采油工艺方面存在的主要问题
(1) 人工举升方式单一
稠油油田电潜泵人工举升效率低,利用螺杆泵举升技术取得了一定效果,但目前该项技术还不成熟和配套
(2) 层间、层内及平面上矛盾突出
(3) 开采模式单一,主要采取水驱方式开采
(4) 稠油油田水驱采收率低
由于储层非均质性强,油水粘度比大,水驱效率低,波及体积小
(5) 改善注水技术不配套
1) 注水井欠注,注采不平衡,主要是由于注入水部分水质不达标和水源紧张
2) 由于完井方式限制,给小层细分、分层配水带来极大困难
3) 大段分层配水可以实现,但由于井况复杂,井下工具投捞较困难
(6) 注水井深度调剖、液流转向技术不配套
调剖技术已成功应用,获得较好效果,但是仍然存在问题,即有效性和持续性有待加强。特别是 由于井距大,层厚,高孔高渗,深部绕流等问题影响,造成有效期偏短,因此还应该进一步优化设计理论和方法及效果评价方法。
(7) 高含水油(田)井稳油控水技术
对于高含水油(田)井,目前主要采用分层解堵、分层调剖和分层配注相结合的稳油控水技术,这些技术还需要不断进行完善,作为稳油控水的重要技术—“油井堵水”技术正在不断研究深化之中。
(8) 作业过程中的储层伤害较为严重,储层伤害对产能影响较大
主要表现为大修井产能低,常规检泵井检泵后油井恢复周期长,产能下降快。主要原因可能为漏失量大,引起的粘土膨胀、微粒运移、低温流体引起的冷伤害和固相堵塞等。
(9) 增产改造技术
主要以酸化为主,增产效果明显,但主要针对高孔高渗的常规井,针对大斜度井、水平井和深层低渗透改造技术仍然不配套。陆地油田广泛应用的酸压和加砂压裂技术在海上油田尚无应用先例。
(10) 砂、蜡、垢和腐蚀对油气水井的正常生产带来很大影响
(11) 稠油降粘技术
井筒降粘和地层降粘技术进行了少量的试验,但尚无合适的降粘剂和配套工艺。
(12) 管柱对分采带来一定限制,生产管柱需要简化和优化
(13) 地面设备和平台流程的局限性,制约部分采油工艺的现场实施 (如聚驱、调剖等作业)