采油工程技术发展（精选12篇）
采油工程技术发展 篇1
摘要：采油工程技术在油田开发中占有非常重要的地位。本文主要分析了我国采油工程技术的发展阶段和采油工程中新技术的运用, 并对我国采油工程技术的发展提出了建议, 以供参考。
关键词：采油工程,新技术,发展
石油资源短缺难题在我国日趋严重, 我国在经过了注水开发与化学驱油以后, 当前石油平均采收率仍然比较低。而采油工程技术是油田开发中的关键技术。面对当前国内外严峻的石油开采形势, 我国需要不断探寻新的采用工程技术, 以提高采油效率, 增强我国油田开发的竞争力。
1 采油工程技术的发展历程
1.1 探寻及分层开采工艺技术发展阶段
该阶段主要包括上个世纪的50年代到70年代。该时期中我国在多方面的试验与技术中取得了进展, 其中研究包括注蒸汽吞吐开采试验、防砂试验、火烧油层试验、人工举升试验、油层水力压裂试验、油田堵水试验。该时期中期大庆油田得到开发, 这推动了整套采油工艺技术的开发。
1.2 采油工程技术突破发展阶段
该时期采油工程技术的主要突出点表现在开发形成了对多种类型油气藏都适用的采油工程技术, 使采油工程技术实现了多样化, 对不同场地的应用要求都得到了满足。
1.3 采油工程系统的形成和发展阶段
该时期里, 其它方面技术得到进步, 从而推动了采油的系统工程达到了较大的改进与完善。其具体表现包括:在采油过程中需要对采用工程的中长期发展进行规划, 需要处理好短期应用技术与基础研究的关系, 多项技术难题在采油过程中得到攻克, 为今后油田开采技术的发展打下了基础。
2 采油工程中新技术的开发应用
二十一世纪中, 生物技术、信息技术、纳米技术、新材料技术等为代表的高新技术及其产业将得到迅猛的发展, 并将给采油工程技术带来极大的挑战和机会。
2.1 生物技术在工程中的应用
微生物勘探技术和微生物采油技术是生物技术在采用工程中的主要应用。微生物勘探技术具备成本低、速度快、操作简单、重复性好等特点, 被越来越多的油公司广泛采用。微生物采油技术是继热力采油、混相驱及化学驱之后发展起来的三采技术, 又名细菌采油, 它是采油工程领域中现代生物技术的开创性应用, 在高含水与面临枯竭的老油田的应用中更是表现出极强的活力。
2.2 信息技术在工程中的应用
在传统行业中, 石油行业是应用计算机最早、对信息技术依赖程度最高的行业。在计算机的发展初期, 采油工程中的石油勘探资料处理和解释就与计算机紧紧联系在一起, 成为计算机主机时代的主要用户。目前信息技术在采油工程的应用和发展是多领域、多层次的, 这其中包含了多项关键技术, 例如:盆地模拟、地震成像、油藏模拟、虚拟实现技术、过程模拟、实施优化等技术。
2.3 纳米技术工程中的应用
纳米技术在采油工程中的应用尚处于起步阶段, 与此相关的纳米技术集中在纳米材料对传统材料的改性方面。目前开展的研究有:纳米膜驱油室内评价及矿场实验研究、环保型水性纳米涂料及涂层技术的研究及纳米MD膜驱油技术等。
2.4 新型材料在工程中的应用
(1) 管道钢的增韧止裂, 尤其是油气输送管道的止裂;还有金刚石和金属的连接、新型功能材料在封隔器、提高采收率、管接头连接等方面的应用;
(2) 耐磨材料, 包括高韧性硬质合金、金刚石复合片、高人耐磨涂层等;
(3) 材料腐蚀防护, 如新型阴极保护技术、耐蚀涂层、高分子耐蚀材料、腐蚀的在线监测等。
3 发展采油工程技术的相关建议
(1) 加强专业人才培养。建立一支专业科技技术人员管理层, 发挥组织能力、宏观指导能力、管理能力, 坚持用系统工程原则进行攻关。培养大量的专学科带头人, 使其懂生产、会经营、善学习、实际工作能力强的专业人才。
(2) 创建一个有利于研究的环境。建立高水平开放实验室及研究室, 发展前沿高科技技术。重点发展技术研究中心将有助于推动采油工程技术发展。
(3) 根据国民经济建设要求和石油工业发展的总体部署, 以取得较高采收率和最佳的经济效益为目的, 把油田当前利益和长远利益结合起来, 选择最合适的主体采油工程技术。
(4) 掌握采油工程技术的几个重要方面。
(1) 掌握油田开采的规律性和阶段性, 采取相应的措施。
(2) 在开采方式方面, 一般采用人工补充能量、保持地层压力的开采方法, 使稳产期得到延长, 从而提高开采的成果。
(3) 在天然气的开采阶段里, 针对压力高、产量大、含HZS等酸性腐蚀气体等情况, 积极开发井控技术, 井筒防腐、酸化压裂增产、排水采气与化排、机排等采气技术;凝析气藏开采加强相态研究与干气回注和建立地下储气库等工艺。
(4) 建立一套油藏监测系统, 监控油层压力、分层注水量, 以发现油水分布规律, 弄清剩余油分布情况, 进而在油田开发中掌握主动权。
(5) 努力加强与国际项目合作。了解国外采油、气工程技术发展新方向, 跟随国外技术发展趋势, 来发展自己的创新技术。
4 结论
今后, 高新技术产业 (包括生物、信息、纳米、新材料等) 将获得巨大的发展进步, 这将会使采油事业被高新技术创造的全新环境所包围, 这既将为采油事业带来发展的契机, 也会为采油事业带来巨大的挑战。但是随着采油工程技术的不断发展, 在未来的新世纪中采油工程技术将创造更高的效益和达到更高的水平。
参考文献
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采油工程技术发展 篇2
1950年开始我国在国际技术援助的情况下，开始对国内油气田进行勘测开采工作，这一时期由于整体的才有工程技术水平不高，配套设施有限，工艺不成熟等原因，技术主要处于探索、实验阶段。以玉门油田为基础，主要进行的采油工程技术研究有：人工举升实验、火烧油层实验、油田堵水试验、防沙试验等。这一阶段的采油工程技术的针对类型也很悠闲，其中砂岩油藏方面的采油工程技术是最多的。
1.2分层开采配套技术发展阶段
进入上世纪60年代，随着大庆油田的不断发展，分层开采工艺以及配套工程技术开始得到了发展。分层开采技术迄今为止也是我国油气田技术开发中的重点，主要的技术因素包括：分层注水、分层采油、分层测试、分层改造、分层管理以及分层研究等。
1.3多油藏类型工艺技术阶段
进入上世纪70年代以后，我国的石油工业发展日益成熟，整个产业链的构造基本完成，极大地促进了原油产能的发展。在不断开拓油气田开采范围的基础上，地质环境也越来越复杂，油层类型也逐渐增多，形成多油藏类型的工艺技术发展局面。这一时期主要应用的采油工程技术有复杂断层油藏采油技术、碳酸盐岩潜山油工艺技术、低渗透油藏开采技术等。
1.4新技术蓬勃发展阶段
随着改革开放的发展，我国石油产业更加深入注重技术的推动作用，在全行业进行了新技术引进和改造，这对国内采油工程技术的发展发挥了很大的推动作用。这一时期的新兴技术很多，根据技术着陆点，主要对完井、压裂酸化、防砂、电潜泵以及水里塞泵五个方面进行了升级改造。
1.5采油工程技术系统阶段
从上世纪九十年代至今，是我国采油技术发展的体系化阶段，技术与效益、环保、成本等多方面进行了连接，形成了经济效益、环境效益的的整体解决方案。
2新时期我国采油工程技术应用
新时期我国采油工程技术在应用方面体现出“新”特点，新技术的大量运用，不仅可以有效地提升采油效率，同时对经济、环境等多个方面产生了积极的推动作用。近年来，主要的采油工程新技术应用有以下几个方面：
2.1微生物技术
微生物采油工程技术是近年来新型的一项采油技术，很显然，它的发展与生物科技发展有密切的关系。利用微生物的作用，挑选具有损耗小、发酵能力强的生物菌种注入油藏，并利用一定的催化剂手段促使其新产代谢的效率提高，以提高油藏中残存的石油开采效率。
2.2热超导技术
利用物理工程原理，将一些物质进行特殊处理之后，可以达到热阻趋于零的目的，这种物质就是热超导物质，在采油工程技术应用中，可以促使管柱内物质由于受热不均产生运动型，增强原油的运动状态，满足生产需要。
2.3振动技术
采油技术发展趋势及方向 篇3
【关键词】采油技术；化学驱；气驱；热力驱；微生物驱
从客观的角度来分析，采油技术的发展还是比较迅速的，我国的石油资源虽然比较丰富，但人口较多，采油技术的进步和发展趋势，在一定程度上影响着石油资源的利用。从主观的角度来说，采油技术必须朝着“高、精、尖”的方向发展，满足社会需求的同时，还要考虑到操作、问题处理、突发事件处理等等问题，单纯取得某一项较高的技术指标，并非最终目的。本文主要对采油技术发展趋势以及方向展开讨论。
一、采油技术发展趋势
（一）技术体系更加健全
当下的采油技术虽然发展迅速，但总体上的采油效果并不是很理想。以化学驱为例，在我国，采用的化学驱技术，主要是集中在聚合物驱油等技术体系，这种类型的技术在大庆油田、胜利油田的应用比较广泛。大型油田、胜利油田在我国的开发年限较长，基本上处于建国初期，即便是采油技术取得了较好的效果，因年限较长，一旦我国发现新的油田，很难保证固有的化学驱技术仍然可以得到之前的成果。另外，复合驱技术也出现了一定的限制，先导性试验的成功，并不能证明该种技术可以广泛的服务于各种油田。我国的采油范围正在从内陆向海洋转变，内陆的技术成果转移到海洋油田后，不一定可以得到理想采油效率、采油质量。今后必须健全采油技术体系，加强采油技术的叠加应用。
（二）技术服务范围需更加广泛
采油技术虽然经过了不断的更新，但油田的特殊性不断增多，特殊油气田，是指地质结构特殊的低渗透性油气田，主要是指油田，这种油田的特点是采油助剂注入困难，原油采收也困难，目前低渗透油田的开发是一个世界性的难题，普遍存在注不进、采不出的技术瓶颈。由此可见，仅仅是服务大众油田的采油技术，在未来的提升空间不是很大。例如，20世纪80年代至90年代，我国热力驱技术发展经历了蒸汽吞吐试验阶段、蒸汽吞吐推广和蒸汽驱先导试验阶段以及蒸汽吞吐和蒸汽驱工业应用3个阶段。目前蒸汽吞吐和蒸汽驱已成为我国稠油开采的主要方法。全国稠油产量主要来自辽河、新疆、胜利、河南4个油田。采油技术只有不断的更新，不断的拓宽服务范围，才能在今后的采油工作中取得更大的发展，采油技术服务范围拓宽，已经成为今后的必然趋势和硬性要求。
二、采油技术发展方向
（一）加快聚合物驱后化学驱技术攻关
采油技术作为推动社会发展的重要技术之一，在今后的发展方向上，必须加快聚合物驱后化学驱技术攻关，也就是在固有的成果上进行优化与革新。首先，加快技术攻关，可以得到更加健全的技术体系，一方面减少采油成本，另一方面提高采油操作的安全系数和工作效率。就目前而言，我国石化聚合物驱优质资源接替不足、化学驱技术接替难度大、注人水质差等因素决定中国石化化学驱油藏发展的潜力方向为：进一步针对高温高盐油藏提高采收率驱油体系（主要是耐温抗盐聚合物、耐温抗盐表面活性剂和胶态分散凝胶驱）和聚合物驱后提高采收率驱油体系（主要是二元复合驱和泡沫复合驱）进行深化研究，并强化先导试验。同时，要进一步加强油田化学剂的攻关研究。从以上的表述来看，加快聚合物驱后化学技术攻关后，石油工程和石油企业，能够在客观上获得更大的工作进步，并且充分满足社会需求。
（二）攻关和配套蒸汽驱技术理论、研究水平
蒸汽驱技术作为采油技术的重要组成部分，在起始阶段的确取得了非常好的效果。例如，在1984年的时候，我国的胜利油田采用蒸汽驱技术取得了非常大的成功，不仅采油质量非常高，而且在效率、安全性等方面，都达到了一个较高的水准。但是，随着时间的推移，蒸汽驱技术经过几个周期的吞吐之后，增产量表现出了明显的下滑特点，这有两方面的原因，一方面原因在于油田被开采后，其深埋的石油资源不易开采，另一方面在于蒸汽驱技术仍然存在提升空间，需进一步研究技术理论和实践方式。油田的地质条件和开采条件是无法改变的，日后只能通过技术优化和设备研发，提高蒸汽驱技术的各项性能，为采油技术的发展做出更大贡献。从技术本身来讲，为提高热力效应，有效开发超稠油，国外提出水平井SAGD。目前，SAGD技术已成为国际开发超稠油的一项成熟技术。加拿大应用此技术的最终采收率超过50%，最高达70%。中国石油辽河油田已引进该技术并作为超稠油开采的主要接替技术。我国在今后的工作中，应结合本国油田研究更加先进的技术体系和理论，实现采油工作的更大进步。
（三）加强微生物驱基础理论研究
到目前为止，微生物驱技术还不是特别的健全，世界各国都将微生物驱技术研究作为国家发展的重要工作。就技术本身而言，微生物驱技术在采油工作中，属于前瞻性较强的技术，该技术的服务范围非常广泛，即便是在特殊油田中应用，仍然可以得到较为理想的采油水平。但是，当下的微生物驱技术，其基础理论还不是特别完善，因此无法推广应用。在今后的采油工作中，需从多方面健全微生物驱技术的基础理论。首先，必须提高该技术的经济效益，保证在应用该技术的过程中，不会消耗大量的能源。石油本身就是一种非常重要的能源，如果以牺牲其他能源为代价，则没有任何价值。其次，微生物驱技术的研究，需深入了解各种生物--物化作用以及相关的渗流规律。综合而言，微生物驱技术的研究，是研究采油技术的重点方向，该技术的基础理论决定了使用效果，同时也决定了采油技术能否获得更大的突破。我国的油田较多，并且开采时间分明，可以从一些年限比较长的油田开始试验，逐步健全微生物驱技术的技术理论体系，融入更多的实际理论。
三、总结
本文对采油技术的发展趋势及方向展开分析，就目前取得的技术成果来看，采油技术仅仅能够满足基本工作上的需求，未来的工作还需进一步深入探索。最重要的是，我国人口增长速度过快，社会对石油的需求表现出了持续增长的趋势，石油这种能源的开采，已经成为了影响社会发展的重要因素，而一切工作都取决于采油技术的高低。相信在今后的工作中，采油技术会有更大的提升，为国家创造出更大的经济效益与社会效益。
【参考文献】
[1]潘未.浅议三次采油技术及进展[J].中小企业管理与科技（下旬刊），2014，02：168.
[2]薛守梅，叶立涛，高东华.浅谈工程采油技术的应用现状及展望[J].化工管理，2014，09：81.
关于采油工程技术发展及其思考 篇4
1 发展历程回顾
1.1 试验、探索
这一阶段主要是指上世纪四十年代到五十年代。1941年, 甘肃油矿局成立。同年10月, 四井发生强烈井喷, 发现L层, 玉门油田进入了大规模开发时期。1949年9月25日, 玉门油矿获得解放。解放前10年, 油田累计生产原油52万吨, 占当时全国石油产量的95%以上。在前苏联专家的帮助下进行了一系列的采油工程技术试验并编制了老君庙第一个边部注水、顶部注气的开发方案。在油田开发过程中, 油层出水会给油田开发工作带来严重影响, 甚至降低油田最终开采率。油田堵水试验即在此阶段开始进行, 油井出水后, 首先确定出水层位, 然后采用堵水方法进行封堵。堵水的目的就是在于控制产水层中水的流动和改变水驱油中水的流动方向, 提高水驱油效率, 力图使得油田的产水量在一段时间内下降或稳定, 以保持油田增产或稳产, 提高油田最终采收率。另外, 注蒸汽吞吐开采试验;油层水力压裂试验;多底井和侧钻井试验;人工举升试验;防砂试验火烧油层试验等相继进行, 为砂岩油藏开采在配套技术上打下了坚实的基础, 创造了全国采油工程技术发展的良好开端。
1.2 分层开采
上世纪六十年代到七十年代, 开启了我国自主创新采油工艺技术的新时代。以大庆油田为中心, 建立了陆相沉积油藏注水开发, 并研发了以分层注水为核心一系列配套采油工艺技术, 油井中有多套层系合采时, 由于油层之间的压力、油层物理性质、原油性质等差异, 往往互相干扰, 使部分油层不能发挥应有的作用。为减少或消除层间干扰, 应分层开采, 包括分层注水、分层采油、分层测试、分层改造、分层管理、分层研究等配套技术, 对延长无水开采期和提高采收率起了重要作用。
1.3 发展多种油藏类型采油工艺技术
七八十年代, 相继发现了一批复杂的多种类型的油气藏, 从而刺激研发的采油工程技术亦开始出现多样化趋势, 适合各种类型油气藏的采油工程技术被不断研发出来, 推动了采油工程技术的发展, 不同场地的应用要求得以满足, 如碳酸盐岩潜山油藏开采技术、复杂断块油藏采油工艺技术、低渗透油藏采油工艺技术、气顶砂岩油藏开采技术、稠油热力开采技术、高凝油油藏开采技术、天然气田开采技术以及常规稠油油藏开采技术等。
1.4 新技术重点突破发展阶段
八九十年代对于原有工艺技术进行调整和提高, 组织老油田进行调整, 开发稠油、高凝油等特殊油藏, 研究提高采收率技术, 在此阶段石油天然气集团公司对于推动采油工艺的发展起了很大促进作用, 成立了压裂酸化、完井、电潜泵、水力活塞泵和防砂五个中心, 一些重点技术的研发得到很大突破。水平井开采工艺技术亦得以发展。
1.5 系统工程形成发展
九十年代至今, 根据中央“稳定东部、发展西部”“准备南方”的战略方针, 我国油田开发科技高速发展, 形成油田整体开发方案, 包括:油田地质、油藏工程、钻井工程、采油工程、油田地面建设和经济评价六个部分, 提高油田整体经济效益。进一步改善高含水老油田“稳油控水”、注聚合物和三元复合驱技术, 扩大波及面积, 提高最终采收率和经济效益。
2 采油工程面临的挑战
首先, 老区勘探程度的提高和新区勘探领域的开拓, 对石油工程技术提出了更高的要求。随着勘探程度的提高, 东部老区增储挖潜正在向中、深新层系扩张, 想隐蔽油气藏、低渗油气藏等新类型油气藏勘探转移, 勘探难度不断加大;南方海相、西部新区地表条件、地下地质条件复杂, 原油成熟的勘探开发工程技术面临新的挑战。
其次, 老油田提高采收率、低品味难动用储量的经济有效开采和天然气开发, 都需要不断提高石油工程技术的贡献率。我国目前已发现500多个油田, 但是, 除大庆、胜利等主要油田外, 其他油气田单位面积储量普遍较小, 低品位油田居多, 而且埋葬较深, 类型复杂, 品质较差, 工艺技术要求较高。在剩余可采储量中, 优质资源不足, 低渗或特低渗油、稠油和埋深大于3500m的超过一半, 而且主要分布在西北和东部地区, 随着勘探开发的不断深入, 剩余石油资源中质量差、难以开采。老油田已进入高含水、高采出阶段, 综合含水率高于百分之八十, 平均采出程度大于百分之六十五, 原油产量呈递减趋势, 开发难度越来越大, 开采工艺要求越来越高。
再次, 采油工程已经形成了一些配套技术, 但仍然存在理论和技术上的瓶颈、随着油田开发对象日趋复杂和开发程度的加深, 迫切需要新理论、新技术来指导和支撑新形势下的开发实践。目前采油工程系统理论的研究和技术储备均不足, 特别是提高采收率和难动用储量的开采方面还存在一些技术瓶颈。如凝析气藏开采过程中能量补充问题、超深油藏、低渗透致密油气藏储层改造、稠油热采、分注等井下工具;大斜度井的注采管柱优化及分注工艺管柱、大斜度、深层小排量举升工艺;聚合物驱二、三类储量工艺、聚合物驱后提高采收率等工艺技术都还没有取得重大的突破;其它提高采收率技术, 如火烧油层、气驱等技术也还处于室内研究和先导试验阶段。
3 前景展望
采油工程工作汇报 篇5
工作规划部署
金马油田开发公司 2011年3月3日
目录
前言
第一部分：“十一五”工作回顾
一、主要指标完成情况
二、主要工作及成果
三、取得的认识
第二部分：存在的主要问题及技术潜力
一、工艺技术
二、采油管理
第三部分：2011年工作部署
一、工作思路
二、工作目标
三、重点工作
第四部分：“十二五”工作规划
一、工作思路
二、工作目标
三、重点工作
前言
“十一五”时期，金马油田开发公司认真贯彻油田公司专业工作部署，紧密围绕公司“两保一降一提”工作主线，在专业主管部门的指导和支持下，工程系统按照“精细管理挖潜力、创新增效促发展、优质低耗上水平”的工作思路，真抓实干，锐意创新，全面实现了采油系统工作目标。以技术配套为重点，加强成熟技术的集成应用和技术攻关，工艺系统实现“3个转变”、形成“四大体系”、取得“5项技术突破”；以高效运行为重点，强化对标管理，采油注汽系统实现自动化运行；以质量安全为重点，完善制度建设和强化质量安全监管，作业系统向规范化、效益化推进。开创了油田持续稳定发展的新局面。
第一部分：“十一五”工作回顾
一、主要指标完成情况
“十一五”时期，以良好的业绩完成了生产、科研、采油、作业系统考核指标，有效推动了公司的主营业务持续稳定发展。
——生产业绩指标，公司累积生产原油万吨，对比业绩考核指标万吨，超产万吨。完成原油商品量万吨，对比业绩考核指标万元吨，超产万吨。投资万元，发生运行费用亿元。单位运行成本元/吨，对比油田公司考核指标降低元/吨。
——科研管理指标，共完成技术推广项目30项，1927井次，累计增油29.1×104t；开展新技术研究与试验35项，127井次，累计增油2.487×104t；优化措施结构节约资金596万元；取得油田公司级以上技术创新成果17项，取得授权专利4项；8人被聘为厂处级以上技术专家。
——采油管理指标，累积实施油井机采优化539井次，使整体系统效率由18.9%提高到25%。泵效达到59%，平衡率90.2%，躺井率7.7%，油井检泵周期延长56天。开展群众性挖潜5298井次，累积增油2.95万吨。
——作业管理指标，累积完成作业工作量1155井次，作业一交成功率99.1%，有效率90.2%。有效开展修旧利废活动，累计创效1236万元。
二、主要工作及成果
“十一五”时期是金马公司技术发展最快、成果取得最多、规模效益最大的 五年。五年来，采油系统管理一路工作取得丰硕成果，科技创效形成规模、生产效率明显提升，作业质量显著提高，人才培养富有成效，为油田质量效益发展提供了技术和人才保障。
（一）坚持技术完善与难点攻关并重，推动科研创新发展
1、立足开发实际，实现“三个转变”
一是由单项技术应用向多项技术集成应用转变。开展了“选层调剖”、“对应调堵”、“堵驱结合”、“防砂堵水一体化”技术研究与应用。五年累计实施163井次，累计增油92292t，降水90913m3。二是由单一介质驱动向多元介质驱动转变。开展了氮气采油技术、二氧化碳采油、微生物调堵试验。五年累计实施12井次，累计增油2716t。三是由直井配套开采技术研究向水平井配套开采技术研究转变。开展了水平井举升、注汽、控水技术研究与应用。“十一五”期间，围绕新海27块水平井二次开发，重点开展了水平井堵水技术攻关。阶段试验3口井，见到明显的降水效果，累积降水44923m3。
2、加强集成应用，形成“四大体系”
一是形成了以调堵为主导的“有效注水配套技术体系”。针对海外河油田注水开发，坚持“注、堵、调、驱”多元化技术集成应用，提高技术应用效果。5年来，累计实施调剖、堵水、分注、解堵、调驱有效注水配套技术5项，345井次，措施有效率86.4%，累计增油199113t，累计降水1271380m3，取得较好的开发效果。二是形成了以调排为主导的“有效注汽技术体系”。针对小洼油田注汽开发，坚持“调排一体化”的技术思路，进一步改善高轮次吞吐井生产效果。5年来，累计开展有效注汽配套技术，239井次，有效率83.5%，累计增油65312t，累积增排水14.11×104m3，提高油汽比0.03，回采水率55%。恢复长停井8口井，增油2063t。通过多元开发技术手段的规模应用，实现了“十一五”期间小洼油田生产形势的稳定，原油产量始终保持在500吨/d以上。三是形成了以防砂为主导的“油井防排砂配套技术体系”。针对两个老油田油井普遍出砂的问题。“十一五”期间，海外河油田形成了地层深部防砂为主导，防砂泵、螺杆泵为辅助的“防排一体化”技术体系。小洼油田形成了高温人工井壁防砂为主导，筛管挡砂为辅助的“防挡一体化”技术体系。通过规模实施，有效恢复了一批停关井，保证了油井的正常生产。5年来海外河油田累计实施防砂技术455井次，有效400 井次，有效率87.9%，累计增油248564t。四是形成了以注采为主导的“水平井采油配套技术体系”。围绕水平井开发，配套开展了水平井均匀注汽、大泵举升、驱油助排技术应用与试验，“十一五”时期，累计实施水平井配套措施3项176井次，有效165井次，措施有效率93.8%，累计增油372410t。通过水平井配套技术的开展，有效保证了油田水平井的高效开发。
3、注重难点攻关，取得“五项突破”
一是温固型油井防砂技术，满足了稠油油藏防砂工作的需求。针对洼38块稠油井防砂技术有效期短的问题，研发了适宜的温固型树脂防砂技术。其技术特点是：⑴ 抗压强度达到6～8MPa；⑵ 渗透率40～50μm2；⑶ 耐温350℃；⑷ 挡砂最小粒径0.07mm。⑸固化条件由酸固化转变热固化。⑹适有于稠油热采、水平井防砂。2007年以来累计应用44井次，有效率97.5%，累计增油64173t，平均无砂生产685d，阶段投入产出比1：5.5。二是可动凝胶+活性水调驱技术，实现了向多元开发的转换。针对注水油田“双高”开发阶段措施稳产难度加大的问题，“十一五”时期，应用该项技术在海外河油田共开展了9个井组的调驱试验。海1块调驱设计3个井组（H8-
16、8-
17、23），含油面积为0.34km2，地质储量为139.1×104t，对应采油井13口；海31块设计6个井组（H10-
31、11-
34、13-
35、13-
38、10-
37、10-35），含油面积为1.2km2，地质储量为165×104t。2006年以来9井组化学调驱试验累计增油85758t，降水1187793m3，投入产出比1：2.9。三是多级分层注水技术，提高了注水分注级别。针对注水分注级别低的问题，研发了三管四配技术和新型多级分注技术。在三管分注技术基础上形成了三管四配注水工艺。其技术优势：可实现对井段长、层数多、层间干扰大的注水井进行细分、定量注水，且不受油稠、出砂、水质影响。其缺点是：三管四配分注技术无法对中间两层实际注水量进行有效控制。为此，又开展了采用恒流堵塞器与偏心分注相结合的多级分注技术，其技术特点是：注水级别可达到四级以上，6个月内无须进行流量测试。累积试验三管四配、多级分注技术19井次，对应油井94口，分注合格率92.8%，累计增油5345t。四是聚合物微球调堵技术，改变了传统调驱的作用机理。针对油田调堵技术单一的问题，聚合物微球调堵技术是以白油作为分散介质的水溶性高分子微凝胶。聚合物微球具有尺寸小、易注入、选择性强、逐级封堵的特点，可以实现堵驱综合作用。2007年以来开展调剖试验8 5 口井，累积增油5110t；开展堵水试验7口井，措施有效率达到100%，累积增油2390t，降水7665m3。五是双基团二次交联调剖及定位投放技术，实现了真正意义上的深调。针对常规调剖技术适宜性变差的问题，研发了一种新型调剖技术。与常规调剖剂相比，双基团二次交联调剖剂性能指标明显提高，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。在50h左右完成一次交联形成有机铬弱冻胶，125h左右酚醛树脂开始二次交联，形成强度大的网状冻胶；成胶时间由72h提高到300h以上；突破压力由1MPa提高到10MPa以上，封堵率由95%提高到98%以上；140℃条件下，220d体系强度在G级以上；预测提高采收率15%以上。通过数学模型及可视化物理模型设计出深部调剖定位投放工艺。处理半径由注采井距1/10处提高到1/2处，调剖剂段塞长度设计为5%～10%。研究成果改善了调剖技术性能、增加了处理深度，又节省了药剂用量，是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。
（二）坚持对标管理与技术达标并重，促进生产协调发展
1、实行分级管理，油井泵效连续3年位列第一
根据各区块实际情况将所辖油井分为高泵效井、边缘井和不达标井，按照“保持高泵效井，稳定边缘井，提升不达标井”的工作思路重点针对不达标井严密监控，建立了油井动液面跟踪曲线图，通过建立坐标曲线找准泵效最佳点，同时以“措施提效、控套提液、降压增产、降参提效”为手段努力提高油井泵效，使得油井泵效达到59%以上，在油田公司一直处于较高的水平，已经连续三年名列第一名。
2、配备软件和节能装置，系统效率明显提高
“十一五”期间，公司累计投入专项资金300多万元配备机采系统效率优化设计、预测与评价软件，400多台变频器，用于抽油机井机采优化工作，累计实施油井机采优化539井次，使得整体系统效率由18.9%提高到了25%，提高了6.1%，输入功率降低至7.9kw，系统效率实现率达到72.7%；水平井机采优化48井次，系统效率由22.5%提高到27%，提高4.5%。稠油井系统效率位居油田公司第二名。
3、应用节能设备，吨液单耗有效控制
2010年公司吨液耗电19.7kW.h/t，在油田公司处于第二名，主要得益于节 能设备的广泛应用与资金投入，在产液量逐年上升的情况下，吨液耗电由24kW.h/t降低到目前的19.7kW.h/t。具体做了以下四个方面的工作：一是应用机采优化设计，并创新应用于水平井。二是全部应用井口变频装置和无功补偿装置，使采油系统的节电设备普及率达到较高水平。三是应用转油站输油自控技术。四是应用液体粘性调速离合器和高压变频技术。
4、完善管理制度，躺井率明显降低。
公司建立了日汇报、周小结、月通报的躺井管理制度，通过“一井一议”的方式对躺井原因梳理归纳；对检泵周期频繁、产量较高的油井建立预警档案，对进入危险期的油井重点加强维护管理；按照“四把关”、两围绕”原则加强井筒日常精细管理。2010年公司躺井率降至4.9%，取得了较好的经济效益。
5、依靠技术创新，生产系统全面实现自动化
“十一五”期间，通过对所属三个油田现有工艺的优化、运用PLC编程控制技术，50座采油站全面实现计量、加热、外输、注水、化验、资料录入等六项工作的自动化控制。一是规模应用称重式油井计量器，实现远程自动连续量油、无人职守、减轻劳动强度的目标。二是规模应用自控相变加热炉，热效率由原来的77.6％提高到90.3％，日均节气300m3。三是规模实施自控输油系统，实现转油站自动、连续、平稳输油，输油泵效提高了8.1%。四是全面实施掺稀油LZK流量自动控制系统，实现了掺稀油“五分六清”的精细化管理。五是首次实施GLZ高压注水流量自控系统，注水合格率达到100%，实现精确注水、平稳注水的目的。六是高效应用采油站资料录入系统，实现采油生产数字化管理，降低了工人的劳动强度。
6、开展对标管理，注汽单耗有效降低
注汽系统开展关键技术指标对标管理，针对燃料单耗、动力消耗，从可控因素入手制定强化措施降低注汽单耗。一是实施标准运行参数管理，由“两对比”确定出六个关键指标，把关键指标以标牌形式挂于锅炉操作盘，通过对标调整、定期分析、限期整改，以刚性操作保证燃料完全燃烧，各台锅炉热效率控制在82%以上；二是实施烟气监测对标管理，组织自控仪表管理小组每月应用烟气分析仪对每台锅炉进行监测，填写锅炉效率检测通知单，提出处理意见，制定调整方案，严格监督实施,锅炉含氧均控制在3.5以下；三是制定清理积灰标准，根 7 据自身生产管理经验，结合喷砂吹灰、人工清灰的方式，制定了燃稀油最少两个月清灰一次，燃天然气最少六个月清灰一次的关键管理制度，制定下限保证传热效率；四是实施烟温对标管理，通过数据的实时监控，掌握锅炉烟温变化规律，烟温变化过快则利用吞吐井转注、汽驱井检修时机，在五日内实施喷砂吹灰，确保烟温达标，减少锅炉排烟热损失，各台锅炉烟温均控制在220℃以下（燃油站控制在230℃以下），对比以往锅炉平均烟温下降10℃。目前公司注汽单耗分别为：渣油60kg/t，稀油57 kg/t，天然气70m3/t。
7、推进系统改造，注汽管理向自动化发展
通过自动化系统改造，实现了注汽锅炉、汽水分离器、吹灰“三项自动化”控制。一是全面应用ECHO5706锅炉控制系统，热效率平均提高3～5%，燃料单耗下降2～3%。达到更加安全、经济、可靠、节能的目的。二是有效应用汽水分离器自动控制系统，投入使用后小洼油田沙三段蒸汽驱油汽比由0.1上升到0.11，东三段蒸汽驱油汽比由0.08上升到0.14，效果非常明显。三是规模应用脉动吹灰系统，实现了不用停炉即可完成吹灰全过程，可根据烟温高低随时进行吹灰，通过实施脉冲吹灰技术后，烟温降低了100℃左右，时率提高0.5%，锅炉热效率提高了2～3%，注汽单耗下降1.5～2Kg/t。
8、开展防控研究，硫化氢隐患彻底消除
目前，小洼油田发现硫化氢油井127口，硫化氢含量超标116口，生产井硫化氢含量最高达到15×104mg/m3。硫化氢治理成为生产安全的重点。通过制定防治方案、完善生产管理制度、应用脱硫装置，使硫化氢得到有效防控。一是制定硫化氢防控方案，保障生产本质安全。二是制定“7项管理制度”，提升管理水平。三是规模应用脱硫装置，提升防控力度。采用干法脱硫技术进行脱硫，使得脱硫处理后的天然气中硫化氢含量为零，同时配发H2S检测仪108台，空气呼吸器67台，空气充气泵2台，防毒面罩152套，加强硫化氢监测和防护力度。四是推行“管理六法”，确保施工安全。管理六法：“四色两标”预警法、分级检测管理法、日常防范管理法、硫化氢区域施工监管法、施工区域“十严禁”管理法、工艺辅助控硫法、应急演练强化法。五是实施“五项举措”，落实安全责任。通过采取以上措施，彻底基本消除了硫化氢安全隐患。
（三）坚持制度建设与质量安全并重，推动作业稳健发展 “十一五”期间作业系统从完善作业管理制度，规范作业管理、技术创新入手，不断优化作业设计，强化现场检查与监督，加大疑难井方案论证，细化作业结算审核，推广应用作业新工艺，新技术，进一步提高作业修井质量，降低作业成本，稳步推进井控管理，加强井控培训，强化硫化氢作业管理，实现了作业费用逐年降低，保证了作业施工安全。
1、不断完善作业管理制度，实现作业规范化管理。
“十一五”期间，中国石油上市促进了企业管理制度化、规范化。为了提高作业系统管理水平和工作效率，杜绝管理漏洞，先后制定了《金马油田开发公司井下作业工具管理办法》《金马油田开发公司石油专用油管、抽油杆管理办法》，完善了《修井作业质量考核管理规定》，编制了《作业成本预算标准》等10项制度与规定，实现了作业管理规范化、标准化。
2、不断完善作业设计、优化作业工序，强化作业现场监督，实现作业降本增效。
一是作业设计实现了网上设计、网上汇签，提高了作业设计审批效率。二是成立了井下作业工程设计室，制定了作业设计审核、审批管理流程，实现了作业设计规范化、科学化管理；三是优化施工工序，根据作业修井目的及要求，合理设计施工工序；四是强化现场监督与检查，严格按照内控流程管理作业现场，每道工序要求验收合格后方可执行下一道工序，通过以上工作，五年来共减少无序工序592道，减少作业费用297万元，减少无效作业127井次。节省作业费用416万元。
3、结合公司特点，编制《作业成本预算标准》，提高作业资金使用效率。为提高公司资金的使用效率，作业工程科针对作业费用无预算根据，开展了《作业成本预算标准》编制工作，为公司资金委员会合理、科学、高效分配有限资金提供决策依据。一是以金马油田开发公司算度配产方案、注水方案和工艺方案、近三年采油区的检泵周期的编制依据，通过对各采油区的检泵周期进行回归，得出各油田的油井检泵周期，根据油田的开井数确定全年的检泵作业井次，通过全年注汽量和平均单井注汽量确定转注作业和下泵作业井次，根据油田公司作业结算价格可以计算出全年的常规作业费用；二是根据采油和注水方案及产能建设方案确定的井次和近三年单项作业平均费用，可以确定调层、压防的作业费用；三是根据不同作业类型所需的井下工具、收送管材数量及清洗单 价来确定每类型的作业所需的工具费用、清洗倒运费用，根据全年的作业井次计算出全年的作业服务费用。通过2009～2010年运行检验，《作业成本预算标准》与生产实际误差小于5%，达到了科学指导生产经营的目的。
4、广泛应用新技术、新工艺，解决作业难题。
为解决作业生产中的难题，“十一五”累积应用新技术新工艺7项，228井次。一是应用降滤失压裂工艺技术，加大前置液量，减少滤失；加粉砂降低滤失；提高排量的施工方法，有效解决了黄沙坨油田火山岩储层压裂液滤失严重，动态裂缝不充分，很容易产生砂堵的问题，提高压裂施工的成功率，累计实施10井次，增油24200t；二是综合应用RY361－201水平井注汽封隔器、水平井抽油泵技术、大通径水平井泄油器、水平井连续冲砂技术提高了水平井的开发效果，增加水平井的生产时率直，三是应用了流线型无磁防漏固定阀、蒸汽驱中心井高效注汽管柱、高温泵等技术，有效地保证了蒸汽驱的开发效果；四是应用了液压解卡技术、有效在解决了在小修作业过程中常出现管柱卡现象，而解卡负荷受地面、设备及油管限制造成因解卡负荷不够而转大修的问题，降低了作业成本，又存在大负荷解卡的安全风险。
5、加强生产周转材料管理，开展修旧利费，降低作业成本
一是完善周转材料管理办法，健全“周转材料库存”、“管杆损坏跟踪记录”、“井下工具回收”三个报表，结合油井作业需求，摸清库存，合理调配，充分利用现有周转材料，减少维修、购进费用，利用Φ48mm油管替代空心杆进行三管分注7口，节省空心杆1085根，间接节约资金19.75万元；建立井斜井跟踪记录，针对管杆损坏情况，采取使用防偏磨接箍和抽油杆铸塑工艺，有效解决了井斜造成抽油杆接箍、油管内壁磨损问题，实施32口井，避免管杆损坏3493根，减少维修费用28.23万元；二是健全井下工具回收台帐等相关软件资料，依据油井上次作业情况，定人定责对每次回收工具进行数量、种类核实，并采取以修带购、外委维修的方式，加大回收再利用率，使井下工具回收再利用管理程序化、规范化，提高了挖潜效率。以修带购2554件，节约资金80.8万元，直接再利用8209件，直接减少维修、新购进费用200.5万元。三是根据实际情况，利用自行研制的抽油杆除锈装置组织开展除锈工作，延长了抽油杆使用周期，特别是为缓解空心杆库存紧张压力，自行研制内壁除锈装置，减少了空心杆维修和购进费用，除锈23453根，其中空心杆内壁除锈2010根，节约资金38.2万元。通过不 断规范作业管理，广泛应用新技术，强化现场监督，“十一五”期间，作业工作量由1697井次减少到目前1155井次、作业费用由5921万元减少到3840万元、吨油成本由89.01元/t减少到70.47元/t。
三、取得的认识
通过“十一五”时期卓有成效的工作，在科研管理和技术创新方面共取得“六点认识”：
——观念创新是发展的前提
“十一五”时期，坚持技术由简单应用向集成应用的转变，形成了适应油田开发阶段的“四个技术体系”；坚持技术水平的提升，围绕油田开发现状及主要矛盾，掌握了一批关键技术，取得了一批研究成果，完善了技术体系，形成了规模化效益，实现了油田稳产的目标。——技术进步是发展的关键
“十一五” 时期是油田发展阶段取得成果最为突出的五年。五年来，开展基础研究和新技术试验35项，127井次，累计增油2.487×104t。荣获油田公司级以上科技成果奖35项，其中省部级奖4项，另外还获得其它学术成果奖9项，取得授权专利4项。公司通过对采油、注汽系统自动化控制技术技术的综合研究，油田生产系统自动化管理向着油田地面系统数字化迈进了坚实的一步，自动化程度的提升，促进了工作效率的提高，增强了现场管理的连续性、及时性、精确性、可靠性，达到了安全、高效、低耗、平稳运行的目的。
——必要投入是发展的保证
“十一五”时期，工艺措施费用投入呈明显递减形态。2008年公司退市前三年，措施费用充裕，扩大了技术实施规模，研究储备了一批技术。2009年面对国际金融危机，油价下跌，成本紧缩的不利影响，近两年公司措施投入锐减。为保证油田的正常生产，将有限资金合理配置在注水、水平井、蒸汽驱、防排砂配套技术上，砍掉了综合效益不明显的维护性措施。同时，积极争限油田公司重大、重点项目资金的支持，有效缓解了资金紧张的矛盾，满足了油田生产对措施保障的需求。
——规模应用是发展的目标
“十一五”时期，围绕油田注水、注汽开发，加强配套措施的完善集成，形 成了“四个配套技术体系”，应用成熟适用性技术，取得了较好的规模化效益。累积完成科研项目30项，规模实施1927井次，累计增油30×104吨，油田年产量始终保持在50×104吨以上。——重大专项是发展的支撑
2010年油田公司启动了重大项目研究机制。重大专项是为实现油田稳产，通过核心技术突破和资源集成，在一定时限内完成的关键技术和重大工程，是科技发展的重大举措。金马公司承担了《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用》项目，通过一年来的实效运行，取得5项技术创新成果，共开展课题12项，110井次，阶段增油1.87×104t，增注3×104m3，为注水区块的稳产提供了技术支持和保障。——人才培养是发展的动力
人才是企业发展的动力，是技术创新的源泉。拥有人才也就增强了企业抵御风险的能力。以人为本，注重专业技术人才培养，着力发挥技术骨干的引领作用，不断提升技术创新水平，是公司各级领导的共识。“十一五”时期，工艺研究所1人被聘为油田公司专家，3人被聘为厂处级技术专家。
第二部分:存在的主要问题及技术潜力
一、工艺技术
围绕金马油田开发公司“十二五”时期“45万吨稳产5年”的原油生产目标，认真梳理了目前公司所属两个主力油田在配套技术研究方面的关键技术难题，明确了“十二五”科研攻关所面临的11个技术挑战和技术潜力。
1、油田注采矛盾深化，化学调堵技术急需升级
油田油水粘度比平均在200以上，渗透率变异系数大于0.7的强非均质储层占68%，突进系数大于3的不均匀储层占46%。受油水粘度比大和储层非均质性的影响，注水三大矛盾突出。海一块油井综合含水86.1%，油井高含水大于90%的油井有31口，占生产井的35.2%。开井88口，平均单井产量3.1t。深部调剖技术最高应用轮次达8轮，平均单井增油量从2006年的849t降到目前的572t。
技术潜力：一是化学调驱技术具备前期研究试验基础。二是新型深部调剖技术取得研究成果。技术优势是：化学调驱技术增加了注水粘度，增大了水驱压力梯度，可有效改善流度比、调整剖面、提高原油采收率，工业化试验预测可提高海一块采收率3.6%。新型调剖剂和深部定位投放工艺，具有二次交联、稳定性好、处理半径大、封堵率高的特点。是一项集经济性、适用性兼备的新型调剖技术，具有较好的应用前景。技术缺点：调驱和调剖技术投入费用较高。
2、注水井分注级别低，多级分注技术和薄互层分注技术攻关急待试验 海外河油田由于注水井井段长、单层薄、层间矛盾突出、油稠、出砂及测试手段等因素影响，制约了多级别分注技术的有效开展，油田注水分注级别低，最高分注级只达到3级4层。有2口井需开展4级以上的级别注水。例如：H23井计划分注4级5段、H6-14和H11-18计划分注5级6段。此外，薄互层发育的注水井细分注水难大。海1块边部有8口注水井薄互层发育，夹层厚平均在2m左右，目前为笼统注水，细分注水难大。目前海1块分注率为各区块最低为88.2%，全油田目前有注水井146口，分注井有108口，其中一级两层32口中，两级3层58口，三级四层18口。细分注水工作仍任重道远。
技术潜力：一是开展高级别分注试验，满足油田细分注水的需要。目前，新型多级分注技术已具备进一步增大分注级别的技术基础，理论上可以实现高级别分层注水。其技术优势是：多级分注技术可提高分注级别，采用恒流配水器对各层进行定量注水，减少测试投捞所造成的作业及周期长问题。其技术缺点是注水杂质、井筒内死油、砂等易堵塞水嘴，造成注入量达不到配注要求。二是开展薄互层分层注水技术攻关。对于薄互层发育细分注水难度大注水井，计划研制长胶筒封隔器，改变目前薄互层注水井笼统注水的现状。
3、海26块水驱效率差，多元配套开采技术急需研究与试验
海26块水驱地质储量占海外河油田水驱储量的40.6%，居各注水区块之首。区块年产量8.53×104t，占油田水驱年产量的44.5%，采出程度19.38%，标定采收率22.2%，综合含水91.7%。目前有油井240口，171口，开井率71.3%，平均单井日产液18.4m3，单井日产油仅有1.5t。由于构造复杂、储层连通性差（连通系数63%），油稠、出砂严重，导致水驱调堵技术难以规模实施。2000年以来累计实施化学堵水和调剖9井次，累计增油仅有992t。
技术潜力：一是注气采油技术具备前期研究基础。“二氧化碳和氮气+泡沫驱”采油技术在海1块和海26块试验成功。在海一块H11221井和H1122井二氧化碳驱试验累积增油476t。在海26块H18129和H22233井氮气+泡沫驱试验对应井增油1336t。注气采油技术优势是：具有降粘、驱油、补充地层能量、压水锥的作用，适于提高低渗层原油采收率，技术缺点：投入费用较高。二是微生物采油适于复杂断块的开发。微生物采油技术技术优势：具有原油降粘、改善流度比、解堵作用，适用于低渗层开采，且安全环保无毒害。技术缺点：投入费用较高。
4、部分注水层段次注，多氢酸解堵技术和聚合物解堵技术急需研究。海外河油田2010年注水量完成152×104m3。目前有注水井147口，开井109口，日注水量4021m3，因注不进关井26口。统计欠注井有19口27层段，日配注量810m3，实际日注入量261m3，日欠注549 m3。其中有11个层段低渗注不进水，平均渗透率在50×10-3μm2。海1块欠注井7口，海31块欠注井7口，海26块欠注井5口。水井欠注的主要原因有四个方面：一是东三层系储层物性差，分层注水后对应层位造成注水压力上升；二是受长期注水影响，注水井近井地带存在机杂堵塞问题。三是调剖、调驱等措施封堵了高渗透层，液流改向提高了注水压力；四是干线压力低（11.5～12.5MPa），不能满足注水工作需要。
技术潜力：一是扩大多氢酸解堵技术试验，恢复低渗透层注水。2010年，多氢酸解堵技术在H8-24井试验成功，试验1口，注水压力降低2MPa以上。其技术优势是：采用压裂车组施工，压力高、排量大、处理半径大，具有酸压效果，可有效解决储层连通性差、水质污染形成的堵塞和注入压力高的问题。技术缺点是：投入大，不能解决聚合物污染堵塞。二是开展聚合物解堵技术攻关。随着调剖调驱注聚规模的扩大，聚合物近井堵塞现象日趋严重，计划开展配套技术研究，以降低注水压力。
5、新海27块水平井高含水，堵水技术急需突破
目前新海27块有水平井39口，开井37口，日产液3413m3，日产油225.6t，综合含水93.4%。含水60～70%的油井5口，含水80～90%的油井1口，含水90～95%的油井19口，含水95～98%的油井11口，高含水关井3口。高含水问题成为水平井高效开发的一只“拦路虎”。
技术潜力：一是水平井堵水技术研究启动较早，具备前期试验基础。试验3 14 口井见到明显的降水效果。二是明确了存在的问题和技术突破方向。计划配套开展二氧化碳采油技术，降低油水流度比。技术优势：找水、堵水、采油一体化实施，技术针对性强，节省措施投入。技术缺点：水平井堵水投入费用较高，工期较长、工序复杂。堵水方案上缺少配套的采油技术。
6、水平井出砂，防砂技术急需完善
油藏压实作用差，胶结疏松，在开采过程中地层应力结构受到破坏，油稠拖拽力强，油层出砂严重。金马公司现有83口水平井，目前发现出砂井10口，其中小洼油田出砂发现出砂水平井8口，占水平井数30.8%。海外河油田发现2口井。出砂10口井，油井正常生产能力日产油70.4t/d，日产液357m/d。通过检泵维持正常生产有8口井（日产油40.5t/d，日产液360.8m3/d），出砂严重关井2口（洼38-东H1、洼38-东H306）。水平井出砂问题日趋严重。
技术潜力：水平井防砂技术已开展了前期基础研究，待条件成熟投入现场试验，重点解决小洼油田水平井出砂问题。
7、蒸汽驱井纵向动用不均匀，高温调剖技术急需试验
小洼油田汽驱试验区年产量约占小洼油田年产量的28.6%。目前有蒸汽驱井12口，开井9口。对应生产井55口，开井48口，日产油145t，日产液1333m3，小洼油田蒸汽驱采用笼统注汽方式，生产过程中，中心注汽随注汽时间延长，主力层采出程提高，储层纵向上吸汽剖面不均匀，致使对应井汽窜、含水上升、产量递减，油汽比、采注比降低。随着小洼油田汽驱规模的扩大，急需配套开展高温调剖技术研究。
技术潜力：钻采院已完成了新型调剖技术的前期研究工作，待条件成熟将进入现场试验。其技术优势是研制的蒸汽驱调剖技术高温稳定性好。技术缺点是单井投入较高。
8、洼38块低效吞吐井增多，稠油深部热采技术急需储备
目前洼38块有油井421口，开井191口，日产油485t。已采出可采储量的87.6%，平均注汽周期11.3次，平均单井产液量29.8m3，平均单井产油量2.5t。产量呈逐年下降趋势，累计油汽比由2009年0.54下降到2010年0.53；年产油量由18.3×104t下降到目前的17.51×104t；油汽比低于0.2的采油井有72口。油汽比在0.2～0.3的采油井有21口，占开井数的48.7%，老井稳产难度加大。15 技术潜力：与中国石油大学（华东）合作开展了洼38块稠油凝胶泡沫调堵与催化降粘技术研究，试验2口井，增油370t。为稠油深部热采技术的研究提供了技术基础。技术优势：稠油深部热技术具有处理半径大、选择性好、驱油效率高的特点，还可以提高蒸汽的利用率。
二、采油管理
1、天然气组分发生变化，二氧碳浓度逐年增加
2010年以来，小洼油田采油站频繁出现加热炉熄火事件，在冬季尤为突出。给安全生产带来了极大的隐患，在熄火的同时取样化验，二氧化碳浓度高达62.92%。
2、设备和管线腐蚀严重，腐蚀穿孔事故频发
小洼油田的设备和流程使用年限都超过了16年，近年硫化氢的出现更加剧了材料腐蚀状况，目前单井和站间输油、输气管线腐蚀泄漏的事故时有发生，仅仅2010年10月份就发生5起进站管线腐蚀穿孔事故，由于发现处理的比较及时没有发生危险。但是作为高含硫化氢段的泄露，其危险性不容忽视。
3、含聚污水处理难度大，水质达标不能保障
随着海一块调驱和海31块“2+3”采油试验的深入，在提高原油产量的同时也增加了含聚合物污水的处理难度。海一联污水中因含有聚合物，水中油滴及固体悬浮物的乳化稳定性增强，进而导致油、水分离难度加大。存在的主要问题是机杂超标（最高为69mg/L, 最低为27mg/L均高于油田公司考核指标10mg/L）。为解决海外河油田含聚合物污水处理难题，公司组织大庆油田采油一厂聚南1-1污水处理站进行含聚合物污水处理工艺与技术调研，并制定了相关的整改措施，保证了污水处理效果。但随着海一块深度调驱工作的进一步开展，联合站污水处理将会迎来新的难题。
三、作业管理
小洼油田目前有10个汽驱井组，其中沙三油层5个，东三油层5个，需要定期对中心注汽井进行更换注汽管柱、调整注汽方式等作业。存在着地层温度高（200℃左右），地层压力低（2MPa左右），硫化氢含量高，作业时间长的问题，目前在作业前采用高温暂堵剂、水泥压井的方法来安装防喷器，并在作业过程中一直往套管内灌水降低井筒温度的做法，风险大、成本高、对地层伤害大。第三部分: 2011年工作部署
一、工作思路
2011年，认真落实油田公司专业工作部署，继续围绕公司“两保一降一提”和“工作对标准、管理讲效率、经营要效益”的工作要求，以实现油田有效注水、注汽和保证油水井正常生产为工作重点，深入开展采油工程精细化管理活动，依托油田公司重大科研项目，进一步提升科研管理水平。加快科研成果转化，推进化学调驱试验；加强难点技术攻关，开展 “十项研究”；做好 “四篇文章”，夯实发展基础，为油田质量效益发展提供技术支撑。
二、工作目标
全面完成各项科研、生产任务。2011年计划开展工艺措施23项，205井次，措施有效率80%以上，增油2.1×104t，投入产出比达到1：1.5以上。预期取得油田公司科技成果1项，申报专利2项；形成稠油注水核心技术2项，力争在化学调驱、水平井防砂、水平井堵水研究方面取得进展。采油系统实现生产管理指标全面达标。作业系统计划完成作业工作量1217井次，作业一次成功率大于98%；作业有效率大于95%；杜绝作业过程中井喷失控、硫化氢中毒、作业污染等事故的发生。
三、重点工作
（一）采油工艺
一是以油田效益发展为目标，规模应用“四个体系”，进一步提高油藏采收率。
——注水配套工艺技术。依托油田公司重大科研项目《海外河油田普通稠油注水油藏提高采收率配套技术研究与应用》，按照“注、堵、调、驱”的技术思路，配套应用多元注水技术，提高油藏采收率。形成3项关键技术：多级分层注水、精细调堵、化学调驱；开展2项技术试验：新型深部调剖、薄互层分层注水。
——注汽配套工艺技术。针对小洼油田吞吐轮次高、采出程度高和有效吞吐井减少的问题，按照”注、调、排”的技术思路，综合应用注汽配套技术，改善 蒸汽吞吐、汽驱开发效果。应用3项配套技术：分注选注、化学辅助吞吐、高温泵采油技术；开展1项试验：解除小洼油田蒸汽驱高温堵塞。
——油井防排砂技术。根据油井出砂状况，按照“固、挡、排”的技术思路，保证油井正常生产。应用2项主导技术：地层深部防砂、高温人工井壁防砂；实施2项配套技术：筛管防砂、螺杆泵；开展1项试验：温固型树脂水平井防砂。
——水平井配套工艺技术。以提高水平井动用程度为目标，应用水平井配套技术，改善水平井开发效果。应用2项注汽技术：多点注汽、双管注汽；实施2项举升技术：大斜度水平井抽油泵、大排量螺杆泵；开展3项技术试验：水平井堵水、水平井防砂、水平调剖驱油。
二是以难点技术攻关为目标，重点开展“十项研究”，实现科研新进展。
围绕油田开发的难点问题，重点开展“十项新技术研究”，为油田稳定发展提供新的技术支持。
——水平井配套技术。开展水平井防砂技术、水平井堵水技术、水平井调剖助排技术研究，解决水平井出砂、高含水、水平段动用不均的问题，保证水平井高效生产。
——海26块提高水驱效果技术。开展氮气驱油技术、二氧化碳采油技术、化学调剖技术、微生物采油技术研究与试验，探索改善海26块复杂断块多元开发的技术方法。
——薄互层油藏分层注水技术。海1块边部油藏平均单层厚度2.84m，单井注水层数平均7.7层，最多注水层数27层，薄互层发育，细分注水难度大。研制适宜的长胶筒封隔器，提高分注级别。
——有效注汽技术。一是开展小洼油田蒸汽驱中心井改善注汽剖面技术研究，提高蒸汽纵向波及体积；二是开展蒸汽通道控制深部热采技术研究，改善小洼油田高轮次吞吐井开发效果。
三是以争创一流团队为目标，认真做好“四篇文章”，营造发展大环境
——加强项目对标管理，提升工作水平。严格执行《金马公司科技项目管理 办法》等四项规定，加强项目立项和成本管理，优化措施结构，加快技术成果应用与转化，提高技术创新水平和经济效益。
——严细工程设计审核，确保井控安全。严格执行《辽河油田井下作业井控实施细则》要求，加强小洼油田含硫化氢有毒气体工程设计及审核，设计符合率达到100%，为公司实现安全环保提供有力的技术保障。
——加强人才队伍建设，提升综合素质。编制培训计划，建立内部交流平台，加强技术调研，拓展工作思路，提升开拓创新、业务交流、论文写作和总结提炼“四种能力”，为公司发展提供技术人才保障。
——强化HSE管理体系，实现安全环保。落实有感领导、直线责任，严格执行安全环保责任制，加强施工过程监督，确保HSE管理体系有效落实，实现安全环保零事故。
2、采油工程
——做好两项推广。一是资料录入系统完善和推广。在采油站系统实施完善网络工程后，对所有50座采油站资料全部进行网上操作，实现采油站资料的计算机录入。自动生成数据汇总表，实现数据自动采集确保了及时性、准确性。有效降低工人填写各类报表的劳动强度。二是机采系统能耗对标管理方法推广使用。将《能耗最低机采设计与评价软件》配备到作业区和工艺研究所，实现对标管理软件功能网络化、油井数据库网络化，形成机采优化工作实现全方位、全过程的管理，全面提高系统效率和最佳系统效率实现率。
——夯实四项基础工作。一是夯实油田技术指标管理，努力实现“三提两降一延长”。针对躺井率指标重点研究油井出砂、泵漏、偏磨等成因、特点及规律，规范躺井分析制度，突出问题井、疑难井管理，力争躺井率由目前的5%降低至4.5%，检泵周期达到560天以上；通过优选泵型、应用特种泵等方法降低泵筒漏失，根据动液面变化动态调整油井参数，将油井泵效指标由59%提高至60%；引进系统效率预测与评价软件，建立油井系统效率网络档案，优化管杆组合，严格执行优化设计方案，系统效率指标由25%提高至25.5%；精细油井清防蜡管理，强化热洗过程监督和热洗效果评估与预测工作，做好油井的控、憋、碰、调、洗等维护性挖潜措施，细化生产技术管理，从而实现提高机采效率、提高泵效、提高一泵到底率、降低躺井率、降低吨液耗电、延长检泵周期。二是夯实油田生产 19 数据管理，不断完善管理制度和操作规程。在加强采油系统资料录入系统完善的基础上，对集输、注汽系统的资料录入进行研究，以实现整个生产系统的数据实现网络集成化管理。同时收集和整理与生产技术管理相关的理论资料、操作规程和技术介绍等专业资料，清理和完善公司操作规程，并将操作规程和管理制度上升为局级企业标准和厂级企业标准。三是夯实油田蒸汽驱生产管理，努力提高采注比。针对小洼油田汽驱井组的变化，及时协调汽驱项目组的有关人员对两个汽驱井组进行分析和调整，有效提高采注比。同时通过调研，论证等方法，对今后两个井组的方案进行研究，为汽驱井组的长期有效开展打下基础。保证井组产量的稳定工作。四是夯实油田稀油管理，确保稀油合理使用。根据油田公司统一安排部署，兴二联供给小洼油田的稀油量将降低为450t/d，结合小洼油田的开发现状和生产特点，生产技术科以保证采油二区掺稀油生产为核心编制了运行方案，按照季节特点，适量调整洼一联掺油量和注汽燃油量，同时积极争取注汽锅炉的燃气量，减少注汽烧油的缺口。在2011年的运行中要通过实际运行，摸索出更加合理的参数，以保证小洼油田各系统的平稳运行。
3、作业工程
——严格执行作业管理制度，提高作业管理水平。一是严格执行《金马油田开发公司石油专用油管抽油杆管理办法》、《金马油田开发公司井下工具管理办法》、《金马油田开发公司水平井作业暂行管理办法》三个试行文件，以指标考核、现场检查为重点，提高井下工具标准化、规范化管理。二是严格执行《作业增加工序(设计)审批制度》，对作业过程出现的增加工序，要求采油区、作业科、施工单位三方审批签字后才能执行，并以此为作业结算依据，从源头上控制好作业成本。三是严格执行《含硫化氢井施工作业标准“八条”规定》、《辽河油田井下作业井控实施细则》、《作业开工许可和施工审批制度》等作业规定和制度，杜绝作业事故发生。
——多方位入手，齐抓共管，实现作业降本增效。一是从工程设计入手，科学优化作业施工工序，从源头减少无效工序,提高作业一次成功率和措施有效；二是加强现场监督与检查，做好重点井、重点施工工序的监督检查，提高修井质，量保证作业质量，减少无效作业；三是针对疑难井，科学决策，准确判断井下情况，减少作业施工程序；四是精细审核，提高结算质量；五是开展节能挖潜、修 20 旧利废等降本创效活动，实现节约创效。
——强化“大井控”管理意识，联防联治，实现作业安全。一是做好作业井控培训工作，提高现场操作人员、采油站、作业监督、设计人员和技术管理人员的综合素质，计划2011年井控培训人员90人次，作业监督培训20人次；二是通过现场井控监督检查，加强一级、二级井控、工程设计检查以及作业现场标准化管理，消除事故隐患，杜绝违章指挥、违章操作和井喷、火灾和污染事故的发生。三是规范作业设计，推广应用《QSY1142-2008 油气水井井下作业设计规范》标准，杜绝设计中的井控缺项和漏洞。四是加大“大井控”理念的学习与推广，对停产井、生产井的日常管理增加井控管理内容，重点对采油树、套管、采油阀门进行监督和管理，并开展套管治理工作。五是针对小洼油田中心注汽井开展低密度压井液压井作业试验，并与相关单位研究高温带压作业，确保中心注汽井作业安全。六是与工程处联会开展硫化氢井井控防喷演习，提高职工的井控风险意识。
——应用作业新技术，解决作业难题，降低作业成本。重点应用好水平井、特殊井连续冲砂技术、液压解卡技术，不断改进和完善水平井注汽封隔器的密封性能和中心注汽井注汽井封隔器的解封及密封能力，并与钻采院开展无磁阀技术研究与试验，提高抽油泵泵效，延长油井检泵周期，降低公司躺井率。
——积极做好大修、安全隐患井、弃置井的封井工作。按照油田公司统一部署，主动向油田公司申请汇报，争取更大支持，并做好作业预算，加大现场监督与技术指导，降低作业成本，为公司创更大效益。全年计划实施大修井15口，计划实施弃置井15口，计划实施安全隐患井治理10口。
——加大作业费用审核与预算工作，有效控制作业费用。以“大预算”为统领，做好2011年作业成本费用预算标准，严格执行设计及增加工序审批制度，实行作业费用月度结算，有效保控制作业费用证作业系统内控、审计无例外事项。第四部分：“十二五”工作规划
一、工作思路
“十二五”期间，认真落实油田公司专项工作部署，坚持“提高油藏采收率和稳定并提高单井产量”的工作目标，坚持“基础研究重创新，技术配套重实效，转换方式重长远，过程控制重标准，规模实施重效益”的工作思路，大力实施工程“144”科技工程，即：积极推进海外河油田“化学调驱”一项重点试验；着力完善有效注水、有效注汽、水平井配套、油井防排砂“四个技术体系”；重点开展复杂断块多元开发、蒸汽驱调剖、水平井控水、水平井防砂、注水系统效率、含聚污水处理、硫化氢腐蚀防治、高含硅污水回用、油田数字化管理“九项关键技术”研究，为金马公司长期稳定发展提供新的技术支持。
二、工作目标
围绕油田勘探开发面临的11项关键技术挑战，组织实施11项重点技术攻关，集成应用成熟配套技术18项，形成具有自主特色的化学调驱、水平井堵水、水平井防砂、蒸汽驱调剖、复杂断块多元开发等5项关键开发技术，取得技术专利5项，7项油田公司级以上科技成果。确保“十二五”期间年产量在45×104t以上，实现科技增油15.9×104t。确保海外河油田注水区块综合递减率控制在8%,自然递减控制在13%以内，综合含水上升率控制在1.5%以内；到2015年,科技进步贡献率达50%以上,核心技术自主创新比例达到30%以上,形成一整套适合金马油田发展特色的开发配套技术。
三、重点工作
一是推进开发方式转换，实现油田高效开发。通过化学调驱研究试验，完善调驱工艺，为海一块构造主体扩大调驱规模、落实25个井组调驱整体方案积累经验，在海一块逐步形成以化学调驱为主导的核心注水稳产技术。通过洼38块东三段油藏蒸汽驱扩大部署研究，实现东三段油层吞吐末期产量的有效接替。在东三段逐步形成以蒸汽驱为主导的核心注汽开发技术。
二是加强难点技术攻关，形成自有特色技术。通过水平井堵水、防砂、调剖助排等3项水平井配套技术攻关，提高水平井开发效果。通过微生物采油、二氧 22 化碳驱油、氮气泡沫驱油等3项技术研究，进一步提高海26块复杂断块原油采收率。通过稠油吞吐井蒸汽通道控制深部热采技术攻关，进一步提高小洼油田高轮次吞吐井油汽比。通过双基团二次交联调剖技术的试验，进一步改善多轮次吞吐井注水开发效果。
三是集成应用成熟技术，支撑油田效益发展。依托油田公司重大科研项目的支持，在海外河油田配套开展了分层注水、深部调剖、化学堵水、注水井解堵、地层深部防砂、防砂泵等6项有效注水技术的规模应用，进一步提高了注水油藏采收率。通过分层注汽、化学辅助吞吐、高温人工井壁防砂、筛管挡砂等4项有效注汽技术的规模实施，进一步提高小洼油田稠油热采油藏采收率。通过地层深部防砂、防砂泵、高温人工井壁防砂、筛管等4项油井防排砂技术的有效应用，保障两个油田油井的正常。通过多点注汽、双管注汽、举升、电加热等4项水平井配套技术的有效开展，保障两个油田水平井的高效开发。通过有效注水、有效注汽、油井防排砂、水平井配套“四个技术体系”18项成熟技术的集成应用，从而保障公司“十二五”原油生产目标的实现。
四是加强采油系统技术攻关，提升管理水平。一是开展油田注水系统效率研究。针对海外河油田注水开发时间长，含水量平均已达85%以上，注水已成为油田最大的耗能点，通过系统效率测试形成模拟形态，实现注水系统低能耗运行。二是联合站含聚污水处理研究。随着化学调驱规模的扩大，污水中聚合物含量增加导致水质不达标。需要对含聚污水处理研究，保证系统平稳运行。三是小洼油田硫化氢腐蚀机理研究。确定小洼油田硫化氢腐蚀速率，确保小洼油田在用管线及压力容器的安全平稳运行，杜绝管线及压力容器泄露事故及硫化氢外泄事故的发生。四是开展高含硅污水回用注汽锅炉研究。除硅剂不但运行成本较高，而且造成后段过滤及软化系统结垢严重。计划洼一联实施高含硅污水进注汽锅炉，海一联将停运“南水北调”，剩余污水将进行污水回注。五是开展采油数字化管理的研究。建立统一的生产管理、生产运行、决策指挥的数字化管理系统，重点面向生产前端，以井、管线、站等组成的基本生产单元的过程管理为重心和基础。
发展中的青平川采油厂 篇6
1、起步阶段(1987--1989)：1987年3月18日，延长油矿管理局青平川钻采公司(以下简称公司)，借永坪二干渠七孔窑洞挂牌成立，向银行贷款5000元，开展筹建工作。6月4日，公司利用子长油矿移交的12口生产井起步，至1989年底，累计钻井36口，生产原油2214t。
2、发展阶段(1989--2003)：1989年10月，公司将开发重点由拓家川转向青平川。11月22日，101井开钻，次年6月投产，初月产原油17.20t。1 992年钻井48口，原油生产突破1×104t。1998年原油生产达32170t，突破3×104t。2000年，加大对永坪麻子沟区块开发力度，当年原油生产突破5×104t。2001年起，永坪刘家渠、鲍家河两个小區块产能建设提高，至2003年原油生产突破10×104t。
3、稳产阶段(2003--2009)：2004年开发重点由永坪区块转至禹居区块，当年在禹居区块钻井26口，日产原油由2t提高到20t。同年引进油井解堵新技术、新工艺，开展旧井挖潜。2005年试验成功低残渣、低伤害环保型油层水压裂新工艺，解决了油层水处理难、压裂缺水的矛盾。在柏洼沟区块实施整体注水，实现了由自然能量开采向补充能量开采转变。2006年全面推广酸化解堵、裸眼井改造等新工艺，加大油井洗井熔蜡、调整泵挂等力度，提高了平均单井产量和采收率，原油生产连续7年稳产10×104t。
4、降产阶段(2010年至今)：由于二十多年的开采，地层能量亏空，加之先天资源匮乏，2010年生产原油9.5×104t，2011年计划生产原油8.5×104t。
由于资源严重不足，钻探方面所布新井主要为加密井和已开发区域的扩边井，新井投产主要以常规压裂为主。旧井挖潜方面主要靠旧井压裂、洗井、解堵和引进新技术以增加旧井产量。注水方面共有柏洼沟和东西沟两注水区域，注水面积23.5平方公里，注水井113口，控制油井707口；平均日注水360立方米，年注采比1.04，累计注采比0.4，采出程度2.66％，采油速度0.21％，综合含水率由注水前的79％上升到86％，地层压力由注水前的0.22MPa上升到0.56MPa。
采油技术现状分析和未来发展 篇7
关键词：采油技术,现状,发展
一、引言
采油是一项系统的、复杂的和动态的工程, 采油技术不仅要能很好的适应地质条件变化, 同时还应具备良好的可操作性和经济性, 随着我国油田开采向着稠油、低渗和富水等条件变化, 采油技术也由普遍性向着针对性、单一性向着综合性等方向转变, 下面就几种常用的采油技术进行简单的介绍。
二、采油技术分类
根据油田开采深度和选取方法的不同采油技术可以分为依赖地层天然气压力采油的一次采油, 利用注水补充地层压力的二次采油和应用微生物法、化学法、热力法等提高原油采收率的三次采油等。其中三次采油技术是目前研究的主要方向, 根据选用化学物质的不同化学法还可以分为聚合物驱、碱驱、复合驱和表面活性剂驱等多种, 混相法又可以分为惰性气体混相驱、烃混相驱和溶剂混相驱等, 热力法又包括火烧油层和蒸汽驱等。而根据油藏种类的不同采油技术还可以分为复杂断块油藏采油、碳酸盐潜山油藏采油、低渗透油藏采油、气顶砂岩油藏采油、高凝油油藏采油和稠油热力开采等。
三、采油技术现状分析
1、采油工艺落后
目前我国的采油工艺多为常规的泵抽技术, 随着采油深度的增加油藏供液能量下降, 使得抽油系统的能量损耗与漏失量增大, 泵效显著降低, 虽然可以通过限量恢复注水进行缓解, 但是也不能从根本解决问题。而对于斜井采抽技术来说通过扶正措施来克服斜井对杆和管的偏磨影响时, 既需要引进先进的三维斜井抽油工艺技术软件, 还要增加扶正工具的配置, 对采油技术的经济性和安全性造成较大影响。此外由于电潜泵采油排量很大, 随着采油深度的增加其面对的工作环境温度也会增加, 在泵体老化或即将达到使用年限时便会出现烧坏频繁和工作状态不稳等问题。
2、后期开采困难
后期开采困难主要体现在设备和套管腐蚀严重及结垢现象增加等两方面, 其中使用年限的增加和套管承受压力的变化, 使得积累于套管表面的铁锈崩裂脱落并悬浮在液体中, 随着液体吸入泵后导致卡泵或烧毁现象。而结垢现象的出现不仅与温度变化相关, 同时也与泵的结构相关, 当液体流经相对狭窄的机械结构断面时压力就会下降, 从而导致结垢物质的析出, 此外当流体的物理化学平衡因岩石与原油的变化或不同液体的混合造成破坏时, 也会出现结垢现象。
3、智能技术应用偏少
数字化技术的发展已经使采油方式由经验式向数字式、粗放式向精细式转变, 在此过程中发展起来的智能采油优化分析系统、远程监控系统和故障诊断系统等已经逐步应用于各采油领域。这些智能技术的应用不仅能够有效延长采油设备的使用寿命, 减少巡井次数, 存储驱油数据和实现智能生产, 同时还可以对驱油效果进行科学的评估, 减少采油能耗和降低事故的发生率。但是由于资金投入的限制和关键技术的落后, 使得我国采油企业对该项技术的应用偏少, 整体控制水平偏低。
4、三次采油存在不足
我国虽然加快和增强了对三次采油技术的研究与应用, 但是整体来说还存在许多不足, 其中化学驱表现为容易破坏地层和与周围岩石发生反应, 造成原油污染, 气驱受气源的限制和影响应用范围较窄, 注入气体出现的溶解性问题也很难解决。热力驱油虽然能够取得良好的采油效果, 但是对热量和能源的消耗较大, 危险性较高, 经济性较差, 其中的蒸汽驱油更是存在提前突破和超覆问题。此外我国微生物采油技术发展缓慢, 微生物种群的研究落后, 对油井内相关参数监测水平较大, 还不能达到大面积推广的程度。
四、采油技术的未来发展
1、物理采油技术的发展
相对于化学采油来说物理才能不仅可以降低对油层的污染, 同时还具备适应性强、成本低和工艺简单等特点, 其中就适应性强而言主要体现在能够应用于粘土油藏、富水、稠油以及致密岩性油藏等。未来发展中应该主要集中在超声波采油和低频脉冲采油两方面, 前者的作用原理是使油层的重力与毛细管平衡关系破坏, 并最终达到熔蜡、降粘和提高采率的目的, 典型特点是穿透力强、油层反应迅速、能量传递稳定和应用范围广泛等。低频脉冲采油的作用原理是通过高压击穿油井内部的局部介质并在液体内部释放电脉冲, 这样的双重作用就使得容积很小的通道内迅速产生电爆炸。而在脉冲电磁场和冲击波蒸汽瓦斯混合气的双重作用下, 原油的渗透率和渗流速度显著增加, 从而达到提高采收率的效果。此外物理采油技术还可以与“化学驱”进行优势互补, 也就是组成复合型采油技术, 与二者的单独作用相比可以达到提高采收率10%的效果。
2、微生物采油的发展
微生物采油技术的发展以美国和俄罗斯为首, 我国对于该技术的研究起始于上世纪的60年代, 主要原理是利用微生物的代谢产物作为驱油剂来提高石油的采收率, 通常可以分为地面法和油层法两种, 而根据驱油机理的不同还可以分为有机酸驱油、生物表面活性剂驱油、生物聚合物驱油、甲烷和二氧化碳驱油、细菌体堵塞调剖驱油和醇、酮有机溶剂驱油等。微生物驱油不仅可以有效降低原油的粘度和堵塞高渗透油路, 同时还可以减少油水界面张力和增加油层的渗透性, 我国应用较多的本源微生物有硫酸盐还原菌、好氧腐生菌、产甲烷菌和烃氧化菌等, 虽然目前我国微生物采油的缺点在于还不能实现大规模的广泛应用, 但是由于该项技术的环保、高效和低成本等特点注定其未来的应用前景广阔。
五、结语
通过上文对采油技术的简单介绍, 不仅加深了对于采油技术重要性的认识, 同时也深刻的体会到想要从根本上缓解我国采油难和采油效率低下等问题, 就要从改进和提升采油技术水平入手。虽然目前我国对于采油技术的研究仍然处在探索和研究的阶段, 但是随着信息技术的引入和综合采油技术的成熟, 未来的原油开采一定能够取得新的进步。
参考文献
[1]李玉明.浅谈我国石油行业采油技术的发展情况[J].中国新技术新产品, 2012, (22) :78-78.
石油采油技术的现状及发展研究 篇8
1 石油采油技术发展的必要性
近年来, 我国社会经济有所提升, 石油也得到了一定的发展, 石油是我国工业发展的基础。从目前的石油采油现状来看, 因石油开采的特殊性, 所以还需要对其进行进一步分析。人们都知道, 石油是存储在地下的, 必须采用人工或者化学等的辅助, 才能实现石油开采的目的。石油开采技术与石油产量之间有着相辅相成的联系, 若想提高石油开采的效率与产量, 那么就必须采用先进的石油采油技术。从实际采油技术的发展情况来看, 因油藏中有着部分难度较高的油藏, 故而人们需要采用高科技手段才能将其开采出来, 由此可见, 石油采油技术的发展对于我国工业发展有着很大的意义, 因此石油采油技术的发展十分有必要。
2 石油采油技术的现状
(1) 无法满足开发需求伴随着我国社会经济的不断发展, 人们对于石油的需求量也越来越大, 石油开采力度也逐渐加大, 这就使得石油资源开始出现匮乏、紧张的现象, 很多油藏的油位开始出现下降的现象, 甚至使得地下水回升速度也越来越缓慢, 自然大泵提液也十分困难。因人们对石油需求量的增大, 所以才会在石油采油过程导致有杆泵出现操作失控情况, 甚至如今斜井采油设备的磨损也尤其严重, 开采量越大地下井温差也就越大, 自然就会限制电潜泵的使用范围。从上述问题来看, 以往的石油采油技术根本无法满足现今国人对石油的需求量。
(2) 油井设备垢锈现象因地下水、注入水、原油、岩层等客观因素的影响和相互作用, 使得大部分石油采油设备出现了垢、锈的现象, 很容易对油井产生威胁, 甚至有可能会降低石油采油的效率和产量。
(3) 重复堵水措施问题堵水是石油采油的重要组成部分, 尤其是是在开采前期作用很大, 但就后期效果看来, 重复堵水的弊端越来越多, 尤其是因开挖后期地下井温度出现较大落差, 导致堵剂的适应能力和强度开始出现问题, 耐酸性也越来越差, 已经无法很好地开始进行挖潜深井, 很多远井地带的石油自然也就无法及时的将其挖采, 石油资源也就逐渐流失。
(4) 温差适应能力下降在石油开采初期, 油井的产量都会比较充足, 因其温度符合石油开采温度, 所以单纯使用管径较大的无伴热管集输流程就能够完成开采, 但开采的深度逐渐增加, 油井温度也出现了较大的变化, 石油采油的难度会逐渐增大, 自然集输流程也就无法继续使用, 石油资源也就因此被浪费。
3 石油采油技术的发展
(1) 热力采油热力采用是如今应用最为广泛的石油采油技术, 其有着高效、快捷、经济的优点, 在实际石油采油过程中, 只需要提供热量就能够完成开采, 整个开采原理为利用热量来提高油藏温度, 达到降低原油粘度的目的, 等到油藏流动阻力被降低, 就能够开始采油。如今使用较为广泛的热力采油方法为蒸汽驱、火烧油层两种, 其采油效果较为良好。
(2) 复合驱油简单的符合驱油方式是无法满足驱油任务的, 尤其是对于环境和条件不一致的驱油任务来说, 更是几乎不可能完成的, 近年来国际上已经针对驱油法提出了优化后的复合驱油法, 其主要是二元复合驱和三元复合驱。同时, 为了能够更好地保护石油质量, 需要利用油水界面的张力来便于石油的开采, 此方法属于目前最为先进的石油采油技术, 值得进一步深入探究。
(3) 微生物法微生物法最大的优点在于能够减缓腐蚀, 其特别适合被用于采油后期阶段, 尤其是其在采油后期阶段, 能够克服种种采油条件的限制, 且成本也能控制在合理的范围之内, 十分适合被用于石油采油工作之中。
4 结语
随着我国社会经济的不断发展, 石油采油技术也有了一定的提高, 然而以往的采油技术已经无法满足现今石油开采的需求, 因此需要提出更加先进、科学的石油采油技术, 科研人员需要就我国目前石油开采现状进行分析, 探索出最适合我国石油开采的技术。
摘要：随着我国社会经济发展速度的逐渐加快, 我国石油采油技术也得到了一定的发展, 为了满足市场的需求, 需要增加石油开采数量, 以此提高石油采油效率, 同时也要不断的提高我国石油采油技术, 因此分析目前石油采油技术的现状, 为其找到最适合的发展途径是非常重要的。本文就石油采油技术的现状及发展进行研究, 并提出科学、合理的建议。
关键词：石油,采油技术,现状及发展
参考文献
[1]杨晓梅, 庞波, 王利霞.探讨石油工程采油技术的现状及对未来的展望[J].石化技术, 2015, 01:74+95.
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我国采油技术的发展现状和展望 篇9
1.1 提高采油技术的必要性。
目前, 石油仍是工业必不可少的重要原料, 对国民经济的发展有着举足轻重作用。同时也是一种高效清洁的能源, 其用途遍及国计民生的各各角落, 被人们普遍需求。然而石油蕴藏在地下岩石中, 需要人工及化学帮助, 才能开采出来, 所以采油技术的高低严重的影响着石油的产量。因此, 如何提高油气采收率是节省有限能源, 发展国民经济的重要途径。而我国的油藏中有很多是属于低压、低产、低渗、稠油油藏, 以及高含水期等难以开发的油藏, 需要人们运用高端的采油技术克服种种阻碍, 进行有效的采挖。因此, 我们必须综合运用现代高科技采油技术改造传统采油工艺, 从而来迎接21世纪的挑战。
1.2 我国近年来采油技术取得的成就
随着科技的飞速发展, 我国采油技术也与时俱进, 飞速的发展着。为了有效保护油层, 实现高效高产, 我国大批石油科研人员在国家政府的大力支持下, 在实践中, 通过学习, 借鉴和不断的探索, 不断更新传统的观念刻苦钻研, 使采油技术有了突飞猛进的进步, 终于研究出一套适合我国石油业的采油技术, 为我国石油工业的发展做出了很大的贡献。具体有:
(1) 压裂、酸化工艺技术的广泛运用和发展完善, 不仅挖潜了原有油田的产油量, 还开发了很多新的油田, 大大提升了我国石油的年产量。
(2) 配套完井技术的出炉, 使采油钻井联合协作, 不仅有效保护了油层, 更对采油产量的提高提供了保障。
(3) 分层注水技术的产生, 有效的提高了我国多层油藏井注入水的波及效率, 提升了采油效率和产量。
(4) 人工举升工艺技术的研制, 使得抽油井井下的作业能力具备了一定的灵活性, 大大提高了抽油机井的采油效率。
(5) 堵水、调剖工艺技术, 有效的开挖了我国高含水性的油田。
(6) 稠油及超稠油的热采工艺, 有效的针对稠油和超稠油油田的开发和利用。
(7) 多层砂岩油藏“控水稳油”的配套技术, 为有效保护油层, 稳固油田的产量, 实现我国石油资源的可持续利用做出了杰出的贡献。
2 我国采油技术存在的不足问题
2.1 传统的采油工艺日益不能满足目前开发的需求
随着对石油的不断开采和使用。石油资源迅速骤减, 油位下降, 地下水回升缓慢, 致使大泵提液越加困难;有杆泵加深泵操作渐渐失控;斜井采抽设备磨损严重;石油的油量下降还导致地下井的出现较大的温差, 大大也限制电潜泵应用范围。总之, 那些常规的采油工艺已无法满足当前开发的需求。
2.2 开发后期, 油井设备的垢、锈现象严重泛滥
由于地下水, 注入水, 原油与岩层等多种因素的长期相互作用, 导致很多采油设备垢、锈现象日益严重, 给油井带来了很大的生产隐患, 也降低了采油的效率。
2.3 重复堵水的措施已不能有效解决后期的采挖问题
堵水是当前我国石油开采中的主要举措, 在开挖前期比较有效, 但在后期, 重复堵水弊端逐渐显现。在开挖后期, 由于地下井温度落差, 致使堵剂的适应能力和强度逐渐变弱变小, 耐酸性也变得很差, 不能很好地挖潜深井, 远井地带的剩余石油, 导致很多油藏不能充分及时的挖采, 石油资源大量滞留或流失。
2.4 开发后期, 集输系统温差适应能力低下, 逐渐不能供应运作
在开发初期, 油井产量高、井口温度高, 地面采用管径较大的无伴热管集输流程足以应付。然而随着采挖的深入, 产油量的不断下降, 油井的温度也随着油液量的下降而下降, 为油液的提取和输送带来了很大的困难。这种集输模式越来越不适应, 逐渐不能有效输送剩余石油, 致使资源流失和滞留, 降低了石油资源的开采量。
3 采油技术的发展方向
3.1 热力采油法
此法方便快捷, 经济实惠。只需提供热量, 升高油藏温度、降低原油的粘度, 减小油藏流动的阻力, 从而达到采油的目的。目前, 蒸汽驱、和火烧油层这两种热力采油法使用广泛, 效果也好, 值得采纳。
3.2 混相法
混相法是一种很高效的采油方法, 如果成功使用, 其采油率达百分之九十以上。它主要是把一种流体驱油剂注入油层, 在一定的温度压力下, 在油藏中形成一个混相区段, 使石油很快脱离而出, 采油率高达95%。然而此法的运用和实现还不够成熟, 有待进一步的研究和完善。
3.3 复合驱油法
针对单一的驱油法不能完全满足在不同环境下的驱油任务, 近年来, 国际上提出来复合驱油法这一新型的采油技术。目前应用广泛的有二元复合驱和三元复合驱。其主要原理都是利用比较廉价的碱与特定的表面活性剂相结合, 组成聚合复合驱, 有效的去除原油中的酸类, 保护石油的质量的同时, 降低油水界面的张力, 使石油便于开采。此法既减少开支, 又降低损耗, 还可提高波及系数和驱油效率。是目前国际上最新研究出的一种先进采油技术, 值得我们引进和探究。
3.4 微生物法
微生物采油技术可以有效减缓腐蚀, 控制原油中硫的破坏作用, 迅速的改善地层渗透率, 减缓原油中气锥、水锥的压力, 提高原油的采油率, 特别适用于采油后期的三次采油攻坚阶段。三次采油是充分利用石油资源的重要途径, 然而收到各种条件的限制, 采油效果很不理想。而微生物法正好可以克服种种限制, 更好的实现三次采油, 提高采油率, 而且成本也不高。因此, 研究合适的微生物表面活性剂是今后有效实现三次采油的主要方向。
总之, 过去的采油技术还存在很多的问题和不足, 需要我们广大的石油开采工作者不断的学习先进的经验, 在实践中不断的探究, 尤其做好开采后期的技术攻关, 为提高国民经济, 提高综合国力做出自己应有的贡献。
摘要：在石油高效普遍利用的今天, 采油技术的高低不仅关系到国民经济的发展, 更关系到国计民生资源的有效利用。随着科技的发展和科研人员的不断探索, 我国的采油技术取得了一定的成就, 大大提高了采收率, 然而, 石油资源的有限性, 不可再生性, 以及低渗, 稠油高含水期油藏的难开发性促使人们不得不在提高石油开采技术上下功夫。本文就我国采油技术的发展现状与采油技术中存在的不足问题方面展开层层论述, 并为今后提供了明确的发展方向。
关键词：采油技术,发展现状,不足问题,发展方向
参考文献
[1]戴树高.高粘度稠油开采技术的国内外现状[J].化工技术经济, 2004, (11)
采油工程技术发展 篇10
1 关于采油工程的新兴技术
1.1 水力振动采油技术
水力振动采油技术就是用油管, 在井下装一个激振器, 利用激振器所产生的具有一定频率的脉冲, 借助脉冲波驱动水力, 对地下油层中的石油进行处理。水力波主要具有两种作用:一是利用水力波可以清楚掉一些在井下已经转化为胶质的沉淀物, 例如泥浆以及一些杂质;二是对地下的盐类沉积岩产生破坏的作用。利用谐振使沉积岩产生不规则的缝隙或者是未闭合的小孔, 形成了这样的结构之后, 再经过一段时间的脉冲冲击, 沉积岩就会慢慢形成一种网络裂缝, 最终沉入地下地层。
1.2 热超导采油技术
所谓热超导, 就是为了生产需要而对部分物质进行特殊的处理, 最终使这种物质的热阻力降低为零或者接近零的一种新兴技术。热超导技术是将几种化学物质按照一定的科学比例混合在一起, 然后将整合成的新的化合物放入一个密封的管柱内, 通过加热之后, 使关注的两头产生受热不均的现象。当加热到一定的温度之后, 管道内的化合物就会发生一定的化学变化, 激活出来的气态分子因为自身的运动性提高而产生一定的碰撞, 碰撞后的分子就会生成非常强大的、可以以声波的方式传递的能量。
2 目前采油技术存在的问题
2.1 在开发的后期, 垢锈现象非常严重
目前我国石油的开采项目是比较广泛的, 在石油开发的后期, 经常会出现结垢以及铁锈卡住油泵的现象, 这样的问题给油井的生产带来了很大的危害。结垢的地点一般都是在抽油泵、电潜泵吸入口、电潜泵叶轮等地, 一方面由于长时间的注水开发, 底层水与注入水的相互作用以及压力下降, 原油和岩石的相互作用, 导致原来流体的物理化学平衡遭到破坏, 析出垢物;另一方面管式泵以及电潜泵的机械结构, 使过面狭窄处的流体流速急剧增加, 导致压力下降, 这也是垢物析出所造成的。另外, 温度的变化也是导致垢物析出的一个主要原因。而铁锈卡泵, 则是由于石油的多年开发, 油井的套管在常年的磨损中不断发生腐蚀, 所产生的铁锈就常年存在于套管的表面。一方面由于停注降压的过程中铁锈会因为压力的变化而产生脱落, 另一方面由于管柱作业时, 由于油管与套管的摩擦而导致铁锈剥落, 剥落的铁锈就漂浮在液体中, 随着液体流入了泵中, 从而产生了卡泵的现象。
2.2 重复堵水的措施效果日益变差
我国大多数的油田都采用“堵水+酸洗+人工举升”的开发模式, 近些年来, 从实际的工作实践来看, 三轮后重复堵水措施选井比较困难, 而且措施的有效性断, 效果也变差了, 在重复堵水方面, 主要存在两方面的问题:一方面是堵剂适应差, 强度小不说而且成本非常高, 对于远井地带剩余的油的潜力不能很好的开发, 堵剂的酸性差, 在中期的酸洗过程中, 堵剂容易失效, 反而再次形成了底水;堵剂进入的范围比较小, 进行深度堵水时缺少现场试验也没有理论的支持;另一方面我国目前的集检系统不能适应低产、低效的油井的开发, 在油藏开发的初期, 油井的单井产量比较高, 而且井口的温度也比较高, 地面一般都采用无伴热管的集输流程, 而且管径一般都比较大。这就导致在开发过程中的产液量不断上升, 进而这种集输模式也就越来越不适应。
3 采油工程新技术的发展前景
随着我国综合实力的发展, 高新技术的日新月异, 我国今后的石油开采技术一定一定会得到极大程度的发展。一是朝着自动化、智能化以及实时性的方向发展, 实现石油开采效率的提高;二是朝着数字化与信息化的方向发展, 从而利用这些新技术为石油开采过程提供更多、更可靠的数据支持, 更有利石油开采作业的实施;三是朝着石油开采、勘察、探测一体化的方向发展, 致力使石油开采的过程越来越简易化;四是朝着低耗能、低污染、以人为本的发展理念发展, 确保石油开采作业可以持续化的发展, 尽可能的降低石油开采工业所造成的环境污染。
4 结语
由于我国石油技术受国情限制, 应用采油工程新技术的油田仅有几个, 而且工艺技术以及管理模式上与国外发达国家相比也欠缺很多, 虽然近几年我国已经致力开采了一些难开采的储量, 在一些先进工艺上例如小泵深抽工艺、小井眼采油工艺等也取得了比较好的成就, 但是为了赶上国际的开采工艺, 提高我国的开采效率, 应该更加注重装备的选择, 专注于系统的优化研究, 致力使采油新兴技术在石油开采过程中得到广泛的应用。
摘要：目前实现我国石油开发的一种重要手段就是采用采油工程新技术, 采油工程技术决定了油田产量的高低、最终采收率的大小、采油速度的快慢、经济效益的优劣等一些重要问题。本文笔者从采油工程新技术作为切入点, 分析了我国目前采油工程新技术存在的问题, 对采油工程发展的基本做法以及技术政策做了简要的说明, 并探讨了采油工程新技术的发展前景。
关键词：采油工程,新兴技术,发展前景
参考文献
[1]陈斌, 马学礼, 贾胜山, 杨仙珍.关于采油工程技术的研究及展望[J].中国石油和化工标准与质量.2013 (05) .
热力采油工程技术的研究分析 篇11
关键词 生产 工程 热 采稠油采收率
中图分类号： TE355 文献标识码：A
1 引言
重油埋藏深度在1000～1500米，很难用传统的方法开采。有很多开采技术，主要是采矿蒸汽吞吐，蒸汽热采技术，以及采用油冷采技术减少油的流动阻力，降低其粘度，提高采收率。
热力的生产工程技术应用传统的热采工程技术，主要有蒸汽法和就地燃烧。分为蒸汽法蒸汽吞吐和蒸汽驱两种方法。蒸气的储热器温度可以大大增加原油的粘度大大降低储层温度。
1.1蒸汽吞吐技术研究分析
蒸汽吞吐注重油恢复过程，焖井开井生产方法是一个相对简单和成熟的技术。
蒸汽吞吐通常只開采原油，以及水库周边的有限区域。近年，随着蒸汽刺激技术的发展，可以使用各种添加剂，以提高吞吐量的效果，添加蒸汽和气体。例如，随着加入高温起泡剂（表面活性剂）。
1.2蒸汽驱油技术的研究和分析
蒸汽驱热回收技术的大规模工业应用，成为有效的提高采收率的方法，并取得了良好的效果。蒸汽驱机制可以降低黏度，提高原油流动度。蒸气不仅由水蒸汽组成，也含有烃蒸汽，烃蒸汽和蒸汽一起缩合，使留下的余油减少。
2 蒸汽/表面活性剂三元复合驱采油技术
蒸汽/表面活性剂三元复合驱采油技术可转化为蒸汽/泡沫复合驱油，以提高采收率。蒸汽/驱油剂驱也可提高采收率。采用驱油剂注入可改变岩石—原油—水界面特性，降低油水界面张力，更改岩石的润湿性，并减少残余油饱和度。
3 蒸汽/膜扩散剂驱提高采收率技术
膜扩散剂是一种非离子型聚合物表面活性剂，薄膜上的界面层（膜厚度小于2nm）很容易能形成。该膜替换先前吸附在油—水界面的物质，沥青质和树脂形成的厚膜可以促进储层渗透原油上升，可以显着地提高产量。
4 热/碱驱提高石油回收技术
热/碱驱油回收的技术可以减少界面张力，提高石油采收率。
5 热/聚合物驱油提高采收率技术
热/聚合物驱油提高采收率技术高分子聚合物吸汽剖面的形成进行调整，以提高石油采收率的效果。
6 结论
展望未来，中国石油资源丰富，最先进的开采技术已成为21世纪重要的能源保障。新技术的出现，取代了原来的热回收技术，新热回收技术的应用范围不断扩大，我们要认识到，改进一些传统技术同时探索新的技术，可大大提高原油采收率。
参考文献
[1] 杨玉顺，张昊春，贺志宏.工程热力学[M].北京：机械工业出版社，2009.
采油工程技术发展 篇12
关键词：三次采油技术,应用,发展前景
石油是一种重要的工业资源也是一种重要的能源, 通过石油发展起来的能源、化工产品等应用于生产生活的各个方面。同时随着全球对于石油资源的大量开采导致浅层石油的储量越来越少, 对于原油的开采向着更深的深度发展, 因此, 通过使用更为有效的采油技术来提高采油的采收率, 在增加产量的基础上降低采油的成本是十分必要的。三次采油技术通过结合生物、物理与化学技术能够有效的提高采油的采收率, 保障石油的产量。
1 三次采油技术发展历程
通常把利用油层能量开采石油称为一次采油;向油层注入水、气, 给油层补充能量开采石油称为二次采油;而用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能, 开采出更多的石油, 称为三次采油。在20世纪40年代, 当时进行油田开采的主要使用的是一次采油的采油方式, 使用这种方法得到的原油的采收率很低。随着开采技术的发展, 研究人员发现通过向地下注水的方式来人为的提高地层的压力能够更为有效的提高采收率, 通过采用二次采油的方式, 成功的将采油率提高到了30%-40%。第三次采油技术的飞跃发生在上世纪90年代。当时, 混相注气驱技术得以快速发展。最早获得成功利用的气驱技术是烃类混相驱, 加拿大运用该技术在许多油田获得成功。随后, 由于烃类气体价格上涨和天然CO2气藏的发现, 以及CO2混相驱技术适用范围大、成本较低等优势, CO2混相驱逐渐发展起来。到90年代, 世界上已有上千个注气工程, 其中美国最多, 其注气采油量约占EOR总产量的53.5%。近年来, 随着全球气候变暖要求减少CO2排放以及各国随之制定的不同优惠政策和排放税等措施, 使得CO2混相驱得以迅速发展, 世界各大石油公司利用CO2驱油后并将其埋存在油藏中, 这种方法不仅可以提高石油采收率, 而且能消减温室效应。这既是将物理、化学与生物向结合的三次采油技术。
2 三次采油技术的分类
2.1 微生物调驱技术
提升油层藏油的流动性可以有效的提高原油的采收率, 而使用微生物调驱技术能够有效的提高油层中的残余油的流动性。通过研究发现, 使用一定的微生物能够有效的提高油藏的流动性, 从而极大的提高原油的采收率, 通过向地下注入能够促进微生物生长的前置液优化剂生物酶来促进微生物的生长, 同时这种微生物酶能够促进原油的乳化, 通过降低稠油的粘度来促进原油的的开采。
2.2 热力驱技术
热力驱技术分为蒸汽注入与火烧油层技术, 其中蒸汽吞吐与蒸汽驱已经成为了我国开采稠油的主要技术, 由于我国东北油田中稠油油田较多, 因此, 热力驱开采技术在稠油油井开采中有着十分重要的地位。
2.3 气驱开采技术
气驱开采技术主要是通过向井下注入气体来提高原油的采收率的技术, 现今在气驱技术中所使用的气体主要有氮气、天然气、二氧化碳等。其中, 使用二氧化碳作为主要的气驱气体应用较为广泛。近些年来, 国家提出了节能减排的环保策略, 将二氧化碳作为主要气体注入油层中不但能够有效的降低我国二氧化碳的排放量还能够有效的提高原油的开采率, 是一种符合我国国情的原油开采方式, 同时, 在开采的过程中, 在一些低渗透藏的动用之下, 使用二氧化碳作为主要的开采气体仍然表现出了较好的效果, 因此, 使用二氧化碳作为气驱的主要气体具有良好的发展前景。
2.4 化学驱技术
化学驱是指通过在油层注入水中添加相应的化学剂来改善水的驱油及波及性能, 从而提高原油采收率的方法, 近些年来, 我国在化学驱方法上取得了相当的成绩, 其中在化学驱的一些领域中以及赶上及达到了国际先进水平, 例如:在化学驱中的聚合物驱油技术已经发展成了完整的配套技术。同时在复合驱领域也取得了可喜的成绩, 并在先导试验中获得成功。
3 稠油热采技术的现状
稠油油井在现今已探明并开采的油田中占有相当的比重, 其中使用稠油热采技术是提高稠油采收率的重要技术, 稠油热采技术主要采用的是蒸汽吞吐、蒸汽驱以及火烧油层等的技术。其中蒸汽吞吐是指通过向油井中注入一定量的蒸汽, 而后关井, 使得蒸汽的热量在油层中加以扩散, 提高稠油的流动性的方法。现今, 蒸汽吞吐技术在我国的大部分稠油油井中得到了使用。蒸汽驱采油技术则是通过将蒸汽注入到油井中, 通过依靠蒸汽蒸馏的作用来促进原油的开采。蒸汽驱在实际使用过程中存在着热损较大的不足, 使得稠油的开采效果较蒸汽吞吐技术差。而火烧油层则是最早的热力稠油开采技术, 近些年来, 随着科技的进步, 为火烧油层开采技术带来了新的活力, 通过采用COSH (水平井重力辅助火烧油层技术) 能够将火烧油层的优势与水平井的优势结合起来, 提高了油井的采收率。
4 稠油开采技术的新趋势
现今, 随着科技的进步, 稠油油井的开采技术向着水平井与复合井相结合的方向发展, 通过将水平井提高生产能力的特点与复合井所具有的能够更多的捕集到原先所无法采集到的油层, 使得两者之间能够实现优势互补, 更好的提高原油的采收率。将水平井与复合井相结合的来提高稠油的采收率是今后一段时期内稠油油井采收的重点发展方向。
结语
随着科技的发展, 三次采油技术已经发展成为了一种应用较为广泛的采油技术, 其在提高采收率方面有着非常重要的意义。由于我国缺少像中东油田那样的轻质原油, 结合我国油田中的油藏特点, 使用热力驱作为主要的稠油油田的开采技术是十分必要的。通过以上对三次采油技术的构成、类型等的分析, 认识到我国在使用三次开采技术的同时还需要加大对于油井开采技术研究的投入, 研究出采油率更高的技术。
参考文献
[1]张国印, 刘庆梅, 李凌云, 等.表面活性剂复配在三次采油中的应用[J].中外能源, 2010 (02) .