复杂断块油藏典型井组注采调整方法研究

针对东辛油田营１３ 断块油藏储层非均质严重、地层倾角大、井网不规则、水驱不均衡的问题,运用非活塞式水驱油理论,综合考虑储层物性非均质和剩余油饱和度非均质等多种因素,以一注多采井组为例,建立了断块油藏新区和高含水期油井产液量的优化方法。计算分析表明,为实现注水开发在平面上的均衡驱替,油井调整产液量时要综合考虑地层倾角、油层厚度以及目前油井含水率等因素的影响。对于垂直构造线方向的一注两采井组,地层倾角越大,高部位与低部位油井产液量的分配比例越大;油井含水率差异越大,低含水井与高含水井产液量的分配比例越大;两侧井区厚层相差越大,油井产液量的分配比例越大;储层渗透率差异对 达到均衡驱替所需的油井液量的分配比例影响相对较小。将研究成果应用到营１３ 断块油藏的注采调整中,日产油能力上升至１１０.. ３ ｔ／ ｄ,综合含水由９５.. ６％降至９１.. ７％,提高采收率２.. ４％,取得了较好的开发效果。     

使用油井构成法分类标定可采储量

水驱断块油藏开发中后期因停井和开发调整,很难找到相对稳定、适合动态法标定可采储量的开采规律段。通过研究油藏不同阶段的油井产液与含水情况,提出油井构成法,将单元中的油井分为稳定生产的老井、投产的新井、关停井三类,把油藏的产液构成按照油井类型进行划分,然后分别使用动态法标定,再加和,得到开发单元合理可靠的可采储量。     

低流度油藏启动状况影响因素研究

运用数值模拟方法对低流度油田油层启动状况影响因素进行分析,结果表明,启动压力梯度、层间干扰、非均质性、井距、注水层段的划分、井网完善程度均会影响油层启动状况。分层注水对纵向非均质程度弱的油田改善油层启动状况效果不明显,同时提高注水量和产液量、高含水油井转注、油井酸化压裂均可有效提高油层启动状况,改善低流度油田开发效果。     

降低杏河西自然递减率方法研究与探讨

杏河区是安塞油田主力生产区块,杏河西位于杏河油藏西部,储层非均质性强,自然递减率逐年增大已成为影响该区块稳产的重要因素,如何控制以及降低自然递减率已经成为该区块面临的主要问题。影响自然递减率的因素主要有储层非均质性、含水上升率、采油井措施及油井产液量。分析研究表明,改善储层非均质性、控制含水上升率以及油井措施规模、提高单井产液量可以有效降低区块自然递减率。     

优化掺水量改善稠油井开发效果的措施探讨

稠油中胶质、沥青等含量较高,具有粘度高、密度大、凝固点低等特点。在正常生产时,受外界温度影响较大,由于冬季气温影响,地面管网热损失大,稠油流动性变差,回压增高,从而影响油井的产液量。据孤东油田九区93口油井实测:回压每上升0.1MPa,液量下降1.67%。本文以掺水对稠油井回压、日产液量的影响关系为研究对象,把油气层渗流理论、力学理论与现场试验相结合,在参数不变,地层能量充足,注水条件稳定的条件下,分析掺水量对油井回压的影响,以及回压降低后对稠油井日产液量的影响情况,为油井是否需要掺水提供依据,并计算出油井正常生产所需掺水量的最低值,并通过掺水实验确定油井的合理掺水范围,从而降低稠油井井口回压,实现稠油区块产量稳、掺水少、效益好的目标。     

低渗透油藏提液技术研究

低渗透油藏由于储层低渗透和非均质性强的特点,提液难度较大。通过对北31油藏的研究认为,通过分注、调剖减小层间差异,提高压力保持程度,对于液量较低井采用压裂和提液,提高油井供液能力,对于特高含水井采取堵水和提液相结合控制含水比上升,创造条件满足油藏的提液要求。另外,选择合理时机,最大限度的提高采收率。在具体做法上依据油井生产特征,不同井采取不同的提液方式,低渗透油藏提液同样取得了好的效果。     

低产液井玻璃内衬集输管道

针对油田低产液、低含水井无法实施季节停掺水的实际情况,选择6口试验井,应用玻璃内衬集输管道进行现场试验.当单井产液量在6～20 t/d,含水在30%以上时,应用玻璃内衬集输管道的油井,在4～11月份可以实现季节停掺水.     

油气混输泵降压工艺在中原油田的应用

中原油田属极其复杂的非均质断块油气田,矿场集输采取二级布站、常温输送工艺技术。集输半径大、液量大,低能、低液量、低含水边远井多,是中原油田地面油气集输系统的典型特点。     

曹31断块开发面临的挑战及对策

曹31断块作为廊固凹陷内一个复杂小断块油藏,虽开发历程短,但却面临着先天性构造破碎、沉积储层非均质性强地质条件的挑战,又有后天开发过程中不完善的注采井网及水驱程度低的影响而引发的诸如注采矛盾及油井主要靠天然能量开采产量递减快、挖潜剩余油难度大等问题的考验。针对上述挑战,结合断块所处的低含水开发阶段,提出深化单砂体对比解决复杂微构造区及井间相变区储层局部缺失、空间不连续的非均质性问题,确定剩余油赋存区及长停井适时恢复、滚动评价新油井、常开井内部井组及单井调整等对策,都将对改善断块生产能力、最大限度挖潜剩余油、有效延长断块未来整体生产周期具有一定的借鉴意义。     

用混输泵降集输回压

油田开发后期,油井普遍存在着低产低能情况.一般油井距计量站较远,生产回压较高,致使油井输送管网结蜡、结垢严重,增加了扫线工作量,生产管理难度大.生产回压高,严重影响抽油井管杆泵使用寿命,造成躺井事故发生.大部分计量站距联合站较远,输油管线回压较高,增加了生产成本投入.为了提高集输管网输油效率,降低集输回压,在现场应用了混输泵.     

桥口油田计量站水套炉燃气管线的改造

桥口油田12座计量站的原油通过水套炉加热后经外输管线输送至联合站。由于其油井含水率高，气液比较低，伴生气量不足，使站内分离器内液面过高，水套炉供气阀门难以控制，进而容易发生供气管线进油现象。特别是每年冬季，分离器到水套炉的供气管线经常因原油凝固而被堵塞，使水套炉无法正常运转，从而导致外输原油温度过低．单井管线及站内干线回压升高，站内无法取暖和正常量油，严重时会导致输油干线堵塞而全站停井。如果发生了这种情况必须用热洗车冲洗干线，同时将气管线卸掉用热水进行疏通，还要疏通炉膛及烟道，这样既浪费了生产成本，而且增大了安全隐患，又增加了工人的劳动强度。     

桥口油田泡沫段的研究

桥口油田属非均质非常严重的常压中低渗透层断块油藏.70%的油井靠天然能量开发,地层压力不断下降,油气比上升,泡沫段增加,测试动液压随套压波动很大,油井注水效果差.木文对井中油套环空流体流动状态进行了分析,并提出了理论计算泡沫液面的计算公式.     

特高含水期抽油机井抽汲参数及泵挂变化对产量的影响

抽油机井泵效因素主要受油井自身条件限制,油井含水以及油井油气比影响,供液能力差的井还会受到泵挂深度的影响.本文利用流压和产液量关系的渗流知识以及沉没度与泵效关系的相关知识,探索在高含水、低生产油气比井生产时期,抽油机抽汲参数和泵挂对泵效的影响.一方面,探索在抽汲参数不变的情况下,油井产量与泵挂的关系;另一方面,探索上提泵挂井在调大参后对泵效的影响程度.     

井下油水分离采油技术

针对油井因含水过高而造成的水处理费用增加、管线泵站腐蚀严重和油井经济效益过低或根本无效益而导致的过早关停问题,进行了井下油水分离采油技术研究。运用水力旋流分离技术,通过井下抽油注水双作用泵,在抽油机上行程将分离出的原油抽出,下行程将分离出的水注入地层,可在同一油井内有效地完成采油、油水分离和产出水回注,从而降低油井产液量及采出水量,改善了抽油机运行工况,节约了水处理费用。临盘油田大芦家区块L2-51井的矿场试验结果表明,对应油井含水率持续下降3个多百分点,油井产液量下降10~15t/d,见到了明显的降水效果。井下油水分离采油技术可作为高含水油井井组采油注水的有效措施,在高含水油田具有广阔的应用前景。     

对抽油机井口回压与产液量耗电量关系的实测分析

通过对大庆油田抽油机井的井口回压、产液量和耗电量的实测,对由井口回压的提高(在设计规范值内)引起的油井产液量和耗电量的变化进行了分析和探讨。一、测试井的选择为使测试结果更具真实性和代表性,测试井的选择应遵循以下几项原则:井口回压便于控制;产液量宜于连续准确计量;油井产液量和含水率有一定的范围;深井泵泵径在矿场上具有普遍性;泵况正常(无撞泵、脱泵、漏失、供液不足等不良工况);油井产液量和动液面     

复杂小断块油田中高含水期开发调整实践

由于小断块油田的复杂性,开发过程中需要不断调整完善,只有这样才能保证持续稳产。杨家坝油田为一强非均质复杂小断块油田,断层发育,构造复杂,目前已进入中高含水期,并表现出多种矛盾：注采井数比低,注水井吸水不均匀,油井多向受效率较低,高渗带水淹严重,且受断层影响使得局部井网不完善,稳产难度加大,迫切需要论证合理的开发调整方法．为油田后期的剩余油挖潜提供依据。针对开发中存在的问题,在详细研究最佳射开层数、射开厚度及油田最大产液量等参数的基础上,论证了合理划分开发层系、加强油层改造及提高油井排液量等措施可有效改善油田开发效果,并提出了卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在改善油藏开发效果方面的作用。研究结果表明,复杂小断块油田的开发调整多种方法和措施需要进行综合实施．且不同阶段针对的侧重点不同．卡堵改层、周期注水、水平井及侧钻井等技术在中高含水期可有效提高剩余油动用程度,保持油田稳产。     

基于非均质指数的窄河道油藏调剖选井方法

窄河道油藏注水开发中易水窜、储量动用不均,优选井组调剖十分重要.引入非均质指数,利用产油、产水量累计偏差双重因素,绘制产油产水非均质指数变化图,据图将油井分为4类,其中高油高水井、低油高水井、低油低水井筛选为疑似调剖井;选取目前 日产液量和含水率进行二次筛选,认为高 日产液量、高含水率油井为待调剖井.为优选调剖剂,应用...     

注聚见效油井工况影响因素分析及措施研究

胜一区注聚试验明显见效后,随着油井含水的下降,见聚浓度的增加,有杆泵油井泵效下降,回压升高;电泵井产液量下降,吨液耗电量增加。根据聚合物驱油的矿场资料,分析了聚合物驱对举升工艺的影响,并针对存在的问题采取了确定合理沉没度、加药降低油井回压、电泵改抽油机、大泵改小泵和螺杆泵等措施,收到了较好的效果。     

高回压对油井的影响及治理措施

单井回压低于单井井口掺水压力,判断掺水可以进入回油管线,该井可以正常生产.当单井回压高于单井井口掺水压力,超过计量间回压时,判断掺水不能进入回油管线.此时该井回油管线堵,采取热洗泵冲洗管线,严重时用水泥车处理.确定水、聚驱油井回压的界限及治理措施,聚驱单管集油的油井加密录取油、套压及电流资料,回压超过正常压力0.5 MPa的机采井,及时进行冲洗地面管线,保证回压控制在0.8 MPa以下.水驱油井回压的确定要根据单井的实际生产情况,结合单井的各项生产参数制定合理的热洗周期和清蜡周期.     

塔河油田碳酸盐岩油藏油井合理工作制度确定方法

油井工作制度不合理,将导致油井不能发挥其合理产能。对塔河油田部分典型缝洞单元内的无水采油井、含水采油井和高产井,用经验统计法和类比法进行了工作制度合理化分析,得出控制碳酸盐岩油井合理工作制度的方法和做法。对无水采油井,应尽量控制压锥,延长无水采油期;对含水采油井,采用控制或保持液量的方法;高含水后期,水油比趋于稳定时,可放大压差、提高产液量;对高产井,可适当提高单井产量。研究结果可以为碳酸盐岩油井的稳油控水提供理论依据,为油井的动态分析和管理提供有效的指导。