． １油溶性降黏剂降黏 １．１降黏机理 降黏剂分子中含有极性基团侧链及高碳烷基主链，主碳链可使降黏剂分子溶于油中，侧链的极性基团可与胶质、沥青质中的极性基形成更强的氢键，通过分散、渗透作用进入胶质及沥青质的片状分子之间，部分拆散平面重叠堆砌而成的聚集体结构，形成片状分子无规则堆砌，结构变松散，并减少聚集体中所包含的胶质、沥青质分子数目，降低原油内聚力，起到降黏作用嵋引． １．２应用现状 油溶性降黏剂降黏是在降凝剂技术的基础上发展起来的一种新型降黏技术．目前，针对于含蜡原油的降凝剂的生产应用已比较成熟．当降凝剂作用于稠油时，通过改变原油中石蜡的结晶状态，降低原油的凝固点，其表观黏度也有一定程度的降低，即降凝剂都具有降黏作用，但这种降黏效果非常有限．目前，国内已开发了一些针对于稠油降黏的油溶性降黏剂，见表１． 从表１可见，近几年降黏剂的开发研制速度较快，新型降黏剂屡见报道，降黏率大幅度提高，可达到９０％左右．有些已经应用于工业生产中，如张红等Ｈ１从辽河超稠油内部复杂的结构组成出发，合成出新型大分子含氮聚合物型降黏剂，取得了良好效果；韩鹏等∞ｏ将油溶性降黏剂应用于孤岛稠油油藏的矿场开采中，结合油藏地质特点，不同开发特征井应用不同的化学复合吞吐工艺组合，取得了较好的增油效果．因此，油溶性降黏剂具有良好的发展前 收稿日期：２０１０．ｔ２—２４ 作者简介：朱静（１９７８－），女，讲师，硕士，主要从事石油与天然气储运方面的研究．Ｅ－ｍａｉｌ：ａｎｇｅｌ＿ｚｈｕｊｉｎｇ＠１６３．ｃｏｍ万方数据

我国稠油资源分布

我国有丰富的稠油资源，探明和控制储量已达16×108t，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。重点分布在胜利、辽河、河南、新疆等油田。我国陆上稠油资源约占石油总资源量的20％以上，探明与控制储量约为40亿吨，目前在12个盆地发现了70多个稠油油田。胜利油田地质储量约15000万吨，中原油田约为3200万吨，克拉玛依油田约6660万吨，国内每年稠油产量约占原油总产量的10％。中国尚未动用的超稠油探明地质储量为7.01×108t。 辽河油田 辽河油田公司2007年重新计算确定探明储量中的难动用和未动用储量为4亿吨，目前原油年开采能力1000万吨以上，天然气年开采能力17亿立方米。辽河油区稠油油藏，油层埋藏深度变化较大：最浅小于600m，最深达1700m，一般在700～1300m之间。按埋藏深度统计，超过1300m的深层稠油油藏，其储量占探明储量的42．92％，900--1300m的中深层油藏，储量占41．39％，600--900m的中浅层占15．69％。由上述统计不难看出辽河84．3％储量油藏埋藏深度在900m以上。 塔河油田

塔河油田累计探明油气地质储量7.8亿吨，塔河油田是我国发现的第一个超深超稠碳酸盐岩油藏 ,埋深 5 350～6 600m, 80%的储量为特超稠油 ,稠油产量占总产量 57% 。 随着国家西部大开发的实施，作为我国石油战略接替区的塔里木盆地的油气产量正逐年上升，2002年该地区两大油田生产原油约751万t，发展势头较猛。同时，沿塔里木河一带的稠油探明储量为3．35亿t，可采储量为4500万t。2002年产出稠油约270万t，占塔里木原油产量的36％。比例相当可观．这部分资源开发对今后塔里木石油的发展起着重要作用。然而，该稠油性质极差(目前中国最差)，属于高硫、高残碳、高金属、高密度、高黏度、高沥青质含量的”六高”原油，运输困难，一般的已有的炼油工艺很难对其进行加工处理，因此必须采用一种新的工艺对其进行轻质化加工处理。 塔里木油田 塔里木盆地可探明油气资源总量为160亿吨，其中石油80亿吨、天然气10万亿立方米。在寒武系顶部4 573．5~4 577 m获得少量稠油，粘度 2 698 mPa·s。 河南油田

稠油分类标准

一、稠油分类 （一）国外重油分类标准 稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。 表１UNITAR 推荐的分类标准

表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准 （二）中国稠油分类标准 我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准如表 3 所示。在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。 表3 中国稠油分类标准 ＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。

二、稠油油藏一般地质特征 稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点： （一）油藏大多埋藏较浅 我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。 （二）储集层胶结疏松、物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。 稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。 （三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低

稠油化学降粘冷采技术在胜利油田的研究及应用

稠油化学降粘冷采技术在胜利油田的研究及应用 梁　伟 （１．中石化胜利油田分公司石油工程技术研究院；２．山东省稠油开采技术省级重点实验室，山东东营　２５７０００） 摘　要：化学降粘能有效降低稠油粘度，提高油井产量，具有不动管柱、低成本生产等优点，是近年研究的热点。研制了新型水溶性降粘剂体系，对该体系的降粘性能、油砂洗油性能以及单管岩心驱油效果进行了室内评价。结果表明：降粘剂体系对胜利油田不同区块稠油的降粘率均在９５％以上，且具有良好的油砂洗油性能，对不同油藏稠油的油砂洗油率达９１％以上，可提高单管岩心驱替效率１４．２９％。稠油化学降粘冷采技术在胜利油田进行了规模化现场应用，取得了良好的效果。 关键词：稠油；降粘冷采；水溶性降粘剂体系；现场应用 中图分类号：ＴＥ３５７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１９）０４—００６８—０２ 化学降粘可以较好地降低稠油粘度、稳定的分散性能和较好的洗油能力，具有提高油井产量、降低生产成本的特点，是近年来研究的热点［１～３］。化学降粘药剂主要有油溶性降粘剂和水溶性乳化降粘剂。油溶性降粘剂主要通过溶解、分散和渗透作用使稠油聚集体的结构发生变化，进而降低粘度；水溶性降粘剂通过分子间的作用力，破坏稠油大分子聚集体，使高粘稠油与水形成粘度很小的油水分散体系。由于油溶性降粘剂的使用条件苛刻，且用量大、成本高；而水溶性降粘剂的应用范围广、用量少、价格低，因此具有广阔的应用前景。 研制了新型水溶性降粘剂体系在油水界面具有很强的亲和性，体系穿插于原油表面，改变了原油表面特性，增强了原油的亲水性；体系吸附在矿物表面，在一定范围内，体系分子排列紧密，分子链彼此重叠，在矿物表面形成较为平滑的亲水性吸附膜；该体系水溶液将原油剥离成表面亲水的油珠，随着体系水溶液的流动富集于水相，形成“混合相”，由油水“两相流”变成“单相流”，在提高洗油效率的同时，扩大了波及体积，提高了驱替效果。 １　降粘剂体系对不同稠油降粘效果评价 实验考察水溶性降粘剂体系对胜利油田不同区块稠油油样的适应性，实验水浴温度５０℃，搅拌速率２５０ｒｐｍ，搅拌时间２ｍｉｎ，然后用Ｂｒｏｏｋｆｉｅｌｄ　ＤＶ－Ⅲ粘度仪测试原油粘度，加入的水溶性降粘剂体系浓度均为０．５％，计算降粘率。实验结果如表１所示。 表１　水溶性降粘剂体系对不同区块油样的降粘效果序号井号 ５０℃粘度 ｍＰａ·ｓ 加入降粘剂后 的降粘率１ＣＪＣ３７１－Ｐ２２　１１１５６　９８．４％ ２ＧＯＧＤＲＮ５　７９５３　９７．８％ ３ＤＸＸ６８Ｘ１３９　３６３２　９６．４％ ４ＣＱＣ１３－Ｘ９０８　１２８５０　９５．８％ ５ＧＤ－２－３３－５２７　４６２１　９７．９％ ６ＹＭＸＩ８－２０４　５２３１　９８．４％ ７ＳＤＢ５４６－Ｘ４１　１３５８０　９７．４％ 由实验结果可以看出，水溶性降粘剂体系可以实现胜利油田不同稠油的有效降粘，降粘率均达９５％以上。 ２　降粘剂体系洗油效果评价 提高采收率主要取决于两个因素，即提高波及系数和洗油效率，因此洗油效率的提高对提高采收率具有重要意义。本实验对不同区块的四种稠油油样进行油砂清洗实验。 表２　水溶性降粘剂体系对不同稠油油砂洗油效率 序号井号体系浓度洗油效率 １ＣＪＣ３７１－Ｐ２２　０．５％９２．２％ ２ＧＯＧＤＲＮ５　０．５％９９．３％ ３ＤＸＸ６８Ｘ１３９　０．５％９８．８％ ４ＣＱＣ１３－Ｘ９０８　０．５％９１．５％ ８ ６内蒙古石油化工 ２０１９年第４期　 收稿日期：２０１９－０１－２３ 基金项目：中石化股份公司重大推广项目“活性高分子稠油降粘采油技术推广应用研究”（Ｐ１８０８１）。 作者简介：梁伟（１９８５－），男，２０１０年获中国石油大学（华东）油气田开发工程硕士学位，现从事稠油开采提高采收率方面的研究工作。

原油降粘技术的应用现状和发展趋势

原油降粘技术的应用现状和发展趋势 张清 （天津东方华泽能源科技有限公司北京2011） 【摘要】综述了原油降粘技术的化学、物理、微生物方法的应用现状和发展趋势，阐述了各种方法的具体实现机理及各种方法的优缺点等。 【关键词】原油降粘；化学降粘；物理降粘；催化裂化；表面活性剂；油溶性降粘剂；磁处理降粘；微波降粘 The oil viscosity technology application status and development trend Zhang Qing （Tianjin east HuaZe energy technology Co.,LTD Beijing2010） Abstract The application status and development trend of oil viscosity technology by chemical,physical and microorganism method were reviewed.The concrete realization mechanism of various methods and their advantages and disadvantages were also discussed. Keywords oil viscosity chemical viscosity physical viscosity catalytic cracking surfactant oil-soluble drop adhesive magnetic treatment viscosity microwave viscosity 目前，世界各国尤其是盛产含蜡黏性原油的大国，都在大力进行长距离管道常温输送工艺的试验研究。随着含蜡高黏原油开采量的增加以及原油开采向深海发展，各国都特别重视含蜡高黏原油输送及流动保障技术研究。 管道输送高含蜡、高黏易凝原油的发展趋势是逐步降低输油温度，进而实现常温输送。利用化学方法，辅之以物理方法，从原油流变性的微观机理以及原油凝结的微观机理入手，研究高效降黏剂的分子结构特点和要求，进行分子结构设计，开发适用于多种类原油的降黏剂、降凝剂，实现高含蜡高黏易凝原油常温输送。 目前，国内主要干线以加热输送为主，每年我国仅用于加热输送而烧掉的原油就达70万吨左右，这是一个相当可观的数目，在我国原油资源十分紧张的情况下，必须尽快寻找出含蜡原油不加热输送方法。 常用的降粘方法有物理降粘化学降粘（井下热催化裂化降粘、表面活性剂降粘、油溶性降粘剂降粘）、（加热降粘、掺稀油降粘、微波降粘、磁处理）及微生物降粘等。 一、化学降粘技术 1.井下水热催化裂化降粘 利用稠油与水蒸气之间发生的水热裂解反应，使稠油在催化剂的作用下，高碳数的稠油发生裂解而生成为轻质油，不可逆的降低了稠油的粘度，提高了油品的品位，导致原油的蒸汽压增加【1】，达到提高稠油采收率的目的。 稠油的催化裂化降粘的关键是筛选或研制成本低、活性和选择性高、反应条件宽、适用于不同稠油的系列催化剂。较好的催化剂应具有的特征是：注入地层，尽可能扩大波及范围；

稠油的分类及其油藏地质特征

稠油的分类及其油藏地质特征 ---- 所属行业 : 石油化工 发布公司： 公司联系方式：查看 一、稠油分类 （一）国外重油分类标准 稠油分类不仅直接关系到油藏类型划分与评价，也关系到稠油油藏开采方式的选择及其开采潜力。为此，许多专家对稠油分类标准进行了研究并多次举行国际学术会议进行讨论。联合国培训研究署（UNITAR）推荐的重油分类标准如表1所示，委内瑞拉的重油分类际准见表2 。 表１UNITAR 推荐的分类标准 表2 委内瑞拉能源矿业部的分类标准 （二）中国稠油分类标准 我国稠油沥青质含量低，胶质含量高，金属含量低，稠油粘度偏高，相对密度则较低。根据我国稠油的特点分类标准如表3 所示。在分类标准中，以原油粘度为第一指标，相对密度为其辅助指标，当两个指标发生矛盾时则按粘度进行分类。

表3 中国稠油分类标准 ＊指油层条件下的原油粘度；无＊者为油层温度下脱气原油粘度。 二、稠油油藏一般地质特征 稠油油藏相对于稀油油藏而言，具有以下特点： （一）油藏大多埋藏较浅 我国稠油油藏一般集中分布于各含油气盆地的边缘斜坡地带以及边缘潜伏隆起倾没带，也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑。油藏埋藏深度一般小于1800m ，埋藏浅的有的可出露地表，有的则可离地表几十米至近百米。但井深3000～4500m也有稠油油藏，为数较少。 （二）储集层胶结疏松、物性较好 稠油油藏储集层多为粗碎屑岩，我国稠油油藏有的为砂砾岩，多数为砂岩，其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相，储层胶结疏松，成岩作用低，固结性能差，因而，生产中油井易出砂。 稠油油藏储集层物性较好，具有孔隙度高、渗透率高的特点。孔隙度一般为25％～30％，空气渗透率一般高于0.5 ～2.0平方微米。 （三）稠油组分中胶质、沥青质含量高，轻质馏分含量低 稠油与轻质油在组分上的差别在于稠油中胶质、沥青质含量高，油质含量小。稠油中胶质、沥青质含量一般大于30％～50％，烷烃、芳烃含量则小于60％～50％。 （四）稠油中含蜡量少、凝固点低