聚合物驱后组合驱合理井网井距的确定

根据经验,聚合物驱后组合驱在注采井网井距问题上可参考聚合物驱井网井距的研究方法。由于油田实际资料表明吸水、产液指数相差较小,因此组合驱选择五点法面积井网较为合理。又由于组合驱井网井距大小主要影响聚合物的热降解情况,因此可根据化学剂在地层中的粘度-浓度关系、水解增粘规律、剪切降解及热降解规律,可求得组合驱中不同浓度聚合物段塞在注入地层不同时间后的粘度;再结合不同井距下组合驱驱替液流动速度及见效时间,并考虑注入能力、采液能力以及油层渗透率与注采井距的关系,即可得到组合驱井距的合理范围。     

聚合物驱对举升工艺的影响

由于聚合物溶液的注入，采出井中均先后见到聚合物水溶液，导致采出液的粘度增高，并且随着采出时间的推移，浓度也相应发生变化，给采油工艺带来了很多新问题。本文根据聚合物驱油的矿场资料、分析聚合物驱的产油和采出液的聚合物浓度变化规律，阐述聚合物驱对举升工艺的影响。     

聚合物驱生产井流压特征规律分析及影响因素研究

针对大庆油田聚合物驱工业化区块生产井流压调整方法尚不明确的问题,从聚合物驱油渗流机理入手,结合数值模拟和现场资料统计,对聚合物驱过程中流压变化规律及影响因素进行研究。研究结果表明：在采聚浓度迅速上升时聚合物驱生产井流压开始下降并稳定在低值,含水回升阶段流压缓慢回升;地层压力越低,生产井流压越低;渗透率越高的生产井,流压越高,生产井非均质性越强,见聚越早,流压下降的时间也越早。对于注采完善、油层条件好的生产井,流压越低越好;对于注采不完善、油层条件差的生产井,应提液生产使压力分布均衡。应用上述方法,对聚合物驱二类区块的生产井流压进行调控,调整后区块压力系统分布均衡合理,聚合物驱效果显著。该研究对聚合物驱见效阶段提液上产、注采关系调整具有重要意义。     

聚驱宽流道潜油电泵的研究与现场试验

在萨北油田潜油电泵是水驱阶段机械采油的重要工具,随着电泵井含聚浓度上升,生产情况也发生了变化,出现机组产液量和排量效率下降、滑脱系数增大等现象。为此,在深入认识聚驱采出液和宽流道潜油电泵工艺技术特点的基础上,发展和完善了潜油电泵采油工艺技术,现场应用表明,宽流道潜油电泵能满足聚合物驱阶段采出液的抽吸要求。     

大庆油田聚合物驱采出液热化学脱水室内实验

聚合物驱油技术在大庆油田已得到大规模推广应用 ,取得了显著的增油效果 ,但聚合物驱采出液中残留的聚丙烯酰胺也导致采出液导电性增强 ,给原油的电化学脱水造成了一定的困难 ,使得电脱水器的处理能力明显下降。本文中采用模拟聚合物驱采出液研究了聚丙烯酰胺对聚合物驱采出液油水分离特性的影响规律 ,研制了一种适合聚合物驱采出液热化学脱水的破乳剂 ,并通过模拟原油热化学脱水试验初步确定了聚合物驱采出液热化学脱水的技术参数。1.聚合物对模拟聚合物驱采出液油水分离特性的影响经在现场用分液漏斗取样观测 ,大庆油田聚合物驱采出液为Ｗ…     

聚合物驱油井化学增产技术研究

随着聚合物驱油生产规模的扩大，聚合物驱采出液的浓度和粘度相继升高，造成聚合物驱油井产液量大幅度下降，严重影响油井产量。研究了一种聚合物驱油井化学增产技术，给出化学增产处理剂配方。并介绍了施工工艺特点及矿场实际应用效果。     

抽油机井合理生产压差的计算

运用多相管流的原理计算出已投产井的井底流压，拟合出采液指数，结合区块的油藏资料，预测区块IPR曲线，并根据油藏配产，确定该区块的合理生产压差，从而解决了新区产能建设中因缺乏井底流压等试井资料而无法计算合理生产压差的问题。     

聚合物驱采出液油,水分离特性

聚合物驱油作为一项提高采收率、增加原油产量的有效开采技术，在特定条件下以其驱油效果好、提高采收率幅度大、经济效益高等特点已经在世界范围内得到了承认。但是聚合物驱后，随着采出液中含有大量的聚合物使油、水分离变得更加困难。本文从聚合物驱油矿场试验的实际出发，以大量的矿场实测数据为依据，着重论述了在采出液中含有不同浓度聚合物的情况下油、水重力沉降分离特性和电化学脱水特性，分析了聚合物水相增粘对油、水沉降分离速度，油、水乳化强度、采出液含水率变化和电化学脱水等方面产生的影响，并针对这些问题提出了研究解决的途径和工程设计中应注意的一些问题。     

低渗透率油层聚合物驱油特点及效果

本文介绍了尚未结束的萨北厚层试验区萨Ⅱ１０－１６低渗透率油层聚合物驱油的效果和“一高二低一快”的特点，即注入压力高，产液指数低，生产流压低，中心井含水率回升速度快。该试验区预计最终提高采收率８％以上     

含水率、聚合物浓度及分子量对采出液稳定性的影响

聚合物驱油技术作为一种新型的驱油技术已经在大庆油田推广应用,其采出液是一种不同于水驱采出液的新型油水混合体系,与水驱采出液相比,由于聚合物的注入,油井采出液的含水率明显下降,采出液油水乳状液稳定性增加,进而导致了油水分离速度的明显降低及脱水难度的明显增加。本文研究了采出液的含水率、聚丙烯酰胺（以下简称聚合物）浓度及分子量这3种反映聚合物驱采出液和水驱采出液差别的因素对采出液性质的影响规律。     

气井产能的影响参数敏感性分析

影响气井产能的因素多种多样,为了具体描述各因素对产能的影响,以长庆气田为例,利用气藏工程和数值模拟方法,从地层系数、产水、非达西流系数、地层压力、表皮系数等几个方面定量分析了各因素对不同储层条件下气井绝对无阻流量的影响程度。研究表明：地层系数是影响气井产能的主要因素;边界和地层非均质对气井产能影响很大;对于产水气井,应严格按照控水采气技术政策合理开采,避免水淹;随着非达西流系数的增大,气井产能不断降低;在气井的生产过程中,必须合理利用地层能量;当表皮系数由0增加到6时,其无阻流量为不受污染时的60％～70％。因此,防止储层污染、对储层进行有效改造、合理利用地层能量是获得气井高产的重要保障。     

柱塞气举特性分析

利用柱塞－液段运动微分方程,用数值求解的途径分析考察了注了压力、油管井口压力、油井产液指数和含水率对柱塞气举的产量、循环周期和注入气量的影响。实际计算结果表明,注气压力增大,对日产液量和注气量影响很小,不能改善气举要油效率,井口压力增大,将导致日产液量下降,日注气量增加;而产液指数和含水率增大,将导致产液量和注气量相应增加     

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东濮凹陷户部寨气田卫79－9井因储层低渗致密、单井因素储量小、生产压降快、自然产能低、生产受地层产水影响较大,稳产基础薄。针对该井生产特征,在开发初中期,先后应用和完善了合理工作制度自喷带水采气,泡沫排水采气和间歇气举排水采气工艺,应用这些工艺,使压降储量采出程度达65．8％。气井进入开发后期,产能进一步降低,带水能力显著下降,泡沫排水及间歇气举已无法使气井正常生产。通过对该井生产特征详细诊断,明确了后期工艺措施效果变差的原因是参数选择不合理、气举参数没有达到雾流稳定带液量小气量。计算结果表明要使该井井筒下部流体由段塞流变成雾流,气举井口初始产气量（启动气量）必须大于40830m^3/d,维持该井连续带液生产,井口产气量必须稳定在27125m^3/d以上。优化气举参数后,采出程度提高了9％,取得了可观的经济效益。     

聚驱井增产措施后高耗能治理方法探讨

油田开发进入特高含水期后,为提高油田最终采收率,会向油层注入化学剂、气体溶剂或热采。聚合物驱油是某大型油田较为成熟的三次采油方法,聚驱井在投产初期见到了较好的开采效果,为进一步释放地层能量,许多聚驱井都有压裂等放产措施适时跟进。由于聚驱井采出液黏度高的原油物性、压裂后产量大幅提升的生产现状,聚驱井压裂后日耗电量也随之明显增加,成为制约单井经济效益提升的重要因素。针对某聚驱井压裂后日耗电陡增187%的问题,从开源节流的角度出发,在不增加投入成本的前提下,科学论证机型选择,合理选择抽汲参数,运用功率法调整平衡,见到了日耗电量下降269.8 kWh,节省电费15 000余元的良好效果。     

变形介质低渗透油藏的产能分析

在低渗透油藏中，由于多孔介质孔隙和喉道较小，固液作用显著，因此达西定律已不适应，实验表明，低渗透油藏渗流时存在启动压力梯度，另外，有些低渗透油藏还具有介质变形的性质。尤其是异常高压的低渗透油藏，变形介质的渗透率一般随压力变化呈指数关系，考虑启动压力梯度和介质变形的影响，研究低渗透油藏中直井产量的变化规律，计算表明，低渗透油藏中，油井的产量随启动压力梯度和介质变形系数的增大而减小，随生产压差的增大而增大，对于采油指数，则存在一个最佳压差，此时采油指数最大，在油田的生产中，可通过增大生产压差或者 减小注采井距来提高油井的产量。     

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文章在对气液两相渗流理论调研的基础上，考虑了凝析气藏反凝析和产水的三相流特点，从达西渗流定律入手，根据物质守恒原理，引入气、油、水多相流拟压力，建立了三相流产能方程，给出了无阻流量计算公式，详细描述了根据产能试井数据建立产能方程的步骤。文章提出的方法既适用于地层压力低于露点压力的反凝析气井两相流，也适用于产水凝析气井的三相流，目前气水或油气两相流产能方程只是新方程的特例。对某凝析气藏实际产能试井数据进行了分析计算，表明由于出水凝析气井不仅要克服凝析油的渗流阻力，还要克服水相渗流阻力，多相流产能远远低于单相流，对产水量较大的凝析气井而言，在流动压力大大低于露点压力时，不能采用单相流产能方程配产。实例中的多相流产能曲线表明：在同一井底流压下，随气水比的增加，气体产量将减少；在相同气产量下，随着水气比的增加，生产压差将增大。     

大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法

传统气井配产方法应用于大牛地低压、低渗、低产致密砂岩气藏产水气井时,气井的携液潜能得不到充分发挥,累计排水采气量大,最终采收率低。基于产水气藏物质平衡原理、气井产能、井筒压力温度分布预测理论,应用节点系统分析方法建立了产水气井生产动态预测方法,该方法能动态预测地层压力、井底流压、井口油压、产量、采收率随时间的变化;结合连续携液理论提出了产水气井配产新方法,该方法所配气量高于井口临界携液气量,且随时间动态递减,而不是保持不变。大牛地DK3井实例计算表明,新方法能更长时间维持气井连续携液生产,降低了累计排水采气量,提高了最终采收率。     

三元复合驱硅质垢的形成机理及影响因素

在注三元复合液提高采收率的过程中,碱与地层中的矿物质反应,致使采出液中硅铝离子含量增高。在采出井近井地带,由于温度和压力的变化以及不同pH值、不同硬度的水混相,在井下和近井地带产生含有硅酸盐的混合垢。硅酸盐的沉淀受陈化时间、温度、硬离子、盐浓度的影响。     

非达西渗流对低渗透气藏气水同产水平井产能的影响

水驱气藏开采到一定程度就会产水,此时出现的气水两相流动会增大气体渗流阻力,使气井产量急 剧下降。 气井产能的确定是科学合理开发气田的基础,对气井的配产具有重要的指导意义。 根据气水两 相渗流规律的变化,基于稳定渗流理论,引入了气水两相拟压力以及两相拟启动压力梯度,建立了启动压 力梯度、滑脱效应、应力敏感、地层伤害以及近井地带高速非达西影响的低渗透气藏气水同产水平井产能 方程。 研究表明：生产水气比对气井产能影响最大,在气井生产过程中应尽量控制气井见水;随着启动压 力梯度、应力敏感和生产水气比的增大,气井产能不断降低;随着滑脱因子增大,气井产能不断增加;在启 动压力梯度对气井产能的影响中,气相启动压力梯度比水相启动压力梯度所占的权重更大     

水平井开发异常高压低渗底水油藏采油速度研究

针对肯基亚克盐下石炭系双重介质油藏特低渗异常高压的特点,借助数值模拟手段,在单井双重介质地质模型基础上,考虑应力敏感、底水驱动,研究了水平井衰竭式开采的合理采油速度和开采特征。结果表明,影响采出程度的因素包括地层压力、底水能量和应力敏感等。采用衰竭式开发,有限底水将有助于获得较高的阶段采出程度;应力敏感程度越强,阶段采出程度越低;不同采油速度下阶段采出程度存在一个极大值。综合考虑阶段采出程度、地层压力和含水变化,肯基亚克盐下油田石炭系油藏的合理采油速度为2%~3%。