海上高含水油田稳油控水技术研究及应用

海上边底水油田在生产过程中含水上升快,短期可达90%以上,而常规找水、堵水技术不能满足现阶段要求。为降低含水率,提高单井产能,研制了适用于海上油田的稳油控水技术,该技术集控水、稳油、防砂为一体,可对水平井进行分段开采,减缓水锥突进,达到稳油控水目的。该技术现场成功实施4口井,措施后日产油量由47m³ /d 升至53m³ /,含水率由95%降至93%,取得了较好的稳油控水效果。该项新技术的成功应用,解决了海上油田含水上升过快的问题,延长了油井稳产时间,提高了单井产能,对高含水油田的高效开发具有借鉴意义。     

高含水油田气举找水测井技术及应用

高含水油田气举找水测井是利用气举排液方法模拟生产油井的生产状况，采用目前国内先进的生产测井手段，确定井下产层的分层油、水产量的产出剖面测井技术。介绍了该项技术的气举工艺设计、测井系列和测井施工方法及测井资料的解释方法。近年来在大港油田的应用效果表明，该项技术具有测试工艺简便、录取参数全，解释精度高、经济效果好的特点，可为高含水油田的稳油控水、增产挖潜提供可靠的依据。     

新型AICD控水性能试验研究及应用

海上油田进入中高含水期,油井见水后含水上升很快,严重制约了油田的高效开发。鉴于传统的自动流入控制装置(AICD)控水工具的局限性,以及海上油田水平井开采面临的技术难题和现实问题,研发出两种新型自动流入控制装置。利用数值模拟软件分析其内部流动规律,分析了流体黏度和含水体积分数等主要因素对控水效果的影响规律。仿真分析结果表明:新型AICD对水产生的过阀阻力大于油的过阀阻力,其控水能力表现为含水体积分数越高,流过控水阀的压降越大。通过地面试验模拟井下生产状况,对比研究了新型AICD对不同黏度及不同含水体积分数流体的过流性能。AICD防砂控水方案实施后,解决了海上油田含水上升过快的问题,现场应用效果表明,AICD完井工艺能均衡水平井产液剖面,降低水平井的含水体积分数,具有控水稳油甚至增油的效果。     

基于多段井模型的海上油田新型控水技术可行性研究

新型控装置(AICD)具有对水相的智能识别和抑制功能。通过建立海上某高渗底水砂岩油田多段井模型,对AICD技术进行了数值模拟研究。研究表明,采用AICD技术能抑制底水锥进速度、扩大底水波及面积、降低油井含水率和提高油井产量;在油田综合含水达到80%前实施AICD技术增油效果最好,而在目标油田综合含水92%的情况下进行AICD完井仍能有效增加油井产量。AICD技术为海上油田控水技术的发展提供了新的思路。     

海上油田调驱技术研究与实践

渤海湾海上常规稠油砂岩油藏,储层非均质性严重、胶结疏松,长期注水开发,储层的平面和纵向非均质性加剧,导致油田开发过程中含水上升快、产量递减快等问题出现。调驱技术作为一项改善中高含水油田开发效果、控水稳油、实现油藏稳产的重要技术措施得到广泛应用。针对海上油田开发过程中存在的问题,中国海油开展了各种调剖、堵水、深部调驱等技术研究与应用。文章主要介绍了弱凝胶调驱、冻胶深部调驱、纳米微球调驱、氮气泡沫压锥、改性稠油堵水等调剖技术的技术原理和应用情况。应用这些技术与工艺,取得了较好的增油控水效果,为油田中高含水开发提供了技术保障。     

油田高含水期稳油控水采油工程技术概述

针对油田高含水期存在的问题进行分析,进一步对油田高含水期稳油控水采油工程技术措施进行探究,旨在全面提升油井产油量,降低含水率,促进油田生产目标的顺利实现,仅供相关人员参考。     

海外河油田堵水技术

海外河油田为注水开发稠油油田,1989年投入开发以来,受笼统注水及边底水的影响,油田综合含水逐步上升,综合含水已近80%,限制了油田的高效开发。从油田地质分析出发,针对高含水油井的特点,确定了油井堵水选井原则及相应的堵水工艺,并重点对F908系列堵水剂进行了室内性能评价和应用效果分析。结果表明:目前应用的堵水工艺能够满足海外河油田稳油控水的需要。     

FS-RPM相渗调节剂在控水防砂中的研究与应用

针对油田开发中后期油井防砂后含水上升快、稳产期短的问题,制备了一种适用于高含水油井防砂用的FS-RPM相渗调节剂,该材料既可以配制成处理液改善近井地带控水能力,又可以化学锚定到石英砂表面制备成控水砂提高充填层的控水效果。性能评价结果表明,在80℃、矿化度30000mg/L的条件下,其标准流体阻力比(NFRR)大于3,具有较好的控水能力。FS-RPM相渗调节剂和负载型控水砂在QTQ9-10井的应用情况表明,措施后油井含水率下降了21%,控水有效期达到380d,累计产油758t,取得了明显的控水稳油效果。     

塔河油田4区含水上升问题的诊断和分析

缝洞型碳酸盐岩油藏属于非均质较强的油藏,储集体横向变化大,油水变化规律性差。目前国内外虽然有很多关于控水方面的研究和技术,但大多是针对如何堵水的工艺和化学技术,很少涉及地质、油藏和含水上升问题的机理。实际上油井含水上升有多种多样的机理,机理不同,控水的措施就有所不同,因此控水的关键是含水上升问题的诊断。根据新疆塔里木盆地河油田4区的生产动态数据,采用CHAN的水油比诊断图等方法,从地质、油藏工程的角度分析了碳酸盐岩油藏含水上升的机理,对油田的含水上升问题进行了初步诊断和分析,为油藏下一步开展切实有效的控水稳油措施提供了依据。     

海上油田电控智能控水采油工具研制及性能评价

为了解决渤海油田高含水阶段生产井分层控水采油难题,提高生产井的稳油开发效果,研制了电控智能控水采油工具。工具采用单芯电缆实现井下供电和通讯,设计采用多测试通道并列结构,配备流量、含水率、温度和压力实时测试功能;采用超声波时差法测量单层产液量,采用射频法测量单层产液含水率,能够根据各层含水情况进行实时控制,实现生产井生产时的控水稳油。工具性能试验结果表明,电控智能控水采油工具在60 MPa压力下密封性能可靠,120 ℃温度下工作正常,含水率测量范围0~100％,在流量高时流量测量精度高,满足海上油田现场应用要求。电控智能控水采油工具为海上生产井实现分层采油、高效稳产开发提供了新的控水工具,也为下一步海上油田现场应用奠定了技术基础。      

海上X油田水平井智能分采管柱卡堵水潜力井筛选及应用效果分析

水平井高含水治理是水驱油田开发中后期面临的主要难题。海上X油田水平井高含水治理措施难度大、费用高,而智能分采管柱卡堵水技术由于其成本低、作业简单、风险小等特点,适合于海上油田进行水平井卡堵水试验。通过分析X油田油井完井方式、目前含水状况、累产油量、储层非均质性和见水时间等因素,确定出X油田“水淹”井剩余油潜力大小及工程条件可实施性,最终筛选出5口具备水平井智能分采管柱卡堵水潜力的试验备选井,并依据1口井的卡堵水实例进行实施效果分析,结果表明利用智能分采管柱进行大段“找水、堵水”现场应用效果较好,值得进一步推广应用,为后期油田“控水、增油”提供技术借鉴。     

海上高含水稠油油藏治理对策研究

为探究海上高含水稠油油藏的治理方法,针对海上稠油油藏储层物性好、水利能量充足、单井产液量高、原油黏度高和油井高含水等特点,通过建立井组地质模型,采用油藏数值模拟方法,研究不同驱替开采方式和注采参数对抑制、延缓底水锥进的效果.研究发现:(1)针对海上稠油油藏的敏感性分析,注入介质＞地层倾角＞渗透率韵律＞级差;(2)0.2...     

渤海X油田不同射孔方式下均质油层纵向剩余油分布规律研究

渤海X油田已进入高含水开发后期,油水关系复杂,针对纵向动用不均匀的问题,利用人造物理模拟岩心,开展油水井不同射开部位生产条件下厚油层纵向上剩余油分布规律研究。结果表明,注入井上部射开、生产井全部射开效果最好,最终采收率最高;优化射孔方案可以改变油水流动方向,但受重力分异作用影响,剩余油仍主要集中在储层顶部。将研究成果应用于油田生产,其中X1井投产后日产油达200 m3,无水采收期长达2年。该方法对于改善厚油层水驱效果具有一定效果,可在海上油田适度推广。     

海上油田全寿命控水完井技术研究及现场试验

为了解决海上油田砂岩底水油藏水平井开发过程中底水快速锥进的问题,在分析流入控制装置（ICD）和自动流入控制装置（AICD）控水完井技术的优势与不足的基础上,研究了海上油田全寿命控水完井技术。该技术结合ICD和AICD控水完井技术的优势,在油井投产初期通过抑制高渗段来均衡水平井水平段供液剖面,投产中后期通过“自动控制流量”来抑制水平段高含水段出液,实现自动控水,起到延缓油井含水率上升的作用。海上油田全寿命控水完井技术在X油田H油藏W1井进行了现场试验,与同油藏生产井对比发现,该技术对水平井开发过程中的含水率上升有抑制作用,值得扩大规模试验。      

海上油井井筒结蜡剖面预测新模型

为了缓解井筒结蜡给海上油田油气开采造成的消极影响,研究了海上结蜡油井的蜡质沉积规律,并建立了一种海上油井井筒结蜡剖面预测新模型。该模型基于对4种现有模型的机理分析,采用理论与试验相结合的方法,综合考虑了分子扩散、剪切弥散和蜡层的老化与剥蚀损失等结蜡机理。通过实例对新模型与4种现有模型的结蜡剖面预测结果进行了对比分析,并结合渤海油田海上结蜡油井的生产数据,检验了新模型对结蜡井筒流体温度和压力的计算精度,新模型计算井口温度的相对误差为1.32%,计算井下压力的相对误差为0.30%,计算精度良好;利用新模型分析了生产时间、产量、含水率和生产气油比等影响结蜡因素的敏感性,认为结蜡厚度随生产时间递增,受产量和含水率的影响较大,受生产气油比的影响相对较小。研究结果表明,新模型能够较为准确地预测海上结蜡电动潜油离心泵油井井筒的结蜡剖面,可以为海上电潜泵结蜡井的清蜡防蜡工艺优选与实施提供指导。      

海上注水开发油田单井经济极限含水率分析

经济极限含水率对注水开发油田具有重要的经济意义,目前行业标准笼统选取98%的含水率作为单井经济极限含水率,没有考虑经济因素,显然有失合理性。为合理确定不同经济条件下的单井经济极限含水率,评估单井生产是否具有经济效益,基于油价、油田实际产出、成本、税金等经济参数,运用投入产出平衡理论,首次推导出海上注水开发油田单井经济极限含水率计算模型。以渤海Q油田为例,计算了不同油价、不同采油速度下单井经济极限含水率,并绘制相应图版,评价了油井生产是否具有经济效益。结果表明：成本一定时,油价和采油速度对经济极限含水率影响较大,经济极限含水率随油价的升高而增大,随采油速度的增大而增大。对具有高采油速度的海上注水开发油田而言,高油价（$100/bbl,1 bbl=0.159 m³）下的经济极限含水率高达99.11%,远高于目前行业标准规定的98%的经济极限含水率数值,延长了油井高含水期效益生产的寿命,大幅度提高了单井经济效益,对海上注水开发油田单井生产策略具有重要的指导意义。     

喇嘛甸油田开发经济界限的确定

利用盈亏平衡原理，依据喇麻甸油田实际开发资料，推导出了关井含水界限、单井产量界限、措施井实施界限等经济界模型及相应图版，参考含水、产量、措施界限，对喇嘛甸油田南中块的地层条件差、低产液堵水井、注采不完善和高含水等4种类型无效井提出了在生产过程中提高经济效益的几点建议以及相应的治理措施，为油田生产及成本控制起到了指导作用。