高凝油开采工艺技术介绍(沈采)12.27
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第二阶段（1995年-2003年)：随着油田综合含水上升、单井产量下降，水力泵及闭 式热水循环系统的高能耗与油井低产的矛盾日益突出，并且随着抽油机井管柱电加 热技术日益发展成熟，从安全生产、油井资料测取等各方面综合考虑，水力活塞泵 和闭式热水循环生产方式逐步被空心杆热线、电热油管等管柱电伴热生产方式取代。
高凝油区块油品性质表
油藏 类型
砂岩 油藏
区块
沈84安12块 沈95块
前2块
凝固点 含蜡量
(℃)
(%)
45
32.6
析蜡 温度 (℃)
蜡熔点 油藏 (℃) 类型
54-58 58-62
54 37-38.5 63
69
碳酸
盐岩
46
35.2
54
57-61 油藏
东胜堡 潜山
44
30.3
58
64
变质
岩油 安1-安97
区块
静北灰岩 沈625块 沈257潜山 沈253块 沈259 东胜堡潜山 安1-安97 边台潜山 沈628 84安12块 沈95块 静35块 沈257砂岩 合计
高凝油主力区块开发现状表
含油 面积 km2
14.6 11.73
5.87 1.61 0.92 9.91 11.33
9.3 5.1 12.7 18.02 4.8 3.7 83.64
藏
潜山
50.3
34.7
61
67
边台潜山 47.6
34.2
60
66
区块
静北 潜山 沈625 潜山 沈253 潜山 沈257 潜山
凝固点 (℃)
60 42-46
45 45－51
含蜡量 (%)
35.5
32.243.9
37.7
37.242.6
析蜡 温度 (℃)
蜡熔点 (℃)
源自文库
74
80
52-60 56-65
61 59-63
第3阶段
150
100
50
0 1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
（一）井筒举升工艺技术
第一阶段（1986年-1995年)：高凝油田1986年投入开发，初期以自喷井为主，
为保证出油温度，先后设计应用了井下掺热油、掺热水循环管柱，对自喷油流 进行加热，延长自喷生产期。为提高油田采油速度，研究应用了系统开式水力 活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺，为沈阳油田的加速开发做出了巨大 贡献，使沈阳油田建成300万吨产能规模的目标于1991年得以实现。
地质 储量 104t
3292 1358.71
433 157 152.42 1509 1053 1805 270 6374 1440 967 380.2 19191.33
油井数
75 56 19 10
3 27 33 83 12 424 86 91 31 950
油井 开井数
51 43 12
9 3 24 30 70 10 306 52 43 24 677
（一）井筒举升工艺技术
（3）空心杆热线采油工艺
1995年在静35块开始试验应用。1996年开 始在油田得到规模推广应用，到2008年采用该 工艺的总开井数255口，日产液2248吨，日产 油1046吨，综合含水53%。
优点：对低产液、低含水油井加热效果好。 缺点：一次性投资大；耗电量大(日平均耗电 849kW.h)、运行成本高；加热电缆使用寿命短， 一般为１年或１年半左右，维护及更新费用高。
第三阶段（2003年-至今)：高凝油田进入中高含水期，实现了以高凝油冷采冷输、 深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺优化。采油方式以抽油机、 螺杆泵、电泵为主，抽油机方式中冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管并存。
（一）井筒举升工艺技术
2、加热举升工艺
（1）水力活塞泵采油工艺
为实现高凝油热采，1985-1987年进行了水力泵 试验，取得了成功。1988年推广应用，1993年应用规 模达到最高279口井，产油量占全油田的54％。
近井地带 暂时温降
高凝油中的重 质成份析出
高凝油与外来液 形成乳化现象
润湿性改变表 面张力提高
油层渗透率 降低
油流动性 变差
汇报提纲
一、基本概况 二、开采过程中遇到的主要工艺问题 三、配套工艺技术及应用
三、配套工艺技术及应用
（一）井筒举升工艺技术 （二）注水工艺技术 （三）修井作业技术 （四）措 施 工 艺
3.03
37.5
5.16
50.1
1.8
85.5
0.61
61.5
2.7
31.9
3.54
28.6
3.06
93.2
0.95
70.5
1.37
73
1.75
22.5
4.69
82.5
1.51
累产油 104t
746.24 146.87
30.39 17.90
3.84 395.04 175.25 175.19
8.52 1433.82
日注 水量 m3/d
累注水 104m3
2327 1928.05
689 114.07
89 24.67
140 19.79
59 4.50
149 413.11
514 243.90
497 146.73
22 6.11
6257 5141.41
219 391.81
91 51.81
20 11.45
11073 8497.41
沈84-安12块、静北潜 山加密调整；沈95块 加密调整及整体压裂； 安1潜山滚动开发边台 潜山投入开发。
安1-安97潜山滚动开发初具 规模；沈84-安12块两次加 密调整及细分层系；静北、 东胜堡潜山开展划分单元注 水，静35块投入开发
全面注水、简单分注
多元化、细分层系注水
两稳一快
原油产量稳 （年均产油220×104t）
（一）井筒举升工艺技术
（4）电热油管采油工艺
2002年3月引入沈阳油田，很好地替代了闭 抽及部分热线生产方式。在应用过程中，先后 进行了绝缘短节、接触器、高压密封器等研究 改进，获得多项国家专利。
（一）井筒举升工艺技术
（2）闭式热水循环采油工艺
1984年试验成功，到1987年闭式热水循环抽油井 为181口，占高凝油生产井总数的70.9％。
由于该工艺无法测试油井液面资料，且系统老化 采油成本高，1997年开始逐步被其它采油工艺所取 代，到2003年全部转化。
优点：由于闭抽油水不混，减去了原油脱水工作量；因地 面设备等因素停产，井下循环后很快复产，生产管理方便； 检泵方便，仅动２1/2“油管，不动4”管柱封隔器就可完成； 井口采用大四通，保证采油树的通用性和互换性。 缺点：地面泵循环排量较大，设备无用功增加；采用水基 动力液，管壁结垢严重，腐蚀严重；由于套管环空形成循 环液通道，不能测流压、静压、动液面等地质资料。
高凝油开发初期，受油品性质的影响，自喷井及抽油井管柱结蜡 现象严重，常常造成管柱堵死、油井停产现象。
2、注水井分注和分层测试遇到的问题
1）由于层间矛盾突出，导致分注井管柱出现弯曲现象； 2）分注井数和分注层段多，分层测试和动态调配的工作量较大； 3）由于井筒死油影响，注水井分注和进行分层测试受到很大影响， 分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生。
日产油 t/d
171 318
85 53 14 85 163 369 33 471 97 31 88 1978
日产液 m3/d
1356 639 120 84 28 582 423 542 46
6917 327 114 114
11292
综合 含水
%
可采储量 采油速度
%
87.4
0.68
50.2
3.74
29
N：1509×104t
弱底水（安1-安97潜山、边台潜山、沈628块）
N：3128×104t
油品性质特殊
高凝油具有以下四个特点： (1)含蜡量高，一般为30～45％，最高达53.52％。 (2)凝固点高，一般为42℃以上，最高达67℃。 (3)析蜡点高，一般为54～61℃。 (4)蜡熔点高，一般为58～75℃。
高凝油油田储量面积图
静35块 边台潜山
综合柱状图
E2S3
东胜堡潜山
沈84-安12块 安1-安97潜山
沈95块 静北潜山
E2S4
Pt Ar
高凝油田主要含油区块分类
砂岩油藏
N：9161.2×104t
中高渗（沈84-安12块）
N：6374×104t
中低渗（沈95块、静35块、257砂岩）
N：2787.2×104t
二、开采过程中遇到的配套工艺问题
3、修井作业困难
由于高凝油凝固点高的特性，修井作业过程中常常遇到管柱凝死 提不动、工具下井遇阻等现象。
4、深层潜山压裂问题
对于油藏埋藏较深、渗透率较低的油井，为提高单井产量，需 要加大压裂施工规模。
二、开采过程中遇到的配套工艺问题
5、油井措施易对油层造成冷伤害
大 型 措 施 外来液 或 的侵入 修 井 作 业
172.61 34.58 16.06
3356.29
可采储量 采出程度
% 83.6 48.8 30.5 49.6 14.3 79.7
47.5 22.5 81.4 68.5 55.8 24.2 75.2
水井数
37 25
5 2 2 9 15 24 2 183 29 13 7 353
水井 开井数
31 14
3 2 1 5 14 13 1 145 8 2 2 241
注采比
1.50 0.97 0.41 1.20 3.36 0.22 0.85 0.66 0.72 0.81 0.61 0.49 0.47 0.82
汇报提纲
一、基本概况 二、开采过程中遇到的配套工艺问题 三、配套工艺技术及应用
二、开采过程中遇到的配套工艺问题
1、井筒举升中原油析蜡凝固造成油井无法正常生产
（一）井筒举升工艺技术
1、井筒举升工艺技术的发展
井数
第一阶段：水力活塞
泵、闭式热水循环采油 工艺
第二阶段：闭式热水
循环、空心杆热线、潜 油电泵采油工艺
第三阶段：空心杆热线、潜
油电泵、电热油管、化学加药 冷采、常规冷采采油工艺
300
第1阶段
250
200
第2阶段
水力活塞泵 闭式抽油 潜油电泵 空杆热线 电热油管 冷采加药及冷采
递减率低 （年均综合递减率为8.4% ）
高凝油开发现状表
油井数
开井数
日产油 t/d
可采储 量采油
速度 %
日产液 m3/d
综合 含水
%
累产油 104t
可采储 量采出
程度 %
水井数
日注水 量
m3/d
累注水 104m3
注采比
994
692 1881 1.51 11262 82.9 3426.9 75.2 345 11037 8523.9 0.81
地层压力稳 （稳定在16MPa）
含水上升快 （年均上升7.4%）
两快
产量递减快 （年均自然递减率为24.9%）
压力下降快 （年均下降0.8 MPa）
沈625潜山,沈628潜山,沈 253潜山,沈259潜山相继 投入开发。
优化注水、多级分注
三低
采油速度低 （年均采油速度0.53%）
压力保持水平低 （保持在28.9%-59.2%）
52-61 63-70
年产油(104t) 采油速度(%)
高凝油油田开发阶段划分
300 上产阶段
稳产阶段
250 建产能200×104t
200
150
54.5
100
50
0 1984
10.1
年产油
平均年产油225×104t
1986 1988 1990 1992 1994
递减阶段
80.0
采油速度
综合含水
年均递减17.0×104t
高凝油 油田
N：19191.33×104t
潜山 油藏
N：10030.13×104t
碳酸盐岩 油藏
N：5393.13X104t
变质岩 油藏
N：4637×104t
中深层（静北潜山、沈259、沈253）
N：3601.42×104t
深 层（沈625潜山、沈257潜山）
N：1791.71×104t
较强底水（东胜堡潜山）
由于该工艺存在油井资料录取困难、运行成本高 等问题，为适应精细化管理要求，1996年起逐步转化， 到1998年已全部实现工艺转化。
优点：泵效高，总效率可达40-60%；液力起、下泵 方便；排量大，国外最大排量已达1245方/天；对 定向井、斜井有较好的适应性。 缺点：换向机构在井下，检修时必须起出；地面设 备较为复杂。
高凝油开采工艺技术
辽河油田公司 2009年12月
汇报提纲
一、基本概况 二、开采过程中遇到的配套工艺问题 三、配套工艺技术及应用
一、基本概况
高凝油油田 构造位置图
1971年发现 1986年开发 动用含油面积： 83.64km2 动用地质储量： 19191.33×104t 可采储量：4559.37×104t 标定采收率：23.76% 油藏埋深：-1350～-3720m
1996 1998 2000
2002
低速稳产阶段
1.6
80.4
1.2
0.8
0.4
年均产油87.5×104t
0.0 2004 2006 2008
投产油藏 注水特点 开发特点
沈84-安12 东胜堡 沈95块 静北潜山
弹性能量、笼 统注水
两高一快 压力保持水平高
（18.0MPa） 单井产量高 （44.1t/d） 上产速度快 （两年内建产能 200×104t）
高凝油区块油品性质表
油藏 类型
砂岩 油藏
区块
沈84安12块 沈95块
前2块
凝固点 含蜡量
(℃)
(%)
45
32.6
析蜡 温度 (℃)
蜡熔点 油藏 (℃) 类型
54-58 58-62
54 37-38.5 63
69
碳酸
盐岩
46
35.2
54
57-61 油藏
东胜堡 潜山
44
30.3
58
64
变质
岩油 安1-安97
区块
静北灰岩 沈625块 沈257潜山 沈253块 沈259 东胜堡潜山 安1-安97 边台潜山 沈628 84安12块 沈95块 静35块 沈257砂岩 合计
高凝油主力区块开发现状表
含油 面积 km2
14.6 11.73
5.87 1.61 0.92 9.91 11.33
9.3 5.1 12.7 18.02 4.8 3.7 83.64
藏
潜山
50.3
34.7
61
67
边台潜山 47.6
34.2
60
66
区块
静北 潜山 沈625 潜山 沈253 潜山 沈257 潜山
凝固点 (℃)
60 42-46
45 45－51
含蜡量 (%)
35.5
32.243.9
37.7
37.242.6
析蜡 温度 (℃)
蜡熔点 (℃)
源自文库
74
80
52-60 56-65
61 59-63
第3阶段
150
100
50
0 1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
（一）井筒举升工艺技术
第一阶段（1986年-1995年)：高凝油田1986年投入开发，初期以自喷井为主，
为保证出油温度，先后设计应用了井下掺热油、掺热水循环管柱，对自喷油流 进行加热，延长自喷生产期。为提高油田采油速度，研究应用了系统开式水力 活塞泵采油工艺、闭式热水循环采油工艺，为沈阳油田的加速开发做出了巨大 贡献，使沈阳油田建成300万吨产能规模的目标于1991年得以实现。
地质 储量 104t
3292 1358.71
433 157 152.42 1509 1053 1805 270 6374 1440 967 380.2 19191.33
油井数
75 56 19 10
3 27 33 83 12 424 86 91 31 950
油井 开井数
51 43 12
9 3 24 30 70 10 306 52 43 24 677
（一）井筒举升工艺技术
（3）空心杆热线采油工艺
1995年在静35块开始试验应用。1996年开 始在油田得到规模推广应用，到2008年采用该 工艺的总开井数255口，日产液2248吨，日产 油1046吨，综合含水53%。
优点：对低产液、低含水油井加热效果好。 缺点：一次性投资大；耗电量大(日平均耗电 849kW.h)、运行成本高；加热电缆使用寿命短， 一般为１年或１年半左右，维护及更新费用高。
第三阶段（2003年-至今)：高凝油田进入中高含水期，实现了以高凝油冷采冷输、 深抽提液和提高抽油机井系统效率为主要内容的采油工艺优化。采油方式以抽油机、 螺杆泵、电泵为主，抽油机方式中冷抽、加药冷抽、空心杆热线、电热油管并存。
（一）井筒举升工艺技术
2、加热举升工艺
（1）水力活塞泵采油工艺
为实现高凝油热采，1985-1987年进行了水力泵 试验，取得了成功。1988年推广应用，1993年应用规 模达到最高279口井，产油量占全油田的54％。
近井地带 暂时温降
高凝油中的重 质成份析出
高凝油与外来液 形成乳化现象
润湿性改变表 面张力提高
油层渗透率 降低
油流动性 变差
汇报提纲
一、基本概况 二、开采过程中遇到的主要工艺问题 三、配套工艺技术及应用
三、配套工艺技术及应用
（一）井筒举升工艺技术 （二）注水工艺技术 （三）修井作业技术 （四）措 施 工 艺
3.03
37.5
5.16
50.1
1.8
85.5
0.61
61.5
2.7
31.9
3.54
28.6
3.06
93.2
0.95
70.5
1.37
73
1.75
22.5
4.69
82.5
1.51
累产油 104t
746.24 146.87
30.39 17.90
3.84 395.04 175.25 175.19
8.52 1433.82
日注 水量 m3/d
累注水 104m3
2327 1928.05
689 114.07
89 24.67
140 19.79
59 4.50
149 413.11
514 243.90
497 146.73
22 6.11
6257 5141.41
219 391.81
91 51.81
20 11.45
11073 8497.41
沈84-安12块、静北潜 山加密调整；沈95块 加密调整及整体压裂； 安1潜山滚动开发边台 潜山投入开发。
安1-安97潜山滚动开发初具 规模；沈84-安12块两次加 密调整及细分层系；静北、 东胜堡潜山开展划分单元注 水，静35块投入开发
全面注水、简单分注
多元化、细分层系注水
两稳一快
原油产量稳 （年均产油220×104t）
（一）井筒举升工艺技术
（4）电热油管采油工艺
2002年3月引入沈阳油田，很好地替代了闭 抽及部分热线生产方式。在应用过程中，先后 进行了绝缘短节、接触器、高压密封器等研究 改进，获得多项国家专利。
（一）井筒举升工艺技术
（2）闭式热水循环采油工艺
1984年试验成功，到1987年闭式热水循环抽油井 为181口，占高凝油生产井总数的70.9％。
由于该工艺无法测试油井液面资料，且系统老化 采油成本高，1997年开始逐步被其它采油工艺所取 代，到2003年全部转化。
优点：由于闭抽油水不混，减去了原油脱水工作量；因地 面设备等因素停产，井下循环后很快复产，生产管理方便； 检泵方便，仅动２1/2“油管，不动4”管柱封隔器就可完成； 井口采用大四通，保证采油树的通用性和互换性。 缺点：地面泵循环排量较大，设备无用功增加；采用水基 动力液，管壁结垢严重，腐蚀严重；由于套管环空形成循 环液通道，不能测流压、静压、动液面等地质资料。
高凝油开发初期，受油品性质的影响，自喷井及抽油井管柱结蜡 现象严重，常常造成管柱堵死、油井停产现象。
2、注水井分注和分层测试遇到的问题
1）由于层间矛盾突出，导致分注井管柱出现弯曲现象； 2）分注井数和分注层段多，分层测试和动态调配的工作量较大； 3）由于井筒死油影响，注水井分注和进行分层测试受到很大影响， 分注管柱遇阻及测试下井仪器遇阻现象频繁发生。
日产油 t/d
171 318
85 53 14 85 163 369 33 471 97 31 88 1978
日产液 m3/d
1356 639 120 84 28 582 423 542 46
6917 327 114 114
11292
综合 含水
%
可采储量 采油速度
%
87.4
0.68
50.2
3.74
29
N：1509×104t
弱底水（安1-安97潜山、边台潜山、沈628块）
N：3128×104t
油品性质特殊
高凝油具有以下四个特点： (1)含蜡量高，一般为30～45％，最高达53.52％。 (2)凝固点高，一般为42℃以上，最高达67℃。 (3)析蜡点高，一般为54～61℃。 (4)蜡熔点高，一般为58～75℃。
高凝油油田储量面积图
静35块 边台潜山
综合柱状图
E2S3
东胜堡潜山
沈84-安12块 安1-安97潜山
沈95块 静北潜山
E2S4
Pt Ar
高凝油田主要含油区块分类
砂岩油藏
N：9161.2×104t
中高渗（沈84-安12块）
N：6374×104t
中低渗（沈95块、静35块、257砂岩）
N：2787.2×104t
二、开采过程中遇到的配套工艺问题
3、修井作业困难
由于高凝油凝固点高的特性，修井作业过程中常常遇到管柱凝死 提不动、工具下井遇阻等现象。
4、深层潜山压裂问题
对于油藏埋藏较深、渗透率较低的油井，为提高单井产量，需 要加大压裂施工规模。
二、开采过程中遇到的配套工艺问题
5、油井措施易对油层造成冷伤害
大 型 措 施 外来液 或 的侵入 修 井 作 业
172.61 34.58 16.06
3356.29
可采储量 采出程度
% 83.6 48.8 30.5 49.6 14.3 79.7
47.5 22.5 81.4 68.5 55.8 24.2 75.2
水井数
37 25
5 2 2 9 15 24 2 183 29 13 7 353
水井 开井数
31 14
3 2 1 5 14 13 1 145 8 2 2 241
注采比
1.50 0.97 0.41 1.20 3.36 0.22 0.85 0.66 0.72 0.81 0.61 0.49 0.47 0.82
汇报提纲
一、基本概况 二、开采过程中遇到的配套工艺问题 三、配套工艺技术及应用
二、开采过程中遇到的配套工艺问题
1、井筒举升中原油析蜡凝固造成油井无法正常生产
（一）井筒举升工艺技术
1、井筒举升工艺技术的发展
井数
第一阶段：水力活塞
泵、闭式热水循环采油 工艺
第二阶段：闭式热水
循环、空心杆热线、潜 油电泵采油工艺
第三阶段：空心杆热线、潜
油电泵、电热油管、化学加药 冷采、常规冷采采油工艺
300
第1阶段
250
200
第2阶段
水力活塞泵 闭式抽油 潜油电泵 空杆热线 电热油管 冷采加药及冷采
递减率低 （年均综合递减率为8.4% ）
高凝油开发现状表
油井数
开井数
日产油 t/d
可采储 量采油
速度 %
日产液 m3/d
综合 含水
%
累产油 104t
可采储 量采出
程度 %
水井数
日注水 量
m3/d
累注水 104m3
注采比
994
692 1881 1.51 11262 82.9 3426.9 75.2 345 11037 8523.9 0.81
地层压力稳 （稳定在16MPa）
含水上升快 （年均上升7.4%）
两快
产量递减快 （年均自然递减率为24.9%）
压力下降快 （年均下降0.8 MPa）
沈625潜山,沈628潜山,沈 253潜山,沈259潜山相继 投入开发。
优化注水、多级分注
三低
采油速度低 （年均采油速度0.53%）
压力保持水平低 （保持在28.9%-59.2%）
52-61 63-70
年产油(104t) 采油速度(%)
高凝油油田开发阶段划分
300 上产阶段
稳产阶段
250 建产能200×104t
200
150
54.5
100
50
0 1984
10.1
年产油
平均年产油225×104t
1986 1988 1990 1992 1994
递减阶段
80.0
采油速度
综合含水
年均递减17.0×104t
高凝油 油田
N：19191.33×104t
潜山 油藏
N：10030.13×104t
碳酸盐岩 油藏
N：5393.13X104t
变质岩 油藏
N：4637×104t
中深层（静北潜山、沈259、沈253）
N：3601.42×104t
深 层（沈625潜山、沈257潜山）
N：1791.71×104t
较强底水（东胜堡潜山）
由于该工艺存在油井资料录取困难、运行成本高 等问题，为适应精细化管理要求，1996年起逐步转化， 到1998年已全部实现工艺转化。
优点：泵效高，总效率可达40-60%；液力起、下泵 方便；排量大，国外最大排量已达1245方/天；对 定向井、斜井有较好的适应性。 缺点：换向机构在井下，检修时必须起出；地面设 备较为复杂。
高凝油开采工艺技术
辽河油田公司 2009年12月
汇报提纲
一、基本概况 二、开采过程中遇到的配套工艺问题 三、配套工艺技术及应用
一、基本概况
高凝油油田 构造位置图
1971年发现 1986年开发 动用含油面积： 83.64km2 动用地质储量： 19191.33×104t 可采储量：4559.37×104t 标定采收率：23.76% 油藏埋深：-1350～-3720m
1996 1998 2000
2002
低速稳产阶段
1.6
80.4
1.2
0.8
0.4
年均产油87.5×104t
0.0 2004 2006 2008
投产油藏 注水特点 开发特点
沈84-安12 东胜堡 沈95块 静北潜山
弹性能量、笼 统注水
两高一快 压力保持水平高
（18.0MPa） 单井产量高 （44.1t/d） 上产速度快 （两年内建产能 200×104t）