采油工程面临难题和其技术发展方向

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1、采油工程面临难题和其技术发展方向　　【摘要】石油工业是国家重要的产业之一，关系到国家安全和人们的日常生活，也是国家的基础产业。近些年我国的采油技术不断完善，但是油田开采页面这越来越多的新问题，老油田产能下降，深层气田开发等等。本文简单介绍近几年出现的一些主要的技术难题，并阐述今后一段时间的技术发展方向。【关键词】采油工程；问题；技术；发展方向1长垣水驱开发存在的问题和技术的发展方向5首先，油层内低效无效注水循环严重，而且剩余油主要在油层顶部，就出现剩余油与低效无效循环并存，导致采油工艺挖潜和控水难度越来越大，油田开采也是有效期缩短，成本增加。目前主要应对措施是深度调剖技术，可以

2、有效解决挖潜厚油层问题，但是调剖技术的成本很高，胶体稳定性也容易受到环境因素影响，这都限制了调剖技术的大规模应用。定位平衡压裂技术也是应对挖潜厚油层剩余油的一种有效手段，采用这种工艺的话需要解决选井选层的问题，而且施工工艺难度较大，针对性也较差。针对厚油层剩余油的开发问题，今后的采油技术可以在以下几个方面着重研究。首先是深度调剖技术的研究，重点放在高效低成本的调剖剂上，成胶的时间要在30天能控制，还要继续研究细分开采，开展分层注水采组配技术的应用。其次，薄差储层细分挖潜技术。为了实现提高改造小层出液比例的目标，在新井着重推广细分控制压裂技术，对一些老井则采取限流法压裂二次改造，

3、同时开展水平缝压裂技术的研究。最后，开发智能分层配水技术。一方面推广高效的测调技术，整合现有工艺技术；另一方面要加强自动控制系统的研制，实现智能化的数据采集、监测系统，最终完成管理系统一体化和控制自动化。2外围低渗透油田开发存在的问题和技术发展方向5外围低渗透油田的开发主要存在这样三个问题：首先是外围已开发油田的产量递减速度比较快，单井产能越来越低，以前采取的措施效果也越来越差，压裂改造单井小层压开率太低，造成开发成本增加，而产能却越来越少。其次，已经探明的油田储量多以特低渗透为主，油田的开发难度大，注水系统没有有效的驱动保证，储层难以开发，现有的技术对这一问题还不能解决。最后

4、是低渗透油田的储层性差，油层太薄，必须对水平井进行压裂才能出油。但是现有的水平井分段压裂技术不能满足高温高压的增产需求。针对这些问题，外围低渗透油田开采技术需要在以下方面就行着重研究：首先着重研究垂直缝薄互层细分控制压裂技术，努力提高储层动用程度和单井小层的压开率，以及发展低伤害或无伤害的压裂技术，对裂缝剖面与储层厚度的匹配问题进行深入研究。其次，重点攻关整体压裂技术。可以通过对地区地震资料的分析，对地层的发育史进行推演，结合测井资料获得油田的三维资料，为低渗透扶杨油层整体压裂技术的实施提供数据。另外还需要加大配合多元驱动技术的研发。最后，还要大力发展水平井配套工艺技术，探索整

5、体压裂开发的新模式，逐渐形成水平井完井、注水、修井等配套的技术工艺，促进成熟技术的推广应用。3深层天然气开发存在的主要问题和技术发展方向深层天然气开发遇到的问题主要有三个：一是深层火山岩气藏裂缝破裂特征比较复杂，施工之前很难掌握比较准确的数据，压裂施工的难度非常大，很难控制施工中的突发情况，目前的压裂液技术还不能满足180℃以下储层施工的要求，而且很大部分的火山岩储层分压裂井后都达不到增产的预期；二是深层气藏天然气的组成成分多数含有CO2，大部分井的天然气CO2含量都在0.5%～3.3%，但是也有部分井的含量达到了24%，而CO2所产生的气体分压占总压强的43%。除此以外还造成

6、了严重的腐蚀问题，在完井5技术部分主要借鉴了国外酸性气田完井技术，目前还没有成熟的技术和施工工艺；三是深层气田的气水关系复杂，气层温度较高，大部分都有底水，开发的初期大部分气井都会出水，导致无水采气时间较短，严重影响了产量。而且随着气井的开发，地层压力逐渐减小，出水量增加，气井携液自喷的能力就会下降，甚至停止喷射。目前针对性发展的技术主要有：一是深层火山岩压裂技术改造，目前国内的高温压裂液的温度最高是180℃，为了满足深层天然气改造的需求，需要加紧研究超过200℃的高温压裂液，以及深层气井压裂工艺管柱，提高管柱的各项指标，同时积极钻研深层气井的完井技术；二是深层气井防腐完井技术

7、。鉴于很多气井都含有不同浓度的CO2，必须对气井的防腐技术进行攻关，研发高效经济的防腐完井技术，同时实现气井防腐的实时监测，研发配套的射孔技术和完井管柱优化技术；三是深层气井排水采气技术。排水采气是解决气井积液问题有效办法，也是目前比较常用的工艺，目前需要对小产水量和高温排水技术进行攻关，同时研发耐高温复合泡排剂和组合工艺，为深层气井的开发打好技术基础。4三次采油存在的主要问题和技术发展方向三次采油存在的主要问题有两点。首先，聚合物驱替对象已转向二、三类油层开发，平面、纵向上非均质性更加严重