助流注水技术在渤海油田的应用及效果

BZ油田5井区A2M井投产至今,一直处于衰竭开发,地层压降已达10 MPa,亟需补充地层能量,且注采井网不完善、无剩余井槽.针对此类问题,以及渤海油田对注水精细化管理要求的提升,注水井需满足"可控、可测、可调",故拟利用5井区原有水源井A3井实施助流注水方案,应用采上注下的工艺,打开Ng、E3d2u层位的水层,经电潜泵...     

浅谈柴达木盆地花土沟油田高效注水开发

花土沟油田1976年开始试注水,1981全面投入注水开发,采用250m井距不规则三角形井网注水。注水模式为"早期温和注水,注水强度逐渐增强,在饱和压力附近达到注采平衡"。目前共有注水井157口,开井122口,分注93口,分注率69%,分注层段合格率84%,阶段注采比1.38,累计注采比1.13。通过高效注水,花土沟油田地层能量得到有效补充,油田压力回升,水驱控制程度和动用程度有所升高,含水上升率得到控制,递减减缓,年产量稳步上升,注水效果明显。     

深海浊积砂岩油田高效注水策略及实践

以尼日尔三角洲盆地典型的深海浊积砂岩油田AKPO为研究目标,剖析了浊积水道和朵叶的储层特征,以注采井组间砂体连通方式为基础,结合生产动态特征评价了注采井组间的连通性,确定油田在无水采油期的注水策略。基于时移地震揭示了不同储层类型的水驱波及特征,形成了油田注水突破后的注水以及控堵水策略,建立了适宜油田不同开发阶段的高效注水策略。在无水采油期阶段,基于注采井组间砂体的连通方式应用以“控制压力”为重点的注水强度优化策略,实现不同井组的分级配产配注;在中低含水阶段,基于储层沉积类型应用以“提高波及”为重点的注水强度优化方法,即依靠水动力学方法来改善水驱波及系数,水道储层注采井组采用周期注水提高“纵向”波及系数;朵叶储层注采井组采用改变液流方向提高“平面”波及系数;在高含水阶段,应用适宜深海油田的“低成本”分段控堵水方法,实现深海油田经济有效的控堵水。上述深海浊积砂岩油田高效注水策略经AKPO油田实践,实现AKPO油田高峰采油速度达到5.5%,连续7 a实现稳产,预测油田采收率达到53%。系统形成深海浊积砂岩油田在不同开发阶段的高效注水策略,该策略简单易行、经济有效,可以指导同类深海油田的注水优化。     

南海东部Z油田提液策略及智能注采优化

针对南海东部Z油田转注完善注采井网后,中高含水期油田主力层持续递减、提液井选取困难,提液疏导液流增油难度加大等问题,根据智能注采优化方法,形成最优提液策略。从地层能量、储层潜力、引流优化等角度逐一剖析,运用储层品质指数与无因次采液指数明确"内在高潜力提液井",利用基于支持向量代理辅助的粒子群算法(SVR-PSO)注采优化算法,以经济净现值(NPV)为优化目标建立优化模型,综合分析提出了中高含水期维持稳产的提液增油井优选策略。现场应用表明:实施提液增油策略后受效明显,主力层递减大幅缓解,改善了油田水驱开发效果。     

油田注水增注剂研制与应用效果评价

长庆油田大路沟一区从1997年开始对长2油藏进行滚动开发,目前表现出压力保持水平低、部分井产液量低、含水较高、地层堵塞严重及注水压力较高.针对油田开发中存在的矛盾,对储集层进行深入研究,分析注水高压形成机理,选择最有效的解堵方法,以指导油田的开发工作,并对增注剂的开发前景进行了分析.     

北一区东部过渡带综合治理实践与认识

北一区东部过渡带位于萨中开发区北部,油层发育差,渗透率低,原油物性差,存在严重注入采出困难、地层压力不均衡等矛盾.通过开展周期注水,实施综合挖潜,控制含水上升速度,提高油井前能,地层压力日趋平衡,改善了区块的开发效果.     

埕岛油田提高注水效率技术研究与应用

结合埕岛油田在前期注水开发过程中出现的开发效果差、洗井难、注水效率低等问题，介绍一种适应油藏中后期注水提液开采．能通过地面液压力的变化来直观判断和分析井下封隔器工作状况的注水工艺。对提高同类油藏注水效率具指导意义。     

鄂尔多斯盆地低渗透油田注水开发的调整与优化

根据鄂尔多斯盆地成功开发的主要特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的储层特征及开发实践,提出了改善特低渗油田注水开发效果的注采参数、注水方式优化及调整技术,从而达到提高单井产量及最终采收率,降低开发投资和生产成本,以提高整体开发效益的目的.     

低渗透油田注水与注气开发的数值模拟比较

为了搞清楚低渗透油田注水和注气开发的效益,以安塞油田坪桥区特低渗透油田为例,应用三维三相全组份模型,对低渗透油田的注水开发和注气开发进行了数值模拟研究,并将二者进行了对比,结果表明,注水开发和注气开发都能有效地向地层补充能量,较自然能量开采,开发水平有很大提高,是开发低渗透油田的有效方法;注水开发和注气开发比较存在三个时期,即①前期注水优于注气;②中期注气优于注水;③后期注水优于注气;三个不同时期出现的早晚和长短受注入气组成的影响;注水采收率可达２６．２４％;注气采收率在１４．１４％～２４．２８％之间,注入气体越富,效果越好;提高注气效果的关键,是延迟注入气在生产井井底的突破．     

窄河道型油田注水见效时间与见效类型研究

渤海地区窄河道型油田多采用注水方式进行开发,但其注水见效程度存在较大差异。应用渗流力学理论,推导出了窄河道型油田注水见效时间公式,并应用现场实例进行了验证。结果表明与实际情况相符合。同时根据不同的注水见效特征,将窄河道型油田注水见效类型划分为三类。研究为预测窄河道型油田注水见效提供了一种重要手段。     

低渗透油田强化注水压力界限研究

低渗透油藏开发的难点就是注水不足,地层能量得不到有效补充,油井产量下降迅速。提高注水压力是解决此问题的最直接的办法,但不可能无限制地提高注水压力,还应该充分考虑地层、套管、地面设备的承受能力,因此有必要开展强化注水压力界限的研究。本文针对低渗透油田的地质特点,提出了合理注水压力的确定原则;依据材料力学理论,建立了套管承压能力计算数学模型,结合压裂施工参数,研究了油层破裂压力的计算方法,针对朝阳沟油田某区块的具体情况,确定了强化注水压力界限。     

低渗透油藏超前注水渗透率界限研究

超前注水技术可有效提高低渗透油藏的开发效果,但随着储层渗透率的增加,超前注水提高采收率幅度变缓,因此有必要研究超前注水适用的渗透率界限。利用低渗透X油田天然岩心开展室内实验,研究超前注水对岩心渗透率、孔隙结构、驱油效率等的影响。结合数值模拟分析超前注水对波及系数及采收率的影响,并对超前注水现场试验效果进行评价。结果表明,适合超前注水的储层渗透率界限为小于10 m D,对于低于该渗透率的储层,采取超前注水开发方式可获得较好的开发效果,采收率增幅明显。     

水驱砂岩油田小层注采关系分析方法和应用效果

针对一些老砂岩油田开采初期缺少油藏监测资料,在多层合采的情况下,引起含水上升的小层注采关系不清,进入高含水开发阶段后,平面矛盾和层间矛盾加剧、无效水循环严重等问题,以吉林扶余油田的油水井试验,打破常规动态分析方法,从分析小层水驱方向入手,结合生产资料、电测资料、沉积微相和多井的现场信息,对受效井逐层分析,提出一套小层注采关系分析方法,为油水井动态分析提供了新的途径。经示踪剂验证,与分析结果吻合。利用该方法对研究区井网进行全面调整后,开发效果显著。     

高效率低成本除尘脱硫一体化创新技术

本技术充分利用湿法捕获烟气中颗粒及SO2气体分子效果好的机理,转变思路,利用吸排气机的创新技术将烟气抽吸并直接压入吸收液内部,通过过滤袋、过滤网、转盘等设备使气液充分接触,最终达到完全净化。各项技术参数及性价比均远远优于其它任意类型的除尘脱硫设备,效率高,成本低。     

低渗致密油藏适度温和注水技术研究与矿场实践

为解决低渗致密油藏注水过程中,水相沿着裂缝水窜水淹、基质原油难采出、水驱采收率低等技术难题,以鄂尔多斯盆地延长组长₆储层为研究对象,开展驱替速度对水驱采收率影响的驱替实验并进行核磁测试分析,建立考虑毛管力的非稳态油-水两相水驱前缘推进数学模型,形成适度温和注水强度优化图版。结果表明,水驱油过程存在最佳驱替速度使得水驱采收率最大,实验中最佳驱替速度为0.06~0.08 mL/min。以延长油田ZC区块为例,调整注水强度为0.85~1.20 m³/（d·m）,采油泵沉没度控制在100~150 m,技术应用后水驱采收率从20%提高到24%。适度温和注水技术对低渗致密油藏提高采收率效果显著,研究成果为类似油藏高效注水开发提供了借鉴。     

阳离子表面活性剂提高低渗透油藏注水效率机理

针对长庆油田低渗透油藏注水困难的问题,采用可见光分光光度计和微电泳仪研究了一种水溶性双阳离子表面活性剂在岩石颗粒表面的吸附特性和对岩石颗粒表面电性的影响规律,选用长庆油田长6地层的岩心,评价了该处理剂的抑制黏土膨胀效果及降压增注能力。结果表明,表面活性剂在岩心颗粒表面的吸附等温线遵循Langmuir吸附规律,与岩心颗粒之间的静电引力较大。吸附后,使岩石表面电势减弱,减弱了黏土的膨胀,对黏土颗粒的运移具有一定的抑制作用,因而能够降低注入水对岩心渗透性的伤害程度,明显提高低渗透油藏注水效率。     

深井低空隙率煤层注水技术研究与实践

通过对千米深井低空隙率煤层注水方式的研究,确定了适合3上煤层的注水参数、注水设备和注水工艺;研究了表面活性剂浓度与表面张力大小之间的关系、接触角与润湿效果之随的关系;确定了适合唐口煤矿的表面活性剂为0．2％～0．3％的石油磺酸钠。对1302综采工作面煤层注水后,全尘和呼吸性粉尘的沉降效率达到20％以上,取得了较好的效果。     

基于寿命周期成本评价方法的开式地表水源热泵系统优化分析

针对开式地表水源热泵系统,建立了应用于工程评价的简化的寿命周期成本(LCC)计算模型.采用Dest-c对某工程实例进行全年能耗模拟,根据结果分析负荷需求特性,结合机组及水泵的性能曲线,进行系统LCC值分析.将开式地表水源热泵系统与常规冷热源系统组成LCC的各项成本进行比较,得出开式地表水源热泵系统LCC的影响因素主要为设计取水温度、排放水温度和取水高差.通过对以上问题的分析,探讨了优化系统的措施.在取水温度为24℃时,取水泵定温差变频运行,通过拟合曲线得到最佳取水温差为7.7℃,对应的最小LCC为441.80.另外,考虑机组变工况运行情况,得到了更小的LCC值为433.50,说明变工况运行能进一步产生节能效益.