海上油田定向注水井安全注水压力研究

海上油田在设计安全注水压力时,地层破裂压力一般参考本油田探井的实际测试结果,未考虑定向井及水平井条件下注水层段实际地层破裂随井眼轨迹的变化。以岩石力学研究为基础,研究了井斜角和方位角变化对地层破裂压力的影响,建立了考虑井眼轨迹影响的安全注水压力预测方法。研究结果表明,地层破裂压力受井眼轨迹影响明显,斜井地层破裂压力实际为直井的0.9～1.6倍。将提出的预测模型应用于渤海KL-1油田注水压力设计,大部分注水井的安全注水压力高于常规设计方法,最大提高1.4 MPa。该方法对海上其他油田的安全注水压力设计具有良好的借鉴意义。     

喇萨杏油田特高含水期最低允许流压界限研究

针对喇萨杏油田特高含水期注水开发的特点,将注水系统、油藏系统和采油系统作为一个整体,结合注采平衡原理,给出了给定注水压力条件下最低允许流压的经验公式。应用该公式,结合注水井吸水能力及采油井产液能力的变化规律,可对不同注水压力、不同地层压力保持水平及不同含水率时的最低允许流压进行测算,为油田开发调整和规划编制提供依据。研究表明,最低允许流压随含水率升高而降低的传统认识只是一个特例,其变化规律还与注采能力、油水井数比等有关。对喇萨杏油田SZ开发区来说,为满足特高含水期的提液要求,须通过注采系统调整进一步降低油水井数比,增加注水井注水量。过度降低采油井井底流压将导致地层压力下降,影响最终水驱开发效果。提出的最低允许流压经验公式形式简单,参数易于收集,对特高含水期开发调整政策的制定具有很好的指导意义。     

古城油田常采区块注水计量误差分析及措施

油田投入开发后,如果没有相应的驱油能量补充,油层压力将随着开发时间,逐渐下降,引起产量下降,使油田的最终采收率下降。通过注水井向油层注水,是保证油层压力,提高油藏采油速度和采收率,达到油田产油稳定的目的：古城油田现有注水井45口,日注水量约为1741方.在保证油田配注要求的前提下。注水流量计能否准确计量,不仅是注水开发的需要,还是节约大量生产用水和电能消耗的有力措施,对降低油田生产运行成本起着十分积极的作用。     

考虑变表皮影响的海上油田吸水能力预测新方法

海上陆相沉积油田普遍采用注水的开发方式,深入研究注水井吸水能力变化规律,掌握注水井真实吸水能力,就能合理调整注采系统,提高注水油田最终采收率。统计发现,海上注水开发油田普遍存在吸水能力下降趋势,这一现象与理论研究不符,故利用理论公式来计算所得结果往往偏大。通过引入t时刻表皮因子S(t),模拟注水过程中流动附加阻力的变化,提出了考虑注水表皮影响的海上油田吸水能力预测新方法。海上油田注水井吸水能力主要受:(1)水驱油过程中流度比增加的正影响;(2)由于水源受限、平台水处理设施局限以及水质处理难度大等原因造成的注水表皮增加的负影响。二者的耦合最终体现为油田最终实际吸水能力的变化。与以往理论公式相比,新方法能够考虑注水过程中表皮增加带来的负影响,得到的吸水能力变化趋势更加符合现场实际,对海上注水开发油田吸水能力预测与评价有重要的指导意义。     

海上油田生产水的水质分析与优化处理

在海上石油开采过程中，往往通过将油田生产水处理合格后进行回注向地层补充能量，此举可以提高油田采收率，还可以避免生产污水排放入海造成海洋环境污染。然而如何使回注的生产水满足油田回注水质要求，以防止集输系统、井筒腐蚀和结垢，使回注水对地层的伤害最小化，一直是油田生产水处理的难题。根据海上某油田生产的实际情况，分析了其水质状况，并提出了相对应的优化措施。     

南海东部油田低成本高效助流注水技术创新与实践

南海东部越来越多的海相沉积砂岩油藏地层能量不足需要注水,但平台无注水工程预留,存在建立注水系统投资大、周期长、效益差的问题,如何实现注水开发是亟待解决的技术挑战。以A油田为例,该油田L层为边水驱动的岩性油藏,地层天然能量不足,水平井投产后地层压力下降迅速,迫切需要通过注水补充地层能量。在注水水源评价的基础上,定量表征相控模式下的压力场,制订针对性的抢救式注水方案;研发助流注水工艺管柱及井下数据监测系统,满足了油藏通过井下注水补充地层能量、提高采收率的要求。结果表明:创新研发的助流注水技术实现了平台无注水预留条件下的注水开发,节省了海上平台空间及工程设施成本,实现了变流量注入、定期酸洗、闭式注入环境下的水质监测、注入水量测调、水源层返排清井及产水能力测试等多种功能,具备成本低、实施周期短、注水效果好的巨大优势。油田采用助流注水后,受效井组的单井采油量增加明显,地层能量得到有效补充,取得了很好的开发效果。     

某油田解决注水泵泵体高温的技术应用

注水泵对处理合格的生活污水增压,使其压力满足回注地层的要求。某油田试运行初期注水井配注量为25 m~3/h,平台注水泵额定排量190 m~3/h,二者之间存在较大差值,注水泵试注期间泵体温升过快无法稳定运行。通过依托油田现有流程,实现水源井水降温、减少注水泵出口回流,不利用冷却器解决大排量多级离心泵在小排量注水时泵体高温问题。本着安全、创新、高效的原则实施,注水泵成功稳定运转,生产水及注水系统各设备实际温度值均在正常操作值范围内,效果显著。     

寨子河油田长6油层注水开发效果评价

应用油田注水开发动态分析技术、注水开发效果理论图版评价技术对吴起油田寨子河油区长6油田从注水方式和注采井网适应性、注采压力系统适应性、综合含水率、地层压力变化、注水利用率等9个方面评价注水开发效果。针对该油层目前注水存在问题,分析评价该区块生产特征、评价地层吸水能力及水驱储量动用状况等,提出长6油层注水开发调整措施,以改善油田开发效果,提高油田采收率。     

注水井指示曲线的分析和应用

随着油田开发的进行,地层能量逐步消耗。油层压力就会不断下降,使地下原油大量脱气,粘度增加,油井产量大大减少,甚至出现停产,造成地下残留大量死油采不出来。为了弥补原油采出后所造成的地下亏空,保持或提高油层压力,实现油田高产稳定,并获得较高采收率,必须对油田进行能量的补充。目前最方便和廉价的是注水。要合理的注水就要对注水井进行日常分析:对注水井分层吸水能力及其变化加以调查研究,及时分析,并找出吸水能力降低的原因,采取有效措施,保证注水任务的完成。     

海上油田地层压力研究

准确地层压力资料的获取是油田合理开发的重要保障,而海上油气田直接录取压力的资料相当有限。虽然与压力相关资料较多,包括永久式压力计、泵工况、油井动液面,压力恢复、相渗曲线、油田生产资料等资料,但多不连续。现合理利用监测资料,综合应用油藏工程方法得到了油田地层压力连续分布情况,并通过了油田生产动态的验证,为油田生产提供重要参数。     

基于约束变尺度法的油田注水系统运行成本优化

油田注水系统主要承担着注入水的泵出、输送、增压、节流及注入等任务,在运行过程中消耗大量的能量,随着油田进入高含水开发期,注水量大幅度增加,造成运行成本居高不下.提高管理水平,控制系统能耗从而降低运行费用已成为当务之急.在对油田注水系统进行分析和建模后,采用改进的约束变尺度法对其进行开泵优化,使其在满足注水要求的情况下,系统效率提高提高1.8%,运行费用每天降低约1万元,极大的节约了运行成本,通过对其在油田生产中的应用分析可以发现,运用改进的约束变尺度法可以降低油田注水系统的运行成本.     

低渗、特低渗油田注水开发见效见水受控因素分析--以鄯善油田、丘陵油田为例

以特低渗的鄯善油田和丘陵油田为例，对特低渗油田注水开发见效见水受控因素进行了分析，研究表明：①特低渗油田注水开发见效见水的控制因素有砂体的连续性、储层的物性非均质程度、射开层数、注采比及地层压力情况；②地饱压差低的特低渗油田，注采比及地层压力情况是注水见效见水的首要控制因素，这类油田应尽早注水保持地层压力；②在某一物性范围内，物性非均质程度比物性好坏对特低渗油田注水见效见水的控制作用更为突出i这一研究结果对同类油田生产具有一定的指导意义。     

特低渗透油藏超前注水长岩芯实验研究

设计了多测点物理模拟装置,利用整体压制的特低渗长岩芯,研究了特低渗油藏超前注水开发的压力传播特征、合理地层压力保持水平和采油井合理开井时机。实验结果表明:为获得较高的采收率,合理地层压力应保持在原始地层压力的110%～120%,合理的油井开井时机为压力传播到油水井间距的30%左右时。压力传播速度沿岩芯长度逐渐减小,建议注水强度与压力传播速度相匹配,初期适当增加注水强度,有利于尽快建立驱替压力系统,后期适当降低注水强度,保持温和注水,以获得最佳的注水效果。     

海上油田低压伴生气回收技术研究

分析了海上油田开发过程当中原油工艺处理系统的低压伴生气的相关特点,设计了适用于海上油田生产过程中低压力、低流量伴生气的回收工艺方案。通过对油田生产过程中低压伴生气的回收,既能提高油田开发过程中伴生气的利用效率和水平,也符合国家的环保要求和可持续发展的理念。     

疏松砂岩注水破裂机理及完整性研究

常规的注水压力设计仅考虑裂缝开裂的压力,不能预测长期注水过程地层岩石物理参数及地应力的变化。从疏松砂岩注水过程近井筒周边受力分析入手,分析地层周边地应力及岩石力学性质变化,得到疏松砂岩在注水过程中拉伸及剪切破坏机理;并根据有效应力概念预测出地层孔隙度和渗透率变化。通过分析长期注水过程油藏及上覆盖层岩石物理性质及地应力的变化,建立以盖层的剪切破坏、拉伸破坏和断层的重新开启为依据的注水完整性分析模型。以乌干达Buffalo油田为例,通过数值模拟分析了地层参数及应力变化及不同注水压力敏感性分析,确定了该油田的安全注水压力,通过该方法大大提高了注水能力,在保证注水安全的情况下,为油田的增产增注提供了保障。     

埕岛油田跟踪优化注水开发及效果

胜利海上埕岛油田馆陶组为河流相沉积的高渗透、高饱和、稠油、疏松砂岩油藏。根据开发方案设计和数值模拟研究,馆陶组在地层压力降至饱和压力附近转注,开发效果和经济效益最好。由于实施注水工程滞后两年,油藏进入溶解气驱阶段,原制定的注水时机、注采比用1.0等技术政策已不能符合油田的实际情况,在对储层发育状况及馆陶组开采特征进一步认识的基础上,应用跟踪数值模拟技术,对埕岛油田馆陶组注水开发技术政策进行了优化和完善;实施注水后,通过强化跟踪分析,及时调整,注水开发见到较好效果。     

多站注水系统柱塞泵运行方案优化研究

通过对柱塞泵组成的多水源注水管网的研究,提出一种二阶优化开泵方法.将目标函数的优化分为站的优化和站内优化两步,从而达到了对整体目标函数的优化.可用于指导注水系统运行中的优化节能问题.该优化方法首先以注水系统能耗最低为目标函数,合理确定系统边界约束条件.通过迭代法求解该非线性最优化问题,计算出整个系统中各注水站的最优流量及压力值.给出了具体实现方法,进而在确定注水站排量的基础上,综合考虑注水站内柱塞泵的型号、柱塞直径系列及泵与电机效率等因素,调整、确定站内开泵方案.经实践证明,该方法是准确有效的,节能效果明显;且能够根据生产工况进行动态优化,操作简便,对类似油田节能降耗具有指导意义.     

如何保证油田注水流量计的准确度

油田注水是补充地层能量．保持地层压力，提高油田开采速度和采收率，保持油田高产稳产的有效措施．为了达到注好水，注有效水，科学开发油田的目的，就必须取全取准各项注水资料（如注水压力、注水量等）。因此，对于取准注水量来说，如何保证油田注水流量计（即水表）的准确度尤为重要，笔者认为水表在选型、生产制造、安装、使用、维护保养五个环节上。工作做的好坏与否，对保证水表的准确度具有十分重要的意义。     

东西仁沟区块注水开发最大配注量的计算方法

最大配注量是油田地面注水站点改造中的一个关键评估指标，该指标不仅要满足油田中后期的注水开发需求，同时还要达到降低成本的目的。为计算油田注水区块最大配注量，分析认为油藏形成有效驱替后，注水井需满足最大注水压差，油井要满足最大生产压差。按照油藏后期有效驱替时的地层压力保持水平估算油井后期的产液能力，结合水油比法推导注采比公式，从而得出最大单井配注量公式，以东西仁沟区块为例，计算该区块开发后期日注水量将达到5 832 m³/d。     

数模技术在陈家庄油田开发调整中的应用

利用数值模拟方法，研究了陈家庄油田的分层生产状况、水淹过程，得到了各小层含油饱和度分布图、剩余储量丰度图等。同时研究了数值模拟技术在油田水动力学开发调整中的应用，如通过历史拟合确定剩余油富集范围，优化开发调整方案，通过打加密调整井、转注高含水井、分层注水改变液流方向等。该技术的应用达到了改善油田开发效果和提高采收率的目的，取得了很好的开发效果。