渤海S油田注聚井注入压力界限潜力

渤海注聚油田的井口注入压力界限是在油田早期注水时计算得到的,开始注聚后,由于注入流体的性质发生改变,原有的井口注入压力界限已不适用当前的注入状况,在一定程度上影响了配注。采用压力节点分析方法,优化计算参数,对注聚井井口注入压力界限潜力进行分析研究。结果表明,S油田注聚井井口注入压力界限较原给定的井口注入压力界限(10 MPa)提高幅度可达23.2%~52.3%。研究成果为适时调整注聚阶段的井口注入压力界限、提高配注提供了理论依据。     

海上油田分层防砂分层注聚工艺技术研究

在海上油田聚合物驱油过程中,采用笼统注入方式和传统分层注聚方式驱油效果差,严重影响聚合物驱的开发效果.鉴于此,研究了海上油田分层防砂分层注聚工艺技术——大通径分层防砂工艺和注聚井双管分层注聚工艺,其核心工具为低剪切防堵塞滤砂管和同心双管分层注聚管柱.双管分注具有独立的配注通道,配注准确,通径大,适合大排量注入,且无投捞作业风险,地面测调工作量小;无井下配聚器,井况相对简单,注入聚合物的机械剪切降解小.海上油田4口注聚井的现场试验结果表明,应用分层防砂分层注聚工艺施工成功率100％,聚合物黏度保留率85％以上,并且井口注入压力低.     

以渤海A油田为例分析聚合物驱注入压力

注入压力上升是聚合物驱水井最重要的变化,因此需要重点分析压力动态,治理高压井和低压井,保证注入压力合理上升。文中根据渤海A油田聚合物驱注入井井口压力的变化数据得到了其曲线变化图,并对这些注聚井注入压力的变化趋势进行了归类分析,提出了注入压力不同情况下必须采取的对应策略,总结了一些高压井、低压井出现异常压力的原因和治理措施,最后以某个注聚区为例介绍了治理低压井的方法和措施效果。综合分析渤海A油田10口注聚井的压力变化情况,可将其分为缓慢上升、快速上升、先升后降再升、逐步下降后再缓慢上升等4种类型。当井无法完成配注量时,应及时提高注聚系统压力或降低聚合物的相对分子质量;发现注聚后压力下降时,应及时提高聚合物的质量浓度或配注量,采取有效的调剖措施,或使用更高相对分子质量的聚合物。     

基于霍尔曲线的海上油田早期注聚效果评价新方法

目前用于海上油田早期注聚效果评价的常规霍尔曲线方法主要用来计算阻力系数或残余阻力系数,其他反映注聚动态信息的关键指标难以求取,现有的早期注聚注入系统评价体系尚不完善。基于幂律流体稳定渗流理论,考虑聚合物溶液非牛顿性和多层油藏非均质性,推导了一种新型霍尔曲线公式。通过曲线斜率和截距可以快速求取流态指数和有效黏度等反映地下聚合物溶液流体性质和工作参数变化的指标,并据此建立了海上早期注聚油田注入系统评价指标体系。经岩心驱替实验结果验证,公式计算相对误差在5%以内,满足工程上的精度要求。新型霍尔曲线方法已成功用于渤海S油田注聚井组效果评价,为海上化学驱油田动态跟踪评价和调控提供科学决策依据。     

聚驱单管分注工艺技术

单管分注工艺。聚驱单管分注工艺实现了在井口同一注入压力下,对中、低渗透层加强注聚,又可利用配注器产生节流损失,降低高渗透层的注入压力,限制注入量,从而达到了分层配注的要求。管柱主要由封隔器、配注器等井下工具组成。单管双层分注管柱。在井口同一压力下实现单管双层分注。通过配注器控制高渗透层的注入量,加强中、低渗透层的注入量。单管三层分注管柱。在井口同一压力下实现三层同时注入。管柱通过配注器对三个层段进行分层控制。工艺特点是配注器节流损失可达到2 5MPa ,对聚合物溶液的黏度损失率小于5 %。聚驱单管分注工艺技术@…     

海上油田早期注聚开发特征及注入方式研究

鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,决定了海上油田实施聚合物驱技术应突出一个"早"字。针对渤海典型油田油藏特点,通过油藏工程方法和数值模拟手段研究了海上早期注聚的注入时机、注入压力特征、注入方式和开发效果。研究表明,与陆地传统聚合物驱模式相反,海上油田早期注聚的注入方式适宜先注低浓度聚合物溶液后注高浓度聚合物溶液的组合驱替方式,以达到将聚合物驱注入时机提前和使油田开发全过程保持较高的注采速度的目的。早期注聚开发模式在L油田现场实施后,采油速度一直维持在近3%,使油田保持了较旺盛的生产能力,证明海上油田实施早期注聚及其开发模式是可行和高效的。     

深层气藏压裂改造降低施工摩阻技术

川西深层气藏属于深—超深、致密—超致密砂岩气藏,储层具有破裂压力高和延伸压力高的特点,经过分析,降低施工摩阻是降低施工压力的有效手段。通过施工管柱合理配置、注入方式优化、纤维加砂、延迟交联压裂液、支撑剂段塞等方式,形成了深层气藏压裂改造降低施工摩阻工艺技术体系,并在LS1井进行现场应用。采用多级段塞、小粒径陶粒、低砂比、低伤害压裂液、纤维加砂等降低施工摩阻集成技术,近井摩阻降低了9.47 MPa,弯曲摩阻降低了7.61MPa,同时延程摩阻降低了4～5 MPa,成功完成了80 m3加砂压裂改造。压后日产气1.098 0×104m3/d,日产水为10.7 m3/d。     

聚合物驱前区块整体调剖在普通稠油油藏的应用

为了控制聚驱过程中聚合物窜流,河南古城油田泌123区块实施了聚驱前整体深部调剖.选择聚合物铬凝胶为调剖剂,分较低、较高浓度的两个段塞注入,两段塞体积比为0.75:0.25,成胶时间分别为24、10小时.该区块14口注聚井中,4口油井转注聚井除外,其余10口井同时进行聚驱前调制,调剖厚度2.0～6.5m,调剖半径35～50m,调剖剂单井注入量1718～6943m3,总注入量35526m3.调剖后10口井注入压力、启动压力上升,视吸水指数下降,平均改变量分别为+5.1MPa、+5.18MPa、-5.1m3/d·Mpa;两口井同位素测试数据表明调剖后吸水剖面大幅改善.古泌123区块注聚1、2、3年时产出液中聚合物浓度分别为63、128、157mg/L,与其他6个注聚区块相比,均大幅减少.     

锦州油田中高含水期聚合物驱特征分析及改善措施

对锦州油田5年来聚合物驱矿场实践进行了生产特征分析:注入井井口注入压力平均上升2.1MPa,注聚区8口注入井对应22口采油井几乎全部见到增油效果,单井平均含水由见效前的80%下降到65%;采油井见效后伴随聚合物产出且产出浓度快速上升,聚合物产出高峰早于产油高峰约8个月,产聚浓度约为井口注入浓度的40%~60%。为改善注聚效果采取了一系列优化注聚措施,主要是实施分注以及全过程调剖,降低低效循环,扩大波及体系;采油井开展提液措施,扩大聚合物驱效果。     

油田规模增注聚合物水驱工程分析（二）

四、油田可行性试验由于预测一个特定油层对注聚合物的反应如何几乎是不可能的,一般情况下需要进行油田注入试验。许多工程的经济效益严重受聚合物注入速率的影响。由于聚合物溶液比水粘,要保持相当的流率则必须提高井口压力。当压力达到最大的注入压力时,注入速率则将相应下降。由聚合物而增产的采油量可能被油田注入速率的降低而大大推迟。应该收集注入试验各阶段的数据,以便于此后全油田开展增注聚合物水驱工程。因此,除油井压力数据和注入速率外,     

海上热采注汽管柱设计方法及应用

渤海油田石油资源以稠油为主,多元热流体吞吐是动用海上稠油资源的有效技术手段.现场注汽井多以水平井、大斜度井为主,井身结构复杂.注汽管柱在下入、注汽生产以及上提解封过程风险大.热采井注汽管柱设计是保证管柱下井安全及顺利施工的关键.本文通过空间双向弹簧元模型建立了海上热采井注汽管柱力学模型,并针对渤海油田某区块注汽井进行了...     

渤海蓬莱油田注水井酸化摩阻的确定及对酸化效果的影响

由于蓬莱油田注入水水质差，注水井堵塞快，为保证油田注水量需开展大量水井酸化，成本较高，为了降本增效，急需提高酸化技术水平。由于酸化工艺最重要的两个参数是压力和排量，而且酸化摩阻的计算直接影响着酸化压力。结合实例，该文章对酸化摩阻进行了研究，发现传统酸化摩阻按照配注量计算，得到的井口酸化压力是个定值，实际上酸化排量通常比配注量大，导致摩阻计算偏小，酸化压力也会偏小。为此，该文提出了酸化摩阻和井口酸化压力应随酸化排量改变的观点，在实际应用中，水井酸化效果得到明显改善。     

基于侧钻水平井完井管柱的摩阻分析

分析并建立了弯曲井段的受迫弯由摩阻计算模型,对新疆百口泉油田百鸟18井、8607井完井管柱入井的井口栽荷进行了计算.计算结果表明,所建立的摩阻计算模型误差小于±10%,验证了模型的准确度.该模型具有改进完井管柱的设计、使完井管柱下入阻力减小、预测实钻井眼中完井管柱下入的可能性等优点.     

一种注水井大通径分层防砂工艺管柱

越来越多的海上油田步入开发中后期，储层压力衰减严重，致使产量递减率大，严重影响油田开发效益。注水开发是补充地层能量保障油田稳产的最佳手段。针对海上油田出砂严重及大注入量需求问题，研究了一种适用于海上注水井的大通径分层防砂工艺管柱，通过管柱关键工具的优化设计，使得防砂管柱全通径由?120.65 mm提高至?152.4 mm；分层注水管柱中心管由?88.9 mm增大至?114.3 mm。该管柱可以提高单井的最大注水量，解决海上油田存在的井口压力受限导致注水量受限和无法满足油藏配注要求等问题，同时也利于后期的修井、弃井作业，为分层防砂工艺管柱设计提供参考。     

BHJ3-D注聚井解堵剂效果评价与应用

聚合物驱是一种常用的提高采收率技术.随着注入量的增加,聚合物溶液与地层的固体颗粒相互作用形成复合垢,在地层孔隙中发生堵塞,影响聚合物的继续注入,降低聚驱的效果.文章通过BHJ3 -D解堵剂对聚合物溶液的降解实验、现场堵塞物的溶蚀实验研究,确定了BHJ3 -D解堵剂的使用浓度及反应时间,物模试验结果表明,BHJ3 -D解堵剂能够有效地解决聚驱造成的地层渗透率降低、注聚压力升高等问题.2009年10月在渤海JZ9 -3油田W8 -4井进行了现场应用,目标层吸水强度大幅提高,达到了注聚井改造的目的.     

一种聚合物地下黏度计算新方法

目前常采用经验法计算聚合物驱油田聚合物地下黏度，但该方法仅能得到黏度范围，而非特定数值。针对该问题，通过聚合物驱渗流公式转换及油藏工程理论等，建立了聚合物地下黏度与井口注入压力、累计注入聚合物量间的关系，提出了一种求解聚合物地下黏度的新方法。实例表明，新方法得到的渤海L油田4口注聚合物井的聚合物黏度分别为3.79、5.19、2.48、6.37，与常规方法计算结果基本一致，与经验法相比，可以得到精确数值。该研究对注聚合物油田措施调整起到理论指导作用。     

海上稠油油藏早期注聚压力与注聚时机研究

渤海油区属于典型的海上稠油油藏,目前水驱采收率不高,聚合物驱提高采收率潜力较大.鉴于海上油田开发平台寿命的时效性和开发投资的风险性,使得海上稠油油藏早期注聚时机和注聚压力特征不同于陆地油田中后期注聚.利用数值模拟手段和油藏工程方法,研究了渤海油区典型常规稠油油藏早期注聚压力特征、注聚时机及其影响因素;利用中心组合实验设计方法,建立了早期注聚压力变化与其影响因素之间的关系式.结果表明:海上稠油油藏早期注聚压力受5个因素影响,影响程度由大到小依次为聚合物溶液粘度、油藏渗透率、注入速度、注聚时机和原油粘度;注聚时机受原油粘度和油藏渗透率制约,原油粘度越大、油藏渗透率越低,注聚时机则越晚,渤海油区稠油油藏早期注聚的合理时机在含水率大于20％以后,极限注聚时机在含水率为10％.     

大斜度井注水井筒压力场计算模型分析研究

我国陆上油田为提高采收率而陆续进入注水开发时期,采用大斜度井分层注水的作业方式数量逐年增加。为研究大斜度井注水管柱井筒压力分布规律,建立了井筒压力场计算模型,并通过分析注水过程中流体在注水管柱内外空间的流动过程,得到摩阻系数作为不定常数时,流体摩阻引起注水管柱内流体压降变化,最后通过两口大斜度注水井的管柱数据,对已建立的井筒压力场模型进行计算验证,得到井筒压力随井深的变化曲线,发现曲线线性度较好,井斜角变化越大而井筒压力增加越快的规律,所得压力数据可用于求解注水管柱变形量等其他力学参量。     

注聚井用SC-3型双季铵盐基复合防堵剂

大庆聚合物驱油田出现了注聚压力上升甚至注入困难问题。其原因是聚合物在地层孔隙中吸附滞留和沉淀及吸附油膜导致聚合物堵塞。采用井距150m的一注一采井组模型，在水驱至含水90％时注入1000mg／L的聚合物，用数值模拟方法计算出，沿程压力在0～40m区间出现上升快、峰尖锐、拖尾明显的高峰。而现用强氧化荆／复合酸／转向剂型解堵剂的作用半径仅有3m。为此研制了由能形成分子沉积膜的有机双季铵盐（5g／L）、有洗油作用的表面活性剂和高价阳离子螫合剂（各0．5g／L）组成的复合解堵剂SG-3。讨论了SC-3中各组分的作用。经SC-3处理的人造岩心（K=0．5μm^2）。在连续注入800mg／L的聚合物时，注入压力上升较慢且稳定值较低（0．55MPa，空白岩心为0．70MPa）。杏四区西部聚驱区块新投产的5口注入井．于10月8～10日注入800mg／L的SC3．平均单井注入300m^3，投入注水后的防堵井和4口对比井注入压力持续下降，防堵井下降更快，2005年3月底均下降4．1MPa，此后开始注聚，注入压力均迅速上升，5月底对比井注入压力升至11．0MPa，防堵井只升至9．7MPa。图3表1参3。     

一种海上油田注聚井解堵体系的室内研究

聚合物驱油技术是目前国内各大油田三次采油技术中提高采收率的一种主要技术措施。但随着注聚的不断注入、向前推进运移,因聚合物的黏弹性以及存有不溶物残物,导致注聚井注入压力逐渐升高,出现注聚井注不够、注不进的现象日趋严重,影响正常生产。针对海上油田生产特性和注聚井情况及堵塞物的深入细致分析,通过堵塞物分析、解堵剂稳定性、聚合物解堵实验、堵塞物解堵等实验研究,室内研发出适合海上油田注聚井解堵的一种有效、安全、可靠的解堵剂。