海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。     

海上稠油油田地热水驱工艺技术研究及实践

针对海上M稠油油田具有深层高温地热水资源的现状，在对油田地质特性、原油物性及油藏特点等分析的基础上，提出利用地热能提高稠油油藏采收率的新方法。鉴于该油田生产平台未建造注水设施的现状，开发了一种自源闭式稠油地热水驱工艺及配套工具，同时发展“1拖2”共享水源+分层注水或同井抽油注水技术，即1口井采水+助流回注水，1口井地面注水或同井采油注水，提高了井筒利用率。现场实施结果表明，X1井实现了对4个生产层位进行注水能量补充，对应8口油井见效，日产油能力增加387 m³,年增油14.1×10⁴ m³。该工艺对海上相似油田的开发提供了良好的借鉴和指导。     

改进型同井抽注技术在锦州25-1南油气田的应用

锦州25-1南油气田是一个构造复杂、断层发育的区块。为了有效合理开发,提高油气资源采收率,本文设计了在同一口井内实现分层注水或在一口井内实现分层注水和采油的新技术工艺,同时实现注水和采油两种功能,随着海洋石油开发工艺的逐步完善,将污水及循环后钻完井液回注地层,可以起到节约油田的开发成本、保护海洋环境的功能,也为实现同井产液和分层注水注聚提供了技术保障。     

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。     

海上油田同井注采双管环空安全控制技术研究

同井注采工艺技术在海上油田应用时没有双管环空安全控制技术及配套工具。为此,对同井注采双管环空安全控制技术的整体方案与关键配套工具进行研究。在同井采油注水/注气管柱上建立了采油通道、注入通道和采油排气通道,每一通道配套井下安全阀、环空液压控制装置及过电缆封隔器。环空液压控制装置可以通过地面液压控制系统实现井下双管环空的安全控制,在密封活塞开启的情况下可以正常采油、注入和反洗井作业。室内试验结果表明:环空液压控制装置在工作压力条件下整体密封性和反向密封性良好,满足现场使用要求。所得结论可为同井注采工艺技术在海上油田的推广应用提供技术支撑。     

冀东油田南堡1—29平台3口井投产一次成功

2009年8月8日,冀东油田南堡1-29平台3口井投产一次成功,目前生产基本稳定,日产油120t,日产气超过3万m3,不含水。南堡1—29平台是一座海上无人值守自动化导管架生产平台,是冀东油田第一个集油气计量、集输、注水于一体的海上采油平台,设计建设油井10口、注水井6口,目前已完钻11口井,正钻井1口。该平台是冀东油田建设“科技油田”的亮点之一。     

海上稠油油藏同井采注热水驱完井设计与应用

南海X油田为普通稠油油藏,属于边水驱动,储层面积大但厚度薄,投产后存在地层能量快速衰竭、产液量迅速递减的问题。海上油田具有油井投资高、平台面积受限、井槽数量少的特点,不适宜采用地面注水工艺。为解决地层能量补充难题,在调研国内外同井采注技术和经验的基础上,优化设计了一套适合稠油油藏的同井采注热水驱完井管柱,可以将深部高温地层水加压注入至油层,补充油层驱动能量,提高储层温度,降低油水流度比,提高波及系数和驱油效率。现场试验结果表明,该同井采注水完井管柱稳定可靠,以较低成本解决了稠油油藏地层能量补充的难题,邻近油井增产效果明显,为类似油田高效开发提供经验。     

利用油井液面恢复法确定注采关联程度及现场试验

对于多油层注水开发油田 ,定量确定注采关联程度、搞清注入水在油层中的流动方向及向某一方向的流动数量 ,是精细高效注水开发所必须解决的问题。目前常规方法是利用采油井和注水井平面分布位置及油层物性资料定性确定 ,主观因素大 ,常与注采关联实际不符。根据物质平衡及干扰试井原理 ,测试注水井工作制度改变前后平面对应油井的液面恢复曲线 ,计算两条恢复曲线所围成的面积 (ΔS)及其占相应井组总面积的比例 (η) ,其大小反应了平面对应的采油井与注水井之间有无关联及关联程度。注采井组现场试验及油井分采结果证实该方法是成功的。与注示踪剂、干扰试井等方法相比 ,该方法具有诸多优点 ,可指导油田高效注水开发。     

采油厂的节能采油方式

为了提高采油厂生产的经济效益和实现节能减排,目标采用节能采油方式。对采油厂的原油生产的投入产出进行分析,对油井的节能采液方式和注水井的技能注水方式进行确定计算。提出了定期对所有油井进行经济分析,对高含水井实施堵水新工艺,对开发晚期油田的耗能较大的油井的生产进行优化,解除低产井近井地带的各种堵塞,对油井采取有效的防蜡、防垢和缓蚀等工艺,对有杆泵井进行优化设计和将不盈利井和高含水井提前关井等优化采液措施。优化各类地层的井网密度,采用点状注水和周期注水,消除过量注水。监测和确定开发晚期油田的日月涨潮周期,在涨潮和裂缝打开时停止注水或限制注水。而仅在退潮和裂缝闭合时注水,以大幅度降低注水量和节约电能等节能注水措施。     

挪威远海Grane稠油油藏的注气与注水优化开采技术

海上油气田的开发不但受施工作业条件的限制 ,而且受环境保护法规的严格要求。Grane油田注水与注气优化开采技术是一项独具匠心的研究成果 ,文中对Grane油田的概况、海上采油平台、油井、注气井与注水井的部署和生产原油的外输均进行了详细的论述。     

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术,但是失效井比例逐步增大,极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上,对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明,溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异,但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效;注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵;主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。     

单井缝洞系统注水对含水率的影响分析

对塔河油田和塔里木油田缝洞型油藏单井缝洞系统部分油井注水引起含水率大幅升高的现象进行研究,分析了注水对油井含水率的影响机理.通过分析储层特征,简化单井缝洞系统,并结合理论计算分析来认识缝洞系统内油水界面的变化规律,结果表明:油井见水后对单井缝洞系统进行注水替油会对油井含水率和产油量有较大的影响,即油水界面距离井底较近的...     

提高非均质砂岩油田水驱采收率的新思路

在非均质、低渗透砂岩油田水驱开发的中后期,剩余油分布具有如下特点:①注采井网不合理在单砂体中造成有采无注,有注无采及注采失调,从而形成剩余油。②砂体单向受效,在翼侧形成剩余油。③砂体非均质严重,在高渗透地带造成水窜,在低渗透地区形成剩余油。基于剩余油分布的上述特点,分析目前开发剩余油所普遍采取的两种方法具有的不足,即井网加密受到储量丰度的局限及油田综合调整具有复杂、工作量大、难于管理、成本高,使上述剩余油在注水与采油分井进行的开发模式下很难得到充分开发,因此提出了开发剩余油、提高非均质低渗透砂岩油田水驱采收率的新思路——同井分层注、采开发模式,并以大庆葡萄花油田南部(葡南)为例进行了效果预测,结果表明:利用该模式可使葡南油田水驱采收率比标定值提高3.7%。     

三塘湖油田牛圈湖区块西山窑组油藏注水开发对策

三塘湖油田牛圈湖区块西山窑组油藏为特低渗、低压、低流度的“三低”砂岩油藏,在开发初期存在注水开发效果差、产量低等问题。为了提高注水开发效果,通过生产动态统计分析、油藏工程和数值模拟方法研究,重新界定了注水技术政策界限,实施超前温和注水,同时论证了合理的井网井距,实施井网加密调整,并刻画出有利建产区,实施滚动建产。通过一系列对策实施,牛圈湖区块西山窑组油藏注水开发状况逐步好转,直井开发区地层压力保持平稳,含水率控制在55%以内,产油量自然递减率下降到10%左右,采油速度最高达1.04%,目前仍保持在0.70%以上,产油量保持稳定,预测牛圈湖区块西山窑组油藏南区和东区的采收率分别为24.5%和18.1%,好于开发方案标定的18.0%。     

渤海边际油田远程遥控无人注水工艺设计与实践

为提高远距离依托注水开发的边际油田经济效益,降低开发门槛,提出远程遥控无人就地注水开发方案.在远程注水方案的基础上,利用平台设置水源井提供注水水源,并设置水源井水处理设施和注水处理设施,通过自动化升级和可靠的远程监控实现就地无人注水,进而简化工艺流程,便于无人常态化操作,日常人员登平台频率可达7?10 d.不必敷设长距...     

超低渗透油田强化注水的措施分析

在油井含水量不断上升的背景之下,为了能够稳定油田的产量,并且为社会的发展提供足够的石油能源,那么石油企业就需要对油田注水工艺进行深入分析,因为该项工艺的效果可影响油田的产量以及油田生产产品的质量。只有在重视油田注水质量并且提高质量的前提下,才可以做好低渗透油田的注水工作,并保证油田在后期开采期间可不断提高注水的效率,从而达到稳定油田产量的目的。因此,主要针对低渗透油田注射开发的相关技术进行研究和分析。通过先分析超低渗透油田的特点,以及超低渗透油田的地质构造,提出超低渗透油田强化注水的具体措施。     

新立油田低渗透油藏超前注水技术实践与应用

针对新119区块低渗透、低丰度油藏递减快、稳产难、采收率低的特点，采用了超前注水技术开发。在油藏研究基础上进行井网优化设计，应用储层整体改造技术保证油井产能发挥，及时进行油藏监测、动态跟踪评价及注水方案调整保证注采关系协调。经新立油田试验区块18个月的生产实践，与相邻的储层性质相同的区块对比，开发同期超前注水区块平均单井产能是滞后注水区块的2．3倍。超前注水开发试验的成功，对同类油田或区块的开发具有借鉴作用。     

胜利浅海单井采油平台的发展过程及浅海采油平台的发展趋势

简述了单井采油平台在胜利浅海海域的石油开发中的发展过程和固定采油平台的发展趋势。     

碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油开采的成功实践

塔河油田主要储渗空间为碳酸盐岩的岩溶缝-洞复合体,非均质性极强,多数井间不连通,油藏采收率仅有12％左右,其封闭型单井油藏年产量递减达到30%~90%、采收率仅有2.5%~5.5%. 在封闭型单井开展注水吞吐替油开采试验,利用重力分异原理注水置换替油并补充地层能量,提高这类油井的产能和采收率。数值模拟研究表明这种开采方式是可行的。通过对110 口井矿场试验与推广,注水132.18×10⁴ t、增油45.25×10⁴ t,单井初期日增油13~164 t、周期增油55~3 076 t,其中典型长停井X81 注水吞吐替油后采收率已提高了12.67 个百分点。