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【摘 要】本文对古城油矿开发过程中所用的部分工艺进行了分析总结，简要的阐述了工艺技术在油田的使用效果和存在的不足，并提出了意见和建议。
【关键词】采油工艺；降回压；配热；清蜡
采油工艺技术在油矿现场的应用取得了较好的效果，以下就古城油矿近两年来采油工艺应用的情况做简要分析，提出了配套完善采油工艺的新思路
1、古城油矿采油工艺的基本概况
古城油矿共投入开发泌浅33区、泌浅10区、泌123区、泌124区和泌125区五个开发单元，含油面积4.5m2。注水站2座，年注水能力240×104m3。注聚站2座，年注聚能力22.4×104m3。在用集油站3座，在用计量站25座。注汽干线22条，总长度17km；注水干线11条，总长度7.6km；输油干线4条，总长度11.4km；掺水干线23条，总长度11.1km。
2、古城油矿采油工艺运用现状
2.1 油藏方面所做的工作及认识
2.1. 泌124区古3406井组调剖效果
古3406井对吸水较好的Ⅳ81.2.9进行深度调剖。该井调剖前后层间吸水差异不大，层间矛盾没有得到改善，形成两条大的窜流通道（Ⅳ81.2），没有达到调剖效果；为了改善古城油矿常采区块注水效果，建议在调剖深度、调剖剂种类方面进一步优选，找出适合该区块的调剖方式。
2.1.2 注聚单元交联剂调剖
部分单井调剖后综合含水下降增油，调剖后井组综合含水、产出液聚合物、动液面都上升，增油效果不理想；从调剖前后油井窜流通道分析：调剖前有16口井窜流明显，调剖后仍有16口井聚窜严重；从12个调剖井组看：主要调剖层位共计20层；对8口注聚井调剖前后吸水剖面统计看：调剖前吸水好的18层，吸水差16层，不吸水31层，调剖后吸水好17层，吸水差29层，部分井调剖后层间差异得到改善。但整体看调剖前后注入井层间差异改善不明显，建议进一步优选注聚井的调剖方式。
2.1.3 热采井防砂效果
近两年古城油矿热采区块共实施化学防砂6口，机械防砂69口（挤压充填防砂40口，循环充填防砂18口，挂滤防砂11口，防砂后累计生产原油1763吨，累计减少砂卡作业73井次，总体来说取得了较好的效果。但泌浅10区Ⅴ油组挂滤防砂效果较差。分析原因：泌浅10区Ⅴ油组原油粘度高，地层疏松且砂粒细，生产初期产量高，携砂能力强，出砂重易砂卡。
2.2 井筒工艺方面所做的主要工作及认识
2.2.1 双管采油工艺的运用
古641井是古城油矿泌浅33区的一口热采井，每次注汽后放喷期产量峰值高达到10吨，但转抽后出油温度降低，原油粘度增加，光杆严重滞后无法正常生产。分析认为影响该井不能正常生产地主要原因在井筒流动阻力大，流动难道问题，因此提出利用井筒配热工艺，提高原油温度降低流动阻力，从而解决光杆滞后的问题，达到正常生产增油的目的。
2.2.2 常采井丢手双封封上采下
古3601井是泌124区的一口封上采下的油井，起初采用单封隔器封堵无法采取洗井、清蜡等常规措施，经常出现蜡卡，油井时率低且维护作业频次高，作业费用增加。通过分析提出了优化管柱的工艺方案，采用双封隔器后，可以采取洗井，清蜡等日常维护作业。该工艺便于实施一些油井的日常维护工作，但生产过程中泵挂比较高，因此对于那些能量比较低的油井不适合选该工艺。
2.3 地面工程方面所做的主要工作及认识
2.3.1 降回压生产工艺
古城油矿热采区块共计19座计量站，2座集油站，已完成降回压流程整改18座计量站和1座集油站，实现降回压生产油井219口，占全矿热采油井的97.3%。通过班站降低回压生产，产液量成上升趋势，稠油区块13#计量站降回压生产增液比例9.8%。全矿BQ10区、BQ33区、B125区实施油井降回压生产，日增液量143m3，日增液量14.68t，年增油量5356.8t。
2.3.2 单井滴注式降粘工艺
古52023井是泌浅10区的一口扶产井，由于离边水较近，能量充足，但由于原油粘度高，出油温度低，在生产过程中间歇出油，并且光杆严重滞后无法正常生产。通过2次加降粘剂后发现含水明显降低，加一次降粘剂后能生产6个小时光杆不滞后，取得了一定的效果。但定期加降粘剂，降粘剂与油水混合不均匀，加降粘剂的次数频繁，劳动强度大，因此提出使用滴注的方式加降粘剂。
2.3.3 热油清蜡工艺
泌362井凝固点44℃～45℃，含蜡39.6%～40.2%，屬于高凝含蜡油气井，热洗清蜡是该井日常管理的一项重要工作。泌362井综合含水较低，常规的热水清蜡效果不理想，清蜡后含水恢复期长，产量下降，洗净过程中存在蜡卡光杆下不去等现象。
泌362井热油清蜡运用成功后，又在泌363、泌360和泌375推广运用，都取得了一定的效果，该方法的实用范围和条件目前仍在优选。
3、下步配套完善思路
3.1 推广运用井筒配热技术
借鉴井筒配热技术在古641井的成功经验，明年将在BQ10区Ⅴ油组和Ⅲ油组部分井进行推广应用，计划施行15井次，当年增有1000吨。
3.2 加大稳压注水技术的运用力度
古城油矿9#计量站目前有4口注水井安装智能混配比电动装置，实现了注水量自动调节的功能，既保证了平稳注水，减轻了工人的劳动强度，从技术了保证了注够水注好水，为常采区块的稳产奠定了坚实的物质基础，明年计划在泌125区和泌124区推广运用30口井。
3.3 科学合理利用天然气资源
目前古城油矿的生产生活加热的燃料主要是天然气，而常采区块油井生产时的伴生气如不利用夜不保存，直接排放会造成环境污染。另一方面，泌125区2#集油站日外输加热液量在2300吨左右，每年加热运行费用在500万元左右。如果天然气资源不够的话，泌浅10区3#集油站低压加热锅炉投运后，日加热外输液量在1000吨左右，那么仅年加热运行费用就在200万元以上。为了有效的利用天然气资源，将从以下几个方面合理利用天然气，延长泌浅10区低压加热炉的投运时间：
⑴进一步普查常采区块单井的产气量，加大套管气的收集利用量；
⑵对老式天然气加热炉进行改造，降低其能耗及热损失；
⑶分析落实天然气后备资源，有步骤有计划地利用资源。
【关键词】采油工艺；降回压；配热；清蜡
采油工艺技术在油矿现场的应用取得了较好的效果，以下就古城油矿近两年来采油工艺应用的情况做简要分析，提出了配套完善采油工艺的新思路
1、古城油矿采油工艺的基本概况
古城油矿共投入开发泌浅33区、泌浅10区、泌123区、泌124区和泌125区五个开发单元，含油面积4.5m2。注水站2座，年注水能力240×104m3。注聚站2座，年注聚能力22.4×104m3。在用集油站3座，在用计量站25座。注汽干线22条，总长度17km；注水干线11条，总长度7.6km；输油干线4条，总长度11.4km；掺水干线23条，总长度11.1km。
2、古城油矿采油工艺运用现状
2.1 油藏方面所做的工作及认识
2.1. 泌124区古3406井组调剖效果
古3406井对吸水较好的Ⅳ81.2.9进行深度调剖。该井调剖前后层间吸水差异不大，层间矛盾没有得到改善，形成两条大的窜流通道（Ⅳ81.2），没有达到调剖效果；为了改善古城油矿常采区块注水效果，建议在调剖深度、调剖剂种类方面进一步优选，找出适合该区块的调剖方式。
2.1.2 注聚单元交联剂调剖
部分单井调剖后综合含水下降增油，调剖后井组综合含水、产出液聚合物、动液面都上升，增油效果不理想；从调剖前后油井窜流通道分析：调剖前有16口井窜流明显，调剖后仍有16口井聚窜严重；从12个调剖井组看：主要调剖层位共计20层；对8口注聚井调剖前后吸水剖面统计看：调剖前吸水好的18层，吸水差16层，不吸水31层，调剖后吸水好17层，吸水差29层，部分井调剖后层间差异得到改善。但整体看调剖前后注入井层间差异改善不明显，建议进一步优选注聚井的调剖方式。
2.1.3 热采井防砂效果
近两年古城油矿热采区块共实施化学防砂6口，机械防砂69口（挤压充填防砂40口，循环充填防砂18口，挂滤防砂11口，防砂后累计生产原油1763吨，累计减少砂卡作业73井次，总体来说取得了较好的效果。但泌浅10区Ⅴ油组挂滤防砂效果较差。分析原因：泌浅10区Ⅴ油组原油粘度高，地层疏松且砂粒细，生产初期产量高，携砂能力强，出砂重易砂卡。
2.2 井筒工艺方面所做的主要工作及认识
2.2.1 双管采油工艺的运用
古641井是古城油矿泌浅33区的一口热采井，每次注汽后放喷期产量峰值高达到10吨，但转抽后出油温度降低，原油粘度增加，光杆严重滞后无法正常生产。分析认为影响该井不能正常生产地主要原因在井筒流动阻力大，流动难道问题，因此提出利用井筒配热工艺，提高原油温度降低流动阻力，从而解决光杆滞后的问题，达到正常生产增油的目的。
2.2.2 常采井丢手双封封上采下
古3601井是泌124区的一口封上采下的油井，起初采用单封隔器封堵无法采取洗井、清蜡等常规措施，经常出现蜡卡，油井时率低且维护作业频次高，作业费用增加。通过分析提出了优化管柱的工艺方案，采用双封隔器后，可以采取洗井，清蜡等日常维护作业。该工艺便于实施一些油井的日常维护工作，但生产过程中泵挂比较高，因此对于那些能量比较低的油井不适合选该工艺。
2.3 地面工程方面所做的主要工作及认识
2.3.1 降回压生产工艺
古城油矿热采区块共计19座计量站，2座集油站，已完成降回压流程整改18座计量站和1座集油站，实现降回压生产油井219口，占全矿热采油井的97.3%。通过班站降低回压生产，产液量成上升趋势，稠油区块13#计量站降回压生产增液比例9.8%。全矿BQ10区、BQ33区、B125区实施油井降回压生产，日增液量143m3，日增液量14.68t，年增油量5356.8t。
2.3.2 单井滴注式降粘工艺
古52023井是泌浅10区的一口扶产井，由于离边水较近，能量充足，但由于原油粘度高，出油温度低，在生产过程中间歇出油，并且光杆严重滞后无法正常生产。通过2次加降粘剂后发现含水明显降低，加一次降粘剂后能生产6个小时光杆不滞后，取得了一定的效果。但定期加降粘剂，降粘剂与油水混合不均匀，加降粘剂的次数频繁，劳动强度大，因此提出使用滴注的方式加降粘剂。
2.3.3 热油清蜡工艺
泌362井凝固点44℃～45℃，含蜡39.6%～40.2%，屬于高凝含蜡油气井，热洗清蜡是该井日常管理的一项重要工作。泌362井综合含水较低，常规的热水清蜡效果不理想，清蜡后含水恢复期长，产量下降，洗净过程中存在蜡卡光杆下不去等现象。
泌362井热油清蜡运用成功后，又在泌363、泌360和泌375推广运用，都取得了一定的效果，该方法的实用范围和条件目前仍在优选。
3、下步配套完善思路
3.1 推广运用井筒配热技术
借鉴井筒配热技术在古641井的成功经验，明年将在BQ10区Ⅴ油组和Ⅲ油组部分井进行推广应用，计划施行15井次，当年增有1000吨。
3.2 加大稳压注水技术的运用力度
古城油矿9#计量站目前有4口注水井安装智能混配比电动装置，实现了注水量自动调节的功能，既保证了平稳注水，减轻了工人的劳动强度，从技术了保证了注够水注好水，为常采区块的稳产奠定了坚实的物质基础，明年计划在泌125区和泌124区推广运用30口井。
3.3 科学合理利用天然气资源
目前古城油矿的生产生活加热的燃料主要是天然气，而常采区块油井生产时的伴生气如不利用夜不保存，直接排放会造成环境污染。另一方面，泌125区2#集油站日外输加热液量在2300吨左右，每年加热运行费用在500万元左右。如果天然气资源不够的话，泌浅10区3#集油站低压加热锅炉投运后，日加热外输液量在1000吨左右，那么仅年加热运行费用就在200万元以上。为了有效的利用天然气资源，将从以下几个方面合理利用天然气，延长泌浅10区低压加热炉的投运时间：
⑴进一步普查常采区块单井的产气量，加大套管气的收集利用量；
⑵对老式天然气加热炉进行改造，降低其能耗及热损失；
⑶分析落实天然气后备资源，有步骤有计划地利用资源。